PLAN RAZVOJA
PRENOSNE MREŢE
CRNE GORE
2011-2020
SREDNJOROĈNI PLAN RAZVOJA
PRENOSNE MREŢE CRNE GORE
-za period do 2020. godine (sa smjernicama do 2025.)
Naruĉioci:
Ministarstvo ekonomije
Crne Gore
CGES
ObraĊivaĉ:
NACRT PLANA
APRIL 2011.
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
NAMJENA IZRADE DOKUMENTA ........................................................... 1
1. SKRAĆENICE .................................................................................. 1-1
2. UVOD ............................................................................................... 2-1
3. KRITERIJUMI ZA PLANIRANJE PRENOSNE MREŢE ................... 3-3
3.1 Tehniĉki kriterijumi i ograniĉenja za normalne pogonske uslove .. 3-3
3.2 Tehniĉki kriterijumi i ograniĉenja za oteţane uslove rada .............. 3-4
3.3 Kriterijumi za uvoĊenje novih elemenata mreţe ili za rekonstrukciju
postojećih ...................................................................................................... 3-5
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.3.4
Kriterijumi za uvoĊenje novih elemenata mreţe ................................3-5
Tehniĉka procjena kandidata za izgradnju .........................................3-5
Kriterijumi za rekonstrukciju postojećih elemenata ..........................3-6
Ekonomski kriterijumi ...........................................................................3-6
4. POĈETNI USLOVI ............................................................................ 4-1
4.1
4.2
Model crnogorskog i susjednih EES-a .............................................. 4-1
Planiranje, rekonstrukcija i revitalizacija prenosne mreţe ............. 4-4
5. PROGNOZA POTROŠNJE .............................................................. 5-1
5.1
Metodologija prognoze potrošnje...................................................... 5-1
5.1.1
5.1.2
5.2
Prognoza potrošnje energije ................................................................5-1
Prognoza vršne snage ..........................................................................5-2
Razvoj potrošnje elektriĉne energije velikih potrošaĉa .................. 5-3
5.2.1
Preuzeta elektriĉna energije iz prenosne mreţe velikih potrošaĉa,
prikljuĉenih na 110 kV naponski nivo ................................................................5-3
5.2.2
Plan prikljuĉenja velikih potrošaĉa na prenosnu mreţu....................5-4
5.3
Rezultati prognoze potrošnje ............................................................. 5-2
6. PLAN RAZVOJA PROIZVODNJE U PERIODU 2011. - 2020. SA
PROJEKCIJOM NA 2025. GODINU ....................................................... 6-5
6.1 Vrste i glavne karakteristike postojećih proizvodnih objekata....... 6-5
6.2 Analiza proizvodnje i instalisanih snaga HE, TE .............................. 6-6
6.3 Razvoj proizvodnje elektriĉne energije ............................................. 6-7
6.4 Razvoj konvencionalnih izvora elektriĉne energije ......................... 6-9
6.5 Razvoj obnovljivih izvora elektriĉne energije ................................. 6-13
6.6 Pregled potencijalnih energetskih bilansa ..................................... 6-22
6.7 Sistemska rezerva u crnogorskom EES ......................................... 6-23
6.8 Tehniĉki aspekti ulaska u pogon novih proizvodnih jedinica sa
stanovišta njihovog uticaja na sistemske usluge .................................... 6-23
7. ANALIZA PRENOSNE MREŢE ........................................................ 7-1
7.1 Postojeći elementi 400, 220 i 110 kV naponskog nivoa ................... 7-1
7.2 Transformatorske stanice i transformatori 400, 220 i 110 kV ......... 7-1
7.3 Vodovi .................................................................................................. 7-4
7.4 Procjena ţivotnog vijeka elemenata prenosne mreţe ..................... 7-6
7.5 OdreĊivanje preliminarne liste objekata za rekonstrukciju po
pojedinim planskim razdobljima ................................................................ 7-11
7.6 Osvrt na planove razvoja susjednih EES ........................................ 7-13
7.7 Scenariji postojećih i planiranih tranzita ........................................ 7-15
8. PLANIRANJE PRENOSNE MREŢE ................................................. 8-1
8.1
Postojeće stanje – 2010. godina ........................................................ 8-1
8.1.1
8.1.2
Polazna konfiguracija mreţe ................................................................8-1
Analiza planirane topologije za 2010. godinu .....................................8-1
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Zimski maksimum ...............................................................................................8-1
Ljetnji maksimum ................................................................................................8-5
8.2
2011. godina ....................................................................................... 8-11
8.2.1
8.2.2
8.2.3
8.3
Polazna konfiguracija mreţe ..............................................................8-11
Kandidati za pojaĉanja mreţe ............................................................8-11
Analiza planirane topologije za 2011. godinu ...................................8-13
2012. godina ....................................................................................... 8-18
8.3.1
8.3.2
8.3.3
8.4
Polazna konfiguracija mreţe ..............................................................8-18
Kandidati za pojaĉanja mreţe ............................................................8-20
Analiza planirane topologije za 2012. godinu ...................................8-27
2013. godina ....................................................................................... 8-33
8.4.1
8.4.2
8.4.3
8.5
Polazna konfiguracija mreţe ..............................................................8-33
Kandidati za pojaĉanja mreţe ............................................................8-35
Analiza planirane topologije za 2013. godinu ...................................8-41
2014. godina ....................................................................................... 8-46
8.5.1
8.5.2
8.5.3
8.6
Polazna konfiguracija mreţe ..............................................................8-46
Kandidati za pojaĉanja mreţe ............................................................8-48
Analiza planirane topologije za 2014. godinu ...................................8-58
2015. godina ....................................................................................... 8-64
8.6.1
8.6.2
8.6.3
8.7
Polazna konfiguracija mreţe ..............................................................8-64
Kandidati za pojaĉanja mreţe ............................................................8-66
Analiza planirane topologije za 2015. godinu ...................................8-71
2016. godina ....................................................................................... 8-77
8.7.1
8.7.2
8.7.3
8.8
Polazna konfiguracija mreţe ..............................................................8-77
Kandidati za pojaĉanja mreţe ............................................................8-80
Analiza planirane topologije za 2016. godinu ...................................8-91
2017. godina ....................................................................................... 8-96
8.8.1
8.8.2
8.8.3
8.9
Polazna konfiguracija mreţe ..............................................................8-96
Kandidati za pojaĉanja mreţe ............................................................8-98
Analiza planirane topologije za 2017. godinu .................................8-101
2018. godina ..................................................................................... 8-105
8.9.1
8.9.2
8.9.3
8.10
8.10.1
8.10.2
8.10.3
8.11
8.11.1
8.11.2
8.11.3
8.12
8.12.1
8.12.2
Polazna konfiguracija mreţe ............................................................8-105
Kandidati za pojaĉanja mreţe ..........................................................8-106
Analiza planirane topologije za 2018. godinu .................................8-110
2019. godina ................................................................................. 8-114
Polazna konfiguracija mreţe ............................................................8-114
Kandidati za pojaĉanja mreţe ..........................................................8-115
Analiza planirane topologije za 2019. godinu .................................8-116
2020. godina ................................................................................. 8-119
Polazna konfiguracija mreţe ............................................................8-119
Kandidati za pojaĉanja mreţe ..........................................................8-119
Analiza planirane topologije za 2020. godinu .................................8-121
2025. godina ................................................................................. 8-125
Polazna konfiguracija mreţe ............................................................8-125
Smjernice razvoja mreţe u periodu nakon 2020. godine ...............8-127
9. ZAKLJUĈCI...................................................................................... 9-1
10. PRILOG ....................................................................................... 10-1
10.1
11.
Programski zadatak ....................................................................... 10-2
LITERATURA .............................................................................. 11-1
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
NAMJENA IZRADE DOKUMENTA
Prema Zakonu o energetici Crne Gore [1] (usvojen u aprilu 2010. godine) operator prenosnog
sistema elektriĉne energije duţan je da vrši prenos elektriĉne energije pod uslovima odreĊenim
licencom na principima objektivnosti, transparentnosti i nediskriminatornosti, u skladu sa tim
zakonom. Kako bi ispunio tu, najvaţniju ulogu, odnosno da bi ispunio uslove koji se pred njega
postavljaju u toku operativnog rada, operator prenosa elektriĉne energije je duţan da izradi
desetogodišnji plan razvoja prenosnog sistema (prema Ĉlanu 41 Zakona). Taj Plan mora biti
usklaĊen sa Strategijom razvoja energetike [2] i Akcionim planom [3], odnosno sa planom
razvoja susjednih prenosnih sistema, pri ĉemu se njegovo aţuriranje mora obaviti najmanje
svake treće godine i dostaviti Agenciji za energetiku na odobravanje. U skladu sa tim, operator
prenosnog sistema dostavlja i godišnje investicione planove utvrĊene prema potrebama
korisnika sistema, a koji su u skladu sa izraĊenim desetogodišnjim planom razvoja prenosnog
sistema i prostorno-planskim dokumentima.
Na osnovu [1], definisano je da prenosni sistem elektriĉne energije, u smislu zakona ĉine
postrojenja 110 kV, transformatori 110/x kV i vodovi 110 kV, kao i postrojenja, transformatori i
vodovi višeg naponskog nivoa, do mjesta prikljuĉka korisnika sistema i objekti koji sadrţe
telekomunikacionu i informaciona opremu zajedno sa drugom infrastrukturom neophodnom za
njegovo funkcionisanje.
Operator prenosnog sistema (u daljem tekstu CGES) je nadleţan i odgovoran za tehniĉke
kriterijume planiranja i prognozu potrošnje elektriĉne energije koji su usklaĊeni sa tehniĉkim
standardima datim u mreţnom pravilniku i strategijom razvoja energetike u Crnoj Gori, pri ĉemu
se svake tri godine izraĊuje plan razvoja za sljedećih 10 godina i podnosi se Ministarstvu za
Ekonomiju na odobrenje.
Nacrt Plana razvoja prenosnog sistem Crne Gore je cjelokupan projekat prevashodno
namijenjen da:
-
izradi plan razvoja potrošnje elektriĉne energije svakoj taĉki prenosnog sistema
-
detaljno prikaţe trenutno stanje prenosnog sistema u Crnoj Gori
-
predloţi smjernice za njegov razvoj u skladu sa potrebama korisnika u periodu 2011. –
2020. godina, sa osvrtom na 2025. godinu
-
izradi prijedlog potrebnih investicija u skladu predloţenim sa razvojem prenosne mreţe
Ovaj dokument takoĊe sadrţi sve komponente razvoja koje omogućavaju:
- da se u njega ukljuĉe potrebna sredstva za telekomunikacionu i upravljaĉku opremu koja
bi povezivala Dispeĉerski centar i nove/postojeće transformatorske stanice,
-
analizu ulaska u pogon novih proizvodnih jedinica sa stanovišta njihovog uticaja na
sistemske usluge (mogućnosti vršenja regulacije frekvencije, snage razmjene i napona).
Dakle, svrha dokumenta je da prikupi i obradi podatke svih korisnika sistema i trţišta elektriĉne
energije kako bi se dobio uvid u trenutnu situaciju i predstavio oĉekivani razvoj prenosnog
sistema u budućnosti.
Poglavlja 3 i 4 daju kratak opis kriterijuma i poĉetnih uslova pod kojima je Studija raĊena. Ovdje
je neophodno napomenuti da se zbog prioritetnih projekata u prenosnoj mreţi (DC kabl i TS
400/110 kV Lastva) u izvjesnoj mjeri svjesno odstupilo od nekih kriterijuma za planiranje. Tu se
prije svega misli na kriterijum sigurnosti N-1 kod koga se nije mogla ispoštovati granica od 80%
dozvoljenog opterećenja za elemente prenosne mreţe. Da su se autori pridrţavali tog
kriterijuma u svim situacijama, nakon ulaska TS 400/110 kV Lastva, došlo bi do
predimenzionisanja mreţe i mnogi projekti bi se pojavili kao beskorisni. S toga je u nekim
sluĉajevima dozvoljeno opterećenje i preko 80% termiĉke granice, ali svakako ispod 100%. Tek
nakon zaokruţenog ciklusa izgradnje TS 400/110 kV Lastva, DV 400 kV TS Lastva – TS Pljevlja
i TS 400/110 kV Brezna se pokazalo da su svi kriterijumi planiranja ispunjeni.
Poglavlja 5 i 6 prikazuju planove razvoja potrošnje i proizvodnje. Obzirom na ĉinjenicu da
investitori imaju obavezu traţiti dozvolu za prikljuĉak od operatora prenosne mreţe (CGES), kao
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
i da je operator prenosne mreţe obavezan tom prilikom izraditi elaborat o prikljuĉku, u tim
poglavljima su data naĉelna i moguća rješenja prikljuĉka objekata. Detaljan naĉin prikljuĉenja će
se dati kroz pojedinaĉne projekte koji treba da pokaţu kako i pod kojim uslovima je moguće
prikljuĉiti nove proizvodne, ili potrošaĉke objekte.
U poglavljima 7 i 8 je data analiza postojećeg stanja mreţe, kao i pravci razvoja mreţe do 2025.
godine. postojeći, operativni problemi koji se imaju u mreţi nisu posebno analizirani i oni su
predmet godišnjih planova odrţavanja i remonata mreţe. Posebno je dat kratak osvrt na
budućnost 220 kV mreţe, ali bez posebnih analiza, s obzirom na ĉinjenicu da je to izuzetno
ozbiljna problematika koja se mora posebno analizirati i nije tema ove vrste studije.
Na kraju Studije su dati prilozi sa Programskim zadatkom.
.
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1. SKRAĆENICE
Skraćenice drţava:
skraćenica
zemlja
A
AL, ALB
BG, BUL
BiH, B&H
GR
HU, HUN
CRO
I, IT, ITA
MNE
MK, MKD, FYROM
RO, ROM
SLO, SI
TR, TUR
UA, UKR
RS, SRB
Austrija
Albanija
Bugarska
Bosna i Hercegovina
Grĉka
MaĊarska
Hrvatska
Italija
Crna Gora
BJR Makedonija
Rumunija
Slovenija
Turska
Ukrajina
Srbija
ISO
skraćenica
AT
AL
BG
BA
GR
HU
HR
IT
ME
MK
RO
SI
TR
UA
RS
ostale skraćenice:
CGES
KESH
ATSO, OST
ESO
TEL
MEPSO
EPCG
NOS (BiH)
EPS
EMS
HTSO
MAVIR
ELES
HEP
TERNA
EKC
ETSO
ENTSO-E
UCTE
Ostale skraćenice:
Operator prenosne mreţe crne Gore
Elektroprivreda Albanije
Operator prenosne mreţe Albanije
Operator prenosne mreţe Bugarske
Operator prenosne mreţe Rumuinije
Operator prenosne mreţe Makedonije
Elektroprivreda Crne Gore
Nezavisni operator sistema Bosne i Hercegovine
Elektroprivreda Srbije
Operator prenosne mreţe Srbije (Elektromreţa Srbije)
Operator prenosne mreţe Grĉke
Operator prenosne mreţe MaĊarske
Operator prenosne mreţe Slovenije
Elektroprivreda Hrvatske
Operator prenosne mreţe Italije
Elektroenergetski koordinacioni centar
Evropska asocijacija operatora elektroenergetskog prenosnog
sistema (ranije)
Evropska asocijacija operatora prenosnog sistema za struju
Unija za koordinaciju prenosa elektriĉne energije (sada dio
ENTSO-E, sinhrona zona kontinentalne Evrope)
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1-1
ATC
BCE
EES
HE
HVDC
NE
NRL, nrl
NTC
SECI
JIE
TS
PZ
TE
TR
DV
TSO
Available Transfer Capacity
Osnovni scenario razmjene
Elektroenergetski sistem
Hidro elektrana
Visokonaponski kabel istosmjerne struje
Nuklearna elektrana
nerealan limit
Net Transfer Capacity
Inicijativa zemalja Jugoistoĉne Evrope – (projekat)
Jugoistoĉna Evropa
transformatorska stanica
Programski Zadatak
Termo elektrana
Transformator
dalekovod
Operator prenosne mreţe
1-2
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2. UVOD
Crna Gora se nalazi na zapadnom dijelu Balkana, sa površinom od 13 812 km2 i brojem
stanovnika 620 145 (prema popisu iz 2003. godine). Elektriĉki gledano, Crna Gora se graniĉi sa
Bosnom i Hercegovinom na sjevero-zapadu, Srbijom i Kosovom na istoku i Albanijom na jugu.
Prenosna mreţa se odlikuje takvom strukturom da su dalekovodi naponskog nivoa 400 i 220 kV
podopterećeni i uglavnom povezuju iste dijelove sistema odnosno rade u paraleli, dok 110 kV
mreţu karakteriše injektiranje znaĉajnog dijela proizvodnje HE Perućica na pravcu prema
Podgorici, kao i ĉinjenica da se kompletno konzumno podruĉje primorja napaja preko
opterećenih 110 kV dalekovoda i to iz pravca Podgorice kao glavne napojne taĉke i iz pravca
Trebinja (BIH) iz kojeg se napaja zapadni dio primorja (Herceg Novi i Tivat).
Cjelokupan sistem prenosne mreţe se sastoji od 280 km 400 kV dalekovoda, 400 km 220 kV
dalekovoda i 688 km 110 kV vodova.
Prenosni sistem Crne Gore ima znaĉajan broj interkonektivnih dalekovoda sa susjednim
elektroenergetskim sistemima:
-
Sa elektroenergetskim sistemom Srbije, prenosna mreţa Crne Gore je povezana preko
dva 220 kV DV (Pljevlja 2 (ME) - Bajina Basta (RS) i Pljevlja 2 (ME) – Poţega (RS)), kao
i sa jednim 110 kV DV (Pljevlja 1 (ME) - Potpeć (RS)).
-
Sa elektroenergetskim sistemom Kosova, prenosna mreţa Crne Gore je povezana
preko jednog 400 kV DV (Ribarevine (ME) – Peć)
-
Sa EES Bosne i Hercegovine je povezana preko jednog 400 kV DV (Podgorica 2 (ME) –
Trebinje (BA)), dva 220 kV DV (HE Perućica (ME) - Trebinje (BA) i HE Piva (ME) Sarajevo (BA)), te sa dva 110 kV DV (Herceg Novi (ME) - Trebinje (BA) i Vilusi/Nikšić
(ME) - Bileća (BA)).
-
Trenutna veza sa EES Albanije je ostvarena preko 220 kV naponskog nivoa (Podgorica
1 (ME) - Vau Dejes (AL)), ali se uskoro oĉekuje povezivanje preko 400 kV DV Podgorica
2 (ME) - Tirana/Elbasan (AL).
Pored znaĉajnog broja interkonektivnih veza sa susjedima, prekograniĉni prenosni kapaciteti su
mali usljed pomenutih paralelnih veza 400 i 220 kV dalekovoda koji povezuju elektriĉki gledano
iste dijelove sistema, usljed ĉega pri većim razmjenama ispadi 400 kV dalekovoda dovode do
preopterećenja u 220 kV mreţi.
Karakteristike potrošnje:
Površina:
Stanovništvo:
Broj potrošaĉa:
Godišnja potrošnja u domaćinstvima:
Vršno opterećenje-potrošnja (bez direktnih potrošaĉa):
Prosjeĉna godišnja potrošnja po potrošaĉu:
Prosjeĉna godišnja potrošnja po broju stanovnika:
Gustina potrošnje:
13.812 km2
620.145
281.685
2.322.449 MWh
521 MWh/h
8.2 MWh/cons.
3.7 MWh/capita
168 MWh/km2
Karakteristike distributivne mreţe:
Broj TS 110/10 kV:
Instalisana snaga TS 110/10 kV:
Broj TS 35/10 kV:
Instalisana snaga TS 35//10 kV:
2
143 MVA
87
685.3 MVA
Treba istaći da, iako su Prenosna i Distributivna kompanija razdvojene, većina projekata
planiranih od strane Distributivne kompanije ne moţe biti realizovano bez saradnje sa CGES.
Pored toga, neki od projekata koji se mogu tretirati kao prenosni, treba da budu realizovani i
finansirani od strane Distributivne kompanije u potpunosti ukljuĉujući i 110kV mreţu, (prema
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2-1
Zakonu o Energetici 110kV mreţa je pod kontrolom CGES), a da se potom 110kV mreţa
prepusti na upravljanje prenosnoj kompaniji ugovorom o korišćenju i odrţavanju.
Planiranjem razvoja sagledava se neophodan razvoj prenosnog sistema i odreĊuju se uslovi u
kojima će se odvijati rad sistema u nastupajućem periodu, kako bi se obezbijedili svi preduslovi
za pouzdan, siguran i stabilan rad cjelokupnog elektroenergetskog sistema. Razvoj prenosnog
sistema mora biti usklaĊen sa razvojem proizvodnih kapaciteta, razvojem distributivnog sistema,
te potrebama potrošaĉa ĉiji su objekti direktno prikljuĉeni na prenosni sistem.
Neophodno je naglasiti da postoji dosta velika neizvjesnosti ulaznih parametara na osnovu kojih
se sagledava plan razvoja i koji zavise od velikog broja ĉinilaca, izmeĊu ostalog cijene
energenata, promjene nivoa potrošnje i proizvodnje, investicija u nove proizvodne objekte (HE
na Moraĉi, male HE, vjetroelektrane) i situacije na unutrašnjem i regionalnom trţištu elektriĉne
energije. Pored tehniĉkih kriterijuma prilikom planiranja razvoja prenosnog sistema treba voditi
raĉuna i o ekonomskim kriterijumima kako bi se troškovi optimalnog razvoja sveli na minimum te
će se stoga realizacija planiranih projekata koji su obuhvaćeni studijom razvoja prenosne mreţe
razraditi kroz nekoliko mogućih rješenja da bi se došlo do najpovoljnijeg u sluĉajevima gdje za
to postoji realnog osnova. Što se tiĉe realizacije sa aspekta prikljuĉenja novih izvora odnosno
novih centara potrošnje (po mjestu i snazi) potrebno je prilikom utvrĊivanja plana razvoja
proizvodnih objekata odnosno plana razvoja velikih potrošaĉa ukljuĉiti nadleţno drţavno
ministarstvo.
CGES obavlja djelatnost prenosa elektriĉne energije u Crnoj Gori preko prenosne mreţe na 400
kV, 220 kV i 110 kV naponskom nivou, obavlja funkciju upravljanja elektroenergetskim
sistemom, funkciju odrţavanja i razvoja prenosne mreţe. Objekti CGES su:

Jedna transformatorska stanica 400/220 kV

Dvije transformatorske stanice 400/110 kV,

Tri transformatorske stanice 220/110 kV i

Devetnaest transformatorskih stanica 110/x kV

Razvodna postrojenja 400kV, 220 kV i 110 kV,

Dalekovodi naponskih nivoa od 110 kV do 400 kV.
Postrojenja u HE Perućica (220/110)kV, HE Piva (220 kV), KAP, kao i elektrovuĉna postrojenja
Trebješica, i Bar trenutno nijesu u vlasništvu CGES-a.
Razgraniĉenje sa Elektroprivredom Crne Gore trenutno je definisano na transformatorskim
poljima 35 kV u transformatorskim stanicama 110/35 kV, odnosno 10kV u transformatorskim
stanicama 110/10 kV.
Prenosna mreţa je spojena na tri elektrane:

TE Pljevlja – 210 MW, spojena na 220 kV mreţu,

HE Piva – 3x114 MW, spojena na 220 kV mreţu i

HE Perućica - 5x38 + 2x58.5 MW, spojena na 110 kV mreţu
sa ukupno instalisanom snagom 937 MVA (859 MW).
Analiza elektroenergetskog sistema Crne Gore koja obuhvata integraciju novih proizvodnih i
potrošaĉkih objekata, u okviru predmetne studije,će pruţiti informaciju CGES-u u odnosu na:
1. Pregled postojećih objekata prenosne mreţe i stanje u kome se oni trenutno nalaze
2. Tehniĉku procjenu prenosne mreţe sa stanovišta tokova snaga i analize kvarova,
zasnovanu na realnom stanju i opterećenju mreţe
3. Neophodnost potrebnih pojaĉanja prenosne mreţe, njihove rekonstrukcije i investicija
potrebnih za realizaciju istih
4. ObezbjeĊenje potrebnih uslova za prikljuĉenje novih potrošaĉkih i proizvodnih objekata
2-2
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
3. KRITERIJUMI ZA PLANIRANJE PRENOSNE MREŢE
Jedan od sastavnih dijelova elektroenergetskog sistema, koji znaĉajno odreĊuje njegove
karakteristike i kvalitet, jeste i prenosna mreţa. Zadatak planiranja prenosne mreţe je da se
odredi optimalna konfiguracija i parametri visokonaponske mreţe, shodno porastu opterećenja i
predviĊenim izvorima za razmatrani period planiranja, koja će zadovoljiti sve zahtjeve
pouzdanog, sigurnog i ekonomiĉnog rada elektroenergetskog sistema, uz propisani kvalitet
isporuke elektriĉne energije.
Osnovni principi i kriteriji za planiranje prenosne mreţe Crne Gore definisani su Mreţnim
kodeksom [4] i navedeni su u taĉki 3 kodeksa. Tokom izrade Plana investicija CGES, u okviru
opštih kriterijuma definisanih Mreţnim kodeksom, na nivou CGES usvojeni su i detaljni
kriterijumi kao osnovni za planiranje prenosne mreţe Crne Gore, koji su primjenjivani i prilikom
izrade Plana razvoja prenosne mreţe u domenu koji odgovara dugoroĉnom planiranju.
Prilikom planiranja razvoja prenosne mreţe neophodno je voditi raĉuna o tome da u radu EES
moraju biti zadovoljeni odreĊeni kriterijumi i ograniĉenja, koji se shodno tome mogu podijeliti na:
-
Tehniĉki kriterijumi i ograniĉenja za normalne pogonske uslove
-
Tehniĉki kriterijumi i ograniĉenja za oteţane uslove rada EES uvaţavajući (n-1)
kriterijum sigurnosti (kriterijum kojim se osigurava da jednostruki ispad bilo kog elementa
prenosne mreţe tj. vod, interkonektivni vod, mreţni transformator, proizvodna jedinica u
regulacionom podruĉju, ne smije dovesti do ugroţavanja normalnog pogona sistema)
-
Analiza struja kratkih spojeva kao ograniĉavajućeg faktora za provjeru postojeće i izbor
nove opreme EES
-
Kriterijumi za uvoĊenje novih elemenata mreţe ili za rekonstrukciju postojećih
-
Ekonomski kriterijumi koji uvaţavaju prethodno navedene kriterijume i sluţe za izbor
ponuĊenog rješenja
Autori su pregledali i analizirali projekte koji su identifikovani Akcionim planom [5], Strategijom
razvoja energetike i u saradnji sa lokalnim ekspertima definisali i verifikovali listu projekata za
detaljnu analizu. Neki od projekata su grupisani, obzirom da je potrebna koliĉina novca relativno
mala, ali i zato što su usko povezani sa realizacijom drugih projekata (neki projekti ne mogu biti
realizovani dok drugi nijesu završeni prije njih). Ovo je naroĉito bitno kada se ima u vidu da je
dinamika realizacije najznaĉajnijeg prenosnog projekta, DC kabla ka Italiji, već unaprijed
odreĊena od strane resornih ministarstava, te da su mnogi drugi projekti u direktnoj zavisnosti
od realizacije istog.
3.1 Tehniĉki kriterijumi i ograniĉenja za normalne pogonske uslove
U okviru predmetnih analiza za normalne uslove rada je definisano:
-
Smatra se da su elementi prenosne mreţe preopterećeni, ako opterećenje prelazi 80%
njihove termiĉke granice (ova vrijednost od 80% primijenjena je uvaţavajući sve
neizvjesnosti i nepoznanice u kojima je plan razvoja raĊen)
-
Dozvoljene varijacije napona koje su definisane u „Mreţnom kodeksu Crne Gore“ i
korišćene u proraĉunima su definisane kao:

380-420 kV za 400 kV

198-245 kV za 220 i

99-121 kV za 110 kV naponski nivo
3-3
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Termiĉke struje su korištene kao ograniĉavajući faktori za dalekovode i transformatore. Ovo
ograniĉenje je definisano kao temperatura zagrijavanja provodnika pri proticanju navedene
struje koja izaziva topljenje provodnog materijala ili kada će rastojanje izmeĊu provodnika i
zemlje pasti ispod dozvoljene granice.
3.2 Tehniĉki kriterijumi i ograniĉenja za oteţane uslove rada
Prema ustaljenoj praksi) prenosna mreţa se planira tako da u svim etapama razvoja, sa
aspekta sigurnosti rada, zadovolji kriterijum (n-1) sigurnosti. Ovaj kriterijum podrazumijeva da
pri neraspoloţivosti bilo kojeg pojedinaĉnog elementa u prenosnoj mreţi naponi i opterećenja
elemenata u sistemu ostaju u granicama datim u 3.2. U principu se raĉuna da, pri ispadu jednog
elemenata u sistemu, uslovi ograniĉenja iz 3.2 treba da budu zadovoljeni bez dodatnih
iskljuĉenja nekih elemenata u mreţi, odnosno bez formiranja nove uklopne šeme. Ukoliko se pri
ispitivanju mreţe pokaţe da u nekim sluĉajevima kriterijum "n-1" ne moţe biti zadovoljen ni
promjenom uklopne ţeme mreţe, ili, ako je to moguće, promjenom voznog reda izvora, problem
se rješava izgradnjom novog elementa u mreţi (voda ili transformacije).
U okviru predmetnih analiza za oteţane uslove rada je definisano:
-
Smatra se da su elementi prenosne mreţe preopterećeni, ako opterećenje prelazi 80%
njihove termiĉke granice (ova vrijednost od 80% primijenjena je radi svih neizvjesnosti i
nepoznanica u kojima je Plan raĊen). U izvjesnim uslovima, kada se oĉekuje ulazak u
pogon prenosnog elementa koji rješava taj problem u bliskoj budućnosti, u odnosu na
godinu kada je problem detektovan, odstupilo se od ovog kriterijuma i dozvoljeno je i
veće opterećenje, ali ne preko 100%. Na taj naĉin se pokušalo izbjeći
predimenzionisanje mreţe i smanjenje troškova
-
U oteţanim uslovima rada u sluĉajevima poremećaja u elektroenergetskom sistemu, tj.
većih kvarova na proizvodno-prenosnim objektima dozvoljena su veća odstupanja
napona od odstupanja definisanih za normalne uslove rada
Posljedice višestrukih poremećaja koji nastaju u prenosnoj mreţi, ne uzimaju se u obzir pri
planiranju razvoja prenosne mreţe i moraju se ograniĉiti odgovarajućim strategijama odbrane
od većih poremećaja i strategijama ponovnog uspostavljanja napajanja.
3-4
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
3.3 Kriterijumi za uvoĊenje novih elemenata mreţe ili za rekonstrukciju
postojećih
3.3.1 Kriterijumi za uvoĊenje novih elemenata mreţe
Optimalni kriterijum za izbor novih elemenata prenosne mreţe (vodova i transformatorskih
stanica) treba da bude kombinacija ispunjenja tehniĉkih (ispunjenje uslova o odrţanju napona i
opterećenju elemenata mreţe), sigurnosnih ("n-1" kriterijuma sigurnosti) i ekonomskih (izbor
najekonomiĉnijeg rješenja) kriterijuma.
Kada postojeća prenosna mreţa ne moţe da obezbijedi sigurnost i kvalitet u eksploataciji,
odnosno kada je ugroţen rad korisnika prenosne mreţe, pored prethodno navedenih opštih,
tehniĉkih uslova, neophodno je obezbijediti slijedeće:
-
Za svaku transformatorsku stanicu potrebno je osigurati napajanje najmanje iz dva
ĉvorišta ili preko dva voda iz jednog ĉvora ĉija je pouzdanost zadovoljavajuća
-
Za svaku transformatorsku stanicu koja je opremljena samo jednim energetskim
transformatorom potrebno je planirati ugradnju drugog transformatora pri ĉemu prioritet
imaju objekti sa slabije razvijenom srednjenaponskom mreţom i većom potrošnjom koji
ostaje bez napajanja. Pri tome su kriterijumi za ugradnju drugog transformatora sljedeći:

-
za TS koje imaju rezervu u napajanju kroz distributivnu mreţu više od 50%,
ugradnja drugog transformatora se planira kada opterećenje u navedenoj TS
dostigne 80% vrijednosti instalisane snage postojećeg transformatora,
U sluĉaju kada vršno opterećenje u transformatorskoj stanici dostigne 80% instalisane
snage postojećih transformatora (za normalno uklopno stanje) potrebno je planirati ili
povećanje snage transformacije ili izgradnju novog objekta koji će preuzeti dio
opterećenja postojećeg objekta
Kada je u pitanju prikljuĉenje novih proizvodnih ili potrošaĉkih objekata usvojen je princip
prikljuĉenja na najbliţu raspoloţivu taĉku (bilo da je u pitanju transformatorska stanica, ili
dalekovod koji omogućava prikljuĉenje po principu ulaz/izlaz, a ukoliko postoji nekoliko opcija,
predloţena je ona koja zadovoljava sve navedene tehniĉke kriterijume i koja ujedno zahtijeva
najmanja ulaganja u prenosnu mreţu. Istovremeno je voĊeno raĉuna da predloţeno rješenje
prikljuĉenja, uvaţava pravce razvoja prenosne mreţe za naredni period, kako se izbjegli
problemi u budućnosti (prikljuĉenje na objekte ĉija će izgradnja omogućiti dalji razvoj privrede).
Konaĉnu odluku o taĉki prikljuĉenja će donijeti Operator prenosne mreţe (CGES) kroz
pojedinaĉne Elaborate o prikljuĉku.
3.3.2 Tehniĉka procjena kandidata za izgradnju
Za projekte koji se nalaze na listi kandidata za izgradnju, slijedeće analize i proraĉuni su
sprovedeni:

Analize tokova snaga i naponskih prilika za stacionarno stanje (normalni uslovi
eksploatacije).

Analiza opterećenja vodova i transformatora

Analiza naponsko reaktivnih prilika

Proizvodnja aktivne i reaktivne snage

Gubici u prenosnoj mreţi
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
3-5

Analize tokova snaga i sigurnosti pri neraspoloţivosti elemenata mreţe ((n-1) kriterijum
sigurnosti).
3.3.3 Kriterijumi za rekonstrukciju postojećih elemenata
Posebnu paţnju je potrebno posvetiti zamjeni i rekonstrukciji elemenata prenosnog sistema
sistema i to:
-
zamjena energetskih transformatora kao najskupljeg elementa postrojenja i sa najduţim
vremenom isporuke,
-
znaĉajne rekonstrukcije dalekovoda,
-
znaĉajne rekonstrukcije transformatorskih stanica.
Zamjena ostale opreme i rekonstrukcije/zamjene manjeg je predmet godišnjih planova
investicija.
U cilju definisanja liste prioriteta za zamjenu i rekonstrukciju pojedinih elemenata neophodno je
definisati i ţivotni vijek za opremu [5], odnosno elemente prenosne mreţe, kao što je dato u
narednoj tabeli (Tabela 2-1):
Tabela 3-1 – Očekivani vijek trajanja elemenata prenosne mreže
Element prenosne mreţe
Vijek trajanja
(god.)
dalekovodi – elektriĉni dio
45
dalekovodi – graĊevinski dio
65
kablovski vodovi
50
energetski transformatori
40
polje (TR,DV)
40
transformatorska stanica-graĊevinski dio
100
transformatorska stanica-elektro dio
15
mjerni transformatori, SN ćelije, odvodnici
prenapona
30
oprema za zaštitu i upravljanje
15
ostala oprema u postrojenjima
35
dizel agregat
20
terminalna telekomunikaciona oprema:
10
3.3.4 Ekonomski kriterijumi
Zahtjeve za odrţavanjem dobrih naponskih prilika u nekom dijelu sistema, uz dozvoljena
opterećenja elemenata mreţe i ispunjenje uslova sigurnosti napajanja potrošnje, moguće je, po
pravilu, zadovoljiti na više naĉina. IzmeĊu više mogućih zadovoljavajućih tehniĉkih rješenja,
treba izabrati ono koje je najekonomiĉnije.
Zadatak planiranja prenosne mreţe je da se odredi njena optimalna konfiguracija i parametri u
razmatranom planskom periodu kako bi se zadovoljili:

zahtjevi postojećih potrošaĉa,
3-6
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine

prognozirani porast potrošnje, odnosno opterećenja,

planovi izgradnje novih proizvodnih postrojenja,
pri ĉemu istovremeno treba zadovoljiti i sve zahtjeve pouzdanog, sigurnog, fleksibilnog,
stabilnog i ekonomiĉnog rada elektroenergetskog sistema, uz propisani kvalitet isporuke
elektriĉne energije. Osnovni kriterijum planiranja prenosnih mreţa je minimizacija ukupnih
(investicionih i eksploatacionih) troškova, uz zadovoljenje zahtjeva sigurnosti funkcija
elektroenergetskog sistema.
Kod opredjeljenja za izbor novih objekata prenosne mreţe, te proširenja/pojaĉanja postojećih,
vršena su poreĊenja alternativa, pri ĉemu je prednost data:
 izgradnji/proširenju objekata u potrošaĉkim podruĉjima gdje je oĉekivana koliĉina
neisporuĉene elektriĉne energije veća,
 objektima kod kojih je ukupna cijena izgradnje/proširenja/pojaĉanja najmanja,
 proširenju/pojaĉanju postojećih objekata umjesto izgradnje novih ako je centar potrošnje
ostao nepromijenjen,
 novim objektima u sluĉaju da je centar potrošnje pomjeren ĉime se direktno smanjuju
gubici na distributivnoj mreţi,
 tipskim rješenjima radi smanjenja troškova odrţavanja i eksploatacije (manja koliĉina
rezervnih dijelova, oprema za odrţavanje, specijalistiĉke ekipe),
 objektima ĉija je izgradnja brţa zbog brţeg povrata investicije,
3-7
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
4. POĈETNI USLOVI
4.1 Model crnogorskog i susjednih EES-a
Uvaţavajući trenutno stanje prenosne mreţe Crne Gore, zapoĉete projekte izgradnje novih
prenosnih elemenata ĉiji se završetak oĉekuje krajem 2010./poĉetkom 2011. godine, kreiran je
puni model EES Crne Gore za 2010. godinu za proraĉune tokova snaga i naponskih prilika, kao
i za proraĉune kratkih spojeva. Na osnovu prognoze porasta potrošnje EES Crne Gore, te
planova izgradnje novih proizvodnih/potrošaĉkih objekata formirani su modeli za pojedinaĉne
godine u periodu 2011.-2020. godina (ukljuĉujući i 2025. godinu).
Kao „trenutno stanje“ analiziran je period maksimalnog i minimalnog opterećenja sistema Crne
Gore zabiljeţenog u toku 2009/2010 (u trenutku izrade Studije nijesu bili dostupni podaci iz
posljednja dva mjeseca 2010. godine). Kao relevantne potrošnje, pri izboru reţima, uzete su
potrošnje pojedinih distributivnih podruĉja za karakteristiĉne maksimalne reţime (ljeto/zima). Iz
tog razloga dolazi do naglog skoka potrošnje u 2011. godini, kada su se, na osnovu dogovora
sa predstavnicima CGES-a, usvojili poĉetni uslovi u kojima je KAP angaţovan sa 220 MW, kako
bi se planiralo na stranu sigurnosti.
Prilikom odabira transformatorskih stanica na koje je moguće prikljuĉenje novih objekata, ili
kada je u pitanju izgradnja novih dalekovoda izmeĊu postojećih TS, kao podloga je korišćena
informacija o raspoloţivosti prostora u postojećim TS dobijena od nadleţnih struĉnih sluţbi
CGES (Prilog )
Potrebno je istaći da DC kabl Crna Gora – Italija, sa pratećim projektima (izgradnja TS 400/110
kV Lastva Grbaljska, izgradnja 110 kV dalekovoda ulaz/izlaz TS Tivat – TS Budva, 400 kV DV
TS Lastva – TS Pljevlja) , nije posebno analiziran u Studiji, jer su to projekti od najvećeg
nacionalnog interesa kada je u pitanju razvoj prenosne mreţe. Veliki dio projekata (naroĉito u
primorskom dijelu Crne Gore) je direktno vezano za dinamiku realizacije projekta DC kabla i
dobar dio njih će morati da saĉeka na realizaciju istog, kako se ne bi pravile nepotrebne
investicije ĉija realizacija nema smisla nakon izgradnje kabla.
4-1
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore sa investicionim planom do 2020.
godine
Slika 4-1- Prenosna mreža Crne Gore – Normalno uklopno stanje 2010. godina
4-2
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore sa investicionim planom do 2020. godine
Slika 4-2- Prenosna mreža Crne Gore
Za modelovanje elektroenergetskih sistema susjednih drţava, korišćeni su: „snapshot“
modeli zemalja jugoistoĉne Evrope, modeli za statiĉke analize iz aţuriranog i prema
„UCTE System Adequacy Forecast za period 2008.-2020.“ prilagoĊenog SECI modela za
2015.(2020.) godinu, kao i dostupni planovi razvoja susjednih sistema i druge relevantne
studije:
 Planovi razvoja prenosnih sistema zemalja jugoistoĉne Evrope
 „Analiza viškova proizvodnje u regionu Istoĉne Evrope i scenariji trţišta elektriĉne
energije u periodu 2008 – 2020“ uraĊena od strane EKC-a za potrebe
elektroenergetske kompanije ĈEZ, Ĉeška Republika
 Studija “ Analiza viškova proizvodnje u regionu Istoĉne Evrope i scenariji trţišta
elektriĉne energije u periodu 2006 – 2016”, Septembar 2007 uraĊene od strane
EKC-a za potrebe TSO TERNA-ITALY, RETE ELECTRICA NAZIONALE,
Elektroenergetski sistemi sljedećih zemalja su sadrţani u kreiranom modelu:

Albanija – OST;
4-3
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine











Austrija – APG&VKW-Netz
Bosna i Hercegovina – NOS BiH;
Bugarska – ESO-EAD;
Hrvatska – HEP;
Makedonija – MEPSO;
Grĉka – HTSO;
MaĊarska – MAVIR;
Rumunija – TEL;
Srbija – EMS
Crna Gora – A.D. Prenos
Slovenija – ELES.
Autori su u skladu sa gore iznesenim planovima i aţuriranim SECI modelima za
2015.(2020.) godinu, koji ukljuĉuju planirane proizvodne kapacitete i tranzite elektriĉne
energije u jugoistoĉnoj Evropi, kreirali modele za proraĉune tokova snaga potrebne za
izradu ove Studije.
Prema Programskom Zadatku, kreirani su modeli za karakteristiĉne reţime zimskog i
ljetnjeg maksimalnog opterećenja.
Plan angaţovanja proizvodnih jedinica u sistemu Crne Gore bazira se na postojećoj
operativnoj praksi angaţovanja proizvodnih jedinica pri normalnoj hidrologiji dok su
angaţovanja proizvodnih jedinica u regionu zasnovana na pomenutom SECI modelu.
Imajući u vidu da u ovoj fazi izrade Plana razvoja nije predviĊen izbor parametara novih
blok transformatora i generatora, autori Plana su izvršili analize sa karakteristiĉnim
parametrima generatora i blok-transformatora.
U cilju smanjenja uticaja matematiĉkih aproksimacija na izlazni rezultat, kao balansnoreferentni ĉvor odabrana je elektrana Zieller u Austriji, s obzirom da je udaljena od
analizirane oblasti, kao i zbog velikog raspona regulacije po aktivnoj i reaktivnoj snazi.
Regionalni modeli za tokove snaga na kome su vršene analize po pojedinaĉnim godinama
je razvijen na bazi SECI regionalnog prenosnog modela za 2015. i 2020. godinu [12] i
doraĊen u skladu sa pretpostavkama programskog zadatka.
Vremenski horizont za sve analize su sljedećih 10 uzastopnih godina 2011. – 2020.
godina, sa osvrtom na 2025. godinu, za dva tipiĉna reţima:
-
Zimski maksimum,
-
Ljetnji maksimum
U reţimu Zimskog maksimuma je uvaţena maksimalna hidrologija sa punim
angaţovanem proizvodnih kapaciteta. N ataj naĉin je simulirano maksimalno oterećenje
prenosne mreţe, naroĉito u regionu Podgorice i u sjevernom dijelu Crne Gore.
U reţimu Ljetnjeg maksimuma su proizvodni kapaciteti angaţovani sa minimalnom
snagom, uz uvaţavane loše hidrologije, pri ĉemu se dobija kritiĉan reţim snabdijevanja
primorskog dijela Crne Gore, koji je najviše opterećen u tom dijelu godine.
4.2 Planiranje, rekonstrukcija i revitalizacija prenosne mreţe
Polaznu osnovu za analizu tokova snaga i naponskih prilika, te analizu sistema za n–1
kriterijum sigurnosti, predstavlja postojeći Plan investicija CGES-a za 2010. – 2014.
godinu i sa aspekta predloţenih objekata i sa aspekta planirane dinamike za realizaciju
istih.
Kao polazni modeli, uzimani su oni koji ukljuĉuju izgradnju objekata predstavljenih u
usvojenom Investicionom planu 2010.-2014. godina, a na osnovu tehniĉke analize i
ulaznih podataka izvršena je procjena da li su potrebna eventualna nova pojaĉanja u
prenosnoj mreţi.
Pod pojmom rekonstrukcije se podrazumijeva povećanje kapaciteta elementa prenosne
mreţe (bilo da je zamjena postojećeg, bilo da je izgradnja novog na mjestu postojećeg),
dok se pod pojmom revitalizacije podrazumijeva produţenje njgovog vijeka trajanja.
4-4
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Izuzetak ĉine oni projekti iz Investicionog plana koji prema postojećim informacijama
kasne u svojoj realizaciji, ili gdje je procijenjeno da ne postoji potreba za njihovom
izgradnjom.
Uzimajući u obzir ĉinjenicu da je za izgradnju novih, znaĉajnijih prenosnih objekata
potrebno najmanje tri godine, to su, na osnovu procjene autora, a uz pomoć predstavnika
CGES, napravljeni modeli po godinama od 2011 do 2020. godinu.
Dinamika ulaska u pogon novih kapaciteta za 2011. i 2012. godinu ne obuhvata projekte
ĉija realizacija još nije zapoĉela, jer se ne mogu realizovati u toku 2011, odnosno u toku
2012. godine. Zbog toga se novi objekti ĉija realizacija još nije zapoĉela, pojavljuju tek u
2013. godini iako su analize iz prethodnih godina pokazale da su neki objekti trebali biti i
ranije u funkciji. U narednim godinama (od 2013. do 2020. godine kao i 2025. godina) u
modelima su uzeti u obzir objekti u skladu sa rezultatima analize tokova snaga, tj. uvršteni
su u model u godini u kojoj se pokazala potreba njihovog stavljanja u funkciju u cilju
rješavanja uoĉenih problema.
Za svaku godinu su uraĊeni neophodni proraĉuni i analiza tokova snaga za reţime bez
neophodnih pojaĉanja kako bi se ukazalo na probleme u mreţi koji mogu nastati ukoliko
se predmetni projekti ne realizuju. Na osnovu takve analize su dati prijedlozi za nova
pojaĉanja mreţe u svakoj predmetnoj godini. Formirajući tako definisanu novu topologiju
sa pojaĉanjima u mreţi uraĊene su detaljne analize opterećenosti elemenata prenosne
mreţe, naponsko-reaktivnih prilika, gubitaka u prenosnoj mreţi i analize n-1 kriterijuma
sigurnosti kako bi se utvrdile prednosti i poboljšanja stanja u mreţi nakon ulaska u pogon
planiranih elemenata..
U poglavlju 3.3.1 („Kriterijumi za uvoĊenje novih elemenata“) je navedeno da se planiraju
novi elementi kada, bez obzira da li se radi o normalnim ili poremećenim pogonskim
uslovima, opterećenje nekog elementa prelazi 80% njegove termiĉke granice (za
transformatore nazivne snage). Od ovoga principa se odstupilo iskljuĉivo u situacijama
kada je planom već predviĊena izgradnja novih elemenata, ali je potrebno vremena do
njihove realizacije odnosno kada su pitanju projekti koji se sastoje iz više faza realizacije,
pri ĉemu je dozvoljeno da opterećenja budu i veća od 80%, ali svakako manja od 100%.
Isto vaţi i za naponsko–reaktivne prilike, naroĉito u primorskom dijelu Crne Gore u
gradovima kao što su Ulcinj, Budva, Tivat i H.Novi, kada se problemi sa naponskim
prilikama rješavaju operativnim dispeĉerskim akcijama.
Pored prethodno reĉenog, Plan razvoja prenosne mreţe obuhvata:
 zamjenu energetskih transformatora kao najskupljeg elementa postrojenja i sa
najduţim vremenom isporuke,
 proširenja srednjenaponskih postrojenja za zadovoljenje potreba snabdijevanja
potrošaĉa,
 znaĉajne rekonstrukcije transformatorskih stanica,
 znaĉajne rekonstrukcije dalekovoda.
Ako analize prenosne mreţe (tokovi snaga) pokaţu da prenosni kapacitet pojedinih
elemenata nije dovoljan da preuzme trenutno (oĉekivano) opterećenje, te da moţe
ugroziti nesmetanu isporuku elektriĉne energije, sasvim opravdano je izvršiti zamjenu
takvog provodnika novijim, veće provodne moći, a ako je neophodno i ostale opreme
(ukljuĉujući i zamjenu kompletnog elementa, ako nije moguće izvršiti zamjenu samo
jednog dijela).
Ocjenu pogonske sigurnosti pojedinih elemenata moguće je donijeti tek nakon detaljnog
pregleda i analiza dotrajalosti i oštećenje pojedinih dijelova opreme, ili kompletnog
elementa, .
Obzirom na ĉinjenicu da se radi o desetogodišnjem Planu razvoja prenosne mreţe, u
okviru ove studije je analizirano koliko kilometara dalekovoda, koliko transformatora i koje
objekte je zbog njihove dokumentacijske starosti potrebno zamijeniti i kolika su to sredstva
koja treba uloţiti da bi se to realizovalo. Iz razloga što dugoroĉni plan ne moţe detaljno
4-5
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
previdjeti potrebnu revitalizaciju i rekonstrukciju, maksimalno je pojednostavljena metoda
za odabir prioritetnih objekata (maksimalno je redukovan njihov broj).
Zamjena ostale opreme i rekonstrucije/zamjene manjeg obima razmatraće se u okviru
godišnjih planova investicija. Uz sve to je potrebno uvaţiti ĉinjenicu o ubrzanom napretku
informacione tehnologije, koja nije samo „hardware“, već je tu i razvoj primijenjenog
„software“-a, pa se moţe desiti da je tu vrstu opreme potrebno mijenjati znatno brţe od
predviĊene samim ţivotnim vijekom.
Kada su u pitanju prikljuĉenja pojedinih proizvodnih i potrošaĉkih objekata, sa stanovišta
planiranja mreţe, Plan razvoja ne donosi konaĉnu odluku o naĉinu prikljuĉenja, već će to
biti doneseno kroz pojedinaĉne studije prikljuĉka objekata. U ovoj Studiji su prikazani
mogući naĉini prikljuĉenja (ako ih ima više), ponuĊena su prihvatljiva rješenja i samo u
sluĉaju da je potrebno razvijati mreţu u dijelu sistema koji nije direktno vezan za
prikljuĉak, predloţeno je konaĉno rješenje.
Obzirom na ĉinjenicu da su trenutno u toku aktivnosti oko izgradnje DC kabla Crna Gora –
Italija sa pripadajućim transformatorskim stanicama i dalekovodima (predviĊa se izgradnja
TS 400/110 kV Lastva Grbaljska u cilju povećanja sigurnosti i pouzdanosti napajanja
primorja), dinamika ulaska u pogon nekoliko projekata naroĉito u primorskoj oblasti se
morala prilagoditi vremenskom rasporedu pojedinih faza izgradnje kabla odnosno
izgradnji pomenute transformatorske stanice 400/110 kV i poveznih 110 kV dalekovoda.
4-6
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
5. PROGNOZA POTROŠNJE
5.1 Metodologija prognoze potrošnje
5.1.1 Prognoza potrošnje energije
Prognoza potrošnje predstavlja prvi korak koji prethodi planiranju razvoja prenosne mreţe i
predstavlja aktivnost predviĊanja razvoja potreba potrošaĉa elektriĉne energije u budućnosti uz
korišćenje posebnih matematiĉkih postupaka. Rezultat treba da predstavlja objektivnu procjenu
budućih potreba energije i snage sa dovoljno kvantitativnih detalja kako bi se dobila polazna
informacija za većinu odluĉivanja pri planiranju proširenja distributivne i prenosne mreţe.
Jedan od fundamentalnih problema prilikom planiranja sistema je prognoza maksimalnog
godišnjeg opterećenja u narednim godinama kako bi se prenosna mreţa adekvatno
dimenzionisala i obavljala svoju funkciju. Instalirana snaga svake transformatorske stanice
110/x kV kojom se napajaju konzumna podruĉja mora biti dimenzionisana sa adekvatnom
rezervom sigurnosti, kako ne bi došlo do preopterećenja elemenata. Po pravilu se kapaciteti u
transformaciji biraju tako da zadovolje potrebe potrošaĉkog podruĉja ne samo na poĉetku
eksploatacije već i nakon odreĊenog vremenskog perioda, npr. nakon deset godina.
Dimenzionisanje opreme, a time i cijena investicija, u mnogome zavise od prognozirane snage
opterećenja u zadatoj godini u budućnosti. Preciznost prognoze veoma je znaĉajna, jer ona
diktira vrijeme, veliĉinu i ostale karakteristike objekata koje treba izgraditi u sistemu.
Od niza metoda za prognozu maksimalnog godišnjeg opterećenja u domenu dugoroĉne i
srednjeroĉne prognoze, korišćene metode se mogu svrstati u slijedeće tri kategorije:

kvalitativni metod;

nezavisni (ekstrapolacioni) metod;

zavisni (korelacioni) metod;
Kvalitativni metodi su opisnog karaktera i iako neprecizni široko su primjenjivani.
Podrazumijevaju anketiranje eksperata, osoba sa operativnim iskustvom na terenu i
ponderisanje njihovih mišljenja. Na ovaj naĉin prikupljene su informacije od visokog znaĉaja za
studiju do kojih se ne moţe doći analizama dokumentovanih podataka.
Nezavisni metod obuhvaćen je prognostiĉkim modelom koji se iskljuĉivo oslanja na
ekstrapolaciju razvoja potrošnje elektriĉne energije i potrebne snage iz prošlosti u budućnost.
Tehnika prognoziranja sastoji se u analizi vremenskog razvoja energije i opterećenja u prošlosti,
u cilju otkrivanja dinamiĉkih karakteristika potrošaĉa i u njihovoj ekstrapolaciji u budućnosti
preko odgovarajućeg matematiĉkog postupka. Obiĉno se koristi deterministiĉki matematiĉki
postupak - multiplikativna regresija (trend).
Pri primjeni deterministiĉkih modela vremenskih nizova polazi se od ĉinjenice da analiza razvoja
potrošnje elektriĉne energije (i opterećenja) u prošlosti pokazuje da ona stalno raste, tako da se
nameće logiĉan zakljuĉak da će se takav ili sliĉan rast nastaviti i u budućnosti. Zato se kod
nezavisnih metoda prognoze, problemi predviĊanja buduće potrošnje svode na odreĊivanje
porasta ili trenda dugoroĉnog porasta potrošnje u razmatranom periodu. U osnovi kako
deterministiĉkih tako i korelacionih metoda nalazi se metoda regresije (trenda) kao matematiĉki
alat za povezivanje istorijskih i prognoziranih vrijednosti u budućnosti.
Analizom rezultata dobijenih korišćenjem navedenih metoda i njihovim kombinovanjem vrši se
ocjena i odabir kako bi se došlo do objektivne potrošnje u budućnosti kao ulazni podatak za
planiranje prenosne mreţe.
5-1
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Prognoza potrošnje posmatra se kao problem za koji se daje rješenje u vremenu, a u ovom
sluĉaju je vremenski horizont za dugoroĉnu prognozu 2025-ta godina. Izvršena je procjena
karakteristika budućih potreba potrošaĉa u aktivnoj energiji i snazi:

prognoza potreba elektrodistributivnih podruĉja u energiji;

prognoza zimskog i ljetnjeg maksimalnog (vršnog) opterećenja
Zimsko i ljetnje vršno opterećenje odreĊenog konzumnog podruĉja u nekom periodu je
maksimalna aktivna snaga tog konzumnog podruĉja koja se javlja u tom periodu pri nominalnim
uslovima rada i normalnom uklopnom stanju prenosne i distributivne mreţe i kao takvo se koristi
u procesu planiranja razvoja prenosne mreţe. Pod prognozom se podrazumijeva ocjena
maksimalnog opterećenja za svaki od karakteristiĉnih zimskih i ljetnjih reţima u svakoj godini
vremenskog perioda koji slijedi.
5.1.2 Prognoza vršne snage
Ukoliko se vrši samo mjerenje utrošene energije, prognoza potrošnje takoĊe se prikazuje u
energiji. Prema tome, potreban je metod transformacije kako bi se dobile vrijednosti oĉekivane
(prognozirane) snage. Ovaj metod je poznat kao Velanderova formula i koristi se za
izraĉunavanje vršne snage za zimski i ljetnji reţim iz prognoziranih godišnjih potrošnja u
energiji:
Pmax  k 1W  k 2 W
gdje su k1, k2 empirijski koeficijenti, W je godišnja potrošnja energije i Pmax maksimalna snaga
(zima/ljeto) u potrošaĉkom podruĉju.
Prognoza
vršne snage
Pmax [MW]
VELANDEROVA
FORMULA
Prognoza
utrošene
energije W
[kWh]
Formula se zasniva na pretpostavci da posmatrana potrošnja predstavlja sumu većeg broja
individualnih potrošaĉa, sa sliĉnim karakteristikama potrošnje. Prema tome, rezultati
Velanderove formule se mogu prihvatiti kao validni samo ukoliko je broj potrošaĉa znaĉajan, a
potrošnja uglavnom homogena. Ovakve pretpostavke u korelaciji su sa posmatranim
karakteristikama potrošnje koje se posmatraju za svako konzumno podruĉje pojedinaĉnih
elektrodistribucija u Crnoj Gori. Potrebno je napomenuti da se koeficijenti za odreĊeno podruĉje
stohastiĉki odreĊuju, na osnovu ostvarenih vrijednosti maksimalne snage i utrošene energije iz
prošlosti.
5-2
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
5.2 Razvoj potrošnje elektriĉne energije velikih potrošaĉa
5.2.1 Preuzeta elektriĉna energije iz prenosne mreţe velikih potrošaĉa,
prikljuĉenih na 110 kV naponski nivo
Potrošnja elektriĉne energije velepotrošaĉa odreĊena je potrošnjom tri postojeća velika
potrošaĉa, KAP, Ţeljezara i EVP. Udio velikih potrošaĉa u ukupnoj potrošnji elektriĉne energije
na godišnjem nivou kreće se od 50% do minimalno 30%. U tabeli (Tabela 5-1) i na grafiku (Slika
5-1) prikazane su ostvarene vrijednosti do 2010. godine, ako i prognoza do 2015. godine na
osnovu postojećih saznanja o velepotrošnji, i detaljnije će biti objašnjene za svaki veliki
potrošaĉ pojedinaĉno.
Tabela 5-1– potrošnja električne energije velikih potrošača i procentualni udio
Potrošnja električne energije u Crnoj Gori [TWh]
Ukupna
Godina KAP
%
Ţeljezara % EVP
% Distribucija %
potrošnja
2006 1.936 42.9%
0.167
3.7%
0.025
0.5%
2.386 52.9%
4.513
2007 1.966 43.6%
0.184
4.1%
0.023
0.5%
2.334 51.8%
4.506
2008 1.718 38.7%
0.228
5.1%
0.022
0.5%
2.473 55.7%
4.441
2009 0.963 26.6%
0.134
3.7%
0.018
0.5%
2.502 69.2%
3.617
2010 1.927 40.5%
0.307
6.4%
0.026
0.6%
2.500 52.5%
4.760
2011 1.927 40.0%
0.307
6.4%
0.026
0.5%
2.558 53.1%
4.818
2012 1.927 39.7%
0.307
6.3%
0.026
0.5%
2.598 53.5%
4.858
2013 1.927 39.4%
0.307
6.3%
0.026
0.5%
2.637 53.8%
4.897
2014 1.927 39.0%
0.307
6.2%
0.026
0.5%
2.677 54.2%
4.937
2015 1.927 38.7%
0.307
6.2%
0.026
0.5%
2.717 54.6%
4.977
Potrošnja električne energije
[TWh]
Distribucija CG
Ţeljezara
EVP
KAP
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Godina
Slika 5-1 – Grafički praikaz utrošene električne energije u Crnoj Gori sa udjelom velikih potrošača
KAP – Kombinat Aluminijuma Podgorica sa fabrikom proizvoda od aluminijuma najznaĉajniji je
velepotrošaĉ u Crnoj Gori. U periodu do 2010. godine uĉestvuje u ukupnoj potrošnji u rasponu
od 25-43% ukupne utrošene energije (Tabela 5-1), sa minimalnim angaţovanjem od 111 MW u
periodu 2009. godine i proseĉnim angaţovanjem od pribliţno 223 MW u preostalim godinama.
Potrošnja tokom godine i na dnevnom nivou je konstantna, stoga se udio u ukupnoj potrošnji
sistema Crne Gore znaĉajno menja za zimski i ljetnji period (Tabela 5-3). Tipiĉna su dva nivoa
snage sa kojom radi KAP, pribliţno 110 MW i 220 MW, što je uslovljeno proizvodnim procesom.
U budućem periodu oĉekuje se maksimalno angaţovanje proizvodnih kapaciteta, stoga se u
5-3
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
planiranju koristi snaga od 220 MW. Potrebno je napomenuti da u pojedinim satima vršna
potrošnja iznosi izmeĊu 230-240 MW ( Tabela 5-2).
Ţeljezara Nikšić – drugi po znaĉaju velepotrošaĉ sa udjelom do 5% ukupne utrošene elektriĉne
energije u sistemu na godišnjem nivou. U odnosu na KAP, ţeljezaru ne karakteriše
konstantnost potrošnje, što se vidi iz razlike prosjeĉnog satnog opterećenja i maksimalne
dostignute vrijednosti opterećenja. Potrošnju karakteriše takozvani „nemirni rad“ kada usled
proizvodnog procesa maksimalna satna opterećenja dostiţu vrijednosti od 60MW (Tabela 5-2).
Srednje satno opterećenje u toku godine iznosi oko 20 MW. Za predstojeći period, s obzirom da
je u toku modernizacija postrojenja koja podrazumijeva i postavljanje nove peći veće snage,
oĉekuje se prosjeĉno satno opterećenje od 35 MW.
EVP – elektro vuĉna postrojenja, u koja spadaju ĉetiri objekta locirana u Baru, Trebješici,
Podgorici, Mojkovcu, imaju udio od 0.5% ukupne potrošnje elektriĉne energije sistema Crne
Gore. Kao i Ţeljezara Nikšić, EVP karakteriše promjenjiva satna potrošnja sa satnim
maksimumom od 10 MW i proseĉnim godišnjim satnim opterećenjem izmeĊu 2 i 3MW. Kako ne
postoje planovi za izgradnju novih objekata za prognozu se koriste ostvarene vrijednosti
potrošnje i oĉekuje se prosjeĉno opterećenje EVP od 4 MW.
Tabela 5-2 – maksimalne i srednje ostvarene vrijednosti opterećenja velikih i distributivnih potrošača
Ţeljezara
KAP
Godina
2006
2007
2008
2009
Pm ax
[kW]
Psred
[kW]
232
234
233
126
221
224
196
112
Wgod
[TWh]
1.936
1.965
1.718
0.963
Pm ax Psred
[kW] [kW]
60
66
48
43
19
21
26
15
DISTRIBUTIVNI POTROŠAČI
EVP
Wgod
[TWh]
Pm ax
[kW]
0.167
0.184
0.228
0.116
10
10
9
9
Psred
[kW]
Wgod
Pm ax
Pm ax
P [MW]
[TWh] zim a [MW] leto [MW] srednje
2.81
2.7
2.5
2
0.025
0.023
0.022
0.018
495
464
523
517
352
371
384
390
269
260
280
278
Wgod
[TWh]
2.386
2.334
2.473
2.502
Tabela 5-3 – opterećenje velikih potrošača u trenutku maksimalnog opterećenja u sistemu (MW, %)
Potrošač: KAP
Godina
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Ţeljezara
Pmax [MW]
Zima
229
229
224
121
230
230
230
230
230
230
%
34%
35%
31%
20%
31%
30%
30%
30%
29%
29%
Leto
219
226
202
107
230
230
230
230
230
230
%
37%
37%
33%
21%
32%
32%
32%
32%
31%
31%
Pmax [MW]
Psred
[kW] Zima % Leto
221
40 6%
2
224
43 7% 16
196
23 3% 44
112
35 6% 17
/
35 5% 35
/
35 5% 35
/
35 5% 35
/
35 5% 35
/
35 4% 35
/
35 4% 35
EVP
%
0%
3%
7%
3%
5%
5%
5%
5%
5%
5%
Pmax [MW]
Psred
[kW] Zima
%
Leto
19
1 0.2%
4
21
3 0.5%
5
26
2 0.3%
4
15
3 0.5%
5
/
3 0.4%
3
/
3 0.4%
3
/
3 0.4%
3
/
3 0.4%
3
/
3 0.4%
3
/
3 0.4%
3
DISTRIBUCIJA
%
1%
1%
1%
1%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
Pmax [MW]
Psred
[kW] Zima
% Leto
2.81 475 71% 373
2.7 462 71% 371
2.5 523 72% 365
2 513 85% 372
/
552 74% 442
/
559 74% 449
/
567 74% 455
/
576 74% 462
/
584 75% 469
/
592 75% 476
SISTEM CG
%
62%
60%
59%
74%
62%
63%
63%
63%
64%
64%
Psred Pmax [MW] Psred
[kW] Zima Leto
[kW]
269
260
280
278
/
/
/
/
/
/
665
651
726
602
750
757
765
774
782
790
598
617
615
502
710
717
723
730
737
744
512
509
504
407
/
/
/
/
/
/
Sa postojećim trendom udio velikih potrošaĉa u ukupnoj potrošnji elektriĉne energije u
sistemu Crne Gore je opadajući. Najveći uticaj ima razvoj potrošnje KAP-a, s obzirom
na visok udio kako u snazi, tako i u energiji sistema.
5.2.2 Plan prikljuĉenja velikih potrošaĉa na prenosnu mreţu
U okviru ovog poglavlja, dat je pregled prikljuĉenja planiranih velikih potrošaĉa na prenosnu
mreţu na 110 kV naponski nivo, odnosno onih potrošaĉa koji će se eventualno prikljuĉiti na
distributivnu mreţu, a ĉija instalisana snaga moţe imati znaĉajan uticaj na opterećenje
prenosne mreţe. Analiziran je uticaj njihovog prikljuĉenja na opetećenost prenosnih elemenata
CGES-a, pri ĉemu će taĉno mjesta prikljuĉenja biti definisana kroz pojedinaĉne projekte, kada
se bude sa sigurnošću znala dinamika i snaga prikljuĉenja. Ovdje su prikazane moguće opcije
koje ispunjavaju tehniĉke i ekonomske kriterijume. U sluĉaju da pojedini projekti ne
zadovoljavaju neke od kriterijuma, predloţeni su daljni koraci koje je potrebno preuzeti kako bi
se zaštitio EES odnosno kako se ne bi ugrozio rad ostatka sistema.
Na osnovu dopisa raspoloţivih podataka napravljena je lista potencijalnih velikih potrošaĉa koji
bi se prikljuĉili na prenosnu mreţu Crne Gore, odnosno, ĉije bi prikljuĉenje moglo izazvati
5-4
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
znaĉajan uticaj na prenosni sistem, u sluĉaju da se pojedini potrošaĉi odluĉe za prikljuĉenje na
neki od naponskih nivoa koji ne pripadaju prenosnoj mreţi (naponski nivo manji od 110 kV kV).
Imajući u vidu ĉinjenicu da je u trenutku slanja zahtjeva Ministarstvu za procjenom planirane
snage potrošnje najvećeg crnogorskog potrošaĉa KAP-a, njegova maksimalna potrošnja bila
izmeĊu 130-160 MW/h, konsultanti su, na prijedlog predstavnika CGES, sve analize u okviru
Studije radili za maksimalnu snagu od 220MW, što je zapravo posljedica nezvjesnosti budućeg
rada ovog potrošaĉa, ĉime su rezultati dobijeni analizama, stavljeni na stranu sigurnosti sistema
(obzirom na ukupan razvoj privrede Crne Gore, oĉekuje se i povećanje kapaciteta rada ove
fabrike). Godine ulaska pojedinih potrošaĉa su prikazane u tabeli (Tabela 5-4).
Veliki potrošaĉi u Ţabljaku, Ulcinju i cementara Pljevlja su modelovani kao potrošnja na
distributivnom naponskom nivou, odnosno pretpostavlja se da neće biti direktno spojeni na 110
kV mreţu. Obzirom na ĉinjenicu da se pomenuti potrošaĉi nalaze u relativno slabo razvijenom
kraju, njihova snaga nema znaĉajniji uticaj na opterećenost prenosne mreţe.
Zbog velikog broja nepoznanica oko konaĉne trase autoputa Bar - Boljare, u Studiji nijesu
detaljnije opisani mogući naĉini napajanja pojedinih dionica autoputa. Na podruĉju Smokovca
predviĊena je izgradnja petlje autoputa Bar – Boljare i investitor je na ovoj lokaciji predvidio
napojnu taĉku za dionicu Smokovac – Mateševo. Iz tih razloga pri izboru lokacije za TS
Smokovac i TS za snabdevanje autoputa treba uzeti u obzir predviĊeni prostorni raspored petlje
autoputa. Na Slici 6.1.5 je prikazan prostorni raspored petlje autoputa u odnosu na postojeće
dalekovode na tom podruĉju i ranije odreĊene trase 110kV vodova za prikljuĉenje HE na Moraĉi
(izvor CGES). Pri odreĊivanju lokacije TS Smokovac takoĊe treba uzeti u obzir i lokaciju
prikljuĉka. magistralnog puta na auto put i poĉetne dionice obilaznice kao i potrebe za
uvoĊenjem 110 kV dalekovoda u TS odnosno mogućnosti ukrštanja tih dalekovoda sa
autoputem.
Na slici 6.1.6 su prikazane i taĉke ukrštanja trase autoputa sa postojećim 110kV i 220kV
vodovima iz TS Podgorica 1 kao i sa trasom planiranog dvostrukog 110kV voda iz iste TS.
Slika 5-2 Prostorni raspored petlje autoputa na lokaciji Smokovac
5-5
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 5-3 Prostorni raspored petlje autoputa u odnosu na postojeće dalekovode
U sluĉaju znaĉajnog razvoja potrošnje u ovom podruĉju grada Podgorice na lokaciji Smokovac
bi postojale dvije transformatorske stanice jedna pored druge (jedna za potrebe napajanja
lokalnog podruĉja i jedna za potrebe napajanja Autoputa, sliĉno kao što je rješenje uklapanja
Nikšićke Ţeljezare) (poseban transformator za napajanje autoputa (ili dva transformatora,
odnosno kako budu uslovi prikljuĉenja zahtijevali)). Finalno rješenje će biti predmet elaborata o
prikljuĉku velepotrošaĉa Autoput, ali sa stanovišta pouzdanosti i sigurnosti napajanja pa i
optimalnog iskorišćenja raspoloţivog prostora, povezivanje transformatotske stanice za
napajanje autoputa na lokaciji Smokovac preko sistema kratkih vodova ili produţenih sabirnica
je bolje nego po sistemu ulaz/izlaz na neki od postojećih 110kV vodova. TakoĊe, ovakvim
rješenjem bi se omogućio ĉitav niz razliĉitih uklopnih stanja i samim tim lakše obezbijedila 100%
rezerva sigurnost napajanja za potrebe Autoputa.
Što se tiĉe napajanja transformatorskih stanica na drugim dijelovima trase Autoputa
preporuĉuje se povezivanje po principu ulaz/izlaz na postojeće 110 kV dalekovode.
Transformatorska stanica na lokaciji Mateševo bi se povezala na budući 110 kV dalekovod TS
Kolašin – TS Smokovac, dok bi se juţni dio trase Autoputa napajao u blizini lokacije Virpazar i
to povezivanjem na 110 kV dalekovod TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar ili TS Golubovci
– TS Virpazar u zavisnosti od predviĊene lokacije buduće transformatorske stanice Autoputa.
Što se tiĉe sjevernog dijela trase autoputa Bar – Boljare (dio trase Berane – Boljare) za njega
nije dostavljena dinamika ulaska u pogon od strane nadleţnog ministarstva te u okviru ovog
desetogodišnjeg plana prikljuĉenje ovog dijela trase nije razmatrano.
5-6
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 5-4 – Plan priključenja Velikih potrošača na EES Crne Gore
KVALIFIKOVANI POTROŠAĈI
Pmax
(MW)
Ţeljezara Nikšić
KAP
Ulcinj (hotelski kompleks)
TIVAT Porto Montenegro
Autoput (dionica Smokovac - Mateševo)
Autoput (dionica Bar - Podgorica )
Ţabljak (hotelski kompleks)
Fabrika cementa Pljevlja
Planirana potrošnja
Potrošnja 2010
2011
35
165
-
2012
2013
2014
2015
2016
2017
zima leto zima leto zima leto zima leto zima leto zima leto zima leto
35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35
170 170 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220
1
15 2
30
2
30 2
30
1
10
2 15
8
27 8
27
8
27 8
27
20 20
20 20
10 2
20
3
-
2018
zima
35
220
2
8
20
20
20
-
leto
35
220
30
27
20
20
3
-
2019
zima
35
220
2
8
20
20
20
-
leto
35
220
30
27
20
20
3
-
2020
zima
35
220
2
8
20
20
20
-
2021 - 2025
leto zima leto
35 35
35
220 220 220
30
2
30
27
8
27
20 20
20
20 20
20
3
20
3
12
12
5-7
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Pored prethodno pomenute promjene potrošne KAP-a, napajanja autoputa i potrošaĉa koji neće
direktno biti spojeni na prenosnu mreţu, posebno je analiziran uticaj prikljuĉenja kompleksa
„Porto Montenegro-Tivat“ (u konaĉnoj fazi snage 27MW), ĉiji je zahtjev upućen nadleţnoj
distributivnoj kompaniji u Tivtu (prikljuĉenje na 35 kV mreţu) i kompleksa
„Luštica
Development“ A.D. – Podgorica na poluostrvo Luštica (na 110 kV mreţu).
U analizi prikljuĉenja predmetnih objekata je uvaţen dopis Investitora sa prikazanom dinamikom
etapnog ulaska u pogon potrošnje po godinama (odobren od strane nadleţnog Ministarstva).
Dinamika prikljuĉenja kompleksa „Porto Montenegro-Tivat“ je prikazana u narednoj Tabeli
(Tabela 5-5).
Tabela 5-5 – Dinamika razvoja (izgradnje) kompleksa Porto Montenegro 2009.–2017. godina
Godina
Snaga
(MW)
2010.
2.25
2011.
5.25
2012.
6.85
2013.
11.85
2014.
13.65
2015.
15.75
2016.
17.85
2017.
22.05
2018.
27.25
Obzirom na kapacitet postojeće TS 110/35 kV Tivat (2x20MVA) neophodna je zamjena
transformatora u transformatorskoj stanici jedinicama veće snage. U toku izrade Studije,
prenosna kompanija CGES je zapoĉela aktivnosti nabavke jedinice TR 110/35 kV 63 MVA.
U toku 2010. godine je i kompanija „Luštica Development“ A.D. – Podgorica uputila zahtjev za
prikljuĉenjem na EES Crne Gore, pri ĉemu je u prvoj fazi (2011. godina) predviĊeno prikljuĉenje
5 MW na 35 kV naponski nivo u TS Tivat za potrebe gradilišta. Nakon toga je predviĊeno
prikljuĉenje snage potrošnje 30MW na prenosnu mreţu, u toku 2013. godine, kao i dalje
povećanje kapaciteta za 10MW, nakon 2013. godine, s tim da detaljna dinamika prikljuĉenja nije
još utvrĊena (do kraja 2010. godine). Dinamika razvoja je prikazana u narednoj tabeli (Tabela
5-6).
Tabela 5-6 – Dinamika razvoja (izgradnje) kompleksa Luštica 2011.–2013. godina
Godina
Snaga
(MW)
2011.
5.0
2013.
30.0
>2013.
10.0
Analiza tokova snaga je pokazala da do ulaska u pogon TS 400/110 kV Lastva Grbaljska (2015.
godina) nije moguće prikljuĉenje dodatne potrošnje veće od 30MW u TS Tivat (ukljuĉujući i
hotelski kompleks na poluostrvu Luštica), kada će biti moguće povezati postojeću TS Tivat i TS
Luštica na novu TS u Lastvi i time omogućiti bezbijedno napajanje ovog podruĉja.
Ograniĉavajući faktor predstavljaju dalekovodi 110 kV TS H. Novi – TS Tivat, TS Podgorica –
5-1
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
TS Budva i TS Tivat – TS Budva ĉiji je presjek 150/25mm2 prenosne moći 89MVA, koji bi u
2014. godini bili visoko opterećeni ili ĉak preopterećeni. Uoĉeni problemi su prikazani na slici:
Slika 5-4 – Priključenje kompleksa Luštica i Porto Montenegro – 2014. godina
Ukupna potrošnja TS H. Novi i TS Tivat u 2014. godini iznosi oko 86 MW za zimski i 73 za ljetni
vrh. Uz dodatno opterećenje kompleksa Luštica i Porto Montenegro u ciljnoj godini to
opterećenje prelazi 100 MW za zimski, odnosno 110MW za ljetni vrh.
Prepoterećeni su dalekovodi Trebinje – H. Novi, dok je u normalnom pogonskom stanju DV 110
kV Podgorica – Budva opterećen preko 80% svoje termiĉke granice.
U normalnom pogonskom stanju se ovaj problem otklanja izgradnjom 110 kV DV Vilusi – H.
Novi (detaljnije u Poglavlju 6), dok u poremećenim uslovima rada ispad dalekovoda TS Trebinje
– TS H. Novi, ili TS Tivat – TS Budva dovodi do preopterećenja jednog od ova dva dalekovoda.
Analize su pokazale da opterećenje oba kompleksa ne smije da preĊe više od 30MW do
trenutka ulaska u pogon TS Lastva Grbaljska. Uporedo sa odlaganjem povećanja kapaciteta
predmetnih potrošaĉa, neophodno je u kritiĉnim periodima odvojiti potrošnju TS H. Novi i TS
Tivat, što sistem ĉini priliĉno nepouzdanim.
5.3 Rezultati prognoze potrošnje
Imajući u vidu da se preko prenosne mreţe Crne Gore napaja 16 elektrodistributivnih podruĉja
koja su na razliĉitom stepenu ekonomskog razvoja i u kojima se oĉekuju razliĉiti scenariji
ekonomskog i privrednog rasta prilikom prognoze potrošnje i analize razliĉitih scenarija njenog
porasta primjenjen je regionalni pristup na taj naĉin što se posebno analiziralo svako
elektrodistributivno podruĉje, odnosno svako 110 kV napojno ĉvorište. Treba napomenuti da
trenutno u 12 od 16 elektro-distributivnih kompanija postoje 110 kV napojna ĉvorišta (jedno ili
više) kao taĉka isporuke energije od strane prenosne kompanije CGES.
ED Ţabljak, ED Roţaje, ED Kolašin i ED Kotor trenutno se napajaju preko 35 kV veza i one su
posmatrane zajedno sa susjednim elektrodistribucijama ED Pljevlja, ED Berane, ED Mojkovac i
ED Tivat respektivno u kojima postoji 110 kV napojno ĉvorište. Ukupno prognozirano
maksimalno opterećenje u zimskom i ljetnjem reţimu za svako pojedinaĉno elektro-distributivno
podruĉje je nakon prognoze snage po podruĉjima raspodijeljeno po transformatorskim
stanicama 110/x kV u skladu sa planiranim ili dosadašnjim zabiljeţenim odnosom u potrošnji.
Prognoza potrošnje elektriĉne energije i maksimalnog zimskog i ljetnjeg opterećenja do 2025.
godine za distributivna podruĉja u Crnoj Gori uraĊena je u skladu sa metodologijom
objašnjenom u poglavlju 5.1. Procenti porasta potrošnje elektriĉne energije na godišnjem nivou
preuzeti su iz usvojenih dokumenata o planu razvoja EES Crne Gore (Strategija razvoja
energetike Republike Crne Gore [1]) i kao takvi primenjeni na poslednje zvaniĉno dostavljene
podatke od FC Distribucija o preuzetoj elektriĉnoj energiji od prenosne kompanije CGES i od
malih hidroelektrana koje su date zakljuĉno sa 2009. godinom . Na osnovu toga uraĊena je
5-2
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
prognoza godišnje potrošnje u MWh po godinama do 2025. godine za svako podruĉje sa 110
kV napojnim ĉvorištem u Crnoj Gori, odakle je takoĊe, za svaku analiziranu godinu izraĉunato
opterećenje svakog posmatranog ĉvorišta u skladu sa Velanderovom formulom.
Krive prognoze potrošnje uraĊene su za sva tri scenarija porasta iz [1], visoki srednji i niski
scenario, dok su dodatna dva scenarija, scenario trenda porasta na osnovu ostvarenja u
prošlosti kao i porast zabiljeţen na osnovu metodologije koja uvaţava porast bruto nacionalnog
prihoda (BNP) u Crnoj Gori, iskorišćeni kao referentni za poreĊenje sa krivama porasta iz [1].
Scenario porasta za svako konzumno podruĉje koji je usvojen kao najrealniji i koji se koristio u
analizama razvoja prenosne mreţe jeste jedan od scenarija porasta iz [1] kao jedinog
zvaniĉnog dokumenta na koji se moţe osloniti jedna ovakva analiza. Izbor scenarija izvršen je
njegovim poreĊenjem sa trendovima porasta potrošnje iz prošlosti u svakom konzumnom
podruĉju kao i postojećih informacija o planiranom ekonomskom razvoju svakog pojedinaĉnog
podruĉja. Drugim rijeĉima, nakon analize porasta potrošnje po svakoj od predloţenih krivih
(analiza svakog podruĉja data je u prilogu) usvojila se kao vaţeća za plan razvoja prenosne
mreţe kriva porasta iz Strategije razvoja energetike Republike Crne Gore koja je najbliţa krivoj
koju opisuje ostvareni trend porasta od 2001. godine.
Niski scenario porasta iz [1] odabran je kod podruĉja kod kojih je uoĉena stagnacija ili ĉak i
opadanje potrošnje u periodu od 2001 – 2009. godine. Razlog za to leţi u ĉinjenici da se u ovim
regionima ne predviĊa intenzivan ekonomski razvoj u narednih pet godina ali je i pored toga
usvojen scenario niskog porasta kako bi se u skladu sa kriterijumima planiranja prenosna mreţe
razvijala i u ovim podruĉjima za sluĉaj eventualnog kasnijeg priliva investicija ili naglog
ekonomskog razvoja. U skladu sa tim niski scenario porasta primijenjen je u elektrodistributivnim podruĉjima na sjeveru Crne Gore (ED Pljevlja i ED Ţabljak, ED Berane i ED
Roţaje, ED Mojkovac i ED Kolašin, ED Bijelo Polje).
Srednji scenario usvojen je kod podruĉja sa trenutnom stagnacijom u razvoju, ali oĉekivanim
prosjeĉnim nivoom razvoja industrije i komercijalne potrošnje i kod kojih se uoĉava stalan, ali
umjeren porast potrošnje tokom proteklih godina. TakoĊe, prilikom usvajanja srednjeg scenarija
porasta uvaţena je i ĉinjenica smanjenja potrošnje elektriĉne energije primjenom mjera
energetske efikasnosti u gradskim podruĉjima. Na osnovu toga srednje krive porasta usvojene
su za podruĉje ED Nikšić i podruĉje ED Cetinje, koji predstavljaju dva regiona u kojima se
predviĊa umjereni privredni razvoj u narednim godinama pa samim tim i srednji porast nivoa
potrošnje.
Visoki scenario porasta odabran je kao vaţeći za planiranje prenosne mreţe kod elektrodistributivnih podruĉja sa atraktivnim zemljištem za gradnju kao što su svi primorski dijelovi Crne
Gore (ED Herceg Novi, ED Tivat i ED Kotor, ED Budva, ED Bar, ED Ulcinj) i distributivno
podruĉje koje obuhvata glavni grad Podgoricu. Ovo su podruĉja sa zabiljeţenim znaĉajnim
porastom potrošnje u proteklom periodu i kod njih se oĉekuje dalji intenzivan ekonomski razvoj.
Na osnovu usvojenih scenarija porasta vršnog opterećenja po distributivnim podruĉjima kao i na
osnovu plana prikljuĉenja velikih potrošaĉa na prenosnu mreţu, koja je predstavljena u
prethodnom poglavlju, dat je prikaz ukupnog prognoziranog porasta vršnog opterećenja za Crnu
Goru po analiziranim godinama (Tabela 5-7 i ).
Za karakteristiĉni reţim zimskog maksimuma moţe se zakljuĉiti slijedeće:
 Prosjeĉan porast od 1.06% godišnje u periodu od 2011 – 2015
 U 2016. i 2017. godini uoĉava se znaĉajan porast vršnog opterećenja usljed ulaska u
pogon hotelskog kompleksa „Ţabljak“ kao i potrošnje Autoputa
 U periodu od 2018. – 2025. godine prosjeĉan godišnji porast vršnog opterećenja je 1.5%
Za karakteristiĉni reţim ljetnjeg maksimuma moţe se zakljuĉiti slijedeće:
 Do 2014. godine uoĉava se blag porast vršnog opterećenja 1.62% na godišnjem nivou
usljed postepenog povećavanja snage potrošnje „Porto Montenegra“
 Naglo povećanje vršnog opterećenja u 2014. godini usljed ulaska u pogon hotelskih
kompleksa „Luštica Development“ i Ulcinj
5-3
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine


U 2017. godini se takoĊe uoĉava znaĉajan porast vršnog opterećenja usljed napajanja
autoputa
U periodu od 2018 – 2025 godine prosjeĉan godišnji porast vršnog opterećenja iznosi
1.4%
Tabela 5-7 – Prognozirana vršna potrošnja po karakterističnim režimima
Vršno opterećenje zimskog maksimuma
[MW]
1200
Vršno opterećenje ljetnjeg maksimuma
1000
800
600
400
200
0
10 011 012 013 014 015 016 017 018 019 020 021 022 023 024 025
20
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
[godina]
Slika 5-5 – Trend porasta vršne snage EES Crne Gore 2011. – 2025. godina
5-4
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
6. PLAN RAZVOJA PROIZVODNJE U PERIODU 2011. - 2020. SA
PROJEKCIJOM NA 2025. GODINU
U okviru ovog poglavlja napravljen je osvrt na tehniĉke karakteristike postojećih proizvodnih
objekata u EES Crne Gore i analiziran je scenario planiranog ulaska u pogon novih proizvodnih
objekata kako konvencionalnih tako i obnovljivih izvora. Za svaki proizvodni objekat data je
lokacija i varijante prikljuĉenja na prenosnu mreţu. TakoĊe, analiziran je i uticaj planiranog
ulaska u pogon novih proizvodnih objekata sa aspekta eventualnog povećanja sistemskih
rezervi neophodnih za upravljanje EES u skladu sa pravilima ENTSO-E.
6.1 Vrste i glavne karakteristike postojećih proizvodnih objekata
EES Crne Gore raspolaţe sa 868 MW kapaciteta za proizvodnju elektriĉne energije i to u
slijedećim objektima:
HE Perućica – najstariji objekat u EES Crne Gore puštena u pogon 1960. godine. Instalisana
snaga HE Perućica je 307 MW, moguća godišnja proizvodnja iznosi oko 1.300 GWh dok
planska godišnja proizvodnja iznosi oko 1000 GWh. Za proizvodnju elektriĉne energije HE
"Perućica" koristi vode sliva rijeke Gornja Zeta, odnosno vode koje dotiĉu u Nikšićko polje i to
pri povoljnom padu na kratkom rastojanju izmeĊu Nikšićkog polja i Bjelopavlićke ravnice. U HE
Perućica ugraĊeno je 7 dvojnih turbina tipa "Pelton" sa generatorima horizontalnih osobina. Pet
agregata imaju instalisanu snagu od po 40 MVA (38 MW) i dva od po 65 MVA (58.5 MW).
Planirano je da se ugradi i osmi agregat snage 65 MVA za koga su izgraĊeni svi dovodni i
odvodni organi, pomoćni i zajedniĉki pogoni i odreĊeno mjesto za ugradnju u mašinskoj zgradi.
HE Piva – akumulaciono pribransko postrojenje sa jednom od najvećih betonskih luĉnih brana u
svijetu, u pogonu je od 1976. godine. Njena osnovna djelatnost je proizvodnja elektriĉne
energije u vršnom reţimu rada, jer ima mogućnost brzog startovanja i sinhronizacije na
dalekovodnu mreţu 220 kV. Smještena je u planinskom masivu na sjeverozapadu Crne Gore.
Osnovne tehniĉke karakteristike HE Piva su:
 Instalisana snaga 360 MVA (342 MW - 3 x 114 MW)
 Korisna akumulacija 790 mil. m3
 Prosjeĉna godišnja proizvodnja oko 740 GWh
 Tri spiralne turbine sa vertikalnom osovinom tipa „Frensis“
Specifiĉnost HE Piva je da je od svog puštanja u pogon bilansirana u okviru EES Srbije po
osnovu razmjene elektriĉne energije, a saglasno Ugovoru o dugoroĉnoj poslovno-tehniĉkoj
saradnji koji je obnovljen 1991. godine i zakljuĉen na odreĊeno vrijeme od 25 godina (do 2016.
godine). Na osnovu ovog ugovora Elektroprivreda Srbije upravlja HE Piva i njena proizvodnja
ulazi u dnevne bilanse Srbije, a u zamjenu za to isporuĉuje baznu snagu Crnoj Gori.
TE Pljevlja je kondenzaciona termoelektrana projektovana sa dva bloka od 210 MW.
Akumulacija vode kao i svi pomoćni, tehniĉki i upravno-administrativni objekti (izuzev
dekarbonizacije i recirkulacionog rashladnog sistema) izvedeni su za dva bloka, a trenutno je
izgraĊen samo jedan blok. Termoelektrana sagorijeva pljevaljski ugalj garantovane kaloriĉne
vrijednosti 9211 kJ/kg (220 Kcal/kg). Instalisana snaga je 210 MW. Prosjeĉna godišnja
proizvodnja u periodu od 2002. do 2010. godine iznosila je oko U 2010. godini, nakon obavljene
rekonstrukcije, tehnoloških sanacija i poboljšanja ĉitavog postrojenja, zabiljleţena je rekordna
godišnja proizvodnja od oko 1400 GWh. Za elektroenergetski sistem Crne Gore TE "Pljevlja"
predstavlja baznu elektranu koja najveći znaĉaj ima u pokrivanju konstantnog dijagrama
opterećenja.
Male HE - U Crnoj Gori izgraĊeno je u prošlosti sedam malih hidroelektrana, koje se danas
nalaze u vlasništvu Elektroprivrede Crne Gore. To su hidroelektrane: Glava Zete, Slap Zete,
Rijeka Mušovića, Šavnik, Rijeka Crnojevića, Podgor i Lijeva Rijeka. Najstarija od njih je HE
6-5
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Podgor, izgraĊena i puštena u pogon još 1939. godine, a najnovijeg je datuma HE Lijeva Rijeka,
puštena u pogon 1987. godine. Svih sedam malih hidroelektrana su po svojim karakteristikama
protoĉne. Njihova ukupna instalisana snaga iznosi 9,025 MW, a oĉekivana godišnja proizvodnja
oko 21 GWh
6.2 Analiza proizvodnje i instalisanih snaga HE, TE
Na dijagramu (Slika 6-1) je prikazana godišnja proizvodnja u EES Crne Gore po tipu elektrane
od 2005. – 2009. godine .Sa dijagrama se moţe zakljuĉiti da se u EES Crne Gore prosjeĉno
oko 65% godišnje proizvodnje (2005.- 2009.) dobija iz hidroelektrana raĉunajući i proizvodnju
HE Piva.
Slika 6-1 –Proizvodnja EES Crne Gore po tipovima elektrana u periodu 2005.-2009.
Imajući u vidu visok procenat godišnje proizvodnje iz hidroelektrana moţe se zakljuĉiti da je
EES Crne Gore uglavnom deficitaran u ljetnjim mjesecima sa slabom hidrologijom i visokim
nivoom potrošnje naroĉito u Podgorici i na primorju. Na osnovu ostvarene proizvodnje u toku
2009. godine moţe se videti Raspodjela proizvodnje po elektranama na slici (Slika 6-2)
Slika 6-2 – Raspodjela godišnje proizvodnje u 2009. godini po elektranama
6-6
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
6.3 Razvoj proizvodnje elektriĉne energije
Izgradnju novih proizvodnih objekata u EES Crne Gore kao i realnost njihove implementacije
treba posmatrati imajući u vidu slijedeće ĉinjenice:
 izvjesnost realizacije projekta povezivanja sistema Crne Gore i Italije preko podmorskog
DC kabla, a samim tim i povezivanja trţišta elektriĉne energije Jugoistoĉne Evrope i
Italije
 veliki neiskorišćeni hidroenergetski potencijal
 potencijal u novim rezervama uglja na sjeveru Crne Gore
 ekspanziju izgradnje obnovljivih izvora u regionu
Uzimajući u obzir gore navedeno sasvim je realno oĉekivati znaĉajan broj novih proizvodnih
objekata u Crnoj Gori, naroĉito nakon izgradnje DC kabla ĉiji se ulazak u pogon oĉekuje u 2015.
godini. U skladu sa tim, jedan od zadataka ove studije je dati pravce razvoja prenosne mreţe
elektroenergetskog sistema u dijelu proizvodnje. Polazište za planiranje izgradnje novih
prenosnih kapaciteta je Strategija razvoja energetike Crne Gore, te zvaniĉna dokumenta
dobijena iz nadleţnog Ministarstva Crne Gore u skladu sa trenutno raspoloţivim informacijama
o postojećem statusu svakog pojedinaĉnog projekta, kao i izvjesnosti njegove izgradnje
odnosno dodijeljene koncesije.
Prikljuĉak novih elektrana definisan je prema dosadašnjim studijama ukoliko su rješenja odrţiva
i ukoliko se nameću kao jedina moguća. Tamo gdje se pojavljuje nekoliko rješenja, izabrano je
ono koje je ekonomski i tehniĉki najopravdanije (najniţa cijena ulaganja u prenosnu mreţu uz
ispunjenje tehniĉkih kriterijuma).
U okviru ovog poglavlja takoĊe su predstavljene potencijalne taĉke prikljuĉenja, ali će se
konaĉno rješenje dati kroz pojedinaĉne studije prikljuĉenja, ĉija izrada je u nadleţnosti CGES-a.
Ovo naroĉito dolazi do izraţaja ako postoji mogućnost prikljuĉenja elektrana na razliĉite
naponske nivoe, pri ĉemu treba uvaţiti troškove ugradnje blok transformatora, ĉija cijena u
mnogo ĉemu zavisi od naponskog nivoa višenaponske strane. Trenutno se ne raspolaţe taĉnim
podacima o generatorima i blok transformatorima novih generatora, pa su s toga ponuĊena
rješenja koja zadovoljavaju tehniĉke uslove za siguran rad, prije svega prenosne mreţe, a
potom i samog prikljuĉenja elektrana.
Posebno su analizirana prikljuĉenja konvencionalnih hidro i termo – elektrana, a posebno
obnovljivih izvora, ukoliko postoji mogućnost njihovog prikljuĉenja na prenosnu mreţu (male
hidroelektrane i vjetroelektrane).
6-7
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Planirana proizvodnja
2011
Pinst
(MW)
2012
Pinst
(MW)
2013
Pinst
(MW)
2014
Pinst
(MW)
2015
Pinst
(MW)
2016
Pinst
(MW)
2017
Pinst
(MW)
2018
Pinst
(MW)
2019
Pinst
(MW)
2020
Pinst
(MW)
2021 - 2025
HE Perućica (G8)
-
59.4
59.4
59.4
59.4
59.4
59.4
59.4
59.4
59.4
59.4
VE Krnovo
-
-
-
50
50
50
50
72
72
72
144
VE Moţura (Ulcinj)
-
-
-
46
46
46
46
46
46
46
46
HE Andrijevo (Morača)
-
-
-
-
-
127.4(2x63.7)
127.4(2x63.7)
127.4(2x63.7)
127.4(2x63.7)
127.4(2x63.7)
127.4(2x63.7)
HE Zlatica (Morača)
-
-
-
-
-
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
HE Raslovići (Morača)
-
-
-
-
-
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
HE Milunovići (Morača)
-
-
-
-
-
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
37(2*18.5)
HE Komarnica
-
-
-
-
-
-
-
168
168
168
168
mHE u Šavniku
-
-
-
31
31
31
31
31
31
31
31
mHE Vrbnica, Pluţine
-
-
-
20
20
20
20
20
20
20
20
TE Pljevlja 2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
225
TE Berane
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
110
HE Koštanica
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
552
TE Maoče
-
-
-
-
-
-
-
250
500 (2x250)
500 (2x250)
500 (2x250)
mHE u Plavu
-
-
30
30
30
30
30
30
30
30
30
-
-
-
5
5
5
5
5
5
5
5
-
-
-
-
-
6
6
6
6
6
6
-
-
-
-
-
-
14
14
14
14
14
mHE Slap Zete
(rekonstrukcija)
mHE Glava Zete
(rekonstrukcija)
HE Rosca na Zeti
Pinst
(MW)
Tabela 6-1 – Plan izgradnje novih proizvodnih jedinica EES Crne Gore
6-8
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
6.4 Razvoj konvencionalnih izvora elektriĉne energije
Tabela 6-2 prikazuje dinamiku prikljuĉenja potencijalnih izvora elektriĉne energije na EES Crne
Gore.
Tabela 6-2 – Plan izgradnje klasičnih proizvodnih jedinica EES Crne Gore
Godina ulaska u
pogon
Pinst
(MW)
HE Perućica (G8)
2012
59.4
HE Andrijevo (Moraĉa)
2016
127.4(2x63.7)
HE Zlatica (Moraĉa)
2016
37(2*18.5)
HE Raslovići (Moraĉa)
2016
37(2*18.5)
HE Milunovići (Moraĉa)
2016
37(2*18.5)
HE Komarnica
2018
168
2018 (250MW),
2019 (+250MW)
250 (+250)
TE Pljevlja 2
>2020
225
TE Berane
>2020
110
HE Koštanica
>2020
552
TE Maoĉe
HE Perućica G8:
HE Perućica koristi vode sliva Gornje Zete koje dotjeĉu u Nikšićko polje, s bruto padom od oko
550 metara. Idejnim projektima i odobrenom tehniĉko-ekonomskom dokumentacijom izgradnja
HE Perućica predviĊena je u ĉetiri faze, od kojih svaka ĉini zasebnu cjelinu. Za sada su
realizovane prve tri faze u okviru kojih je instalisano 5x38 MW+2x58.5 MW.
U okviru ĉetvrte faze je planirana ugradnja osmog agregata 58.5 MW, koja bi bila prikljuĉena
zajedno sa postojeće dvije mašine od po 58.5 MW.
HE na Moraĉi:
U vezi sa podacima za HE na Moraĉi (Andrijevo, Raslovići, Milunovići i Zlatica) podaci su dati
prema Osnovnom tehnickom rjesenju koje je osnova za Tender koji je u toku (kraj 2010.
godine). PonuĊaĉima je dopusteno da nude i alternativna rješenja, tako da je moguće da u toku
slijedeće godine doĊe do izostavljanje neke od HE na Moraĉi ili izmjene instalisane snage.
Izgradnju prikljuĉnih dalekovoda vrši Koncesionar prema clanu 149 Zakona o energetici i
zakljuĉuje Ugovor o upravljanju i korišćenju sa CGES-om.
Na slici je dat geografski poloţaj predmetnih hidroelektrana (Slika 6-3) i mogući naĉin
prikljuĉenja (Slika 6-4).
S obzirom na starost 220 kV dalekovoda Podgorica – Mojkovac – Pljevlja (1961. godine pušten
u pogon) i ĉeste kvarove na tom dalekovodu, predlaţe se prikljuĉenje HE Andrijevo (127 MW)
na postojeći 400 kV dalekovod Ribarevine – Podgorica2.
Ostale tri hidroelektrane bi se prikljuĉile na nov 110 kV dalekovod TS Kolašin – HE Raslovići –
HE Milunovići – HE Zlatica. Na drugu stranu bi HE Zlatica bila spojena na TS Smokovac (u
6-9
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
pogonu od 2016. godine ) preko dvostrukog 110 kV dalekovoda male duţine (dvstruki
dalekovod je potreban kako bi se ispunio (n-1) kriterijum sigurnosti.
Ukoliko bi došlo do smanjenja instalisane snage nekih od hidroelektrana koje se prikljuĉuju na
110 kV mreţu, veza izmeĊu HE Zlatice i TS Smokovca bi se mogla redukovati na jedan 110 kV
dalekovod. Kao što je naznaĉeno u dopisu iz Ministarstva za ekonomiju, to će najviše zavisiti od
odluke Investitora.
Slika 6-3 – Geografski prikaz položaja HE Na Morači
6-10
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 6-4 – Šema priključenja HE Na Morači
HE Komarnica:
Pregradno mjeo za HE Komarnica predviĊeno je u profilu Lonci, 45 km uzvodno od postojeće
brane Mratinje (HE Piva) na rijeci Pivi.
Za hidroelektranu Komarnica se predlaţe jedan od tri moguća naĉina prikljuĉenja (Slika 6-5):
 Prikljuĉenje direktnom 400 kV vezom duţine 10-15 km – V1
 Prikljuĉenje na novi 400 kV DV Lastva Grbaljska – (Brezna) – Pljevlja (u pogonu od
2016. godine) po principu ulaz/izlaz (2x6km) – V2
 Prikljuĉenje u novu TS 400/110/35 kV Brezna (u zavisnosti od lokacije nove TS poloţaj
moţe biti i bliţe Nikšiću) putem dva 110 kV dalekovoda presjeka 360/57 mm2 ili
2x2x240/40 mm2 duţine 10-15 km – V3
Konaĉan naĉin prikljuĉenja će biti odreĊen kada Investitor podnese zahtjev za prikljuĉak i kada
se uradi Elaborat o prikljuĉenju objekta na prenosnu mreţu CGES.
Prikljuĉenje na novu TS Brezna (ili neku drugu TS 400/110 kV sjeverno od grada Nikšić), zavisit
će od potrebe za izgradnjom te TS.
Bez obzira na naĉin prikljuĉenja neophodno je obezbijediti da se proizvedena energija plasira u
400 kV mreţu ĉime se omogućava siguran plasman snage u EES Crne Gore bez zagušenja u
110 kV mreţi, kao i direktan pristup DC kablu Crna Gora – Italija (ka TS 400/110 kV Lastva
Grbaljska).
6-11
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
V2
V1
V3
TS 400/110 kV Brezna
Slika 6-5 – Varijante priključenja HE Komarnica
TE Maoĉe:
Bazen Maoĉe je udaljen vazdušno oko 15 km sjeveroistoĉno od grada Pljevlja. PredviĊa se da
će izgradnja TE Maoĉe biti izvedena iz dvije faze, gdje bi se u prvoj fazi ugradila jedinica
250MW 2018. godine, a potom bi se naredne (2019. godine) ugradila još jedna jedinica iste
snage.
S obzirom na poloţaj predmetne elektrane, predlaţe se njeno prikljuĉenje na postojeći 400 kV
dalekovod Ribarevine – Pljevlja po principu uli/zlaz duţine 2 x 6km. Naĉin prikljuĉenja je
prikazan na slici (Slika 6-6).
Slika 6-6 – Šema priključenja TE Maoče
6-12
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
TE Pljevlja 2:
Prilikom izgradnje i puštanja u pogon prvog bloka TE Pljevlja 1982. godine veliki dio izgraĊene
infrastrukture dimenzionisan je za zajedniĉki pogon oba bloka. Prema dostupnim podacima na
podruĉju Pljevalja postoje sirovinske osnove u obliku zaliha uglja potrebnih za pogon još jednog
bloka.
Lokacija drugog bloka predviĊena je na odobrenoj lokaciji bloka I i dispozicijom Idejnog projekta
TE Pljevlja 2x210 MW.
TE Berane:
Lokacija TE Berane predviĊa se na periferiji grada Berana, u industrijskoj zoni, gdje su već
locirani drugi industrijski objekati. Plato predviĊen za smještaj termoelektrane nalazi se izmeĊu
fabrike celuloze i ciglane, udaljen oko 800-1000 m od rijeke Lim, u neposrednoj blizini puta
Berane-Roţaje.
Elektrana snage 110MW bi bila prikljuĉena direktno na 110 kV sabirnice u postojećoj TS
Berane.
HE Koštanica:
Prema Glavnom i Idejnom projektu, HE Koštanica imala bi snagu od 552 MW, uz ostvarivu
prosjeĉnu godišnju proizvodnju od 1 332 GWh (uglavnom vršne elektriĉne energije), pri varijanti
s prevoĊenjem 22 m3/s voda Tare u Moraĉu. To bi bila derivacijska hidroelektrana s
akumulacijskim basenom „Ţuti krš“, u koga bi se uvelo i dodatnih 3,7 m3/s voda Gornje Moraĉe,
i kompenzacijskim basenom „Bakovića klisura“.
Analizirano je prikljuĉenje na postojeći 400 kV DV Podgorica 2 – Ribarevine po principu
ulaz/izlaz, što je ujedno i jedino logiĉno rješenje za ovu elektranu.
6.5 Razvoj obnovljivih izvora elektriĉne energije
Obnovljivi izvori povećavaju samoodrţivost EES-a u sluĉajevima eventualne energetske krize u
proizvodnji elektriĉne energije koja danas u velikoj mjeri zavisi o isporuci uglja, gasa i nafte.
Pregovori sa lokalnim vlastima na promovisanju energetske efikasnosti i obnovljivih izvora
energije, kako privatnih tako i javnih objekata, moţe biti dobar put ka odrţivosti energetskog
sektora.
Vrijednost obnovljivih izvora energije u svijetu se u zadnje vrijeme sve više prepoznaje, zbog
njihovog povoljnijeg uticaja na ţivotnu sredinu i supstitucije fosilnih goriva s ograniĉenim
rezervama. Budući da tehnologije proizvodnje elektriĉne energije iz obnovljivih izvora trenutno
još nijesu ekonomski konkurentne klasiĉnim tehnologijama, većina drţava u svijetu osmislila je
razliĉite mehanizme podsticaja razvoja obnovljivih tehnologija (zajamĉene i povlašćene tarife,
subvencije, poreske olakšice i dr.).
Procjenjuje se da na nivou Crne Gore najveći potencijal razvoja meĊu obnovljivim izvorima
imaju male hidroelektrane i vjetroelektrane. Treba pritom imati na umu da se ne moţe oĉekivati
neko snaţnije oslanjanje na ove izvore kada se radi o proizvodnji elektriĉne energije, već će
njihova uloga biti da u odreĊenom manjem postotku uĉestvuju u elektroenergetskom bilansu,
kojim će i dalje dominirati velike klasiĉne proizvodne jedinice.
Treba takoĊe imati u vidu da povećano uvoĊenje u pogon obnovljivih izvora elektriĉne energije
poput vjetra, imajući u vidu interminentnost njihove proizvodnje, stvara komponentu smanjenog
nivoa upravljivosti u EES-u. Ovoj problematici poslednjih godina je posvećena velika paţnja te
su se razvile savremene metode prognoze vjetra (samim tim i prognoza proizvodnje
vjetroelektrana) uz pomoć kojih se pomenuti problemi operativnog upravljanja smanjuju.
Dinamiĉke promjene brzine vjetra uzrokuju promjenljivost iznosa injektirane snage u prenosnu
mreţu. Time se nadalje uzrokuju poteškoće u regulaciji napona i uĉestanosti, odnosno u
kvalitetu isporuĉene elektriĉne energije. Podruĉja sa visokom iskoristivosti vjetra se ĉesto
nalaze unutar naponski relativno slabih dijelova mreţe koji su locirani u ruralnim predjelima.
6-13
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Time se znatno oteţava njihovo svrsishodno prikljuĉenje na mreţu, bilo da je u pitanju prenosna
ili distributivna mreţa.
Kada su u pitanju male hidroelektrane, zbog malog uĉešća mHE u ukupnoj proizvodnji
elektriĉne energije u EES Crne Gore, njihova disperziona priroda neće praviti probleme u
sistemu, u poreĊenju sa drugim oscilacijama koje se javljaju u snabdijevanju i isporuci elektriĉne
energije, sa ĉim se suoĉava upravljanje na dnevnom nivou.
Nove mHE, sa proraĉunatom snagom i energijom, mogu biti integrisane u EES Crne Gore, bez
tehniĉkih ograniĉenja sa stanovišta upravljanja sistemom ako su ispunjeni svi standardi za
njihovo povezivanje na mreţu. Postojeći zakonodavni okvir vezan za pripremu i izgradnju mHE
je sastavljena od propisa iz oblasti: energetike, urbanizma, graĊevinarstva, vlasniĉko-pravnih
pitanja, vodoprivrede, privatnih investicija u javnom sektoru, zaštita ţivotne sredine i zaštita
prava ulaganja. Norme sadrţane u navedenim propisima, uz odreĊene intervencije
zakonodavca, obezbjeĊuju realnu osnovu za sprovoĊenje projekata za izgradnju malih HE.
Tabela 6-3 prikazuje dinamiku prikljuĉenja potencijalnih izvora elektriĉne energije na EES Crne
Gore.
Tabela 6-3 – Plan izgradnje obnovljivih izvora električne energije EES Crne Gore
Godina ulaska u
Pinst
Elektrana
pogon
(MW)
2014
50
VE Krnovo
2018
22
>2020
72
VE Moţura (Ulcinj)
2014
46
mHE u Šavniku
2014
31
mHE Vrbnica, Pluţine
2014
20
mHE u Plavu
2013
30
mHE Slap Zete
(rekonstrukcija)
2014
5
mHE Glava Zete
(rekonstrukcija)
2016
6
HE Rosca na Zeti
2017
14-
Vodotoci su odabrani na osnovu dosadašnih istraţivanja, studija, projekata, idejnih. rješenja,
pojedinaĉnih inicijativa zainteresovanih investitora i ukupnih struĉnih sagledavanja o
raspoloţivim potencijalima za istraţivanja i izgradnju mHE. Prethodno su provedene analize sa
aspekta usaglašenosti vodotoka sa: prostornim planom, Vodoprivrednom osnovom Crne Gore,
odnosno planom korišćenja vodnog energetskog potencijala za proizvodnju elektriĉne energije,
tehniĉkim uslovima, normativima i standardima za projektovanje i izgradnju mHE i propisima iz
oblasti zaštite ţivotne sredine, kao i mogućnosti prikljućenja na elektroenergetski sistem.
Isti sluĉaj je i sa vjetroelektranama, na osnovu dosadašnjih istraţivanja i mjerenja, procijenjeni
su kapaciteti vjetroparkova na odreĊenim lokacijama, pri ĉemu će mnogo više detalja biti nakon
završetka sistemske Studije o prikljuĉenju vjetroelektrana na EES Crne Gore (Studija je
trenutno u toku).
VE Krnovo:
Vjetroelektrana Krnovo nalazi se sjevero-istoĉno od Nikšića. Svaki vjetroagregat smješten je na
posebnom platou dimenzija cca 71.5 x 101.3 m, povezanih s pristupnim putevima (servisni
putevi unutar vjetroelektrane).
U prvoj fazi izgradnje predviĊena je instalacija 72 MW (50MW u 2014. i dodatnih 22 MW u 2018.
godini) na lokaciji Krnovo 1, dok je u drugoj fazi predviĊena izgradnja preostalih 67.2 MW na
6-14
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
lokaciji Krnovo 2 i 3. Poloţaj VE Nikšić (Krnovo) u EES Crne Gore je predstavljen na slici (Slika
6-7).
Slika 6-7– Lokacija VE Krnovo
Analize su pokazale da je ograniĉavajući faktor za prikljuĉenje VE Krnovo snage veće od 50
MW 110 kV pravac Perućica – Podgorica 1 (dvostruki DV110 kV HE Perućica – Podgorica 1 i
DV 110 kV HE Perućica – Danilovgrad – Podgorica 1), gdje se pri ispadu jednog od pomenutih
dalekovoda opterećuju preostala dva sa preko 80% svoje termiĉke granice. To je direktna
posljedica velike snage proizvedene u HE Perućica (nakon ulaska u pogon G8 instalisani
kapacitet je oko 360MW), pri ĉemu se manji dio snage evakuiše preko TR u HE Perućica sa
110 na 220 kV naponski nivo (manje od 10% proizvedene energije HE Perućica), a veći dio
odlazi ka Podgorici preko pomenutih 110 kV dalekovoda.
Zagušenja se povećavaju u sluĉaju ulaska u pogon drugih izvora u analiziranom regionu
Nikšića. Problem se prevazilazi izgradnjom TS 400/110/35 kV Brezna, pri ĉemu bi se,
odgovarajućim uklopnim stanjem, sva proizvedena energija potiskivala kroz transformatore u TS
Brezna na 400 kV naponski nivo.
U prvoj fazi prikljuĉenja 50MW, VE Krnovo bi se povezalo na TS 110 kV Brezna (spojena na
buduću 110/x kV Kliĉevo), dok bi se izgradnja dodatnih 22 MW izvršila nakon izgradnje 400 kV
DV Lastva Grbaljska – Pljevlja (u pogonu 2016. godine), pri ĉemu bi se sa eventualnom
izgradnjom drugih izvora u okolini Nikšića, obavila ugradnja transformatora 400/110 kV u TS
Brezna. Istovremeno bi se izvršilo odvajanje TS Brezna 110 kV od Kliĉeva, ĉime bi se omogućio
direktan plasman proizvedene energije u 400 kV mreţu.
U sluĉaju da se ne izgradi ni jedan novi proizvodni objekat u pomenutom regionu, uz ostala
pojaĉanja mreţe, bio bi omogućen i plasman 72 MW u EES Crne Gore. Svako dalje povećanje
kapaciteta bi iziskivalo ugradnju „phase-shift“ transformatora u HE Perućica, ili izgradnju, već
pomenute TS 400/110 kV Brezna.
Analizirane su dvije varijante:
 Prikljuĉenje VE Krnovo na TS Brezna preko jednog 110 kV dalekovoda duţine 20 km –
Varijanta - V1
 Prikljuĉenje VE Krnovo na TS Nikšić preko jednog 110 kV dalekovoda duţine 13.5 km –
Varijanta - V2
6-15
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Analize su pokazale da:
 varijanta V1 omogućava faznu izgradnju VE Krnovo i prikljuĉenje 142MW u završnoj fazi
 u sluĉaju realizacije varijante v2 potrebno bi bilo ugraditi „phase-shift“ transformatore u
HE Perućica, što je znatno skuplje rješenje od TS Brezna 400/110 kV
 Gubici u prenosnoj mreţi su znatno manji (iz razloga što bi se i mHE u regionu Pluţina i
Šavnika mogle prikljuĉiti na pomenutu TS i na taj naĉin plasirati energiju u 400 kV
mreţu)
 Konaĉnu odluku će donijeti CGES kroz Elaborat o prikljuĉku, dok je ovdje pokazano da
su sve varijante prihvatljive sa stanovišta sigurnosti sistema.
Na osnovu podataka dobijenih od struĉnih sluţbi CGES, kao oteţavajuća okolnost prikljuĉenja
na postojeću TS Nikšić, je ĉinjenica da u TS Nikšić postoji samo jedno slobodno 110 kV
dalekovodno polje koje bi se upotrijebilo za prikljuĉenje buduće TS 110/10 kV Kliĉevo, a ĉija
realizacija se oĉekuje do kraja 2014. godine.
VE Moţura:
VE Moţura se nalazi na lokaciji planine Moţura, u blizini grada Ulcinj. Kao moguće varijante
prikljuĉenja, analizirane su:
-
Prikljuĉenje u TS Ulcinj – varijanta 1
-
Prikljuĉenje na postojeći 110 kV DV Bar – Ulcinj - varijanta 2
-
Izgradnja dva dalekovoda 110 kV VE Moţura – Virpazar (30 km) i VE Moţura – Ulcinj
(10 km) - varijanta 3
Imajući u vidu ĉinjenicu da je potrebno omogućiti dvostrano napajanje TS Ulcinj, kao
najekonomiĉnije rješenje se pokazalo izgradnja 110 kV DV Virpazar – VE Moţura – Ulcinj, pri
ĉemu će naĉin izgradnje prikljuĉnih dalekovoda biti odreĊen izmeĊu Investitora VE Moţura i
CGES. U sluĉaju prikljuĉenja na postojeći DV 110 kV TS – Bar – TS Ulcinj, elektrana bi
praktiĉno bila spojena jednom vezom ka TS Bar (TS Ulcinj nema drugu vezu ka ostatku
sistema). Naĉin prikljuĉenja je prikazan na slici (Slika 6-8).
Slika 6-8 – Varijanta priključenja VE Mozura
6-16
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
mHE Šavnik i Pluţine:
Vodotokovi na kojima će biti izgraĊene predmetne elektrane su podijeljeni u dvije osnovne
grupe: podruĉja Pluţine i Šavnik, u sjevernom dijelu Crne Gore. Prva grupa HE, će se
realizovati na teritoriji Pluţina na rijeci Vrbnici, dok će druga grupa biti realizovana na teritoriji
Šavnika na rijekama Bukovica, Bijela i Tušinja. Vlada Crne Gore je dala zadatak za realizaciju
projekata kroz privatne investicije. Lokacija predmetnih HE je prikazana na slici (Slika 6-9).
Slika 6-9– Lokacija mHE Plužine i mHE Savnik
Moguće varijante prikljuĉenja su:
DV 110 kV HE Pluţine – TS Brezna 30km i HE Šavnik – TS Brezna 24 km – V1
DV 110 kV HE Pluţine – TS Brezna 30km i HE Šavnik – TS Zabljak 28 km – V2
DV 110 kV HE Pluţine – TS Brezna 30km, HE Šavnik – TS Brezna 24 km i HE Šavnik –
TS Ţabljak 28 km – V3
Ukoliko se u TS Brezna ugrade transformatori 400/110 kV, omogućiće se plasman proizvedene
energije u 400 kV mreţu, uz istovremeno smanjenje gubitaka u prenosnoj mreţi, u odnosu na
sluĉaj da su elektrane prikljuĉene na 110 kV naponski nivo.
Konaĉnu odluku o prikljuĉenju će donijeti CGES, kada investitori podnesu zahtjev za
prikljuĉenjem i kada se bude znala konaĉna dinamika ulaska u pogon i instalisana snaga
proizvodnih objekata.



mHE Plav:
Na podruĉju opštine Plav je planirana izgradnja nekoliko proizvodnih elektroenergetskih
objekata ukupne instalisane snage 30MW.
U okviru sliva rijeke Lim (region Plava) za istraţivanje i izgradnju malih hidroelektrana
predvidjeni su vodotoci: Komaraĉa (Babinopoljska), Veliĉka rijeka, Murinska rijeka sa pritokama,
Đuriĉka i Grlja i Lim (907m.n.m.-825m.n.m.)
Varijanta uklapanja predmetnih elektrana na distributivnu mreţu nije predmet studije, pa je dat
prikaz mogućeg uklapanja na 110 kV mreţu.
Najbliţa TS je Andrijevica, ali je usljed nedostatka prostora i nemogućnosti proširenja te TS,
odabrana najisplativija varijanta prikljuĉenja (sve ostale varijante su znatno skuplje), a to je
jednostruka 110 kV veza od rasklopnog postrojenja Plav do TS Berane u duţini od oko 30 km
(prikazano na slici-Slika 5-7).
Konaĉnu odluku o prikljuĉenju će donijeti CGES, ukoliko se Investitor odluĉi da podnese zahtjev
za prikljuĉenjem na prenosnu mreţu, a ukoliko se odluĉi da podnese zahtjev za prikljuĉenjem
6-17
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
na distributivnu mreţu, predmetne analize će biti obraĊene od strane EPCG i i nadleţne
distributivne kompanije.
Slika 6-10 – Varijanta priključenja mHE Plav
Ostale mHE:
Ostale mHE iz prethodne tabele (Tabela 7) (Slap Zete Glava Zete i HE Rosca na Zeti), su
modelovane preko potrošnje odgovarajućeg regiona gdje se elektrane nalaze i nijesu posebno
tretirane u Studiji.
Pored prethodno navedenih mHE, na osnovu dopisa Ministarstva za ekonomiju i dostavljenog
spiska vodotoka (Prilog 10.4), dati su prijedlozi prikljuĉenja još nekih proizvodnih objekata na
prenosnu mreţu koji su obuhvaćeni ovom studijom. Analiza je uraĊena samo za jedinice snage
veće od 10MW, ili za one za koje se smatra da postoji realna mogućnost da investitori zatraţe
dozvolu za prikljkuĉenje na prenosnu mreţu.
Tabela 6-4 – Spisak vodotokaPlan izgradnje obnovljivih izvora električne energije EES Crne Gore
Instalisana
God.proizv.
Vodotok mHE
Sliv
Opstina
snaga
(GWh)
(MW)
1
Vrbnica
Akumulacija Pive
Pluzine
12.0
27
RB
2
Tusinja
Komarnica
Savnik
6.0
16.5
3
Babinopoljska
4
6
Komaraca sa pritokama
Murinska rijeka sa
pritokama
Grlja
Lim (region Plava)
Plav
9.5
24.2
Lim (region Plava)
Plav
4.0
10.8
Lim (region Plava)
Plav
2.4
9.5
Plav
3.0
11.9
Berane
8.3
33.2
Berane
10.0
37
Berane
5.0
21
17.0
50
11
Bistrica (desna pritoka
Lima)
Crnja
Lim (region Plava)
Lim (opstine Berane i
Andrijevica)
Lim (opstine Berane i
Andrijevica)
Lim (opstine Berane i
Andrijevica)
Lim (opstina Bijelo
Polje)
Tara
7
Trebacka
8
Bistrica (Jelovica)
9
Sekularska
12
Bjelojevicka
Tara
13
Zaslapnica
Zaslapnica
5
10
Bijelo
Polje
Kolasin
3.0
10
Mojkovac
15.0
48
Niksic
1.0
3.6
6-18
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
mHE Bjelojevićka – 15 MW
Varijanta prikljuĉenja mHE Bjelojevićka je prikazana na slici (Slika 6-11), gdje bi se prikljuĉila na
postojeću TS Mojkovac preko 110 kV dalekovoda duţine 8 km.
Prilikom pojedinaĉnih projekata uklapanja predmetnih elektrana, morati se uzeti u obzir
ĉinjenica da je u TS Mojkovac na 110 kV naponskom nivou predviĊena ugradnja još jednog
transformatora što će bitno uticati na mogućnost uvoĊenja dalekovoda iz predmetne elektrane u
to postrojenje na 110 kV naponski nivo.
Slika 6-11 – Varijanta priključenja mHE Bjelojevicka
mHE Bistrica – 17 MW
Postoje dvije varijante prikljuĉka (Slika 6-12):
Slika 6-12 – Varijanta priključenja mHE Bjelojevicka
Varijanta 1 - mHE Bistrica bi se prikljuĉila u TS Nedakusi putem jednog 110 kV dalekovoda
(trenutno su TS Nedakusi spojeni sa TS Ribarevine preko dalekovoda koji radi pod 35 kV, ali
koji je projektovan za 110 kV naponski nivo:
Za varijantu 1 je potrebno izgraditi:
-
5 km 110 kV dalekovoda od mHE do TS Nedakusi,
6-19
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
-
jedan TR 110/35 kV u Nedakusima,
-
dva 110 kV DV polja
-
jedno 110 kV mjerno polje
Varijanta 2 - mHE Bistrica bi se prikljuĉila u TS Riarevine putem jednog 110 kV dalekovoda
duţine 12 km
Za varijantu 2 je potrebno izgraditi:
-
12 km 110 kV dalekovoda od mHE do TS Mojkovac
-
tri 110 kV DV polja
-
jedno 110 kV mjerno polje
-
jedno 110 kV spojno polje
mHE Trebacka rijeka i mHE Bistrica Lim – 8.3 i 10 MW (7 i 8)
Postoje dvije varijante prikljuĉka (Slika 6-13):
-
Varijanta 1:
Prikljuĉenje na postojeći 110 kV DV Andrijevica – Berane po principu ulaz/izlaz duţine 2x4.5 km
Slika 6-13 – Varijanta priključenja mHE Trebacka rijeka i mHE Bistrica Lim (7 i 8)
- Varijanta 1
6-20
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
-
Varijanta 2:
Prikljuĉenje na postojeću TS Berane jednim dalekovodom 110 kV duţine 9 km (Slika 6-14).
Slika 6-14 – Varijanta priključenja mHE Trebacka rijeka i mHE Bistrica Lim (7 i 8)
- Varijanta 2
Konaĉna odluka o naĉinu prikljuĉenja će biti donesena kroz pojedinaĉne projekte elektrana, pri
ĉemu su u Studiji analizirane potencijalne varijante kako bi se pokazalo da li je i pod kojim
uslovima prikljuĉenje moguće na prenosnu mreţu da se ne ugrozi ostatak sistema.
U sluĉaju da se investitori odluĉe da predaju zahtjev za prikljuĉenjem na distributivnu mreţu, o
tome će odluĉiti nadleţna distribucija u saradnji sa CGES.
ZAKLJUĈAK:
Bilo da se radi o klasiĉnim, ili obnovljivim proizvodnim objektima, moţe se zakljuĉiti slijedeće:

Sa stanovišta prenosne kompanije i sigurnog rada sistema, ne postoje prepreke za
prikljuĉenje bilo kog od potencijalnih izvora elektriĉne energije.

U sluĉajevima gdje postoji više varijanti, konaĉna odluka o naĉinu prikljuĉenja će biti
donesena kroz pojedinaĉne projekte elektrana. Samo u sluĉaju VE Krnovo, HE
Komarnica i mHE Pluţine i Šavnik, predlaţe se izbor prikljuĉenja na TS Brezna kako bi
se omogućila izgradnja punog kapaciteta svih nabrojanih objekata (ukoliko se donese
odluka za takav projekat) i kako bi se izbjeglo skuplje rješenje ugradnje „phase-shift“
transformatora u HE Perućica koje je neophodno zbog zagušenja na 110 kV pravcu ka
podgorici.

Kada su u pitanju ostali proizvodni objekti, prikljuĉenje bilo kog od objekata ne iziskuje
razvoj ostatka prenosne mreţe osim u segmentu samog prikljuĉenja

Analiza prikljuĉenja mHE je uraĊena kako bi se pokazalo da li njihovo prikljuĉenje ima
znaĉajniji uticaj na ostatak prenosne mreţe, pri ĉemu se pokazalo da rad sistema, sa
stanovišta opterećenja mreţe, nije ugroţen. Taĉni uslovi prikljuĉenja (opseg faktora
snage, prenosni odnos blok-transformatora, uslovi sinhronizacije...) se mogu donijeti tek
nakon izrade detaljne Studije prikljuĉka (Elaborata). Ukoliko se ti objekti prikljuĉe na
distributivnu mreţu, prenosna mreţa moţe bez problema prihvatiti svu proizvedenu
energiju da se pri tome ne ugrozi rad ostatka sistema.
6-21
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
6.6 Pregled potencijalnih energetskih bilansa
Osnovu za analizu potencijalnih viškova/manjkova elektriĉne energije u Crnoj Gori predstavljaju
usvojeni scenariji razvoja proizvodnih objekata i porasta potrošnje u periodu od 2011-2025. Na
osnovu usvojene ENTSO-E SAF metodologije, uraĊena je analiza potencijalnog totala razmjene
Crne Gore za karakteristiĉni zimski i ljetnji reţim vršnog opterećenja po presjeĉnim godinama
2011, 2015, 2020 i 2025 (Tabela 6-5). Raspoloţivi proizvodni kapacitet, prema pomenutoj SAF
metodologiji, dobija se kada se od ukupnog instalisanog kapaciteta u elektranama oduzme
neraspoloţivi dio kapaciteta, dio kapaciteta koji se eventualno nalazi u remontu kao i obavezna
rezerva u sistemu. Tako dobijeni raspoloţivi proizvodni kapacitet se oduzima od predviĊenog
porasta potrošnje u posmatranoj godini kako bi se izvršila procjena potencijalnih viškova,
odnosno manjkova snage u karakteristiĉnim reţimima u posmatranom periodu. Uoĉava se da
će od 2016. godine Crna Gora imati znaĉajne viškove, naroĉito u zimskim reţimima sa
povoljnom hidrologijom, ukoliko se realizuje predviĊeni scenario razvoja proizvodnje.
Tabela 6-5 - Pregled potencijalnih totala razmjene u EES Crne Gore
Slika 6-15 – Raspodjela proizvodnje po tipu 2011.-2025.
6-22
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
6.7 Sistemska rezerva u crnogorskom EES
Prema operativnom priruĉniku ENTSO-E Pravilnik 1 koji definiše standarde i pravila koja se tiĉu
sistemske rezerve i vremena njenog aktiviranja, CGES je u obavezi da rezerviše/zakupi
slijedeće iznose proizvodnih kapaciteta u razliĉitim vremenskim domenima regulacije
potrošnja/frekvencija (LF regulacija):
Primarna regulacija – Uĉešće svake kontrolne oblasti je definisano pravilima ENTSO-E na
godišnjem nivou, te u skladu sa tim potrebna rezerva u primarnoj regulaciji za Crnu Goru
(proporcionalno veliĉini sistema i konzumu) iznosi 3 MW za 2011. godinu.
Sekundarna regulacija – Automatska sekundarna regulacija obezbjeĊuje se iz elektrana koje
su opremeljene regulatorima kojima se moţe automatski upravljati iz SCADA sistema u
dispeĉerskom centru. Kapacitet koji je potrebno obezbijediti u okviru sekundarne regulacije
prema ENTSO-E pravilima zavisi iskljuĉivo od vršnog opterećenja sistema i raĉuna se prema
empirijskoj formuli:
R  a Pmax  b 2  b ,
gdje je R – minimalna preporuĉena rezerva u sekundarnoj regulaciji, Pmax – vršno opterećenje,
dok su a i b konstante a=10, b=150
Potrebna rezerva u crnogorskom sistemu prema navedenoj formuli i planiranom nivou vršne
snage u 2011. godini iznosi 25 MW. Trenutno su u sekundarnoj regulaciji dva generatora u HE
Perućica G5 i G7 (38 MW i 58.5 MW respektivno) sa ukupnim opsegom regulacije od oko ±45
MW.
Tercijarna regulacija – Tercijarna rezerva mora se obezbijediti u roku od 15 minuta od
momenta nastanka poremećaja i mora biti dovoljna da pokrije ispad najveće jedinice u sistemu.
U sluĉaju Crne Gore relevantan je ispad jedinice u TE Pljevlja ĉija je snaga na pragu 190 MW.
U skladu sa standardima ENTSO-E, obaveza svake kontrolne oblasti (operatora prenosnog
sistema) je da unutar sopstvenog sistema minimalno obezbijedi polovinu od zahtijevane rezerve
u sekundarnoj i tercijernoj regulaciji. Ovo praktiĉno znaĉi da je CGES kao operator sistema
duţan da obezbijedi dodatnih 95 MW u okviru tercijarne rezerve, što u zbiru zajedno sa
sekundarnom rezervom iznosi zahtijevanih 120 MW.
TakoĊe, potrebno je istaći da trenutno, u skladu sa pomenutim dugoroĉnim ugovorom o
korišćenju HE Piva, EPS isporuĉuje satno 110 MW bazne snage na godišnjem nivou EPCG-u.
Ovaj iznos od 110 MW nije fiksan već se moţe mijenjati ±30MW, ali tako da ne preĊe
dogovoreni iznos energije na godišnjem (165 GWh) i dodatnih 30 GWh na kvartalnom nivou. U
periodu remonta TE Pljevlja, isporuĉena bazna snaga od strane EPS-a iznosi 220 MW.
6.8 Tehniĉki aspekti ulaska u pogon novih proizvodnih jedinica sa
stanovišta njihovog uticaja na sistemske usluge
Uzimajući u obzir sa jedne strane zahtjeve za obezbjeĊenjem nivoa sistemske rezerve u skladu
sa pravilnikom ENTSO-E i sa druge strane eventualne realizacije predstavljenog scenarija
razvoja proizvodnih objekata u Crnoj Gori, operator prenosne mreţe CGES će biti u obavezi da
poveća zakupljene proizvodne kapacitete koji uĉestvuju u sistemskoj rezervi. Imajući u vidu da
sa stanovišta operatora prenosne mreţe, povećanje zakupa proizvodnih kapaciteta koji
uĉestvuju u obaveznoj sistemskoj rezervi znaĉi i znaĉajno povećanje troškova (povećanja
tarife), od velike je vaţnosti optimalno procijeniti potreban i dovoljan nivo rezerve u sistemu.
Pored pomenutih pravilnika ENTSO-E kojima se procjenjuje potreban kapacitet rezerve u
sistemu na osnovu empirijskih formula koje uvaţavaju vršno opterećenje sistema kao i kapacitet
najveće proizvodne jedinice u sistemu, potrebno je nakon ulaska u pogon interminentnih izvora
energije, kao što su vjetroelektrane, uvaţiti i moguća odstupanja od prognoziranih ostvarenja u
proizvodnji.
U cilju smanjenja navedenih odstupanja u proizvodnji vjetrogeneratora, a samim tim i smanjenja
potreba za znaĉajnim povećanjem sistemske rezerve potrebno je prevashodno da operator
prenosnog sistema realizuje primjenu nezavisnog izvora prognoze vjetra (meteorološke
6-23
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
agencije i sl.) sa što je moguće većom rezolucijom aţuriranja aktuelnih podataka kojim će se
znaĉajno smanjiti odstupanja ostvarene i planirane proizvodnje vjetrofarmi. Prema dostupnim
podacima i iskustvima drugih operatora prenosnog sistema, sa dugogodišnjim iskustvima u
eksploataciji vjetroelektrana, za povećenje rezerve u sekundarnoj regulaciji relevantno je
odstupanje vjetra od prognoziranog na 15-minutnoj rezoluciji. U prvim godinama nakon ulaska u
pogon vjetroelektrana (ukoliko se ne raspolaţe taĉnim statistiĉkim podacima iz prošlosti sa
relevatnih lokacija) oĉekuju se 15-minutna odstupanja od prognozirane vrijednosti od
maksimalno 20% ukupnog instalisanog kapaciteta, dok se u narednim godinama aţuriranjem i
porastom statistiĉke baze podataka brzine vjetra odstupanja smanjuju na oko 10% od
instalisanog kapaciteta vjetroelektrana. To praktiĉno znaĉi uzevši u obzir najkritiĉniji sluĉaj
istovremenog maksimalnog odstupanja vjetra i odstupanja usljed promjena u ukupnoj potrošnji
sistema (potrebno je posebno statistiĉki analizirati vjerovatnoću istovremenog pojavljivanja dva
nezavisna dogaĊaja), da je nakon ulaska u pogon planiranih obnovljivih izvora VE Krnovo (50
MW u prvoj fazi) i VE Moţura (46 MW) potrebno obezbijediti dodatnih 20% (preporuĉuje se u
prvim godinama veći procenat usljed postojanja samo dvije lokacije vjetrofarmi pa je samim tim i
vjerovatnoća kolebanja vjetra veća) od ukupnog instalisanog kapaciteta vjetroelektrana u
sekundarnoj regulaciji uz minimalnu preporuĉenu rezervu u skladu sa empirijskom formulom
datom u ENTSO-E operativnom priruĉniku.
Stoga će u periodu od 2014.-2018. godine sa ukupnim instalisanim kapacitetom vjetroelektrana
u EES Crne Gore od 96 MW zahtijevani kapacitet u sekundarnoj regulaciji u najkritiĉnijem
sluĉaju iznositi oko 45 MW, što odgovara postojećim kapacitetima u sekundarnoj regulaciji (dva
generatora u HE Perućica G5 - 38 MW i G7 - 58.5 MW sa ukupnim opsegom regulacije od oko
±45 MW).
Postojeća iskustva vezana za odstupanja od prognozirane brzine vjetra prilikom aţuriranja
podataka od strane meteorološke agencije pokazuju da se nakon aţuriranja podataka mogu
pojaviti promjene od oko ±80% od prethodno aktuelne prognoze. Ove promjene u prognozi se
mogu dogoditi nekoliko sati prije posmatranog sata u toku operativnog dana i spadaju u domen
tercijarne regulacije. Ovakve promjene koje mogu nastati u periodu od 2014. – 2018. ne
prevazilaze potrebe za tercijernom regulacijom koje uvaţavaju pomenuti ispad najveće
proizvodne jedinice u sistemu tako da su postojeći kapaciteti zadovoljavajući.
Jedino će se ukupna obavezna rezerva koja ukljuĉuje polovinu iznosa zbira obavezne
sekundarne i tercijarne regulacije koja se mora obezbijediti unutar oblasti mora podići na nivo
od 140 MW.
Imajući u vidu da je u 2018. godini, prema scenariju razvoja proizvodnje, u Crnoj Gori predviĊen
ulazak u pogon najprije jedne, a kasnije i druge generatorske jedinice od 250MW u TE Maoĉe,
doći će do porasta kapaciteta obavezne tercijarne rezerve u skladu sa obavezom operatora
sistema za pokrivanjem ispada najveće jedinice u kontrolnoj oblasti. TakoĊe, u periodu od 2018.
- 2020. predviĊen je porast kapaciteta u VE Krnovo za dodatnih 20 MW, ali još uvijek nije
poznato kakav će status sa stanovišta balansne odgovornosti imati dodatni kapaciteti. Imajući u
vidu pretpostavku da će se tokom godina eksploatacije vetrogeneratora taĉnost prognoze vjetra
popravljati odnosno svesti na nekih 10% procenata odstupanja nije potrebno podizati kapacitete
u sekundarnoj regulaciji, samo će ulazak u pogon TE Maoĉe podići nivo obavezne rezerve koja
se mora obezbijediti unutar oblasti na oko 170 MW.
U periodu od 2020. - 2025. predviĊen je ulazak u pogon dodatnih 70 MW kapaciteta u VE
Krnovo (ukupni instalisani kapacitet svih VE bi bio oko 190 MW). Planirani porast vršnog
opterećenja u sistemu povećao bi zahtijevani kapacitet u sekundarnoj regulaciji u skladu sa
preporukama ENTSO-E usljed promjena u potrošnji sistema na oko 30 MW, što bi u skladu sa
grubo procijenjenim odstupanjima u prognozi proizvodnje vetrogeneratora od 10% iznosilo oko
5 MW preko postojećih kapaciteta u sekundarnoj regulaciji. Treba istaći da će odluĉujući uticaj
na eventualno povećanje zakupa kapaciteta u sekundarnoj regulaciji u ovom periodu imati prije
svega procijenjeni troškovi povećanja kapaciteta u sekundarnoj regulaciji u odnosu na
zahtijevani kvalitet sekundarne regulacije.
6-24
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
7. ANALIZA PRENOSNE MREŢE
U okviru ovog poglavlja je prikazano stanje u prenosnoj mreţi Crne Gore, njena starost,
mogućnost proširenja, kao i budućnost pojedinih objekata sa stanovišta napuštanja pojedinih
rješenja (prevashodno se misli na objekte ĉija je revitalizacija u toku, odnosno objekte ĉija je
gradnja izvjesna i koja će biti završena u prvoj polovini 2011.godine)
Za svaki elemenat prenosne mreţe su date njegove osnovne karakteristike, neophodne za dalje
analize.
S obzirom na dobru povezanost EES Crne Gore i susjednih sistema na protok elektriĉne
energije kroz prenosnu mreţu Crne Gore, u kratkim crtama je dat osvrt na planove razvoja
prenosnih mreţa u regionu i budućnost izgradnje novih proizvodnih i prenosnih objekata koji
mogu imati uticaj na tokove snaga kroz mreţu Crne Gore.
7.1 Postojeći elementi 400, 220 i 110 kV naponskog nivoa
Izgradnja prenosne mreţe Crne Gore je poĉela pedesetih godina dvadesetog vijeka. Najprije su
graĊeni 110 kV dalekovodi, u sedamdesetim godinama je slijedila intenzivna izgradnja 220 kV
mreţe, a poĉetkom osamdesetih godina prošlog vijeka poĉela se graditi i 400 kV mreţa.
CGES raspolaţe prenosnom mreţom koju ĉini preko 1300km dalekovoda, 24 transformatorske
stanice i razvodna postrojenja na naponskim nivoima 400kV, 220kV i 110kV.
Oko 280km dalekovoda naponskog nivoa 400kV, oko 400km dalekovoda naponskog nivoa
220kV i oko 688km dalekovoda naponskog nivoa 110kV. Sa okolnim sistemima povezuje je
devet interkonektivnih dalekovoda. U okviru transformatorski stanica nalazi se 46
transformatora prenosnih odnosa 400/220, 400/110, 220/110, 110/35 i 110/10 kV (ukljuĉujući
transformator u HE Perućica i dva transformatora 110/10 kV u TS Podgorica 5 koja još nije
puštena u pogon), sa ukupnom instalisanom snagom od oko 3,380 MVA.
7.2 Transformatorske stanice i transformatori 400, 220 i 110 kV
Crnogorski EES se sastoji od 25 transformatorskih stanica naponskog nivoa 400/x, 220/x i
110/x kV, ukljuĉujući i HE Perućica i HE Piva koje trenutno pripadaju EPCG. Lista
transformatorskih stanica koji trenutno rade u EES Crne Gore je data u narednoj tabeli (Tabela
7-1).Transformacije u EVP-ma i elektranama (blok transformatori) pritom nijesu uzete u obzir.
7-1
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 7-1 – Spisak transformatorskih stanica I transformatora EES Crne Gore -2010. godina
TS
Pljevlja 2
Podgorica 2
Ribarevine
TS
Podgorica 1
Mojkovac
HE Perucica
Pljevlja 2
Prenosni
odnos
(kV/kV)
400/110/10.5
Prenosni
odnos
(kV/kV)
220/115/10.5
400
5
YNaOd5
T2
400
5
YNaOd5
T1
300
5
YNaOd5
T2
300
5
YNaOd5
T1
150
5
Yy0d5
T1
220/115/10.5
T2
150
YNaOd5
220/115/10.5
220/110/6.3
220/115/10.5
T1
T1
T1
150
125
125
YNaOd5
Yy0d5
YNaOd5
110/35
Podgorica 3
110/10
Podgorica 4
110/10
Danilovgrad
Nikšić
Herceg
Novi
110 / 35(10.5)
Tivat
Cetinje
Pljevlja 1
Bijelo Polje
Mojkovac
Berane
Andrijevica
Vilusi
Podgorica 5
T1
Nominalna
snaga
(MVA)
150
Podgorica 1
Ulcinj
Sprega
110/10.5/10.5
110/10.5/10.5
RB
Step.
regul.
( +/-) %
6x2
Godina
uk 1-3
uk 2-3
Pfe
Pcu
R
X
In1
In2
In3
ugradnje
( %)
( %)
( %)
( kW )
( kW )
( Ω )
( Ω )
( A )
( A )
( A )
1982
1991
11.93
13.37
9.72
127.1
594.5
0.59
47.2
577
1000
1058
1984
1991
11.8
13.27
9.88
131.8
615.5
0.62
47.2
577
1000
1058
1981
1984
12.25
14
9.3
129.7
619.1
1.1
65.33
433
1056
1058
1982
1984
12.15
13.81
9.18
128.75
608.6
1.08
64.8
433
1506
1058
-
2010
12.22
-
-
-
-
1.1
130.4
216.5
753.1
753.1
uk 1-2
uk 1-3
uk 2-3
Pfe
Pcu
R
X
In1
In2
In3
( %)
( %)
( %)
( kW )
( kW )
( Ω )
( Ω )
( A )
( A )
( A )
Rade
Končar
Rade
Končar
Rade
Končar
Rade
Končar
Siemens
Sprega
ProizvĎač
YNaOd5
Elin
Rade
Končar
Elta
SSSR
SSSR
T1
T2
T1
T2
T1
T2
Nominalna
snaga
(MVA)
40
63
31.5
31.5
40
40
Step.
regul. (
+/-) %
10x1.5
10x1.5
10x1.5
12x1.33
10x1.5
10x1.5
T1
20
10x1.5
YyOd5
T1
T2
63
3x10
10x1.5
12x1.33
YNynOd5
YyOd5
T3
63
10x1.5
YyOd5
T4
63
10x1.5
YyOd5
T1
T2
T1
T2
T1
T2
T1
T2
T1
T2
T1
T2
T1
T2
T1
T2
T1
40
40
20
20
40
63
40
40
20
20
20
31.5
20
40
20
20
20
10x1.5
10x1.5
10x1.5
10x1.5
10x1.5
10x1.5
10x1.5
10x1.5
10x1.5
10x1.5
10x1.5
YNynO(d5)
YNynO(d5)
YyOd5
YyOd5
YNynO(d5)
YNynOd5
YNynO(d5)
YNynO(d5)
YyOd5
YyOd5
YyOd5
10x1.5
10x1.5
10x1.5
10x1.5
10x1.5
YyOd5
YNynO(d5)
YyOd5
YyOd5
YyOd5
T1
20
10x1.5
YyOd5
T2
20
10x1.5
YyOd5
T1
10
10x1.5
YyOd5
T1
T1
T2
10
31.5
31.5
12x1.33
10x1.5
10x1.5
YyOd5
YNynOd5
YNynOd5
T1
20
10x1.5
YyOd5
T2
20
10x1.5
YyOd5
RB
uk 1-2
proizvodnje
ProizvĎač
400/115/31.5
Prenosni
odnos
(kV/kV)
Bar
Step.
regul.
( +/-) %
400/231/31.5
TS
Budva
Nominalna
snaga
(MVA)
RB
Godina
proizvodnje
ugradnje
1962
1962
11.5
13.7
8.8
88.8
410
0.88
37,107
393
753
1587
1972
1973
10.22
13.13
8.66
52.46
428.2
0.92
32,977
394
754
1587
1975
1977
7.43
9.55
31.6
371.08
0.8
33,977
394
753
1587
1984
11.73
15.2
19.7
59.4
1979
10.53
10.1
10.51
80.2
295
0.91
40,695
313
595
3333
uk 1-2
uk 1-3
uk 2-3
Pfe
Pcu
R
X
In1
In2
In3
proizvodnje
ugradnje
( %)
( %)
( %)
( kW )
( kW )
( Ω )
( Ω )
( A )
( A )
( A )
Minel
ETRA
Minel
Minel
ETRA
ETRA
Rade
Končar
ETRA
EBL
Rade
Končar
Rade
Končar
ETRA
ETRA
Minel
Elta
ETRA
ETRA
ETRA
ETRA
MILANO
MILANO
Elta
1975
10.58
33.06
173.72
1.31
32,005
210
628
422
5.71
5.77
1.68
1.6
26.32
26.32
174.74
174.74
2.13
2.13
41,217
39,988
165
165
1732
1732
333
333
1988
1978
2005
1987
2001
2008
2008
1959
1982
10.63
4.78
1.18
44.2
111
3.36
64,312
105
314
190
1955
2009
1956
11.26
10.47
10.27
5
9.85
1.34
46.04
209.89
2.82
42,229
157
471
317
1979
1979
11.01
11.1
6.74
54.9
302.89
0.92
21,146
330
990
1110
1979
1979
11.23
12.13
7.64
52.04
314.39
0.96
21,569
330
990
1110
21.27
27.1
116.63
99.08
3.53
3
63,102
68,970
105
105
314
314
206
212
39.264
184.253
10.06
10.06
10.76
20.48
99.08
3
65,098
105
314
206
Minel
ETRA
Minel
Minel
Elta
Rade
Končar
Elta
Rade
Končar
Minel
Energoinv.
Energoinv.
Rade
Končar
Rade
Končar
10.38
20.19
114
3.45
62,799
105
314
206
10.95
10.43
10.64
15.98
19.92
28
102.44
102.83
124
3.1
3.11
3.75
66,248
63,102
64,372
105
105
105
314
314
314
212
206
212
Sprega
transformat.
ProizvoĎač
YyOd5
YNynO(d5)
YyOd5
YyOd5
YNynOd5
YNynOd5
Virpazar
Godina
1981
2001
10.51
10.41
1952
2005
2005
1981
1975
2005
2009
2005
2005
1985
1977
1979
1981
1980
1997
1970
1987
2005
1983
1999
1977
1963
1964
10.9
8.9
5.3
43.26
114.33
3.46
65,945
105
314
330
1964
1964
10.58
5.77
1.79
26.08
108.93
3.3
64,009
105
314
212
1961
1988
10.98
4.85
1.18
21.98
63.88
7.73
132,860
52.5
157
159
1985
1988
1988
1986
10.62
11.43
11.5
11.35
58.69
7.1
128,500
52.5
157
1990
1996
11.05
22.1
137.5
4.16
66.853
105
314
212
1990
1996
11.05
22.1
137.5
4.16
66.853
105
314
212
1981
1968
10.43
11.4
11.18
10.22
9.76
7-2
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Trenutno su u EES Crne Gore operativne:
 3 transformatorske stanice 400/110 kV
 2 transformatorske stanice 220/110 kV i
 19 transformatorskih stanica 110/xkV
HE Perućica ne pripada CGES, dok je TS Podgorica 5 napravljena, ali još nije puštena u rad.
Najnoviji transformator koji je pušten u pogon je 410/110/10.5 kV, 150 MVA TS Ribarevine
(Bijelo Polje), krajem 2010. godine.
Najveća transformatorska stanica je 400/220/110 kV TE Pljevlja 2 (2x400 MVA + 1x125 MVA).
Na 400 kV naponu je povezana sa TS Ribarevine, a na 220 kV naponu s HE Piva, te sa TS
220/110 kV Mojkovac i Podgorica 1. Preko transformacije 220/110 kV napaja se TS 110/35 kV
Pljevlja 1.
Slijedeća transformatorska stanica s instalisanom snagom transformacije od 600 MVA
(2x300MVA) je TS 400/110 kV Podgorica 2, kao jedan dio najbitnijeg napojnog ĉvorišta u EES
Crne Gore. Na 400 kV naponu je povezana s TS Ribarevine, TS Trebinje (BA), a od 2011.
godine i sa TS Tirana u Albaniji (dalekovod je završen, probno pušten u rad i oĉekuje se
završetak posla sa albanske strane). TakoĊer je povezana sa TS 220/110 kV Podgorica 1 preko
dva 110 kV dalekovoda.
TS 220/110 kV Podgorica 1 (drugi dio gorepomenutog napojnog ĉvorišta), sa dva
transformatora po 150 MVA putem 110 kV veza napaja TS 110/10 kV Podgorica 3, TS 110/35
kV Bar, Budva, Danilovgrad, te EVP Trebješica. Na 220 kV naponu povezana je s TE Pljevlja,
HE Perućica i EES Albanije (TS Vau Dejes).
U TS 220/110 kV HE Perućica postoji jedan transformator 125 MVA, pri ĉemu je na 220 kV
strani spojena na TS Trebinje (BA) i TS Podgorica 1, dok je na 110 kV naponskoj strani spojena
sa TS 110/35 kV Nikšić (ukljuĉujući Ţeljezaru), TS 110/35 kV Danilovgrad i Podgorica 1.
Od 2010. godine je puštena u pogon TS 400/110 kV Ribarevine (Bijelo Polje) snage 150 MVA,
ĉiji je ulazak u pogon znatno popravio naponsko-reaktivne prilike u TS Berane, Andrijevica i
Bijelo Polje.
Preko transformatorskih stanica 110/35 kV i 110/10 kV napajaju se distributivni potrošaĉi Crne
Gore. U najvećem broju postrojenja instalisana su po dva transformatora, a vrlo ĉesto razliĉitih
instalisanih snaga.
Najveći broj transformatora je tronamotajni, pri ĉemu je treći namotaj kompenzacioni.
7-3
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
7.3 Vodovi
U sklopu prenosne mreţe se nalaze vodovi naponskog nivoa 110, 220 i 400 kV. Svi dalekovodi
su pravljeni od Al/Fe materijala, sa izuzetkom dalekovoda 110 kV Vilusi-Nikšić, Vilusi Bileća i
Vilusi-Vilusi KT koji su napravljeni od materijala Cu 120 mm2. Najveći dio ĉine 110 kV
dalekovodi, koji su ujedno i najopterećeniji,bez obzira na doba dana ili godine.
Na slici (Slika 7-1) su prikazani odnosi pojedinih naponskih nivoa dalekovoda u ukupnoj duţini
dalekovoda, dok Slika 7-2 prikazuje udio svakog naponskog nivoa dalekovoda u ukupnom
prenosnom kapacitetu.
Oko 50% ukupnih kapaciteta dalekovoda, ĉine 110 kV dalekovodi, od kojih su više od polovine
dalekovodi presjeka Al-Fe150/25 mm2 kapaciteta 470A (89MVA). Najveći dio tih dalekovoda je
izgraĊen upravo u primorskom dijelu Crne Gore, ĉime se automatski zbog povećanog
opterećenja (naroĉito u budućnosti) nameću kao prvi kandidati za rekonstrukciju (zamjenu).
Ovdje je vaţno napomenuti da će prilikom zamjene dalekovodnih uţadi morati da se mijenjaju i
stubovi i kompletna viseća oprema (kao i oprema u postrojenjima), što praktiĉno znaĉi izgradnju
novog dalekovoda. Jedina je prednost što će se moći koristiti već postojeće trase. Imajući u vidu
da se većinom radi o dalekovodima u primorskom dijelu Crne Gore, preporuka je da se
sagledaju mogućnosti zamjene postojećih dalekovoda dvosistemskim vodovima ili vodovima sa
presjekom provodnika 2 x 240 mm2 ili kablovima (zbog narušavanja izgleda okoline), ali koji su
znatno skuplji (5-6 puta skuplji od dalekovoda).
Druga opcija, umjesto postavljanja novih dalekovoda većeg presjeka, jeste postavljanje
specijalnih tipova uţadi sa smanjenim koeficijentom termiĉkog širenja što izaziva smanjenje
ugiba provodnika na višim radnim temperaturama, te samim tim za istu teţinu i presjek imaju
50-60% veći kapacitet, ali su i 50-80% skuplja od klasiĉnih uţadi.
Slika 7-1 – Dužine dalekovoda u prenosnoj mreži
Slika 7-2 – Kapaciteti dalekovoda u prenosnoj mreži
Dalekovodi
Dalekovodi
20%
26%
45%
51%
23%
35%
400 kV
220 kV
110 kV
400 kV
220 kV
110 kV
U narednoj tabeli (Tabela 7-2) su predstavljene kaakteristike dalekovoda u prenosnoj mreţi
Crne Gore.
7-4
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 7-2 – Spisak dalekovoda prenosne mreže Crne Gore -2010. godina
Dalekovod
Podgorica 2 - Trebinje
Podgorica 2 - Ribarevine
Ribarevine - Pljevlja 2
Ribarevine - Kosovo
Podgorica 2 – Tirana (u izgradnji)
Podgorica1 - Pljevlja2
Podgorica1 - Tspoj Mojkovac
T spoj Mojkovac - Pljevlja2
Podgorica1 - HE Perudica
HE Perudica - Trebinje
Podgorica 1 - Albanija
HE Piva - Buk Bijela
HE Piva - Pljevlja2, vod dr.264
HE Piva - Pljevlja2, vod dr.265
T spoj Mojkovac - Mojkovac
Podgorica1- HE Perudica, vod 2 i 3
HE Perudica - Nikšid, vod 1 i 2
Podgorica1 - Danilovgrad
Podgorica1 - Podgorica2, vod 1
Podgorica1 - Podgorica2, vod 2
Podgorica1 - Podgorica 3
Podgorica1 - EVP Trebješica
Podgorica2 –KT KAP-Podgorica 5
Podgorica2 - Virpazar
Virpazar - Bar
Podgorica2 - Budva
Podgorica2 - Cetinje
Podgorica2 - Podgorica4
Podgorica 2 - KAP, vod 1
Podgorica 2 - KAP, vod 2
Podgorica 2 - KAP, vod 3
Bar - Ulcinj
Bar - Budva
Budva - Cetinje
Budva - Tivat
Tivat - Herceg Novi
Herceg Novi - Trebinje
Danilovgrad - HE Perudica
HE Perudica - Nikšid, vod 3
Berane - Ribarevine
Ribarevine - Mojkovac
Pljevlja 1- Pljevlja2
Pljevlja1 - Potped
Nikšid - Bileda
Nikšid - T spoj Vilusi
T spoj Vilusi - Bileda
T spoj Vilusi - Vilusi
T spoj Andrijevica - Berane
T spoj Andrijevica - EVP Trebješica
T spoj Andrijevica - Andrijevica
Godina
Naponski
Dužina* puštanja
nivo
u pogon
Starost
(kV)
km
(god)
400
400
400
400
61.4
85.7
54.8
53.1
1983
1983
1982
1983
27
27
28
27
400
29.17
-
-
220
125.4
1961
49
220
220
220
220
220
220
220
70.4
78.7
34.1
42.4
21
23.3
49.8
1961
1961
1965
1972
1977
1976
1976
49
49
45
38
33
34
34
220
49.6
1977
33
220
2.3
1977
33
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
32.6
12.8
17.6
5.8
5.9
3.9
36.1
12.0
28.7
17.1
35.9
31.7
3.5
8.1
8
8.1
23.7
33.4
12.5
16.6
20.7
15.5
18.6
13.5
21.1
14
2.8
8.2
55.6
37.4
13.8
0.577
16.3
29.2
1.6
1962
1973
1959
1971
1971
1980
1960
1961
1961
1961
2004
1988
1971
1971
1971
1977
1978
1961
1971
1968
1959
1958
1971
1971
1985
1960
1956
1956
1956
1956
1960
1960
1960
48
37
51
39
39
30
50
49
49
49
49
6
22
39
39
39
39
33
32
49
39
42
51
52
39
39
25
50
54
54
54
54
50
50
50
GRAĐEVINSKI DIO
vrsta
stubova
ipsilon
ipsilon
ipsilon
ipsilon
broj
stubova
185
258
172
156
ipsilon
Iter
(A)
ELEKTRO DIO
pr.prov.
(mm²)
3x2x490/65
3x2x490/65
3x2x490/65
3x2x490/65
izolatori
(kom)
16623
30358
18122
20396
3x2x490/65
pres.ZU
(mm²)
2x126.1
2x126.1
2x126.1
2x126.1
2x OPGW
AA/ACS
2x50
2x50
2x50
1x95
1x95
2x50
2x95
2x95
23538
?
?
6894
6969
4651
7700
12666
790
790
790
790
790
790
960
960
(A)
1920
1920
1920
1920
1920
mačka, portal
iY
375
jelka
jelka
ipsilon
ipsilon
ipsilon
104
138
66
82
182
3x360/57
3x360/57
3x360/57
3x360/57
3x360/57
3x360/57
3x490/65
3x490/65
ipsilon
ipsilon
175
9
3x490/65
3x360/57
2x95
2x50
11580
547
960
790
bačva
bačva
jelka
jelka
jelka
jelka
jelka
104
50
63
23
22
18
146
149
149
114
115
14
26
27
30
83
117
53
52
68
56
60
45
81
62
13
29
176
1x50
1x50
1x35
1x50/30
1x50/30
1x50
1x35
1x50
1x50
1x50
1x50
1x50
1x90/55
1x50
1x50
1x50
1i 2x50
1x50
1x50
1x50
1 i 2x50
1x50
1x35
1x50
1x50
1x50
1x50
1x50
1x50
1x50
1x50
1x50
1x35
1x35
1x35
7392
4566
1944
1233
1053
1168
4191
jelka
jelka
jelka
jelka
jelka
jelka
jelka
jelka
jelka i portal
jelka
jelka
jelka
jelka i portal
jelka
jelka
jelka
jelka
jelka
jelka
2x3x240/40
2x3x240/40
3x150/25
3x2/240/40
3x2x240/40
3x240/40
3x150/25
3x240/40
3x150/25
3x150/25
3x150/25
3x240/40
3x240/40
3x2x240/40
3x2x240/40
3x2x240/40
3x150/25
3x150/25
3x150/25
3x150/25
3x150/25
3x150/25
3x150/25
3x240/40
3x150/25
3x150/25
3x240/40
3x150/25
Cu 3x120
Cu 3x120
Cu 3x120
3x150/25
3x150/25
3x150/25
3x150/25
645
645
470
645
645
645
470
645
470
470
470
645
645
645
645
645
470
470
470
470
470
470
470
645
470
470
645
470
440
440
440
470
470
470
470
jelka
jelka
jelka
jelka
jelka
jelka
jelka
1029
1461
1479
2713
3580
1670
1516
2016
1158
1839
2124
2334
1791
814
5490
7-5
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
7.4 Procjena ţivotnog vijeka elemenata prenosne mreţe
Rekonstrukcija objekata prenosne mreţe
Kako bi elektroenergetski sistem nesmetano funkcionisao, neophodno je obaviti rekonstrukciju
postojećih objekata, kao i zamjenu dotrajale opreme. Da bi se rekonstrukcija odvijala planski,
najprije je potrebno je definisati kriterijume po kojima bi se odreĊivao redoslijed objekata koji
treba da budu revitalizovani u narednom periodu, te procijeniti kolika finansijska sredstva treba
da se uloţe u revitalizaciju postojećih objekata prenosne mreţe.
Tokom eksploatacije objekti prenosnog sistema, odnosno njihova oprema stare, te svaki
element ima svoj oĉekivani ţivotni vijek. S obzirom da tokom procesa starenja oprema
postepeno gubi svoje karakteristike, to se broj i trajanje kvarova povećava. Na ovaj naĉin
proces starenja opreme i postrojenja ima znaĉajan uticaj na rad elektroenergetskog sistema.
Nepouzdana, starija postrojenja mogu ugroziti rad cjelokupnog sistema.
Obzirom na ĉinjenicu da se radi o desetogodišnjem Planu razvoja prenosne mreţe, u okviru ove
studije je analizirano koliko kilometara dalekovoda, koliko transformatora i koje objekte je zbog
njihove dokumentacijske starosti potrebno zamijeniti i kolika su to sredstva koja treba uloţiti da
bi se to realizovalo. Iz razloga što dugoroĉni plan ne moţe detaljno predvidjeti potrebnu
revitalizaciju i rekonstrukciju, maksimalno je pojednostavljena metoda za odabir prioritetnih
objekata (maksimalno je redukovan njihov broj).
Lista elemenata za rekonstrukciju i revitalizaciju je napravljena na osnovu rezultat tokova snaga
i na osnovu starosti pojedinih elemenata. Pored toga, u rekonstrukciju su ušli i oni elementi ĉija
je rekonstrukcija direktno povezana sa novim projektima.
Definisanje elemenata
Redoslijed objekata napravljen je na osnovu starosti objekta uvaţavajući kriterijum o oĉekivanoj
ţivotnoj dobi opreme. Stanje opreme u objektima nije uzeto u obzir prilikom izrade liste objekata
za rekonstrukciju budući da o tome nijesu postojali podaci. Ukoliko su, u odreĊenoj TS, u
razliĉitim godinama predloţeni radovi na zamjeni energetskog transformatora, rekonstrukciji
dalekovoda i rekonstrukcija VN postrojenja, onda su ovi radovi objedinjeni kako bi se smanjili
ukupni troškovi i vrijeme potrebno za rekonstrukciju (te, po mogućnosti, skratilo trajanje
beznaponske pauze).
Od starosnog principa se jedino odstupilo u sluĉaju kada se grade kapitalni projekti (izgradnja
DC kabla sa pripadajućim dalekovodima i transformatorskim stanicama), gdje su objekti koji su
u sklopu tih projekata dobili prioritet za rekonstrukciju kako bi se u potpunosti opravdao takav
jedan projekat.
Dakle, da li će doći do revitalizacije nekog elementa, najviše zavisi od njegovog realnog stanja,
ali svakako i od uloge koju on ima (ili će u krajnjem sluĉaju imati u budućnosti) u prenosnom
sistemu.
Pregled starosti elemenata prenosne mreţe je dat u sledecim tabelama i graficima.
Slika 7-3 predstavlja pregled starosti dalekovoda u zavisnosti od njihovog uĉešća u ukupnoj
duţini dalekovoda. Svega 2% dalekovoda 110 kV naponskog nivoa je mlaĊe od 10 godina što
govori o ĉinjenici da će se u narednom periodu morati rekonstruisati veliki broj dalekovoda .
7-6
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 7-3 – Starost dalekovoda prenosne mreže Crne Gore
Dalekovodi
15%
2%
21%
37%
25%
do 10
od 20 do 30
od 40 do 50
od 10 do 20
od 30 do 40
preko 50
Slika 7-4 predstavlja pregled starosti transformatora u zavisnosti od njihovog broja u prenosnoj
mreţi EES Crne Gore. Uoĉava se da je oko 30% transformatora zamijenjeno u posljednjih 10
godina, što je posljedica porasta potrošnje i potrebe za većim kapacitetima u transformaciji.
Slika 7-4 – Starost transformatora prenosne mreže Crne Gore
Poređenje starosti prenosnih elemenata sa očekivanim životnim vijekom trajanja
Slijedeće tabele prikazuje godinu izgradnje, starost i godine isteka oĉekivanog vijeka
eksploatacije svih vodova 400 kV, 220 kV i 110 kV (Tabela 7 3), kao i transformatora (Tabela 7
4) u prenosnoj mreţi Crne Gore. Za dalekovode su prikazane duţine na teritoriji Crne Gore.
Moţe se uoĉiti da je veliki dio transformatora već zamijenjen, što je posljedica konstantnog
povećanja potrošnje, pa je zamjena raĊena pri dostizanju kapaciteta same transformatorske
stanice. Ipak, za oĉekivati je da će i do zamjene u pojedinim sluĉajevima, svakako doći, ne
usljed starosti transformatora, ili njihove dotrajalosti, već zbog ĉinjenice da se veliki broj novih
investitora javio sa zahtjevom za prikljuĉenjem novih potrošaĉa, što će usloviti, pored jaĉanja
prenosne mreţe kroz rekonstrukciju i izgradnju dalekovoda i do zamjene postojećih
transformatora jedinicama većeg kapaciteta.
Kada su u pitanju dalekovodi, situacija je sasvim drugaĉija. Svi 400 kV dalekovodi su „mlaĊi“ od
30 godina, pa nije potrebna njihova rekonstrukcija (na osnovu starosti objekta).
DV 220 kV su u priliĉno lošem stanju, naroĉito dalekovod 220 kV Pljevlja – KT Mojkovac
Podgorica, ĉija starost iznosi 50 godina, što znaĉi da je rekonstrukcija već trebala biti završena.
Usljed drugih prioriteta (izazvanih raznim kvarovima, novim projektima, krizom itd.), poĉetak
revitalizacije ovog objekta je odloţena za 2011. godinu.
7-7
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Od dalekovoda 110 kV, starosnu granicu je prešao veći dio njih, pri ĉemu je gotovo 50%
dalekovoda trebalo biti revitalizovano u periodu od 2001.-2007. godina. Kada je u pitanju
starost, najkritiĉniji je svakako 110 kV dalekovod Nikšić-Vilusi, bakarni provodnik presjeka
120mm2 (440A), ĉija je starost 54 godine i ĉiji je broj i trajanje ispada na nivou godine visoko
iznad prosjeka u Crnoj Gori.
Posebnu paţnju treba obratiti na rekonstrukciju dalekovoda 150/25mm2 470A, kod kojih se pod
rekonstrukcijom podrazumijeva kompletna zamjena, s obzirom na ĉinjenicu da postojeći stubovi,
zbog svojih mehaniĉkih karakteristika nisu u stanju da nose uţad i opremu većeg presjeka
(240/40mm2 ). U vremenu kada je izuzetno teško obezbijediti trasu za nove dalekovode, njihova
prednost što bi se koristila postojeća trasa, a sam dalekovod bi bio potpuno nov. Pored toga,
većina proizvoĊaĉa dalekovoda i dalekovodne opreme je prestala da proizvodi standardne
presjeke 150/25mm2 pa je i to dodatni razlog da se napusti izgradnja tih vodiĉa.
7-8
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 7-3 – Starost i očekivani vijek trajanja dalekovoda prenosne mreže Crne Gore
Naponski
nivo (kV)
Duţina*
Godina
puštanja
u pogon
Starost
(god)
kraj
eksploatacije
Ribarevine - Pljevlja 2
400
54.8
1982
28
>2025
Podgorica 2 - Trebinje
400
61.4
1983
27
>2025
Podgorica 2 - Ribarevine
400
85.7
1983
27
>2025
Ribarevine - Kosovo
Podgorica 2 - Tirana‫٭‬
(u izgradnji)
400
53.1
1983
27
>2025
400
29.17
-
-
Podgorica1 - Pljevlja2
220
125.4
1961
49
2006
Podgorica1 - Tspoj Mojkovac
220
70.4
1961
49
2006
T spoj Mojkovac - Pljevlja2
220
78.7
1961
49
2006
Podgorica1 - HE Perućica
220
34.1
1965
45
2010
HE Perućica - Trebinje
220
42.4
1972
38
2017
HE Piva - Buk Bijela
220
23.3
1976
34
2020-2025
HE Piva - Pljevlja2, vod dr.264
220
49.8
1976
34
2020-2025
Podgorica 1 - Albanija
220
21
1977
33
2020-2025
HE Piva - Pljevlja2, vod dr.265
220
49.6
1977
33
2020-2025
T spoj Mojkovac - Mojkovac
220
2.3
1977
33
2020-2025
Nikšić - Bileća
110
55.6
1956
54
2001
Nikšić - T spoj Vilusi
110
37.4
1956
54
2001
T spoj Vilusi - Bileća
110
1956
54
2001
T spoj Vilusi - Vilusi
110
0.577
1956
54
2001
HE Perućica - Nikšić, vod 3
110
13.5
1958
52
2003
Podgorica1 - Danilovgrad
110
17.6
1959
51
2004
Danilovgrad - HE Perućica
110
18.6
1959
51
2004
Podgorica1 - EVP Trebješica
110
36.1
1960
50
2005
T spoj Andrijevica - Berane
110
16.3
1960
50
2005
T spoj Andrijevica - EVP Trebješica
110
29.2
1960
50
2005
T spoj Andrijevica - Andrijevica
110
1.6
1960
50
2005
Podgorica2 - Bar
110
45.8
1961
49
2006
Podgorica2 - Budva
110
35.9
1961
49
2006
Budva - Tivat
110
16.6
1961
49
2006
Podgorica1- HE Perućica, vod 2 i 3
110
32.6
1962
48
2007
Herceg Novi - Trebinje
110
15.5
1968
42
2013
Podgorica1 - Podgorica2, vod 1
110
5.8
1971
39
2016
Podgorica1 - Podgorica2, vod 2
110
5.9
1971
39
2016
Podgorica 2 - KAP, vod 1
110
8.1
1971
39
2016
Podgorica 2 - KAP, vod 2
110
8
1971
39
2016
Podgorica 2 - KAP, vod 3
110
8.1
1971
39
2016
Bar - Ulcinj
110
23.7
1971
39
2016
Tivat - Herceg Novi
110
20.7
1971
39
2016
Berane - Ribarevine
110
21.1
1971
39
2016
Ribarevine - Mojkovac
110
14
1971
39
2016
HE Perućica - Nikšić, vod 1 i 2
110
12.8
1973
37
2018
Bar - Budva
110
33.4
1977
33
2020-2025
Budva - Cetinje
110
12.5
1978
32
2020-2025
Podgorica1 - Podgorica 3
110
3.9
1980
30
2020-2025
Pljevlja 1- Pljevlja2
110
2.8
1985
25
>2025
Podgorica2 - Podgorica4
110
3.5
1988
22
>2025
Podgorica2 - Cetinje
110
31.7
2004
6
>2025
Dalekovod
-
7-9
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 7-4 – Starost i očekivani vijek trajanja transformatora prenosne mreže Crne Gore
Transformator
Prenosni
odnos
(kV/kV)
Nominalna
Godina
Godina Starost
kraj
snaga
proizvodnje ugradnje (god) eksploatacije
(MVA)
400/x
Podgorica 2 - T1
Podgorica 2 - T2
Pljevlja 2 - T1
Pljevlja 2 - T2
Ribarevine
400/115/31.5
400/115/31.5
400/231/31.5
400/231/31.5
400/110/10.5
300
300
400
400
150
Podgorica 1 - T1
Podgorica 1 - T2
Mojkovac
HE Perucica
Pljevlja 2
220/115/10.5
220/115/10.5
220/115/10.5
220/110/6.3
220/115/10.5
150
150
150
125
125
1981
1982
1982
1984
-
1984
1984
1991
1991
2010
29
28
28
26
0
2024
2024
2031
2031
2040
1962
1972
1975
1981
1979
1962
1973
1977
48
38
35
29
31
2002
2013
2017
2024
2024
1955
1963
1964
1968
1970
1975
1979
1979
1977
1981
1959
1980
1956
1964
1964
1975
1977
1978
1979
1979
1979
1981
1982
1983
1985
54
46
46
35
33
35
31
31
31
29
28
27
1996
2004
2004
2015
2017
2018
2019
2019
2019
2021
2022
2023
25
2025
1985
1986
1987
1987
1988
1999
2001
2005
25
24
29
23
22
11
9
2025
2026
2027
2027
2028
2039
2041
5
2045
2005
5
2045
2005
5
2045
2005
5
2045
2005
5
2045
2005
5
2045
2005
5
2045
2005
5
2045
2008
2008
2009
2
22
2048
2048
1
2049
2009
1
1996
14
2049
40
40
40
2036
220/x
1984
110/x
Nikšić - T2
Berane - T1
Berane - T2
Tivat - T2
Mojkovac - T1
Podgorica 1 - T1
Nikšić - T3
Nikšić - T4
Cetinje - T1
Tivat - T1
Danilovgrad - T1
Bijelo Polje - T1
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/35
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
3x10
20
20
20
20
40
63
63
20
20
20
20
20
Podgorica 1 - T2
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/10
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/35 (10.5)
110/10
110/35
20
10
31.5
20
10
20
31.5
63
Herceg Novi- T1
110/35 (10.5)
40
Herceg Novi- T2
110/35 (10.5)
40
Budva - T1
110/35 (10.5)
40
Bar - T1
110/35 (10.5)
40
Bar - T2
110/35 (10.5)
40
Cetinje - T2
110/35 (10.5)
31.5
Pljevlja 1 - T2
110/35 (10.5)
40
Podgorica 4 - T1
Podgorica 4 - T2
110/10
110/10
110/35 (10.5)
40
40
63
110/35 (10.5)
110/10.5/10.5
110/10.5/10.5
63
31.5
31.5
20
20
Ulcinj - T1
Ulcinj - T2
Vilusi - T2
Podgorica 3 - T1
Pljevlja 1 - T1
Andrijevica - T1
Bijelo Polje - T2
Podgorica 3 - T2
Nikšić - T1
Budva - T2
Podgorica 5 - T1
Podgorica 5 - T2
Virpazar - T1
Virpazar - T2
1985
1985
1985
1981
1981
1961
1997
2001
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2008
1988
2009
2005
1988
1988
1990
U okviru prenosne mreţe Crne Gore nalaze se i sljedeći dalekovodi koji su konstruisani kao 110
kV, ali rade pod 35 kV naponskim nivoom (Tabela 7-5):
7-10
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 7-5 – Starost i očekivani vijek trajanja dalekovoda prenosne mreže Crne Gore koji rade pod 35 kV
naponskim nivoom
Dalekovod
Pljevlja - Čajniče
Pljevlja - Ţabljak
Ribarevine - Nedakusi
Berane - Roţaje
Nikšić - Brezna
Mojkovac - Kolašin
Pljevlja - Čajniče
Godina
Naponski
Dužina* puštanja
nivo (kV)
u pogon
110 (35)
110 (35)
110 (35)
110 (35)
110 (35)
110 (35)
110 (35)
22.8
38.5
8.57
24.1
5.3
15.3
22.8
1981
1984
1984
Starost
(god)
29
26
26
kraj
eksploatacije
40
40
40
2021
2024
2024
40
7.5 OdreĊivanje preliminarne liste objekata za rekonstrukciju po pojedinim
planskim razdobljima
Imajući u vidu da postoji veliki broj objekata kod kojih bi se trebala izvršiti revitalizacija i
rekonstrukcija, nije realno oĉekivati da se odjednom izdvoji toliko sredstava, niti je to, u
pojedinim sluĉajevima tehniĉki izvodljivo.
Kada su u pitanju interkonektivni dalekovodi, rekonstrukcija će se vršiti u saglasnosti sa
susjednim operatorom prenosne mreţe, tako da je dat prikaz iskljuĉivo za internu mreţu.
Za većinu objekata nije bilo poznato stvarno stanje opreme, pa je lista kandidata napravljena na
osnovu njihove starosti, podataka dobijenih iz Sluţbe za eksploataciju, ili na osnovu proraĉuna
tokova snaga (potreba za povećanjem prenosnih kapaciteta).
Na osnovu podataka i prethodnih tabela Poglavlja 7.4 je napravljena lista projekata koja
prikazuje plan revitalizacije nadzemnih vodova i transformatora u prenosnoj mreţi Crne Gore
prema oĉekivanom vijeku trajanja (Tabela 7-6). S obzirom na ĉinjenicu da je na listi svih
prioriteta izgradnja TS 400/110 kV Lastva Grbaljska i povezivanje na DC kabl Crna Gora –
Italija, veliki dio rekonstrukcija je povezan sa tim projektom.
Lista objekata ĉija rekonstrukcija i revitalizacija treba da se obavi u narednih 10-15 godina je
naĉelna lista definisana prije svega prema kriterijumima za planiranje, a realizacija
rekonstrukcije u pojedinim godinama će prije svega zavisiti od tehniĉke izvodljivosti da se
zadovolje kriterijumi sigurnosti mreţe i mogućnost prenosne kompanije da obavi toliki broj
radova u kratkom roku.
7-11
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 7-6 – Plan rekonstrukcije i revitalizacije dalekovoda prema isteku očekivanog kraja eksploatacije
Dalekovod
Naponski
nivo (kV)
Nikšić - Bileća
Nikšić - T spoj Vilusi
T spoj Vilusi - Bileća
T spoj Vilusi - Vilusi
HE Perućica - Nikšić, vod 3
Podgorica1 - Danilovgrad
Danilovgrad - HE Perućica
Podgorica1 - EVP Trebješica
T spoj Andrijevica - Berane
T spoj Andrijevica - EVP Trebješica
T spoj Andrijevica - Andrijevica
Podgorica1 - Pljevlja2
Podgorica1 - Tspoj Mojkovac
T spoj Mojkovac - Pljevlja2
Podgorica2 - Bar
Podgorica2 - Budva
Budva - Tivat
Podgorica1- HE Perućica, vod 2 i 3
Podgorica1 - HE Perućica
Herceg Novi - Trebinje
Podgorica1 - Podgorica2, vod 1
Podgorica1 - Podgorica2, vod 2
Podgorica 2 - KAP, vod 1
Podgorica 2 - KAP, vod 2
Podgorica 2 - KAP, vod 3
Bar - Ulcinj
Tivat - Herceg Novi
Berane - Ribarevine
Ribarevine - Mojkovac
HE Perućica - Trebinje
HE Perućica - Nikšić, vod 1 i 2
HE Piva - Buk Bijela
HE Piva - Pljevlja2, vod dr.264
Podgorica 1 - Albanija
HE Piva - Pljevlja2, vod dr.265
T spoj Mojkovac - Mojkovac
Bar - Budva
Budva - Cetinje
Podgorica1 - Podgorica 3
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
220
220
220
110
110
110
110
220
110
110
110
110
110
110
110
110
110
110
220
110
220
220
220
220
220
110
110
110
Duţina*
55.6
37.4
0.577
13.5
17.6
18.6
36.1
16.3
29.2
1.6
125.4
70.4
78.7
45.8
35.9
16.6
32.6
34.1
15.5
5.8
5.9
8.1
8
8.1
23.7
20.7
21.1
14
42.4
12.8
23.3
49.8
21
49.6
2.3
33.4
12.5
3.9
Godina
puštanja
u pogon
Starost
(god)
1956
1956
1956
1956
1958
1959
1959
1960
1960
1960
1960
1961
1961
1961
1961
1961
1961
1962
1965
1968
1971
1971
1971
1971
1971
1971
1971
1971
1971
1972
1973
1976
1976
1977
1977
1977
1977
1978
1980
54
54
54
54
52
51
51
50
50
50
50
49
49
49
49
49
49
48
45
42
39
39
39
39
39
39
39
39
39
38
37
34
34
33
33
33
33
32
30
kraj
eksploatacije
2011-2015
2016-2020
2020-2025
7-12
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 7-7 – Plan rekonstrukcije i revitalizacije dalekovoda prema isteku očekivanog kraja eksploatacije
Prenosni
odnos
(kV/kV)
Transformator
Nikšić - T2
Podgorica 1 - T1
Berane - T1
Berane - T2
Podgorica 1 - T2
Tivat - T2
Mojkovac
Mojkovac - T1
Podgorica 1 - T1
Nikšić - T3
Nikšić - T4
Cetinje - T1
Nominalna
snaga
(MVA)
Godina
proizvodnje
Godina
ugradnje
Starost
(god)
3x10
1955
1956
54
150
1962
1962
48
20
1963
1964
46
20
1964
1964
46
150
1972
1973
38
20
1968
1975
35
150
1975
1977
35
20
1970
1977
33
40
1975
1978
35
63
1979
1979
31
63
1979
1979
31
20
1977
1979
31
110/35
(10.5)
220/115/10.5
110/35
(10.5)
110/35
(10.5)
220/115/10.5
110/35
(10.5)
220/115/10.5
110/35
(10.5)
110/35
110/35
(10.5)
110/35
(10.5)
110/35
(10.5)
kraj
eksploatacije
2011-2015
2016-2020
7.6 Osvrt na planove razvoja susjednih EES
Na osnovu planova razvoja prenosnih mreţa susjednih sistema i studija izraĊenih u prethodnom
periodu izdvojeni su elementi prenosnog sistema predviĊeni za izgradnju do 2020. godine i
prikazani u tabelama (Tabela 7-8 i Tabela 7-9). Ovakav osvrt na susjedne sisteme potrebno je
imati u vidu pri planiranju svakog pojedinaĉnog prenosnog sistema imajući u vidu snaţan
meĊusobni uticaj i potrebu za koordinacijom rada i razvoja.
Tabela 7-8 – Planirani interkonektivni dalekovodi do 2020. godine u susjednim sistemima
Od
Br.
elemenata
Do
Napon
[kV]
Očekivana
godina
izgradnje
Niš-LeskovacVranje
RS
Stip
MK
400
2012
Pecs
HU
Sombor
RS
1
400
do 2020
Ernestinovo
HR
Sombor
RS
1
400
do 2020
Kashar (Tirana)
AL
Kosovo B
UN
1
400
2013
Pancevo
RS
Resita
RO
1
400
2015
Visegrad
BA
Pljevlja
ME
1
400
2016
Zakucac/Imotski
HR
Rama
BA
1
220
2016
Durres (AL)
AL
Foggia
IT
1
400, DC
do 2020
Bitola 2
MK
Elbasan
AL
1
400
do 2020
Banja Luka
BA
Tumbri
HR
1
400
2018
Trebinje
Kosovo B
(Urosevac)
BA
Plat
HR
2
220
2014
400
2018
UN
Skoplje 5
MK
1
1(2nd)
7-13
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 7-9 – planirani važniji interni dalekovodi do 2020. godine u susjednim sistemima
Vrsta
elementa
ALBANIJA
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Transformator
BiH
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Transformator
KOSOVO
Transformator
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Dalekovod
Transformator
Dalekovod
Dalekovod
Transformator
Do
Br.
elemenata
Naponski
nivo [kV]
Godina
izgradnje
Elbasan
Kashar (Tirana new)
Kashar (Tirana new)
Elbasan
Fieri
Fieri
Kashar (Tirana new)
Fieri
Kucova
Kashar (Tirana new)
Fier
Rashbull (Duracio)
Fieri
Vlore
Vlore
Vlore
Tirana
Kucova
Elbasan
Kashar (Tirana new)
1
1
1
1
2
1
1
1
1
2
400
400
400
400
400
220
220
220
220
400/220
2015
2015
2015
2016
2015
2010
2012
2015
2015
2011
Stanari*
Stanari*
Jajce
Sarajevo 20
Buk Bijela
Buk Bijela
Banja Luka
Tuzla
Rama
Buk Bijela
Piva (ME)
Buk Bijela
1
1
1
1
1
1
400
400
220
400
220
400/220
2014
2014
2010
2015
2015
2015
Urosevac (KOSOVO)
Urosevac (KOSOVO)
Kosovo B
(KOSOVO)
Vrsac
Smederevo*
Smederevo*
S.Mitrovica
Leskovac
Leskovac
Vranje
S.Mitrovica
Beograd 20
1
400/110
2012
400
400
400
400
400
400
400/110
400
400
400/220
2018
2016
2015
2015
2016
2011
2012
2012
2016
2012
Od
Kosovo C (KOSOVO)
Drmno
Drmno
Beograd 8
Sombor
Nis
Leskovac
Leskovac
Mladost
Beograd 20
2
1
1
1
1
1
1
1
1 (2)
1
Raspored novih proizvodnih kapaciteta u susjednim sistemima i posebno njihova dinamika
realizacije imaće uticaj na rad svih prenosnih sistema, pravce tranzita, a samim tim i na
opterećenja elemenata na glavnim pravcima.
Što se tiĉe prenosne mreţe Crne Gore najveći utjecaj imaju izgradnje novih izvora na Kosovu i
u BiH (Hercegovina). Oĉekivani novi izvori dati su tabelom (Tabela 7-10).
7-14
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 7-10 – planirani proizvodni objekti do 2020. godine u susjednim zemljama
Tip elektrane
Naziv elektrane
HE/TE/VE
ALBANIJA
HPP Ashta (bivši Bushati projekat)
HPP Kalivaci (reka Vijosa)
HPP Lozhan/Graboves 1 (Devoll
kaskada)
HPP Lozhan/Graboves 2 (Devoll
kaskada)
HPP Banje (Devoll kaskada)
HPP Skakavica (ili Skavica)
TPP Vlora 1
TPP Fieri nova
Porto Romano
Vetroelektrane
BIH
HPP Mostarsko Blato
PSPP Vrilo
HPP Ugar Ušce
PSPP Kablic
HPP Ustikolina
HPP Vranduk
HPP Rmanj Manastir (Unac)
HPP Vrletna Kosa
HPP Bistrica
HPP Foca/Srbinje
HPP Buk Bijela ("Gornja Drina")
HPP Mrsovo (Lim river)
HPP Paunci
HE Sutjeska cascade
HE Ulog
TPP Stanari
TPP Tuzla, blok 7
WPP Merdţan Glava 1
Snaga
elektrane
[MW]
Očekivana
godina
izgradnje
Tip
elektrane
Naziv elektrane
HE/TE/VE
HE
HE
48
100
2014
2014
SRBIJA, KOSOVO
Đerdap - pojačanje
PS Bistrica
HE
HE
HE
180
2016
Ribarici
HE
HE
HE
HE
TE
TE
TE
VE
140
80
350
97
290
800
150
2018
2016
2018
2012
2016
2018
2016
HE
HE
HE
HE
HE
HE
HE
HE
HE
HE
HE
HE
HE
HE
HE
TE
60
52
15
52
96
21
72
25
40
55
124
44
38
23.3
13.2
388
2011
2013
2013
2014
2017
2017
2017
2017
2018
2016
2016
2016
2016
2020
2020
2016
Bovan
Svodje
Vrutci
Brodarevo
Celije
Novi Sad CHP
Loznica CHP
TENT B g2 pojačanje
TENT A g6 pojačanje
Kostolac B pojačanje
Kolubara B
TENT B3
Dragacevo
Vetroelektrane
Male HE KOSOVO
Novo Kosovo
Kosovo C faza 2
Zhur
TE
VE
400
48
2016
2014
HE
HE
HE
HE
HE
TE
TE
TE
TE
TE
TE
TE
TE
VE
HPP
TE
TE
HE
Snaga
elektrane
[MW]
Očekivana
godina
izgradnje
100
700
2016
2018
47
2018
2.3
48
32
50
4
388
106
27
37
90
630
630
118
do 400 MW
60
do 1000
1000
300
2018
2018
2018
2018
2018
2016
2015
2009
2009
2010
2018
2016
2017
do 2020
do 2018
do 2020
2020
2016
7.7 Scenariji postojećih i planiranih tranzita
Dominantni tok snaga u regionu jugoistoĉne Evrope je u pravcima sjever-jug i istok – zapad
(Slika 7-5). Ovi pravci su odreĊeni energetskim balansima i trţišnim cijenama elektriĉne
energije. Blok koji ukljuĉuje Grĉku, Makedoniju i Albaniju, pa i Italiju, su preteţno uvoznici. Uvoz
navedenih zemalja iz Bugarske i Rumunije, koji imaju višak proizvedene energije i zemlje na
sjevernim granicama regiona jugoistoĉne Evrope, odreĊuju navedene smijerove toka snaga.
Pojaĉanje regionalne mreţe u pravcima dominantnih razmjena u cilju podrške integraciji trţišta,
glavni je podsticaj investicijama potrebnim u srednjeroĉnom periodu kao i u dugoroĉnom
posmatranju. Ovi podsticaji investicijama vidljivi su na sjevernim granicama i na jugu regiona.
Na srednjeroĉnom nivou investicije su neophodne kako bi se ispratila perdviĊena proizvodna
pojaĉanja u Bugarskoj, Grĉkoj, MaĊarskoj i Hrvatskoj. Kao posljedica dolazi do dalje potrebe za
izgradnjom dodatnih prenosnih kapaciteta za zemlje na jugu i posebno u Italiji kako bi se
proširile mogućnosti usmjerene ka italijanskom i zapadnoevropskom trţištu elektriĉne energije.
Novi konvencionalni izvori elektriĉne energije, posmatrani kroz dugoroĉni plan, u Srbiji, BiH,
Rumuniji, Kosovu i Albaniji dovešće do znaĉajnog povećanja tranzita na jugu ka Italiji. Za
realizaciju navedenog tranzita neophodna su pojaĉanja kako u unutrašnjim mreţama zemalja
tako i interkonektivnih dalekovoda. Efekat će pojaĉati i znaĉajan proboj obnovljivih izvora, prije
svega vjetroelektrana u regionu.
PredviĊeno proširenje sinhrone zone na istok, odnosno Tursku u srednjeroĉnom periodu će
unijeti nove promjene u tranzitu, sa preteţnim uticajem na Bugarsku i Grĉku.
Znaĉajnije promjene u pravcima postojećih i oĉekivanih tranzita mogu se oĉekivati ulaskom u
pogon novih elektrana većeg proizvodnog kapaciteta u regionu, što se predviĊa za period
nakon 2015. godine.
7-15
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 7-5 – očekivani pravci tranzita električne energije u regionu za srednjeročni period
***** referenca je ENTSO ten year network development plan 2010 – 2020.
Najveći promjena tranzita elektriĉne energije u prenosnoj mreţi će svakako biti u Crnoj Gori
nakon izgradnje DC kabla prema Italiji (2014. godina). Puna upotreba kabla (1000MW) je
predviĊena da se ostvari nakon potrebnih pojaĉanja, kako internih veza u Crnoj Gori, tako i
veza od Crne Gore ka susjednim sistemima.
Na slici (Slika 7-6) je prikazan mogući scenario tranzita nakon izgradnje kabla.
Slika 7-6 – Mogući scenariji tranzita nakon izgradnje kabla
Mogu se uoĉiti ĉetiri moguća tranzita energije:




Uvoz iz pravca Bugarske i Rumunije i izvoz ka Italiji
Uvoz iz pravca Bosne i Hercegovine i izvoz ka Italiji
Uvoz iz pravca Kosova i izvoz ka Italiji
Uvoz iz Italije (u noćnim satima se predviĊa višak elektriĉne energije u Italiji) i izvoz ka
ostatku jugoistoĉne Evrope
Ovakvu scenariji tranzita će zasigurno znatno povećati i gubitke u sistemu Crne Gore, pa se
pretpostavlja da će gubici biti povećani za više od 60%, u odnosu na sadašnju vrijednost.
7-16
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8. PLANIRANJE PRENOSNE MREŢE
8.1 Postojeće stanje – 2010. godina
8.1.1 Polazna konfiguracija mreţe
Kao podloga za formiranje modela, posluţili -su podaci o ostvarenim maksimalnim vrijednostima
potrošnje transformatorskih stanica, pri ĉemu je vaţno napomenuti da je KAP, kao najveći
potrošaĉ u tom trenutku radio sa 165MW. Kao mjerodavne vrijednosti za potrošnju svake TS
110/X su uzete ostvarene vršne potrošnje po distribucijama. Lista projekata sa vremenom
realizacije je data u tabeli (Tabela 8-40).
8.1.2 Analiza planirane topologije za 2010. godinu
Zimski maksimum
8.1.2.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
Na slici (Slika 8-1) su prikazani tokovi snaga na granici EES Crne Gore i susjednih
elektroenergetskih sistema. Moţe uoĉiti da energija dolazi iz EES Bosne i Hercegovine, kao
posljedica jakog proizvodnog ĉvorišta u Hercegovini (TE Gacko, HE Trebinje, HE Dubrovnik),
dok tok snage ka ostalim susjednim sistemima zavisi od balansa tih sistema. Ovakva raspodjela
prirodnih tokova snaga uslovljena je topološkom strukturom elektroenergetskog sistema Crne
Gore i okolnih EES.
Slika 8-1 –Ukupne razmjene po granicama EES Crne Gore
Slika 8-2 prikazuje tokove snaga i naponske prilike u prenosnoj mreţi Crne Gore za reţim
zimskog maksimuma u 2010. godini.
Ni jedan element prenosne mreţe nije opterećen više od 80% svoje termiĉke granice, odnosno
nazivne snage (za transformatore).
Najopterećeniji elemenat je 110 kV DV H.Novi (ME) – Trebinje (BA) koji je opterećen sa 73%
svoje termiĉke granice (470A, AlFe 150/25mm2).
U postojećoj operativnoj praksi se pokazalo, ukoliko je spremnost ostalih elemenata potpuna,
da je ovaj dalekovod ujedno i najopterećeniji elemenat. Ovo je posljedica blizine proizvodnih
objekata u sistemu Bosne i Hercegovine i relativno visokog opterećenja sjevernog dijela
primorja Crne Gore, u zimskom vrhu, koji ukljuĉuje TS H.Novi i TS Tivat (ukupno opterećenje
ove dvije transformatorske stanice u zimskom maksimumu iznosi oko 80MW, pri ĉemu se 80%
energije obezbjeĊuje upravo iz pravca BiH).
8-1
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-2 –Tokovi snaga I naponske prilike – 2010. godina zimski maksimum
8-2
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.1.2.2 Analiza naponsko reaktivnih prilika
Slika 8-3 prikazuje naponsko reaktivne prilike u prenosnoj mreţi Crne Gore u reţimu zimskog
maksimuma. Moţe se uoĉiti da su svi naponi u dozvoljenim granicama, pri ĉemu su najniţi
naponi u najopterećenijim ĉvorištima (Podgorica i primorski dijelovi Crne Gore).
Nešto viši naponi se uoĉavaju uglavnom u blizini proizvodnih objekata i u dijelovima slabo
opterećene mreţe 220 i 400 kV naponskog nivoa, što za posljedicu ima generaciju reaktivne
energije i povećanje napona.
Slika 8-3 –Naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore – 2010. godina zimski maksimum
8.1.2.3 Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-1 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirani reţim.
Tabela 8-1 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Naponski nivo
kV
400
220
110
Ukupno
Proizvodnja
MW
Potrošnja
MW
Gubici
MW
1.20
400
2.79
272.5
716
15.9
672.5
716
19.90
Ukupni gubici u EES Crne Gore iznose oko 20 MW što iznosi 2.8% u odnosu na ukupnu
potrošnju Crne Gore (nijesu obuhvaćeni gubici usljed korone i gubici nastali u provodnicima
mjernih transformatora). Najveći dio gubitaka nastaje u 110 kV naponskoj mreţi (oko 80%), pri
ĉemu je jedan od glavnih uzroka angaţovanje HE Perućica sa većom snagom od 200MW i
potiskivanje proizvedene energije preko 110 kV dalekovoda ka jakim potrošaĉkim centrima u
Podgorici, pri ĉemu je DV 220 kV HE Perućica – TS Podgorica 1 opterećen sa svega 22% svoje
termiĉke granice.
Ukoliko se proizvodnja HE Perućica smanji na 200MW gubici se smanjuju za oko 10% (1.8MW).
Imajući u vidu ĉinjenicu da HE Perućica na nivou godine radi sa maksimalnom snagom oko 90
dana pri normalnoj hidrologiji, na godišnjem nivou to iznosi najmanje 3.9-4 GWh.
8-3
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.1.2.4 Analiza prenosne moći i zagušenja
Kod analize (n-1) sigurnosti se ne uoĉavaju preopterećenja elemenata preko 100% bilo gdje u
prenosnoj mreţi EES Crne Gore ili posmatranog regiona, ukoliko se izuzme napajanje H.Novog
iz pravca Trebinja. Naime, pri ispadu DV 110 kV TS Tivat – TS Budva dolazi do preopterećenja
DV 110 kV TS Trebinje – TS H.Novi, odnosno ispad DV 110 kV TS Trebinje – TS H.Novi dovodi
do preopterećenja DV 110 kV TS Tivat – TS Budva (Tabela 8-2).
Tabela 8-2 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti prenosne mreže EES Crne Gore
Napon
Ispad elementa
400 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
Podgorica 2 - Trebinje
Tivat - Budva
Budva - Podgorica 2
Bar - Virpazar
110 kV DV
Cetinje - Podgorica 2
110 kV DV
Podgorica 2 - Virpazar
110 kV DV
H.Novi - Trebinje
Preopterećen element
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
H.Novi - Trebinje
H.Novi - Trebinje
H.Novi - Trebinje
H.Novi - Trebinje
H.Novi - Trebinje
Budva - Podgorica 2
H.Novi - Trebinje
Tivat - Budva
Budva - Podgorica 2
It
S
(MVA)
%
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
74.7
82.3
74.4
72.2
73.3
73.9
72.2
82.4
76.1
87.8
101.0
88.1
85.2
86.8
87.4
85.2
102.0
90.2
Svi kritiĉni elementi su 110 kV dalekovodi ĉiji je provodnik AlFe 150/25mm 2 provodne moći
470A i nalaze se u primorskom dijelu crnogorske mreţe.
Kao posljedica svih nabrojanih ispada, naponi u TS Ulcinj, TS Virpazar, TS Tivat, TS H.Novi i
TS Bar padaju na donju dozvoljenu granicu od 0.9r.j za 110 kV naponski nivo (najniţa vrijednost
je u TS Ulcinj, kada kao posljedica ispada 110 kV DV TS Bar – TS Virpazar, napon u TS Ulcinj
pada na 98kV (0.89r.j).
U praksi se svi problemi otklanjaju lokalnim dispeĉerskim akcijama (sekcionisanje sabirnica
odnosno akcijama na distributivnom nivou), ali se time znatno smanjuje pouzdan rad sistema.
8-4
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Ljetnji maksimum
8.1.2.5 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
Na slici (Slika 8-4) su prikazani tokovi snaga na granici EES Crne Gore i susjednih
elektroenergetskih sistema. Sliĉno kao i u zimskom reţimu, raspodjela prirodnih tokova snaga je
uslovljena topološkom strukturom elektroenergetskog sistema Crne Gore i okolnih EES, pri
ĉemu se moţe uoĉiti da veći dio energije dolazi iz EES Bosne i Hercegovine.
Slika 8-4 –Ukupne razmjene po granicama EES Crne Gore
Slika 8-5 prikazuje tokove snaga i naponske prilike u prenosnoj mreţi Crne Gore za reţim
ljetnjeg maksimuma 2010. godina.
Ni jedan element prenosne mreţe nije opterećen više od 80% svoje termiĉke granice, odnosno
nazivne snage (za transformatore).
Najopterećeniji elementi prenosne mreţe su 110 kV TS Podgorica 2 – TS Budva (57% termiĉke
granice) i 110 kV dalekovodi TS Podgorica – TS Virpazar – TS Bar DV i TS H.Novi (ME) – TS
Trebinje (BA) (opterećeni sa 56% svoje termiĉke granice), što je posljedica visokog opterećenja
primorskog dije mreţe za dati reţim. Svi navedeni dalekovodi su dalekovodi AlFe 150/25mm2
470A,.
8-5
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-5 –Tokovi snaga i naponske prilike – 2010. godina Ljetni maksimum
8-6
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.1.2.6 Analiza naponsko reaktivnih prilika
Slika 8-6 prikazuje naponsko reaktivne prilike u prenosnoj mreţi Crne Gore u reţimu ljetnjeg
maksimuma 2010 godine. Moţe se uoĉiti da su svi naponi u dozvoljenim granicama, pri ĉemu
su najniţi naponi u primorskim dijelovima Crne Gore, kao posljedica povećanog opterećenja u
ljetnom periodu godine.
Slika 8-6 –Naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore – 2010. godina Ljetni maksimum
8.1.2.7 Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-3 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirani reţim.
Tabela 8-3 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Naponski nivo
kV
400
220
110
Ukupno
Proizvodnja
MW
Potrošnja
MW
Gubici
MW
0.6
2.6
9.2
262
484
12.4
Ukupni gubici u EES Crne Gore iznose oko 12.5 MW što iznosi 2.6% u odnosu na ukupnu
potrošnju Crne Gore (nijesu obuhvaćeni gubici usljed korone i gubici nastali u provodnicima
mjernih transformatora). Najveći dio gubitaka nastaje u 110 kV naponskoj mreţi (oko 75%), dok
je 400 kV mreţa izuzetno nisko opterećena.
Ovo je direktna posljedica nedostatka 400 kV naponskog nivoa u primorskom dijelu EES Crne
Gore jer se napajanje primorja ostvaruje, uglavnom, iz pravca Podgorice preko 110 kV
dalekovoda, što za posljedicu ima uvećanje gubitaka na tom naponskom nivou.
8.1.2.8 Analiza prenosne moći i zagušenja
Kod analize (n-1) sigurnosti se ne uoĉavaju preopterećenja elemenata preko 100% bilo gdje u
prenosnoj mreţi EES Crne Gore ili posmatranog regiona. Lista elemenata ĉija opterećenja
prelaze 80% termiĉke granice u analizama sigurnosti su prikazana u tabeli (Tabela 8-4).
8-7
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 8-4 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti prenosne mreže EES Crne Gore
Napon
Ispad elementa
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
Tivat - Budva
Budva - Cetinje
Bar - Virpazar
Podgorica 2 - Cetinje
Podgorica 2 - Virpazar
110 kV DV
H.Novi - Trebinje
Preopterećen element
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
H.Novi - Trebinje
Podgorica 2 - Budva
Podgorica 2 - Budva
Podgorica 2 - Budva
Podgorica 2 - Budva
Tivat - Budva
Budva - Podgorica 2
It
S
(MVA)
%
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
66.7
69.2
75.4
77.8
75.3
66.8
71.1
84.6
81.1
89.0
92.0
88.8
81.4
83.8
Svi kritiĉni elementi su 110 kV dalekovodi ĉiji je provodnik AlFe 150/25mm 2 provodne moći
470A.
POSTOJEĆE STANJE - ZAKLJUĈAK:
Generalno gledajući nakon analize postojećeg stanja mreţe, bez obzira na reţim rada,
potrebno je riješiti slijedeće probleme:
1. smanjenje gubitaka u prenosnoj mreţi, koji naroĉito dolaze do izraţaja pri angaţovanju
HE Perućica preko 200MW (oko 90 dana u godini HE Perućica je angaţovana snagom
više 260 MW). Visoki gubici su, takoĊe, uzrokovani slabim opterećenjem 400 i 220 kV
prenosne mreţe (oko 80% energije proizvedene u HE Perućica se plasira kroz 110 kV
mreţu), pri ĉemu najveći dio tereta preuzima 110 kV mreţa.
2. pouzdanije napajanje primorskog dijela Crne Gore, naroĉito H. Novog i Ulcinja, koji su
praktiĉno jednostrano napajani iz sistema Crne Gore (H.Novi se sa druge strane napaja
iz sistema Bosne i Hercegovine). Ovo je naroĉito bitno kada se ima u vidu ĉinjenica da
se uĉestali problemi u prenosnoj mreţi Bosne i Hercegovine pojavljuju upravo u TS
Trebinje na transformatoru 220/110 kV, pri ĉemu je ĉesta pojava da CGES mora
ograniĉavati opterećenje 110 kV DV TS H. Novi – TS Trebinje kroz sekcionisanje
sopstvene mreţe.
3. U cilju povećanja pouzdanosti napajanja potrošaĉa u Podgorici, potrebno je realizovati i
dvostrano napajanje transformatorskih stanica Podgorica 3 i Podgorica 4 zatvaranjem
110 kV prstena oko Podgorice.
4. Konstantno potiskivanje snage proizvodnje iz HE Perućica ka TS Podgorica 1 kroz 110
kV dalekovode HE Perućica – Podgorica 1 (dvostruki na istim stubovima) i HE Perućica
– Danilovgrad – Podgorica 1 (Al/Fe 470A, presjeka 150/25mm2), koji su pri punoj
topologiji mreţe i raspoloţivosti svih elemenata prenosne mreţe opterećeni sa preko
50% svoje termiĉke granica. Uzrok toga je što samo manji dio proizvedene energije u
HE Perućica ide kroz TR 220/110 kV HE Perućica u 220 kV mreţu.
5. Svi 110 kV DV u primorskom dijelu Crne Gore su stari i presjeka 150/25 mm 2 sa
termiĉkom granicom 470 A (89MVA). Pri tome treba imati u vidu da je posljednjih godina
došlo do ubrzanog rasta potrošnje upravo primorja i samim tim se nameću zahtjevi za
povećanjem prenosnih kapaciteta tog dijela mreţe. S obzirom da su stubovi projektovani
tako da nose uţad postojećeg preseka, neće biti moguće zamijeniti samo postojeću
uţad sa uţadima većeg presjeka, već će se praktiĉno morati mijenjati i stubovi.
Eventualno postoji i mogućnost ugradnje specijalnih tipova uţadi bez zamjene samih
stubova
6. Rješenje T-spojeva u TS Mojkovac i TS Andrijevica (za obje TS su radovi u toku i
oĉekuje se završetak u toku 2011. godine), kao i TS Vilusi sa pripadajućim
dalekovodima (dalekvodi Cu 120mm2 prenosne moći 76MVA)
7. U sluĉaju niskog angaţmana elektrana u Crnoj Gori i zadovoljavanja potrošnje najvećim
dijelom ili iskljuĉivo uvozom, vrijednosti napona u 110 kV mreţi treba odrţavati ispravnim
podešenjem prenosnih odnosa transformatora 400/x kV i 220/110 kV radi izbjegavanja
8-8
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
nepovoljnih naponskih prilika u primorskom dijelu Crne Gore uzrokovanih ispadom DV
110 kV TS Budva – TS Tivat, TS Bar – TS Virpazar, ili TS Podgorica 1 – TS Virpazar.
8-9
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2011
8-10
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.2 2011. godina
8.2.1 Polazna konfiguracija mreţe
U odnosu na 2010. godinu, u 2011. godini se oĉekuje da u pogonu budu sljedeći elementi
prenosne mreţe:
1. 400 kV dalekovod Podgorica (ME) – Tirana (AL) koji je završen u toku 2010. godine i ĉije
se puštanje u pogon oĉekuje u toku 2011.
2. Ugradnja transformatorske jedinice 63MVA u TS Tivat
Imajući u vidu vrijeme završetka Studije plana razvoja prenosne mreţe Crne Gore (april 2011),
kao i trenutne informacije o statusu svakog pojedinaĉnog zapoĉetog projekta, treba napomenuti
da je 2011. godina praktiĉno posmatrana kao postojeće stanje sa gore navedenim pojaĉanjima
jer po postojećim informacijama za ove projekte jedino postoji realnost završetka i puštanja u
pogon u toku 2011. godine. Ostali projekti koji su bili predviĊeni ranijim planovima razvoja
prenosne mreţe ĉija je realizacija zapoĉeta ili su poĉetnoj fazi, kao i eventualni novi projekti
biće procenjeni usvojenim tehno-ekonomskim kriterijumima planiranja i predloţeni za ulazak u
pogon u 2012. godini.
Na osnovu zahtjeva investitora kompleksa Porto Montenegro – Tivat“ i „Lustica Development“
A.D. oĉekuje se prikljuĉenje dodatnih 10MW potrošnje u TS Tivat na 35 kV naponskom nivou
(5MW za potrebe graĊevinskih radova Luštica i oko 5MW za potrebe Porto Montenegro
kompleksa), ĉime se premašuju postojeći transformatorski kapaciteti, pa je u toku nabavka i
ugradnja transformatora 63MVA, odnosno zamjena jednog od postojeća dva transformatora
(kapacitet transformatora je 2x20MVA, dok je ukupni oĉekivani maksimum oko 50MW).
Od svih prethodno nabrojanih projekata, jedino je u potpunosti završen dalekovod 400 kV
Podgorica (ME) – Tirana (AL), ĉije se puštanje oĉekuje u prvom dijelu 2011. godine. Izvjesno
kašnjenje postoji sa albanske strane, ali je jedina neizvjesnost u kom mjesecu će dalekovod biti
operativan. S obzirom na ĉinjenicu da su radovi završeni taj dalekovod je modelovan već u
2011. godini.
8.2.2 Kandidati za pojaĉanja mreţe
Tabela 8-5 prikazuje spisak elemenata za koje se oĉekuju da će biti u pogonu u toku 2011.
godine. Iako postoji realna potreba za pojaĉanjem mreţe, naroĉito u primorskom dije Crne
Gore, nije realno da u toku 2011. godine doĊe do realizacije nekog od vaţnijih projekata
(uoĉena neophodna pojaĉanja 110 kV mreţe prema TS H. Novi, na 110 kV pravcu HE Perućica
– TS Podgorica 1, prema TS Ulcinj i dr).
Tabela 8-5 – Projekti koji ulaze u pogon u toku 2011. godine
PROJEKAT
400 kV dalekovod Podgorica (ME) –
Tirana (AL)
Ugradnja transformatorske jedinice
63MVA u TS Tivat i opremanje DV polja
110 kV prema Kotoru
KRATAK OPIS
- izgradnja novog 400 kV Al-Fe 2x490/65
mm2
Podgorica 2 – Albanija(Granica) duţine 29
km
- izgradnja novog 400 kV dalekovodnog polja
u Podgorica 2
- izmiještanje ulaza postojećih dalekovoda u
Podgoricu 2
- nabavka i ugradnja transformatora 63 MVA
GLAVNI CILJEVI
- povećanje graniĉnog kapaciteta
PRIJEma Albaniji
- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika
u 400 kV mreţi Crne Gore
- smanjenje gubitaka u PRIJEnosnoj
mreţi (kroz veće iskorišćenje 400 kV
mreţe)
Povećanje kapaciteta u transformaciji u
TS Tivat usled ulaska u pogon velikog
potrošaĉa Porto Montenegro
8-11
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine

Rekonstrukcija TS 110/35 kV Tivat (nabavka, izrada projek.dokum. i ugradnja
transformatora 110/35 kV, 63 MVA)
Podruĉje ED Tivat se na nivou napona 110 kV napaja iz TS 110/35 kV Tivat snage 2x20 MVA i
dalekovodima 110 kV iz pravca Budve i Herceg Novog, prenosne moći 470 A (90 MW).
Postojeće stanje je takvo da transformatori rade odvojeno tako da jedan napaja kablovsku
mreţu na podruĉju Tivta, a drugi vazdušne vodove zbog razliĉitog statusa uzemljenja neutralne
taĉke mreţe 35 kV. Postojeći transformatori su opterećeni do punog opterećenja i u toku
turistiĉke sezone (u periodima kada su izuzetno visoke spoljašnje temperature) ĉesto rade i u
preopterećenom reţimu rada tako da je prikljuĉenje novih potrošaĉa nemoguće do izgradnje
trafostanice 110/35/10 kV Kotor, ĉime bi se postojeći transformatori rasteretili za oko 30%.
Intezivni razvoj podruĉja Crnogorskog primorja zadnjih godina i sve veći zahtjev za prikljuĉenje
novih potrošaĉa nametnuo je potrebu za rekonstrukcijom postojeće trafostanice zamjenom
jednog od postojećih transformatora novim veće snage kako bi se obezbijedilo kvalitetno i
pouzdano snabdijevanje kako postojećih tako i novih potrošaĉa meĊu kojima je najznaĉajniji
»Adriatik marinas«.
Oĉekivani benefiti:
- poboljšanje kvaliteta isporuĉene elektriĉne energije
- smanjenje gubitaka u prenosnoj i distributivnoj mreţi
- povećanje snage u transformaciji
- sigurnije i pouzdanije napajanje regiona Tivta
Uz sve prethodno navedeno, na osnovu zahtjeva kompanije „Adiatic Marinas“ d.o.o. iz Tivta za
prikljuĉenje elektroenergetskog objekta potrošaĉa na mreţu EES Crne Gore, EPCG je izdala
Rješenje o izdavanju uslova za izradu tehniĉke dokumentacije gdje su definisani uslovi za
izradu iste. S obzirom da se radi o objektu priliĉno velikog kapaciteta (27MW), neophodno je
obaviti zamjenu postojećg energetskog transformatora u TS Tivat, kapaciteta 20MVA
energetskim transformatorom većeg kapaciteta (trenutno su u TS Tivat u pogonu dvije
transformatorske jedinice po 20MVA).
Obim radova:
- Zamjena transformatora 110/35 kV, 20 MVA transformatorom većeg kapaciteta 63MVA
Uticaj ugradnje transformatora je prikazan na slici (Slika 8-7)
Slika 8-7 – Opterećenost transformatora prije i nakon rekonstrukcije TS Tivat
8-12
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.2.3 Analiza planirane topologije za 2011. godinu
8.2.3.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
Tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreţi Crne Gore, nakon pojaĉanja mreţe su
pokazali slijedeće:
 za maksimalan zimski reţim
 Ni jedan elemenat prenosne mreţe nije opterećen više od 80% svoje termiĉke
granice, odnosno nazivne snage (za transformatore)
 Najopterećeniji elemenat je 110 kV DV TS H.Novi (ME) – TS Trebinje (BA) koji je
opterećen sa 74% svoje termiĉke granice
 svi naponi su u dozvoljenim granicama, pri ĉemu su najniţi naponi u
najopterećenijim ĉvorištima (Podgorica i primorski dijelovi Crne Gore)
 za maksimalan ljetnji reţim
 Ni jedan elemenat prenosne mreţe nije opterećen više od 80% svoje termiĉke
granice, odnosno nazivne snage (za transformatore)
 Najopterećeniji elemenat je 110 kV DV TS H.Novi (ME) – TS Trebinje (BA) koji je
opterećen sa 78% svoje termiĉke granice
 U normalnom pogonskom stanju su svi naponi u dozvoljenim granicama, ali su na
primorju gotovo u svim ĉvorištima ispod svoje nominalne vrijednosti
S obzirom na porast potrošnje H.Novog i Tivta, oĉekivati je daljnje opterećivanje ovog
dalekovoda, pa je neophodno obezbijediti još jedan pravac napajanja.
Slika 8-8 prikazuju naponsko reaktivne prilike u prenosnoj mreţi Crne Gore u reţimu zimskog i
ljetnjeg maksimuma, respektivno.
1.1
0.9
Slika 8-8 –Naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore – 2011. godina zimski maksimum
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-13
1.1
0.9
Slika 8-9 –Naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore – 2011. godina ljetni maksimum
8.2.3.2 Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-6 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirane reţime. Relativne vrijednosti gubitaka su raĉunate u odnosu na ukupnu potrošnju
EES Crne Gore.
Tabela 8-6 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Zima 2011.
Ljeto 2011.
Proizvodnja Potrošnja Gubici Proizvodnja Potrošnja Gubici
MW
MW
MW
MW
MW
MW
671.8
835
22.4
489
703
19.4
Ukupni gubici u EES Crne Gore iznose oko 22.4 MW (2.6%) za zimski i 19.4 MW (2.75%) za
ljetnji reţim. Poredeći sa gubicima iz 2010. godine moţe se primijetiti da je došlo do porasta
gubitaka po apsolutnoj vrijednosti, ali da su relativni gubici u odnosu na ukupnu potrošnju
smanjeni. Porast potrošnje u odnosu na 2010. godinu je prouzrokovan modelovanjem potrošnje
KAP-a punom snagom u iznosu od 220 MW, što predstavlja oko 100 MW veću potrošnju od
zabiljeţene potrošnje u 2010. godini.
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-14
8.2.3.3 Analiza prenosne moći i zagušenja
Kod analize (n-1) sigurnosti za zimski i ljetnji reţim se ne uoĉavaju preopterećenja elemenata
preko 100% bilo gdje u prenosnoj mreţi EES Crne Gore ili posmatranog regiona, ukoliko se
izuzme pravac TS H.Novi - TS Trebinje u zimskom reţimu. Naime, pri ispadu DV 110 kV TS
Tivat – TS Budva dolazi do preopterećenja DV 110 kV TS Trebinje – TS H.Novi, odnosno ispad
DV 110 kV TS Trebinje – TS H.Novi uzrokuje preopterećenja DV 110 kV TS Tivat – TS Budva
Rezultati analize N-1 kriterijuma sigurnosti za zimski i ljetnji reţim su prikazani u tabelama
(Tabela 8-7 i Tabela 8-8).
Tabela 8-7 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti prenosne mreže - zima 2011.
Napon
Ispad elementa
110
110
110
Tivat - Budva
Budva - Podgorica 2
Bar - Virpazar
110
Cetinje - Podgorica 2
110
Podgorica 2 - Virpazar
400
110
110
Podgorica 2 (ME) Trebinje (BA)
H.Novi (ME) - Trebinje
(BA)
Preopterećen element
It
S
(MVA)
%
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
H.Novi - Trebinje
H.Novi - Trebinje
Budva - Podgorica 2
H.Novi - Trebinje
Budva - Podgorica 2
H.Novi - Trebinje
Budva - Podgorica 2
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
90.7
76.0
73.7
74.7
82.2
73.7
78.4
111.9
89.1
85.2
87.6
96.0
86.2
91.2
110 kV DV
H.Novi - Trebinje
89.6
78.6
90.8
110 kV DV
110 kV DV
Tivat - Budva
Budva - Podgorica 2
89.6
89.6
90.5
82.4
111.1
96.5
Svi kritiĉni elementi su 110 kV dalekovodi ĉiji je provodnik AlFe 150/25mm 2 provodne moći
470A. Ovo se prvenstveno odnosi na 110 kV dalekovode TS Podgorica 2 – TS Budva, TS
Budva – TS Tivat kao i TS Trebinje - TS H.Novi.
Navedeni problemi rješavaće se operativno, sekcionisanjem dijela 110 kV mreţe u cilju
smanjenja opterećenja na kritiĉnom elementu, sve do momenta planerskog rješavanja
problema izgradnjom 110 kV dalekovoda TS Vilusi – TS H. Novi kao i izgradnje TS 400/110 kV
Lastva Grbaljska.
Tabela 8-8 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti prenosne mreže - ljeto 2011.
Napon
Ispad elementa
110
110
110
110
110
Tivat – Budva
Budva - Cetinje
Budva - Podgorica 2
110
Podgorica 2 - Cetinje
110
110
400
110
110
Bar - Virpazar
Podgorica 2 - Virpazar
Podgorica - Trebinje
H.Novi - Trebinje
Preopterećen element
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
H.Novi - Trebinje
Budva - Podgorica 2
H.Novi - Trebinje
H.Novi - Trebinje
Budva - Podgorica 2
H.Novi - Trebinje
Budva - Podgorica 2
H.Novi - Trebinje
Budva - Podgorica 2
H.Novi - Trebinje
Tivat - Budva
Budva - Podgorica 2
It
S
(MVA)
%
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
80.3
74.6
75.3
72.1
79.3
73.4
85.1
73.1
82
77
80.3
82.9
99.5
86.4
89.2
84.9
92.2
86.9
99.8
86.3
95.7
88.0
97.3
96.4
Slika 8-10 predstavlja topologiju planirane mreţe za 2011. godinu.
8-15
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-10 – Konačna topologija prenosne mreže – 2011. godina
8-16
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2012
8-17
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.3 2012. godina
8.3.1 Polazna konfiguracija mreţe
U okviru ovog poglavlja analizirana je opterećenost elemenata i ispada elemenata u mreţi za
(N-1) kriterijum sigurnosti uvaţavajući planiranu topologiju prenosne mreţe iz prethodne 2011.
godine bez planiranih pojaĉanja. Analiza ima za cilj da prikaţe koji se sve problemi mogu javiti u
prenosnoj mreţi u sluĉaju da se, prema dostavljenim planovima, realizuju projekti izgradnje
proizvodnih objekata i velikih potrošaĉa, kao i da se ostvari predviĊeni porast potrošnje u 2012.
godini. Na osnovu ovakve sprovedene analize odabrani su kandidati za neophodna pojaĉanja u
prenosnoj mreţi koji treba da budu operativni (u pogonu) u 2012. godini kako bi se uoĉeni
problemi u mreţi riješili, ili ublaţili u okviru dozvoljenih vrijednosti.
Prema planu razvoja proizvodnih jedinica dostavljenom od strane nadleţnog ministarstva u
2012. godini oĉekuje se ulazak u pogon slijedećih proizvodnih objekata:

generator G8 u HE Perućica snage 58.5 MW
Osim proizvodnih objekata, u 2012. godini oĉekuje se ulazak u pogon dodatnog opterećenja
potrošaĉa „Porto Montenegro – Tivat“ ĉija će potrošnja u ovoj fazi razvoja u zimskom periodu
iznositi pribliţno 1 MW dok će se u ljetnjem periodu potrošnja iznositi u vršnom opterećenju
prema dostavljenom planu 6.85 MW. TakoĊe, u 2012. godini je planirano napajanje gradilišta
turistiĉkog kompleksa „Luštica Development“ ĉija će potrošnja iznositi oko 5 MW.
Na slici (Slika 8-11) prikazan je profil opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu zimskog maksimuma bez neophodnih pojaĉanja u 2012. godini sa koga se moţe uoĉiti
slijedeće:
 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je u baznom reţimu opterećen 85% od
svoje termiĉke granice.
 Veoma visoka opterećenost 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 usljed visoke
angaţovanosti HE Perućica, pri ĉemu je 110 kV dalekovod HE Perućica – TS
Danilovgrad opterećen preko 60% od svoje prenosne moći
 Opterećenost 110 kV pravaca iz Podgorice prema primorju TS Podgorica 2 – TS Budva i
TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar iznosi 57% i 58% od termiĉke granice ovih
dalekovoda, respektivno
Slika 8-11- Profil opterećenosti elemenata prenosne mreže Crne Gore bez planiranih pojačanja u režimu
zimskog maksimuma 2012. godine
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-18
Rezultati analize N-1 kriterijuma sigurnosti za zimski reţim su pokazali da je 110 kV dalekovod
TS Trebinje – TS Herceg Novi već u baznom reţimu opterećen preko 85% termiĉke granice te
se njegova opterećenost samo povećava u sluĉaju ispada u mreţi, a naroĉito postaje kritiĉna u
sluĉajevima ispada 110 kV DV TS Budva – TS Tivat, kao i 400 kV DV TS Trebinje – TS
Podgorica 2. Osim toga, uoĉavaju se slijedeći kritiĉni ispadi u mreţi:
1. 110 kV DV TS Budva – TS Tivat i TS Podgorica 2 – TS Budva se preopterećuju (112% i
98% od termiĉke granice, respektivno) nakon ispada 110 kV DV TS Trebinje – TS
Herceg Novi
2. 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Budva se opterećuje 92% od termiĉke granice nakon
ispada 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Cetinje
3. 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Budva se opterećuje 88% od termiĉke granice nakon
ispada 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Virpazar
Posebno treba napomenuti ĉinjenicu da se ulaskom u pogon generatora G8 u HE Perućica i
eventualnim punim angaţovanjem HE Perućica (340-350 MW) pojavljuju zagušenja na 110 kV
pravcu HE Perućica – TS Podgorica 1. Ispadom jednog 110 kV DV HE Perućica – TS
Podgorica 1 dolazi ili do kritiĉno visokog opterećenja odnosno preopterećenja na dalekovodu
HE Perućica – TS Danilovgrad.
Sa stanovišta pouzdanosti napajanja potrošaĉa u sluĉaju ispada u mreţi moţe se uoĉiti
slijedeće:
 TS Podgorica 3, TS Podgorica 4 i TS Podgorica 5 su jednostrano napajane te
ispadom poveznog 110 kV dalekovoda do navedenih transformatorskih stanica
dolazi do prestanka napajanja potrošaĉa.
 Ispadi 110 kV dalekovoda TS Podgorica 1 – KT Andrijevica – TS Berane i TS Nikšić
– KT Vilusi – TS Bileća, dovode do prekida napajanja u TS Andrijevica i TS Vilusi
usljed postojanje krutih ĉvorišta KT Andrijevica i KT Vilusi što drastiĉno smanjuje
pouzdanost napajanja potrošaĉa u pomenutim podruĉjima.
Na slici (Slika 8-12) prikazan je profil opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu ljetnjeg maksimuma bez neophodnih pojaĉanja sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:
 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je u baznom reţimu opterećen 83% od
termiĉke granice voda
 Opterećenost 110 kV pravaca iz Podgorice prema primorju TS Podgorica 2 – TS Budva i
TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar se povećava u ljetnjem reţimu na oko 69 i 66%
od prenosne moći ovih dalekovoda, respektivno
Slika 8-12- Profil opterećenosti elemenata prenosne mreţe bez planiranih pojaĉanja u reţimu ljetnjeg maksimuma
2012. godine
Rezultati analize N-1 kriterijuma sigurnosti za ljetnji reţim su još kritiĉniji u odnosu na 2011.
godinu imajući u vidu dodatno povećanje potrošnje na ĉitavom primorju kao i povećanje vršnog
opterećenja direktnog potrošaĉa „Porto Montenegro“. 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-19
Herceg Novi je opterećen 83% od termiĉke granice u baznom sluĉaju te usljed velikog broja
jednostrukih ispada u prenosnoj mreţi dolazi do njegovog preopterećenja. Osim toga, uoĉavaju
se i slijedeći kritiĉni ispadi u mreţi:
1. 110 kV DV TS Budva – TS Tivat i TS Podgorica 2 – TS Budva se preopterećuju (122% i
113% od termiĉke granice, respektivno) nakon ispada 110 kV DV TS Trebinje – TS
Herceg Novi
2. 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Budva se opterećuje 110% od termiĉke granice nakon
ispada 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Cetinje
3. 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Budva se opterećuje 106% od termiĉke granice nakon
ispada 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Virpazar
8.3.2 Kandidati za pojaĉanja mreţe
Na osnovu rezultata dobijenih analizom tokova snaga i analizom sigurnosti za 2012. godinu bez
pojaĉanja u mreţi napravljena je selekcija elemenata prenosne mreţe koji bi trebalo da budu u
pogonu u 2012. godini, prije svega uvaţavajući ĉinjenicu da je u 2015. godini planirana
realizacija TS 400/110 kV Lastva uz planirana pojaĉanja u 110 kV mreţi primorja kao i realne
mogućnost realizacije pojedinih projekata. U tom smislu, elementi prenosne mreţe koji su
kandidati za njeno pojaĉanje u 2012. godini predloţeni su uvaţavajući prije svega postojeće
projekte koji su u fazi realizacije, ali i realnost ĉinjenice da se pojedini projekti ĉija je izgradnja
potrebna na osnovu stanja u prenosnoj mreţi u 2012. godini ne mogu realizovati takvom
brzinom da bi to tada bili u pogonu. Stoga su projekti koji su vezani za uoĉene probleme u
prenosnoj mreţi u postojećem stanju kao i u toku 2012.godine predloţeni tek u godinama od
2014. jer je tada njihova realizacija znatno izvesnija. Prilikom opisa pojedinaĉnih projekata
posebno je napomenuto da li je odreĊeni projekat vezan za prikljuĉenje novih proizvodnih (ili
potrošaĉkih) objekata odnosno da li se njegova realizacija moţe pomerati u skladu sa njihovom
dinamikom ulaska u pogon. TakoĊe, prilikom same selekcije projekata koji bi trebalo da budu u
pogonu u 2012. godini vodilo se raĉuna o već zapoĉetim projektima u prethodnim godinama ĉija
će realizacija uslijediti u godinama nakon 2012. godine (Tabela 8-9).
Tabela 8-9 - Projekti koji ulaze u pogon u toku 2012. godine
PROJEKAT
KRATAK OPIS
GLAVNI CILJEVI
Proširenje TS 220/110/35kV
Mojkovac i priključak na dalekovod
220kV Podgorica 1-Pljevlja 2 po
principu ulaz-izlaz
- Formiranje sabirničkog sistema i
opremanje dva dalekovodna, jednog
transformatorskog, dva mjerna i jednog
sekcionog polja 220 kV
- Izgradnja priključnog dalekovoda 220
kV (duţine oko 2.5 km)
- smanjenje gubitaka u prenosnoj
mreţi
- povećanje pouzdanosti rada
sistema i snabdijevanja potrošnje
Proširenje TS 110/35kV Andrijevica
i priključak na dalekovod 110kV
EVP Trebješica-Berane po principu
ulaz-izlaz
- rekonstrukcija postojeće trafostanice
110/35 kV izgradnjom novog 110 kV
postrojenja: formiranje sabirničkog
sistema sa dva dalekovodna, dva trafo
polja, sekcionim i mjernim poljem.
- izgradnja dalekovoda 110 kV AlFe
150/50 mm2 duţine 1.6 km paralelno
postojećem dalekovodu do 110 kV
dalekovoda EVP Trebješica-Berane,
čime se formira »ulaz - izlaz«
- zadovoljenost kriterijuma sigurnosti
n-1 na ovoj lokaciji u 110 kV mreţi
- obezbjeĎivanje sigurnijeg,
pouzdanijeg i kvalitetnijeg napajanja
potrošača na području Andrijevice,
Plava i Gusinja
- smanjenje posljedica kvarova na
vodu 110 kV dalekovoda EVP
Trebješica-Berane
Povezivanje TS 110/10 kV
Podgorica 5, (faza 2 - dvostrano
napajanje)
- izgradnja 110 kV kabla XLPE-A 1000
mm2 TS Podgorica 5 – TS Podgorica 3,
duţine 3 km
- povećanje pouzdanosti napajanja
potrošača u Podgorici
Izgradnja dalekovoda 110 kV
Podgorica 1-Smokovac ~3,5 km sa
pripadajućim DV poljem
- izgradnja novog dvostrukog 110 kV DV
Podgorica 1 – Smokovac duţine 3.5 km
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog
polja u Podgorica 1
- Ukidanje T-spoja do TS Tuzi
- Sigurnije snabdijevanje područja
Tuzi
- Smanjenje nivoa neisporučene
električne energije
- Poboljšanje naponsko reaktivnih
prilika
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-20
Pored prethodno nabrojanih projekata, potrebno je izdvojiti još dva projekta ĉija realizacija je
predviĊena prethodnim planovima razvoja [2], ali nemaju znaĉajniji uticaj na opterećenje
elemenata prenosne mreţe, a to su:
 Rekonstrukcija TS Podgorica 2 koja podrazumijeva:
o
o
o
Nabavka transformatora 400/110, 300 MVA
Izrada projektne dokumentacije i
ugradnja transformatora 400/110, 300 MVA
Analize su pokazale da sa stanovišta povećanja kapaciteta predmetne transformatorske stanice
nema potrebe za ugradnjom trećeg transformatora, što će se pokazati pogotovo nakon ulaska u
pogon TS 400/110 kV Lastva Grbaljska u toku 2014./15. godine. Tada će doći do znaĉajne
preraspodjele opterećenja sa TS Podgorica 2 na TS Lastva i na taj naĉin će se snabdjeti dio
potrošnje na primorju. Istovremeno će doći do rasterećenja transformatora u TS Podgorica 2,
ĉime ne dolazi do ugroţavanja snabdijevanja KAP-a (transformatori 400/110 kV, 300MVA u TS
podgorica 2 su opterećeni sa manje od 50% nazivne snage u normalnom pogonu).
 Rekonstrukcija TS Podgorica 1 koja podrazumijeva:
o
o
Nabavka transformatora 220/110, 150 MVA i
Izrada projektne dokumentacije
Kao i u sluĉaju TS Podgorica 2, ulaskom TS Lastva u pogon, se rješavaju mnogi problemi na
podruĉju Podgorice, koji bi se imali u sluĉaju da TS Lastva ne bude u pogonu.
Oba projekta su ranije zapoĉeta, znaĉajno prije nego što se pojavila ideja izgradnje DC kabla sa
pratećim projektima, pa bi bilo uputno da se još jednom preispita potreba za ugradnjom
transformatora u TS Podgorica 1 i Podgorica 2.
U svakom sluĉaju, transformatori bi mogli posluţiti kao rezerva postojećim i u sluĉaju otkaza
jednog od njih da se na vrijeme zamijene. Potrebno je posebno analizirati status novih
transformatora nakon njihove nabavke, ali je za to potrebno posebno ispitati stanje postojećih.
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-21
1. Proširenje TS 220/110/35kV Mojkovac i prikljuĉak na dalekovod 220kV
Podgorica 1-Pljevlja 2 po principu ulaz-izlaz
Podruĉje Mojkovca i Kolašina se napaja iz TS 220/110/35 kV Mojkovac koja je sa prenosnom
mreţom povezana dalekovodom 110 kV Mojkovac-Ribarevine,a sa 220 kV mreţom
dalekovodom Podgorica1-Pljevlja 2 u ĉvrstoj vezi takozvanom »T« spoju.
Osnovni razlog za nesigurno napajanje nalazi se u ĉinjenici da svaki kvar na vodu 220 kV
Podgorica 1- Pljevlja 2 , na koji je TS Mojkovac prikljuĉena u »T« spoju, znaĉi istovremeno i
ispad transformatora 220/110 kV 150 MVA u TS Mojkovac.
Problem će se jednako manifestovati i kod neraspoloţivosti jedinog transformatora 220/110 kV ,
150 MVA u TS 220/110/35 kV Mojkovac, a u nešto blaţoj formi kod kvara dalekovoda 110 kV
Mojkovac – Ribarevine (Bijelo Polje ).
Obim radova:
Formiranje sabirniĉkog sistema i opremanje dva
transformatorskog, dva mjerna i jednog sekcionog polja 220 kV
Izgradnja prikljuĉnog dalekovoda 220 kV (duţine oko 2.5 km)
dalekovodna,
jednog
Glavni ciljevi ovog projekta su:
smanjenje gubitaka
pouzdano snabdijevanje potrošnje
poboljšanje naponsko reaktivnih prilika
Analizom tokova snaga i kriterijuma sigurnosti izveden je zakljuĉak da se razvezivanjem krute
veze i prikljuĉenjem TS Mojkovac na 220 kV dalekovod TS Podgorica 1 – Pljevlja 2 po principu
»ulaz-izlaz« znaĉajno poboljšava kriterijum sigurnosti u tom dijelu mreţe.
Tokovi snaga su prikazani na slici:
Slika 8-13– Tokovi snaga sa i bez KT Mojkovac
2. Proširenje TS 110/35kV Andrijevica i prikljuĉak na dalekovod 110kV EVP
Trebješica-Berane po principu ulaz-izlaz
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-22
Podruĉje Andrijevice, Plava i Gusinja (podruĉje sa oko 19.000 stanovnika) se napaja
elekriĉnom energijom iz trafostanice 110/35/10 kV, 10 MVA Andrijevica koja je sa
prenosnom mreţom povezana radijalno jednim dalekovodom u takozvanom »T« spoju
(ĉvrsta veza) na dalekovod 110 kV EVP Trebješica-Berane. Transformatorska stanica je
izgraĊena i puštena u pogon oktobra 1988.godine.
Razlog za nesigurno napajanje nalazi se u ĉinjenici da je TS 110/35 kV Andrijevica
napojena radijalno samo preko »T« spoja sa 110 kV dalekovoda Podgorica 1- Trebješica –
Berane. Svaki kvar na dalekovodu 110 kV Podgorica1-EVP Trebješica- Berane (izgraĊenim
1960 godine duţine 81.6 km i ĉija trasa prolazi veoma teškim terenom za odrţavanje)
ostavlja ovu TS bez napona , kao i sve potrošaĉe koji se napajaju sa iste dok se kvar na
dalekovodu ne pronaĊe i otkloni. Napajanje potrošaĉa na navedenom podruĉju iz mreţe 35
kV NIJE MOGUĆE jer je zbog velike havarije na dalekovodu 35 kV Berane (Rudeš)Andrijevica , koja se dogodila 1986. godine ocijenjeno da se ne isplati ovaj vod opravljati,
tako da se ovo podruĉje ne moţe više napajati preko 35 kV mreţe od strane Berana .
Potpuno ista situacija je i kod neraspoloţivosti jednog transformatora 110/35 kV , 10 MVA u
TS Andrijevica.
Obim radova:
- rekonstrukcija postojeće trafostanice 110/35 kV izgradnjom novog 110 kV postrojenja:
formiranje sabirniĉkog sistema sa dva dalekovodna, dva trafo polja, sekcionim i mjernim
poljem.
- izgradnja dalekovoda 110 kV AlFe 150/50 mm2 duţine 1.6 km paralelno postojećem
dalekovodu do 110 kV dalekovoda EVP Trebješica-Berane, ĉime se formira »ulaz - izlaz«
Oĉekivani benefiti:
- zadovoljenost n-1 kriterijuma na ovoj lokaciji u 110 kV mreţi
- obezbjeĊivanje sigurnijeg, pouzdanijeg i kvalitetnijeg napajanja potrošaĉa na podruĉju
Andrijevice, Plava i Gusinja
- smanjenje posljedica kvarova na vodu 110 kV dalekovoda EVP Trebješica-Berane
Izvršenom analizom tokova snaga i naponskih prilika ustanovljeni su sljedeći tehniĉki
kriterijumi opravdanosti proširenja TS Andrijevica i njen prikljuĉak na dalekovod EVP
Trebješica-Berane po principu ulaz-izlaz:
 Razvezivanjem krute veze i prikljuĉenjem TS Andrijevica na 110 kV dalekovod EVP
Trebješica-Berane po principu ulaz-izlaz ne dolazi do veće promjene tokova snaga ali je
snabdijevanje potrošaĉa u tom trafo podruĉju pouzdanije uz zadovoljenje sigurnosnih
kriterijuma
8-23
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-14– Tokovi snaga u okolini TS Andrijevica – postojeće stanje i prema planu razvoja
3. Izgradnja TS 110/10 kV Podgorica 5, sa uklapanjem u mreţu 110 kV (faza 2 –
dvostrano napajanje)
Podruĉje Podgorice se elektriĉnom energijom napaja iz TS 220/110/35 kV Podgorica 1 i TS
400/110 kV Podgorica 2. Zbog veoma brzog rasta potrošnje na gradskom podruĉju u drugoj
polovini 80-tih godina TS Podgorica 1 sa dva transformatora 110/35 kV ukupne snage od 71.5
MVA postala je » usko grlo « , pa je usvojena koncepcija uvoĊenja vodova 110 kV u uţa
podruĉja grada i izgradnja dvije trafostanice 110/10 kV (Podgorica 3 i Podgorica 4) koje se
radijalno napajaju 110 kV vodovima iz TS Podgorica 1 i TS Podgorica 2.
Postojeće stanje je takvo da se distributivna mreţa Podgorice napaja preko 3 transformatorske
stanice: Podgorica 1 (Zagoriĉ) ukupne snage 103 MVA, Podgorica 3 (Cvijetin Brijeg) ukupne
snage 63 MVA i Podgorica 4 (Tološi) ukupne snage 80 MVA. Veoma intezivan razvoj
posljednjih godina doveo je do porasta potrošnje elektriĉne energije i zabiljeţena su ukupna
opterećenja i preko 190 MVA, i potrebe za povećanjem nivoa transformacije 110/x kV na
podruĉju Podgorice. Izgradnjom nove TS 110/10 kV Podgorica 5 će se rasteretiti TS Podgorica
3 i TS Podgorica 1, kao i 35 kV mreţu na podruĉju grada i omogućiti će sigurnije snabdijevanje
jugoistoĉnog podruĉja grada (Ljubović, Zabjelo, Aerodrom, Servisna Zona, Stari Aerodrom i dr.).
Obim radova:
- izgradnja nove TS 110/10(20) kV, 2x31.5 MVA (transformatori koji se ugraĊuju u TS
110/10 kV Podgorica 5 se ne nabavljaju već se ugraĊuju postojeći koji su bili u
eksploataciji u TS 110/10 kV Podgorica 4, a zamijenjeni su zbog nedovoljne snage).
- izgradnja novog dvostrukog dalekovoda 110 kV Al-Fe 2x240/40 mm² Podgorica 5 - KAP
duţine 4 km (kruta veza na 110 kV dalekovod KAP-Podgorica 2, vod 1 takozvani »T«
spoj)
izgradnja 110 kV kabla XLPE-A 1000 mm2 TS Podgorica 5 – TS Podgorica 3, duţine 3
km
Glavni ciljevi ovog projekta su:
bolje naponsko reaktivne prilike
- smanjenje gubitaka u prenosnoj i distributivnoj mreţi (kroz veću iskorišćenost 110 kV
mreţe)
povećanje snage u transformaciji (rasterećenje drugih transformatorskih stanica)
sigurnije i pouzdanije napajanje dijelova grada
8-24
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-15– Prostorni prikaz priključenja TS Podgorica 5
Slika 8-16– Tokovi snaga nakon dvostranog povezivanja TS Podgorica 5
Na osnovu rezultata analize tokova snaga u regionu izvedeni su sljedeći zakljuĉci iz kojih se
jasno vide tehniĉki i ekonomski kriterijumi opravdanosti izgradnje TS 110/10 kV Podgorica 5:
 Poredeći dva reţima, sa i bez navedene TS, gubici u distributivnoj mreţi Podgorice
smanjeni su na godišnjem nivou za 2.8 GWh. Gubici na nivou prenosne mreţe pribliţno
su jednaki, uz neznatno smanjenje od 0.2 GWh. Potrebno je istaći da je došlo do
poboljšanja usljed preraspodjele snage u prenosnoj mreţi, ali su istovremeno usljed
prelaska pojedinih elemenata sa 35 kV naponskog nivoa na 110 kV gubici na tim
elementima pridodati prenosnom dijelu mreţe što je osnovni uzrok neznatnog smanjenja
gubitaka u prenosu.
 Do povećanja snage u transformaciji dolazi u TS Podgorica 1 i Podgorica 3. U TS
Podgorici 1 na transformatorima 220/110 kV s obzirom da se dio snage potreban za
napajanje potrošaĉa u distributivnoj mreţi sada dijelom moţe snabdjeti i iz TS Podgorica
2. TakoĊe znaĉajno povećanje rezerve se biljeţi i na 110/35 kV transformaciji usljed
gašenja TS Ljubović i prebacivanjem opterećenja iz navedene TS na novu TS Podgorica
5. Usljed pomenute preraspodjele potrošnje odnosno direktnog snabdijevanja potrošaĉa
8-25
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine

sa 110 kV nivoa iz TS Podgorica 5 došlo je do rasterećenja oba transformatora 110/35
kV u TS Podgorica 1 ispod 80%. Transformatori u TS Podogrica 5 su opterećeni sa po
50%. U TS Podgorica 3 rasterećuje se transformacija 110/10 kV sliĉno kao i za Ljubović
prebacivanjem dijela potrošnje na novoizgraĊenu trafostanicu. Podgorica 5 pored
snabdijevanja aerodroma preuzima konzum koji se snabdijevao iz TS Ljubović, dio
potrošnje iz TS Podgorica 3 i Kuća Rakića koje su se snabdijevale iz TS Tuzi. UvoĊenje
nove trafostanice podrazumjeva i skraćenje znaĉajnog broja izvoda, postavljanjem
napojne taĉke u centar potrošnje, kao zamjenu dotrajalih izvoda, napajanje potrošaĉa
novom i savremenijom opremom, što sve ukupno utiĉe na sigurnije i pouzdanije
napajanje ovog dijela grada.
Zatvaranjem prstena Podgorica 2 – Podgorica 5 – Podgorica 3 – Podgorica 1
zadovoljava se (n-1) kriterijum sigurnosti napajanja u sluĉaju ispada bilo kojeg
dalekovoda, što do sada za Podgoricu 3 nije bio sluĉaj. Navedena poboljšanja u mreţi,
rasterećenje transformacije, bolji tokovi snaga i prije svega rasterećenje 35 kV mreţe
omogućava i bolje naponsko-reaktivne prilike kako u prenosnom dijelu, tako i u
distributivnoj mreţi
4. Izgradnja dalekovoda 110 kV Podgorica 1-Smokovac ~3,5 km
U normalnoj uklopnoj šemi iz TS 110/35 kV Podgorica 1 napaja se pravac sve do TS 35/x kV
Bioĉe, a preko ogranka kod Smokovca (povezanog u ĉvrstoj vezi odnosno u takozvanom »T«
spoju na dalekovod 35 kV Podgorica 1-Kolašin) snabdijevaju se Tuzi. Vod od T-spoja do Tuzi
(duţine 15 km) je već izgraĊen kao 110 kV, ali radi pod 35 kV naponom. Podruĉje Tuzi je
površine oko 400 km², sa 41000 stanovnika. Ovu oblast karakteriše odreĊen broj seoskih
podruĉja u kojima je u prethodnom periodu zabiljeţen porast broja domaćinstava i povećanje
broja preduzeća koja se bave malim biznisom. Ruralna konzumna podruĉja Tuzi na jugistoku
Podgorice se ubrzano urbanizuju, uz povećanje populacije i porast potreba za elektriĉnom
energijom. Postojeće napajanje elektriĉnom energijom ovog podruĉja je veoma loše i
nepouzdano kao posljedica ĉvrste veze dalekovoda koji napaja podruĉje Tuzi na dalekovod 35
kV Podgorica 1 - Kolašin. Dalekovod ka Kolašinu je u lošem stanju i zahtijeva potpunu
rekonstrukciju. TakoĊe za potrebe izgradnje auto puta i izvoĊenje graĊevinskih radova za HE na
Moraĉi potrebno je obezbijediti mesto prikljuĉenja za snabdijevanje elektriĉnom energijom koje
će kasnije posluţiti za potrebe auto puta odnosno za evakuaciju elektriĉne energije iz HE na
Moraĉi.
Obim radova:
- izgradnja novog dvostrukog 110 kV DV Podgorica 1 – Smokovac duţine 3.5 km
- izgradnja dva dalekovodna polja u TS Podgorica 1
Oĉekivani benefiti:
- Ukidanje 35 kV T-spoja do TS Tuzi
- Sigurnije snabdijevanje podruĉja Tuzi
- Poboljšanje naponsko reaktivnih prilika
8-26
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-17– Prostorni prikaz trase dvostrukog 110 kV dalekovoda prema Smokovcu
8.3.3 Analiza planirane topologije za 2012. godinu
Nakon uoĉenih problema u mreţi u 2012. godini za karakteristiĉne reţime zimskog i ljetnjeg
maksimuma u sluĉaju ulaska u pogon planiranih proizvodnih objekata i velikih potrošaĉa kao i
definisanih kandidata za pojaĉanje prenosne mreţe, u okviru ovog poglavlja detaljno su
analizirane karakteristike prenosne mreţe Crne Gore za planiranu topologiju u 2012. godini sa
stanovišta opterećenja elemenata, gubitaka u prenosnoj mreţi, naponskih prilika i N-1
kriterijuma sigurnosti.
8.3.3.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
U analiziranoj 2012. godini nije došlo do bitnijih promjena u raspodeli tokova snaga u regionu,
tako da su promjena susednih zemalja sa Crnom Gorom uglavnom na nivou stanja iz
prethodnih godina.
Tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreţi Crne Gore, nakon pojaĉanja mreţe su
pokazali slijedeće:
 za maksimalan zimski reţim
 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je kritiĉno opterećen (oko 85% od
termiĉke granice). Opterećenost ovog dalekovoda praktiĉno zavisi od ukupne
potrošnje u TS Herceg Novi i TS Tivat koje se praktiĉno kompletno napajaju iz TS
Trebinje i koja je zabiljeţila znaĉajan porast u odnosu na prethodnu godinu imajući u
vidu da će se preko TS 110/35 kV Tivat obezbijediti prikljuĉak velikog potrošaĉa
marine „Porto Montenegro“ kao i napajanje izgradnje hotelskog kompleksa „Luštica
Development“ na poluostrvu Luštica.
 Visoko je opterećen 110 kV pravac HE Perućica – (TS Danilovgrad) - TS Podgorica
1 usljed visokog angaţovanja HE Perućica u zimskim reţimima (oko 65% termiĉke
granice).
8-27
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine


Znaĉajno je visoka opterećenost 110 kV veza TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS
Bar i TS Podgorica 2 – TS Budva (50% i 58%, respektivno) koje povezuju podruĉje
Podgorice (kao napojne taĉke) i primorski dio Crne Gore
Svi naponi su u dozvoljenim granicama, pri ĉemu su uoĉavaju nešto niţi naponi u
primorskom dijelu Crne Gore koji su priliĉno udaljeni od napojnih taĉaka u Podgorici i
Trebinju.

 za maksimalan ljetnji reţim
 110 kV dalekovod Trebinje – Herceg Novi je kritiĉno opterećen (oko 83% prenosne
moći), imajući u vidu znaĉajni porast potrošnje u TS Tivat usljed ulaska u pogon
velikih potrošaĉa „Porto Montenegro“ i izgradnju turistiĉkog kompleksa „Luštica
Development“
 Kao i u reţimu zimskog maksimuma uoĉava se znaĉajna opterećenost 110 kV veza
TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar i TS Podgorica 2 – TS Budva koje povezuju
podruĉje Podgorice (kao napojne taĉke) i primorski dio Crne Gore
 Ni jedan elemenat prenosne mreţe nije opterećen više od 80% svoje termiĉke
granice, odnosno nazivne snage (za transformatore)
8.3.3.2 Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-10 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirane reţime.
Tabela 8-10 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Zima 2012.
Ljeto 2012.
Proizvodnja Potrošnja Gubici Proizvodnja Potrošnja Gubici
MW
MW
MW
MW
MW
MW
663.
833.0
22.3
516.0
722.0
19.0
Ukupni gubici u EES Crne Gore iznose oko 22.3 MW za zimski i 19MW za ljetni reţim, što
iznosi 2.7%, odnosno 2.63% u odnosu na ukupnu potrošnju Crne Gore. Poredeći sa gubicima iz
2011. godine uoĉava se blago povećanje gubitaka u procentima od ukupnog opterećenja kao i
u apsolutnoj vrijednosti, što je posljedica prije svega zabiljeţenog porasta potrošnje ali i
dodatnog angaţovanja u HE Perućica (G8) koji utiĉe na povećanje gubitaka.
8.3.3.3 Analiza prenosne moći i zagušenja
Imajući u vidu visoku opterećenost 110 kV dalekovoda TS Trebinje – TS Herceg Novi u oba
reţima (zimskog i ljetnjeg maksimuma), koja iznosi oko 85%, analize sigurnosti (n-1) pokazuju
da je upravo ovaj elemenat najkritiĉniji što se tiĉe opterećenosti nakon simuliranih ispada
elemenata prenosne mreţe (Tabela 8-11).
U zimskim reţimima je evidentna velika opterećenost 110 kV dalekovoda TS Podgorica 2 – TS
Budva koja je kritiĉna nakon ispada neke od alternativnih 110 kV veza iz Podgorice prema
primorju (TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar i TS Podgorica 2 – TS Cetinje – TS Budva) ili
ispada 110 kV DV TS Trebinje – TS H.Novi.
U sluĉaju ispada 110 kV DV TS Trebinje – TS H.Novi napajanje Tivta i Herceg Novog se
obezbjeĊuje iz pravca Budve što preopterećuje ovaj 110 kV pravac.
Treba napomenuti da se pored problema u 110 kV mreţi u primorju uoĉava i velika
opterećenost 110 kV dalekovoda HE Perućica – TS Danilovgrad preko 80% prenosne moći u
8-28
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
sluĉajevima ispada jednog od dva 110 kV dalekovoda HE Perućica – TS Podgorica 1 i pri
angaţovanju HE Perućica sa snagom od oko 290 MW (što je i njeno uobiĉajeno angaţovanje u
reţimima pokrivanja zimskih vršnih opterećenja sa dobrom hidrologijom). U sluĉajevima
maksimalnog angaţovanja HE Perućica od 350 MW nakon ugradnje generatora G8, uoĉeni
problemi sa zagušenjem na ovom 110 kV pravcu postaju još izraţeniji i kritiĉniji.
Kod analize N-1 sigurnosti u ljetnjem reţimu se mogu uoĉiti preopterećenja elemenata 110 kV
mreţe u primorskom dijelu Crne Gore. Usljed visoke opterećenosti zapadnog dijela primorja
ispad jednog od dva 110 kV pravca Trebinje – Herceg Novi i Budva – Tivat (oba pravca su
prenosne moći od 470A) preko kojih se ovaj region moţe napajati u znaĉajnoj mjeri
preopterećuje drugi pravac.
TakoĊe, kritiĉan je i 110 kV dalekovod TS Podgorica 2 – TS Budva (AlFe 150/25mm2) u
sluĉajevima ispada neke od postojećih 110 kV veza preko kojih se napaja primorje iz pravca
Podgorice.
Uoĉeni problemi sa sigurnošću napajanja zapadnog dijela primorja (Budva, Tivat, Herceg Novi)
rješavaju se izgradnjom 110 kV DV TS Vilusi – Herceg Novi (2014. godina), izgradnjom TS
400/110 kV Lastva Grbaljska odnosno izradnjom 110 kV DV TS Lastva – TS Kotor (2015.
godina). Do tada eventualni problemi u mreţi koji mogu nastati moraju se rješavati
sekcionisanjem u 110 kV mreţi ili rasterećenjem potrošnje.
Do trenutka izgradnje navedenih projekata opisani problemi se moraju rješavati operativno,
sekcionisanjem u 110 kV mreţi.
Znaĉajno je istaći da je puštanjem u pogon 110 kV kabla TS Podgorica 3 – TS Podgorica 5
riješen problem jednostranog napajanja ovih transformatorskih stanica, te je samim tim
povećana pouzdanost i sigurnost napajanja potrošaĉa. TakoĊe, projektima razvezivanja krutih
ĉvorišta Mojkovac i Andrijevica znaĉajno je povećana pouzdanost rada prenosne mreţe kao i
napajanja kompletnog potrošaĉkog podruĉja na sjeveru Crne Gore naroĉito u podruĉju
Andrijevice.
Tabela 8-11 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti - zimski režim 2012.
Napon
(kV)
Ispad elementa
110
110
110
Tivat - Budva
Budva - Podgorica 2
Bar - Virpazar
110
Cetinje - Podgorica 2
110
Podgorica 2 - Virpazar
Preopterećen element
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
110 kV DV
H.Novi - Trebinje
H.Novi - Trebinje
Budva - Podgorica 2
H.Novi - Trebinje
Budva - Podgorica 2
H.Novi - Trebinje
Budva - Podgorica 2
Sn
S
(MVA)
I/In(%)
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
89.6
97.8
87.3
73.3
86.0
80.7
85.4
77.5
123.5
104.0
86.3
102.5
96.1
101.5
91.9
Podgorica 2 (ME) 104.8
110 kV DV
H.Novi - Trebinje
89.6
89.2
Trebinje (BA)
123.5
110
Tivat - Budva
89.6
96.9
H.Novi (ME) - Trebinje 110 kV DV
(BA)
103.8
110
110 kV DV Budva - Podgorica 2
89.6
86.3
* 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je opterećen preko 85% pri punoj topologiji
400
8-29
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Tabela 8-12 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti – ljetnji režim 2012.
Napon
Ispad elementa
110
Tivat – Budva
110
Budva - Podgorica 2
110
Virpazar – Bar
110
Podgorica 2 – Cetinje
110
Podgorica 2 – Virpazar
110
110
H.Novi - Trebinje
110
It
Sn
(MVA)
I/In(%)
%
H.Novi - Trebinje
89.6
92.6
118
H.Novi - Trebinje
89.6
83.1
101.1
Budva - Podgorica 2
89.6
84.0
101.7
Budva - Podgorica 2
89.6
89.5
109.3
Budva - Podgorica 2
89.6
86.8
105.6
Bar - Budva
89.6
69.8
92.6
Tivat - Budva
89.6
91.9
119.2
Budva - Podgorica 2
89.6
90.5
111.0
Preopterećen element
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
Slika 8-18 predstavlja topologiju planirane mreţe za 2011. godinu. Na slici su naznaĉeni projekti
koji treba da se realizuju u predmetnoj godini.
8-30
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1
2
3
Slika 8-18 –Konačna topologija mreže za 2012. godinu
8-31
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2013
8-32
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.4 2013. godina
8.4.1 Polazna konfiguracija mreţe
U okviru ovog poglavlja analizirana je opterećenost elemenata i ispada elemenata u mreţi (N-1)
kriterijum sigurnosti, uvaţavajući planiranu topologiju prenosne mreţe iz prethodne 2012.
godine bez planiranih pojaĉanja u 2013. godini.
Prema planu razvoja proizvodnih jedinica dostavljenom od strane nadleţnog ministarstva u
2013. godini ne oĉekuje se ulazak u pogon niti jednog novog proizvodnog objekta.
U 2013. godini se oĉekuje, prema dostavljenoj dinamici, povećanje vršnog opterećenja velikog
potrošaĉa „Porto Montenegro – Tivat“ u zimskom periodu oko 2 MW, dok će u ljetnjem periodu
potrošnja iznositi u vršnom opterećenju prema dostavljenom planu 11.85 MW. Završetak prve
faze projekta izgradnje hotelskog kompleksa „Luštica Development“ predviĊena je u decembru
2013. godine tako da je u analizama tokova snaga za 2013. godinu uvaţena samo potrošnja
koja je zahtijevana u procesu izgradnje od 5 MW.
Na slici (Slika 8-19) je prikazan profil opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu zimskog maksimuma bez neophodnih pojaĉanja u 2013. godini sa koga se moţe uoĉiti
slijedeće:
 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je u baznom reţimu opterećen oko
90% od svoje termiĉke granice
 Veoma visoka opterećenost 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 usljed visoke
angaţovanosti HE Perućica, pri ĉemu je 110 kV dalekovod HE Perućica – TS
Danilovgrad opterećen 68% od svoje prenosne moći (termiĉke granice)
 Opterećenost 110 kV pravaca iz Podgorice prema primorju TS Podgorica 2 – TS Budva i
TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar je porasla na 62 i 61% od termiĉke granice ovih
dalekovoda, respektivno
Slika 8-19- Profil opterećenosti elemenata prenosne mreže Crne Gore bez planiranih pojačanja u režimu
zimskog maksimuma 2013. godine
Rezultati analize N-1 kriterijuma sigurnosti za ovakav reţim su pokazali da je 110 kV dalekovod
TS Trebinje – TS Herceg Novi već u baznom reţimu opterećen 90% od svoje termiĉke granice,
te njegova opterećenost samo postaje kritiĉnija u sluĉaju odreĊenih ispada u mreţi, pa se
moraju preduzimati operativne mjere sekcionisanja u 110 kV mreţi kako bi se sprijeĉila
preopterećenja.
Uoĉavaju se slijedeći kritiĉni ispadi u mreţi:
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-33
 110 kV DV TS Budva – TS Tivat i TS Podgorica 2 – TS Budva se preopterećuju (127% i
106% od termiĉke granice, respektivno) nakon ispada 110 kV DV TS Trebinje – TS
Herceg Novi
 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Budva se opterećuje 99% od termiĉke granice nakon
ispada 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Cetinje
 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Budva se opterećuje 95% od termiĉke granice nakon
ispada 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Virpazar
 Ispadom jednog od dva 110 kV dalekovoda HE Perućica – TS Podgorica 1 dolazi do
opterećenosti od 90% dalekovoda HE Perućica – TS Danilovgrad
Sa stanovišta pouzdanosti napajanja potrošaĉa u sluĉaju odreĊenih ispada u mreţi moţe se
uoĉiti slijedeće:
 TS Podgorica 4 je jednostrano napajana te ispadom poveznog 110 kV dalekovoda
TS Podgorica 2 – TS Podgorica 4 dolazi do prestanka napajanja potrošaĉa
 TS Vilusi je povezana preko krute veze sa 110 kV dalekovodom TS Nikšić – TS
Bileća tako da svaki ispad na ovom dalekovodu dovodi do prekida napajanja
podruĉja Vilusa. Treba takoĊe istaći da je ovaj dalekovod najstariji 110 kV dalekovod
u prenosnoj mreţi Crne Gore i da ga karakteriše veoma veliki broj ispada kao i
njihovo vrijeme trajanja.
 Ispadom jednog transformatora u TS Tivat preopterećuje se drugi transformator što
je posljedica nedostatka rezerve u 110/35 kV transformaciji, te je samim tim
pouzdanost napajanja potrošaĉa ugroţena
Na slici (Slika 8-20) prikazan je profil opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu ljetnjeg maksimuma bez neophodnih pojaĉanja sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:
 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je u baznom reţimu opterećen 84% od
termiĉke granice voda
 Opterećenost 110 kV pravaca iz Podgorice prema primorju TS Podgorica 2 – TS Budva i
TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar se povećava u ljetnjem reţimu na oko 71% i
68% od prenosne moći ovih dalekovoda, respektivno
Slika 8-20- Profil opterećenosti elemenata prenosne mreže bez planiranih pojačanja u režimu ljetnjeg
maksimuma 2013. godine
DV 110 kV TS Trebinje – TS Herceg Novi je opterećen 84% sopstvene termiĉke granice u
baznom sluĉaju, te usljed velikog broja jednostrukih ispada u prenosnoj mreţi dolazi do
njegovog preopterećenja odnosno kritiĉnog opterećivanja. Osim toga, uoĉavaju se i slijedeći
kritiĉni ispadi u mreţi:
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-34



110 kV DV TS Budva – TS Tivat i TS Podgorica 2 – TS Budva se preopterećuju (125% i
114% od termiĉke granice, respektivno) nakon ispada 110 kV DV TS Trebinje – TS
Herceg Novi
110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Budva se opterećuje 112% od termiĉke granice nakon
ispada 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Cetinje
110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Budva se opterećuje 108% od termiĉke granice nakon
ispada 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Virpazar
8.4.2 Kandidati za pojaĉanja mreţe
Na osnovu rezultata dobijenih analizom tokova snaga i analizom sigurnosti za 2013. godinu bez
pojaĉanja u mreţi napravljena je selekcija elemenata prenosne mreţe koji treba da budu u
pogonu u 2013. godini kako bi se riješili uoĉeni problemi. Kandidati za pojaĉanja definisani su
prije svega uvaţavajući ĉinjenicu da je u 2015. godini planirana realizacija već zapoĉetog
projekta TS 400/110 kV Lastva uz planirana pojaĉanja u 110 kV mreţi primorja. Elementi
prenosne mreţe koji su kandidati za njeno pojaĉanje predloţeni su uvaţavajući uoĉene
probleme u prenosnoj mreţi bez predloţenih projekata kao i uvaţavajući mogućnosti
prikljuĉenja proizvodnih objekata predviĊenih planom dostavljenim od nadleţnog ministarstva.
Prilikom opisa pojedinaĉnih projekata posebno je napomenuto da li je odreĊeni projekat vezan
za prikljuĉenje novih proizvodnih objekata odnosno da li se njegova realizacija moţe pomijerati
u skladu sa dinamikom ulaska u pogon proizvodnih objekata.(Tabela 8-13).
Tabela 8-13 - Projekti koji ulaze u pogon u toku 2013. godine
PROJEKAT
KRATAK OPIS
GLAVNI CILJEVI
Izgradnja TS 110/35/10 kV
Kotor(Škaljari) i dalekovoda 110kV
Tivat-Kotor
- Izgradnja TS 110/35 kV Kotor - Škaljari
2×20 MVA (postrojenje 110 kV i
dalekovoda 110 kV Tivat –Kotor –
Škaljari duţine 6.88km)
- smanjenje gubitaka u prenosnoj
mreţi
- pouzdano snabdijevanje potrošnje
- poboljšanje naponsko reaktivnih
prilika na području Kotora
- rasterećenje transformacija 35/10
kV u ED Kotor
Izgradnja TS 110/35 kV
Kolašin(Drijenak)
- izgradnja nove TS 110/35
Kolašin(Drijenak) 2x20MVA (neposredno
na lokaciji postojeće TS 35/10 kV
Drijenak)
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog
polja u TS 220/110 Mojkovac
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog
polja u TS Drijenak
- uvoĎenje dalekovoda Mojkovac-Kolašin
u TS Mojkovac izgradnjom dionice 110
kV dalekovoda od stuba broj 7 do TS
Mojkovac
- bolje naponsko reaktivne prilike
- smanjenje gubitaka u prenosnoj i
distributivnoj mreţi (kroz veću
iskorišćenost 110 kV i rasterećenje
35 kV mreţe)
- povećanje snage u transformaciji
- sigurnije i pouzdanije napajanje
Kolašina sa okolinom
- Izgradnja novog dalekovoda 110 kV
240/40 mm2 TS 110/10 kV Podgorica 5 –
Golubovci (Zeta) duţine 7 km;
- Snabdijevanje područja Zete sa
višeg naponskog nivoa
- Sniţavanje nivoa gubitaka
- Povećanje nivoa sigurnosti
snabdijevanja
- Poboljšanje naponsko reaktivnih
prilika
Izgradnja dalekovoda 110 kV
Podgorica 5-Golubovci (Zeta) ~7 km
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-35
1.
Izgradnja TS 110/35/10 kV Kotor(Škaljari) i dalekovoda 110kV Tivat-Kotor
Podruĉje Kotora (grada sa oko 25.000 stanovnika, 13.200 potrošaĉa, i godišnjom potrošnjom od
preko 115 miliona kWh) napaja se elektriĉnom energijom preko dalekovoda 35 kV Tivat-Kotor,
presjeka AlFe 95/15 mm². Stalno povećanje potrošnje, zbog velikog broja turista u toku sezone,
kao i zbog prikljuĉenja novih potrošaĉa, ĉesto dovodi do preopterećenja transformatora u TS
Tivat (uklopno stanje u TS 110/35 kV Tivat je takvo da transformatori rade odvojeno, jedan sluţi
za napajanje Kotora, a drugi Tivta, iz razloga razliĉitog statusa neutralne taĉke 35 kV mreţe u
ova dva konzumna podruĉja). Dalekovod 35 kV TS Tivat –TS Kotor više ne zadovoljava u
pogledu propusne moći jer vršno opterećenje voda 35 kV iz Tivta dosiţe preko 90%, a zbog
starosti sklon je ĉestim ispadima iz pogona zbog kvarova koji nekad traju i duţe vrijeme, što se
sve skupa negativno odraţava na turistiĉku privredu ovog podruĉja i dovodi do smanjenja
prihoda.
Posljedica opisanog stanja je da je grad Kotor podruĉje sa najnepouzdanijim napajanjem
u Republici.
Prikljuĉenje novih potrošaĉa na ĉitavom podruĉju ED Kotor je uslovljeno sa izgradnjom nove TS
110/35 kV, jer rezerve u snazi u postojećim transformatorima u TS 110/35 kV Tivat nema, a
rasteretio bi se takoĊe i dalekovod 35 kV TS Tivat – TS Kotor ĉija je rezerva u prenosnoj snazi
mala.
Zbog dobre izgraĊenosti mreţe 35 kV naponskog nivoa i relativno velikog broja TS 35/10 kV
transformacija, te veza sa elektrodistribucijom Tivat, zadrţava se postojeća koncepcija
transformacije 110/35/10 kV. Glavno ulaganje je u transformatorsku stanicu na lokaciji
postojeće TS 35/10 kV Škaljari, ĉime se normalizuje postojeće stanje vrlo oteţanog
snabdijevanja elektriĉnom energijom radi preopterećenja transformacije 110/35 kV Tivat i voda
35 kV od TS Tivat ka TS Kotor.
Obim radova:
- Izgradnja TS 110/35 kV Kotor - Škaljari 2×20 (2×40) MVA (postrojenje 110 kV i
dalekovoda 110 kV TS Tivat – TS Kotor (Škaljari) duţine 6.9km)
- U cijenu projekta nijesu ukljuĉeni transformatori 110/35 kV, 2x20MVA jer se ugraĊuju
stari transformatori iz transformatorska stanica gdje su isti zamijenjeni transformatorima
veće snage.
Glavni ciljevi ovog projekta su:
- smanjenje gubitaka
- pouzdano snabdijevanje potrošnje
- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika
- rasterećenja postojećih transformacija 35/10 kV
Analize tokova snaga, naponsko reaktivnih prilika i analize gubitaka u prenosnoj mreţi Crne
Gore pokazale su svrsishodnost izgradnje predmetne transformatorske stanice u skladu sa
sledećim izvedenim zakljuĉcima:
 Izgradnjom TS 110/35/10 kV Kotor znatno se poboljšava kvalitet snabdijevanja ovog
trafo podruĉja pri ĉemu se vrši i rasterećenje 110/35 kV transformacije u TS Tivat sa
dovoljnom rezervom u transformaciji.
8-36
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-21.- Opterećenje mreže u okolini TS Tivat i TS Škaljari – postojeće stanje i prema planu razvoja
Efikasnije snabdijevanje podruĉja Kotora sa 110 kV naponskog nivoa dovodi i do smanjenja
gubitaka u distributivnoj mreţi. U Tabela 8-14 se vidi da se ulaskom u pogon TS 110/35/10 kV
Kotor gubici najviše smanjuju u ED Kotor za 3.2 GWh ali i da u ED Tivat dolazi do smanjivanja
gubitaka za 1 GWh na godišnjem nivou.
Tabela 8-14. - Godišnji gubici u ED Kotor i ED Tivat – prema postojećem stanju i prema planu razvoja
Izgradnjom TS 110/35/10 kV Kotor znatno se poboljšavaju naponske prilike i kvalitet
snabdijevanja ovog podruĉja što je prikazano na slici (Slika 8-22), pri ĉemu se vrši i rasterećenje
110/35 kV transformacije u TS Tivat i ostavlja dovoljna rezerva u transformaciji.
8-37
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1.1
0.9
Slika 8-22. - Naponske prilike u TS Tivat i TS Kotor – postojeće stanje i prema planu razvoja
2.
Izgradnja TS 110/35 kV Kolašin(Drijenak)
Distributivna mreţa Kolašina se snabdijeva preko dalekovoda 110 kV AlFe 150 mm 2 MojkovacKolašin (Drijenak) koji radi na 35 kV naponu sa jedne i preko 35 kV dalekovoda Kolašin(Breza)Ptiĉ-Bioĉe-Ubli-Podgorica 1(Zagoriĉ) koji je u normalnom uklopnom stanju iskljuĉen. Dalekovod
110 kV Mojkovac-Kolašin je izgraĊen kao 110 kV izuzev na ulazu u TS Mojkovac u duţini od
oko 1 km gdje nastavlja na 35kV stubovima kao dionica dvostrukog voda Mojkovac-Kolašin i
Mojkovac-Slijepaĉ most, i dijelom na drvenim stubovima u duţini od oko 300 metara.
U blizini Kolašina se nalaze znaĉajni turistiĉki kapaciteti i prema usvojenom urbanistiĉkom planu
oĉekuje se znaĉajan porast potrošnje na ovom podruĉju.
Obim radova:
- izgradnja nove TS 110/35 Kolašin(Drijenak) 2x20MVA (neposredno na lokaciji
postojeće TS 35/10 kV Drijenak)
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog polja u TS 220/110 Mojkovac
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog polja u TS Drijenak
- uvoĊenje dalekovoda Mojkovac-Kolašin u TS Mojkovac izgradnjom dionice 110 kV
dalekovoda od stuba broj 7 do TS Mojkovac
Oĉekivani benefiti:
- bolje naponsko reaktivne prilike
- smanjenje gubitaka u prenosnoj i distributivnoj mreţi (kroz veću iskorišćenost 110 kV i
rasterećenje 35 kV mreţe)
- povećanje snage u transformaciji
- sigurnije i pouzdanije napajanje Kolašina sa okolinom
Na osnovu rezultata analize tokova snaga u regionu ED Kolašin izvedeni su sljedeći zakljuĉci iz
kojih se jasno vide tehniĉki i ekonomski kriterijumi opravdanosti izgradnje TS 110/35 kV Kolašin:
8-38
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
-
-
analizom naponsko-reaktivnih prilika u 35 kV mreţi u regionu Kolašina prije i poslije
puštanja u pogon TS 110/35 kV Kolašin uoĉavaju su znatna poboljšanja naponskih
prilika na 35 i 10 kV naponskom nivou u maksimalnom zimskom reţimu
rasterećenje visoko opterećenih 35/10 kV transformatora kojim se napaja region ED
Kolašin i povećanje snage u transformaciji
Ukupan nivo smanjenja gubitaka na godišnjem nivou ulaskom TS 110/35 kV Kolašin u
pogon je procijenjen na 1325 MWh, od ĉega je zabiljeţeno smanjenje gubitaka u
distributivnoj mreţi ED Kolašin oko 1766 MWh, dok je povećanje gubitaka u prenosnoj
mreţi usljed podizanja poveznih dalekovoda na 110 kV naponski nivo oko 441
MWh/god.
Kao posljedica povećanja pouzdanosti rada mreţe nivo neisporuĉene elektriĉne energije
na nivou godine je smanjen za 230 MWh ugradnjom predmetne transformatorske
stanice
Naĉin uklapanja na prenosnu mreţu je prikazan na slici:
Slika 8-23. - Način uklapanja i tokovi snaga u mreži nakon priključenja TS Kolašin
3.
Izgradnja dalekovoda 110 kV Podgorica 5 – Golubovci (Zeta)
Kapacitet i mogućnosti postojeće mreţe nijesu dovoljni i u skladu sa potrebama uslovljenih
porastom broja stanovnika i razvojem privrede. Dalekovod 35 kV Gornja Zeta-Golubovci je
preopterećen i u vrlo lošem stanju pa kao takav ne moţe zadovoljiti u pogledu pouzdanosti i
sigurnosti napajanja. Povezivanje TS 35 kV Golubovci sa TS Podgorica 5 bi se eralizovalo tako
što bi dalekovod 110 kV od taĉke razdvajanja sa dionice dvostrukog dalekovoda Podgorica 5 –
KAP išao planiranom trasom do TS Gornja Zeta, a dalje bi trasa dalekovoda išla trasom 35 kV
dalekovoda Gornja Zeta –Golubovci, kao dvostruki dalekovod (110+35 kV). Izgradnjom 110 kV
dalekovoda Podgorica 5 – Golubovci (Zeta) omogućilo bi se snabdijevanje sa višeg naponskog
napona, na taj naĉin sniţavajući nivo gubitaka i povećavajući nivo sigurnosti.
Obim radova:
- Izgradnja novog dalekovoda 110 kV 240/40 mm2 TS 110/10 kV Podgorica 5 – Golubovci
duţine 7 km koji bi bio u praznom hodu do izgradnje TS 110/35 kV Golubovci;
Oĉekivani benefiti:
- Snabdijevanje podruĉja Zete sa višeg naponskog nivoa
- Sniţavanje nivoa gubitaka
8-39
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
-
Povećanje nivoa sigurnosti snabdijevanja
Poboljšanje naponsko reaktivnih prilika
Slika 8-24. - Tokovi snaga u prenosnoj mreži nakon puštanja u pogon TS Zeta (Golubovci)
Potrebno je istaći da konaĉno rješenje povezivanja Podgorice 5 i Zete uveliko zavisi od statusa
KAP-a, odnosno mogućnosti da se ovaj vod uvede u postrojenje KAP-a kao vlasništvo Prenosa.
Analize pokazuju da direktni vod ka Podgorici 5 iz Zete nije najbolje rješenje usljed primarnog
napajanja iz TS Podgorice 1. U tom sluĉaju dolazi do znaĉajnog terećenja dionice od Podgorice
1 do Podgorice 3. Potrebno je vezu izmeĊu Zete (Golubovaca) i Podgorice 5 izgraditi tako da se
omogući primarno napajanje Golubovaca iz Podgorice 2 kako bi se smanjilo opterećenje
prethodno navedenog voda. Ovaj problem se efikasno rješava uvoĊenjem voda u KAP i
razdvajanjem sabirnica omogućiti napajanje iz pravca Podgorice 2. Drugi krak iz KAP-a išao bi
ka Podgorici 5 i faktiĉki ĉinio vezu Podgorica 5 – Zeta.
Izgradnja posmatranog dalekovoda od velikog je znaĉaja za prigradsko podruĉje Golubovaca,
postavljanjem taĉke napajanja na 110 kV naponski nivo poboljšavaju se naponsko-reaktivne
prilike. Omogućava se pouzdano dvostrano napajanje trafo-stanice Zeta, povećanje kapaciteta
napajanja i smanjenje gubitaka u distributivnoj mreţi. Poboljšanje naponskih prilika primjetno se
popravlja i u distributivnoj mreţi ovog podruĉja, s obzirom na manje gubitke u prenosu do taĉke
napajanja i bolju naponsko-reaktivnu podršku koju omogućava 110 kV naponski nivo.
UvoĊenjem dvije transformatorske jedinice u TS Zeta omogućava se i razdvajanje kablovske i
vazdušne distributivne mreţe u posmatranoj TS, ĉime se omogućava kvalitetnija zaštita na
izvodima i viši nivo pouzdanosti i sigurnosti napajanja potrošaĉa.
Puštanje u pogon dionice Podgorica5-Golubovci omogućava i gašenje 35 kV voda od TS
Podgorica 1 do TS Gornja Zeta pri ĉemu se njeno snabdijevanje vrši iz pravca Golubovaca.
Povećavanjem broja napojnih ĉvorova u kojima postoji direktna transformacija 110/x kV
smanjila bi se opterećenost 35 kV mreţe. TakoĊe znatno se rasterećuju transformatori 110/35
kV u TS Podgorica 1 i njihovo opterećenje bi bilo ispod 40%.
8-40
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.4.3 Analiza planirane topologije za 2013. godinu
8.4.3.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
Tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreţi Crne Gore, nakon pojaĉanja mreţe su
pokazali slijedeće:
 za maksimalan zimski reţim
 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je i dalje visoko opterećen (oko
91% od termiĉke granice)
 Visoka opterećenost 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 usljed visokog
angaţovanja HE Perućica u zimskim reţimima
 Visoka opterećenost 110 kV veza TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar i TS
Podgorica 2 – TS Budva koje povezuju podruĉje Podgorice (kao napojne taĉke) i
primorski dio Crne Gore 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je kritiĉno
opterećen (oko 85% od termiĉke granice). Opterećenost ovog dalekovoda praktiĉno
zavisi od ukupne potrošnje u TS Herceg Novi i TS Tivat koje se praktiĉno kompletno
napajaju iz TS Trebinje i koja je zabiljeţila znaĉajan porast u odnosu na prethodnu
godinu imajući u vidu da će se preko TS 110/35 kV Tivat obezbijediti prikljuĉak
velikog potrošaĉa marine „Porto Montenegro“ kao i napajanje izgradnje hotelskog
kompleksa „Luštica Development“ na poluostrvu Luštica.
 za maksimalan ljetnji reţim
 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je kritiĉno opterećen (oko 84% od
termiĉke granice), kao posljedica porasta potrošnje u TS Tivat (ulazak u pogon
velikih potrošaĉa „Porto Montenegro“ i izgradnja turistiĉkog kompleksa „Luštica
Development“)
 Usljed smanjenog angaţovanja HE Perućica u ljetnjem reţimu 110 kV pravac HE
Perućica – TS Podgorica 1 nije znaĉajno opterećen.
 Kao i u reţimu zimskog maksimuma, uoĉava se znaĉajna opterećenost 110 kV veza
TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar i TS Podgorica 2 – TS Budva koje povezuju
podruĉje Podgorice (kao napojne taĉke) i primorski dio Crne Gore 110 kV dalekovod
Trebinje – Herceg Novi je kritiĉno opterećen (oko 83% prenosne moći), imajući u
vidu znaĉajni porast potrošnje u TS Tivat usljed ulaska u pogon velikih potrošaĉa
„Porto Montenegro“ i izgradnju turistiĉkog kompleksa „Luštica Development“
 NAponi u gotovo svim ĉvorištima u primorskom dijelu Crne Gore su ispod svojih
nominalnih vrijednosti
8.4.3.2 Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-10 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirane reţime.
Tabela 8-15 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Zima 2013.
Ljeto 2013.
Proizvodnja Potrošnja Gubici Proizvodnja Potrošnja Gubici
MW
MW
MW
MW
MW
MW
700.6
841.8
21.8
475.1
734
19.7
8-41
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Ukupni gubici u EES Crne Gore iznose oko 21.3 MW za zimski i 19.7MW za ljetni reţim, što
iznosi 2.6%, odnosno 2.7% u odnosu na ukupnu potrošnju Crne Gore. Poredeći sa gubicima iz
2011. godine uoĉava se blago povećanje gubitaka u procentima od ukupnog opterećenja kao i
u apsolutnoj vrijednosti, što je posljedica prije svega zabiljeţenog porasta potrošnje ali i
dodatnog angaţovanja u HE Perućica (G8) koji utiĉe na povećanje gubitaka.
8.4.3.3 Analiza prenosne moći i zagušenja
Imajući u vidu visoku opterećenost 110 kV dalekovoda TS Trebinje – TS Herceg Novi u reţimu
zimskog maksimuma pri punoj topologiji, koja iznosi oko 90%, analize sigurnosti (n-1) pokazuju
da je upravo ovaj elemenat najkritiĉniji što se tiĉe opterećenosti nakon simuliranih ispada
elemenata prenosne mreţe (Tabela 8-16).
TakoĊe uoĉava se da je opterećenost 110 kV dalekovoda TS Podgorica 2 – TS Budva kritiĉna
nakon ispada neke od alternativnih 110 kV veza iz Podgorice prema primorju (TS Podgorica 2 –
TS Virpazar – TS Bar i TS Podgorica 2 – TS Cetinje – TS Budva) ili ispada 110 kV DV TS
Trebinje – TS H.Novi.
U sluĉaju ispada 110 kV DV TS Trebinje – TS H.Novi napajanje Tivta i Herceg Novog se
obezbjeĊuje iz pravca Budve što preopterećuje ovaj 110 kV pravac.
Uoĉeni problemi se mogu riješiti izgradnjom 110 kV dalekovoda TS Vilusi – TS Herceg Novi
(realizacija planirana 2014. godine uvaţavajući realnu dinamiku izgradnje) kojim će se smanjiti
opterećenost dalekovoda TS Trebinje – TS Herceg Novi i zadovoljiti kriterijum sigurnosti
prilikom ispada u mreţi.
TakoĊe, zapoĉeti projekat izgradnje TS 400/110 kV Lastva Grbaljska u 2011. godini riješiće
uoĉene probleme sigurnog i pouzdanog napajanja zapadnog dijela primorja.
Izgradnjom transformatorske stanice TS Kotor rasterećuju se transformatori u TS Tivat i
povećava rezerva kapaciteta u transformaciji. Treba napomenuti da će ova transformatorska
stanica biti radijalno napajana do trenutka ulaska u pogon TS 400/110 Lastva Grbaljska i
izgradnje 110 kV dalekovoda TS Lastva – TS Kotor.
Pored problema u 110 kV mreţi u primorju, uoĉava se i znaĉajno visoka opterećenost 110 kV
dalekovoda HE Perućica – TS Danilovgrad, preko 80% prenosne moći, u sluĉajevima ispada
jednog od dva 110 kV dalekovoda HE Perućica – TS Podgorica 1 i angaţovanja HE Perućica
sa snagom od oko 290 MW (što je i njeno uobiĉajeno angaţovanje u reţimima pokrivanja
zimskih vršnih opterećenja sa dobrom hidrologijom). U sluĉaju podizanja angaţovanja HE
Perućica na njenu instalisanu snagu od oko 350 MW dalekovod HE Perućica – TS Danilovgrad
bi dostigao termiĉku granicu voda u sluĉaju ispada jednog od preostala dva dalekovoda na
ovom pravcu, te je potrebno izvršiti njegovu rekonstrukciju odnosno povećanje prenosne moći.
Tabela 8-16 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti - zimski režim 2013.
Napon
(kV)
Ispad elementa
Preopterećen element
Sn
S
(MVA)
I/In(%)
110 kV
HE Perućica – TS
89.6
84.3
89.6
DV
Danilovgrad
110 kV
110
Bar - Virpazar
Budva - Podgorica 2
89.6
75.8
89.0
DV
110 kV
110
Podgorica 2 - Cetinje
Budva - Podgorica 2
89.6
83.5
99.1
DV
110 kV
110
Podgorica 2 - Virpazar
Budva - Podgorica 2
89.6
80.1
94.5
DV
110 kV
127.7
110
Tivat - Budva
89.6
101
DV
H.Novi (ME) - Trebinje
(BA)*
110 kV
106.5
110
Budva - Podgorica 2
89.6
89.1
DV
* 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je opterećen preko 90% pri punoj topologiji
110
HE Perućica – TS
Podgorica 1 1(2)
8-42
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Kod analize (n-1) sigurnosti u ljetnjem reţimu, uoĉavaju se preopterećenja elemenata 110 kV
mreţe u primorskom dijelu Crne Gore, a treba naglasiti da je 110 kV dalekovod TS Trebinje –
TS Herceg Novi opterećen preko 80% pri punoj topologiji. Usljed visoke opterećenosti
zapadnog dijela primorja ispad jednog od dva 110 kV pravca (oba pravca su prenosne moći od
470A) preko kojih se region zapadnog dijela primorja (Herceg Novi i Tivat) moţe napajati u
znaĉajnoj mjeri preopterećuje drugi pravac. TakoĊe, kritiĉan je i 110 kV dalekovod TS
Podgorica 2 – TS Budva (AlFe 150/25mm2 470A) u sluĉajevima ispada neke od postojećih 110
kV veza preko kojih se napaja primorje (Tabela 8-17). Kao što je već reĉeno, u analizi reţima
zimskog maksimuma, uoĉeni problemi sa sigurnošću napajanja primorja (Budva, Tivat, Herceg
Novi) moraju se rješavati operativno, sekcionisanjem 110 kV mreţe, ili u najgorem sluĉaju
rasterećenjem dijela potrošnje sve do trenutka izgradnje 110 kV DV TS Vilusi – TS Herceg Novi,
odnosno izgradnje TS 400/110 kV Lastva Grbaljska i 110 kV DV TS Lastva – TS Kotor.
Tabela 8-17 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti - ljetnji režim 2013. godina
Napon
Ispad elementa
Preopterećen element
It
Sn
(MVA)
I/In(%)%
110 kV
Budva - Podgorica 2
89.6
72.8
85.7
DV
110 kV
110
Budva – Cetinje
Budva - Podgorica 2
89.6
80.7
96.8
DV
110 kV Podgorica 2 –
110
Budva - Podgorica 2
89.6
76.5
89.4
DV
Virpazar
110 kV
110
Podgorica 2 – Cetinje
Budva - Podgorica 2
89.6
92
112.2
DV
110 kV
110
Bar – Virpazar
Budva - Podgorica 2
89.6
85.9
103.8
DV
110 kV
110
Budva – Bar
89.6
70.8
94.1
DV
Podgorica 2 – Virpazar
110 kV
110
Budva - Podgorica 2
89.6
89.2
108.4
DV
110 kV
110
Tivat - Budva
89.6
96.3
125.3
DV
H.Novi - Trebinje
110 kV
110
Budva - Podgorica 2
89.6
92.8
113.9
DV
*110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je opterećen preko 80% pri punoj topologiji
110
Tivat – H.Novi
Pored pomenutih problema sa opterećenošću 110 kV dalekovoda u primorju, u okviru N-1
analize, potrebno je istaći i uoĉene probleme sa naponskim prilikama (bez obzira na analizirani
reţim) u transformatorskim stanicama u primorju (TS Bar, TS Ulcinj, TS Herceg Novi i TS Tivat).
Najizraţeniji padovi napona ispod dozvoljenog nivoa, uoĉeni su nakon ispada 110 kV DV TS
Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar i to u TS Bar i TS Ulcinj (na 0.87-0.88 r.j).
TakoĊe, nakon ispada 110 kV DV TS Trebinje – TS Herceg Novi ili DV TS Budva – Ts Tivat
dolazi do padova napona ispod dozvoljenih granica u TS Herceg Novi i TS Tivat (na 0.88 r.j.).
8-43
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2
1
Slika 8-25 –Konačna topologija mreže za 2013. godinu
8-44
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2014
8-45
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.5 2014. godina
8.5.1 Polazna konfiguracija mreţe
U okviru ovog poglavlja analizirana je opterećenost elemenata u mreţi sa ispadom ((N-1)
kriterijum sigurnosti, uvaţavajući planiranu topologiju prenosne mreţe iz prethodne 2013.
godine bez planiranih pojaĉanja.
Prema planu razvoja proizvodnje, dostavljenom od strane nadleţnog ministarstva u 2014.
godini oĉekuje se ulazak u pogon slijedećih proizvodnih objekata:
 VE Krnovo – 50 MW (faza I)
 VE Moţura – 46 MW
 HE Šavnik – 30 MW (HE Šavnik -15.8 MW, mHE Podmalinsko - 5.7 MW, mHE Boan 6.7 MW, mHE Sirovac - 1.7 MW)
 HE Pluţine – 21 MW (mHE Stabna - 7.4 MW, mHE Jasen - 10 MW, mHE Vrbnica - 3.5
MW)
Osim proizvodnih objekata, u 2014. godini se oĉekuje još jedna faza povećanja vršnog
opterećenja velikog potrošaĉa „Porto Montenegro – Tivat“ ĉija će potrošnja u ljetnjem periodu
iznositi 13.65 MW. TakoĊe, u 2014. godini je planiran i ulazak u pogon turistiĉkog kompleksa
„Luštica Development“ sa predviĊenim vršnim opterećenjem u ljetnjem periodu od 30 MW kao i
turistiĉkog kompleksa u Ulcinju koji će u prvoj fazi imati opterećenje 15 MW.
Na slici (Slika 8-26) prikazan je profil opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu zimskog maksimuma bez neophodnih pojaĉanja sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:
 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je u baznom reţimu opterećen preko
100% svoje prenosne moći.
 Veoma visoka opterećenost 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 usljed visoke
angaţovanosti HE Perućica kao i usljed ulaska u pogon VE Krnovo, HE Šavnik i HE
Pluţine i njihovog povezivanja na 110 kV mreţu u regionu Nikšića, pri ĉemu je 110 kV
dalekovod HE Perućica – TS Danilovgrad opterećen preko 80% od svoje prenosne moći
 Opterećenost 110 kV pravaca iz Podgorice prema primorju TS Podgorica 2 – TS Budva i
TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar iznosi oko 60% od prenosne moći ovih
dalekovoda
Slika 8-26- Profil opterećenosti elemenata prenosne mreže Crne Gore bez planiranih pojačanja u režimu
zimskog maksimuma 2014. godine
8-46
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Rezultati analize N-1 kriterijuma sigurnosti su pokazali da su svi zagušeni 110 kV pravci već
uoĉeni u prethodnim godinama, s tim što su preopterećenja postala još kritiĉnija imajući u vidu
ulazak u pogon kako novih proizvodnih objekata tako i porasta potrošnje.
Potrebno je posebno istaći da pored već zabiljeţenih zagušenja u prethodnim godinama u 110
kV mreţi u ovom reţimu nakon ulaska u pogon proizvodnih objekata VE Krnovo, HE Šavnik i
HE Pluţine dolazi do preopterećenja 110 kV dalekovoda HE Perućica – TS Danilovgrad (150/25
mm2, prenosne moći 89.5 MVA) u sluĉaju ispada jednog od dva 110 kV dalekovoda na istom
pravcu HE Perućica – TS Podgorica1.
Na slici (Slika 8-27) prikazan je profil opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu ljetnjeg maksimuma bez neophodnih pojaĉanja sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:
 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je u baznom reţimu opterećen blizu
100% od svoje termiĉke granice (98%).
 Opterećenost 110 kV pravaca iz Podgorice prema primorju TS Podgorica 2 – TS Budva i
TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar se povećava u ljetnjem reţimu na preko 80% od
prenosne moći ovih dalekovoda
Slika 8-27- Profil opterećenosti elemenata prenosne mreže bez planiranih pojačanja u režimu ljetnjeg
maksimuma 2014. godine
Rezultati analize N-1 kriterijuma sigurnosti za reţim ljetnjeg maksimuma su doveli do istih
zakljuĉaka kao i reţim zimskog maksimuma, a to je da su se na svim uoĉeni kritiĉni pravcima u
prethodnim godinama procenti preopterećenja povećali usljed porasta nivoa potrošnje.
8-47
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore sa investicionim planom do 2020. godine
8.5.2 Kandidati za pojaĉanja mreţe
Na osnovu rezultata dobijenih analizom tokova snaga i analizom sigurnosti za 2014. godinu bez
pojaĉanja u mreţi napravljena je selekcija elemenata prenosne mreţe koji bi trebalo da budu u
pogonu u 2014. godini. Elementi prenosne mreţe koji su kandidati za njeno pojaĉanje
predloţeni su uvaţavajući uoĉene probleme u prenosnoj mreţi bez predloţenih projekata kao i
uvaţavajući mogućnosti prikljuĉenja proizvodnih objekata predviĊenih planom dostavljenim od
nadleţnog ministarstva. Prilikom opisa pojedinaĉnih projekata posebno je napomenuto da li je
odreĊeni projekat vezan za prikljuĉenje novih proizvodnih objekata odnosno da li se njegova
realizacija moţe pomerati u skladu sa dinamikom ulaska u pogon proizvodnih objekata. TakoĊe,
prilikom same selekcije projekata koji bi trebalo da budu u pogonu u 2014. godini vodilo se
raĉuna o već zapoĉetim projektima u prethodnim godinama ĉija će realizacija uslijediti u
godinama nakon 2014. godine (Tabela 8-18).
Tabela 8-18 - Projekti koji ulaze u pogon u toku 2014. godine
PROJEKAT
KRATAK OPIS
GLAVNI CILJEVI
- snabdijevanje područja Zete sa
višeg naponskog nivoa
- sniţavanje nivoa gubitaka
- povećanje nivoa sigurnosti
snabdijevanja
- poboljšanje naponsko reaktivnih
prilika
Izgradnja TS 110/x kV Golubovci
- izgradnja TS 110/35 kV Golubovci
postrojenja 110 kV i ugradnja
transformatora 2x20 MVA
- 35 kV postrojenje je obaveza EPCG
Izgradnja 110 kV DV Vilusi - Herceg
Novi i rekonstrukcija 110 kV DV
Nikšić - Vilusi (povećanje kapaciteta
dalekovoda na 240mm2)
- izgradnja dva 110 kV DV polja (u
Herceg Novom i TS Vilusi)
- izgradnja dalekovoda 110 kV AlFe
240/40 mm2 duţine 35 km
- izgradnja novog 110 kV dalekovoda
AlFe 240/40 mm2 na postojećoj trasi
(zamjenom stubova i provodnog uţeta) u
duţini od 32 km
- ispunjenost n-1 kriterijuma na ovoj
lokaciji u 110 kV mreţi
- obezbjeĎenje dvostranog napajanja
TS H.Novi iz prenosne mreţe Crne
Gore
- rasterećenje 110 kV pravca HE
Perućica – TS Podgorica 1
- pouzdano snabdijevanje potrošnje
Izgradnja TS 110/10 kV Nikšić 2
(Kličevo) sa priključnim
dalekovodima 110 kV
- izgradnja nove TS 110/10 kV 2x40
MVA, tri 110 kV dalekovodna polja u TS
Kličevo (jedno polje za EVP Nikšić), dva
transformatorska polja 110 kV, spojno i
mjerno 110 kV polje
- izgradnja 110 kV kabla iz TS Nikšić
duţine oko 4.5 km
Izgradanja dalekovoda 110 kV
Virpazar-Ulcinj
- izgradnja novog 110 kV dalekovoda
AlFe 240/40 mm2 Virpazar-Ulcinj, duţine
30 km
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog
polja u TS Ulcinj
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog
polja u TS Virpazar
Rekonstrukcija (izgradnja novog)
110 kV dalekovoda HE Perućica –
TS Danilovgrad – TS Podgorica 1
(moguća i rekonstrukcija ugradnjom
specijalnog tipa provodnog uţeta)
- izgradnjom novog 110 kV dalekovoda
AlFe 240/40 mm2 na postojećoj trasi
(zamjenom stubova i provodnog uţeta) ili
- ugradnjom specijalnog tipa provodnog
uţeta i zadrţavanjem postojećih tipova
stubova
- poboljšanje kvaliteta isporučene
električne energije
- smanjenje gubitaka u prenosnoj i
distributivnoj mreţi
- povećanje snage u transformaciji
- sigurnije i pouzdanije napajanje
regiona Nikšića
- smanjenje gubitaka
- pouzdano snabdijevanje potrošnje
(dvostrano napajanje TS 110/35 kV
Ulcinj)
- poboljšanje naponsko reaktivnih
prilika
- mogućnost priključenja VE Moţura
(ulazak u pogon predviĎen u 2014.
godini) po principu ulaz/izlaz
- Rješavanje zagušenja na 110 kV
pravcu HE Perućica - TS Podgorica 1
- Povećanje prenosne moći na 110
kV pravcu HE Perućica - TS
Podgorica 1
- Povećavanje pouzdanosti rada
dalekovoda
8-48
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1.
Izgradnja TS 110/x kV Golubovci (Zeta)
Podruĉje Zete na jugu Podgorice karakteriše odreĊen broj seoskih podruĉja u kojima je u
prethodnom periodu zabiljeţen porast broja domaćinstava i povećanje broja preduzeća koja se
bave malim preduzetništvom. Ruralna konzumna podruĉja Zete se ubrzano urbanizuju, uz
povećanje populacije i porast potreba za elektriĉnom energijom. U centru potrošnje,
Golubovcima, postoji transformatorska stanica 35/10 kV, ĉija je oprema zastarjela i u lošem
stanju. U skladu sa planom za unapreĊenje distributivne mreţe na 110 kV planirano je i
proširenje TS Zeta (Golubovci) na 110/35 kV pri ĉemu će postojeći objekat biti iskorišćen za 35
kV razvod. Osnovni razlog za izgradnju TS 110/35 kV Golubovci jeste zahtjev opštine
Podgorica za demontiranjem 35 kV voda iz TS Podgorica 1 preko kojeg se napajaju podruĉja
Gornje Zete, Golubovaca i Ponara. Zbog toga kao i zbog daljeg jaĉanja mreţe 110 kV napona i
omogućavanje snabdijevanja potrošaĉa sa višeg naponskog napona (na taj naĉin sniţavajući
nivo gubitaka i povećavajući nivo sigurnosti) mora se obezbijediti nova 110 kV napojna taĉka za
snabdijevanje navedenih podruĉja elektriĉnom energijom.
Obim radova:
- izgradnja TS 110/35 kV Golubovci - postrojenja 110 kV i ugradnja transformatora 2x20
MVA
- 35 kV postrojenje je obaveza EPCG
Oĉekivani benefiti:
- snabdijevanje podruĉja Zete sa višeg naponskog nivoa
- sniţavanje nivoa gubitaka
- povećanje nivoa sigurnosti snabdijevanja
- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika
Slika 8-28– Tokovi snaga u prenosnoj mreži nakon puštanja u pogon TS Golubovci (Zeta)
8-49
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Osnovni razlog puštanja u pogon TS Golubovci jeste zahtjev opštine Podgorice za
demontiranjem 35 kV „Petrovaĉkog voda“ (Podgorica 1-Gornja Zeta-Golubovci-Ponari-VranjinaVirpazar-Buljarica-Petrovac). Demontiranjem ovog dalekovoda mora se obezbijediti nova 110
kV napojna taĉka za ovo podruĉje i za to je odabrana lokacija Golubovci. Puštanje u pogon 110
kV trafo stanice u Golubovcima uslovljeno je završetkom gradnje svih dionica dvostrukog
110+35 kV Petrovaĉkog voda- dalekovod 110+35 kV Gornja Zeta Golubovci i u drugoj fazi
Golubovci -Virpazar. TakoĊe se pretpostavlja i razvezivanje krute veze od TS Podgorica 5 ka
KAP-u odnosno uvoĊene tog voda u 110 kV postrojenje u okviru KAP-a a od te taĉke se pušta u
pogon 110 kV dionica ka Golubovcima koji se sa druge strane povezuju 110 kV vodom ka
Virpazaru. Umjesto iz TS Podgorica 1 iz TS 110 kV Golubovci će se snabdijevati 35 kV TS
Gornja Zeta i TS 35 kV Barutana.
Puštanjem u pogon dionica dvostrukog voda (110 i 35 kV) od Gornje Zete do Golubovaca će
omogućiti gašenje 35 kV voda od TS Podgorica 1 do TS Gornja Zeta pri ĉemu se njeno
snabdijevanje vrši iz pravca Golubovaca. Povećavanjem broja napojnih ĉvorova u kojima postoji
direktna transformacija 110/x kV smanjila bi se opterećenost 35 kV mreţe. TakoĊe znatno bi se
rasteretili transformatori 110/35 kV u TS Podgorica 1 i njihovo opterećenje bi bilo ispod 40%.
2.
Proširenje TS 110/35kV Vilusi i prikljuĉak na dalekovod 110kV Nikšić - Bileća
po principu ulaz-izlaz
Podruĉje Vilusa se napaja elektriĉnom energijom iz trafostanice 110/35 kV preko transformatora
od 10 MVA. TS Vilusi su sa prenosnom mreţom povezani radijalno preko jednog dalekovoda u
takozvanom »T« spoju (ĉvrsta veza) na dalekovod 110 kV Nikšić – Bileća (Cu 120 mm2). Ovaj
dalekovod je izgraĊen 1956. godine, dok je kruta veza realizovana 1986. godine. Potrošnja
podruĉja Vilusa, koje se napaja preko ove transformatorske stanice, iznosi trenutno oko 1MW
pri vršnom opterećenju.
Imajući u vidu da je planom razvoja prenosne mreţe Crne Gore predviĊena izgradnja 110 kV
dalekovoda TS Vilusi – TS Herceg Novi ĉime se stiĉu uslovi za ukidanje paralelnog rada 110 kV
dalekovoda TS Trebinje – TS H.Novi i Bileća - Nikšić i prestanak zavisnosti od napajanja 110 kV
transformatorskih stanica u Crnoj Gori iz susjedne prenosne mreţe (BIH), potrebno je proširiti
postojeću transformatorsku stanicu TS Vilusi i obezbijediti njen prikljuĉak po principu ulaz/izlaz
na dalekovod Nikšić – Bileća. Na taj naĉin bi se razvezala sva kruta ĉvorišta u prenosnoj mreţi
Crne Gore i obezbijedilo sigurno i pouzdano napajanje šireg podruĉja Vilusa.
Obim radova:
- rekonstrukcija postojeće trafostanice 110/35 kV izgradnjom novog 110 kV postrojenja:
formiranje sabirniĉkog sistema sa dva dalekovodna, dva trafo polja, sekcionim i mjernim
poljem.
- izgradnja dva dalekovoda 110 kV AlFe 240/40 mm2 duţine 0.5 km do 110 kV
dalekovoda Nikšić - Bileća, ĉime bi se formiralo prikljuĉenje po principu »ulaz - izlaz«
Oĉekivani benefiti:
- ispunjenost n-1 kriterijuma na ovoj lokaciji u 110 kV mreţi
- obezbjeĊivanje sigurnijeg, pouzdanijeg i kvalitetnijeg napajanja potrošaĉa na podruĉju
Vilusa
- omogućavanje izgradnje 110 kV dalekovoda Vilusi – H.Novi kojim bi se ukinula
zavisnost od napajanja 110 kV transformatorskih stanica u Crnoj Gori iz susjedne
prenosne mreţe (BiH)
8-50
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-29 – Tokovi snaga nakon proširenja i povezivanja TS Vilusi po principu ulaz/izlaz na dalekovod TS
Nikšić – TS Bileća
3.
Izgradnja 110 kV DV Vilusi - Herceg Novi
Napajanje podruĉja Herceg Novog i Tivta se realizuje preko interkonektivnog 110 kV DV
Trebinje (BA) – H.Novi (ME) AlFe 150/25 mm2. Ovaj dalekovod izgraĊen je 1968. godine i
uglavnom je visoko opterećen u toku ĉitave godine. U postojećem stanju ovaj dalekovod se
preopterećuje u sluĉajevima ispada 400 kV dalekovoda TS Trebinje – TS Podgorica ili 220 kV
dalekovoda Trebinje – Perućica, pa se moraju preduzimati dispeĉerske akcije sekcionisanja
mreţe i prelaska na napajanje Herceg Novog i Tivta ostrvski, iz pravca Trebinja. U cilju
rješavanja problema sa preopterećenjem ovog dalekovoda kao i ukidanja zavisnosti od
napajanja iz susjedne drţave potrebno je izgraditi 110 kV dalekovod Vilusi – H.Novi ĉime bi se
zatvorio 110 kV prsten unutar Crne Gore. TakoĊe, izgradnjom ovog dalekovoda u znaĉajnoj
mjeri se rasterećuje 110 kV pravac HE Perućica – TS Podgorica 1.
U ljetnjem reţimu se moţe oĉekivati sniţenje napona u TS H.Novi (ali u dozvoljenim
granicama), u sluĉaju ispada jednog od dalekovoda iz H.Novi, ali samo do puštanja u pogon TS
400/110 kV Lastva, nakon ĉeka se i taj problem eliminiše.
Obim radova:
- izgradnja dva 110 kV DV polja (u Herceg Novom i TS Vilusi)
- izgradnja dalekovoda 110 kV AlFe 240/40 mm2 duţine 35 km
Oĉekivani benefiti:
- ispunjenost n-1 kriterijuma na ovoj lokaciji u 110 kV mreţi
- obezbjeĊenje dvostranog napajanja TS H.Novi iz prenosne mreţe Crne Gore
- rasterećenje 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1
- pouzdano snabdijevanje potrošnje
8-51
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-30– Uticaj izgradnje 110 kV dalekovoda H.Novi – Vilusi na rasterećenje 110 kV mreže Crne Gore
4.
Rekonstrukcija 110 kV DV Nikšić - Vilusi (povećanje kapaciteta dalekovoda
na 240mm2)
Izgradnja prenosne mreţe u Crnoj Gori poĉela je 1955 godine izgradnjom DV 110 kV Nikšić Bileća u duţini od 56.1 km koji je pušten u pogon godinu dana kasnije, te predstavlja najstariji
dalekovod u prenosnoj mreţi Crne Gore. Ovaj dalekovod izgraĊen je sa provodnim uţetom Cu
120 mm2 i preko njega se napaja TS 110/35 kV Vilusi koja je povezana na ovaj dalekovod preko
krute veze. Kao najstariji dalekovod u prensonoj mreţi Crne Gore ovaj dalekovod karakteriše
veliki broj ispada u toku godine kao i dugaĉko vrijeme trajanja kvarova koji ostavljaju bez
napajanja potrošnju Vilusa. Imajući u vidu da je predviĊeno proširenje TS 110/35 kV Vilusi i
njeno povezivanje na 110 kV dalekovod Nikšić – Bileća po principu ulaz/izlaz kao i izgradnja
110 kV dalekovoda Vilusi – Herceg Novi, potrebno je uraditi kompletnu rekonstrukciju
dalekovoda Nikšić – Vilusi cilju povećanja njegove prenosne moći sa postojećih 78.1 MVA na
122.9 MVA i to izgradnjom novog 110 kV dalekovoda AlFe 240/40 mm2 na postojećoj trasi
(zamjenom stubova i provodnog uţeta) ĉime bi se sprijeĉila zagušenja na ovom vodu kao i
povećala pouzdanost njegovog rada. Jedan dio trase ovog dalekovoda od TS Nikšić do naselja
Grebice biće rekontruisan u toku realizacije projekta izmeštanja tog dijela trase iz podruĉja
naselja Dragova Luka koja je u velikoj mjeri zaposjednuta stambenim i drugim objektima, tako
da je preostalo izvršiti rekonstrukciju dijela trase od Grebica do TS Vilusi u duţini od oko 32 km.
Obim radova:
o izgradnja novog 110 kV dalekovoda AlFe 240/40 mm2 na postojećoj trasi (zamjenom
stubova i provodnog uţeta) u duţini od 32 km ;
Glavni ciljevi ovog projekta su:
- Povećanje pouzdanosti napajanja podruĉja Vilusi
- Smanjenje broja kvarova i njihovog trajanja
- Otklanjanje zagušenja u 110 kV mreţi
5.
Izgradnja TS 110/10 kV Nikšić 2 (Kliĉevo) sa prikljuĉnim dalekovodima 110
kV
Podruĉje grada Nikšića se napaja elektriĉnom energijom iz TS 110/35 kV Nikšić koja je
izgraĊena 1956 godine. TS Nikšić imala je u poĉetku transformaciju od tri monofazne jedinice
po 10 MVA , kasnije proširena trofaznom jedinicom 31.5 MVA. Veoma brz porast potrošnje
elektriĉne energije i snage, doveo je do toga da je u toku 2008. godine postojeći trafo 31.5
MVA koji je bio lošijih karakteristika zamijenjen novim snage 63 MVA tako da je sada ukupna
8-52
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
snaga transformacije 94 MVA (30+63) MVA. Pored toga, u zimskim reţimima vršnog
opterećenja u distributivnom podruĉju Nikšić nema dovoljno rezerve u transformaciji za
napajanje uţeg gradskog podruĉja. TakoĊe, postojeća 110/35 kV TS Nikšić, kao najstarija
transformatorska stanica u Crnoj Gori, zahtijeva rekonstrukciju pa samim tim i izgradnju još
jedne napojne taĉke grada Nikšića. Lokacija postojeće 35/10 kV TS Kliĉevo moţe se u
potpunosti iskoristiti za izgradnju nove 110/10 kV TS Kliĉevo (trenutni prostor omogućava
izgradnju 4 dalekovodna i 2 transformatorska polja) kojom bi se riješio nedostatak kapaciteta u
transformaciji i rasteretile 35 kV transformatorske stanice Bistrica i Trebjesa.
Ispitane su dvije opcije prikljuĉenja:
Obim radova – Opcija 1:
- izgradnja nove TS 110/10 kV 2x40 MVA
- izgradnja 110 kV kabla iz TS Nikšić duţine oko 4.5 km
- izgradnja tri 110 kV dalekovodna polja u TS Kliĉevo (jedno polje za EVP Nikšić), dva
transformatorska polja 110 kV, spojno i mjerno 110 kV polje
Slika 8-31 – Povezivanje TS Kličevo 110/10 kV – Opcija 1
Obim radova – Opcija 2:
- izgradnja nove TS 110/10 kV 2x40 MVA
- povezivanje nove TS Kliĉevo na prenosnu mreţu po principu ulaz/izlaz na postojeći 110
kV DV HE Perućica - TS Nikšić izgradnjom dva voda u duţini od 2 km (dio trase oba
voda će biti uraĊen kablovski u duţini od 1.5 km)
- izgradnja ĉetiri 110 kV dalekovodna polja u TS Kliĉevo (jedno polje za EVP Nikšić), dva
transformatorska polja 110 kV, spojno i mjerno 110 kV polje
8-53
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-32 – Povezivanje TS Kličevo 110/10 kV – Opcija 2
Do podizanja TS Brezna na 110 kV naponski nivo, 35 kV vezu prema Breznama je moguće
ostvariti nakon izgradnje TS 110/10 kV Kliĉevo na slijedeće naĉine:
o povezivanjem postojećeg voda Kliĉevo – Brezna na 35 kV kabl Trebjesa – Kliĉevo
(realizacija u nadleţnosti ED Nikšić)
o dio trase od Grebica ka Breznima povezala bi se sa izmještenim dijelom dalekovoda TS
Nikšić – Grebice, koji bi radio na 35 kV naponu i napajao pravac prema Breznima dok
se Brezna ne podigne na 110 kV dok bi se TS Kliĉevo povezalo sa TS Vilusi
Imajući u vidu da su dijelovi buduće trase 110 kV kabla iz TS Nikšić do TS Kliĉevo već ucrtani u
planska dokumenta opštine Nikšić kao i da su izlaskom na teren utvrĊene objektivne teškoće
oko realizacije povezivanja po principu ulaz/izlaz na dalekovod Perućica – Nikšić (opcija 2) koja
se jedino moţe obaviti prelaskom reke Graĉanice vazdušnim stubovima u duţini od dva
raspona u prvom dijelu trase dok bi se u drugom dijelu trase morao izvršiti prelaz sa vazdušnog
na kablovski vod usljed veoma velike zaposednutosti ovog dijela stambenim objektima, opcija 1
je odabrana kao tehniĉki izvodljivija.
Oĉekivani benefiti:
- poboljšanje kvaliteta isporuĉene elektriĉne energije
- smanjenje gubitaka u prenosnoj i distributivnoj mreţi
- povećanje snage u transformaciji
- sigurnije i pouzdanije napajanje regiona Nikšića
Na osnovu rezultata analize tokova snaga u regionu ED Nikšić u reţimima sa i bez TS 110/10
kV Kliĉevo izvedeni su sljedeći zakljuĉci iz kojih se jasno vide tehniĉki i ekonomski kriterijumi
opravdanosti njene izgradnje:
- ulaskom 110/10(20) kV TS Kliĉevo u pogon opterećenost 35/10 kV transformatora u TS
Bistrica i TS Trebjesa, koje je iznosilo i preko 100% od nominalne vrijednosti, se
smanjuje na oko 60% opterećenosti u reţimima zimskog maksimuma
- mogućnost sekcionisanja vazdušne i kablovske 10 kV mreţe u gradskom podruĉju
Nikšića
- uoĉava se znaĉajan pad gubitaka u mreţi ED Nikšić, ukupno smanjenje gubitaka na
godišnjem nivou je procijenjeno na oko 2212 MWh
- PredviĊeni naĉin povezivanja TS Kliĉevo uvaţava maksimalno iskorišćenje postojeće
infrastrukture mreţe kao i mogućnosti za buduće povezivanje planiranih proizvodnih
kapaciteta u regionu
8-54
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
6.
Izgradnja dalekovoda 110 kV Virpazar-Ulcinj
Podruĉje grada Ulcinja se napaja iz TS 110/35 kV Ulcinj (Kodre) preko jednog 110 kV i jednog
35 kV dalekovoda iz TS 110/35 kV Bar. Izgradnjom 110 kV dalekovoda TS Virpazar – TS Ulcinj
bi se omogućilo dvostrano napajanje TS Ulcinj, ĉime bi se osigurao (n-1) kriterijum sigurnosti
napajanja i time povećao nivo snabdijevanja potrošnje.
Ovo bi imalo pozitivan podsticaj za oĉekivani razvoj regiona i potencijalne investicije koje se
oĉekuju u regionu Ulcinja (npr. novi kompleks hotela Velika plaţa). Uporedo sa ovim projektom,
oĉekuje se i rekonstrukcija dalekovoda ka TS Virpazar iz pravca TS Podgorica 2 i TS Bar, te
povećanje presjeka provodnika sa 150 mm2 na 240 mm2.
Obim radova:
- izgradnja novog 110 kV dalekovoda AlFe 240/40 mm2 Virpazar-Ulcinj, duţine 30 km
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog polja u TS Ulcinj
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog polja u TS Virpazar
Oĉekivani benefiti:
- smanjenje gubitaka
- pouzdano snabdijevanje potrošnje
- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika
- rasterećenja postojećih transformacija 35/10 kV
- osiguranje (n-1) kriterijuma sigurnosti u okolini TS Ulcinj, na 110 kV naponskom
nivou
- mogućnost prikljuĉenja VE Moţura (ulazak u pogon predviĊen u 2014. godini) po
principu ulaz/izlaz
Analizom tokova snaga i naponskih prilika u regionu kao i analizom gubitaka i nivoa
neisporuĉene elektriĉne energije u regionu ED Ulcinj u varijantama sa i bez predmetnog
dalekovoda izvedeni su sljedeći zakljuĉci kojima se potvrĊuje opravdanost izgradnje dalekovoda
kojim bi se omogućilo dvostrano napajanje TS 110/35 kV Ulcinj:
- zadovoljen n-1 sigurnosni kriterijum napajanja
- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika u distributivnoj mreţi ED Ulcinj
- Smanjenje gubitaka na godišnjem nivou ulaskom u pogon predmetnog dalekovoda je
procijenjeno na 6510 MWh
- Kao posljedica povećanja pouzdanosti rada mreţe nivo neisporuĉene elektriĉne energije
usljed ispada na nivou godine je smanjen za 1162 MWh
Naĉin povezivanja je prikazan na slici:
8-55
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-33 – Tokovi snaga nakon izgradnje 110 kV DV Virpazar – Ulcinj
7.
Revitalizacija i rekonstrukcija 110 kV dalekovoda (zamjena provodnika,
izolatorskih lanaca i zaštitnih uţadi)
Razvoj prenosne mreţe u narednom periodu prilagoĊavan je, razvoju industrije (posebno
izgradnji Kombinata aluminijuma, rekonstrukcijama i modernizacijama Ţeljezare ) razvoju
turizma i povećanju standarda stanovništva (rast distributivne potrošnje) i ukljuĉivanju novih
izvora elektriĉne energije u sistem ( HE Piva – 1976 godine i TE Pljevlja 1982 godine).
Eksploatacioni uslovi
U toku eksploatacionog perioda nije bilo duţih perioda preopterećivanja nekog od dalekovoda
koji su mogli izazvati ozbiljne deformacije provodnika zbog pregrijavanja, iako treba istaći da je u
ljetnjem periodu pri izrazito visokim temperaturama okoline, posebno na podruĉju Podgorice sa
okolinom, dolazilo do znatnog povećanja ugiba provodnika.
Do povremenih kratkotrajnih preopterećenja dolazilo je na vodovima 110 kV preko kojih se
napaja crnogorsko primorje u odreĊenim havarijskim situacijama ĉešće u zimskom nego u
ljetnjem periodu, takoĊe bez posljedica. Zabiljeţena su takoĊe kraća preopterećenja i DV 220
kV Podgorica 1 – Pljevlja 2, kod ispada ili iskljuĉenja 400 kV veze Pljevlja –RibarevinePodgorica posebno prilikom toka energije od sjevera prema centralnom i juţnom dijelu
Republike. Ni ova preopterećenja nijesu ostavila trajne posljedice na provodnike.
Naprezanja dalekovodne opreme od prenapona atmosferskog porijekla su veoma izraţena zbog
kraških karakteristika terena u srednjem i juţnom dijelu Crne Gore, kojima se proteţe dobar dio
dalekovodne mreţe, a na kojima nema uslova za ostvarivanje dobrog uzemljenja. Najĉešće
stradaju izolatori, zatim nešto rjeĊe zaštitna i provodna uţad.Ni ovi kvarovi uglavnom ne
ostavljaju trajne posljedice na opšte stanje dalekovoda, jer se odmah otklanjaju zamjenom
izolatora i spajanjem ili zamjenom provodnika. Povremene pojave nepovoljnih vremenskih uslova
u pojedinim podruĉjima imale su za posljedicu teške havarije na nekoliko dalekovoda zbog kojih
su bili van pogona u duţem periodu, i velike zahvate na sanacijama ili rekonstrukcijama pojedinih
dionica.
Osnovni parametar koji karakteriše stanje postojeće prenosne mreţe u Crnoj Gori je izrazito
velika starost objekata prenosne mreţe (preko 30 godina), odnosno opreme ugraĊene u njima, a
samim tim i zastarjelost i visoka amortizovanost iste. Iz ovoga proizilazi da je pouzdanost opreme
ĉesto nezadovoljavajuća ili su njene tehniĉke karakreristike ispod nivoa potreba koje se nameću
8-56
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
u toku prenosa elektriĉne energije. Zbog toga je potrebno u narednom periodu izvršiti
revitalizaciju postojećih vodova kroz zamjenu provodnika, zaštitnih uţadi, izolatora.
U okviru ovog projekta predloţena je i rekonstrukcija 110 kV dalekovoda HE Perućica – TS
Danilovgrad – TS Podgorica 1.
Dalekovod 110 kV AlFe 150/25 mm2 HE Perućica – TS Danilovgrad – TS Podgorica 1 je
izgraĊen i pušten u pogon 1959.godine (prenosna moć je 89.5 MVA). Na ovom 110 kV pravcu
nalaze se još dva 110 kV dalekovoda koja direktno povezuju HE Perućica i TS Podgorica 1. U
zimskim reţimima i pri maksimalnoj angaţovanosti HE Perućica u analiziranom reţimu za 2012.
godinu, opterećenost dalekovoda na ovom pravcu iznosi preko 60%, dok prilikom ispada jednog
od dva pomenuta dalekovoda koji povezuju HE Perućica i TS Podgorica 1 dolazi do veoma
visokih opterećenja (oko 100%) na dalekovodu HE Perućica – TS Danilovgrad. Uzimajući u
obzir ĉinjenicu da je 2012. godine planirano puštanje u pogon novog generatora G8 u HE
Perućica instalisane snage 58.5 MW, kao i da je izvjesna izgradnja VE Krnovo, mHE Šavnik i
mHE Pluţine, koje će, u prvoj fazi priklĉjuĉenja biti spojene na 110 kV mreţu, 110 kV dalekovod
HE Perućica – TS Danilovgrad – TS Podgorica 1 je potrebno rekonstruisati kako bi se izbjegla
zagušenja na ovom veoma opterećenom 110 kV pravcu (pri punom angaţovanju HE Perućica),
koja se pojavljuju u analiziranim zimskim reţimima već od 2012. godine. Rekonstrukcija ovog
dalekovoda u cilju povećavanja njegove prenosne moći izvršila bi se:
o izgradnjom novog 110 kV dalekovoda AlFe 240/40 mm2 na postojećoj trasi (zamjenom
stubova i provodnog uţeta) ili
o ugradnjom specijalnog tipa provodnog uţeta i zadrţavanjem postojećih tipova stubova
Slika 8-34 - Opterećenje 110 kV dalekovoda Danilovgrad – Perućica, nakon ispada 110 kV DV Perućica –
Podgorica
Glavni ciljevi projekta:
 obezbjeĊivanje pouzdanog i sigurnog snabdijevanja potrošaĉa elektriĉnom energijom
 Rješavanje zagušenja na 110 kV pravcu HE Perućica - TS Podgorica 1
 Povećanje prenosne moći na 110 kV pravcu HE Perućica - TS Podgorica 1
 Povećavanje pouzdanosti rada dalekovoda
8-57
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.5.3 Analiza planirane topologije za 2014. godinu
Nakon uoĉenih problema u mreţi u 2014. godini za karakteristiĉne reţime zimskog i ljetnjeg
maksimuma u sluĉaju ulaska u pogon planiranih proizvodnih objekata i velikih potrošaĉa kao i
definisanih kandidata za pojaĉanje prenosne mreţe u okviru ovog poglavlja detaljno su
analizirane karakteristike prenosne mreţe Crne Gore sa stanovišta opterećenja elemenata,
gubitaka u prenosnoj mreţi, naponskih prilika i N-1 kriterijuma sigurnosti.
8.5.3.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
U analiziranoj 2014. godini su dalekovodi naponskog nivoa 400 i 220 kV i dalje slabo
opterećeni, dok se na 110 kV naponskom nivou mogu se uoĉiti slijedeće karakteristike mreţe:
:
 za maksimalan zimski reţim
 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je znaĉajno rasterećen (oko 61%
od termiĉke granice voda) u odnosu na analizirani reţim bez 110 kV dalekovoda TS
Vilusi – TS Herceg Novi kao i u odnosu na prethodne analizirane godine
 Nakon ulaska u pogon 110 kV DV TS Vilusi – TS H.Novi uoĉava se znaĉajno
povećanje opterećenosti na 110 kV dalekovodu TS H.Novi – TS Tivat koju prati
smanjenje opterećenosti 110 kV pravaca iz Podgorice prema Budvi iz razloga što
jedan dio potrebne snage za napajanje TS Budva dolazi upravo iz pravca Tivta
 Visoka opterećenost 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 usljed ulaska u
pogon novih proizvodnih objekata VE Krnovo, HE Šavnik i HE Pluţine i visokog
angaţovanja HE Perućica u zimskim reţimima. Treba istaći da je rekonstrukcijom
110 kV DV Perućica – TS Danilovgrad – TS Podgorica 1 smanjena opterećenost
ovog dalekovoda na oko 60% od termiĉke granice, a takoĊe se znaĉajna snaga iz
regiona Nikšića prenosi u primorski dio preko novog 110 kV DV TS Vilusi – TS
Herceg Novi i time rasterećuje 110 kV pravac Perućica – Podgorica 1. DV 110 kV TS
Trebinje – TS Herceg Novi je kritiĉno opterećen (oko 85% od termiĉke granice).
Opterećenost ovog dalekovoda praktiĉno zavisi od ukupne potrošnje u TS Herceg
Novi i TS Tivat koje se praktiĉno kompletno napajaju iz TS Trebinje i koja je
zabiljeţila znaĉajan porast u odnosu na prethodnu godinu imajući u vidu da će se
preko TS 110/35 kV Tivat obezbijediti prikljuĉak velikog potrošaĉa marine „Porto
Montenegro“ kao i napajanje izgradnje hotelskog kompleksa „Luštica Development“
na poluostrvu Luštica.
 Ulaskom u pogon 110 kV DV TS Vilusi – TS Herceg Novi, i 110 kV DV TS Virpazar –
TS Ulcinj znaĉajno su se popravile naponske prilike u ĉitavoj prenosnoj mreţi, a
naroĉito u primorju, što je direktna posljedica naponske podrške koju TS Ulcinj i TS
H. Novi dobijaju preko tih veza.
 za maksimalan ljetnji reţim
 U analiziranom reţimu ljetnjeg maksimuma 110 kV dalekovod TS Herceg Novi – TS
Tivat je opterećen oko 73% od termiĉke granice usljed znaĉajno povećanog
opterećenja u TS Tivat (modelovano 44 MW vršnog opterećenja objekata „Porto
Montenegro“ i „Luštica Development“)
 Usljed smanjenog angaţovanja HE Perućica (HE Šavnik i Pluţine nijesu
anagaţovane) u ljetnjem reţimu 110 kV pravac HE Perućica – TS Podgorica 1 nije
znaĉajno opterećen
 Kao i u prethodnim godinama uoĉavaju se znaĉajne opterećenosti 110 kV veza
Podgorica 2 – Virpazar i TS Podgorica 2 – TS Budva koje povezuju podruĉje
Podgorice (kao napojne taĉke) i primorske dijelove Crne Gore. Usvajajući
8-58
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine

pretpostavku da VE Moţura u ovom reţimu nije angaţovana modelovan je
najkritiĉniji reţim sa stanovišta opterećenosti ovih 110 kV veza
U normalnom pogonskom stanju su svi naponi u dozvoljenim granicama, ali su na
primorju gotovo u svim ĉvorištima naponi ispod svoje nominalne vrijednosti naroĉito
u TS Tivat i TS Kotor, kao i TS Ulcinj i TS Bar (mali angaţman HE Perućica uz
istovremeno visoko opterećenje TS Ulcinj i TS Tivat).
8.5.3.2 Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-19 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirani reţim.
Tabela 8-19 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Zima 2014.
Ljeto 2014
Proizvodnja Potrošnja Gubici Proizvodnja Potrošnja Gubici
MW
MW
MW
MW
MW
MW
807
863
25.2
479
782
20.7
Ukupni gubici u prenosnoj mreţi EES Crne Gore iznose 25.2 MW (2.9% u odnosu na ukupnu
potrošnju Crne Gore) za zimski i 2.7%, odnosno 20.7MW za ljetnji reţim. Poredeći sa gubicima
iz 2013. godine uoĉava se povećanje gubitaka i u apsolutnim jedinicama i u procentima od
ukupnog opterećenja, što je posljedica prije svega ulaska u pogon novih proizvodnih objekata i
njihovo povezivanje na 110 kV naponskom nivou.
8-59
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.5.3.3 Analiza prenosne moći i zagušenja
Analizom sigurnosti (N-1) kriterijum sigurnosti u zimskom reţimu opterećenja se uoĉava se je
broj kritiĉnih elemenata u prenosnoj mreţi nakon kritiĉnih ispada znaĉajno smanjen u odnosu
na reţim bez planiranih pojaĉanja, kao i u odnosu na analizirani reţim u prethodnoj godini
(Tabela 8-20). Treba istaći da su u ovom reţimu uoĉena dva kritiĉna ispada koji dovode do
preopterećenja:
 110 kV DV TS H.Novi – TS Trebinje se preopterećuje u sluĉaju ispada 110 kV DV
TS Vilusi – TS H.Novi
 110 kV DV TS H.Novi – TS Tivat se preopterećuje u sluĉaju ispada 400 kV DV TS
Podgorica 2 - TS Trebinje
 U sluĉajevima ispada jedne od 110 kV veza primorja sa Podgoricom (dalekovodi TS
Podgorica 2 – TS Budva, TS Podgorica 2 – TS Cetinje, TS Podgorica 2 – TS
Virpazar) dolazi do kritiĉnih opterećenja (preko 90% od termiĉke granice voda) na
dalekovodu TS H.Novi – TS Tivat.
Imajući u vidu da je u 2015. godini planiran ulazak u pogon TS 400/110 kV Lastva kao i
izgradnja 110 kV veze TS Lastva – TS Kotor kojim će se sistemski riješiti navedeni problemi u
ovom dijelu 110 kV mreţe primorja, navedena preopterećenja je do momenta izgradnje TS
Lastva potrebno rješavati sekcionisanjem u 110 kV mreţi nakon kritiĉnih ispada i to
iskljuĉivanjem 110 kV DV TS Herceg Novi – TS Tivat.
Uoĉena preopterećenja 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 u reţimu polazne
konfiguracije za 2014. godinu bez predloţenih pojaĉanja u mreţi se rješavaju nakon realizacije
projekta rekonstrukcije 110 kV dalekovoda HE Perućica – TS Danilovgrad – TS Podgorica 1
povećanjem prenosne moći na 122.9 MVA, ali su opterećenja na ovom pravcu i dalje kritiĉna
(oko 90%) u sluĉaju ispada jednog od tri povezna dalekovoda. Treba napomenuti da je analiza
N-1 kriterijuma sigurnosti uraĊena na najkritiĉnijem sluĉaju sa stanovišta opterećenosti ovog
pravca (svi novi proizvodni objekti VE Krnovo, HE Šavnik i HE Pluţine kao i HE Perućica su
maksimalno angaţovani).
Tabela 8-20 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti - zimski režim 2014.
Napon
(kV)
Ispad elementa
110
HE Perućica –
Podgorica 1 (1)
110
Vilusi – Herceg Novi
110
Podgorica 2 – Budva
110
Podgorica 2 – Cetinje
110
Podgorica 2 - Virpazar
400
Podgorica 2 – Trebinje
Sn
(MVA)
S
(MVA)
I/In(%)
HE Perućica –
Podgorica 1 (2)
122.9
119.7
90.4
H.Novi - Trebinje
89.5
89.2
101.3
H.Novi - Tivat
89.5
79.4
91.2
H.Novi - Tivat
89.5
78.8
90.4
H.Novi - Tivat
89.5
80.3
92.3
H.Novi - Tivat
89.5
88.0
100.2
Preopterećen element
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
U ljetnjem reţimu analiza pokazuje da i pored znaĉajnog poboljšanja sigurnosti rada 110 kV
mreţe u zapadnom dijelu primorja (sa modelovanom potrošnjom prema zahtjevima velikih
potrošaĉa „Porto Montenegro“ i „Luštica Development“) dolazi do slijedećih preopterećenja:
 110 kV pravca TS Podgorica 2 – TS Budva – TS Tivat nakon ispada dalekovoda TS
H.Novi – TS Tivat
 110 kV dalekovoda TS Herceg Novi – TS Tivat nakon ispada 110 kV voda TS Budva –
TS Tivat
8-60
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
110 kV dalekovoda TS Podgorica 2 – TS Budva nakon ispada 110 kV voda TS
Podgorica 2 – TS Cetinje i TS Podgorica 2 – TS Virpazar
Treba imati u vidu da prognozirana potrošnja TS Tivat i TS Kotor zajedno sa vršnom potrošnjom
objekata „Porto Montenegro“ i „Luštica Development“ iznosi 79 MW i 30 MVAr ili oko 85 MVA u
modelovanom ljetnjem maksimumu za 2014. godinu. Prenosna moć 110 kV dalekovoda TS
Herceg Novi – TS Tivat i TS Budva – TS Tivat preko kojih se ova potrošnja napaja iznosi 89.5
MVA tako da dolazi do preopterećenja ovih vodova ukoliko doĊe do ispada jednog od njih, ali i u
sluĉajevima drugih kritiĉnih ispada u mreţi. U cilju rješavanja ovog problema potrebno je ili
ograniĉiti snagu prikljuĉenja pomenutih objekata do realizacije TS 400/110 kV Lastva i izgradnje
110 kV dalekovoda Lastva – Kotor koja je predviĊena u 2015. godini ili rješavati ova
preopterećenja operativno sekcionisanjem u 110 kV mreţi.

Tabela 8-21 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti - ljetnji režim 2014
Napon
110
Ispad elementa
H.Novi – Tivat
110
H.Novi – Vilusi
110
Tivat – Budva
110
Podgorica 2 – Budva
110
Podgorica 2 – Cetinje
110
Podgorica 2 – Virpazar
Sn
(MVA)
Sn
(MVA)
I/In(%)
Tivat – Budva
89.5
84.2
106.9
Podgorica 2 – Budva
89.5
85.6
103.5
H.Novi – Trebinje
89.5
84.2
97.8
H.Novi – Tivat
89.5
84.2
101.7
H.Novi – Tivat
89.5
78.7
94.1
H.Novi – Tivat
89.5
77.1
92.2
Podgorica 2 – Budva
89.5
84.5
100.8
H.Novi – Tivat
89.5
78.2
93.8
Budva - Bar
89.5
72.5
94.6
Podgorica 2 – Budva
89.5
85.4
102.2
Preopterećen element
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110
kV DV
110 kV
DV
110
kV DV
Konaĉna topologija za 2014. godinu je prikazana na sljedećoj slici (Slika 8-35).
8-61
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2, 3
7
4
5
1
6
Slika 8-35 – Konačna topologija za 2014. godinu
8-62
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2015
8-63
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.6 2015. godina
8.6.1 Polazna konfiguracija mreţe
Kao polazna osnova za analizu mreţe i potrebnih pojaĉanja posluţili su:
 Topologija mreţe iz 2014. godine
 Ugovor o izgradnji DC Kabla Crna Gora – Italija, gdje se oĉekuje da u u toku 2015.
godine pogonu budu sljedeći elementi prenosne mreţe:
- Transformatorska stanica 400/110 kV, 2x300 MVA u Lastvi Grbaljskoj i povezivanje
sa dalekovodom TS Podgorica 2 – TS Trebinje (BA) po principu „ulaz-izlaz“
- UvoĊenje 110 kV DV TS Budva – TS Tivat u TS Lastva Grbaljska po principu
ulaz/izlaz
- Maksimalno opterećenje kabla, do izgradnje 400 kV DV Lastva Grbaljska – Pljevlja,
500MW
 Prikljuĉenje velikog potrošaĉa Porto Montenegro snage 15.75MW (2MW više nego u
2014. godini)
 Sljedeća faza prikljuĉenja potrošaĉa u TS Ulcinj (hotelski kompleksi) - 30MW
 Dalekovodi 110 kV H.Novi (ME) – Trebinje (BA) i Vilusi (ME) – Bileća (BA) su u pogonu
u oba reţima (ljeto i zima) do ulaska u pogon TS 400/110 kV Lastva. Nakon toga će biti
u pogonu po potrebi.
Na slici (Slika 8-36) prikazan je stepen opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu zimskog maksimuma bez neophodnih pojaĉanja sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:

110 kV dalekovod TS Lastva – TS Tivat je opterećen oko 70% svoje prenosne moći.

Visoka opterećenost 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 usljed visoke
angaţovanosti HE Perućica kao i usljed ulaska u pogon VE Krnovo, HE Šavnik i HE
Pluţine i njihovog povezivanja na 110 kV mreţu u regionu Nikšića, pri ĉemu je 110 kV
dalekovod HE Perućica – TS Danilovgrad opterećen preko 70% od svoje prenosne moći
Slika 8-36- Stepen opterećenosti elemenata prenosne mreže Crne Gore bez planiranih pojačanja u režimu
zimskog maksimuma 2015. godine
Kod analize N-1 kriterijuma sigurnosti se moţe konstatovati da se ni jedan elemenat ne
opterećuje preko 100% svoje termiĉke granice, ali da su kritiĉni pravci:
 DV 110 kV od HE Perućica - TS Podgorica 1, kada se ti dalekovodi, za ispad jednog od
dva 110 kV dalekovoda HE Perućica – TS Podgorica 1, opterećuju oko 90% svoje
termiĉke granice.
8-64
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine


Kao posljedica ispada 400 kV dalekovoda TS Ribarevine – TS Pljevlja, moţe se
oĉekivati visoka opterećenost 110 kV dalekovoda TS Mojkovac – TS Ribarevine iz
razloga što se dio snage iz TS Pljevlja sa 400 kV naponskog nivoa plasira kroz 220 kV
mreţu do TS Mojkovac i djelimiĉno kroz 110 kV mreţu od TS Mojkovac ka TS
Ribarevine (gdje se zatvara petlja na 400 kV naponski nivo i energija plasira prema TS
Podgorica 2, odnosno ka DC kablu).
Ispad 400 kV DV Lastva – Trebinje (BA) uzrokuje preopterećenje 110 kV dalekovoda TS
H. Novi – TS Tivat i TS H. Novi – TS Trebinje (BA). Ovaj problem se prevazilazi
sekcionisanjem mreţe 110 kV u TS H. Novi, do trenutka ulaska u pogon 400 kV
dalekovoda TS Lastva – TS Pljevlja.
Na slici (Slika 8-37 ) prikazan je stepen opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu ljetnjeg maksimuma bez neophodnih pojaĉanja sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:
 110 kV dalekovod TS Lastva – TS Budva opterećen 66% od svoje termiĉke granice.
 110 kV dalekovod TS Lastva – TS Tivat opterećen oko 65% od svoje termiĉke granice
Slika 8-37- Stepen opterećenosti elemenata prenosne mreže bez planiranih pojačanja u režimu ljetnjeg
maksimuma 2015. godine
Najkritiĉniji ispadi u analizi N-1 kriterijuma sigurnosti za ljetnji reţim su:
a) Ispad 110 kV dalekovoda TS Virpazar – TS Podgorica 2 dovodi do preopterćenja:
 110 kV DV Lastva – TS Budva (123%) i
 TS Budva – TS Bar (129%) sopstvene termiĉke granice
b) Ispad 110 kV dalekovoda TS Budva – TS Bar dovodi do preopterćenja:
 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Virpazar (124%)
To je direktna posljedica opterećenja TS Virpazar, Bar i Ulcinj ukupne snage oko 100MW
(ukoliko se realizuje predviĊena izgradnja smještajnih kapaciteta u Ulcinju oko 30MW u ljetnjoj
sezoni), pri ĉemu se pomenute transformatorske stanice napajaju iz pravca TS Budva i TS
Podgorica2 preko dva 110 kV dalekovoda presjeka 150/25mm2, kapaciteta 89MVA. Ispadom
jednog od dva dalekovoda, drugi se preopterećuje za oko 24-28%.
8-65
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore sa investicionim planom do 2020. godine
8.6.2 Kandidati za pojaĉanja mreţe
Na osnovu rezultata dobijeni analizom tokova snaga, kao i zahtjevima za prikljuĉenje novih
velikih potrošaĉa i proizvodnih objekata, formirana je lista kandidata za pojaĉanje mreţe
(Tabela 8-22). U tabeli su prikazani svi projekti koji su potrebni u mreţi kako bi se otklonili
problemi uoĉeni u ciljnoj godini.
Nakon rekonstrukcije DV 110 kV Lastva Grbaljska – Budva i puštanja u pogon DV 110 kV
Lastva – Grbaljska – Kotor, ne postoji potreba da 110 kV DV H.Novi – Trebinje i Vilusi – Bileća
bude u pogonu.
Tabela 8-22 - Projekti koji ulaze u pogon u toku 2015. godine
PROJEKAT
KRATAK OPIS
GLAVNI CILJEVI
- prvenstveno interkonektivna veza Crne
Gore i Italije podmorskim kablom
- smanjenje gubitaka
- pouzdano snabdijevajne potrošnje u
primorskom dijelu Crne Gore
- poboljšanje naponsko-reaktivnih prilika
- rasterećenje prenosnih kapaciteta ka
primorju
Izgradnja transformatorske stanice
400/110 kV, 2x300 MVA u Lastvi
Grbaljskoj i povezivanje sa
dalekovodom Podgorica 2-Trebinje po
principu »ulaz-izlaz«
- TS 400/110 kV Lastva 2 (2x300 MVA)
- dva 400 kV dalekovoda duţine po 30 km (2x30
km)
Rekonstrukcija 110 kV DV Budva - Tivat
i njegovo uvoĎenje u TS Lastva
Grbaljska po principu ulaz/izlaz
- izgradnja 110 kV DV iz TS Lastva do postojeće
trase Tivat - Budva (2 x 1.5 km)
- povećavanje prenosne moći 110 kV veza iz
TS Lastva Grbaljska
- smanjenje gubitaka
- pouzdano snabdijevanje potrošnje u
primorju
Izgradnja dvosistemskog 110 kV DV
duţ planiranog bulevara kroz Grbaljsko
Polje (110 kV DV Lastva - Kotor) sa
jednim sistemom koji se račva ka
Kotoru
- izgradnja dvosistemskog 110 kV voda u duţini
od oko 10 km do tačke odvajanja ka TS Kotor
- izgradnja 110 kV dalekovoda od tačke odvajanja
ka TS Kotor
- izgradnja 2 DV polja 110 kV
- obezbjeĎivanje sigurnijeg, pouzdanijeg i
kvalitetnijeg napajanja potrošača područja
Kotora, Tivta i Luštice
- bolje naponsko reaktivne prilike
- izgradnja nove TS 110/35 kV 2x31.5 MVA
- prebacivanje na 110 kV polje u TS Pljevlja 1 i
puštanje pod 110 kV napon dalekovoda PljevljaŢabljak, koji sada radi kao 35 kV dalekovod
- poboljšanje kvaliteta isporučene električne
energije
- smanjenje gubitaka u prenosnoj i
distributivnoj mreţi
- povećanje snage u transformaciji
- sigurnije i pouzdanije napajanje regiona
Izgradnja TS 110/35 kV Ţabljak sa
priključnim dalekovodima
8-66
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1.
Izgradnja transformatorske stanice 400/110 kV, 2x300 MVA u Lastvi
Grbaljskoj i povezivanje sa dalekovodom Podgorica 2-Trebinje po principu
»ulaz-izlaz«
Prvenstveno za potrebe izgradnje interkonektivne veze (podmorski kabal 400 kV DC, 1000
MVA) izmeĊu Crne Gore i Italije predviĊena je izgradnja TS 400/110 kV, 2x300 MVA Lastva
Grbaljska koja će se spojiti po principu »ulaz-izlaz« na postojeći 400 kV dalekovod Trebinje
(BA) – Podgorica (ME), pri ĉemu bi bilo potrebno izgraditi dodatnih 2x30 km 400 kV dalekovoda
od taĉke ulaz/izlaz do TS 400/110 kV Lastva. Od nove TS 400/110 kV Lastva se oĉekuje da
riješi probleme snabdijevajna potrošnje u primorskom dijelu EES Crne Gore, sa glavnom idejom
da rastereti postojeću 110 kV mreţu kojom se napaja primorje iz sjevernog pravca (iz TS
Podgorica 1 i TS Podgorica 2). Imajući u vidu da je 220 i 400 kV prenosna mreţa Crne Gore
relativno slabo opterećena, kao i to da se snaga uglavnom prenosi preko 110 kV mreţe, koja
tom prilikom dobija izuzetan prenosni znaĉaj, izgradnja pomenute transformatorske stanice
uveliko pomaţe u boljem iskorišćenju 400 kV mreţe, pa samim tim i bitnom smanjenju gubitaka
u prenosnoj mreţi. Pored navedenog, kao jednu od glavnih prednosti izgradnje TS 400/110 kV
Lastva, potrebno je napomenuti da je ona dio šireg projekta prikljuĉenja pomorskog DC kabla
ka Italiji.
Obim radova:
- TS 400/110 kV Lastva 2 (2x300 MVA)
- dva 400 kV dalekovoda duţine po 30 km (2x30 km)
TS 400/110 kV Lastva
TS 110/35 kV
Kotor
TS 110/35 kV Tivat
TS 110/35 kV Budva
Lustica-ORASCOM
Slika 8-38. - Povezivanje TS Tivat 400/110 kV
Glavni ciljevi ovog projekta su:
- prvenstveno interkonektivna veza Crne Gore i Italije podmorskim kablom
- smanjenje gubitaka
- pouzdano snabdijevanje potrošnje u primorskom dijelu Crne Gore
- poboljšanje naponsko-reaktivnih prilika
- rasterećenje prenosnih kapaciteta ka primorju
PoreĊenjem rezultata analiza tokova snaga i naponskih prilika kao i analize gubitaka u
prenosnoj i distributivnoj mreţi u varijanti bez predmetne transformatorske stanice i u varijanti
sa TS 400/110 kV Lastva u pogonu izvedeni su sljedeći zakljuĉci vezani za prednosti u pogledu
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-67
sigurnosti i pouzdanosti rada mreţe nakon ulaska posmatrane transformatorske stanice u
pogon:
•
•
•
•
•
•
2.
TS 400/110 kV Lastva rasterećuje visoko opterećene 110 kV dalekovode TS Podgorica
2 – TS Budva i Podgorica 2 - Virpazar – Bar u oba analizirana reţima (zimski i ljetni
maksimum)
Ulazak u pogon TS 400/110 kV Lastva dovodi do znatnog poboljšanja naponskih prilika
u primorskim transformatorskim stanicama TS Herceg Novi, Kotor, Tivat i Budva koje
su bile ispod nominalnih vrijednosti u analiziranim reţimima bez TS Lastva.
Uoĉena kritiĉna stanja usljed ispada (n-1 analiza sigurnosti) u reţimima bez predmetne
transformatorske stanice (teška naponska stanja u regionu Bara i Ulcinja u sluĉaju
ispada dalekovoda Podgorica 2–Virpazar uz preopterećenje dalekovoda 110 kV
Podgorica 2-Budva i kritiĉno stanje usljed ispada 110 kV dalekovoda Podgorica 2 –
Budva) rješavaju se njenim ulaskom u pogon
Gubici aktivne snage u prenosnoj mreţi se smanjuju na godišnjem nivou za 26252
MWh. U distributivnoj mreţi smanjenje gubitaka iznosi 3037 MWh/god.
Smanjenje neisporuĉene elektriĉne energije kao posljedica povećane pouzdanosti rada
na nivou godine je procijenjeno na 1228.1 MWh/god
Mogućnost dvostranog napajanja TS Kotor te samim tim i prikljuĉenje Porto
Montenegro Tivat i Lustica Development a.d sa punom sngoma od 27MW i 40MW,
respektivno, kako je planirano u u narednim godinama
Rekonstrukcija 110 kV DV Budva - Tivat i njegovo uvoĊenje u TS Lastva
Grbaljska po principu ulaz/izlaz
Povezivanje nove TS Lastva Grbaljska na 110 kV naponskom nivou realizovaće se u prvoj fazi
povezivanjem na postojeći dalekovod Budva – Tivat po principu ulaz/izlaz.
Obim radova:
- Rasijecanje postojećeg DV 110 kV Budva – Tivat i izgradnja 110 kV dalekovoda do TS
Lastva Grbaljska (2 x 1.5 km, 2x240/40mm2)
Glavni ciljevi ovog projekta su:
- povezivanje nove TS Lastva Grbaljska sa 110 kV mreţom u primorju
- smanjenje gubitaka
- pouzdano snabdijevanje potrošnje u primorju
- obezbjeĊenje napajanja Budve i Bara iz TS Lastva, naroĉito u ljetnim reţimima
3.
Izgradnja dvosistemskog 110 kV DV duţ planiranog bulevara kroz Grbaljsko
Polje (110 kV DV Lastva - Kotor) sa jednim sistemom koji se raĉva ka Kotoru
U fazi povezivanja 110 kV mreţe primorja sa TS 400/110 Lastva Grbaljska realizovalo bi se
dvostrano napajanje TS Kotor i to puštanjem dvosistemskog 110 kV voda duţ planiranog
bulevara kroz Grbaljsko Polje. Dvosistemski vod bi išao do lokacije prije aerodroma i onda bi se
jedan sistem povezao sa TS Kotor dok bi se drugi sistem eventualno u sljedećoj fazi razvoja
110 kV mreţe primorja povezao sa TS Tivat. Na taj naĉin bi se dodatno opteretila TS 400/110
kV Lastva i povećala bi se pouzdanost napajanja potrošaĉa na podruĉju Kotora, poluostrva
Luštica i Tivta.
8-68
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Obim radova:
- izgradnja dvosistemskog 110 kV voda (ili kabla) u duţini od oko 15 km
- izgradnja 2 DV polja 110 kV
Oĉekivani benefiti:
- obezbjeĊivanje sigurnijeg, pouzdanijeg i kvalitetnijeg napajanja potrošaĉa podruĉja
Kotora, Tivta i Luštice
- bolje naponsko reaktivne prilike
Slika 8-39 prikazuje etapnost izgradnje predmetnog dalekovoda, pri ĉemu je potrebno
napomenuti, da nakon njegove izgradnje i puštanja u pogon, ne postoji potreba da DV 110 kV
TS H. Novi (ME) – TS Trebinje (BA) ostane u pogonu pod uslovom pune raspoloţivosti ostalih
elemenata mreţe.
Faza I: Lastva – Kotor = 15 km (dvostistemski Lastva – Aerodrom – 9.5 km, Aerodrom –
Kotor 5.7 km)
Faza II:
Aerodrom – Lustica = 5.5 km (u sluĉaju dvostranog napajanja Luštice, ili
nastavak
ka TS Tivat umjesto postojećeg Budva(Lastva)-Tivat
Slika 8-39. - Izgradnja dvosistemskog 110 kV DV duž planiranog bulevara kroz Grbaljsko Polje
Uticaj izgradnje predmetnog dalekovoda na eliminisanje zagušenja u prenosnoj mreţi Crne
Gore je prikazan na slici (Slika 8-40).
8-69
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
DV 110 kV
Lastva - Kotor
Slika 8-40. – Uticaj izgradnje dvosistemskog 110 kV DV duž planiranog bulevara kroz Grbaljsko Polje
4.
Izgradnja TS 110/35 kV Ţabljak sa prikljuĉnim dalekovodom
Podruĉje Ţabljaka i Šavnika se trenutno napaja radijalno preko 35 kV dalekovoda Pljevlja –
Ţabljak izgraĊenim kao dalekovod 110 kV sa uţetom presjeka 150/25 mm2. Za napajanje
Ţabljaka postoji i rezervni pravac napajanja iz Nikšića preko dugaĉkih 35 kV dalekovoda NikšićBrezna-Šavnik–Ţabljak. Usljed dinamiĉnog razvoja tog podruĉja kao zimskog turistiĉkog centra
potrebno je povećati kapacitet u transformaciji i obezbijediti sigurnije i pouzdanije napajanje
Ţabljaka izgradnjom TS 110/35 kV i njenim povezivanjem sa TS Pljevlja preko pomenutog
dalekovoda koji je trenutno na 35 kV naponskom nivou.
Obim radova:
- izgradnja nove TS 110/35 kV 2x31.5 MVA
- prebacivanje na 110 kV polje u TS Pljevlja 1 i puštanje pod 110 kV napon dalekovoda
Pljevlja-Ţabljak, koji sada radi kao 35 kV dalekovod
Oĉekivani benefiti:
- poboljšanje kvaliteta isporuĉene elektriĉne energije
- smanjenje gubitaka u prenosnoj i distributivnoj mreţi
- povećanje snage u transformaciji
- sigurnije i pouzdanije napajanje regiona
Analizom tokova snaga i naponskih prilika u regionu kao i analizom gubitaka i nivoa
neisporuĉene elektriĉne energije u regionu ED Ţabljak izvedeni su sljedeći zakljuĉci kojima se
potvrĊuje opravdanost izgradnje TS 110/35 kV Ţabljak:
- analizom naponsko-reaktivnih prilika u 35 kV mreţi u regionu Ţabljaka prije i poslije
puštanja u pogon TS 110/35 kV Ţabljak uoĉavaju su znatna poboljšanja naponskih
prilika na 35 i 10 kV naponskom nivou u maksimalnom zimskom reţimu u
transformatorskim stanicama preko kojih se napaja potrošnja Ţabljaka, NjegovuĊa,
Boana i Šavnika.
8-70
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
-
Ukupan nivo smanjenja gubitaka na godišnjem nivou ulaskom TS 110/35 kV Ţabljak u
pogon je procijenjen na 562 MWh
- Kao posljedica povećanja pouzdanosti rada mreţe nivo neisporuĉene elektriĉne energije
na nivou godine se smanjuje za 922.8 MWh ugradnjom predmetne transformatorske
stanice
Tokovi snaga su prikazani na slici
Slika 8-41 - Tokovi snaga nakon priključenja TS Žabljak
8.6.3 Analiza planirane topologije za 2015. godinu
Nakon uoĉenih problema u mreţi u 2015. godini za karakteristiĉne reţime zimskog i ljetnjeg
maksimuma u sluĉaju ulaska u pogon planiranih proizvodnih objekata i velikih potrošaĉa kao i
definisanih kandidata za pojaĉanje prenosne mreţe u okviru ovog poglavlja detaljno su
analizirane karakteristike prenosne mreţe Crne Gore sa stanovišta opterećenja elemenata,
gubitaka u prenosnoj mreţi, naponskih prilika i N-1 kriterijuma sigurnosti.
8.6.3.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
 za maksimalan zimski reţim
Karakteristiĉna stanja u mreţi su:
 220 kV dalekovod TS Pljevlja (ME) – TS B.Basta (RS) je znaĉajno opterećen (oko 71%
od podešene zaštite, koja je ograniĉena na 274MVA), što je posljedica puštanja DC
Kabla ME-IT u pogon
 Dalekovodi 110 kV od HE Perućice ka TS Podgorica 1 su visoko opterećeni, oko 77%
svoje termiĉke granice, što je posljedica angaţovanja mHE Šavnik i Pluţine, VE Krnovo,
te HE Perućica
 Naponi su u svim ĉvorovima prenosne mreţe u dozvoljenim granicama, pri ĉemu su
uoĉava da su se ulaskom u pogon TS 400/110 kV DV Lastva i dalekovoda TS Lastva –
TS Kotor znaĉajno popravile naponske prilike u ĉitavoj prenosnoj mreţi a naroĉito u
primorju.
8-71
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
 za maksimalan ljetnji reţim
 U analiziranom reţimu ljetnjeg maksimuma najopterećeniji je 110 kV dalekovodi TS
Lastva – TS Budva ali i TS Podgorica 1 – TS Virpazar preseka 150 mm2 (sa oko 75%
od termiĉke granice), usljed ĉinjenice da se nakon izgradnje TS 400/110 kV Lastva
Grbaljska i njenog puštanja u pogon, znaĉajan dio primorske oblasti Crne Gore se većim
dijelom snabdjeva upavo iz ove TS (oko 60% ukupne potrošnje primorja) a preostali dio
konzuma primorja preko pomenutog 110 kV DV TS Podgorica 1 – TS Virpazar
 Ulaskom u pogon 110 kV dalekovoda TS Lastva – TS Kotor znaĉajno se rasterećuje 110
kV pravac TS Lastva – TS Tivat (preko 40%)
 U normalnom pogonskom stanju su svi naponi u dozvoljenim granicama, ali su na
primorju u TS Ulcinj i TS Bar ispod nominalne vrijednosti.
 Naponsko reaktivne prilike su znaĉajno popravljene nakon ulaska u pogon TS 400/110
kV Lastva.
8.6.3.2 Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-23 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirani reţim.
Tabela 8-23 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Zima 2015.
Ljeto 2015.
Proizvodnja Potrošnja Gubici Proizvodnja Potrošnja Gubici
MW
MW
MW
MW
MW
MW
931
862
32.4
429
809.5
33.4
Ukupni gubici u EES Crne Gore u dva analizirana reţima iznose 32.4 MW (3.75%) za zimski i
33.4MW za ljetnji reţim (4.13%). Poredeći sa gubicima iz 2014. godine uoĉava se znaĉajno
povećanje gubitaka i u apsolutnim jedinicama i u procentima od ukupnog opterećenja, što je
posljedica ulaska u pogon DC Kabla ka Italiji i znaĉajnog povećanja tranzita od 500 MW kroz
prenosnu mreţu Crne Gore.
8-72
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.6.3.3 Analiza prenosne moći i zagušenja
Analizom sigurnosti (N-1) kriterijum sigurnosti u zimskom reţimu se uoĉava da je broj kritiĉnih
elemenata u prenosnoj mreţi nakon ispada smanjen u odnosu na reţim bez planiranih
pojaĉanja. Treba istaći da su u ovom reţimu uoĉena dva kritiĉna ispada koji dovode do
preopterećenja:
 110 kV DV Ribarevine – TS Mojkovac se preopterećuje u sluĉaju ispada 400 kV DV
TS Pljevlja – TS Ribarevine (93%)
Obzirom na ĉinjenicu da su u toku radovi na izgradnji 400 kV DV TS Pljevlja – TS Lastva, ovaj
problem će biti riješen izgradnjom tog dalekovoda, pa bi bilo koja investicija koja bi vodila
rješenju ovog problema bila suvišna.
 110 kV DV HE Perućica – TS Podgorica 1 se preopterećuje u sluĉaju ispada drugog
dalekovoda (opterećenje 94% termiĉke granice)
 110 kV DV H.Novi – TS Trebinje se preopterećuje u sluĉaju ispada 400 kV DV TS
Lastva – TS Trebinje (BA) (109%)
Za uoĉena preopterećenja 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1, treba napomenuti da
je analiza N-1 kriterijuma sigurnosti uraĊena na najkritiĉnijem sluĉaju, sa stanovišta
opterećenosti ovog pravca (svi novi proizvodni objekti VE Krnovo, HE Šavnik i HE Pluţine kao i
HE Perućica su maksimalno angaţovani). Ukoliko se realizuje izgradnja svih pomenutih izvora,
izgradnjom 110 kV dalekovoda TS Brezna – TS Ţabljak se ovaj problem prevazilazi (projekat
ima istu dinamiku kao i izgradnja 400 kV dalekovoda TS Lastva – TS Pljevlja).
Nakon izgradnje dalekovoda 110 kV Lastva – Kotor, 110 kV dalekovodi ka BiH (DV 110 kV TS
H.Novi – TS Trebinje i TS Vilusi – TS Bileća) se mogu staviti van pogona, bez bitnijeg uticaja na
EES Crne Gore, ĉime se eliminiše preopterećenje iz pravca BiH preko 110 kV dalekovoda.
Tabela 8-24 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti- zimski režim 2015.
Napon
(kV)
Ispad elementa
Preopterećen element
400
Podgorica 2 –
Ribarevine
400
Ribarevine - Pljevlja
110
HE Perućica –
Podgorica 1 (1)
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
400
Lastva – Trebinje
(BA)
110 kV
DV
Podgorica 1 –
Podgorica 3
Ribarevine Mojkovac
HE Perućica –
Podgorica 1 (2)
HE Perućica Podgorica
H.Novi – Trebinje
(BA)
Sn
(MVA)
S
(MVA)
I/In(%)
122.9
109.0
89.0
89.5
84.0
93.0
122.9
115.0
94.0
122.9
115.0
88.0
89.5
115.0
109.0
Analiza sigurnosti (N-1 kriterijum) su pokazale da u ljetnjem reţimu izgradnja novih elemenata
smanjuje broj kritiĉnih stanja,a li da je i dalje ostao problem napajanja regiona Ulcinja i Tivta
(Tabela 8-25), kao erzultat dinamike povećanja potrošnje velikih potrošaĉa „Porto Montenegro“ i
„Luštica Development“):
 Visoko se opterećuje 110 kV pravac TS Podgorica 2 – TS Virpazar – nakon ispada
dalekovoda TS Budva – TS Bar
 Preopterećuju se 110 kV dalekovodi TS Herceg Novi – TS Tivat i H. Novi – Trebinje (BA)
nakon ispada 400 kV voda TS Lastva – TS Trebinje (BA)
 Prepoterećuju se 110 kV dalekovodi TS Bar – TS Budva i TS Lastva – TS Budva nakon
ispada 110 kV voda TS Podgorica 2 – TS Virpazar, pri ĉemu naponi u TS Bar, TS
Virpazar i TS Ulcinj padaju ispod 0.9r.j. (oko 0.85 r.j.)
Treba imati u vidu da prognozirana potrošnja TS Ulcinj, Ts Bar i TS Virpazar zajedno sa vršnom
potrošnjom novih turistiĉkih objekata u Ulcinju iznosi oko 100 MW i 35 MVAr. Prenosna moć
110 kV dalekovoda TS Bar – Budva, TS Podgorica 2 - Virpazar i TS Budva – TS Lastva preko
kojih se ova potrošnja napaja, iznosi po 89.5 MVA tako da dolazi do preopterećenja ovih
vodova ukoliko doĊe do ispada jednog od njih, ali i u sluĉajevima drugih kritiĉnih ispada u mreţi.
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-73
U cilju rješavanja ovog problema potrebno je, ili ograniĉiti snagu prikljuĉenja pomenutih
objekata u TS Ulcinj do rekonstrukcije kritiĉnih 110 kV dalekovoda (odnosno puštanja u pogon
novih dalekovoda), ili primijeniti operativne dispeĉerske mjere. Obzirom na veliki broj projekata
koji se moraju realizovati u prenosnoj mrţeţi Crne Gore u predmetnoj godini realno je oĉekivati
da se rekonstrukcija tih dalekovoda i gradnja novih elemenata uradi nakon 2015. godine.
Rješenje problema napajanja Virpazara, Ulcinja i Bara je i izgradnja 110 kV dalekovoda TS
Golubovci – TS Virpazar, koji otklanja pomenute probleme..
Tabela 8-25 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti - ljetnjii režim 2015.
Napon
400
400
Ispad elementa
Podgorica - Lastva
Lastva – Trebinje (BA)
110
Lastva – Budva
110
Podgorica 2 –
Virpazar
110
Budva - Bar
110
Budva (Cetinje) –
Podgorica 2
110
Bar – Ulcinj
Sn
(MVA)
S
(MVA)
I/In(%)
89.5
79.5
88.8
89.5
75.9
84.8
89.5
91.0
101.7
89.5
92.7
103.6
Podgorica 2 –
Virpazar
89.5
80.8
90.3
Budva - Bar
89.5
123.5
138.0
Lastva - Budva
89.5
107.5
120.1
Podgorica 2 Virpazar
89.5
108.1
120.8
Lastva – Budva
89.5
82.0
91.6
Podgorica 2 –
Virpazar
89.5
75.4
84.2
Preopterećen element
110 kV
DV
Podgorica 2 –
Virpazar
110 kV
DV
Podgorica 2 –
Virpazar
H.Novi – Tivat
H.Novi – Trebinje
(BA)
110 kV
DV
110 kV
DV
110
kV DV
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
Slika 8-42 predstavlja konaĉnu topologiju za 2015. godinu.
8-74
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
4
1,2
3
Slika 8-42 –Konačna topologija za 2015. godinu
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-75
2016
8-76
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.7 2016. godina
8.7.1 Polazna konfiguracija mreţe
Kao polazna osnova za analizu mreţe i potrebnih pojaĉanja posluţili su:
 Topologija mreţe iz 2015. godine
 Stepen opterećenja 2016. godina
 Ugovor o izgradnji DC Kabla Crna Gora – Italija, sa izgradnjom TS 400/110 kV Lastva
Grbaljska, u toku 2014/15. godine gdje se oĉekuje da u pogonu, u toku 2016. godine
budu sljedeći elementi prenosne mreţe:
- 400 kV dalekovod Lastva Grbaljska – Pljevlja
 Opterećenje DC kabla 1000MW ka Italiji
 Prilkjuĉenje velikog potrošaĉa Porto Montenegro snage 17.65MW u ljetnjem reţimu
(2MW više nego u 2015. godini)
 Prikljuĉenje u pogon HE Moraĉa
 Prikljuĉenje 10MW turistiĉkog kompleksa Ţabljak u zimskom reţimu
 Dalekovodi 110 kV TS H.Novi (ME) – TS Trebinje (BA) i TS Vilusi (ME) – TS Bileća (BA)
su van pogona u oba reţima (ljeto i zima)
Na slici (Slika 8-36) prikazan je stepen opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu zimskog maksimuma bez neophodnih pojaĉanja sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:
 220 kV DV TS B.Bašta – TS Pljevlja je opterećen 80% svoje prenosne moći
 110 kV dalekovod TS Lastva – TS Tivat je opterećen oko 70% svoje prenosne moći.
 Kao posljedica visoke angaţovanosti HE Perućica, VE Krnovo, HE Šavnik i HE Pluţine,
110 kV dalekovodi od HE Perućica – TS Danilovgrad – TS Podgorica 1 su opterećeni
preko 75% od svoje prenosne moći
Ovdje je vaţno napomenuti da su 110 kV DV Nikšić (ME) – Bileća (BA) i H.Novi-Trebinje
iskljuĉeni da bi se što više opteretili transformatori 400/110 kV u TS Lastva i na taj naĉin što više
iskoristila 400 kV mreţa, odnosno smanjili gubici. Moguć je rad i sa pomenutim 110 kV
dalekovodima, pri ĉemu nema znaĉajnijih povećanja opterećenja pojedinih elemenata EES
Crne Gore.
Slika 8-43- Stepen opterećenosti elemenata prenosne mreže Crne Gore bez planiranih pojačanja u režimu
zimskog maksimuma 2016. godine
8-77
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Postoji više kritiĉnih ispada koji dovode do niza preopterećenja u mreţi.
Kao najkritiĉniji ispadi mogu se izdvojiti:
 Ispad 400 kV DV TS Lastva (ME) – TS Trebinje (BA) koji dovodi do sljedećih
preopterećenja:
- DV 220 kV TS Podgorica – HE Perućica se preopterćuje sa 104% svoje termiĉke
granice
- DV 220 kV HE Perućica – TS Trebinje se preopterećuje sa 135% prenosne moći
(274 MVA)
- DV 110 kV TS Podgorica 1 – TS Podgorica 2 se preopterećuje 120% svoje termiĉke
granice (posljedica plasmana snage u TS Podgorica 1 na 110 kV naponski nivo, a
potom ka jakom potrošaĉkom centru TS Podgorica 2 preko dva 110 kV dalekovoda)
 Ispad jednog od DV 110 kV TS Podgorica 1 – TS Podgorica 2 dovodi do preopterećenja
drugog 105% termiĉke granice (prije ispada su opterećeni sa po 58%).
Ovdje je neophodno istaći da je DC kabl prema Italiji opterećen sa maksimalnom snagom od
1000MW.
Na slici (Slika 8-44) je prikazan stepen opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu ljetnjeg maksimuma bez neophodnih pojaĉanja, sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:
 110 kV dalekovod TS Podgorica 2 – TS Virpazar opterećen 89% od svoje termiĉke
granice.
Slika 8-44- Stepen opterećenosti elemenata prenosne mreže bez planiranih pojačanja u režimu ljetnjeg
maksimuma 2016. godine
Naponi su okviru dozvoljenih vrijednosti, ali su u primorskom dijelu Crne Gore izuzetno niski i
blizu su donje dozvoljene granice (99kV).
Najkritiĉniji ispadi u ljetnjem reţimu u 2016. godini su:

Ispad 400 kV DV TS Lastva – TS Podgorica 2 dovodi do preopterećenja:
- 110 kV DV TS Lastva – TS Budva (165%)
- 110 kV DV TS Budva – TS Podgorica 2 (135%)
- 110 kV DV TS Podgorica 2 – TS Virpazar (125%)
- pri ĉemu se mijenja smijer energije kroz transformatore u TS 400/110 kV Lastva i
kroz 110 kV DV TS Lastva – TS Budva (iz TS Budva ka TS Lastva i dalje kroz
transformatore u TS Lastva ka 400 kV), dok se istovremeno pojaĉava intenzitet
8-78
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
snage kroz 110 kV DV TS Budva – TS Podgorica 2 i TS Podgorica 2 – TS Virpazar
preko termiĉki dozvoljene granice za te dalekovode (89MVA).


Ispad 400 kV DV TS Lastva (ME) – Trebinje (BA) dovodi do preopterećenja:
- 220 kV DV HE Perucica (ME) – TS Trebinje (BA) (145%)
- 110 kV DV Podgorica 2 – TS Budva (115%)
- 110 kV DV TS Lastva – TS Budva (113%)
- kada se nakon ispada 400 kV veze ka BiH, opterećenje sa tog dalekovoda
preraspodijeli na 220 kV DV HE Perućica (ME) – TS Trebinje (BA), potom kroz TR
220/110 kV u TS Podgorica 2 i dalje ka TS Budva i TS Lastva (kroz TR 400/110 kV
ka 400 kV naponskom nivou i DC kablu).
Istovremeno dolazi do pada napona ispod dozvoljenih vrijednosti u gotovo svim
transformatorskim stanicama u primoriju, kao i u TS 400 kV Podgorica 2 i TS Lastva
(ispod 0.9 r.j.)

Ispad 110 kV DV TS Virpazar – Podgorica dovodi do preopterećenja:
- 110 kV DV Budva –Bar (140%) sopstvene termiĉke granice

Ispad 110 kV DV Budva –Bar dovodi do:
- preopterećenja 110 kV DV TS Virpazar – Podgorica (132%) sopstvene termiĉke
granice i
- pada napona u TS Ulcinj ispod 0.9 r.j.
- što je u oba sluĉaja (3 i 4) posljedica napajanja podruĉja Virpazara, Bara i Ulcinja
preko jednog dalekovoda presjeka 150/25mm2 penosne moći 90MVA (ukupna
potrošnja ovih TS iznosi oko 120MVA).

Ispad 110 kV DV TS Lastva – Kotor dovodi do:
- preopterećenja 110 kV DV TS Lastva– TS Tivat 105% (150/25mm2,, 90MVA). Tok
snage je takav da se iz TS Lastva napajaju TS Tivat, TS Kotor, Luštica i dio
potrošnje u TS H.Novi ukupne snage 90MW
8-79
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.7.2 Kandidati za pojaĉanja mreţe
Na osnovu rezultata dobijeni analizom tokova snaga, kao i zahtjevima za prikljuĉenje novih
velikih potrošaĉa i proizvodnih objekata, formirana je lista kandidata za pojaĉanje mreţe
(Tabela 8-22). U tabeli su prikazani svi projekti koji su potrebni u mreţi kako bi se otklonili
problemi uoĉeni u ciljnoj godini.
Tabela 8-26 – Projekti u prenosnoj mreži Crne Gore u toku 2016. godine
PROJEKAT
KRATAK OPIS
GLAVNI CILJEVI
Izgradnja TS 110/35 kV Brezna sa
priključnim dalekovodom 110 kV
- izgradnja nove TS 110/35 Brezna 1x20MVA
- četiri dalekovodna polja, jedno
transformatorsko polje, mjerno polje, spojno
polje
- povezivanje nove TS Brezna na prenosnu
mreţu puštanjem dalekovoda Kličevo Brezna pod 110 kV napon
- priključenje proizvodnih objekata u
ovom regionu
- povećanje pouzdanosti napajanja u
regionu Pive (Brezna, Pluţine, Unač,
Mratinje, Crkvičko Polje)
- mogućnost realizacije 400/110 kV
transformacije kojom bi se evakuisala
snaga iz proizvodnih objekata na 400 kV
naponski nivo i spriječila zagušenja u 110
kV mreţi
Izgradnja kombinovanog dalekovoda
400 kV Pljevlja 2-Lastva Grbaljska, pri
čemu se na dionici od TS Brezna do TS
Pljevlja 1 gradi kombinovano sa 110 kV
dalekovodom na istim stubovima
- izgradnja novog 400 kV Al-Fe 2x490/65 mm2
Pljevlja – Lastva procijenjene duţine oko 170 km
- izgradnja novog 400 kV dalekovodnog polja u
Pljevljima
- izgradnja novog 400 kV dalekovodnog polja u
Lastvi
- izgradnja 110 kV dalekovoda Al-Fe 240mm2
procijenjene duţine 70km od TS Brezna ka TS
Pljevlja
- ispunjenje n-1 kriterijuma sigurnosti u
slučaju tranzita 500-1000 MW preko
pomorskog kabla
- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika u
400 kV mreţi Crne Gore
- smanjenje gubitaka u prenosnoj mreţi (kroz
veće iskorišćenje 400 kV mreţe)
Izgradnja dalekovoda 110 kV VirpazarGolubovci
- Izgradnja novog dalekovoda 110 kV 240/40 mm2
TS 110/35 kV Virpazar – TS 110/35 kV Golubovci
duţine 11 km;
- Izgradnja novog dalekovodnog polja u TS
Virpazar
- Dvostrano napajanje područja Zete sa višeg
naponskog nivoa
- Povećanje nivoa sigurnosti snabdijevanja
- Otklanjanje zagušenja na 110 kV pravcu
preko kojeg se realizuje napajanje juţnog
dijela crnogorskog primorja (Bar, Ulcinj i
Virpazar)
Izgradnja TS 110/x kV Smokovac
- Izgradnja TS 110/x kV Smokovac
- Ugradnja transformatorskog polja
- Ugradnja transformatora 20 MVA
- rješenje napajanja dionice autoputa
Smokovac - Mateševo
- Sigurnije snabdijevanje područja Ubli,
Bioče, Ptič
- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika
Pojačanje kapaciteta u transformaciji u
TS Ulcinj
- Zamjena oba transformatora 20 MVA sa
jedinicama veće snage (63MVA ili 40 MVA)
- Povećanje kapaciteta u transformaciji
- Pouzdano snabdijevanje područja Ulcinja
Izgradnja dalekovoda 110 kV
Smokovac - Kolašin (Drijenak)
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog polja u TS
Smokovac
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog polja u TS
Drijenak
- izgradnja 110 kV dalekovda u duţini od 48km
- Priključenje HE na Morači (HE Raslovići, HE
Milunovići i HE Zlatica)
- Pouzdano dvostrano napajanje područja
Kolašin
Izgradnja TS Podgorica 6 i njeno
povezivanje na prenosnu mreţu (faza
1&2)
- Izgradnja TS 110/10 kV Podgorica 6 (2x20 MVA)
– SF6 postrojenje
- Izgradnja kabla (duţine 3,4 km) izmeĎu TS
220/110/35 kV Podgorica 1 i TS 110/10 kV
Podgorica 6
- Izgradnja kabla (duţine 2.5 km) izmeĎu TS
Podgorica 4 i TS 110/10 kV Podgorica 6
- Povećanje kapaciteta u transformaciji
- Sigurnije snabdijevanje gradskog konzuma
- Snabdijevanje predviĎenih novih potrošača
duţ obale Morače
Rekonstrukcija 110 kV DV Budva Lastva
- kompletna rekonstrukcija koja podrazumijeva
zamjenu stubova, ovjesne opreme i zamjenu
provodnog uţeta na (2x)240 mm2 postojećeg
dalekovoda (5km)
- povećavanje prenosne moći 110 kV veza iz
TS Lastva Grbaljska
- smanjenje gubitaka
- pouzdano snabdijevanje potrošnje u
primorju
Rekonstrukcija 110 kV DV Lastva –
Tivat-II faza
- kompletna rekonstrukcija koja podrazumijeva
zamjenu stubova, ovjesne opreme i zamjenu
provodnog uţeta uţetom 240 mm2 postojećeg
dalekovoda (6km)
- povećavanje prenosne moći 110 kV veza iz
TS Lastva Grbaljska
- smanjenje gubitaka
- pouzdano snabdijevanje potrošnje u
primorju
Izgradnja dalekovoda 400 kV
Pljevlja 2 - do granice prema Bajinoj
Bašti i/ili Višegradu
- izgradnja novog 400 kV Al-Fe 2x490/65
mm2 Pljevlja – Višegrad/B.Bašta(do granice)
duţine 35/15km
- izgradnja dva nova 400 kV dalekovodnog
polja u Pljevljima
- povećanje graničnih prenosnih
kapaciteta prema Bosni i Hercegovini i
Srbiji
- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika
u 400 kV mreţi Crne Gore
- smanjenje gubitaka u prenosnoj mreţi
(kroz veće iskorišćenje 400 kV mreţe)
8-80
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1. Izgradnja TS Brezna (I faza - transformacija 110/35 kV)
Izgradnjom TS 110/10 kV Nikšić 2 (Kliĉevo) dugoroĉno se rješava problem nedostatka
kapaciteta u transformaciji u gradu Nikšiću. Sa druge strane, podizanjem transformatorske
stanice Kliĉevo na 110 kV naponski nivo stiĉu se i uslovi za povezivanje TS Brezna preko
postojećeg dalekovoda Kliĉevo – Brezna (AlFe 240/40 mm2) koji je unaprijed dimenzionisan za
110 kV naponski nivo. Imajući u vidu da je nadleţno Ministarstvo za ekonomiju dalo koncesije
za izgradnju mHE u regionu Pluţina i Šavnika, podizanje TS Brezna na 110 kV naponski nivo je
neophodno kako bi se grupe mHE u Šavniku (30 MW) i mHE u Pluţinama (20 MW) povezale na
prenosnu mreţu i na taj naĉin plasirale snagu. TakoĊe, transformacija 110/35 kV u Breznima je
neophodna kako bi se preko 35 kV naponskog nivoa napajala podruĉja naselja Brezna, Pluţine,
Unaĉ, Mratinje i Crkviĉko Polje.
Pored prikljuĉenja mHE Šavnik i mHE Pluţine, osnovna ideja izgradnje TS 110/35 Brezna i
dovoĊenja 110 kV naponskog nivoa u ovaj region jeste i prikljuĉenje drugih proizvodnih
objekata u blizini ove lokacije u jednu taĉku u mreţi (50-72 MW VE Krnovo, te eventualno i HE
Komarnica, ukoliko se investor odluĉi na povezivanje preko 110 kV naponskog nivoa). Na taj
naĉin bi se omogućilo da se u drugoj fazi projekta TS Brezna (koja predviĊa izgradnju
transformacije 400/110 kV u sluĉaju podizanja snage VE Krnovo na 144 MW i izgradnje HE
Komarnica 168 MW) znaĉajna instalisana snaga iz ovih proizvodnih objekata evakuiše na 400
kV naponski nivo i tako sprijeĉe pojave zagušenja na 110 kV pravcu HE Perućica – TS
Podgorica 1.
Obim radova:
- izgradnja nove TS 110/35 Brezna 1x20MVA (blizu lokacije postojeće TS 35/10 kV
Brezna)
- ĉetiri dalekovodna polja, jedno transformatorsko polje, mjerno polje, spojno polje, i dva
do ĉetiri rezervna polja na 110kV strani
- povezivanje nove TS Brezna na prenosnu mreţu puštanjem dalekovoda Kliĉevo Brezna (koji je već dimenzionisan na 110 kV) pod 110 kV napon
Oĉekivani benefiti:
- prikljuĉenje proizvodnih objekata u ovom regionu
- povećanje pouzdanosti napajanja u regionu Pive (Brezna, Pluţine, Unaĉ, Mratinje,
Crkviĉko Polje)
- mogućnost realizacije 400/110 kV transformacije kojom bi se evakuisala snaga iz
proizvodnih objekata na 400 kV naponski nivo i sprijeĉila zagušenja u 110 kV mreţi
30 km
Al/Fe 240/40 mm2
HE Pluzine
24 km
TS Brezna
mjerna tačka
110/35/10 kV
20 MVA
H Savnik
TS Klicevo
Slika 8-45 - Priključenje TS Brezna 110/35 kV na prenosnu mrežu Crne Gore
Tokovi snaga nakon ulaska u pogon TS Brezna su prikazani na sledećoj slici:
8-81
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-46 - Tokovi snaga nakon priključenja TS Brezna
2. Izgradnja dalekovoda 400 kV Pljevlja 2 – Lastva (sa izgradnjom mješovitog
400&110 kV DV)
Kao što je naprijed navedeno nepovoljne karakteristike prenosne mreţe Crne Gore su paralelne
400 kV i 220 kV veze (400 kV Pljevlja 2 – Ribarevine – Podgorica 2 – Trebinje i 220 kV HE Piva
– Pljevlja 2 – Podgorica 1 – HE Perućica – Trebinje) nejednakih prenosnih moći (1330 MVA po
vodu u 400 kV mreţi nasuprot 301 MVA po vodu u 220 kV mreţi) pa se ispadom pojedinih
dionica 400 kV mreţe u odreĊenim pogonskim stanjima preopterećuju pojedine dionice 220 kV
mreţe što moţe izazvati raspad sistema.
Izgradnja novog 400 kV dalekovoda TS Pljevlja 2 – TS Lastva omogućava zatvaranje 400 kV
prstena unutar prenosne mreţe Crne Gore (Lastva-Pljevlja-Ribarevine-Podgorica) što je ĉini
sigurnijom i pouzdanijom i smanjuje uticaj susjednih sistema u suĉajevima velikih sistemskih
poremećaja.
TakoĊe, u cilju dvostranog napajanja TS Ţabljak i zauzimanja što manjeg dijela nacionalnog
parka Durmitor predlaţe se da se dio trase 400 kV dalekovoda TS Pljevlja 2 – TS Lastva od
Brezne do Pljevalja realizuje dvosistemskim stubovima razliĉitog naponskog nivoa 400 i 110 kV
kojim bi se ostvarila veza izmeĊu TS 110/35 kV Brezna i TS 110/35 kV Ţabljak kao i zamijenilo
postojeće provodno uţe AlĈe 150/25 mm2 od TS Ţabljak do TS Pljevlja sa presjekom 240/40
mm2.
TakoĊe, izgradnja ovog dalekovoda predstavlja osnovni preduslov za iskorišćenje punog
kapaciteta od 1000 MW pomorskog kabla izmeĊu Crne Gore i Italije.
Obim radova:
• izgradnja novog 400 kV Al-Fe 2x490/65 mm2 Pljevlja – Lastva procijenjene duţine oko
160 km, od ĉega bi dionica sa kombinovanim stubovima bila duţine 70km
• izgradnja novog 400 kV dalekovodnog polja u Pljevljima
• izgradnja novog 400 kV dalekovodnog polja u Lastvi
Oĉekivani benefiti:
• ispunjenje n-1 kriterijuma sigurnosti u sluĉaju tranzita 1000 MW preko pomorskog kabla
8-82
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
•
•
poboljšanje naponsko reaktivnih prilika u 400 kV mreţi Crne Gore
smanjenje gubitaka u prenosnoj mreţi (kroz veće iskorišćenje 400 kV mreţe)
Analize tokova snaga, naponsko reaktivnih prilika i analize gubitaka u prenosnoj mreţi Crne
Gore pokazale su svrsishodnost izgradnje 400 kV dalekovoda Pljevlja – Lastva u skladu sa
sljedećim izvedenim zakljuĉcima:
•
•
•
•
400 kV DV Pljevlja – Lastva rješava probleme sa zagušenjima na granici Crna Gora –
BiH uoĉenim prilikom transfera 1000 MW preko DC kabla za Italiju.
Poboljšanje naponskih prilika u primorskim transformatorskim stanicama Herceg Novi,
Kotor, Tivat i Budva
Gubici aktivne snage u prenosnoj mreţi, posmatrano zajedno sa izgradnjom nove
400/110 kV TS Lastva i njenim povezivanjem po principu ulaz/izlaz na 400 kV
dalekovod Podgorica – Trebinje, se smanjuju na godišnjem nivou za 26252 MWh. U
distributivnoj mreţi smanjenje gubitaka iznosi 3037 MWh/god.
Smanjenje neisporuĉene elektriĉne energije kao posljedica povećane pouzdanosti rada
na nivou godine je procijenjeno na 1228.1 MWh/god uzimajući u obzir i ulazak u pogon
TS Lastva iz prethodne stavke.
3. Izgradnja dalekovoda 110 kV Virpazar-Golubovci
Dvostrano napajanje TS Golubovci realizovalo bi se izgradnjom 110 kV dalekovoda Virpazar –
Golubovci ĉime bi se povećala pouzdanost i sigurnost napajanja potrošnje na podruĉju Zete.
TakoĊe, uzimajući u obzir prognozirani porast potrošnje do 2025. godine na podruĉju Bara,
Ulcinja i Virpazara koji se napajaju preko dvije 110 kV veze iz Podgorice 2 ( TS Podgorica 2 –
TS Budva – Bar i TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar), u ljetnjim reţimima, u kojima nije
angaţovana VE Moţura (u podruĉju ulcinja), u sluĉaju ispada jedne od ove dvije veze, dolazi do
znaĉajnog preopterećenja na drugom dalekovodu (opterećenje od 80% od prenosne moći
dalekovoda relevantno prema kriterijumima planiranja dostiţe se već u 2016. godini u ljetnjem
reţimu). Ovaj uoĉeni problem rješava se realizacijom treće veze na ovom pravcu, odnosno,
izgradnjom 110 kV dalekovoda Virpazar – Golubovci, ĉime bi N-1 kriterijum sigurnosti bio
dugoroĉno zadovoljen na 110 kV pravcima prema juţnom primorju (Bar, Ulcinj).
Obim radova:
- Izgradnja novog dalekovoda 110 kV 240/40 mm2 TS 110/35 kV Virpazar – TS 110/35 kV
Golubovci (Zeta) duţine 11 km;
- Izgradnja novog dalekovodnog polja u TS Virpazar i TS Golubovci
Oĉekivani benefiti:
- Dvostrano napajanje podruĉja Zete sa višeg naponskog nivoa
- Povećanje nivoa sigurnosti snabdijevanja
- Otklanjanje zagušenja na 110 kV pravcu preko kojeg se realizuje napajanje juţnog dijela
crnogorskog primorja (Bar, Ulcinj)
Tokovi snaga u regionu od interesa, prije i nakon puštanja u pogon predmetnog dalekovoda
su prikazani na slici.
8-83
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-47. – Tokovi snaga prije i nakon puštanja u pogon 110 kV DV Virpazar – Golubovci
4. Izgradnja TS 110/X kV Smokovac
Na podruĉju Smokovca predviĊena je izgradnja petlje autoputa Bar – Boljare i investitor je na
ovoj lokaciji predvidio napojnu taĉku za dionicu Smokovac – Mateševo. Pouzdano napajanje je
veoma bitno zbog oĉekivanog velikog broja tunela na ovoj dionici. Ranijom izgradnjom
dvostrukog 110 kV voda prema Smokovcu kojim se riješilo pitanje krute veze preko koje je bila
povezana TS 35/10 kV Tuzi, stekli se uslovi da se u ovom podruĉju realizuje i transformatorska
stanica. Ugradnjom transformatora od 20 MVA (moţe se iskoristiti transformator iz TS Ulcinj koji
se mijenja zbog nedostatka kapaciteta u 2015. godini) napojilo bi se podruĉje Ubli, Bioĉe i Ptiĉ
koji se trenutno napajaju preko 35 kV dalekovoda iz Podgorice 1 koji je u jako lošem stanju
usljed veoma ĉestih kvarova na ovoj trasi.
Obim radova:
- Izgradnja TS 110/x kV Smokovac
- Ugradnja transformatorskog polja
- Ugradnja transformatora 20 MVA
Glavni ciljevi ovog projekta su:
- rješenje napajanja dionice autoputa Smokovac – Mateševo
- Sigurnije snabdijevanje podruĉja Ubli, Bioĉe, Ptiĉ
- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika
8-84
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-48. – Način povezivanja TS Smokovac (napajanje autoputa)
5. Izgradnja dalekovoda 110 kV Smokovac – Kolašin (Drijenak)
U cilju realizacije prikljuĉenja hidroelektrana na Moraĉi (HE Raslovići, HE Milunovići i HE
Zlatica) po principu ulaz/izlaz, kao i obezbjeĊenja dvostranog napajanja TS Kolašin (Drijenak),
potrebno je izgraditi 110 kV dalekovod Smokovac – Kolašin (Drijenak).
.
Obim radova:
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog polja u TS Smokovac
- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog polja u TS Drijenak
- izgradnja 110 kV dalekovda u duţini od 48km
Oĉekivani benefiti:
- Prikljuĉenje HE na Moraĉi (HE Raslovići, HE Milunovići i HE Zlatica)
- Pouzdano dvostrano napajanje podruĉja Kolašin
Imajući u vidu dopis iz Ministarstva za ekonomiju Crne Gore, budućim investitorima i vlasnicima
HE na Moraĉi je dozvoljeno da sami odluĉe o naĉinu prikljuĉenja na prenosnu mreţu u
zavisnosti od najisplativije varijante. Bez obzira na naĉin prikljuĉenja investitori će sami snositi
troškove povezivanja HE na Moraĉi na prenosnu mreţu.
6. Rekonstrukcija TS 110/35 kV Ulcinj (nabavka, izrada projek.dokum. i ugradnja
drugog transformatora 110/35 kV, 63 MVA ili 40 MVA)
U skladu sa predviĊenim porastom vršnog opterećenja na podruĉju Ulcinja u ljetnjem periodu
kao i zbog predviĊene izgradnje hotelskog kompleksa na podruĉju „Velike plaţe“ (plan
dostavljen od strane nadleţnog ministarstva), potrebno je povećati kapacitete u trasnformaciji
zamjenom postojećih transformatorskih jedinica od 20 MVA sa transformatorima snage 63 MVA
(40 MVA).
Obim radova:
- Zamjena oba transformatora 20 MVA sa jedinicama veće snage (63MVA ili 40 MVA)
Oĉekivani benefiti:
- Povećanje kapaciteta u transformaciji
- Pouzdano snabdijevanje podruĉja Ulcinja
Obim radova:
8-85
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
-
Zamjena transformatora 110/35 kV, 20 MVA transformatorom većeg kapaciteta 40
(63)MVA
7. Izgradnja TS Podgorica 6 i njeno povezivanje na prenosnu mreţu (faza 1&2)
Planom razvoja je predviĊeno da se postojeća TS 35/10 kV Centar (3x8 MVA) proširi na 110 kV
naponski nivo, radi rasterećenja postojeće transformacije 110/10 kV i 35/10 kV u Podgorici. TS
110/10 kV Podgorica 6 bi napajala gradski konzum do Moskovske ulice kao i diplomatsko
naselje ĉija izgradnja je Gradskim urbanistiĉkim planom predviĊena duţ obale Moraĉe.
Dvostrano napajanje nove TS 110/10 kV Podgorica 6 (2x20 MVA) je predviĊeno 110 kV
kablovima iz postojećih TS 220/110/35 kV Podgorica 1 i TS 110/10 kV Podgorica 4. Kabl
izmeĊu TS 220/110/35 kV Podgorica 1 i nove TS 110/10 kV Podgorica 6 (2x20 MVA) će biti
postavljen trasom postojećih 35 kV.
Obim radova:
- Izgradnja TS 110/10 kV Podgorica 6 (2x20 MVA) – SF6 postrojenje
- Izgradnja kabla (duţine 3,4 km) izmeĊu TS 220/110/35 kV Podgorica 1 i nove TS 110/10
kV Podgorica 6. Ovaj kabl bi u prvo vrijeme radio pod naponom 35 kV
- Izgradnja kabla (duţine 2.5 km) izmeĊu TS Podgorica 4 i nove TS 110/10 kV Podgorica
6
Oĉekivani benefiti:
- Povećanje kapaciteta u transformaciji
- Sigurnije snabdijevanje gradskog konzuma
- Snabdijevanje predviĊenih novih potrošaĉa duţ obale Moraĉe
Slika 8-49. – Prostorni prikaz i način povezivanja TS Podgorica 6
8-86
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-50.- Rješenje problema nedostatka kapaciteta u transformaciji u centru grada Podgorice izgradnjom
TS 110/10 Podgorica 6
Transformatorska stanica Centar (Podgorica 6) prema postojećem stanju napaja se sa dva
kablovska 35 kV voda, iz pravca Podgorice 1, jedan direktni i drugi kabl sproveden preko TS
Gorica A. Oĉekivanim povećanjem potrošnje navedene dionice, koje su već znaĉajno
opterećene, biće na samoj granici dozvoljene opterećenosti. UvoĊenjem nove 110 kV kablovske
veze iz Podgorice 1, dvostruki 35 kV kablovi ka Gorici A rasterećuju se za 40% u maksimalnom
zimskom reţimu. UvoĊenjem u pogon posmatranog kablovskog voda omogućava se puštanje u
rad novih transformatorskih jedinica veće snage u Podgorici 6 i oĉekivani nivo opterećenja ovih
jedinica je 30%. Na ovaj naĉin uvodi se dodatna rezerva snage za distributivno podruĉje centra
grada, s obzirom da su tri stare jedinice u maksimalnom reţimu dostizale nivoe visoke
opterećenosti od 90%. UvoĊenje rezerve snage omogućava da se na propisan naĉin prati
dinamika izgradnje centra grada. Naponske prilike se znaĉajno popravljaju u maksimalnom
reţimu, napon kako na višem (110 kV) tako i na niţem (10 kV) naponskom nivou u posmatranoj
stanici viši je od nominalnog, što nije uvijek bio sluĉaj kod postojeće transformacije 35/10 kV u
Podgorici 6 (Centar). Primjetno je i rasterećenje 35 kV naponskog nivoa posmatrano sa
stanovišta snage, a samim tim i bolje naponske prilike. Najveći uticaj rasterećenja je na 110/35
kV transformaciji u Podgorici 1, gdje se sa preopterećenih jedinica sa vrijednošću oko 90% na
obje jedinice, vrijednosti opterećenja puštanjem u pogon novog kabla i trafo-stanice smanjuju
na zadovoljavajućih 35-40%.
8. Rekonstrukcija 110 kV DV Budva – Tivat
Povezivanje nove TS Lastva Grbaljska na 110 kV naponskom nivou realizovano je u prvoj fazi
utoku 2015. godine povezivanjem na postojeći dalekovod Budva – Tivat po principu ulaz/izlaz.
U drugoj fazi bi dalekovod bio rekonstruisan u cjelokupnoj duţini od oko 5 km.
Obim radova:
- Izgradnja 110 kV dalekovoda do TS Lastva Grbaljska do TS Budva 5 km,
(2x240/40mm2)
Glavni ciljevi ovog projekta su:
- Jaĉanje veze izmeĊu nove TS Lastva Grbaljska sa 110 kV mreţom u primorju
- smanjenje gubitaka
- pouzdano snabdijevanje potrošnje u primorju
- obezbjeĊenje napajanja Budve i Bara iz TS Lastva, naroĉito u ljetnim reţimima
8-87
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
9. Rekonstrukcija 110 kV DV TS Lastva – Tivat-II faza
Povezivanje nove TS 400/110 kV Lastva Grbaljska sa TS 110/35 kV Kotor na 110 kV
naponskom nivou realizovano je u prvoj fazi utoku 2015. godine povezivanjem preko
dvosistemskog dalekovoda od TS Lastva ka TS Kotoru, gdje bi se jedan sistem odvojio ka TS
Kotor, a drugi sistem bi bio rezervisan za spajanje ka TS Tivat.
U drugoj fazi se predlaţe da taj sistem bude spojen na TS Tivat na jedan od dva sljedeća
naĉina:
 Ukoliko je moguća izgradnja dvosistemskog 110 kV DV TS Tivat – TS Kotor:
o jedan sistem sa 110 kV DV TS Lastva – TS Tivat (ukupno duţina 5.6km) se
prikljuĉuje na dvosistemski 110 kV DV TS Tivat – TS Kotor na koji se prikljuĉuje
o Stari 110 kV DV TS Lastva-Tivat ostaje do rekonstrukcije (13km)
Naĉin povezivanja je prikazan na slici (Slika 8-51):
Dvosistemski DV
Jednosistemski DV
Slika 8-51-Povezivanje TS Tivat – TS Lastva I faza – Opcija 1

Ukoliko nije moguća izgradnja dvosistemskog 110 kV DV TS Tivat – TS Kotor, potrebno
je:
o rekonstruisati DV 110 kV TS Tivat – TS Lastva u duţini od oko 3 km u
dvosistemski (240/40mm2) i na njega prikljuĉiti jedan sistem sa 110 kV DV TS
Lastva – TS Kotor (ukupno duţina 1.5 km)
o Stari 110 kV DV TS Lastva – TS Tivat ostaje do rekonstrukcije (10km starog
vodiĉa 150/25mm2)
8-88
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Dvosistemski DV
Jednosistemski DV
Slika 8-52-Povezivanje TS Tivat – TS Lastva I faza – Opcija 2
10. Izgradnja dalekovoda 400 kV Pljevlja 2-Višegrad i/ili Pljevlja 2 – B.Bašta
U ovom trenutku, na sjevernom dijelu Crne Gore, prema teritoriji BiH i Srbije ne postoji ni jedna
400 kV veza. Uzimajući u obzir ambiciozne planove razvoja proizvodnih kapaciteta u Bosni i
Hercegovini i Srbiji, upravo sjeverno od Crne Gore, kao i projekat izgradnje pomorksog kabla od
1000 MW izmeĊu Crne Gore i Italije, još po jedna 400 kV veza izmeĊu ova dva sistema sa
sistemom Crne Gore bi bila od velike koristi u sluĉaju izvoza iz Bosne i Hercegovine, odnosno
Srbije prema Italiji, i omogućila bi siguran i neometan tranzit elektriĉne energije.
Obim radova:
- izgradnja novog 400 kV Al-Fe 2x490/65 mm2 Pljevlja – Višegrad/B.Bašta(Granica)
duţine 23/15km
- izgradnja dva nova 400 kV dalekovodna polja u Pljevljima
Oĉekivani benefiti:
- povećanje graniĉnih prenosnih kapaciteta prema Bosni i Hercegovini i Srbiji
- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika u 400 kV mreţi Crne Gore
- smanjenje gubitaka u prenosnoj mreţi (kroz veće iskorišćenje 400 kV mreţe)
Na osnovu uraĊenih analiza tokova snaga u varijantama bez i sa 400 kV vezama Višegrad –
Pljevlja odnosno Pljevlja – B.Bašta, izvedeni su sljedeći zakljuĉci koji potvrĊuju opravdanost
pojaĉavanja prenosnih kapaciteta iz pravca sjevera prema Crnoj Gori i to na granicama sa BiH i
Srbijom:
 Izgradnjom predmetnih dalekovoda povećavaju se prenosni kapaciteti na granicama sa
BiH i Srbijom
 Naponsko-reaktivne prilike u 400 kV mreţi se poboljšavaju naroĉito prilikom pune
opterećenosti kabla i tranzita od 1000 MW
 Procijenjeno smanjenje gubitaka u prenosnoj i distributivnoj mreţi kao posljedica ulaska
u pogon posmatranih dalekovoda iznosi 862 MWh/god
Analize su pokazale da bez izgaĊenosti predmetnih dalekovoda neće biti moguća isporuka
1000 MW na DC kablu u svakom renutku. Naime, nakon detaljnih analiza se došlo do
zakljuĉaka da postoje kritiĉni reţimi (izvoz iz pravca Srbije ili Bosne i Hercegovine) kod kojih
nedostatak jednog od ova dva dalekovoda izaziva nesigurna stanja u prenosnoj mreţi Crne
Gore.
8-89
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-53. - Ispad 400 kV DV Trebinje – Lastva bez dalekovoda 400 kV prema B.Bašti i Višegradu
Slika 8-54. - Ispad 400 kV DV Trebinje – Lastva sa dalekovodima 400 kV prema B.Bašti i Višegradu
NAPOMENA: ZA IZGRADNJU OVIH DALEKOVODA POTREBNA JE SAGLASNOST
SUSJEDNIH TSO-a
8-90
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.7.3 Analiza planirane topologije za 2016. godinu
Nakon uoĉenih problema u mreţi u 2016. godini za karakteristiĉne reţime zimskog i ljetnjeg
maksimuma u sluĉaju ulaska u pogon planiranih proizvodnih objekata i velikih potrošaĉa kao i
definisanih kandidata za pojaĉanje prenosne mreţe u okviru ovog poglavlja detaljno su
analizirane karakteristike prenosne mreţe Crne Gore sa stanovišta opterećenja elemenata,
gubitaka u prenosnoj mreţi, naponskih prilika i N-1 kriterijuma sigurnosti.
8.7.3.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
Tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreţi Crne Gore, nakon pojaĉanja mreţe su
pokazali slijedeće:
 za maksimalan zimski reţim
 110 kV dalekovod TS Trebinje – TS Herceg Novi je i dalje visoko opterećen (oko
91% od termiĉke granice)
 Visoka opterećenost 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 usljed visokog
angaţovanja HE Perućica u zimskim reţimima
 220 kV dalekovod TS Pljevlja (ME) – TS B.Basta (RS) je znaĉajno opterećen (oko
71% od podešene zaštite, koja je ograniĉena na 274MVA), što je posljedica puštanja
DC Kabla ME-IT u pogon i plasmana snage iz pravca Srbije u Crnu Goru
 Dalekovodi 110 kV od HE Perućice ka TS Podgorica 1 su visoko opterećeni, oko
77% svoje termiĉke granice, što je posljedica angaţovanja mHE Šavnik i Pluţine, VE
Krnovo, te HE Perućica
 Naponi su u svim ĉvorovima prenosne mreţe u dozvoljenim granicama, pri ĉemu su
uoĉava da su se ulaskom u pogon TS 400/110 kV DV TS Lastva i dalekovoda 400
kV TS Lastva – TS Pljevlja znaĉajno popravile naponske prilike u ĉitavoj prenosnoj
mreţi, a naroĉito u primorju.
 Viši naponi od nominalnih se uoĉavaju u sjevernom dijelu mreţe uglavnom u blizini
proizvodnih objekata. U juţnom dijelu primorske oblasti (Bar i Ulcinj) su naponi,
nakon ulaska u pogon DV 110 kV TS Golubovci – TS Virpazar, znaĉajno popravljeni
i nalaze se na nominalnoj vrijednosti (1 r.j.)
 za maksimalan ljetnji reţim



U analiziranom reţimu ljetnjeg maksimuma najopterećeniji dalekovod je DV 110 kV
TS Podgorica 1 – TS Podgorica 3 (oko 64% od termiĉke granice)
Ukoliko se ne pojaĉaju prenosni kapaciteti prema Srbiji i BiH, maksimalno
opterećenje DC kabla iznosi 600MW (pri većem opterećenju kabla, ispad DV 400 kV
Lastva (ME) – Trebinje (BA) dovdi do preopterećenja DV 220 kV HE Perućica –
Trebinje (BA))
U normalnom pogonskom stanju su svi naponi u dozvoljenim granicama, ali su na
primorju u TS Ulcinj i TS Bar blago ispod nominalne vrijednosti.
8-91
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.7.3.2 Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-27 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirani reţim.
Tabela 8-27 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Zima 2016.
Ljeto 2016.
Proizvodnja Potrošnja Gubici Proizvodnja Potrošnja Gubici
MW
MW
MW
MW
MW
MW
1127
887
42.9
479
825.5
34.5
Ukupni gubici u EES Crne Gore u 2016 su znaĉajno veći nego u prethodnoj godini i iznose 42.9
MW (4.8%) u zimskom i 34.5MW (4.2) u ljetnjem reţimu.
Poredeći sa gubicima iz 2015. godine (3.7% u zimskom i 4.2% u ljetnjem reţimu) uoĉava se
znaĉajno povećanje gubitaka i u apsolutnim jedinicama i u procentima od ukupnog opterećenja,
što je posljedica povećanja opterećenja DC kabla sa 500 MW na 1000 MW.
8.7.3.3 Analiza prenosne moći i zagušenja
Analizom sigurnosti (N-1) kriterijum sigurnosti uoĉava se da je broj kritiĉnih elemenata u
prenosnoj mreţi nakon ispada smanjen u odnosu na reţim bez planiranih pojaĉanja. U ovom
reţimu se mogu uoĉiti slijedeći kritiĉni ispadi:
- Jedan od dva DV 110 kV TS Podgorica 1 – TS Podgorica 2 (2x240/40mm2 245MVA) se
opterećuje 96% u sluĉaju ispada drugog
- 110 kV DV HE Perućica – TS Podgorica 1 se visoko opterećuje u sluĉaju ispada drugog
dalekovoda (opterećenje 87% termiĉke granice)
- 110 kV DV HE Zlatica – TS Smokovac se o opterećuje u sluĉaju ispada drugog
dalekovoda 88% termiĉke granice
Za uoĉena preopterećenja 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 – TS Podgorica 2,
treba napomenuti da je analiza N-1 kriterijuma sigurnosti uraĊena na najkritiĉnijem sluĉaju sa
stanovišta opterećenosti ovog pravca (svi novi proizvodni objekti VE Krnovo, HE Šavnik i HE
Pluţine kao i HE Perućica su maksimalno angaţovani, dok je KAP angaţovan maksimalnom
snagom 220 MW). Ukoliko bi se u pogon stavila TS 400/110 kV Brezna, ta opterećenja se
smanjuju ispod 80% termiĉke granice vodova.
Drugo rješenje za eliminisanje visokog opterećenja DV 110 kV TS Podgorica 1 – TS Podgorica
2 je dispeĉerska mjera sekcionisanja sabirnica u TS Podgorica 2 i odvajanje napajanja KAP-a i
TS Podgorica 4 preko transformatora 400/110 kV, pri ĉemu se ne ugroţava siguran rad sistema
i napajanje primorskog dijela Crne Gore (nakon ulaska u pogon TS 400/110 kV Lastva).
Tabela 8-28 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti- zimski režim 2016.
Napon
(kV)
110
110
110
Ispad elementa
Podgorica 1 –
Podgorica 2 (1)
Smokovac – HE
Zlatica (1)
HE Perućica –
Podgorica 1 (1)
Preopterećen element
110 kV
DV
110 kV
DV
110 kV
DV
Podgorica 1 –
Podgorica 2 (2)
Smokovac – HE
Zlatica (2)
HE Perućica –
Podgorica 1 (2)
Sn
(MVA)
S
(MVA)
I/In(%)
245.5
239.0
96.0
122.9
111.0
88.0
122.9
110.0
87.0
Rezultati analiza sigurnosti (N-1 kriterijum) u ljetnjem reţimu su pokazale da je izgradnja novih
elemenata smanjila broj kritiĉnih stanja,ali da je i dalje ostao problem napajanja regiona Ulcinja i
Tivta (Tabela 8-25).
Analiza pokazuje da i pored znaĉajnog poboljšanja sigurnosti rada 110 kV mreţe u zapadnom
dijelu primorja u reţimu ljetnjeg maksimuma (sa modelovanom potrošnjom prema zahtjevima
velikih potrošaĉa „Porto Montenegro“ i „Luštica Development“) dolazi do sljedećih kritiĉnih
stanja:
8-92
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
110 kV dalekovoda TS Podgorica 2 – TS Virpazar nakon ispada 110 kV voda TS
Podgorica 1 – TS Podgorica 3
Problem se moţe riješiti rekonstrukcijom postojećeg 110 kV dalekovoda podgorica 2 – TS
Virpazar, ili dispeĉerskom akcijom, razdvajanja sabirnica i radijalnim povezivanjem TS
Podgorica 5 na TS Podgorica 2. U svakom sluĉaju se preporuĉuje u narednom periodu
rekonstrukcija ovog dalekovoda i promjena kapaciteta na najmanje 240/40mm 2 (postojeći je
150/25mm2, 90 MVA), ĉime bi se i ovaj problem riješio na duţi rok.

Tabela 8-29 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti - ljetnjii režim 2016.
Napon
110
Ispad elementa
Podgorica 1 –
Podgorica 3
Preopterećen element
110 kV DV
Podgorica 2 –
Virpazar
Sn
(MVA)
S
(MVA)
I/In(%)
89.5
82.0
102.6
Konaĉna topologija za 2016. godinu je prikazana na slici (Slika 8-55).
8-93
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2
5
1
4
7
6
8
3
9
Slika 8-55 –Konačna topologija – 2016. godina
8-94
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2017
8-95
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.8 2017. godina
8.8.1 Polazna konfiguracija mreţe
U 2017. godini oĉekuje se povećanje vršnog opterećenja TS Ţabljak nakon izgradnje novog
hotelskog kompleksa pa će potrošnja u zimskom periodu iznositi pribliţno 20 MW, dok se u
ljetnjem periodu opterećenje kompleksa procjenjuje na oko 3 MW. TakoĊe, u 2017. godini je
planiran i završetak dijela autoputa koji će se napajati iz dva pravca (tj. dvije dionice): Smokovac
– Mateševo od 20 MW opterećenja i dionica Bar – Podgorica takoĊe od 20 MW opterećenja.
Na slici (Slika 8-56) prikazan je profil opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu zimskog maksimuma bez neophodnih pojaĉanja sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:
 Dvostruki dalekovod 110 kV HE Perućica – TS Podgorica 1 je, usljed visoke
angaţovanosti HE Perućica, VE Krnovo, HE Šavnik i HE Pluţine opterećen sa 69% od
svoje prenosne moći, dok je 110 kV dalekovod HE Perućica – TS Danilovgrad opterećen
64% od svoje prenosne moći
 110 kV dalekovod TS Podgorica 1 – TS Podgorica 3 je u baznom reţimu opterećen 75%
od svoje prenosne moći
 Opterećenost pravca 110 kV TS Brezna – TS Kliĉevo – TS Nikšić je preko 60% od
prenosne moći ovih dalekovoda zbog plasmana kompletne proizvodnje VE Krnovo, HE
Šavnik i HE Pluţine preko ovog dalekovoda
Slika 8-56- Profil opterećenosti elemenata prenosne mreže Crne Gore bez planiranih pojačanja u režimu
zimskog maksimuma 2017. godine
Posebno treba naglasiti slijedeće kritiĉne ispade:
 ispad 400 kV dalekovoda TS Trebinje (BA) – TS Lastva koji dovodi do kritiĉnog
opterećenja paralelnog 220 kV dalekovoda TS Trebinje – HE Perućica od oko 95% od
termiĉke granice
 ispad jednog 110 kV dalekovoda na pravcu HE Perućica – TS Podgorica 1 dovodi do
kritiĉnog opterećivanja drugog dalekovoda na istom pravcu od oko 92% od termiĉke
granice
 ispad jednog poveznog dalekovoda izmeĊu TS Podgorica 1 i TS Podgorica 2 dovodi do
opterećenja drugog dalekovoda na istom pravcu od 87% usljed visokog injektiranja
8-96
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine

proizvodnje u 110 kV ĉvor u TS Podgorica 1 dok se znaĉajno veći dio potrošnje napaja
preko TS Podgorica 2
ispad 110 kV dalekovoda TS Podgorica 1 – TS Podgorica 3 dovodi do kritiĉnog
opterećenja 110 kV dalekovoda TS Podgorica 2 – TS Virpazar od oko 92% od termiĉke
granice
Na slici (Slika 8-57) prikazan je profil opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu ljetnjeg maksimuma bez neophodnih pojaĉanja sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:
 110 kV dalekovod TS Podgorica 1 – TS Podgorica 3 je u baznom reţimu opterećen 81%
od svoje prenosne moći
Slika 8-57- Profil opterećenosti elemenata prenosne mreže bez planiranih pojačanja u režimu ljetnjeg
maksimuma 2017. godine
Rezultati analize N-1 kriterijuma sigurnosti za reţim ljetnjeg maksimuma su pokazali sljedeće:
 ispad 110 kV dalekovoda TS Podgorica 1 – TS Podgorica 3 dovodi do preopterećenja
110 kV dalekovoda TS Podgorica 2 – TS Virpazar od 130% od termiĉke granice ovog
voda
 ispad 110 kV dalekovoda TS Podgorica 3 – TS Podgorica 5 dovodi do preopterećenja
110 kV dalekovoda TS Podgorica 2 – TS Virpazar od oko 103% od termiĉke granice
 ispad 110 kV dalekovoda TS G.Zeta – TS Podgorica 5 dovodi do kritiĉnog opterećenja
110 kV dalekovoda TS Podgorica 2 – Virpazar od oko 90% od termiĉke granice
8-97
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.8.2 Kandidati za pojaĉanja mreţe
Na osnovu rezultata dobijenih analizom tokova snaga i analizom sigurnosti za 2017. godinu bez
pojaĉanja u mreţi napravljena je selekcija elemenata prenosne mreţe koji bi trebalo da budu u
pogonu u 2017. godini. Elementi prenosne mreţe koji su kandidati za njeno pojaĉanje
predloţeni su uvaţavajući uoĉene probleme u prenosnoj mreţi bez predloţenih projekata kao i
uvaţavajući mogućnosti prikljuĉenja proizvodnih objekata predviĊenih planom dostavljenim od
nadleţnog ministarstva. Prilikom opisa pojedinaĉnih projekata posebno je napomenuto da li je
odreĊeni projekat vezan za prikljuĉenje novih proizvodnih objekata odnosno da li se njegova
realizacija moţe pomijerati u skladu sa dinamikom ulaska u pogon proizvodnih objekata.
TakoĊe, prilikom same selekcije projekata koji bi trebalo da budu u pogonu u 2017. godini
vodilo se raĉuna o već zapoĉetim projektima u prethodnim godinama ĉija će realizacija uslijediti
u godinama nakon 2017. godine (Tabela 8-30).
Tabela 8-30 - Projekti u prenosnoj mreži Crne Gore u toku 2017. godine
PROJEKAT
KRATAK OPIS
GLAVNI CILJEVI
- poboljšanje kvaliteta isporučene
električne energije
- smanjenje gubitaka u prenosnoj i
distributivnoj mreţi
- povećanje snage u transformaciji
- sigurnije i pouzdanije napajanje
regiona Tivta
Rekonstrukcija TS 110/35 kV Tivat
(nabavka, izrada projek.dokum. i
ugradnja transformatora 110/35 kV,
63 MVA ili 40 MVA)
- Zamjena transformatora 110/35 kV, 20
MVA transformatorom većeg kapaciteta
40MVA
Rekonstrukcija 220 kV DV HE
Perućica - Podgorica 1
- Rekonstrukcija dalekovoda (zamjena
zaštitnog uţeta, zamjena provodnog
uţeta, izolatorskih lanaca, popravka ili
zamjena stubova, sanacija kritičnih
visina...)
- Smanjenje troškova odrţavanja i
vremena neraspoloţivosti
- Produţavanje radnog vjeka
Rekonstrukcija 110 kV DV Budva Bar
- Rekonstrukcija dalekovoda (zamjena
zaštitnog uţeta, zamjena provodnog
uţeta, izolatorskih lanaca, popravka ili
zamjena stubova, sanacija kritičnih
visina...)
- Smanjenje troškova odrţavanja i
vremena neraspoloţivosti
- Produţavanje radnog vjeka
Rekonstrukcija 110 kV DV
Podgorica - Virpazar - Bar
- Zamjena dalekovoda (zamjena
zaštitnog uţeta, zamjena provodnog
uţeta, stubova)
- Zamjena dalekovodnih polja
- Smanjenje troškova odrţavanja i
vremena neraspoloţivosti
- Produţavanje radnog vjeka
Zamjena transformatorske jedinice
110/35 kV 20 MVA u TS Mojkovac
- Zamjena transformatorske jedinice
110/35 kV 20 MVA u TS Mojkovac
- povećanje kapaciteta u
transformaciji
Rekonstrukcija 110 kV DV Tivat –
H.Novi
- Rekonstrukcija dalekovoda (zamjena
zaštitnog uţeta, zamjena provodnog
uţeta, izolatorskih lanaca, popravka ili
zamjena stubova, sanacija kritičnih
visina...)
- Smanjenje troškova odrţavanja i
vremena neraspoloţivosti
- Produţavanje radnog vjeka
8-98
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1. Rekonstrukcija TS 110/35 kV Tivat (nabavka, izrada projek.dokum. i ugradnja
transformatora 110/35 kV, 63 MVA ili 40 MVA)
Podruĉje ED Tivat se na naponskom nivou 110 kV napaja iz TS 110/35 kV Tivat snage 63 MVA
(ugraĊen u toku 2011. godine) i 20 MVA, te dalekovodima 110 kV iz pravca TS Lastva i TS
Herceg Novi, prenosne moći 470 A (90 MW).
Postojeće stanje je takvo da transformatori rade odvojeno tako da jedan napaja kablovsku
mreţu na podruĉju Tivta, a drugi vazdušne vodove zbog razliĉitog statusa uzemljenja neutralne
taĉke mreţe 35 kV.
Intezivni razvoj podruĉja Crnogorskog primorja zadnjih godina i sve veći zahtjev za prikljuĉenje
novih potrošaĉa nametnuo je potrebu za rekonstrukcijom postojeće trafostanice zamjenom
drugog transformatora novim veće snage kako bi se obezbijedilo kvalitetno i pouzdano
snabdijevanje kako postojećih tako i novih potrošaĉa meĊu kojima je najznaĉajniji »Porto
Montenegro«.
Oĉekivani benefiti:
- poboljšanje kvaliteta isporuĉene elektriĉne energije
- smanjenje gubitaka u prenosnoj i distributivnoj mreţi
- povećanje snage u transformaciji
- sigurnije i pouzdanije napajanje regiona Tivta
Uz sve prethodno navedeno, na osnovu zahtjeva kompanije „Adiatic Marinas“ d.o.o. iz Tivta za
prikljuĉenje elektroenergetskog objekta potrošaĉa na mreţu EES Crne Gore, EPCG je izdala
Rješenje o izdavanju uslova za izradu tehniĉke dokumentacije gdje su definisani uslovi za
izradu iste. S obzirom da se radi o objektu priliĉno velikog kapaciteta (27MW), neophodno je
izvršiti zamjenu drugog energetskog transformatora u TS Tivat, kapaciteta 20MVA energetskim
transformatorom većeg kapaciteta.
Obim radova:
- Zamjena transformatora 110/35 kV, 20 MVA transformatorom većeg kapaciteta 40MVA
ili 63MVA
2. Rekonstrukcija dalekovoda 220 kV HE Perućica – Podgorica 1
Dalekovod 220 kV AlFe 360/57 mm2 HE Perućica - Podgorica 1 je izgraĊen 1965 i
rekonstruisan je dijelom 1981. godine. Po usvojenim kriterijumima planiranja potrebno je izvršiti
njegovu rekonstrukciju nakon navršenih 50 godina njegove eksploatacije.
Obim radova:
o Rekonstrukcija dalekovoda (zamjena zaštitnog uţeta, zamjena provodnog uţeta,
izolatorskih lanaca, popravka ili zamjena stubova, sanacija kritiĉnih visina...);
Oĉekivani benefiti:
o Smanjenje troškova odrţavanja i vremena neraspoloţivosti
o Produţavanje radnog vjeka
3. Rekonstrukcija dalekovoda 110 kV TS Budva – TS Bar
Dalekovod 110 kV AlFe 150/25 mm2 TS Budva – TS Bar je izgraĊen 1977. godine. Potrebno je
izvršiti njegovu rekonstrukciju u cilju povećanja prenosne moći kao i povećanja nivoa
pouzdanosti ovog dalekovoda.
8-99
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Obim radova:
o Rekonstrukcija dalekovoda (zamjena zaštitnog uţeta, zamjena provodnog uţeta,
izolatorskih lanaca, popravka ili zamjena stubova, sanacija kritiĉnih visina...);
Oĉekivani benefiti:
o Smanjenje troškova odrţavanja i vremena neraspoloţivosti
o Produţavanje radnog vjeka
4. Rekonstrukcija dalekovoda 110 kV TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar
Dalekovod 110 kV AlFe 150/25 mm2 TS Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar je izgraĊen 1967.
godine.
Obim radova:
o Rekonstrukcija dalekovoda i povećanje presjeka na 240/40 mm2 (zamjena zaštitnog
uţeta, zamjena provodnog uţeta, izolatorskih lanaca, popravka ili zamjena stubova,
sanacija kritiĉnih visina...);
Oĉekivani benefiti:
o Smanjenje troškova odrţavanja i vremena neraspoloţivosti
o Produţavanje radnog vjeka
5. Zamjena transformatorske jedinice 110/35 kV, 20MVA u TS Mojkovac
Prema usvojenim kriterijumima planiranja potrebno je izvršiti rekonstrukciju (zamjenu)
transformatora po isteku 40 godina od njegovog puštanja u pogon.
-
Zamjena transformatorske jedinice 110/35 kV 20 MVA u TS Mojkovac
6. Rekonstrukcija dalekovoda 110 kV TS Tivat – TS H.Novi
Dalekovod 110 kV AlFe 150/25 mm2 TS Tivat – TS H.Novi je izgraĊen 1971. godine. Potrebno
je izvršiti njegovu rekonstrukciju u cilju povećanja prenosne moći kao i povećanja nivoa
pouzdanosti ovog dalekovoda (zamjenom uţeta većegpresjeka 240/40 mm2).
Obim radova:
o Rekonstrukcija dalekovoda (zamjena zaštitnog uţeta, zamjena provodnog uţeta,
izolatorskih lanaca, popravka ili zamjena stubova, sanacija kritiĉnih visina...);
Oĉekivani benefiti:
o Smanjenje troškova odrţavanja i vremena neraspoloţivosti
o Povećanje pouzdanosti napajanja i z pravca TS Lastva (TS Tivat)
o Produţavanje radnog vjeka
8-100
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.8.3 Analiza planirane topologije za 2017. godinu
U ovom poglavlju detaljno su analizirane karakteristike prenosne mreţe Crne Gore sa
stanovišta opterećenja elemenata, gubitaka u prenosnoj mreţi, naponskih prilika i N-1
kriterijuma sigurnosti, za karakteristiĉne reţime zimskog i ljetnjeg maksimuma nakon pojaĉanja
mreţe planiranih za 2017. godinu.
8.8.3.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
Analiza tokova snaga su pokazale sljedeće:
 za maksimalan zimski reţim
 Analiza tokova snaga je pokazala da planirane rekonstrukcije (promjena presjeka
provodnika) nisu znaĉajnije uticale na opterećenja elemnata prenosne mreţe, izuzev
na samim rekonstruisanim elemetima ĉija su opterećenja smanjena znaĉajno ispod
80% termiĉke granice
 Naponi su u svim ĉvorovima prenosne mreţe su u dozvoljenim granicama.
 za maksimalan ljetnji reţim
 Analiza tokova snaga je pokazala da planirane rekonstrukcije (promjena presjeka
provodnika) nisu znaĉajnije uticale na opterećenja elemnata prenosne mreţe, izuzev
na samim rekonstruisanim elemetima ĉija su opterećenja smanjena znaĉajno ispod
80% termiĉke granice
 Naponi su u svim ĉvorovima prenosne mreţe su u dozvoljenim granicama s tim da
su u podruĉju Ulcinja i Bara blago ispod svojih nominalnih vrijednosti.
Znaĉajnije promjene i otklanjanje potencijalnih zagušenja u 110 kV mreţi se oĉekuju u 2018.
godini kada je planiran ulazak u pogon TS 400/110 kV Brezna.
8.8.3.2 Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-31 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirani reţim.
Tabela 8-31 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Zima 2017.
Ljeto 2017.
Proizvodnja Potrošnja Gubici Proizvodnja Potrošnja Gubici
MW
MW
MW
MW
MW
MW
1134.7
947.3
42
416
875.7
39.2
Ukupni gubici u EES Crne Gore u analiziranim reţimima se nisu znaĉajnije promijenila, u
odnosu na prethodnu godinu, pri ĉemu u zimskom reţimu iznosi 42 MW (4.4%), a u ljetnjem
39MW (4.48%) u odnosu na ukupnu potrošnju Crne Gore. Poredeći sa gubicima iz 2016.
godine (42.9 MW tj. 4.8% u zimskom i 34.5 MW tj. 4.5% u ljetnjem reţimu) uoĉava se da su
gubici na praktiĉno istom nivou u relativnim jedinicama dok je povećanje u procentima u ljetnjem
reţimu znatno veće usljed porasta potrošnje naroĉito velikih potrošaĉa (hotelski kompleksi na
moru, Porto Montenegro, Autoput).
8-101
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.8.3.3 Analiza prenosne moći i zagušenja
Analizom sigurnosti (N-1 kriterijum sigurnosti) se u zimskom reţimu uoĉava da je broj kritiĉnih
elemenata u prenosnoj mreţi smanjen prije svega rekonstrukcijom 110 kV dalekovoda TS
Podgorica 2 – TS Virpazar – TS Bar. Problem sa zagušenjima na 110 kV pravcu HE Perućica –
Podgorica i dalje postoji i njegovo otklanjanje se oĉekuje ulaskom u pogon TS 400/110 kV
Brezna koje je predviĊeno za 2018. godinu.
TakoĊe, ulaskom u pogon TS Brezna znaĉajno će se smanjiti prelazni tokovi izmeĊu TS
Podgorica 1 i TS Podgorica 2 (ispadom jednog voda 2x240/40 mm2 izmeĊu TS Podgorica 1 i TS
Podgorica 2 dolazi do kritiĉnog opterećivanja drugog voda na istom pravcu) u zimskim reţimima
koji nastaju usljed velikog injektiranja snage u ĉvor TS Podgorica 1, dok je znaĉajno veća
potrošnja vezana na TS Podgorica 2.
Ovi problemi se do ulaska u pogon TS Brezna moraju rješavati sekcionisanjem sabirnica u TS
Podgorica 2, tako što će se što veći dio potrošnje u TS Podgorica 2 (ukljuĉujući KAP) odvojiti od
ostatka mreţe i ostaviti da se direktno napaja preko 400/110 kV transformatora, što će znaĉajno
smanjiti prelazne tokove izmeĊu TS Podgorica 1 i TS Podgorica 2.
Rezultati analize N-1 sigurnosti su prikazani u tabeli (Tabela 8-32).
Tabela 8-32 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti - zimski režim 2017.
Napon
(kV)
Ispad elementa
110
HE Perućica – Podgorica
1 (2)
110
HE Perućica-Danilovgrad
110
Podgorica 1 – Podgorica
2 (1)
Preopterećen element
110kV
DV
110kV
DV
110kV
DV
HE Perućica –
Podgorica 1 (1)
HE Perućica –
Podgorica 1
Podgorica 1 –
Podgorica 2 (2)
Sn
(MVA)
S
(MVA)
I/In(%)
122.9
118.2
92.2
122.9
114.9
89.6
245.8
219
87.0
U ljetnjem reţimu nema kritiĉnih elemenata nakon bilo kojeg ispada u prenosnoj mreţi
Crne Gore. Bitno je napomenuti da je uklopno stanje 110 kV mreţe na podruĉju
Podgorice takvo da su sistemi sabirnica u TS Podgorica 5 povezani, što znaĉajno
poboljšava prenosne kapacitete na znaĉajno opterećenom pravcu Podgorica –
Golubovci – Virpazar.
Konaĉna topologija za 2017. godinu je prikazana na sljedećoj slici (Slika 8-58).
8-102
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
5
2
4
6
1
3
Slika 8-58 – Konačna topologija - 2017. godina
8-103
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2018
8-104
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.9 2018. godina
8.9.1 Polazna konfiguracija mreţe
Prema planu razvoja proizvodnih jedinica dostavljenom od strane nadleţnog ministarstva u
2018. godini oĉekuje se ulazak u pogon slijedećih proizvodnih objekata:



TE Maoĉe – 250 MW - prikljuĉak po principu ulaz/izlaz na 400 kV dalekovod Pljevlja Ribarevine
HE Komarnica – 168 MW – optimalan naĉin prikljuĉenja realizovaće se u dogovoru sa
investitorom, a opcije prikljuĉenja su slijedeće:
 prikljuĉak na 110 kV naponski nivo u TS 110/35 kV Brezna
 prikljuĉak po principu ulaz/izlaz na 400 kV dalekovod Lastva - (Brezna) – Pljevlja
 prikljuĉak na 400 kV naponski nivo u novoizgraĊenu TS 400/110 kV Brezna po
principu „produţenih sabirnica“
VE Krnovo – podizanje snage sa 50 MW na 72 MW (faza II)
Što se tiĉe velikih potrošaĉkih objekata u 2018. godini, prema dostavljenom planu nije
predviĊen ulazak u pogon novih objekata, kao ni znaĉajnijeg povećanje vršnog opterećenja
postojećih objekata
Na slici (Slika 8-59) prikazan je profil opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu zimskog maksimuma bez planiranih pojaĉanja sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:
 Visoka opterećenost 110 kV pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 usljed visoke
angaţovanosti proizvodnih objekata u regionu (HE Perućica, HE Šavnik, HE Pluţine i
VE Krnovo) kao i usljed povećanja instalisane snage u VE Krnovo sa 50 na 72 MW.
 Visoka opterećenost 110 kV pravca TS Brezna – TS Kliĉevo – TS Nikšić preko koga se
prenosi više od 80% od ukupne snage angaţovanosti HE Šavnik, HE Pluţine i VE
Krnovo
Slika 8-59- Profil opterećenosti elemenata prenosne mreže Crne Gore bez planiranih pojačanja u režimu
zimskog maksimuma 2018. godine
Na slici (Slika 8-60) prikazan je profil opterećenosti elemenata prenosne mreţe Crne Gore u
reţimu ljetnjeg maksimuma bez neophodnih pojaĉanja sa koga se moţe uoĉiti slijedeće:
 Visoka opterećenost 110 kV DV TS Podgorica 1 – TS Podgorica 3 (70% termiĉke
granice).
8-105
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Slika 8-60- Profil opterećenosti elemenata prenosne mreže bez planiranih pojačanja u režimu ljetnjeg
maksimuma 2018. godine
U analizi sigurnosti N-1 nije zabiljeţeno ni jedno znaĉajnije opterećenje izuzev ispada na 400
kV mreţi na pravcima ka DC kablu pri ĉemu je praktiĉno jedini kritiĉan element 110 kV
dalekovod TS Brezna – TS Kliĉevo koji se opterećuje sa oko 90% sopstvene termiĉke granice.
Ispadi prilikom velikih tranzita u 400kV mreţi izazivaju porast opterećenja na paralelnom 110 kV
pravcu Pljevlja – Nikšić – primorje, pri ĉemu je najveći porast na 110 kV dalekovodu TS Brezna
– TS Kliĉevo usljed dodatnog injektiranja 72 MW iz VE Krnovo.
8.9.2 Kandidati za pojaĉanja mreţe
Na osnovu rezultata dobijenih analizom tokova snaga i analizom sigurnosti za 2018. godinu bez
pojaĉanja u mreţi napravljena je selekcija elemenata prenosne mreţe koji bi trebalo da budu u
pogonu u 2018. godini. Elementi prenosne mreţe koji su kandidati za njeno pojaĉanje
predloţeni su uvaţavajući uoĉene probleme u prenosnoj mreţi bez predloţenih projekata kao i
uvaţavajući mogućnosti prikljuĉenja proizvodnih objekata predviĊenih planom dostavljenim od
nadleţnog ministarstva. Prilikom opisa pojedinaĉnih projekata posebno je napomenuto da li je
odreĊeni projekat vezan za prikljuĉenje novih proizvodnih objekata odnosno da li se njegova
realizacija moţe pomerati u skladu sa dinamikom ulaska u pogon proizvodnih objekata. (Tabela
8-33).
Tabela 8-33 - Projekti u prenosnoj mreži Crne Gore u toku 2018. godine
PROJEKAT
a-Izgradnja TS 400/110 kV Brezna
KRATAK OPIS
- izgradnja dva sistema sabirnica 400kV i dva sistema
sabirnica 110kV, bez pomoćnih sistema sabirnica
- tri dalekovodna polja za povezivanje na postojeću 400kV
mreţu, dva transformatorska polja, spojno polje i dva
rezervna polja (trafo i dalekovodno polje) na 400kV strani
- četiri dalekovodna polja, dva transformatorska polja,
spojno polje, i dva do četiri rezervna polja na 110kV strani
- izgradnja dva 400 kV dalekovoda (2 x X km do trase 400
kV DV Lastva Grbaljska - Pljevlja)
- ugradnja dva transformatora 400/110 kV (2x300 MVA)
GLAVNI CILJEVI
- sistemsko rješenje problema
zagušenja na pravcu HE Perućica –
TS Podgorica 1 koji je od vitalnog
značaja po stabilnost EES Crne Gore
- smanjenje gubitaka u prenosnoj
mreţi
- zamjena postojećeg transformatora sa „phase-shift“
b-Ugradnja 220/110 kV "phase-shift"
transformatorom 150 MVA ugao regulacije 90° i ugradnja
transformatora 2x150MVA u HE
novog „phase-shift“ transformatora 150 MVA ugao
Perućica
regulacije 90°
8-106
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1. a) Izgradnja TS Brezna (II faza - transformacija 400/110 kV)
U sluĉaju zahtjeva za podizanjem instalisanog kapaciteta u VE Krnovo nakon 2020. godine na
144 MW, kao i u sluĉaju zahtijeva za prikljuĉenjem HE Komarnica (predviĊeno planom
dobijenim od ministarstva u 2018. godini) potrebno je predvidjeti izgradnju nove 400/110 kV
transformatorske stanice na lokaciji TS 110/35 kV Brezna. Izgradnjom ove transformatorske
stanice koja bi se povezala na 400 kV dalekovod Lastva Grbaljska – Pljevlja po principu
ulaz/izlaz omogućila bi se evakuacija snage od oko 200 MW bez HE Komarnica (mHE Šavnik,
mHE Pluţine i VE Krnovo) ili, oko 370 MW sa HE Komarnica (zbog blizine HE Komarnica i
lokacije TS Brezna povezivanje HE Komarnica moguće je ostvariti alternativno i na 400 kV i na
110 kV naponskom nivou po principu produţenih sabirnica). Neophodno je istaći da je planom
realizacije TS 400/110 kV Brezna predviĊeno da se transformator 110 /35 kV preko koga se
napaja region Pive i 110 kV dalekovod Kliĉevo – Brezna moraju odvojiti na posebni sistem 110
kV sabirnica kako bi se odvojio potrošaĉki dio mreţe od proizvodnih ĉvorova i na taj naĉin
omogućila maksimalna evakuacija snage na 400 kV naponski nivo. Takvim naĉinom realizacije
predmetne transformatorske stanice rješavaju se problemi sa zagušenošću 110 kV pravca HE
Perućica – TS Podgorica 1 prilikom maksimalnog angaţovanja generatora u mHE Šavnik, mHE
Pluţine, VE Krnovo i HE Perućica.
Obim radova:
 izgradnja dva sistema sabirnica 400kV i dva sistema sabirnica 110kV, bez pomoćnih
sistema sabirnica
 tri dalekovodna polja za povezivanje na postojeću 400kV mreţu, dva transformatorska
polja, spojno polje i dva rezervna polja (trafo i dalekovodno polje) na 400kV strani
 ĉetiri dalekovodna polja, dva transformatorska polja, spojno polje, i dva do ĉetiri
rezervna polja na 110kV strani
 izgradnja dva 400 kV dalekovoda (2 x X km do trase 400 kV DV Lastva Grbaljska Pljevlja)
 ugradnja dva transformatora 400/110 kV (2x300 MVA)
Oĉekivani benefiti:
- sistemsko rješenje problema zagušenja na pravcu HE Perućica – TS Podgorica 1 koji je
od vitalnog znaĉaja po stabilnost EES Crne Gore
- smanjenje gubitaka u prenosnoj mreţi za oko 4MW u zimskom reţimu
8-107
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
≈150 MW
≈120 MW
330 MW
≈170 MW
≈130 MW
≈200 MW
≈235 MW
Slika 8-61 - Opterećenost pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 bez i sa TS 400/110 kV Brezna
Na osnovu rezultata analize tokova snaga u regionu ED Nikšić u reţimima sa i bez TS 400/110
kV Brezna izvedeni su sljedeći zakljuĉci iz kojih se jasno vide tehniĉki i ekonomski kriterijumi
opravdanosti njene izgradnje:
-
-
ulaskom 400/110 kV TS Brezna u pogon rješava se problem neispunjenosti N-1
kriterijuma sigurnosti na pravcu HE Perućica – TS Podgorica 1, jer se pri punoj
angaţovanosti HE Perućica (350 MW), VE Krnovo (144 MW), mHE Šavnik i mHE
Pluţine (50 MW) javljaju preopterećenja na 110 kV pravcu HE Perućica – Podgorica 1
prilikom ispada bilo kojeg od druga dva dalekovoda na ovom istom pravcu.
U analiziranom zimskom karakteristiĉnom reţimu pri maksimalnoj angaţovanosti
pomenutih proizvodnih objekata uoĉava se smanjenje gubitaka od 4 MW u reţimu sa TS
Brezna u odnosu na isti reţim bez predmetne transformatorske stanice.
b) Ugradnja 220/110 kV "phase-shift" transformatora 2x150MVA u HE Perućica
Kao alternativno rješenje ugradnji TR 400/110 kV u TS Brezna, analizirana je ugradnja dva
„phase – shift“ transformatora u HE Perućica u cilju „podizanja“ proizvedene snage iz HE
Perućica na 220 kV naponski nivo i rasterećenja 110 kV pravca prema Podgorici.
Obim radova:
 Zamjena postojećeg transformatora sa „phase-shift“ transformatorom 150 MVA ugao
regulacije 90°
8-108
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Oĉekivani benefiti:
- sistemsko rješenje problema zagušenja na pravcu HE Perućica – TS Podgorica 1 koji je
od vitalnog znaĉaja po stabilnost EES Crne Gore
- smanjenje gubitaka u prenosnoj mreţi
≈150 MW
160 MW
160 MW
≈260 MW
Slika 8-62 - Tokovi snaga i opterećenost pravca HE Perućica – TS Podgorica 1 u slučaju ugradnje dva
„phase-shift“ transformatora
Na osnovu rezultata analize tokova snaga u regionu ED Nikšić u reţimima „phase-shift“
transformatora izvedeni su sljedeći zakljuĉci iz kojih se jasno vide tehniĉki i ekonomski
kriterijumi opravdanosti njene izgradnje:
-
ulaskom „phase-shift“ transformatora u pogon rješava se problem neispunjenosti N-1
kriterijuma sigurnosti na pravcu HE Perućica – TS Podgorica 1
U analiziranom zimskom karakteristiĉnom reţimu pri maksimalnoj angaţovanosti pomenutih
proizvodnih objekata uoĉava se smanjenje gubitaka od 3 MW u reţimu sa ugraĊenim phaseshift transformatorom u odnosu na isti reţim bez phase-shift transformatora.
8-109
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.9.3 Analiza planirane topologije za 2018. godinu
Nakon uoĉenih problema u mreţi u 2018. godini za karakteristiĉne reţime zimskog i ljetnjeg
maksimuma u sluĉaju ulaska u pogon planiranih proizvodnih objekata i velikih potrošaĉa kao i
definisanih kandidata za pojaĉanje prenosne mreţe u okviru ovog poglavlja detaljno su
analizirane karakteristike prenosne mreţe Crne Gore sa stanovišta opterećenja elemenata,
gubitaka u prenosnoj mreţi, naponskih prilika i N-1 kriterijuma sigurnosti.
8.9.3.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
Analizom tokova snaga prenosne mreţe nakon ulaska u pogon planiranih elemenata moţe se
uoĉiti slijedeće:
 za maksimalan zimski reţim
 Izgradnjom TS 400/110 kV Brezna znaĉajno se rasterećuju zagušeni 110 kV pravci
TS Brezna – TS Kliĉevo – TS Nikšić kao i HE Perućica – TS Podgorica1.
Razdvajanjem 110 kV sabirnica u TS Brezna omogućeno je da se celokupna
proizvedena snaga iz VE Krnovo, HE Šavnik i HE Pluţine podigne na 400 kV
naponski nivo preko dva 400/110 kV transformatora i na taj naĉin spreĉe zagušenja
u 110 kV mreţi. Na taj naĉin se takoĊe spreĉava da ispadi elemenata u 400 kV
mreţi prema DC kablu izazovu preopterećenja u paralelnoj 110 kV mreţi
 Svi elementi prenosne mreţe Crne Gore opterećeni su ispod 60% od svoje prenosne
moćiAnaliza tokova snaga je pokazala da planirane rekonstrukcije (promjena
presjeka provodnika) nisu znaĉajnije uticale na opterećenja elemnata prenosne
mreţe, izuzev na samim rekonstruisanim elemetima ĉija su opterećenja smanjena
znaĉajno ispod 80% termiĉke granice
 Naponi su u svim ĉvorovima prenosne mreţe su u dozvoljenim granicama
8-110
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.9.3.2 Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-34 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirani reţim.
Tabela 8-34 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Zima 2018.
Ljeto 2018.
Proizvodnja Potrošnja Gubici Proizvodnja Potrošnja Gubici
MW
MW
MW
MW
MW
MW
1383.6
961
38.2
566.6
890
41.1
Ukupni gubici u zimskom reţimu su 38.8 MW što iznosi 4% u odnosu na ukupnu potrošnju Crne
Gore. Moţe se zakljuĉiti da su se ulaskom u pogon TS 400/110 kV Brezna u reţimu zimskog
maksimuma gubici aktivne snage u prenosnoj mreţi Crne Gore znaĉajno smanjili u odnosu na
isti reţim u prethodnoj 2017. godini. Imajući u vidu da gubici aktivne snage u prenosnoj mreţi
Crne Gore znaĉajno zavise od angaţovanja prije svega HE Perućice, a zatim i proizvodnih
objekata VE Krnovo, HE Šavnik i HE Pluţine koji injektiraju snagu u 110 kV mreţu i ĉije je satno
angaţovanje maksimalno u zimskim reţimima, treba istaći da će se ulaskom u pogon TS
400/110 Brezna znaĉajno smanjiti gubici na nivou godine.
U ljetnjem reţimu ukupni gubici u prenosnoj mreţi Crne Gore iznose 41.1 MW (4.6% u odnosu
na ukupnu potrošnju), što praktiĉno znaĉi da su gubici u ljetnjem reţimu na pribliţno istom nivou
kao i u prethodnoj godini.
8.9.3.3 Analiza prenosne moći i zagušenja
Analizom sigurnosti (N-1) kriterijum sigurnosti za zimski reţim se uoĉava da su nakon ulaska u
pogon TS 400/110 kV Brezna eliminisana uoĉena zagušenja u 110 kV mreţi (Tabela 8-35).
Treba istaći da se ulaskom u pogon TS Brezna, kojom se evakuišu injektiranja proizvodnih
objekata u regionu Nikšića na 400 kV naponski nivo, povećavaju tokovi iz HE Perućica prema
TS Nikšić preko dvostrukog 110 kV voda HE Perućica – TS Nikšić. Ugradnjom odgovarajućeg
filterskog postrojenja u Ţeljezaru Nikšić otvorila bi se mogućnost za puštanje i trećeg 110 kV
dalekovoda na ovom pravcu u paralelan rad koji trenutno sluţi samo za napajanje takozvanih
nemirnih pogona Ţeljezare ĉime bi se problem sa eventualnim zagušenjima na ovom pravcu
riješio.
Tabela 8-35 – Analiza (n-1) kriterijuma sigurnosti - zimski režim 2018.
Napon
(kV)
Ispad elementa
110
HE Perućica – Nikšić
(1)
400
Trebinje - Lastva
Preopterećen element
110 kV
DV
220 kV
DV
HE Perućica – Nikšić
(2)
Trebinje – HE
Perućica
Sn
S (MVA)
I/In(%)
122.9
108.4
85.8
274.4
245.2
85.4
U ljetnjem reţimu je kriterijum N-1 sigurnosti ispunjen za bilo koji ispad.
Slika 8-63 predstavlja konaĉnu topologiju za 2018. godinu.
8-111
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1
Slika 8-63 –Konačna topologija za 2018. godinu
8-112
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2019
8-113
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.10 2019. godina
8.10.1 Polazna konfiguracija mreţe
Planom razvoja proizvodnih jedinica, dostavljenim od strane nadleţnog ministarstva, u 2019.
godini nijesu predviĊeni novi proizvodni objekti (elektrane). Samo se u postojećoj TE Maoĉe
oĉekuje se ulazak u pogon druge generatorske jedinice:

TE Maoĉe – druga generatorska jedinica od 250 MW sa postojećim prikljuĉkom po
principu ulaz/izlaz na 400 kV dalekovod Pljevlja – Ribarevine. Ukupna snaga TE Maoĉe
u 2019. godini iznosiće 500 MW.
S obzirom da je navedena elektrana prikljuĉena na sistem Crne Gore u 400 kV ĉvoru njeno
angaţovanje će biti ograniĉeno na polovinu snage kako bi se ostale elektrane maksimalno
angaţovale i time stvorio nepovoljniji sluĉaj u radu 110 kV mreţe u regionu Podgorice (manji
nivo snage dolazi iz 400 kV mreţe kroz transformatore u TS Podgorica 2). Na ovaj naĉin se
iniciraju eventualno kritiĉni problemi u mreţi i ide se na stranu sigurnosti.
U 2019. godini, prema dostavljenom planu nije predviĊen ulazak u pogon novih velikih
potrošaĉa. Promjena u potrošnji ukljuĉuje samo porast prema procenjenoj godišnjoj stopi i to
samo za potrošaĉe koji se snabdijevaju preko distributivne mreţe.
Bez obzira na reţim rada moţe se konstatovati sljedeće:

Svi elementi u prenosnoj mreţi Crne Gore opterećeni su ispod 80% predviĊenog
termiĉkog ograniĉenja.

Najopterećeniji elementi su 110 kV dalekovodi iz pravca HE Perućica ka Podgorici usljed
visoke angaţovanosti proizvodnih objekata u regionu (HE Perućica, HE Šavnik, HE
Pluţine i VE Krnovo) i blizine potrošaĉkog centra Podgorica, ali opterećenost ovog
pravca više nije kritiĉna nakon ulaska u pogon TS 400/110 kV Brezna. Sliĉan zakljuĉak
se moţe dati i za 110 kV dalekovode koji spajaju transformatorske stanice na podruĉju
Podgorice (Podgorica 1, 2, 3) gdje se nalazi i najopeterećeniji dalekovod TS Podgorica 1
– TS Podgorica 3 sa 75% vrijednosti dozvoljenog termiĉkog opterećenja.

Opterećenost 110 kV pravca TS Brezna – TS Kliĉevo – TS Nikšić preko koga se prenosi
više od 80% od ukupne snage angaţovanosti HE Šavnik, HE Pluţine i VE Krnovo,
doseţe do nivoa 50% termiĉki dozvoljenih vrijednosti.
Rezultati analize N-1 kriterijuma sigurnosti, za bilo koji reţim rada, pokazuju da ne postoje
preopterećeni elementi u prenosnom sistemu, niti elementi opterećeni iznad 80% termiĉke
granice, osim u već pomenutom sluĉaju ispada jednog dalekovoda HE Perućica – TS Nikšić
kada opterećenje drugog voda dostiţe 92% od termiĉke granice. Ovaj problem se rješava
povezivanjem trećeg dalekovoda HE Perućica – TS Nikšić u sistem i to ukljuĉivanjem spojnog
polja na 110 kV sabirnicama u TS Nikšić.
Najviše vrijednosti opterećenja nakon ispada iznose oko 80% i to preteţno na elementima koji
su već istaknuti u opisu profila opterećenja u prethodnom poglavlju (podruĉje grada Podgorice).
8-114
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.10.2 Kandidati za pojaĉanja mreţe
Na osnovu rezultata dobijenih analizom tokova snaga i analizom sigurnosti za 2019. godinu bez
pojaĉanja u mreţi pokazuje se da je napravljena selekcija elemenata prenosne mreţe koji bi
trebalo da budu u pogonu u 2018. godini odgovarajuća i eliminiše oĉekivane nedostatke u
mreţi. S obzirom da ne postoje nova ograniĉenja u mreţi, novi elementi predloţeni za pojaĉanje
u 2019. godini dominantni uticaj imaju na povećanje stepena pouzdanosti i sigurnosti napajanja
potrošaĉa (Tabela 8-36). To podrazumijeva prevashodno zamenu dotrajale i opreme niskog
stepena pouzdanosti kao i povećanje rezerve u transformatorima koji su ugroţeni usljed porasta
potrošnje u pojedinim podruĉjima.
Tabela 8-36 - Projekti u prenosnoj mreži Crne Gore u toku 2019. godine
PROJEKAT
KRATAK OPIS
GLAVNI CILJEVI
- Zamjena jedne transformatorske
jedinice 30 MVA u TS Nikšić
- povećanje kapaciteta u
transformaciji
Zamjena transformatorske jedinice
20 MVA u TS Cetinje
- Zamjena transformatorske jedinice 20
MVA u TS Cetinje
- povećanje kapaciteta u
transformaciji
Rekonstrukcija TS Cetinje (polja)
- zamjena I ugradnja nove opreme u
dalekovodno polje
- obezbjeĎivanje sigurnijeg,
pouzdanijeg i kvalitetnijeg napajanja
potrošača područja Cetinje
Zamjena jedne transformatorske
jedinice 30 MVA u TS Nikšić
1. Zamjena jedne transformatorske jedinice 30 MVA u TS Nikšić
Prema usvojenim kriterijumima planiranja potrebno je izvršiti rekonstrukciju (zamjenu)
transformatora po isteku 40 godina od njegovog puštanja u pogon.
-
Zamjena jedne transformatorske jedinice 30 MVA u TS Nikšić
2. Zamjena transformatorske jedinice 20 MVA u TS Cetinje
Prema usvojenim kriterijumima planiranja potrebno je izvršiti rekonstrukciju (zamjenu)
transformatora po isteku 40 godina od njegovog puštanja u pogon.
-
Zamjena transformatorske jedinice 20 MVA u TS Cetinje
3. a) Rekonstrukcija TS Cetinje (polja)
Prema usvojenim kriterijumima planiranja potrebno je izvršiti rekonstrukciju (zamjenu)
transformatora po isteku 40 godina od njegovog puštanja u pogon.
-
Rekonstrukcija TS Cetinje (polja)
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-115
8.10.3 Analiza planirane topologije za 2019. godinu
U prenosnoj mreţi u 2019. godini za karakteristiĉne reţime zimskog i ljetnjeg maksimuma u
sluĉaju ulaska u pogon planiranih proizvodnih objekata i porasta potrošnje nijesu uoĉeni
problemi u radu prenosne mreţe. Stoga, implementirana pojaĉanja prema investicionom planu
su znatno manjeg obima.
8.10.3.1
Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
Analizom tokova snaga prenosne mreţe nakon ulaska u pogon planiranih elemenata moţe se
uoĉiti slijedeće:

Nizak nivo iskorišćenja 400 kV i 220 kV mreţe, sa preteţnom opterećenosti 20% do
30% i pored tranzita prema DC kablu

Opterećenost 110 kV mreţe iznosi oko 60% dozvoljenih termiĉkih granica, sa najvišim
vrijednostima tokova snaga na dalekovodima koji povezuji 110 kV transformatorske
stanice na podruĉju opštine Podgorica. Istiĉe se 110 kV dalekovod Podgorica 1 –
Podgorica 3 sa opterećenjem od 75% pri topologiji sekcionisanih sabirnica u TS
Podgorica 5 kako bi se smanjili prelazni tokovi snaga izmeĊu TS Podgorica 1 i TS
Podgorica 2.

Sva implementirana pojaĉanja do 2019. godine prema investicionom planu omogućavaju
funkcionisanje prenosne mreţe bez ograniĉenja za nivo potrošnje prognoziran za 2019.
godinu.

Svi naponi su okviru dozvoljenih vrijednosti
8.10.3.2
Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-37 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirani reţim.
Tabela 8-37 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Zima 2019.
Ljeto 2019.
Proizvodnja Potrošnja Gubici Proizvodnja Potrošnja Gubici
MW
MW
MW
MW
MW
MW
1619.5
974
36.6
640.9
902.5
40
Ukupni gubici iznose 36.6 MW (3.75%) u zimskom i 40.0 MW (4.4%) u ljetnjem reţimu što je
znatno niţe nego u prethodnoj godini.
8.10.3.3
Analiza prenosne moći i zagušenja
Analizom sigurnosti (N-1) kriterijum sigurnosti sistema za simulaciju najkritiĉnijeg sluĉaja u
prenosnoj mreţi, kada preko crnogorskog prenosnog sistema tranzitira snaga od 1000 MW
prema Italiji (DC kabl), nijesu uoĉeni kritiĉni elementi. Implementirana pojaĉanja do 2019.
godine omogućavaju pun prenosni kapacitet sistema kako za maksimalnu oĉekivanu potrošnju
tako i za maksimalne tranzite uvaţavajući propisane sigurnosne kriterijume.
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-116
1
2
Slika 8-64 –Konačna topologija - – 2019. godina
8-117
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2020
8-118
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.11 2020. godina
8.11.1 Polazna konfiguracija mreţe
U okviru ovog poglavlja analizirana je opterećenost i ispad elemenata u mreţi (N-1) kriterijum
sigurnosti uvaţavajući planiranu topologiju prenosne mreţe iz prethodne 2019. godine bez
planiranih pojaĉanja.
Prema planu razvoja proizvodnje u 2020. godini ne oĉekuje se ulazak u pogon novih objekata:
Što se tiĉe velikih potrošnje u 2020. godini, takoĊe nije predviĊen ulazak u pogon novih velikih
potrošaĉa kao ni povećanje vršnog opterećenja postojećih velepotrošaĉa.
Za oba reţima se moţe uoĉiti slijedeće:

Svi elementi u prenosnoj mreţi Crne Gore opterećeni su ispod 80% propisanog
termiĉkog ograniĉenja.

Najopterećeniji su 110 kV dalekovodi iz pravca HE Perućica ka Podgorici kao i 110 kV
dalekovodi koji spajaju transformatorske stanice na podruĉju Podgorice (TS Podgorica
1, 2, 3).

Ne uoĉavaju se znaĉajne promjene u radu sistema u odnosu na prethodnu godinu.
8.11.2 Kandidati za pojaĉanja mreţe
Na osnovu rezultata dobijenih analizom tokova snaga i analizom sigurnosti za 2020. godinu
nijesu eskplicitno uoĉeni elementi prenosne mreţe koji bi morali biti pojaĉani 2020. godini.
Elementi prenosne mreţe koji su kandidati za njeno pojaĉanje predloţeni su uvaţavajući
uoĉene probleme preteţno sa aspekta prelaska na problematiku distributivnog nivoa (Tabela
8-38).
Tabela 8-38 - Projekti u prenosnoj mreži Crne Gore u toku 2020. godine
PROJEKAT
Izgradnja TS 110/x kV Bijela
KRATAK OPIS
- izgradnja nove TS 110/10 kV Bijela
2x20 MVA (neposredno uz postojeću TS
35/10 kV Bijela)
- izgradnja dva dalekovoda 110 kV AlFe
240/40 mm2 duţine 0.5 km (ili
dvostrukog 110 kV AlFe 2x240/40 mm2)
do postojećeg 110 kV dalekovoda TivatHerceg Novi
GLAVNI CILJEVI
- obezbjeĎivanje sigurnijeg,
pouzdanijeg i kvalitetnijeg napajanja
potrošača
- bolje naponsko reaktivne prilike
- smanjenje gubitaka u prenosnoj i
distributivnoj mreţi (kroz veću
iskorišćenost 110 kV i rasterećenje
35 kV mreţe)
1. Izgradnja TS 110/x kV Bijela
Trenutno se TS 35/10 kV Bijela snabdijeva iz 35 kV mreţe preko vazdušnog voda 35 kV Cu 50
mm2 Kumbor-Kamenari izgraĊenog još 1957 godine, po sistemu ulaz-izlaz. Izgradnjom ove
transformatorske stanice bi se rasteretila TS H.Novi i 35 kV mreţa i povećala pouzdanost
snabdijevanja (Slika 8-65).
Obim radova:
izgradnja nove TS 110/10 kV Bijela 2x20 MVA (neposredno uz postojeću TS 35/10 kV
Bijela)
8-119
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
izgradnja dva dalekovoda 110 kV AlFe 240/40 mm2 duţine 0.5 km (ili dvostrukog 110 kV
AlFe 2x240/40 mm2) do postojećeg 110 kV dalekovoda Tivat-Herceg Novi
Procijenjeni budţet iznosi 5.0 mil€.
Oĉekivani benefiti:
-
obezbjeĊivanje sigurnijeg, pouzdanijeg i kvalitetnijeg napajanja potrošaĉa
-
bolje naponsko reaktivne prilike
smanjenje gubitaka u prenosnoj i distributivnoj mreţi (kroz veću iskorišćenost 110 kV i
rasterećenje 35 kV mreţe)
Analizom tokova snaga i naponskih prilika u regionu kao i analizom gubitaka uoĉavaju se
sljedeći benefiti:
rasterećenje TS H.Novi i poboljšanje naponsko rekativnih prilika u 110 kV mreţi u ovom
regionu
-
poboljšanje naponsko reaktivnih prilika u distributivnoj mreţi ED H.Novi
preraspodjela gubitaka iz 35 kV mreţe u 110 kV (smanjenje gubitaka kroz prenos snage
kroz 110 kV mreţu).
Slika 8-65 - Tokovi snaga i opterećenost transformatora u TS Herceg Novom prije i poslije izgradnje TS
110/35 kV Bijela
8-120
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.11.3 Analiza planirane topologije za 2020. godinu
Anlize sa topologijom iz 2019. godine nijesu ukazale na probleme u prenosnoj mreţi Crne Gore.
Karakteristiĉni reţimi zimskog i ljetnjeg maksimuma sa planiranim objektom (TS Bijela) za 2020.
godinu detaljno su analizirani sa stanovišta opterećenja elemenata, gubitaka u prenosnoj mreţi,
naponskih prilika i N-1 kriterijuma sigurnosti imajuću u vidu prije svega porast potrošnje prema
predviĊenoj stopi rasta. Obzirom na prikazano stanje mreţe u 2019. godini i porast potrošnje,
ne oĉekuju se znaĉajne promjene i problemi u radu prenosne mreţe i sistema niti u 2020.
godini.
8.11.3.1
Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema
Analizom tokova snaga prenosne mreţe nakon ulaska u pogon planiranih elemenata moţe se
uoĉiti slijedeće:

Nizak nivo iskorištenja 400 kV i 220 kV mreţe, sa preteţnom opterećenosti 20% do 30%
i opterećenost i u 110 kV mreţe do 60% od dozvoljenih termiĉkih granica;

Izgradnjom TS 110/X Bijela naponske prilike su povoljnije na podruĉju Herceg Novog,
što potvrĊuje vreijdnost napona od 114 kV u odnosu na vrednost od 113 kV u topologiji
od 2019. godine pri porastu opterećenja. Istovremeno raterećeni su transformatori u
110/35 kV TS Herceg Novi;

Sva implementirana pojaĉanja zakljuĉno sa 2020. godinom prema investicionom planu
omogućavaju funkcionisanje prenosne mreţe bez ograniĉenja za nivo potrošnje,
proizvodnje i tranzita prognoziran za 2020. godinu.

Naponske prilike su u dozvoljenim granicama sa vrijednostima napona iznad nominalne
vrijednosti, sa najniţim vrijednostima u podruĉju Bara i Ulcinja (neznatno ispod
nominalnih).
8.11.3.2
Analiza gubitaka elektriĉne energije
Tabela 8-39 prikazuje bilans snage i raspodjelu gubitaka u prenosnoj mreţi Crne Gore za
analizirani reţim.
Tabela 8-39 – Bilans snage prenosne mreže EES Crne Gore
Zima 2020.
Ljeto 2020.
Proizvodnja Potrošnja Gubici Proizvodnja Potrošnja Gubici
MW
MW
MW
MW
MW
MW
1620.5
988.5
37.1
640.9
902.5
40
Ukupni gubici u EES Crne Gore u ovom reţimu iznose 37.1MW (3.75%) u zimskom i 40.4 MW
(4.4%) u ljetnjem reţimu što je praktiĉno na istom nivou kao i u 2019. godini.
8.11.3.3
Analiza prenosne moći i zagušenja
Analizom kriterijuma sigurnosti (N-1 kriterijum) sistema za simulaciju najkritiĉnijeg sluĉaja u
prenosnoj mreţi, kada preko crnogorskog prenosnog sistema tranzitira snaga od 1000 MW
prema Italiji (DC kabl), nijesu uoĉeni kritiĉni elementi. Implementirana pojaĉanja do 2020.
8-121
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
godine omogućavaju pun prenosni kapacitet sistema kako za maksimalnu oĉekivanu potrošnju
tako i za maksimalne tranzite uvaţavajući propisane sigurnosne kriterijume.
Na slici je prikazan oĉekivani porast gubitaka u prenosnoj mreţi u periodu 2011. – 2020.
godina. Mogu se uoĉiti tri karakteristiĉne taĉke:
Analiza oĉekivanih gubitaka elektriĉne energije u periodu 2011.-2025.
8.11.3.4
1. Nagli porast gubitaka - ulazak u pogon DC kabla i tranzit 500 MW kroz EES Crne Gore
ka Italiji
2. Nagli porast gubitaka – dodatno opterećenje DC kabla za 500MW i tranzit 1000 MW
kroz EES Crne Gore ka Italiji
3. Pad gubitaka u zimskom reţimu – Ulazak u pogon TS 400/110 kV Brezna, pri ĉemu su
dominantni gubici usljed tranzita prema kablu (gubici manje zavise od angaţovanja
izvora elektriĉne energije). Posljedica toga su veći gubici u ljetnjem nego u zimskom
reţimu rada
Gubici-Zima
[MW]
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Kab
10
20
Gubici Ljeto
DC Cable
DC
Cable 1000MW
500MW
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
SS 400/110
kV Brezna
17
20
18
20
19
20
20
20
[godina]
Slika 8-66 – Porast gubitaka u prenosnoj mreži 2011. – 2020. godina
Slika 8-67 predstavlja oĉekivanu topologiju u 2020. godini.
8-122
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1
Slika 8-67 –Konačna topologija – 2020. godina
8-123
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2025
8-124
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.12 2025. godina
8.12.1 Polazna konfiguracija mreţe
Prema planu razvoja proizvodnih jedinica dostavljenom od strane nadleţnog ministarstva u
periodu od 2020 – 2025 godine oĉekuje se ulazak u pogon ili podizanje instalisanih kapaciteta
slijedećih proizvodnih objekata:



VE Krnovo – podizanje snage sa 72 MW na 144 MW (faza II)
HE Koštanica – 552 MW – prikljuĉenje po principu ulaz/izlaz na 400 kV dalekovod
Ribarevine – HE Andrijevo – Podgorica 2
TE Pljevlja 2 – ugradnja drugog bloka u postojećoj elektrani od 225 MW
Što se tiĉe ulaska u pogon velikih potrošaĉkih objekata u periodu od 2020 - 2025 godine, prema
dostavljenom planu predviĊen je ulazak u pogon Fabrike cementa u Pljevljima, vršnog
opterećenja 12 MW.
Z a predmetnu godinu i opterećenje prenosne mreţe Crne Gore se moţe konstatovati:
 Planirani razvoj prenosne mreţe do 2020. godine u potpunosti zadovoljava planirani
razvoj proizvodnih objekata u periodu od 2020 – 2025, odnosno angaţovanje svih
planiranih proizvodnih objekata kojim se omogućuje bilansirani total EES Crne Gore od
oko 1000 MW izvoza ne izaziva zagušenja u prenosnoj mreţi
 Visoka opterećenost 110 kV pravca TS Podgorica 1 – TS Podgorica 3 koja proizilazi iz
znaĉajnog prognoziranog porasta potrošnje u Podgorici (konkretno TS Podgorica 3 i TS
Golubovci), Virpazara (napajanje autoputa) koji se napajaju preko ovog 110 kV
dalekovoda
 Karakteristika 110 kV prenosne mreţe u najvaţnijem napojnom ĉvorištu na podruĉju
Podgorice jeste ogromno injektiranje snage iz HE Perućica i hidroelektrana na Moraĉi u
110 kV ĉvor Podgorica 1 dok se znaĉajniji dio potrošnje napaja preko TS Podgorica 2
(KAP, TS Podgorica 4, Cetinje, dio Budve, Virpazar (autoput)...), te stoga dolazi do
visokih prelaznih tokova snaga izmeĊu TS Podgorica 1 i TS Podgorica 2. U cilju
smanjenja ovih prelaznih tokova snaga 110 kV mreţa se mora sekcionisati:
o ili sekcionisanjem 110 kV sabirnica u TS Podgorica 2 kako bi se prije svega
potrošnja KAP-a ostavila na 400/110 kV transformatorima i galvanski razdvojila
od TS Podgorica 1
o ili razdvajanjem 110 kV sabirnica u TS Podgorica 6 i TS Podgorica 5 ĉime se
raskidaju dve dodatne veze izmeĊu TS Podgorica 1 i TS Podgorica 2 koje bi u
suprotnom bile kritiĉno opterećene.
 Povećavanjem potrošnje u regionu Nikšića i povezivanjem ovog podruĉja sa primorjem
(ulaskom u pogon 110 kV dalekovoda Vilusi – Herceg Novi) ali i sekcionisanjem
proizvodnje u ovom regionu (VE Krnovo, HE Šavnik, HE Pluţine, HE Komarnica) koja se
preko 400/110 kV transformatora kompletno evakuiše na 400 kV naponski nivo uoĉava
se znaĉajan porast opterećenja dvostrukog 110 kV dalekovoda iz HE Perućice prema
TS Nikšić. U tom smislu potrebno je povezati i treći dalekovod na ovom pravcu koji je u
postojećem stanju sekcionisan od ostatka mreţe u cilju smanjenja uticaja „prljanja“
mreţe od strane Ţeljezare (nedostatak kvalitetnih filterskih postrojenja)
 U ljetnjem reţimu usljed smanjenih angaţovanja hidroelektrana podruĉje Podgorice kao
jakog potrošaĉkog ĉvorišta napaja se i iz pravca severa preko 110 kV veza Bijelo Polje –
Berane – Andrijevica – Podgorica 1 kao i Bijelo Polje – Mojkovac – Kolašin – HE na
Moraĉi – Smokovac što izaziva povećana opterećenja na 110 kV dalekovodu Mojkovac
– Kolašin
8-125
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Analiza oĉekivanih gubitaka elektriĉne energije u periodu 2011.-2025.
8.12.1.1
4. Nagli porast gubitaka - ulazak u pogon DC kabla i tranzit 500 MW kroz EES Crne Gore
ka Italiji
5. Nagli porast gubitaka – dodatno opterećenje DC kabla za 500MW i tranzit 1000 MW
kroz EES Crne Gore ka Italiji
6. Pad gubitaka u zimskom reţimu – Ulazak u pogon TS 400/110 kV Brezna, pri ĉemu su
dominantni gubici usljed tranzita prema kablu (gubici manje zavise od angaţovanja
izvora elektriĉne energije). Posljedica toga su veći gubici u ljetnjem nego u zimskom
reţimu rada
Gubici-Zima
[MW]
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Kab
10
20
Gubici Ljeto
DC Cable
DC
Cable 1000MW
500MW
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
SS 400/110
kV Brezna
17
20
18
20
19
20
20
20
[godina]
Slika 8-68 – Porast gubitaka u prenosnoj mreži 2011. – 2020. godina
8-126
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8.12.2 Smjernice razvoja mreţe u periodu nakon 2020. godine
U skladu sa prethodnom analizom topologije iz 2020. godine i prognoziranim nivoom razvoja
potrošnje i proizvodnje u 2025. godine moţe se dati generalni zakljuĉak da je mreţa u periodu
do 2020. godine dobro isplanirana i da se ne uoĉavaju kritiĉni problemi u 2025. godini. U okviru
ovog poglavlja predloţeni su neki od projekata koji imaju za cilj da povećaju sigurnost i
pouzdanost napajanja potrošaĉa kao i stabilnost rada ĉitavog EES uz optimizaciju ukupnih
troškova koje nosi upravljanje prenosnim sistemom, što je i prevashodni cilj operatora prenosne
mreţe. Osim rekonstrukcija dalekovoda kojima je istekao period eksploatacije kao i zamjena
transformatorskih jedinica u cilju povećanja kapaciteta u transformaciji koje su date u
investicionom planu za period 2020 - 2025, kao smjernice budućeg razvoja u periodu nakon
2020. godine predloţeni su slijedeći projekti:
1. Izgradnja TS 110/x kV Tuzi i 110 kV dalekovoda Tuzi - Golubovci
Podruĉje naselja Tuzi se trenutno napaja preko 35 kV dalekovoda (koji je dimenzionsan za rad
na 110 kV naponskom nivou) koji je kruto vezan na tzv. „Kolašinski vod“ iz TS Podgorica 1.
Prethodno realizovanim projektima izgradnje dvostrukog 110 kV dalekovoda iz TS Podgorica 1
prema TS Smokovac i razvezivanjem ove krute taĉke stekli su se uslovi za eventualnu izgradnju
TS 110/X na podruĉju Tuza i njeno povezivanje sa TS Podgorica 1. Imajući u vidu eventulani
dinamiĉan rast potrošnje u ovom regionu potrebno je nakon 2020. godine predvidjeti izgradnju
110/X TS Tuzi kojom bi se povećali kapaciteti u transformaciji za napajanje ovog podruĉja.
Izgradnjom dalekovoda 110 kV 240/40 mm2 od TS Tuzi do TS Zeta(Golubovci) duţine 8 km u
prvoj fazi bi se omogućilo dvostrano napajanje TS 35/10 kV Tuzi. Na ovaj naĉin otvara se
mogućnost formiranja spoljnog 110 kV prstena, Podgorica 2 – Podgorica 5 – Zeta – Tuzi –
Podgorica1 koji će znaĉajno rasteretiti dalekovod TS Podgorica 1 – TS Podgorica 3 koji u svim
analiziranim reţimima visoko opterećen. Pored povećane pouzdanosti napajanja potrošaĉa na
širem podruĉju Podgorice i rasterećenja drugih visoko opterećenih elemenata postavljanjem
110 kV veze znaĉajno je istaći i poboljšanje naponskih prilika u juţnom dijelu Podgorice, koji se
usljed dugaĉkih 35 kV napojnih vodova suoĉavao sa uĉestalim problemom niskog napona.
Prenosom snage na višem naponskom nivou automatski se smanjuju gubici u distributivnoj
mreţi i dolazi do rasterećnja 35 kV mreţe. Treba istaći da treba što prije izvršiti „rezervisanje“
trase za ovaj dalekovod. U protivnom bi se moralo ići sa 110 kV kablom što je znaĉajno skuplje
rješenje. U prvo vrijeme bi ovaj dalekovod kao i prethodno opisani, radio pod 35 kV naponom,
dok bi samo podizanje na viši naponski nivo bilo uslovljeno završetkom i puštanjem u pogon
krajnjih TS na 110 kV.
Obim radova:
- izgradnja nove TS 110/X kV 2x40 MVA
- prebacivanje na 110 kV polje u TS Podgorica 1 i puštanje pod 110 kV napon
dalekovoda Podgorica – (Smokovac) - Tuzi, koji sada radi kao 35 kV dalekovod
- Izgradnja novog dalekovoda 110 kV 240/40 mm2 Golubovci-Tuzi (duţine 8 km), koji
će u prvom periodu raditi pod 35 kV naponom;
2. Napuštanje 220 kV naponskog nivoa
Imajući u vidu slijedeće ĉinjenice:
- prosjeĉna starost 220 kV dalekovoda i transformatora 220/110 kV će u 2025.
godini iznositi 50 godina
- pouzdanost 220 kV prenosne mreţe je već sada znaĉajno smanjena
- paralelan rad 400 i 220 kV mreţe koje povezuju praktiĉno iste dijelove sistema i
koji predstavljaju ograniĉenja prilikom tranzita energije preko prenosne mreţe
Crne Gore smanjujući prekograniĉne prenosne kapacitete
8-127
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
-
skoro izvjesno podizanje 220 kV mreţe u zapadnoj Srbiji na 400 kV naponski
nivo (projekat već u toku)
potrebno je dati preporuke i smjernice budućnosti 220 kV mreţe u Crnoj Gori, odnosno
odgovoriti na pitanje da li se i kako moţe izvršiti eventualno napuštanje 220 kV mreţe. Ĉitava
problematika eventualnog napuštanja 220 kV mreţe je veoma sloţena i zahtijeva detaljne
analize razliĉitih karakteristiĉnih stanja mreţe kako bi se uoĉili eventualni problemi koji mogu
nastati, te je stoga u ovom poglavlju dat jedan scenario mogućeg napuštanja 220 kV mreţe po
fazama. Postepeno napuštanje 220 kV naponskog nivoa obavilo bi se po fazama u skladu sa
dinamikom mogućnosti iskljuĉenja i prestanka rada 220 kV interkonektivnih dalekovoda
(dogovor sa susjednim operatorima prenosnog sitema) kao i dinamikom izgradnje pojedinih
elemenata prenosne mreţe od presudnog uticaja na realizaciju ĉitavog projekta.
-
Faza 1 – Izgradnja 400 kV dalekovoda Brezna – Buk Bijela po dijelu trase
postojećeg 220 kV dalekovoda Piva – Sarajevo U okviru projekta izgradnje više HE
na Drini od Buk Bijele do Višegrada predviĊena je izgradnja 400/220/110 kV TS Buk
Bijela. U ovoj transformatorskoj stanici 220 kV naponski nivo potreban je iskljuĉivo zbog
220 kV veze sa HE Piva. Ukoliko doĊe do izgradnje 400 kV postrojenja u Buk Bijeloj,
moguće je iskoristiti dio postojeće trase Piva – Buk Bijela i realizovati 400 kV dalekovod
TS Brezna – TS Buk Bijela, koji bi znaĉajno popravio sigurnost mreţe kod velikih tranzita
preko Crne Gore formiranjem tri 400 kV prstena oko Crne Gore. HE Piva bi nakon
napuštanja 220 kV veze prema BIH plasirala svoju snagu preko postojeća dva 220 kV
dalekovoda prema TS Pljevlja. Na taj naĉin bi transformatori 400/220 kV u TS Pljevlja
omogućili evakuaciju snage iz HE Piva i TE Pljevlja na 400 kV naponski nivo, dok bi za
napajanje podruĉja Pljevalja i okoline bio dovoljan 220/110 kV transformator (125 MVA).
Nakon iskljuĉenja 220 kV dalekovoda Pljevlja – Mojkovac – Podgorica 1 kao i podizanja
220 kV mreţe u zapadnoj Srbiji (B. Bašta) na 400 kV naponski nivo (uz eventualno
iskljuĉivanje 220 kV dalekovoda Pljevlja – Bistrica) kompletna snaga iz HE Piva i TE
Pljevlja umanjena za potrošnju Pljevalja i okoline bi bila evakuisana na 400 kV naponski
nivo.
-
Faza 2 – Iskljuĉenje 220 kV dalekovoda Pljevlja – Mojkovac – Podgorica 1 i
transformatora 220/110 kV u Mojkovcu. Dalekovod 220 kV AlFe 360/57 mm2
Podgorica 1-Pljevlja 2 je izgraĊen 1961 i rekonstruisan je dijelom 1982 godine. Obzirom
na ĉinjenicu da se vod nalazi u jako lošem stanju na pojedinim dionicama, i da su
troškovi i vrijeme odrţavanje sve duţi, javlja se potreba za totalnom rekonstrukcijom i
revitalizacijom ovog dalekovoda. Na osnovu statistiĉkih pokazatelja o uĉestanosti i
trajanju ispada 220 kV dalekovoda u Crnoj Gori uoĉeno je da je neraspoloţivost
dalekovoda Pljevlja – Podgorica 1 dvostruko veća u odnosu na prosjeĉni nivo trajanja i
uĉestanosti ispada u 220 kV mreţi Crne Gore. Izgradnjom TS 400/110 kV u
Ribarevinama (Bijelo Polje), kao i izgradnjom HE na Moraĉi stekli su se uslovi za
napajanje sjevernog dijela Crne Gore (Bijelo Polje, Berane, Andrijevica,
Mojkovac,.Kolašin) iz 400 kV mreţe. Analizom tokova snaga za zimski reţim 2025.
godine uoĉava se da je u sluĉaju iskljuĉenja 220 kV dalekovoda Pljevlja – Mojkovac –
Podgorica 1 i transformatora 220/110 kV u Mojkovcu uz angaţovanost HE na Moraĉi
moguće sigurno i pouzdano napojiti sjeverni dio Crne Gore. U ljetnjem reţimu sa nultim
angaţovanjem HE na Moraĉi (što je najkritiĉniji sluĉaj) uoĉavaju se kritiĉna opterećenja
110 kV dalekovoda B. Polje – Mojkovac i Mojkovac – Kolašin (oba 150/25 mm2) od oko
100% termiĉke granice prilikom ispada dalekovoda na 400 kV pravcu Ribarevine –
Podgorica 2. U sluĉaju donošenje odluke o demontiranju dalekovoda 220 kV Pljevlja –
Mojkovac – Podgorica 1 potrebno je predvidjeti:
- Pojaĉanje 110 kV mreţe na pravcu B.Polje – Mojkovac – Kolašin ili
- Izgradnja 400 kV dalekovoda Pljevlja – Podgorica 1 po postojećoj trasi 220 kV
dalekovoda koji bi do trenutka podizanja TS Podgorica 1 na 400 kV naponski
nivo radio na 220 kV naponskom nivou
8-128
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
-
-
Faza 3 – Podizanje TS Podgorica 1 na 400 kV naponski nivo i pretvaranje u TS
400/110 kV - TS Podgorica 1 bi se relativno lako mogla povezati na postojeći 400 kV
dalekovod Podgorica 2 – Kashar po principu ulaz/izlaz jer trasa tog dalekovoda prolazi
nedaleko od TS u Zagoriĉu u sluĉaju mogućnosti realizacije ove transformatorske
stanice kao 400/110 kV. Što se tiĉe postojećih 220 kV veza TS Podgorica 1 bi bila
prolazno ĉvorište te bi se realizovao dalekovod HE Perućica – TS Koplic (AL) sve do
faze 4 i eventualnog potpunog napuštanja 220 kV mreţe.
Faza 4 – Podizanje HE Perućica na 400 kV naponski nivo – U momentu kada se
eventualno steknu uslovi za iskljuĉivanje 220 kV dalekovoda prema BiH (TS Trebinje
(BA) – HE Perućica) i dalekovoda prema Albaniji (HE Perućica – Podgorica 1 – Koplic)
za koje je potrebna saglasnost susjednih operatora prenosne mreţe potrebno je
razmišljati o završnoj fazi implementacije napuštanja 220 kV mreţe koja je zapravo i
krucijalna sa stanovišta poboljšanja sigurnosti rada prenosne mreţe ali i znaĉajnog
smanjenja gubitaka. Instalisani kapacitet HE Perućica bi u 2025. godini iznosio 350 MW
(uz ugradnju generatora G8). Veći dio te snage se injektira u 110 kV mreţu inicirajući
prije svega velike gubitke, ali i zagušenja u mreţi. U sluĉaju mogućnosti realizacije
400/110 kV postrojenja umjesto postojećeg 220/110 kV stekli bi se uslovi za evakuaciju
kompletne proizvodnje HE Perućica na 400 kV naponski nivo dok bi se region Nikšića (i
veza prema primorju Vilusi – Herceg Novi) i podruĉje Danilovgrada snabdijevali preko
posebnih 400/110 kV transformatora.
Ĉitav projekat zahtijeva mnogo širu analizu, ali je potrebno naglasiti da u karakteristiĉnim
reţimima za 2025. godinu nijesu uoĉeni veći problemi u mreţi u sluĉaju ovako opisanog
napuštanja 220 kV mreţe osim pomenutih pojaĉanja u 110 kV mreţi na pravcu Bijelo Polje –
Mojkovac – Kolašin u sluĉaju da se ne izgradi još jedan 400 kV dalekovod na ovom pravcu koji
bi povezao TS Pljevlja i TS Podgoricu.
Konaĉna topologija za 2025. godinu je prikazana na slici (Slika 8-69).
8-129
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
1
Slika 8-69 – Konačna topologija - 2025. godina
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-130
8.13 Lista objekata 2011. - 2025. godina
Tabela 8-40 – Spisak projekata 2011. – 2025. godina
Red.
Br.
1
2
3
4
5
6
7
Projekti
Izgradnja objekata
Izgradnja dalekovoda 110 kV Podgorica 1-Smokovac ~3,5 km sa
pripadajućim DV poljem
Izgradnja TS 110/35/10 kV Kotor(Škaljari) i dalekovoda 110kV TivatKotor
Izgradnja TS 110/35 kV Kolašin(Drijenak)
11
Povezivanje TS 110/10 kV Podgorica 5, (faza 2 - dvostrano napajanje)
Izgradnja dalekovoda 110 kV Podgorica 5-Golubovci (Zeta) ~7 km
Izgradnja TS 110/x kV Golubovci
Izgradnja 110 kV DV Vilusi - Herceg Novi
Izgradnja TS 110/10 kV Nikšić 2 (Kličevo) sa priključnim dalekovodima
110 kV
Izgradanja dalekovoda 110 kV Virpazar-Ulcinj
Izgradnja TS 400/110 kV, 2x300 MVA u Lastvi Grbaljskoj
Izgradnja dvosistemskog 110 kV DV Lastva - Kotor
sa jednim sistemom koji se račva ka Kotoru
12
13
Izgradnja TS 110/35 kV Ţabljak sa priključnim dalekovodima
Izgradnja TS 110/35 kV Brezna sa priključnim DV 110 kV
8
9
10
21
22
Izgradnja kombinovanog dalekovoda 400 kV Pljevlja 2-Lastva
Grbaljska
DV 110 kV TS Brezna do TS Pljevlja 1
Izgradnja dalekovoda 110 kV Virpazar-Golubovci
Izgradnja TS 110/x kV Smokovac
Izgradnja dalekovoda 110 kV Smokovac - Kolašin (Drijenak)
Izgradnja TS Podgorica 6 i njeno povezivanje na prenosnu mreţu
Izgradnja TS 110/x kV Bijela
Izgradnja TS 110/x kV Tuzi i 110 kV dalekovoda Tuzi - Golubovci
Izgradnja dalekovoda 400 kV Pljevlja 2 - do granice prema Bajinoj Bašti
i/ili Višegradu
Izgradnja TS 400/110 kV Brezna
23
Izgradnja DV 110 kV Tuzi - TS Zeta (Golubovci)
14
15
16
17
18
19
20
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
2017
2018
2019
2020
20212025
8-131
Red.
Br.
Projekti
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
20212025
Izgradnja novih DV uz korišćenje postojeće trase
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
Rekonstrukcija 110 kV DV Nikšić - Vilusi
(povećanje kapaciteta dalekovoda na 240mm2)
Rekonstrukcija 110 kV dalekovoda HE Perućica – TS Danilovgrad
– TS Podgorica 1
Rekonstrukcija dijela 110 kV DV Budva - Tivat i njegovo uvoĎenje u
TS Lastva Grbaljska po principu ulaz/izlaz (2x240mm2)
Pojačanje kapaciteta u transformaciji u TS Ulcinj
Rekonstrukcija 110 kV DV Budva - Lastva
Rekonstrukcija 110 kV DV Lastva – Tivat-II faza
Rekonstrukcija 110 kV DV Budva - Bar
Rekonstrukcija 110 kV DV Tivat – H.Novi
Rekonstrukcija 110 kV DV Podgorica - Virpazar - Bar
Rekonstrukcija 110 kV DV Bar - Ulcinj
Rekonstrukcija 110 kV DV Berane - Ribarevine
Rekonstrukcija 110 kV DV Ribarevine - Mojkovac
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-132
Ostali projekti
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
400 kV dalekovod Podgorica (ME) – Tirana (AL)
Ugradnja transformatorske jedinice 63MVA u TS Tivat
Proširenje TS 220/110/35kV Mojkovac i priključak na
dalekovod 220kV Podgorica 1-Pljevlja 2 po principu ulaz-izlaz
Proširenje TS 110/35kV Andrijevica i priključak na
dalekovod 110kV EVP Trebješica-Berane po principu ulaz-izlaz
Pojačanje kapaciteta u transformaciji u TS Ulcinj
Zamjena transformatorske jedinice 110/35 kV 20 MVA u TS
Mojkovac
Zamjena jedne transformatorske jedinice 30 MVA u TS Nikšić
Zamjena transformatorske jedinice 20 MVA u TS Cetinje
Rekonstrukcija TS Cetinje (polja)
54
Rekonstrukcija 110 kV DV Podgorica1 - Podgorica2, vod 2
Rekonstrukcija 110 kV DV Podgorica 2 - KAP, vod 1
Rekonstrukcija 110 kV DV Podgorica 2 - KAP, vod 2
Zamjena transformatorske jedinice 110/35 kV 20 MVA u TS
Danilovgrad
Zamjena transformatorske jedinice 110/35 kV 20 MVA u TS
Mojkovac
Rekonstrukcija TS Ribarevine (polja)
Rekonstrukcija 110 kV DV HE Perućica - Nikšić, vod 1 i 2
Rekonstrukcija transformatorske jedinice 110/35 kV 20 MVA
u TS Ribarevine
Rekonstrukcija sistema zaštita 400 kV
Rekonstrukcija sistema zaštita na svim naponskim
nivoima prenosne mreţe
55
56
Rekonstrukcija postrojenja (nabavka prekidača i rastavljača
110 kV rastavljača 400kV, izrada projektne dokumentacije i
ugradnja)
Projekat izgradnje TK sistema (OPGW+TK)
57
Revitalizacija 110 kV dalekovoda (zamjena provodnika,
izolatorskih lanaca i zaštitnih uţadi i rekonstrukcija)
48
49
50
51
52
53
58
59
60
Izmještanje dalekovoda 110 kV Nikšić-Bileća iz rejona
Dragove Luke i zamjena provodnog uţeta na ovom delu
trase
Rekonstrukcija TS Nikšić (sanacija betonskih portala
uključujući izradu tenderske dokumentacije
Rekonstrukcija TS Podgorica 1 (nabavka ,izrada proj.dok. i
ugradnja transf.220/110 kV, 150 MVA
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-133
Ostali projekti
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
Sanacija dionice DV 110 kV Bar - Budva
Rekonstrukcija postrojenja (nabavka rastavljača 110,220 i
400kV, tri prekidača 400kV izrada dokumentacije i ugradnja)
Geografsko informacioni sistem- GIS
Nabavka i implementacija softvera za projektovanje
Nabavka i ugradnja mjernih transformatora 400kV, 220 kV,
110 kv i 35 kV
Završetak projekta lokalnog SCADA sistema za TS
Podgorica 1 i TS Pljevlja 2
Neophodna ulaganja u hardver i softver za re-implementaciju
FMIS
Ulaganje u ESS softver i hardver (prvu i drugu fazu)
Neophodna ulaganja u opremu i radove za uključenje novih i
rekonstr. TS u sistem daljinskog nadzora i upravljanja iz
NDC-a i digitalizacija sinoptičke table
Investiciona ulaganja u SBN u zgradi NDC i objektima CGES
Nabavka aku-baterja za objekte CGES-a
Implementacija rezervnog Dispečerskog Centra u zgradi
CGES
Proširenje SCADA sistema modulom za observabilnost
spoljnjeg sistema i proračun N-1 kriterijuma sigurnosti
78
Ulaganje u softver i hardver za estimaciju stanja EES,
trening i obuku dispečera i za realizaciju real-time
estimatora za odreĎivanje n-1 kriterijuma sigurnosti rada
EES-a
Unapredjenje softvera i hardvera NDC SCADA sistema
Ugradnja spojnog polja u TS 110/35kV Pljevlja1
Rekonstrukcija TS PG2 ( nabavka, izrada projektne dok. i
ugradnja transf. 400/110 kV, 300 MVA)
Revitalizacija dalekovoda 220 kV Podgorica 1 – Pljevlja
(dionica Podgorica 1- Bijelo Polje)
79
Rekonstrukcija postrojenja 400 kV u Ribarevinama i TS
Pljevlja 2
74
75
76
77
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
8-134
9. ZAKLJUĈCI
Plan razvoja prenosne mreţe 2011. – 2020. (sa osvrtom na 2025.) nastao je u fazi neposredno
nakon restruktuiranja elektroenergetskog sektora u kojoj su funkcije proizvodnje i distribucije
elektriĉne energije sa jedne strane i prenosa sa druge strane dodijeljene kompanijama CGESPrenosna kompanija Crne Gore i EPCG – Elektroprivreda Crne Gore. Osnova za izradu Plana
razvoja, posluţila su zvaniĉna dokumenta koja su do tog trenutka bila na raspolaganju:

Strategija razvoja energetike Crne Gore

Studija izvodljivosti povezivanja Italije i Crne Gore novim podmorskim HVDC kablom

Zakon o energetici Crne Gore
 Privremeni Mreţni Kodeks Crne Gore
Ovo je praktiĉno prvi Plan nakon usvajanja Zakona o energetici, u aprilu mjesecu 2010. godine,
ĉijim propisima su, u pogledu planiranja razvoja, postavljeni visoki standardi, koje je neophodno
zadovoljiti kako bi se razvoj prenosnog sistema uskladio sa potrebama rasta potrošnje,
pretpostavljenog industrijskog razvoja zemlje, neophodnog povećanja proizvodnih kapaciteta i
potreba trţišta elektriĉne energije, a naroĉito porasta zahtjeva za izgradnjom novih kapaciteta
na primorju. Sve ovo dobija na još većem znaĉaju u trenutku kada su perspektivni podaci sve
teţe dostupni, kada se iz mjeseca u mjesec pojavljuju novi zahtjevi za prikljuĉenje na prenosni
sistem, ĉija se izvjesnost ne moţe procijeniti i kada se ekonomski parametri na osnovu kojih se
odluĉuje o optimalnim varijantama toliko brzo mijenjaju da se ne moţe garantovati da će
ponuĊeno rješenje uistinu i biti najisplativije. TakoĊe, prilikom planiranja razvoja prenosnog
sistema postoje i teškoće koje se odnose na ekonomsku kvantifikaciju sigurnosti rada
prenosnog sistema, kao i problemi oko procjene potreba na trţištu elektriĉne energije.
Plan dolazi nakon duţeg perioda kada je zabiljeţena stagnacija većih investicija u
elektroenergetski sektor, a pogotovo u prenosni sistem.
Crna Gora, kao drţava ĉiji će se privredni rast, uglavnom, bazirati na razvoju turizma (ljetnjeg i
zimskog istovremeno), je suoĉena sa velikim brojem projekata koji moraju biti realizovani u
narednih 5-6 godina, kako bi se ispunili zahtjevi potencijalnih investitora. Uz nove zhtjeve treba
dodati ii loše stanje infrastrukture, kako visokonaponske opreme, tako i pratećih informacionih
tehnologija. Stoga su urgentni razvojni prioriteti implementiranje identifikovanih prioritetnih
projekata koji će unaprijediti performanse, povećati sigurnost i pouzdanost rada prenosnog
sistema i uvesti unapreĊeni sistem upravljanja i funkcije trţišta.
Pri tome se mora naglasiti da su sredstva koja CGES dobija iz tarife za prenos nedovoljna za
rješavanje svih gorućih pitanja i da se zbog toga u finansiranju projekata CGS mora okrenuti
kreditima i donacijama.
U cilju obezbjeĊenja potrebnih prenosnih kapaciteta za pouzdan i kvalitetan plasman elektriĉne
energije, kako iz postojećih tako i novih proizvodnih objekata, do svih ĉvorišta za napajanje
potrošaĉa elektriĉnom energijom, a u skladu sa usvojenim kriterijima planiranja, predloţena su
rješenja za proširenje i rekonstrukciju prenosne mreţe kojima se postiţe:

rasterećenje preopterećenih elemenata EES Crne Gore,

popravljanje naponskih prilika,

ukidanje T-spojeva i
 obezbjeĊenje dvostranog napajanja transformatorskih stanica.
Pri predlaganju rješenja vodilo se raĉuna da, gdje god je to bilo moguće, predloţeno rješenje
podrazumijeva rekonstrukciju postojećih vodova s obzirom da je ekonomski povoljnije i da je
sve evidentniji problem obezbjeĊenja trasa za nove dalekovode. TakoĊe je data dinamika
realizacije (na naĉin da je u Plan uvrštena godina u kojoj se oĉekuje puštanje u pogon
odreĊenog objekta) svih predloţenih rješenja.
Plan rekonstrukcije objekata prenosne mreţe napravljen je na osnovu usvojenih kriterija i
ţivotnog vijeka opreme pri ĉemu je, tamo gdje su postojali podaci iz eksploatacije, voĊeno
raĉuna i o stanju opreme.
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
9-1
U skladu sa Programskim zadatkom, Studijom je ispitana mogućnost kvalitetne, sigurne i
pouzdane isporuke elektriĉne energije postojećim potrošaĉima (uvaţavajući porast potrošnje po
godinama), kao i sigurno povezivanja novih objekata, na prenosnu mreţu Crne Gore za period
od 2011. do 2025. godine. Studijom je predloţeno i dokazano, koristeći raĉunske modele, na
koji naĉin i pod kojim uslovima je to moguće ostvariti.
Analize u Studiji su uraĊene sa aspekta plasmana maksimalno raspoloţive snage i energije u
EES Crne Gore, uvaţavajući kriterije sigurnosti i najmanje troškove izgradnje prikljuĉka.
Studijsko istraţivanje je pokazalo da prenosna moć, sigurnost i pouzdanost rada
elektroenergetskog sistema Crne Gore neće biti ugroţena izgradnjom i naĉinom prikljuĉenja na
prenosnu mreţu novih objekata, niti porastom potrošnje postojećih potrošaĉa.
Da bi se ispitao EES Crne Gore, prema zahtjevima Programskog zadatka, ispitano je sljedeće:

Neophodne rekonstrukcija postojeće mreţe za period 2011.-2025. gdina

Prikljuĉenje novih izvora elektriĉne energije

Prikljuĉenje novih velikih potrošaĉa elektriĉne energije

Prikljuĉenje novih TS na prenosnu mreţu
Uvaţavajući trenutno stanje prenosne mreţe Crne Gore, zapoĉete projekte izgradnje novih
prenosnih elemenata ĉiji se završetak oĉekuje krajem 2010./poĉetkom 2011. godine, kreiran je
puni model EES Crne Gore za 2010. godinu za proraĉune tokova snaga i naponskih prilika.
Za sve pomenute analize uraĊeni su proraĉuni:

Analiza tokova snaga

Analiza sigurnosti (n-1);
Rezultati studijskih istraţivanja koji su raĊeni za maksimalan zimski i ljetni reţim, kao i
najvjerovatnije, trţišno zasnovane, scenarije razmjene elektriĉne energije, doveli su do sljedećih
nalaza, mišljenja i zakljuĉaka:
1.
Osnovni principi i kriteriji za planiranje prenosne mreţe Crne Gore definisani su Mreţnim
kodeksom. Tokom izrade Plana investicija CGES, u okviru opštih kriterijuma definisanih
Mreţnim kodeksom, na nivou CGES usvojeni su i detaljni kriterijumi kao osnovni za
planiranje prenosne mreţe Crne Gore, koji su primjenjivani i prilikom izrade Plana razvoja
prenosne mreţe u domenu koji odgovara dugoroĉnom planiranju. Prilikom planiranja
razvoja prenosne mreţe neophodno je voditi raĉuna o tome da u radu EES moraju biti
zadovoljeni odreĊeni kriterijumi i ograniĉenja, koji se shodno tome mogu podijeliti na:
 Tehniĉki kriterijumi i ograniĉenja za normalne pogonske uslove
 Tehniĉki kriterijumi i ograniĉenja za oteţane uslove rada EES uvaţavajući N-1
kriterijum sigurnosti
 Kriterijumi za uvoĊenje novih elemenata mreţe ili za rekonstrukciju postojećih
 Ekonomski kriterijumi koji uvaţavaju prethodno navedene kriterijume i sluţe za
izbor ponuĊenog rješenja
2.
DC kabl Crna Gora – Italija, sa pratećim projektima (izgradnja TS 400/110 kV Lastva
Grbaljska, izgradnja 110 kV dalekovoda ulaz/izlaz TS Tivat – TS Budva, 400 kV DV TS
Lastva – TS Pljevlja) , nije posebno analiziran u Studiji, jer su to projekti od najvećeg
nacionalnog interesa kada je u pitanju razvoj prenosne mreţe i smatrano je da njegova
realizacija nije upitna. Veliki dio projekata (naroĉito u primorskom dijelu Crne Gore) je
direktno vezano za dinamiku realizacije projekta DC kabla i dobar dio njih će morati da
saĉeka na realizaciju istog, kako se ne bi pravile nepotrebne investicije ĉija realizacija
nema smisla nakon izgradnje kabla.
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
9-2
3.
Scenario porasta za svako konzumno podruĉje koji je usvojen kao najrealniji i koji se
koristio u analizama razvoja prenosne mreţe jeste jedan od scenarija porasta iz Strategije
energetike Crne Gore kao jedinog zvaniĉnog dokumenta na koji se moţe osloniti jedna
ovakva analiza. Izbor scenarija izvršen je njegovim poreĊenjem sa trendovima porasta
potrošnje iz prošlosti u svakom konzumnom podruĉju kao i postojećih informacija o
planiranom ekonomskom razvoju svakog pojedinaĉnog podruĉja. Drugim rijeĉima, nakon
analize porasta potrošnje po svakoj od predloţenih krivih (analiza svakog podruĉja data je
u prilogu) usvojila se kao vaţeća za plan razvoja prenosne mreţe kriva porasta iz
Strategije razvoja energetike Republike Crne Gore koja je najbliţa krivoj koju opisuje
ostvareni trend porasta od 2001. godine. Predloţeni su scenariji:
a. Niski scenario porasta je odabran kod podruĉja kod kojih je uoĉena stagnacija ili
ĉak i opadanje potrošnje u periodu od 2001. – 2009. godine. Razlog za to leţi u
ĉinjenici da se u ovim regionima ne predviĊa intenzivan ekonomski razvoj u
narednih pet godina ali je i pored toga usvojen scenario niskog porasta kako bi
se u skladu sa kriterijumima planiranja prenosna mreţe razvijala i u ovim
podruĉjima za sluĉaj eventualnog kasnijeg priliva investicija ili naglog
ekonomskog razvoja. U skladu sa tim niski scenario porasta primijenjen je u
elektro-distributivnim podruĉjima na sjeveru Crne Gore (ED Pljevlja i ED Ţabljak,
ED Berane i ED Roţaje, ED Mojkovac i ED Kolašin, ED Bijelo Polje).
b. Srednji scenario porasta usvojen je kod podruĉja sa trenutnom stagnacijom u
razvoju, ali oĉekivanim prosjeĉnim nivoom razvoja industrije i komercijalne
potrošnje i kod kojih se uoĉava stalan, ali umjeren porast potrošnje tokom
proteklih godina. Na osnovu toga srednje krive porasta usvojene su za podruĉje
ED Nikšić i podruĉje ED Cetinje, koji predstavljaju dva regiona u kojima se
predviĊa umjereni privredni razvoj u narednim godinama pa samim tim i srednji
porast nivoa potrošnje.
c. Visoki scenario porasta odabran je kao vaţeći za planiranje prenosne mreţe kod
elektro-distributivnih podruĉja sa atraktivnim zemljištem za gradnju kao što su svi
primorski dijelovi Crne Gore (ED Herceg Novi, ED Tivat i ED Kotor, ED Budva,
ED Bar, ED Ulcinj) i distributivno podruĉje koje obuhvata glavni grad Podgoricu.
Ovo su podruĉja sa zabiljeţenim znaĉajnim porastom potrošnje u proteklom
periodu i kod njih se oĉekuje dalji intenzivan ekonomski razvoj.
Na osnovu usvojenih scenarija porasta vršnog opterećenja po distributivnim podruĉjima kao i na
osnovu plana prikljuĉenja velikih potrošaĉa na prenosnu mreţu ukupan prognozirani porast
vršnog opterećenja za Crnu Goru po analiziranim godinama iznosi:
4.
Za karakteristiĉni reţim zimskog maksimuma moţe se zakljuĉiti slijedeće:
 Prosjeĉan porast od 1.06% godišnje u periodu od 2011 – 2015
 U 2016. i 2017. godini uoĉava se znaĉajan porast vršnog opterećenja usljed
ulaska u pogon hotelskog kompleksa „Ţabljak“ kao i potrošnje Autoputa
 U periodu od 2018. – 2025. godine prosjeĉan godišnji porast vršnog opterećenja
je 1.5%
5.
Za karakteristiĉni reţim ljetnjeg maksimuma moţe se zakljuĉiti slijedeće:
 Do 2014. godine uoĉava se blag porast vršnog opterećenja 1.62% na godišnjem
nivou usljed postepenog povećavanja snage potrošnje „Porto Montenegra“
 Naglo povećanje vršnog opterećenja u 2014. godini usljed ulaska u pogon
hotelskih kompleksa „Luštica Development“ i Ulcinj
 U 2017. godini se takoĊe uoĉava znaĉajan porast vršnog opterećenja usljed
napajanja autoputa
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
9-3
 U periodu od 2018 – 2025 godine prosjeĉan godišnji porast vršnog opterećenja
iznosi 1.4%
6.
U periodu do 2025. godine, analizirano je prikljuĉenje sljedećih konvencionalnih
proizvodnih objekata i njihovo prikljuĉenje na prenosnu mreţu:
 HE Perućica (G8) - instalisane snage 59.4MW (2012. godina)
 HE Andrijevo (Moraĉa) - -instalisane snage 127.4MW (2016. godina)
 HE Zlatica (Moraĉa) - instalisane snage 37MW (2016. godina)
 HE Raslovići (Moraĉa) - instalisane snage 37MW (2016. godina)
 HE Milunovići (Moraĉa) - instalisane snage 37MW (2016. godina)
 HE Komarnica - instalisane snage168 MW (2018. godina)
 TE Maoĉe – instalisane snage (250MW u 2018. godini), (+250MW u 2019.
godini)
 TE Pljevlja 2 - instalisane snage 225MW (>2020. godine)
 TE Berane - instalisane snage 110MW (>2020. godine)
 HE Koštanica - instalisane snage 552MW (>2020. godine)
Sa stanovišta razvoja energetike je upitna istovremena izgradnja termoblokova u Pljevljima
(drugog bloka) i Maoĉama (kapaciteti uglja), ali su analize pokazale da ne postoji opasnost po
sigurnost prenosna mreţe ukoliko bi, eventualno, došlo do njihove realizacije.
7.
Vrijednost obnovljivih izvora energije u svijetu se u zadnje vrijeme sve više prepoznaje,
zbog njihovog povoljnijeg uticaja na ţivotnu sredinu i supstitucije fosilnih goriva s
ograniĉenim rezervama. Procjenjuje se da na nivou Crne Gore najveći potencijal razvoja
meĊu obnovljivim izvorima imaju male hidroelektrane i vjetroelektrane. U okviru toga
najznaĉajniji obnovljivi izvori u EES Crne Gore koji se mogu izdvojiti su:
 VE Krnovo - instalisane snage 72MW (do 2020. godine+72 MW >2020. godine)
 VE Moţura - instalisane snage 46 MW (u pogonu od 2014. godine)
 mHE u okolini Šavnika - instalisane snage ok 20MW (u pogonu od 2014. godine)
 mHE u okolini Pluţina - instalisane snage oko 30MW (u pogonu od 2014.
godine)
 mHE u okolini Plava - instalisane snage oko 30MW (u pogonu od 2013. godine)
U Studiji je prikazan naĉin njihovog povezivanja na prenosnu mreţu i naĉin realizacije bez
ugroţavanja sigurnosti prenosnog sistema
Veliki potrošaĉi, koji se direktno prikljuĉuju na prenosnu mreţu, ili oni ĉije prikljuĉenje
moţe znaĉajno uticati na opterećenje prenosne mreţe, a prikljuĉuju se na distributivnu
mreţu su:
 Porto Montenegro ukupne instalisane snage 27MW u 2018. godini
 kompleksa Luštica ukupne instalisane snage 30MW u 2014. godini
 hotelski kompleks Ţabljak instalisane snage 20MW
 hotelski kompleks Ulcinj snage 30MW
Prva dva projekta su u direktnoj zavisnosti od izgradnje TS 400/110 kV Lastva ĉija izgradnja će
omogućiti realizaciju i sigurno snabdijevanje pomenutih potrošaĉa
Kada je u pitanju postojeće stanje prenosne mreţe moţe se zakljuĉiti sljedeće:
8.
9.
Uzimajući u obzir sa jedne strane zahtjeve za obezbjeĊenjem nivoa sistemske rezerve u
skladu sa pravilnikom ENTSO-E i sa druge strane eventualne realizacije predstavljenog
scenarija razvoja proizvodnih objekata u Crnoj Gori, operator prenosne mreţe CGES će biti
u obavezi da poveća zakupljene proizvodne kapacitete koji uĉestvuju u sistemskoj rezervi.
U cilju smanjenja navedenih odstupanja u proizvodnji vjetrogeneratora, a samim tim i
smanjenja potreba za znaĉajnim povećanjem sistemske rezerve potrebno je prevashodno
da operator prenosnog sistema realizuje primjenu nezavisnog izvora prognoze vjetra
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
9-4
(meteorološke agencije i sl.) sa što je moguće većom rezolucijom aţuriranja aktuelnih
podataka kojim će se znaĉajno smanjiti odstupanja ostvarene i planirane proizvodnje
vjetrofarmi
10. U periodu od 2014.-2018. godine sa ukupnim instalisanim kapacitetom vjetroelektrana u
EES Crne Gore od 96 MW zahtijevani kapacitet u sekundarnoj regulaciji u najkritiĉnijem
sluĉaju će iznositi oko 45 MW, što odgovara postojećim kapacitetima u sekundarnoj
regulaciji (dva generatora u HE Perućica G5 - 38 MW i G7 - 58.5 MW sa ukupnim opsegom
regulacije od oko ±45 MW).
11. Postojeća iskustva vezana za odstupanja od prognozirane brzine vjetra prilikom aţuriranja
podataka od strane meteorološke agencije pokazuju da se nakon aţuriranja podataka
mogu pojaviti promjene od oko ±80% od prethodno aktuelne prognoze. Ove promjene u
prognozi se mogu dogoditi nekoliko sati prije posmatranog sata u toku operativnog dana i
spadaju u domen tercijarne regulacije. Ovakve promjene koje mogu nastati u periodu od
2014. – 2018. ne prevazilaze potrebe za tercijernom regulacijom koje uvaţavaju pomenuti
ispad najveće proizvodne jedinice u sistemu tako da su postojeći kapaciteti
zadovoljavajući.
12. Izgradnja prenosne mreţe Crne Gore je poĉela pedesetih godina dvadesetog vijeka.
Najprije su graĊeni 110 kV dalekovodi, u sedamdesetim godinama je slijedila intenzivna
izgradnja 220 kV mreţe, a poĉetkom osamdesetih godina prošlog vijeka poĉela se graditi i
400 kV mreţa. Oko 50% ukupnih kapaciteta dalekovoda, ĉine 110 kV dalekovodi, od kojih
su više od polovine dalekovodi presjeka Al-Fe150/25 mm2 kapaciteta 470A (89MVA).
Najveći dio tih dalekovoda je izgraĊen upravo u primorskom dijelu Crne Gore, ĉime se
automatski zbog povećanog opterećenja (naroĉito u budućnosti) nameću kao prvi kandidati
za rekonstrukciju (zamjenu). Imajući u vidu da postoji veliki broj objekata kod kojih bi se
trebala izvršiti revitalizacija i rekonstrukcija, nije realno oĉekivati da se odjednom izdvoji
toliko sredstava, niti je to, u pojedinim sluĉajevima tehniĉki izvodljivo. Kada su u pitanju
interkonektivni dalekovodi, rekonstrukcija će se vršiti u saglasnosti sa susjednim
operatorom prenosne mreţe, tako da je dat prikaz iskljuĉivo za internu mreţu.
13. Posebnu paţnju treba obratiti na rekonstrukciju dalekovoda 150/25mm2 470A, kod kojih se
pod rekonstrukcijom podrazumijeva kompletna zamjena, s obzirom na ĉinjenicu da
postojeći stubovi, zbog svojih mehaniĉkih karakteristika nisu u stanju da nose uţad i
opremu većeg presjeka (240/40mm2 ). U vremenu kada je izuzetno teško obezbijediti trasu
za nove dalekovode, njihova prednost što bi se koristila postojeća trasa, a sam dalekovod
bi bio potpuno nov. Pored toga, većina proizvoĊaĉa dalekovoda i dalekovodne opreme je
prestala da proizvodi standardne presjeke 150/25mm2 pa je i to dodatni razlog da se
napusti izgradnja tih vodiĉa.
14. Lista elemenata za rekonstrukciju i revitalizaciju je napravljena na osnovu rezultat tokova
snaga i na osnovu starosti pojedinih elemenata. Pored toga, u rekonstrukciju su ušli i oni
elementi ĉija je rekonstrukcija direktno povezana sa novim projektima.
15. Raspored novih proizvodnih kapaciteta u susjednim sistemima i posebno njihova dinamika
realizacije imaće uticaj na rad svih prenosnih sistema, pravce tranzita, a samim tim i na
opterećenja elemenata na glavnim pravcima. Znaĉajnije promjene u pravcima postojećih i
oĉekivanih tranzita mogu se oĉekivati ulaskom u pogon novih elektrana većeg proizvodnog
kapaciteta u regionu, što se predviĊa za period nakon 2015. godine. Najveći promjena
tranzita elektriĉne energije u prenosnoj mreţi će svakako biti u Crnoj Gori nakon izgradnje
DC kabla prema Italiji (2014. godina). Puna upotreba kabla (1000MW) je predviĊena da se
ostvari nakon potrebnih pojaĉanja, kako internih veza u Crnoj Gori, tako i veza od Crne
Gore ka susjednim sistemima.
16. Generalno gledajući nakon analize postojećeg stanja mreţe, bez obzira na reţim rada,
potrebno je riješiti slijedeće probleme:

smanjenje gubitaka u prenosnoj mreţi, koji naroĉito dolaze do izraţaja pri angaţovanju
HE Perućica preko 200MW (oko 90 dana u godini HE Perućica je angaţovana snagom
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
9-5
više 260 MW). Visoki gubici su, takoĊe, uzrokovani slabim opterećenjem 400 i 220 kV
prenosne mreţe (oko 80% energije proizvedene u HE Perućica se plasira kroz 110 kV
mreţu), pri ĉemu najveći dio tereta preuzima 110 kV mreţa.

pouzdanije napajanje primorskog dijela Crne Gore, naroĉito H. Novog i Ulcinja, koji su
praktiĉno jednostrano napajani iz sistema Crne Gore (H.Novi se sa druge strane napaja
iz sistema Bosne i Hercegovine). CGES mora ograniĉavati opterećenje 110 kV DV TS
H. Novi – TS Trebinje kroz sekcionisanje sopstvene mreţe.

U cilju povećanja pouzdanosti napajanja potrošaĉa u Podgorici, potrebno je realizovati i
dvostrano napajanje transformatorskih stanica Podgorica 3 i Podgorica 4 zatvaranjem
110 kV prstena oko Podgorice.

Konstantno potiskivanje snage proizvodnje iz HE Perućica ka TS Podgorica 1 kroz 110
kV dalekovode HE Perućica – Podgorica 1 (dvostruki na istim stubovima) i HE Perućica
– Danilovgrad – Podgorica 1 (Al/Fe 470A, presjeka 150/25mm2), koji su pri punoj
topologiji mreţe i raspoloţivosti svih elemenata prenosne mreţe opterećeni sa preko
50% svoje termiĉke granica. Uzrok toga je što samo manji dio proizvedene energije u
HE Perućica ide kroz TR 220/110 kV HE Perućica u 220 kV mreţu.

Svi 110 kV DV u primorskom dijelu Crne Gore su stari i presjeka 150/25 mm2 sa
termiĉkom granicom 470 A (89MVA). Pri tome treba imati u vidu da je posljednjih godina
došlo do ubrzanog rasta potrošnje upravo primorja i samim tim se nameću zahtjevi za
povećanjem prenosnih kapaciteta tog dijela mreţe. S obzirom da su stubovi projektovani
tako da nose uţad postojećeg preseka, neće biti moguće zamijeniti samo postojeću
uţad sa uţadima većeg presjeka, već će se praktiĉno morati mijenjati i stubovi.
Eventualno postoji i mogućnost ugradnje specijalnih tipova uţadi bez zamjene samih
stubova

Rješenje T-spojeva u TS Mojkovac i TS Andrijevica (za obje TS su radovi u toku i
oĉekuje se završetak u toku 2011. godine), kao i TS Vilusi sa pripadajućim
dalekovodima (dalekvodi Cu 120mm2 prenosne moći 76MVA)

U sluĉaju niskog angaţmana elektrana u Crnoj Gori i zadovoljavanja potrošnje najvećim
dijelom ili iskljuĉivo uvozom, vrijednosti napona u 110 kV mreţi treba odrţavati ispravnim
podešenjem prenosnih odnosa transformatora 400/x kV i 220/110 kV radi izbjegavanja
nepovoljnih naponskih prilika u primorskom dijelu Crne Gore uzrokovanih ispadom DV
110 kV TS Budva – TS Tivat, TS Bar – TS Virpazar, ili TS Podgorica 1 – TS Virpazar.
17. Obzirom na nedostatak vremena da se pojedini projekti, ĉija neophodnost izgradnje je
uoĉena u toku analiza za 2011. i 2012. godinu, realizuju u naredne dvije godine, u toku
perioda 2011. – 2012. godina predviĊena je izgradnja samo onih objekata koji su viĊeni u
ranijim planovima razvoja:

DV 400 kV Podgorica (ME) – Tirana (AL) – završen sa crnogorske strane

zamjena postojećeg transformatora snage 20MVA u TS Tivat jedinicom veće snage
63MVA

Proširenje TS 220/110/35 kV Mojkovac, TS 110/35 kV Andrijevica – ukidanje T-spoja

Povezivanje TS 110/10 kV Podgorica 5, dvostrano napajanje
18. Analize su pokazale da, sa stanovišta povećanja kapaciteta TS Podgorica 2, nema potrebe
za ugradnjom trećeg transformatora, što će se naroĉito doći do izraţaja nakon ulaska u
pogon TS 400/110 kV Lastva Grbaljska u toku 2014./15. godine. Tada će doći do znaĉajne
preraspodjele opterećenja sa TS Podgorica 2 na TS Lastva i na taj naĉin će se snabdjeti
dio potrošnje na primorju. Istovremeno će doći do rasterećenja transformatora u TS
Podgorica 2, ĉime ne dolazi do ugroţavanja snabdijevanja KAP-a (transformatori 400/110
kV, 300MVA u TS podgorica 2 su opterećeni sa manje od 50% nazivne snage u
normalnom pogonu). Isti sluĉaj je i sa nabavkom transformatora 220/110 kV, 150MVA u
TS Podgorica 1. Oba projekta su ranije zapoĉeta, znaĉajno prije nego što se pojavila ideja
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
9-6
izgradnje DC kabla sa pratećim projektima, pa bi bilo uputno da se još jednom preispita
potreba za ugradnjom transformatora u TS Podgorica 1 i Podgorica 2. U svakom sluĉaju,
transformatori bi mogli posluţiti kao rezerva postojećim i u sluĉaju otkaza jednog od njih da
se na vrijeme zamijene. Potrebno je posebno analizirati status novih transformatora nakon
njihove nabavke, ali je za to potrebno posebno ispitati stanje postojećih.
19. Najkritiĉniji pravci, sa stanovišta N-1 kriterijuma sigurnosti sistema su 110 kV pravci TS
Tivat – TS Budva, TS H. Novi – TS Tivat, TS Budva – TS Bar i TS podgorica 2 – TS
Virpazar (Bar). Svi pomenuti dalekovodi su presjeka 150/25mm2 470A. Do neophodnih
rekonstrukcija i izgradnje TS Lastva, problemi se rješavaju operativno, sekcionisanjem 110
kV mreţe.
20. U periodu 2013. – 2016. godina je predviĊena izgradnja sljedećih objekata, od kojih su
najznaĉajniji:
 Izgradnja TS 110/35 kV Kotor (Škaljari), 2x20MVA.
 Izgradnja TS 110/35 kV Kolašin (Drijenjak), 2x20MVA.
 Izgradnja TS 110/35 kV Golubovci, 2x20MVA
 Izgradnja TS 110/35 kV Nikšić 2 (Kliĉevo), 2x40MVA.
 Izgradnja DV 110 kV TS Vilusi – TS H.Novi
 Rekonstrukcija (kompletna zamjena uţetom većeg kapaciteta) postojećeg 110
kV DV HE Perućica TS Danilovgrad – TS Podgorica 1
 TS 400/110 kV, 2x300MVA Lastva Grbaljska
 Izgradnja dvosistemskog 110 kV DV Lastva – TS kotor
 Izgradnja TS Ţabljak, 2x20MVA
 Izgradnja DV 400 kV TS Lastva – TS Pljevlja (kombinovan sa 110 kV
dalekovodom TS 110/35 kV Brezna – (TS Ţabljak) TS Pljevlja
 Izgradnja DV 110 kV TS Virpazar – TS Golubovci
 Izgradnja TS 110/10 kV Podgorica 6
 Rekonstrukcija 110 kV DV TS Lastva – TS Budva i TS Lastva – TS Tivat
Ukoliko se realizuju svi prethodno nabrojani projekti, problemi napajanja primorskog dijela
prenosne mreţe Crne Gore su riješeni i ne postoji opasnost od ugroţavanja napajanja potrošnje
(uz obezbjeĊenje potpune spremnosti ostalih elemenata prenosne mreţe).
Pored toga opterećenje na 110 kV pravcu HE Perućica – TS podgorica 1 je znaĉajno smanjeno
i ne predstavlja „usko grlo“ u pogledu plasmana snage iz HE Perućica
21. Da bi se u potpunosti iskorisio kapacitet DC kabla 1000MW i da bi se oĉuvala sigurnost
EES Crne Gore, neophodno je predvidjeti izgradnju najmanje dva 400 kV dalekovoda od
kojih jedan treba da bude ka EES Srbije a drugi ka EES Bosne i Hercegovine (kao
potencijalnim pravcima uvoza energije u EES Crne Gore)
22. U periodu 2017. – 2020. godina je predviĊena izgradnja sljedećih objekata, od kojih su
najznaĉajniji:
 Rekonstrukcija 110 kV DV TS Budva – TS Bar
 Rekonstrukcija 110 kV DV TS Podgorica - TS Virpazar - TS Bar
 Rekonstrukcija 110 kV DV TS H. Novi – TS Tivat
 Izgradnja TS 400/110 kV Brezna, 2x300MVA (ili ugradnja 220/110 kV "phaseshift" transformatora 2x150MVA u HE Perućica)
 Izgradnja TS 110/x kV Bijela
23. U periodu 2020. – 2025. godina je predviĊena izgradnja sljedećih objekata, od kojih su
najznaĉajniji:
 Izgradnja TS 110/x kV Tuzi
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
9-7
U ovom periodu najkritiĉniji visokoopterećen pravac je 110 kV TS Podgorica 1 – TS
Podgorica 3 (u normalnom pogonu je u zimskim reţimima maksimalnog opterećenja
opterećen preko 70% termiĉke granice). Problem se operativno rješava, sekcionisanjem
sabirnica u TS Podgorica 5, dok se u ljetnjim reţimima ta TS moţe „upetljati“.
Nakon ulaska u pogon TS Tuzi, TS Podgorica 3 moţe da radi u paraleli sa ostatkom
sistema.
24. U skladu sa analizom topologije iz 2020. godine i prognoziranim nivoom razvoja potrošnje i
proizvodnje u 2025. godine, moţe se dati generalni zakljuĉak da je mreţa u periodu do
2020. godine dobro isplanirana i da se ne uoĉavaju kritiĉni problemi u 2025. godini.
25. Imajući u vidu slijedeće ĉinjenice:
 prosjeĉna starost 220 kV dalekovoda i transformatora 220/110 kV će u 2025.
godini iznositi 50 godina
 pouzdanost 220 kV prenosne mreţe je već sada znaĉajno smanjena
 paralelan rad 400 i 220 kV mreţe koje povezuju praktiĉno iste dijelove sistema i
koji predstavljaju ograniĉenja prilikom tranzita energije preko prenosne mreţe
Crne Gore smanjujući prekograniĉne prenosne kapacitete
 skoro izvjesno podizanje 220 kV mreţe u zapadnoj Srbiji na 400 kV naponski
nivo (projekat već u toku)
potrebno je dati preporuke i smjernice budućnosti 220 kV mreţe u Crnoj Gori, odnosno
odgovoriti na pitanje da li se i kako moţe izvršiti eventualno napuštanje 220 kV mreţe. Ĉitava
problematika eventualnog napuštanja 220 kV mreţe je veoma sloţena i zahtijeva detaljne
analize razliĉitih karakteristiĉnih stanja mreţe kako bi se uoĉili eventualni problemi koji mogu
nastati, te je stoga u ovom poglavlju dat jedan scenario mogućeg napuštanja 220 kV mreţe po
fazama. Postepeno napuštanje 220 kV naponskog nivoa obavilo bi se po fazama u skladu sa
dinamikom mogućnosti iskljuĉenja i prestanka rada 220 kV interkonektivnih dalekovoda
(dogovor sa susjednim operatorima prenosnog sitema) kao i dinamikom izgradnje pojedinih
elemenata prenosne mreţe od presudnog uticaja na realizaciju ĉitavog projekta.
Ĉitav projekat zahtijeva mnogo širu analizu, ali je potrebno naglasiti da u karakteristiĉnim
reţimima za 2025. godinu nijesu uoĉeni veći problemi u mreţi u sluĉaju ovako opisanog
napuštanja 220 kV mreţe osim pojaĉanja u 110 kV mreţi na pravcu TS Bijelo Polje – TS
Mojkovac – TS Kolašin u sluĉaju da se ne izgradi još jedan 400 kV dalekovod na ovom pravcu
koji bi povezao TS Pljevlja i TS Podgoricu.
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
9-8
10.
PRILOG
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
10-1
10.1 Programski zadatak
RAZVOJ PRENOSNE MREŢE DO 2025. godine
Zadatak 4
Pregled Projektnog Zadatka
UVOD
Od aprila 2009. Prenos a.d. funkcioniše kao pravno nezavisna poslovna jedinica od EPCG-e.
Prenos ima tri odvojene licence (i) za prenos elektriĉne energije, (ii) za operatora prenosnog
sistema (TSO) i (iii) kao trţišni operator (MO). Prema projektu IPA’07 TA, Prenos a.d. je jedan
od tri korisnika.1
Dalje navedeno naglašava trenutni obim revidiranih aktivnosti konsultanta u okviru Zadatka 4,
naslovljeno u programskom zadatku projekta kao ''Studija prenosa i distribucije u priobalnom
pojasu Crne Gore''.
CILJEVI
Krajnji cilj kao i odgovarajući glavni rezultati revidiranog obima posla u Zadatak 4 su:
A.
Pripremiti desetogodišnji plan razvoja za operatora prenosnog sistema u
standardno meĊunarodno prihvaćenoj formi, sa tim da ipak odraţava specifiĉnu
situaciju u Crnoj Gori. Plan će biti spreman za usvajanje od strane Regulatorne
agencije (ERA) i njen sadrţaj će biti dogovoren unaprijed sa Regulatornom
agencijom i Operatorom prenosnog sistema i potvrĊen od strane Ministarstva
ekonomije (ME). Usvojeni plan će biti objavljen na internet stranici Operatora
prenosnog sistema kao što je zahtevano u LoE.
B.
Pripremiti detaljni plan razvoja do 2025. godine za Prenos a.d.
C.
Pripremiti adekvatne ulazne podatke za planiranu reviziju/aţuriranje ''Strategije
razvoja energetike Crne Gore do 2025. godine'' u oblasti prenosa elektriĉne
energije
na osnovu plana razvoja. Obim saradnje biće dogovoren sa
Operatorom prenosnog sistema i Ministarstvom ekonomije, koje je zaduţeno za
pripremu takvog dokumenta.
D.
Pripremiti odgovarajuće ulazne podatke za planiranu reviziju/aţuriranje Akcionog
plana (AP) (2009.-2013.) koji se odnosi na Strategiju razvoja energetike, u
standardnom formatu – usvojeni šablon postojećeg AP (2009.-2013.). Aţurirani
AP će tada pokrivati period od slijedećih 5 godina (2011.-2015.). Zasnovan na
prethodno spomenutom investicionom planu, biće odabrani glavni projekti za
Prenos.
E.
Obezbijediti obuku za zaposlene koji bi ubuduće radili na razvoju prenosne
mreţe u predstojećem redovnom aţuriranju desetogodišnjeg plana razvoja i
sliĉnih zadataka kako bi u budućnosti to samostalno radili bez pomoći sa strane.
PRETPOSTAVKE
1
Za sada, distribucija (kao prenos i kao operator distributivnog sistema) ostaju u sastavu EPCG a.d., u
posebnoj takozvanoj funkcionalnoj jedinici distribucije, koja je dio vertikalno podeljene kompanije
EPCG, koja se sastoji od funkcionalne jedinice proizvodnje, funkcionalne jedinice distribucije,
funkcionalne jedinice snabdevanja, sedišta kompanije i Elektrogradnje. Funkcionalna jedinica distribucije
ima dve licence za (i) distribuciju električne energije i za (ii) operatora distributivnog sistema (DSO).
Funkcionalna jedinica distribucije nije korisnik projekta IPA’07.
10-2
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Da bi izbjegli ponavljanje poslova, maksimalno koristiti dosdašnji rad kako bi se uštedjeli resursi
i da bi se osigurala doslednost u pretpostavkama i rezultatima. Konsultant mora da uzme u
obzir i ulazne podatke drugih donatora i/ili energetskih subjekata koji će se vjerovatno koristiti
paralelno:
i.
Studija izvodljivosti za novi 400 kV dalekovod izmedju nove 400/110 kV
TS Tivat i Pljevlja (uraĊen od strane WYG Consortium)
ii.
Novi 110 kV dalekovod od TS Virpazar do TS Ulcinj i pojaĉanje 110 kV
dalekovoda Virpazar-Bar i Virpazar-Podgorica 1 (WYG Consortium)
iii.
Razvoj prenosne i distributivne mreţe Podgorice do 2025. godine (EKC)
iv.
Razvoj prenosne i distributivne mreţe Nikšića do 2025. godine (EKC)
v.
Poboljšanje zaštite u prenosnoj mreţi (WYG Consortium)
vi.
Studija o mogućnosti prenosne i distributivne mreţe da primi energiju iz
planiranih izvora obnovljive energije – malih HE i vjetroelektrana (EKC)
vii.
Aktivnosti funkcionalne jedinice EPCG distribucija na pripremi dokumenta
sliĉnom desetogodišnjem planu razvoja za DSO (zaduţenja DSO od
EPCG)
viii.
Novi 400 kV interkonektivni dalekovod izmeĊu Crne Gore i Srbije (Pljevlja
– B.Bašta) (EKC)
ix.
Studija izvodljivosti za novi podvodni interkonektivni HVDC kabl izmeĊu
Italije i Crne Gore (EKC)
a) Analiza statiĉke sigurnosti
b) Ekonomski i finansijski aspekti, kratki spojevi, analiza naponske i
dinamiĉke stabilnosti
Konsultant će blisko saraĊivati sa Prenosom kao i sa funkcionalnom jedinicom EPCG
distribucija da bi se osigurala doslednost pretpostavki i ulaznih podataka potrebnih za
planirane modele i softver. Posebna saradnja i saglasnost je potrebna da se ostvari u
definisanju pretpostavki koje se odnose na promjene opterećenja u pribliţno 20 110/x kV
TS u crnogorskom sistemu tokom vremena zakljuĉno sa 2025. godinom. MoU je
potrebno potpisati izmeĊu Prenosa i funkcionalne jedinice distribucije EPCG u vezi
prethodno navedenog.
Osim raspoloţive Strategije razvoja energetike, iz 2007. godine, nisu uraĊene nove
procjene potrošnje elektriĉne energije kao ni planovi razvoja novih proizvodnih
kapaciteta. U nedostatku aţuriranih podataka, predloţeno je da se plan razvoja
prenosne mreţe do 2025. godine uradi na osnovu slijedećih pretpostavki:
A) Potrošnja (prognoza energije i vršnog opterećenja):
 Base-case scenario (referentni scenario za razvoj prenosne mreţe do 2025.
godine): scenario srednjeg porasta potrošnje elektriĉne energije iz Strategije
razvoja energetike (1.22%/god.) biće primenjen na poslednjim dostupnim
podacima o potrošnji (2009.).
 Scenario dodatne potrošnje elektriĉne energije (alternativni prenosni sluĉajevi) će
biti osmišljeni od strane konsultanta, sa posebnom paţnjom na eventualnu
potrošnju “velikih” potrošaĉa (tj. KAP, Ţeljezara Nikšić, Ţeleznice Crne Gore) kao
i mogući uticaj drugaĉijeg ekonomskog rasta (BDP) i strukturnih promjena u
potraţnji elektriĉne energije u Crnoj Gori ako bude procijenjeno kao bitno od
strane konsultanta.
B) Proizvodnja (planovi razvoja proizvodnje elektriĉne energije)
Odnosi se na kapacitet i plan puštanja u pogon rekonstruisanih kao i novih proizvodnih
jedinica, u osnovi uvod za N2 scenario iz Strategije razvoja energetike će biti primijenjen
najviše moguće. Ipak N2 scenario će biti preraĊen u skladu sa trenutnim saznanjima,
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
10-3
situacijom i dostupnim podacima. Posebnu paţnju treba obratiti na vjerovatna kašnjenja
puštanja u pogon postrojenja, integraciji prethodno nerazmatranih elektrana, kao i ostalih
relevantnih odstupanja iz AP (2009-2013). Na primjer:

TE Pljevlja II (225 MW) neće biti sve do 2025 ĉak i duţe;

TE Maoĉe (2x250 MW) planirano puštanje u pogon 2018. godine, prethodno nije
planirana u strategiji razvoja energetike;

Moguća kašnjenja ulaska u pogon (najmanje za 4 godine) većih planiranih
hidroelektrana (4 HE na Moraĉi i HE Komarnica);

Moguća brţa izgradnja elektrana na obnovljive izvore (male hidroelektrane i
vjetroelektrane) u odnosu na Strategiju razvoja energetike

Moguće preispitivanje EPCG-EPS ugovora za korišćenje HE Piva (vaţi do 31. decembra
2015. godine)
Planirane elektrane na obnovljive izvore (male hidroelektrane i vjetroelektrane) i njihova
prikljuĉna mjesta biće razmatrana na osnovu podataka iz paralelne studije “Mogućnost
prenosne i distributivne mreţe da prihvate elektriĉnu energiju iz planiranih elektrana na
obnovljive izvore – male hidroelektrane i vjetroelektrane”. U sluĉaju da ulazni podaci iz
paralelne studije ne budu dostupni do 30. septembra 2010. godine konsultant će pretpostaviti:
•
svaka skupina hidroelektrana koja pripada istom vodotoku je predmet jednog od dva
tendera već objavljenih od strane Crne Gore (1: 8 vodotokova, 62 MW) 2: 10
vodotokova, MW će naknadno biti definisani2), vjetroelektane (Moţura – opština Ulcinj:
46 MW3 i Krnovo – opština Nikšić: 50 MW4) će biti povezane na najbliţe prikljuĉne taĉke
prenosne mreţe, ili na prikljuĉna mjesta definisana relevantom prethodnom studijom ako
je dostupna.
•
obnovljivi izvori energije ĉija je ekspanzija predviĊena, biće prikljuĉeni na prenosnu
mreţu prema dinamici ulaska iz strategije razvoja energetike o prikljuĉenju obnovljivih
izvora i na osnovu alternativno brţeg scenarija izgradnje, kao što je prethodno
navedeno.
Na osnovu prethodno definisane situacije potrošnje i proizvodnje, konsultant će pripremiti par
scenarija razvoja proizvodnih kapaciteta, sa jasno naglašenim datumom puštanja u pogon
posmatranih rekonstruisanih i novih elektrana. Zbog strateške odluke Crne Gore u usvojenoj
strategiji razvoja energetike da upotrijebi domaće energetske resurse (hidro i lignit) što je prije
moguće, vrijeme koje je realno potrebno za implementaciju projekata je glavna prepreka bez
obzira na interesovanja privatnih investitora, i bolje je nego traţiti najjeftiniju opciju da bi se
podmirila domaća potrošnja. Sa jedne strane, ovo je priliĉno nepouzdano/špekulativno (npr.
KAP) dok sa druge strane trţište će biti potpuno otvoreno poslije 1. januara 2015. godine
(trenutno je otvoreno oko 40%). Kao posljedica, ima vrlo malo mjesta da se iskoristi neki
optimizacioni model za snabdijevanje npr. WASP zato što će elektrane u Crnoj Gori podmirivati
domaću potrošnju i strana trţišta.
Za potrebe planiranja mreţe, konsultant moţe uzeti u obzir korišćenje priliĉno jednostavnog ali
sasvim transparentnog pristupa, na osnovu ĉega će se planirati prikljuĉenje rekonstruisanih i
Predviđeni kapaciteti će biti odobreni samo nakon što se podnesu ponude zainteresovanih investitora,
koji su se već kvalifikovali u prvoj fazi tendera koja se sastoji od dvije faze. Ponude će sadržati prethodnu
studiju / preliminarni nacrt. Krajnji rok za prvu grupu (Berane) od moguće tri grupe vodotokova je 25.
mart 2010. godine, dok je za ostale dve grupe (Šavnik i Plav) krajnji rok pomjeren za 27. april 2010.
godine, na zahtjev potencijalnih ponuđača.
2
3
Predviđeno povezivanje je na dalekovod 110 kV Bar - Ulcinj.
Predviđeno povezivanje je na TS 110/35 kV Nikšić. U slučaju nedostatka prostora u TS 110/35 kV
Nikšić druge opcije mogu biti predložene. Od investitora se zahtijeva da napravi 110 kV dalekovode ka
definisanoj TS.
4
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
10-4
novih proizvodnih objekata u sistem. Radeći navedeno, potrebno je razmatrati razliĉite
scenarije PPA za izgradnju većih, novih, proizvodnih jedinica, koje su oznaĉene da će da budu
realizovane pomoću privatnog kapitala (npr. HE Moraĉa, HE Maoĉa). Ostatak energije koji
ostane nakon što se proizvodnja dodeli u PPAs za Crnu Goru biće namenjen izvozu.
Postojeća visokonaponska (VN) prenosna mreţa Crne Gore je tipiĉno radijalna sa tri naponska
nivoa (400 kV, 220 kV i 110 kV). Visokonaponska interkonekcija postoji prema Kosovu (400
kV), Srbiji (220 kV), Albaniji (220 kV) i prema Bosni i Hercegovini (400 kV, 220 kV i 110 kV).
Novi 400 kV dalekovod prema Albaniji je u izgradnji je planiran je da uĊe u pogon 2010. godine.
Da bi se poboljšala sigurnost u snabdijevanju u Crnoj Gori i da bi se predstavila mogućnost
razmjene elektriĉne energije sa Italijom, planirano je slijedeće:
• podvodni 400 kV DC kabl sa prenosnim kapacitetom od 1,000 MW izmeĊu Crne
Gore i Italije (2013.),
• DC/AC RP/TS Tivat i njeno prikljuĉenje po principu ulaz/izlaz na 400 kV dalekovod
izmeĊu TS Podgorica i TS Trebinje (2013.),
• 400 kV dalekovod izmeĊu TS Pljevlja i TS B.Bašta (RS) ili Višegrad (BiH, 2013.),
• 400 kV dalekovod izmeĊu TS Tivat i TS Pljevlja (2018.),
• Znaĉajni kruţni tokovi snaga u VN sistemu Crne Gore u razliĉitim pravcima (npr.
BiH-Italija, BiH-Albanija, Srbija-Kosovo-Italija preko Crne Gore i sl.)
OBIM POSLA, IZLAZNI PODACI I REZULTATI
Plan razvoja i proširenja prenosne mreţe za vremenski period od 2011-2025 godine će pokrivati
preporuĉene investicije u rekonstrukciju, kao i rekonstrukcije koje su trenutno u toku, zajedno sa
odvojenim planovima novih prenosnih dalekovoda i trafostanica. Pod VN mreţom
podrazumijeva se 400 kV, 220 kV i 110 kV naponski nivo i propratne trafostanice 400/110 kV,
220/110 kV, 110/35 kV i 110/x kV, plan će:
•
osigurati adekvatnu vezu razliĉitih potrošaĉkih centara povezanih na VN mreţu Crne
Gore.
•
dovoljnu interkonekciju sa susjednim sistemima na VN nivou;
•
prikljuĉenje na VN mreţu novih i pojaĉanih proizvodnih jedinica, od kojih neke male
hidroelektrane takoĊe mogu biti prikljuĉene i na SN mreţu;
•
se baviti poboljšanjima radi veće pouzdanosti kao i smanjenjima gubitaka elektriĉne
energije u prenosnoj mreţi.
Ako bude opravdano i/ili neophodno, alternativni prenosni programi će biti analizirani. Napraviće
se izvještaj postojećih studija kao i onih koje su u toku o regionalnim interkonekcijama u
jugoistoĉnoj Evropi. Za preporuĉeni program za prenosnu mreţu, konsultant će se dogovoriti sa
Prenosom oko kandidata za investiciju i oko odgovarajućih referentnih troškova koji će
predstavljati ulazni podatak za investicioni plan studije.
Izmeću ostalog, konsultant će:
•
detaljno analizirati i procijeniti tehniĉke gubitke u prenosu, otkriti njihov uzrok, predloţiti
trenutne kao i dugoroĉne mjere i realno smanjenje gubitaka u periodu 2011.-2015.
godine, ukljuĉujući zavisne troškove.
•
zbog prikljuĉenja znaĉajnih novih kapaciteta zasnovanih na obnovljivim izvorima,
konsultant će takoĊe uraditi analizu pomoćnih usluga (sistemska rezerva i regulacija) za
crnogorski elektroenergetski sistem (operator prenosnog sistema), obezbjeĊenje
dodatne balansne energije, kako sa tehniĉke tako i sa ekonomske taĉke gledišta.
Posebnu paţnju treba obratiti razgraniĉenje izmeĊu Prenosa i funkcionalne jedinice
distribucije EPCG distribucije u skladu sa vlasništvom nad sredstvima, odgovornosti
odrţavanja i upravljanja.
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
10-5
U bliskoj saradnji sa Prenosom i funkcionalnom jedinicom distribucije EPCG, konsultant će:

Prikupiti neophodne podatke za analizu VN mreţe Crne Gore ukljuĉujući
interkonekcije koje uĉestvuju u razmjeni elektriĉne energije u regionu;

U bliskoj saradnji sa funkcionalnom jedinicom distribucija EPCG, a u skladu sa
scenarijima potrošnje, definisati prognozu opterećenja u svim ĉvorovima

Sprovesti standardnu analizu tokova snaga i analizu sigurnosti na VN mreţi
uzimajući u obzir planove povećanja proizvodnje elektriĉne energije, scenarije
zatvaranja kruţnih tokova energije na teritoriji Crne Gore preko interkonektivnih
dalekovoda, otkriti zagušenja i predloţiti pojaĉanja u mreţi (2011.-2020. na period
od jedne godine i 2025. godinu);

Otkriti uska grla i prodloţiti pojaĉanja u VN mreţi imajući u vidu prognozirano
opterećenje u karakteristiĉnim ĉvorovima ovog sistema u budućnosti;

Na osnovu analize trenutnog stanja i uporednim iskustvima u svetu, uzeti u obzir
uticaj distributivne mreţe;

Predloţiti investicioni plan prenosne mreţe (rekonstrukcije i novi objekti po
naponskim nivoima) do 2025. godine.

Pripremiti desetogodišnji plan razvoja za Operatora prenosnog sistema

Pripremiti ulazne podatke za Strategiju razvoja energetike i Akcioni plan

Pripremiti odgovore na temu elektrana na obnovljive izvore

Obuka (poţeljno na radnom mestu) zaposlenih u Prenosu za korišćenje softverskog
paketa PSS/E
VREMENSKI TOK STUDIJE
Zadatak 4 će poĉeti u maju 2010. godine i biće završen 1. marta 2011. godine.
IZVJEŠTAJI
Odvojeni izvještaji će biti pripremani za:
Scenariji proizvodnje i potrošnje elektriĉne energije, krajnji rok 31. juli 2010. godine;
Razvoj prenosne mreţe; desetogodišnji plan razvoja spreman za usvajanje od strane
ERA a objavljivanje će biti kao dodatni aneks, krajnji rok: 31. januar 2011. godine;
Investicioni plan za Prenos a.d. do 2025. godine, krajnji rok: 31. januar 2011. godine;
Revizija/aţuriranje ulaznih podataka Strategije razvoja energetike i Akcionog plana
(2011.-2015.),
krajnji rok: 28. februar 2011. godine.
Kao dodatak, potrebno je pripremiti saţet završni izvještaj na Zadatak 4 (maksimalno 50
strana), sa konaĉnim izvještajem koji ne prelazi 10 strana. Nacrti svih izvještaja će biti
podnijeti na razmatranje i komentar prije njihovog konaĉnog završetka. Izveštaji trebaju
da budu na Engleskom jeziku.
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
10-6
11.
LITERATURA
[1]
Zakon o energetici Crne Gore, april 2010.
[2]
Strategija razvoja energetike Crne Gore - Energetski institut Hrvoje Pozar,
Zagreb, Institut za istrazivanja u energetici i tehnologiji, Ljubljana, jul 2006
[3]
Strategija razvoja energetike Crne Gore do 2025 – Akcioni plan 2008-2012,
avgust 2008.
[4]
Mreţni Kodeks Crne Gore, juni 2006
[5]
Life Expectancy of POwer System Apparatus and Componenets , D.Reichelt,
A.Frey, M. Schonenberger, CIGRE, Paris 1996
[6]
PSS/E 31.3 Program uputstvo za upotrebu, PTI-Siemens, 2006
[7]
UCTE Operativni priruĉnik, UCTE, Jun 2004
[8]
“IEC 60909 International Standard”; IEC, Prvo izdanje juli 2001.
[9]
“Strategija razvoja energetike Crne Gore”; EIHP Zagreb, IREET Ljubljana; 2008
oktobar
[10] “Pregled predviĊanja snabdevanja, potrošnje i prenosa elektriĉne energije u
Jugoistoĉnoj Evropi za period 2008-2020”, EKC Beograd, Jul 2008
[11] “REBIS – GIS Razvoj proizvodnih kapaciteta-dopuna: Provera adekvatnosti
prenosne mreţe”, EKC, EIHP, 2007
[12] “SECI – Razvoj interkonekcije elektroenergetskih sistema zemalja Jugoistoĉne
Evrope, Izrada regionalnog modela za 2015 i 2010 godinu”, EKC Beograd,
2009
[13] “UCTE system adequacy forecast 2008-2020”; UCTE, 2007.
[14] “Studija izvodljivosti povezivanja Italije i Crne Gore novim podmorskim HVDC
kablom”; EKC Beograd, Jul 2008.
11-1
Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine
Download

Plan razvoja prenosne mreze CG 2011