P O Z I V - regagen.co.meregagen.co.me/cms/public/image/uploads/Javni_poziv... · je dužan da izradi desetogodišnji plan razvoja prenosnog sistema (prema Članu 41 Zakona). Taj

Regulatorna agencija za energetiku, u skladu sa članom 10 stav 2 Pravila za izradu i

praćenje realizacije desetogodišnjih planova razvoja prenosnog sistema električne energije (“Službeni list CG“, br. 43/16 i 90/17), dana 08.05.2018. godine daje na javnu raspravu nacrt

Plana razvoja prenosne mreže Crne Gore 2019.-2028. godina, sa Planom investicija za 2019. 2020. i 2021. godinu, koji je AD Crnogorski operator prenosnog sistema Podgorica dostavio 07.05.2018. godine

i upućuje

P O Z I V

svim zainteresovanim subjektima da uzmu učešće na raspravi i time daju doprinos donošenju kvalitetnog akta u skladu sa Zakonom.

Javna rasprava se sprovodi na način što se mišljenja, primjedbe, komentari i sugestije dostavljaju elektronskim putem na e-mail [email protected], faxom na broj: 020 229-755 ili poštom na adresu Bulevar Svetog Petra Cetinjskog broj 96 Podgorica, zaključno sa 23.05.2018. godine. Dalji postupak sprovodi se u skladu sa Pravilima za izradu i praćenje realizacije desetogodišnjih planova razvoja prenosnog sistema električne energije.

Nacrt akta može se preuzeti na web adresi www.regagen.co.me/aktuelnosti.

mailto:[email protected]

http://www.regagen.co.me/

PLAN RAZVOJA PRENOSNE MREŽE CRNE GORE

2019. - 2028.

- NACRT -

Plan razvoja prenosne mreže Crne Gore u periodu do 2028. godine

SADRŽAJ

UVOD .............................................................................................................................. 1

OSVRT NA STRATEGIJU RAZVOJA ENERGETIKE CRNE GORE DO 2030. GODINE - BIJELA KNJIGA (RAZVOJ PRENOSNE MREŽE) I PROSTORNI PLAN CRNE GORE DO 2020. GODINE ................................................................... 5

LISTA SKRAĆENICA ...................................................................................................... 8

1 METODOLOGIJA I KRITERIJUMI ZA PLANIRANJE PRENOSNE MREŽE ........... 10

1.1 Tehnički kriterijumi i ograničenja u radu EES-a ............................................ 12

1.1.1 Tehnički kriterijumi i ograničenja za normalne pogonske uslove ................................... 12

1.1.2 Tehnički kriterijumi i ograničenja za otežane uslove rada .............................................. 12

1.1.3 Kriterijumi za uvođenje novih elemenata mreže ili za rekonstrukciju postojećih ........... 12

1.1.3.1 Kriterijumi za uvođenje novih elemenata mreže .........................................12

1.2 Procjena kandidata za izgradnju "CBA" metodologijom .............................. 14

2 PROGNOZA POTROŠNJE ENERGIJE I VRŠNE SNAGE ..................................... 20

2.1 Ostvarena potrošnja električne energije u prethodnom periodu ................. 22

2.1.1 Preuzeta električna energije iz prenosne mreže od strane operatora distributivnog sistema ........................................................................................................................... 22

2.1.2 Preuzeta električna energije iz prenosne mreže velikih potrošača, priključenih na 110 kV naponski nivo ..................................................................................................... 28

2.1.3 Plan priključenja velikih potrošača na prenosnu mrežu ................................................. 29

2.2 Rezultati prognoze potrošnje .......................................................................... 31

3 PLAN RAZVOJA PROIZVODNJE U PERIODU 2019. - 2028. SA PROJEKCIJOM NA 2033. GODINU........................................................................ 32

3.1 Vrste i glavne karakteristike postojećih proizvodnih objekata ..................... 32

3.2 Vrste i glavne karakteristike budućih proizvodnih objekata ......................... 35

3.3 Sistemska rezerva u crnogorskom EES ......................................................... 40

3.4 Tehnički aspekti ulaska u pogon novih proizvodnih jedinica sa stanovišta njihovog uticaja na sistemske usluge ............................................................ 41

4 TRENUTNO STANJE PRENOSNE MREŽE - 2017./2018. GODINA ...................... 43

4.1 Vodovi .............................................................................................................. 43

4.2 Transformatori 400, 220 i 110 kV .................................................................... 47

5 PLANIRANJE PRENOSNE MREŽE ........................................................................ 50

5.1 Analiza topologije za 2018. godinu ................................................................. 50

5.1.1 Zimski maksimum ........................................................................................................... 50

5.1.1.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema ...........................50

5.1.1.2 Analiza prenosne moći i zagušenja ............................................................53

5.1.2 Ljetnji maksimum ............................................................................................................ 53




5.1.3 Analiza gubitaka ............................................................................................................. 56

Stanje 2018. godina - Zaključak: ............................................................................ 58

5.2 Plan razvoja do 2021. godine .......................................................................... 59

5.2.1 Novi elementi prenosne mreže u periodu do 2021. godine ........................................... 60

5.2.1.1 Novi elementi – do 2019. godine ................................................................60

5.2.1.2 Novi elementi – 2020. godina .....................................................................65

5.2.1.3 Novi elementi – 2021. godina .....................................................................66

5.2.2 Rekonstrukcija i revitalizacija elemenata do 2021.godine ............................................. 67

5.2.3 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema nakon očekivanih pojačanja do 2021.godine .............................................................................................. 68

5.2.4 Analiza planirane topologije za 2021. godinu ................................................................ 69



5.2.5 Analiza gubitaka ............................................................................................................. 74

5.2.6 Uočeni problemi i smjernice razvoja nakon 2021. godine.............................................. 75

5.2.6.1 Snabdijevanje oblasti Ulcinja i Bara: ...........................................................75

5.2.6.2 Mogućnost sekcionisanja mreže u primorju................................................75

5.3 Plan razvoja do 2028. godine .......................................................................... 77

5.3.1 Novi elementi prenosne mreže u periodu 2021. - 2028. godina .................................... 78

5.3.2 Rekonstrukcija i revitalizacija elemenata do 2028.godine ........................................... 103

5.3.3 Analiza planirane topologije za 2028. godinu .............................................................. 103

5.3.3.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema .........................103

5.3.3.2 Analiza prenosne moći i zagušenja ..........................................................108

5.3.4 Analiza gubitaka ........................................................................................................... 108

5.4 Pregled planiranih pojačanja u prenosnoj mreži EES Crne Gore do 2028. godine ............................................................................................................. 109

5.5 Plan razvoja nakon 2028. godine (sa osvrtom u narednih 5 godina) ......... 110

6 ANALIZA STRUJA KRATKIH SPOJEVA .............................................................. 113

7 ANALIZA DINAMIČKE SIGURNOSTI SISTEMA .................................................. 118

7.1 Simulacija kvarova na izabranim poveznim dalekovodima elektrana ........ 118

7.2 Proračun kritičnog vremena isključenja kvara ............................................ 123

8 LITERATURA I PODLOGE ................................................................................... 126

9 PRILOZI ................................................................................................................ 127

REZULTATI PRORAČUNA STRUJA KRATKIH SPOJEVA SA DOPRINOSIMA IZ SUSJEDNIH ČVOROVA ....................................................................................... 128


INVESTICIONI PLAN CGES-A ZA 2019.-2021. GODINU ........................................... 157

UVOD .......................................................................................................................... 158

SADRŽAJ .................................................................................................................... 163

1 IZGRADNJA TS 400/110/35 KV LASTVA, 400 KV DV LASTVA-ČEVO I ČEVO-PLJEVLJA (IPI007, IPI006A, IPI006B) ....................................................... 167

Izgradnja TS 400/110 /35 kV Lastva (IPI007) ....................................................... 167

Izgradnja 400 kV DV Lastva- Čevo: .................................................................... 168

Izgradnja 400 kV DV Čevo – Pljevlja .................................................................... 169

Tehno-ekonomska analiza klaster projekta ........................................................ 169

2 IZGRADNJA 400KV DV PLJEVLJA2-B.BAŠTA I 400 KV PLJEVLJA2-VIŠEGRAD (IPI009) .............................................................................................. 173

2x400 kV DV Pljevlja 2-Bajina Bašta-Višegrad: .................................................. 173

Tehno-ekonomska analiza ................................................................................... 174

3 IZGRADNJA TS 110/35 KV LUŠTICA SA PRIKLJUČKOM NA 110 KV MREŽU (IPI030) ................................................................................................................. 177


4 TS 400/110/35 KV BREZNA (IPI019) .................................................................... 181


5 REKONSTRUKCIJA SISTEMA ZAŠTITA U CIJELOJ MREŽI (IPR006A) ............. 185

Rekonstrukcija sistema zaštite u TS Podgorica 2, TS Pljevlja 2 i TS Ribarevine i TS Mojkovac ................................................................................................... 185

Rekonstrukcija sistema zaštita, upravljanja i sopstvene potrošnje u TS 220/110/35 kV Podgorica 1 ............................................................................ 185

Rekonstrukcija zaštite i upravljanja u ostaloj 110 kV mreži .............................. 185

6 ZAMJENA VN OPREME U TRAFOSTANICAMA (IPR034) .................................. 187

7 IZGRADNJA 110KV DV VIRPAZAR-ULCINJ (IPI015) .......................................... 189


8 IZGRADNJA TS 110/35KV ŽABLJAK (IPI013) ..................................................... 192


9 IZGRADNJA 110 KV DV VILUSI - HERCEG NOVI (IPI016) ................................. 196

Izgradnja dalekovoda 110 kV Vilusi-Herceg Novi ............................................... 196

Rekonstrukcija TS 110/35 kV Vilusi i H.Novi: ..................................................... 196


10 NABAVKA I IMPLEMENTACIJA ERP SISTEMA (NDC120) ................................. 201

11 SCADA ZA NOVI DISPEČERSKI CENTAR SA EMS SISTEMOM (UKLJUČUJUĆI I PROCJENU N-1 FAKTORA SIGURNOSTI U EES U REALNOM VREMENU) (NDC005B) ..................................................................... 202



12 REKONSTRUKCIJA I PROŠIRENJE TS 110/35KV PLJEVLJA 1 (IPI018) .......... 204

13 PODGORICA 4, OBEZBJEĐENJE DVOSTRANOG 110 KV NAPAJANJA (IPI021) ................................................................................................................. 205


14 NOVA REKONSTRUKCIJA DV 110 KV BAR-BUDVA (IPR077) ........................... 208

15 REVITALIZACIJA 110 KV DALEKOVODA (ZAMIJENA OPREME I REKONSTRUKCIJA) (IPR004) ............................................................................. 209

Antikorozivna zaštita na dalekovodima i trafostanicama .................................. 209

Revitalizacija DV Podgorica1-Perucica, vodovi II,III ........................................... 209

Revitalizaciji DV 110 kV H.Novi-Trebinje ............................................................. 210

Sanacija stuba br.52 na DV 110 kV Berane-Ribarevine ...................................... 210

Nabavka ručnog GPS uređaj ................................................................................ 211

16 REKONSTRUKCIJA DIJELA DV 110KV NIKŠIĆ-VILUSI (IPR072) ...................... 212

17 IZGRADNJA 110 KV DV LASTVA – KOTOR (IPI017) .......................................... 213


18 DR DATA CENTAR (DISASTER RECOVERY DATA CENTAR) (NDC109) ......... 217

19 REKONSTRUKCIJA PROTIVPOŽARNOG SISTEMA U NDC (NDC104) ............. 219

20 REKONSTRUKCIJA 110 KV DV HE PERUĆICA - NIKŠIĆ, VOD 3 (IPR031) ...... 221

21 NADOGRADNJA SERVERSKE I MREŽNE INFRASTRUKTURE U DATA CENTRU CGES-A (NDC112) ............................................................................... 222

22 REKONSTRUKCIJA DV 110 KV BERANE-ANDRIJEVICA (IPR058) ................... 223

23 REALIZACIJA SISTEMA ZA DALJINSKI PRISTUP PROCESNIM MREŽAMA I UKLJUČENJE NOVIH OBJEKATA U NDC SCADA SISTEM (NDC114) .............. 224

24 OBNAVLJANJE RAČUNARA I RAČUNARSKE OPREME (NDC113) .................. 227

25 REVITALIZACIJA TRAFOSTANICA-GRAĐEVINSKI DIO (IPR066) ..................... 228

26 REKONSTRUKCIJA DV 110 KV PODGORICA 2-VIRPAZAR (OD STUBA 31-69) (IPR059) .......................................................................................................... 230

27 REKONSTRUKCIJA 110 KV DV LASTVA – TIVAT - II FAZA (IPR010)................ 231


28 REKONSTRUKCIJA ANKERNIH DIJELOVA PORTALNIH STUBOVA DV 110 KV BAR-ULCINJ (IPR061) .................................................................................... 235

29 VIDEO NADZOR TRAFOSTANICA (NDC117) ..................................................... 236

30 IZRADA IDEJNOG PROJEKTA SA GEOMEHANIČKIM ISTRAŽIVANJIMA REKONSTRUKCIJE DV 110 KV PODGORICA 1 - EVP TREBJEŠICA - ANDRIJEVICA (IPR060) ....................................................................................... 237

31 NABAVKA PREKIDAČA SNAGE 35 KV (IPR054) ................................................ 238

32 ISPITNA OPREMA (IPD005) ................................................................................ 239


33 ZAMJENA AGREGATA U NDC I REZERVNOM DISPEČERSKOM CENTRU (NDC100) .............................................................................................................. 240

34 REVITALIZACIJA SISTEMA IZOLACIJE AUTOTRANSFORMATORA T3, 125 MVA U TS PLJEVLJA 2 (IPR071) ......................................................................... 242

35 ISPRAVLJAČI 24V I 48V DC ZA NDC (NDC101) ................................................. 243

36 IZRADA GLAVNOG PROJEKTA O OZNAČAVANJU DALEKOVODA I OZNAČAVANJE DALEKOVODA (IPD008) ........................................................... 245

37 NADOGRADNJA TELEKOMUNIKACIONOG SISTEMA (NDC011) ..................... 246

38 SISTEM KONTROLE PRISTUPA I EVIDENCIJE RADNOG VREMENA (NDC111) .............................................................................................................. 247

39 PROŠIRENJE I UNAPREDJENJE SISTEMA DALJINSKOG OČITAVANJA BROJILA(AMR) (NDC119) .................................................................................... 249

40 NABAVKA I IMPLEMENTACIJA HARDVER I SOFTVER ZA FMIS (NDC002) ..... 251

41 NABAVKA KOLEKTIVNIH SREDSTAVA ZAŠTITE NA RADU (IPR067) .............. 252

42 ADAPTACIJA KANCELARIJA U POSLOVNOJ ZGRADI CGES (IPR074) ........... 253

43 NABAVKA PP APARATA (IPR068)....................................................................... 254

44 NABAVKA VOZILA (NDC105) .............................................................................. 255

45 IZRADA IDEJNOG PROJEKTA ZA REKONSTRUKCIJU ZGRADE NDC (NDC107) .............................................................................................................. 256

46 REVITALIZACIJA SISTEMA IZOLACIJE TRANSFORMATORA 20 MVA U REZERVI (IPR070) ............................................................................................... 258

47 UGRADNJA ODVODNIKA PRENAPONA – II FAZA (IPR076) ............................. 259

48 NABAVKA INVENTARA (IPD006) ........................................................................ 260

49 NABAVKA TERETNOG VOZILA ZA POTREBE SLUŽBE ODRŽAVANJA (IPD007) ................................................................................................................ 261

50 NABAVKA I UGRADNJA UREĐAJA ZA SUŠENJE ZRAKA (IPR051) .................. 262

51 BATERIJSKO SPOJNO POLJE 220 VDC U NDC-U (NDC106) ........................... 263

52 SANACIJA STUBA BROJ 134 NA DV 110 KV RIBAREVINE-MOJKOVAC (IPR073) ................................................................................................................ 265

53 BATERIJE 24V I 48 V ZA NDC (NDC103) ............................................................ 266

54 NABAVKA I UGRADNJA DIZEL AGREGATA U TS VIRPAZAR I TS DANILOVGRAD (IPR062) ..................................................................................... 268

55 REKONSTRUKCIJA (UGRADNJA) SPOLJNJIH HIDRANTSKIH MREŽA (IPR069) ................................................................................................................ 269

56 IZGRADNJA STRAŽARSKIH KUĆICA U TRAFOSTANICAMA (IPR075) ............. 270


57 UVOĐENJE ISO STANDARDA I SERTIFIKACIJA (IPD010) ................................ 271

58 NABAVKA ODVODNIKA PRENAPONA (IPR053) ................................................ 272

59 MODUL ZA DOSTAVLJANJE PODATAKA NA TRANSPARENCY PLATFORMU R2 (NDC010) ................................................................................. 273

60 REKONSTRUKCIJA 110 KV DV BUDVA – LASTVA (IPR009) ............................. 275


61 REVITALIZACIJA DV 110 KV BUDVA -PODGORICA 2 (IPR036) ........................ 278

62 NABAVKA MJERNIH TRANSFORMATORA (IPR052) ......................................... 279

63 IZMJEŠTANJE DIJELA DV 400 KV RIBAREVINE-PEĆ (IPR065) ........................ 280

64 INVERTORI ZA TRAFOSTANICE (NDC102) ....................................................... 281

65 REVITALIZACIJA TS 110/35 KV NIKŠIĆ (SANACIJA BETONSKIH PORTALA) (IPR 001) ............................................................................................................... 282

66 ISPORUKA I ZAMJENA MOTORNIH POGONA REGULACIONIH SKLOPKI U TS BERANE I TS VIRPAZAR (IPR056) ................................................................ 283

67 SANACIJA KLIZIŠTA KOD STUBA 174 NA DV 220 KV PIVA-PLJEVLJA VOD 265 (IPR063) ......................................................................................................... 284

68 SANACIJA STUBA BROJ 15 NA DV 400KV RIBAREVINE-PEĆ (IPR064) .......... 285

69 MIKROPROCESORSKA MULTIFUNKCIONALNA CENTRALNA JEDINICA SABIRNIČKE ZAŠTITE (IPD009) ......................................................................... 286

70 IZGRADNJA TS 110/35/10KV KOTOR (ŠKALJARI) I 110KV DV TIVAT-KOTOR (IPI001) .................................................................................................... 287

71 NABAVKA I UGRADNJA JEDNOPOLNIH PREKIDAČA ZA UKLJUČENJE I ISKLJUČENJE ZVJEZDIŠTA 35 KV STRANE ENERGETSKIH TRANSFORMATORA U TS 220/110/35 KV PODGORICA 1 I TS 110/35KV TIVAT (IPR055) ..................................................................................................... 288

TABELA INVESTICIONOG PLANA 2019 - 2021. GODINA (SA UKLJUČENOM 2018.GODINOM)................................................................................................... 289

AMORTIZACIONI PLAN ............................................................................................. 292


1

Uvod

Prema Zakonu o energetici Crne Gore [1] (januar 2016. godine) operator prenosnog sistema električne energije dužan je da vrši prenos električne energije pod uslovima određenim licencom na principima objektivnosti, transparentnosti i nediskriminatornosti. Kako bi ispunio tu, najvažniju ulogu, odnosno da bi ispunio uslove koji se pred njega postavljaju u toku operativnog rada, operator prenosa električne energije je dužan da izradi desetogodišnji plan razvoja prenosnog sistema (prema Članu 41 Zakona). Taj Plan mora biti, u najvećoj mjeri, usklađen sa Strategijom razvoja energetike [3], odnosno sa planom razvoja susjednih prenosnih sistema, pri čemu se njegovo ažuriranje mora obaviti najmanje svake godine i dostaviti Agenciji za energetiku na odobravanje. U skladu sa tim, operator prenosnog sistema dostavlja i godišnje investicione planove utvrđene prema potrebama korisnika sistema, a koji su u skladu sa izrađenim desetogodišnjim planom razvoja prenosnog sistema i prostorno-planskim dokumentima.

Na osnovu Zakona definisano je da prenosni sistem električne energije čine postrojenja 110 kV, transformatori 110/X kV i vodovi 110 kV, kao i postrojenja, transformatori i vodovi višeg naponskog nivoa, do mjesta priključka korisnika sistema i objekti koji sadrže telekomunikacionu i informacionu opremu zajedno sa drugom infrastrukturom neophodnom za njegovo funkcionisanje.

Operator prenosnog sistema (u daljem tekstu CGES) je nadležan i odgovoran za tehničke kriterijume planiranja i prognozu potrošnje električne energije koji su usklađeni sa tehničkim standardima datim u okviru "Pravila za funkcionisanje prenosnog sistema električne energije" [2] i Strategijom razvoja energetike [3] u Crnoj Gori, pri čemu se svake tri godine, izrađuje plan razvoja za sljedećih 10 godina i podnosi se Regulatornoj agenciji za energetiku na odobrenje, dok se svake godine radi ažuriranje postojećeg Plana razvoja.

Plan razvoja prenosnog sistema Crne Gore je cjelokupan projekat prevashodno namijenjen da:

- izradi prognozu razvoja potrošnje električne energije u svakoj tački prenosnog sistema

- detaljno prikaže trenutno stanje prenosnog sistema u Crnoj Gori

- predloži smjernice za njegov razvoj u skladu sa potrebama korisnika u periodu 2019. - 2028. godina, sa osvrtom na 2033. godinu

- izradi prijedlog potrebnih investicija u naredne 3 godine, u skladu sa predloženim razvojem prenosne mreže

Ovaj dokument takođe sadrži sve komponente razvoja koje omogućavaju:

- da se u njega uključe potrebna sredstva za telekomunikacionu i upravljačku opremu koja bi povezivala Dispečerski 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 tržišta električne energije kako bi se dobio uvid u trenutnu situaciju i predstavio očekivani razvoj prenosnog sistema u budućnosti.

Prenosna mreža Crne Gore 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 mrežu karakteriše injektiranje značajnog dijela proizvodnje HE Perućica na pravcu prema Podgorici, kao i činjenica da se kompletno konzumno područje primorja napaja preko opterećenih 110 kV dalekovoda i to iz pravca Podgorice kao glavne napojne tačke i iz pravca Trebinja (BIH) iz kojeg se napaja zapadni dio primorja (Herceg Novi i Tivat).


2

Prenosni sistem Crne Gore ima značajan broj interkonektivnih dalekovoda sa susjednim elektroenergetskim sistemima:

- Sa elektroenergetskim sistemom Srbije, prenosna mreža Crne Gore je povezana preko dva DV 220 kV (Pljevlja 2 (ME) - Bajina Bašta (RS) i Pljevlja 2 (ME) - Požega (RS)), kao i sa jednim DV 110 kV (Pljevlja 1 (ME) - Potpeć (RS)).

- Sa elektroenergetskim sistemom Kosova, prenosna mreža 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 DV 220 kV (HE Perućica (ME) - Trebinje (BA) i HE Piva (ME) - Sarajevo (BA)), te sa dva DV 110 kV (Herceg Novi (ME) - Trebinje (BA) i Vilusi/Nikšić (ME) - Bileća (BA)).

- Sa EES Albanije je ostvarena preko 400 kV DV Podgorica 2 (ME) - Tirana (AL) i 220 kV naponskog nivoa (Podgorica 1 (ME) - Koplik (AL)).

Pored značajnog broja interkonektivnih veza sa susjedima, prekogranični prenosni kapaciteti su mali usljed pomenutih paralelnih veza 400 i 220 kV dalekovoda koji povezuju električki gledano iste dijelove sistema, usljed čega pri većim razmjenama ispadi 400 kV dalekovoda dovode do preopterećenja u 220 kV mreži.

Planiranjem razvoja sagledava se neophodan razvoj prenosnog sistema i određuju 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 usklađen sa razvojem proizvodnih kapaciteta, razvojem distributivnog sistema, te potrebama potrošača čiji su objekti direktno priključeni na prenosni sistem.

Neophodno je naglasiti da postoji dosta velika neizvjesnost ulaznih parametara na osnovu kojih se sagledava plan razvoja i koji zavise od velikog broja činilaca, između ostalog cijene energenata, promjene nivoa potrošnje i proizvodnje, investicija u nove proizvodne objekte (HE na Morači, male HE, vjetroelektrane) i situacije na unutrašnjem i regionalnom tržištu električne energije. Pored tehničkih kriterijuma prilikom planiranja razvoja prenosnog sistema treba voditi računa i o ekonomskim kriterijumima kako bi se troškovi razvoja sveli na minimum, te će se stoga realizacija planiranih projekata koji su obuhvaćeni studijom razvoja prenosne mreže razraditi kroz nekoliko mogućih rješenja da bi se došlo do najpovoljnijeg u slučajevima gdje za to postoji realnog osnova. Što se tiče realizacije sa aspekta priključenja novih izvora odnosno novih centara potrošnje (po mjestu i snazi) potrebno je prilikom utvrđivanja plana razvoja proizvodnih objekata odnosno plana razvoja velikih potrošača uključiti nadležno državno ministarstvo.

CGES obavlja djelatnost prenosa električne energije u Crnoj Gori preko prenosne mreže na 400 kV, 220 kV i 110 kV naponskom nivou, obavlja funkciju upravljanja elektroenergetskim sistemom, funkciju održavanja i razvoja prenosne mreže. Objekti CGES su:

Jedna transformatorska stanica 400/220/110 kV (TS Pljevlja 2)

Jedna transformatorske stanice 400/110/35 kV (TS Ribarevine),

Jedna transformatorska stanica 400/110 kV (TS Podgorica 2),

Dvije transformatorske stanice 220/110/35 kV (TS Podgorica 1 i TS Mojkovac),

14 transformatorskih stanica 110/35 kV (TS H. Novi, TS Tivat, TS Budva, TS Bar, TS Ulcinj,TS Virpazar, TS Nikšic, TS Vilusi, TS Danilovgrad, TS Pljevlja 1, TS Cetinje, TS Berane,TS Andrijevica, TS Kotor)

4 transformatorske stanice 110/10 kV: TS Kličevo, TS Podgorica 3, TS Podgorica 4 i TS Podgorica 5

Dalekovodi naponskih nivoa od 110 kV do 400 kV.


3

Iz TS Mojkovac se napaja elektrovučno postrojenje preko TR 110/25 kV koji je lociran u objektu TS 220/110/35 kV Mojkovac, dok su u nekim objektima TS 110/35 kV smještene transformacije 35/10 kV (TS Ribarevine, TS Mojkovac i TS Herceg Novi).

Postrojenja u HE Perućica (220/110)kV, HE Piva (220 kV), KAP, kao i elektrovučna postrojenja Trebješica, Podgorica 1 i Bar trenutno nijesu u vlasništvu CGES-a.

Razgraničenje 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 mreža je spojena na četirii elektrane:

TE Pljevlja - 218.5 MW (257 MVA), spojena na 220 kV mrežu,

HE Piva - 3×114 MW (3x120 MVA), spojena na 220 kV mrežu i

HE Perućica - 5×38 MW (5x40 MVA) + 2×58.5 MW (2×65 MVA), spojena na 110 kV mrežu

VE Krnovo 72MW, spojena na 110 kV mrežu

sa ukupno instalisanom snagom 1022 MVA (939 MW).

Analiza elektroenergetskog sistema Crne Gore koja obuhvata integraciju novih proizvodnih i potrošačkih objekata, u okviru predmetne studije će pružiti informaciju CGES-u u odnosu na:

1. Pregled postojećih objekata prenosne mreže i stanje u kome se oni trenutno nalaze

2. Tehničku procjenu prenosne mreže sa stanovišta tokova snaga i analize kvarova, zasnovanu na realnom stanju i opterećenju mreže

3. Neophodnost potrebnih pojačanja prenosne mreže, njihove rekonstrukcije i investicija potrebnih za realizaciju istih

4. Obezbjeđenje potrebnih uslova za priključenje novih potrošačkih i proizvodnih objekata

Treba napomenuti da starost elemenata elektroenergetskog sistema Crne Gore neće biti jedan od uslova prilikom planiranja rekonstrukcije u okviru predmetne studije. Starost elemenata će biti davana samo kao napomena bez preporuke za zamjenu ukoliko se procijeni da se uz pravilno održavanje može zadržati njihova puna funkcionalnost. Ove rekonstrukcije se planiraju dijelom zbog starosti postojećih vodova, dijelom zbog planiranog priključenja novih izvora električne energije i novih značajnih potrošača, a u cilju proširenja prenosne moći vodova. Dinamika zamjene će se planirati i usklađivati sa dinamikom realizacije investicija vezanih za izgradnju novih velikih elektrana i potrošačkih centara

Poglavlje 1 daje kratak opis kriterijuma i početnih uslova pod kojima je rađen Plan razvoja.

Poglavlja 2 i 3 prikazuju planove razvoja potrošnje i proizvodnje. Obzirom na činjenicu da investitori imaju obavezu tražiti dozvolu za priključak od operatora prenosne mreže (CGES), kao i da je operator prenosne mreže obavezan tom prilikom izraditi elaborat o priključku, u tim poglavljima su data načelna i moguća rješenja priključka objekata. Detaljan način priključenja će se dati kroz pojedinačne projekte koji treba da pokažu kako i pod kojim uslovima je moguće priključiti nove proizvodne, ili potrošačke objekte.

U poglavlju 4 je data analiza postojećeg stanja mreže (2017/2018. godina), a u okviru poglavlja 5 pravci razvoja mreže do 2028. godine sa osvrtom na 2033. godinu. Postojeći, operativni problemi koji se imaju u mreži nisu posebno analizirani i oni su predmet godišnjih planova održavanja i remonata mreže. Posebno je dat kratak osvrt na budućnost 220 kV mreže, ali bez posebnih analiza, s obzirom na činjenicu da je to izuzetno ozbiljna problematika koja se mora posebno analizirati i nije tema ove vrste studije.


4

Analize su urađene prema ENTSO-E CBA metodologiji ([5]) i primijenjene su na projekte koji ispunjavaju uslove za primjenu iste, a za sve ostale projekte, u skladu sa dosadašnjom praksom, urađene su analize koje ukazuju na kvalitativne benefite koji proizilaze iz realizacije istih.

U poglavlju 6 su prikazani rezultati proračuna struja kratkih spojeva, dok su u poglavlju 7 dati rezultati dinamičkih analiza.

U poglavlju 8 je naveden spisak korišćene literature.


5

Osvrt na Strategiju razvoja energetike Crne Gore do 2030. godine - Bijela knjiga (Razvoj prenosne mreže) i Prostorni plan Crne Gore do 2020. godine

Strategijom razvoja energetike Crne Gore do 2030. godine ([1]) je predviđena izgradnja sljedećih objekata prenosne mreže:

Izgradnja TS 110/35 kV Kolašin (Drijenak) i puštanje 110 kV dalekovoda Mojkovac – Kolašin (koji sada radi pod naponom 35 kV) pod napon 110 kV

Proširenje TS 110/35 kV Vilusi i priključak na dalekovod 110 kV Nikšić - Bileća po principu ulaz-izlaz; rekonstrukcija 110 kV dalekovoda Nikšić - Vilusi (povećanje kapaciteta dalekovoda na 240 mm2); izgradnja 110 kV dalekovoda Vilusi – Herceg Novi

Izgradnja dalekovoda 110 kV Virpazar-Ulcinj

Izgradnja transformatorske stanice 400/110 kV, 2x300 MVA u Lastvi Grbaljskoj i povezivanje sa dalekovodom 400 kV Podgorica 2 - Trebinje po principu “ulaz-izlaz”

Izgradnja dvosistemskog 110 kV dalekovoda Lastva – Kotor

Izgradnja TS 110/35 kV Žabljak sa priključnim dalekovodima 110 kV Žabljak - Pljevlja 1 i Žabljak - Brezna

Izgradnja dalekovoda 400 kV Pljevlja 2 – Lastva

Izgradnja TS 110 kV/x kV Zeta (Golubovci) i dalekovoda 110 kV Podgorica 5 – Zeta (Golubovci); izgradnja dalekovoda 110 kV Virpazar - Zeta (Golubovci )

Izgradnja dvostrukog dalekovoda 110 kV Podgorica 1 – Smokovac; izgradnja TS 110/X kV Smokovac, TS 110/X kV Autoput 1 i dalekovoda 110 kV Smokovac – Kolašin (Drijenak)

Izgradnja TS 110/X Autoput 2 i njeno povezivanje na prenosnu mrežu na dalekovod 110 kV Andrijevica – Trebešica

Podgorica 6 i DV Podgorica 4 – Podgorica 6

Izgradnja TS Brezna (II faza - transformacija 400/110 kV)

Izgradnja TS 110/x kV Bijela i priključenje na dalekovod 110 kV Herceg Novi - Tivat

Izgradnja vodova 110 kV Tivat – Luštica i TS 110/X Luštica

Imajući u vidu činjenicu da je u odnosu na prethodni Plan razvoja prenosne mreže Crne Gore izvjestan broj proizvodnih i potrošačkih objekata promijenio termin ulaska u pogon (Bijela knjiga), kao i da je stepen porasta potrošnje električne energije izmijenjen u odnosu iz prethodnog Plana razvoja (takođe Bijela knjiga), i u ovom Planu je došlo do pomjeranja izvjesnog broja projekata u period iza 2021. godine.

Kada su u pitanju proizvodni objekti, u odnosu na prethodnu Strategiju, došlo je do sljedećih promjena:

TE Maoče nije viđena u novoj Strategiji i nema je u Planu

HE na Morači su predviđene nakon 2021. godine

HE Komarnica je predviđena nakon 2022. godine

Kada su u pitanju objekti potrošnje, u odnosu na prethodnu Strategiju, došlo je do sljedećih promjena:

KAP radi sa oko 84 MW instalisanog kapaciteta (u odnosu na 220 MW ranije)

Turistički kompleks Žabljak i Ulcinj nijesu predviđeni Bijelom knjigom u ranijem obimu, ali se očekuje izgradnja određenih turističkih kapaciteta

Na osnovu porasta potrošnje na teritoriji grada Podgorica, uočava se blaga stagnacija rasta što je posljedica već velike izgrađenosti i ograničenih geografskih kapaciteta za dalju izgradnju na teritoriji šireg centra


6

U skladu sa prethodno iznijetim, analize razvoja prenosne mreže su pokazale da do 2028. godine nema potrebe za izgradnjom sljedećih objekata:

Izgradnja TS 110/x kV Bijela i priključenje na dalekovod 110 kV Herceg Novi – Tivat, jer zahtjevi potrošnje nisu vidjeli takvu potrebu

Izgradnja TS Podgorica 6 nije predviđena Planom, osim ako ne dođe do određenih zahtjeva od strane potrošača, ali će se to uraditi posebnom studijom priključenja i nije dio ovoga Plana.

Kada je u pitanju TS Drijenjak (Kolašin), njegova izgradnja zavisi od izgradnje HE na Morači, kao i od razvoja zimskog turističkog centra Bjelasica i ukoliko dođe do realizacije ovog projekta, postoji razlog za podizanje postojeće TS Drijenjak na 110 kV naponski nivo, što će se analizirati kroz elaborat o priključenju novih proizvodnih i potrošačkih objekata.

Izgradnja TS Brezna 400/110/35 kV je pomjereno iza 2021. godine i zavisiće od daljeg razvoja izgradnje proizvodnih kapaciteta u regionu [14] (HE Komarnica, dodatni kapaciteti VE Krnovo i mHE).

Kada je u pitanju Prostorni plan ([24]), potrebno je napomenuti da je on izrađen sa projekcijom do 2020.godine, te su mnogi od projekata ili napušteni, ili su našli adekvatnu zamjenu drugim projektima.

Od navedenih projekata izdvajaju se:

dalekovod Bar – Ulcinj 2 ili Ulcinj – Albanija

Urađene su preliminarne analize veze između TS Ulcinj 2 - Kosmac (AL), ali za potrebe priključenja vjetroelektrana u Albaniji. Trenutno projekat nije aktuelan i ne vidi se potreba za njegovim posebnim elaborisanjem.

DV Bar – Ulcinj se pokazao kao redundantan dalekovodu Virpazar – Ulcinj koji se pokazao kao veza koja rješava dobar dio problema sa napajanjem južnog dijela primorja Crne Gore

dalekovod HE Perućica – Kotor ili HE Perućica – Tivat,

Izgradnjom TS Lastva 400/110/35 kV se rješavaju problemi napajanja primorskog dijela Crne Gore (naročito Tivta i Kotora), pa samim tim ovaj projekat gubi na značaju

dalekovodi Berane – Rožaje i Mojkovac – Kolašin sa lokacijama trafo-stanica Rožaje i Kolašin

Izgradnja TS Rožaje i TS Kolašin (vezana za izgradnju HE na Morači čime se omogućava zatvaranje prstena od sjevera ka Podgorici, ili za eventualnu izgradnju zimskog centra na području Kolašina), nije viđena u narednih 5 godina jer se iz ugla prenosne mreže nije ukazala potreba za njihovom realizacijom

dalekovod Herceg Novi – Igalo sa lokacijom trafo-stanice Igalo

Projekat je više vezan za distributivnu problematiku. Izgradnjom TS Lastva 400/110/35 kV i DV 110 kV Vilusi-H.Novi se rješava pitanje snabdijevanja područja H. Novog

dalekovod Rožaje –Tutin (ukoliko se formira trafo-stanica Tutin u Srbiji)

TS Tutin je predviđen novim planovima razvoja EMS-a nakon 2018. godine i treba biti sagledan u narednom planu razvoja CGES, pri čemu je potrebno uraditi i analizu povezivanja TS Berane – TS Rožaje.

dalekovod Pljevlja 2 – Višegrad

Problematika izgradnje ovog projekta je vezana za izgradnju novih TS na području Srbije sa kojima bi bila povezana TS Višegrad. Evidentno je da EMS neće dozvoliti prolazak dalekovoda kroz svoju teritoriju iz razloga što je teško definisati nadležnost nad proračunima NTC-a, održavanjem dalekovoda i njegovom manipulacijom (za slučaj da vod prolazi samo kroz teritoriju Srbije)

dalekovod Herceg Novi – Tivat sa lokacijom trafo-stanice Bijela


7

Sa stanovišta CGES-a, do 2028. godine se nije ukazala potreba za izgradnjom TS Bijela, čija bi eventualna realizacija najviše zavisila od izgradnje novih turističkih objekata na tom području.

dalekovod Budva – Bar sa lokacijom trafo-stanice Buljarica

Ovdje je potrebno uraditi detaljnu studiju isplativosti i tehničke izvodljivosti izgradnje ove TS, a biće urađena u trenutku kada nadležni ODS podnese zahtjev za priključenje CGES-u. Kao alternativna rješenja razvoja potrošnje na ovom području moguća su i ugradnja transformatora većeg kapaciteta u TS Budva i TS Bar.


8

Lista skraćenica

Skraćenice država:

skraćenica zemlja ISO skraćenica

A Austrija AT

AL, ALB Albanija AL

BG, BUL Bugarska BG

BiH, B&H Bosna i Hercegovina BA

GR Grčka GR

CRO Hrvatska HR

I, IT, ITA Italija IT

MNE Crna Gora ME

MK, MKD, FYROM BJR Makedonija MK

RO, ROM Rumunija RO

SLO, SI Slovenija SI

TR, TUR Turska TR

UA, UKR Ukrajina UA

RS, SRB Srbija RS

ostale skraćenice:

CGES Operator prenosne mreže Crne Gore

OST Operator prenosne mreže Albanije

ESO Operator prenosne mreže Bugarske

TEL Operator prenosne mreže Rumunije

MEPSO Operator prenosne mreže Makedonije

EPCG Elektroprivreda Crne Gore

NOS (BiH) Nezavisni operator sistema Bosne i Hercegovine

EMS Operator prenosne mreže Srbije (Elektromreža Srbije)

TERNA Operator prenosne mreže Italije


9

KOSTT Operator prenosne mreže Kosova

ENTSO-E Evropska asocijacija operatora prenosnog sistema za struju

ATC Available Transfer Capacity

BCE Osnovni scenario razmjene

EES Elektroenergetski sistem

HE Hidroelektrana

mHE Male hidroelektrane

HVDC Visokonaponski kabl jednosmjerne struje

NE Nuklearna elektrana

NRL, nrl Nerealan limit

EENS Expected Energy Not Supplied: Očekivana neisporučena električna energija

SECI Inicijativa zemalja Jugoistočne Evrope – (projekat)

JIE Jugoistočna Evropa

TS Transformatorska stanica

PZ Programski Zadatak

TE Termoelektrana

TR Transformator

DV Dalekovod

TSO Operator prenosne mreže

NSV Neto sadašnja vrijednost

EES Elektroenergetski sistem

GTC Propusna moć mreže

NTC Neto propusni kapacitet na granici

CBA Metodologija za analizu dobiti


10

1 Metodologija i kriterijumi za planiranje prenosne mreže

Jedan od sastavnih dijelova elektroenergetskog sistema, koji značajno određuje njegove karakteristike i kvalitet, jeste i prenosna mreža. Zadatak planiranja prenosne mreže je da se odredi optimalna konfiguracija i parametri visokonaponske mreže, shodno porastu opterećenja i predviđenim izvorima za razmatrani period planiranja, koja će zadovoljiti sve zahtjeve pouzdanog, sigurnog i ekonomičnog rada elektroenergetskog sistema, uz propisani kvalitet isporuke električne energije.

Buduća prenosna mreža će biti planirana za prognozirani zimski i ljetni (maksimalni) i ljetni minimalni režim opterećenja, uz angažovanje elektrana u skladu sa dosadašnjom operativnom praksom.

Osnovni principi i kriteriji za planiranje prenosne mreže Crne Gore definisani su u okviru "Pravila za funkcionisanje prenosnog sistema električne energije" [2] i navedeni su u poglavlju III Pravila. Tokom izrade Plana investicija CGES, u okviru opštih kriterijuma definisanih u okviru "Pravila za funkcionisanje prenosnog sistema električne energije", na nivou CGES usvojeni su i detaljni kriterijumi kao osnovni za planiranje prenosne mreže Crne Gore, koji su primjenjivani i prilikom izrade Plana razvoja prenosne mreže u domenu koji odgovara dugoročnom planiranju.

Pored ovoga, primijenjeni su i osnovni principi i kriterijumi za planiranje prenosne mreže koji moraju biti u skladu i sa ENTSO-E dokumentom "Guidelines for Cost Benefit Analysis” (CBA metodologija).

Za pojedine projekte nije bilo moguće dati detaljnu analizu benefita koja bi se mogla monetizovati, ali je dato obrazloženje potreba za realizaciju takvih projekata. U takve projekte spadaju nabavke pojedine opreme, popravke dotrajalih elemenata i slično.

Za one projekte gdje se dobit mogla proračunski izraziti preko novca, urađena je „cost-benefit“ analiza (zamjena starih dalekovoda i transformatora čiji je životni vijek na izmaku, izgradnja novih vodova i transformatorskih stanica, pa čak i i u slučaju projekata čija nerealizacija povlači zakonske kazne prema zakonu Crne Gore, ili preuzetim međunarodnim obavezama prema ENTSO-E) .

Iskustvo iz nedavnih projekata pod pokroviteljstvom ENTSO-E (Pan-evropski desetogodišnji plan razvoja: TYNDP 2012-2014,TYNDP 2016 (u izradi TYNDP 2018) zatim REG IP 2012,2014,2015 kao i „Electronic Highway 2050“) pokazuje da se u regionu Balkana računa sa cijenom neisporučene električne energije od 1000 € po MWh.

S druge strane, moguće su i alternativne metodologije, proistekle iz analize ekonomskih uticaja na smanjenja neisporučene električne energije („Metodologija vrijednosti izgubljene snage“), ali ova metodologija, koja razvija različite teorijske vrijednosti kWh električne energije, za različite grupe kupaca u određenoj zemlji i na osnovu potencijalnih šteta, daje cijene po MWh između 2,400 i 20,000 $ (uvažava viši nivo razvoja , pa daje i veći trošak).

U ovoj analizi, uzeta je vrijednost od 1000 €/MWh.

Cijena električne energije iz vjetroelektrana iznosi 96 Eur/MWh.

Kada su u pitanju gubici, procijenjena je cijena gubitaka na 49.59€/MWh („ITC ENTSO-E mechanism“ – obračun gubitaka nastalih tranzitima električne energije-„Report to the European Commision on the implementation of the ITC mechanism in 2014“-novembar 2015.),dok je ekvivalentno trajanje gubitka i maksimalnih opterećenja za Crnu Goru procijenjeno na:

2318 h, zimi i

1822 h, ljeti


11

Za cijenu neisporučene energije iz ostalih proizvodnih objekata (osim VE Krnovo i Možura), korišćena je

cijena sa HUPEX berze od 40€/MWh.

Prilikom proračuna vrijednosti neisporučene energije, uzeti su u obzir podaci iz prošlosti, tako da su se

dobile sljedeće prosječne vrijednosti:

Napon

kV ispada/god/km

Dužina oporavka elementa

(h)

400 0.009 9.683

220 0.046 9.268

110 0.019 6.844

Pokazatelji koristi od izgradnje pojedinih projekata su dobijeni primjenom proračuna sa i bez projekta, čime se dobija njegov uticaj korisnosti na prenosnu mrežu i cjelokupan sistem Crne Gore uopšte.

Za one projekte čija je zamjena neophodna zbog njihove starosti, pristup analize je isti, posmatrano je sa i bez projekta.

Za slučajeve gdje nije bila moguća monetizacija koristi projekta, njegovi benefiti su dati opisno.

Uzimajući u obzir kriterijume definisane u okviru "Pravila za funkcionisanje prenosnog sistema električne energije" kao i u ENTSO-E dokumentu "Guidelines for Cost Benefit Analysis” [5] prilikom planiranja razvoja prenosne mreže vođeno je računa i o sljedećim kriterijumima i ograničenjima:

- Tehnički kriterijumi i ograničenja u radu EES-a za normalne pogonske uslove za otežane uslove rada EES uvažavajući "n-1" kriterijum sigurnosti (kriterijum kojim se

osigurava da jednostruki ispad bilo kog elementa prenosne mreže tj. vod, interkonektivni vod, mrežni transformator, proizvodna jedinica u regulacionom području, ne smije dovesti do ugrožavanja normalnog pogona sistema)

- Kriterijumi za planiranje novih elemenata prenosne mreže ili za rekonstrukciju postojećih - Analiza struja kratkih spojeva kao ograničavajućeg faktora za provjeru postojeće i izbor nove

opreme EES - Ekonomski kriterijumi koji uvažavaju prethodno navedene kriterijume i služe za izbor ponuđenog

rješenja

Generalno gledajući, ENTSO-E CBA metodologija se primjenjuje na međudržavne projekte (regionalne projekte), ili na interne projekte koji imaju uticaj na određeni region.

Autori su pregledali i analizirali projekte koji su identifikovani Strategijom razvoja energetike i u saradnji sa lokalnim ekspertima definisali i verifikovali listu projekata za detaljnu analizu. Neki od projekata su grupisani (napravljeni su takozvani klasteri), obzirom da je za neke od projekata potrebna relativno mala količina novca, 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 naročito bitno kada se ima u vidu da je realizacija najznačajnijeg prenosnog projekta (TS 400/110 kV Lastva, DC kabla ka Italiji i DV 400 kV Lastva - Pljevlja) koja je definisana od strane resornih ministarstava, a mnogi drugi projekti su u direktnoj zavisnosti od dinamike realizacije istog.


12

1.1 Tehnički kriterijumi i ograničenja u radu EES-a

1.1.1 Tehnički kriterijumi i ograničenja za normalne pogonske uslove

U okviru predmetnih analiza za normalne uslove rada je definisano:

Smatra se da su elementi prenosne mreže preopterećeni, ako opterećenje prelazi 80% njihove termičke granice (ova vrijednost od 80% primijenjena je uvažavajući sve neizvjesnosti i nepoznanice u kojima je plan razvoja rađen)

Dozvoljene varijacije napona koje su definisane u okviru "Pravila za funkcionisanje prenosnog sistema električne energije" Crne Gore i korišćene u proračunima su definisane kao:

- 380 – 420 kV za 400 kV

- 198 – 242 kV za 220 i

- 99 – 121 kV za 110 kV naponski nivo

Termičke struje su korišćene kao ograničavajući faktori za dalekovode. Ovo ograničenje je definisano kao temperatura zagrijavanja provodnika pri proticanju navedene struje koja izaziva topljenje provodnog materijala ili kada će rastojanje između provodnika i zemlje pasti ispod dozvoljene granice.

1.1.2 Tehnički kriterijumi i ograničenja za otežane uslove rada

Prema ustaljenoj praksi prenosna mreža se planira tako da u svim etapama razvoja, sa aspekta sigurnosti rada, zadovolji kriterijum "n-1" sigurnosti. Ovaj kriterijum podrazumijeva da pri neraspoloživosti bilo kojeg pojedinačnog elementa u prenosnoj mreži naponi i opterećenja elemenata u sistemu ostaju u granicama datim u 3.2. U principu se računa da, pri ispadu jednog elementa u sistemu, uslovi ograničenja iz 3.2 treba da budu zadovoljeni bez dodatnih isključenja nekih elemenata u mreži, odnosno bez formiranja nove uklopne šeme. Ukoliko se pri ispitivanju mreže pokaže da u nekim slučajevima kriterijum "n-1" ne može biti zadovoljen ni promjenom uklopne šeme mreže, ili, ako je to moguće, promjenom voznog reda izvora, problem se rješava izgradnjom novog elementa u mreži (voda ili transformacije).

U okviru predmetnih analiza za otežane uslove rada je definisano:

Smatra se da su elementi prenosne mreže preopterećeni, ako opterećenje prelazi 80% njihove termičke granice (ova vrijednost od 80% primijenjena je radi svih neizvjesnosti i nepoznanica u kojima je Plan rađen). U izvjesnim uslovima, kada se očekuje 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 način se pokušalo izbjeći predimenzionisanje mreže i smanjenje troškova.

U otežanim uslovima rada u slučajevima 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 mreži, ne uzimaju se u obzir pri planiranju razvoja prenosne mreže i moraju se ograničiti odgovarajućim strategijama odbrane od većih poremećaja i strategijama ponovnog uspostavljanja napajanja.

1.1.3 Kriterijumi za uvođenje novih elemenata mreže ili za rekonstrukciju postojećih

1.1.3.1 Kriterijumi za uvođenje novih elemenata mreže

Optimalni kriterijum za izbor novih elemenata prenosne mreže (vodova i transformatorskih stanica) treba da bude kombinacija ispunjenja tehničkih (ispunjenje uslova o održanju napona i opterećenju elemenata


13

mreže), sigurnosnih ("n-1" kriterijuma sigurnosti) i kriterijuma u skladu sa ENTSO-E CBA metodologijom [5].

Kada postojeća prenosna mreža ne može da obezbijedi sigurnost i kvalitet u eksploataciji, odnosno kada je ugrožen rad korisnika prenosne mreže, pored prethodno navedenih opštih, tehničkih uslova, neophodno je obezbijediti sljedeće:

Za svaku transformatorsku stanicu potrebno je osigurati napajanje najmanje iz dva čvorišta ili preko dva voda iz jednog čvora čija je pouzdanost zadovoljavajuća

Za svaku transformatorsku stanicu koja je opremljena samo jednim energetskim transformatorom potrebno je planirati ugradnju drugog transformatora pri čemu prioritet imaju objekti sa slabije razvijenom srednjenaponskom mrežom i većom potrošnjom koja ostaje bez napajanja. Pri tome su kriterijumi za ugradnju drugog transformatora sljedeći:

za TS koje imaju rezervu u napajanju kroz distributivnu mrežu više od 50%, ugradnja drugog transformatora se planira kada opterećenje u navedenoj TS dostigne 80% vrijednosti instalisane snage postojećeg transformatora,

u slučaju kada vršno opterećenje u transformatorskoj stanici dostigne 60% 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 priključenje novih proizvodnih ili potrošačkih objekata usvojen je princip priključenja na najbližu raspoloživu tačku (bilo da je u pitanju transformatorska stanica, ili dalekovod koji omogućava priključenje po principu ulaz/izlaz), a ukoliko postoji nekoliko opcija, predložena je ona koja zadovoljava sve navedene tehničke kriterijume i koja ujedno zahtijeva najmanja ulaganja u prenosnu mrežu. Istovremeno je vođeno računa da predloženo rješenje priključenja, uvažava pravce razvoja prenosne mreže za naredni period, kako bi se izbjegli problemi u budućnosti (priključenje na objekte čija će izgradnja omogućiti dalji razvoj privrede). Konačnu odluku o tački priključenja će donijeti Operator prenosne mreže (CGES) kroz pojedinačne Elaborate o priključku.


14

1.2 Procjena kandidata za izgradnju "CBA" metodologijom

Uticaj potencijalnih budućih prenosnih objekata je analiziran kroz više kriterijuma çost-benefit analize utvrđenih od strane ENTSO-E. Prema ovom pristupu scenariji novih prenosnih objekata se procjenjuju preko različitih benefit kategorija i porede prema njihovim indikatorima. Indikatori benefit kategorija su rezultat mrežnih i tržišnih analiza. Ukoliko postoji više predloženih prenosnih objekata čija izgradnja služi istom cilju pojačanja prenosne mreže, ta grupa elemenata će biti grupisana u "klastere" i oni će se analizirati kao jedan projekat prema CBA metodologiji.

U skladu sa ENTSO-E CBA metodologijom, rezultati Studije će pokazati sljedeće indikatore na osnovu kojih će se vrednovati projekti/klasteri (nabrojani u skladu sa numeracijom ENTSO-E CBA metodologije):

1. B1 - Sigurnost snabdijevanja

2. B2 - Opštedruštvena ekonomska korist

3. B3 - Integracija obnovljivih izvora energije

4. B4 - Promjena gubitaka u prenosnoj mreži

5. B5 - Smanjenje emisije CO2 kao rezultat B2 i B3 (angažovanje elektrana koje ne ispuštaju CO2 gasove),

6. B6 - Tehnička elastičnost

7. B7 - Robusnost/fleksibilnost

Neki od indikatora, kao što su B1, B2 i B4 su predstavljeni preko konkretnih vrijednosti, odnosno kvantitativno (izražene u MWh), dok su ostali indikatori prikazani kvalitativno i ne mogu se monetizovati (dobit/ bez dobiti).

Pokazatelji koristi od izgradnje pojedinih projekata su dobijeni primjenom proračuna SA i BEZ projekta, čime se dobija njegov uticaj korisnosti na prenosnu mrežu i cjelokupan sistem Crne Gore uopšte. Za slučajeve gdje nije bila moguća monetizacija koristi projekta, njegovi benefiti su dati opisno.

Primijenjen je princip u skladu sa ENTSO-E praksom, a to je da se za presječnu godinu sistem modeluje sa svim pojačanjima, a potom se radi analiza sa i bez predmetnog projekta. Na taj način se procjenjuje njegov uticaj na sistem.

Kod izbora novih prenosnih elemenata (nazivna snaga transformatora, presjek provodnika, itd..), u analizama su korišćene tipske vrijednosti koji su u skladu sa postojećom praksom u Crnoj Gori. Za modelovanje novih proizvodnih elemenata su korišćene tipične vrijednosti parametara.

Kao što je ranije rečeno, ENTSO-E CBA metodologija se u evropskoj praksi primjenjuje na regionalne projekte, ili interne projekte koji imaju uticaj na region, ali je i u ovom planu primijenjena metodologija i za ostale projekte u okviru crnogorskog prenosnog sistema, s tim da je njena primjena imala za cilj da olakša rangiranje predloženih projekata po koristi za CGES i Crnu Goru uopšteno (kroz novčanu korist, ili korist po društvo uopšte).

Za projekte koji se nalaze na listi kandidata za izgradnju, sprovedeni su slijedeći proračuni i analize:

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


15

Gubici u prenosnoj mreži

Analize tokova snaga i sigurnosti pri neraspoloživosti elemenata mreže ("n-1" kriterijum sigurnosti).

Sigurnost snabdijevanja - B1

Pouzdanost bilo kog sistema se može definisati kao sposobnost obavljanja određene željene funkcije u datim operativnim uslovima u određenom vremenskom periodu. Cilj je da se procijeni da li specifična konfiguracija generatora, transformatora i dalekovoda u stanju da zadovolji ukupnu potrošnju.

Osnovni pristup u procjeni pouzdanosti elektroenergetskog sistema se zasniva na AC tokovima snage i proračunu indeksa pouzdanosti ispada elemenata mreže. Kako je jedan od glavnih principa planiranja prenosne mreže zadovoljenje "n-1" kriterijuma sigurnosti, ispitivanje sigurnosti u slučaju ispada drugog reda, "n-2" kriterijum sigurnosti, se moraju razmatrati kako bi se procijenila pouzdanost sistema.

Indeks pouzdanosti se koristi kao mjera stepena pouzdanosti elektroenergetskog sistema, tj. mjera sposobnost EES-a da snabdje potrošače bez prekida u napajanju. Kao dio proračuna indeksa pouzdanosti simuliraju se ispadi elemenata mreže tako da se bilo koje novo stanje u sistemu koje je van dozvoljenih granica posmatra kao problem (preopterećenja grana i naponske prilike van propisanih granica).

Za svaki element za koji je uočeno da uzrokuje prekid u snabdijevanju, očekivana neisporučena energija se računa množenjem vjerovatnoće ispada, usljed čega je došlo do prekida snabdijevanja, sa iznosom opterećenja konzuma koji je ostao bez snabdijevanja.

Očekivana neisporučena energija [EENS], u [MWh/god.] se računa pomoću sledeće formule:

𝑬𝑬𝑵𝑺 = ∑ 𝑭(𝒙)𝑷(𝒙)

𝒙∈𝑿

= [𝑭(𝒙𝟏)𝑷(𝒙𝟏) + 𝑭(𝒙𝟐)𝑷(𝒙𝟐) + ⋯ . 𝑭(𝒙𝒏)𝑷(𝒙𝒏)]

gdje su:

EENS - Expected Energy Not Supplied: Očekivana neisporučena električna energija

𝒏 - broj stanja sistema i test funkcija,

𝑭(𝒙𝒊) - ukupna nesnabdjevena potrošnja u stanju xi za (i=1,2..., n).

𝑷(𝒙𝒊) - vjerovatnoća da se element nađe u stanju xi.

Očekivana neisporučena električna energija (EENS) se računa za sva definisana topološka scenarija kako bi se procijenila razlika između neisporučene energije u slučaju da element nije izgrađen (bazna polazna topologija) i neisporučene energije nakon izgradnje nekog prenosnog elementa (u slučaju da i dalje postoji).

𝜟𝑬𝑬𝑵𝑺𝒊 = 𝑬𝑬𝑵𝑺𝒊 − 𝑬𝑬𝑵𝑺𝟎

𝑬𝑬𝑵𝑺𝒊- Očekivana neisporučena električna energija za topologiju koja obuhvata realizaciju projekta (ili klaster projekata) i

𝑬𝑬𝑵𝑺𝟎- Očekivana neisporučena električna energija za baznu, početnu, topologiju

Statistika pouzdanosti elemenata - za svaki element sistema potreban je podatak o prosječnoj stopi kvara/godini i stopi otklanjanja kvara/godini λ[1/god] i μ[1/god] respektivno. Vjerovatnoća da element i bude van pogona u stanju xi se račun kao:

𝑷(𝒙𝒊) =𝝀𝒊

𝝀𝒊+𝝁𝒊(𝒊 = 𝟏, 𝟐, … . 𝒎),


16

gdje je m ukupan broj elemenata u stanju sistema x, dok indeks i predstavlja i-ti element u sistemu. Shodno tome dostupnost svakog elementa se računa kao:

𝑨(𝒙𝒊) = 𝟏 − 𝑷(𝒙𝒊)(𝒊 = 𝟏, 𝟐, … . 𝒎)

Na osnovu statističkih podataka u posljednjih 5 godina (dostavljenih od strane CGES-a) računata je prosječna stopa kvara i vrijeme otklanjanja kvara po naponskim nivoima.

Ekvivalentno vrijeme trajanja potrošnje za Crnu Goru je prikazano u tabeli 1.1 (vrijednosti na osnovu dijagrama potrošnje u posljednjih 5 godina).

Tabela 1.1: Ekvivalentno vrijeme trajanja vršne potrošnje za Crnu Goru

Ekvivalento vrijeme trajanja vršne potrošnje (h)

Zimski maksimum Ljetni maksimum

3,133 (0.357 ukupnog broja sati*)

2,171 (0.248 ukupnog broja sati*)

* ukupan broj sati godišnje je 8760

Broj ispada je određen kao srednji godišnji broj ispada za prenosnu mrežu na godišnjem nivou, na osnovu podataka iz prošlosti (korišćeni su podaci iz prethodnih pet godina i iz [13]) i prikazan u tabeli 1.2.

Tabela 1.2: Srednji godišnji broj ispada elemenata prenosne mreže na godišnjem nivou

STARI ELEMENTI

Napon Prosječan broj ispada Vrijeme oporavka

kV ispada/god/km h/ispadu

400 0.009 9.683

220 0.046 9.268

110 0.019 6.844

Transformatori

Napon Prosječan broj ispada Vrijeme oporavka

kV ispada/god/MVA h/ispadu

400/220 0.075 31.3

400/110 0.035 2.66

220/110 0.063 17.7

Iz perspektive ekonomije u bilo kojoj zemlji, vrijednost neisporučene električne energije je mnogo veća od stvarnih tarifa odobrenih od strane nadležnog regulatornog tijela. To je zbog toga što, u modernom svijetu, nema smisla očekivati da se BDP može planirati (ostvariti) bez uticaja od strane cijene električne energije. Stoga, bilo koji iznos neisporučene električne energije znači da se planirana potrošnja (zahtijevana od strane Investitora), nije mogla snabdjeti od strane prenosne kompanije, a posljedica toga je da je smanjen porast BDP-a (koliko god da je veliki ili mali) zbog lošeg rada prenosne mreže.

Iskustvo iz nedavnih projekata pod pokroviteljstvom ENTSO-E (Pan-evropski desetogodišnji plan razvoja: TYNDP 2012-2014,TYNDP 2016 (u izradi) zatim REG IP 2012,2014,2015 kao i „Electronic Highway 2050“) pokazuje da se u regionu Balkana računa sa cijenom neisporučene električne energije od 1000 € po MWh.

S druge strane, moguće su i alternativne metodologije, proistekle iz analize ekonomskih uticaja na smanjenja neisporučene električne energije („Metodologija vrijednosti izgubljene snage“), ali ova


17

metodologija, koja razvija različite teorijske vrijednosti kWh električne energije, za različite grupe kupaca u određenoj zemlji i na osnovu potencijalnih šteta, daje cijene po MWh između 2,400 i 20,000 $ (uvažava viši nivo razvoja zemlje, pa daje i veći trošak).

U ovoj analizi, uzeta je vrijednost od 1,000 €/MWh.

Opštedruštvena ekonomska korist - B2

ili integracija tržišta, karakteriše sposobnost elektroenergetskog sistema da smanji zagušenja u sistemu i na taj način omogući odgovarajući GTC (prenosna moć mreže), što omogućava spajanje tržišta, ili različitih regiona u okviru jednog tržišta.

Na taj način tržišta električne energije (ili regije) mogu nesmetano trgovati i razmjenjivati električnu energiju na ekonomičan način.

GTC predstavlja sposobnost mreže da transportuje električnu energiju preko zamišljene linije razgraničenja, tj. maksimalna vrijednost transfera energije između dvije oblasti, koja je proračunata pod određenim uslovima.

Spajanje tržišta neminovno dovodi do izjednačenja cijena između predmetnih oblasti, kada se gleda ekonomska dobit, posmatra se cjelokupan region, a ne samo jedan njegov dio, pa se može desiti da u jednom regionu dođe do povećanja cijene električne energije, a u drugom do smanjenja. U tom slučaju se posmatra ukupna, odnosno opštedruštvena korist (tzv. „otvoreno držište“).

U slučajevima kada nije moguće monetizovati uticaj predmetnog projekta preko porasta vrijednosti NTC/GTC, koristi su date opisno.

Integracija obnovljivih izvora energije - B3

Integracija postojećih i planiranih obnovljivih izvora energije je moguća:

1) Priključenjem generatora obnovljivih izvora direktno na sistem

2) Povećanjem vrijednosti GTC-a između oblasti sa viškom proizvodnje obnovljivih izvora i neke druge oblasti, kako bi se omogućio viši nivo angažovanja obnovljivih izvora.

I pored toga što oba načina vode do istog rezultata polazna osnova tj. mjerne jedinice i princip su totalno drugačiji. Direktnom konekcijom kao rezultat se dobijaju MW proizvodnje obnovljivih izvora dok se u slučaju GTC indikatora dobijaju dodatni MWh izbjegnutih ograničenja nametnutih zagušenjima u mreži.

Promjena gubitaka u prenosnoj mreži - B4

Promjena gubitaka prenosne mreže sa i bez novih elemenata u elektroenergetskom sistemu Crne Gore se prikazuje u GWh na godišnjem nivou.

Procjena gubitaka električne energije je bazirana na ekvivalentom vremenu trajanja gubitaka u maksimalnom zimskom i ljetnom periodu. Ovakav pristup uzima u obzir uticaj različitih sezonskih režima na gubitke tako da se gubici na godišnjem nivou mogu odrediti tačnije.

Ekvivalentno vrijeme trajanja gubitaka za modelovani maksimalni zimski i ljetnji režim su računati na osnovu satnih potrošnji u periodu od 2010. do 2013. godine za Crnu Goru. Prihvaćeno je da zimsko vršno opterećenje predstavlja period od šest mjeseci i to januar-mart i oktobar-decembar. Ljetno vršno opterećenje predstavlja period od šest mjeseci od aprila do septembra. Ekvivalentno vrijeme trajanja vršnih gubitaka (kao i vrijeme trajanja vršnog opterećenja) za Crnu Goru je prikazano u tabeli 1.3.


18

Tabela 1.3: Ekvivalentno vrijeme trajanja gubitaka za Crnu Goru

Ekvivalento vrijeme trajanja gubitaka (h)


3,133 2,171

Godišnja vrijednost gubitaka se računa na osnovu gubitaka u mreži u MW računatim za dva analizirana režima - zimski maksimalni i ljetnji maksimalni i ekvivalentnog vremena trajanja gubitaka za ove režime. Sa izračunatom ekvivalentom vrijednošću trajanja maksimalnih gubitaka za posmatrani period, vrijednost godišnjih gubitaka prenosne mreže (GWh) se računa množenjem ekvivalentnog vremena sa snagom gubitaka (MW).

𝑾𝒍𝒐𝒔𝒔 = 𝑾𝒍𝒐𝒔𝒔𝑾𝒑𝒆𝒂𝒌

+ 𝑾𝒍𝒐𝒔𝒔𝑺𝒑𝒆𝒂𝒌

[𝑮𝑾𝒉]

𝑾𝒍𝒐𝒔𝒔𝒊 =

𝑷𝒍𝒐𝒔𝒔𝒊 (𝑴𝑾) ∗ 𝑻𝒆𝒒

𝒊 (𝒉)

𝟏𝟎𝟎𝟎[𝑮𝑾𝒉] 𝒊 = 𝑾𝒑𝒆𝒂𝒌, 𝑺𝒑𝒆𝒂𝒌

𝑷𝒍𝒐𝒔𝒔𝒊 - Aktivna snaga gubitaka u MW za specifični režim i.

𝑻𝒆𝒒𝒊 - Ekvivalentno vrijeme trajanja u satima za odgovarajući nivo potrošnje u režimu i.

𝑾𝒍𝒐𝒔𝒔 - vrijednost godišnjih gubitaka prenosne mreže za specifični režim i

𝑾𝒑𝒆𝒂𝒌 𝑺𝒑𝒆𝒂𝒌 - vrijednost godišnjih gubitaka prenosne mreže za specifični zimski i ljetni režim

Smanjenje emisije CO2 - B5

Otklanjajući zagušenja u sistemu izgradnjom novih elemenata mreže može da omogući proizvodnim kapacitetima sa nižom emisijom ugljovodonika da zamijene starije konvencionalne elektrane sa višom stopom emisije.

Promjena angažovanja proizvodnje (generation dispatch) i proizvodnih jedinica se koristi za proračun opštedruštvene ekonomske koristi sa i bez projekta kako bi se izračunao uticaj CO2, imajući u vidu specifičnu stopu emisije za svaku elektranu. Smanjenje emisije CO2 se dobija kao rezultat B2 i B3 analiza, odnosno angažovanjem elektrana koje ne ispuštaju CO2 gasove.

Tehnička elastičnost - B6

Tehnička elastičnost predstavlja benefit indikator koji se dobija kao rezultat sveobuhvatnih analiza stacionarnih i identifikovanih kritičnih režima u slučajevima različitih polaznih pretpostavki stanja sistema. Drugim riječima, procjena tehničke elastičnosti obuhvata nekoliko vrsta analize tokova snage:

a. Analiza sigurnosti "n-1"

b. Analiza sigurnosti sa održavanjem "n-1-1"


19

Robusnost/fleksibilnost - B7

Ova benefit kategorija obuhvata "n-1" analize sigurnosti uzimajući u obzir i moguće buduće planove koji se razlikuju od trenutnih projekcija. Analiza omogućava da projekat može da bude u potpunosti realizovan i u dužem vremenskom periodu imajući u vidu promjene u planovima razvoja susjednih EES-a:

Kašnjenje izgradnje novih elemenata prenosne mreže

Razmjena između sistema koje se razlikuju od početnog (base case) scenarija.

Prema prvoj analizi pretpostaviće se da određeni projekti u susjednim sistemima nisu realizovani prema planiranoj dinamici, samim tim oni će biti tretirani kao van pogona u regionalnom modelu. Koristeći takve modele rađene su "n-1" analize sigurnosti kako bi se pokazala mogućnost novih projekata unutar EES-a Crne Gore da se nose sa neizvjesnim razvojem susjednih sistema.

U ovoj studiji totali elektroenergetskih sistema Jugoistočne Evrope bazirani su prema prognoziranim nacionalnim modelima i planovima njihovih TSO-a. Međutim, imajući u vidu duži vremenski period (do 2028. godine) stvarni razvoj nekih elektroenergetskih sistema može se značajno razlikovati od planiranog što može dovesti do bitne promjene u totalima i razmjenama među sistemima. U slučaju potrebe (izostanka ili slabije dinamike uticajnih projekata iz okolnih sistema) potrebno je vršiti prilagođavanje plana razvoja kroz investicione planove koji će se razvijati u planskom periodu.


20

2 Prognoza potrošnje energije i vršne snage

Prognoza perspektivnih potreba za električnom energijom i snagom u periodu za koji se radi plan razvoja prenosne mreže je prvi korak u planiranju. Budući da su rezultati prognoze osnovna podloga za planiranje razvoja, od njih zavisi buduća koncepcija razvoja kao i obim perspektivne mreže.

Potrebe za električnom energijom i snagom u narednom periodu, za koji se prognoza radi, odnosno za koji se mreža planira, zavise od velikog broja faktora, kao što su: porast nacionalnog dohotka, razvoj privrede, lična primanja stanovništva, dostignuti nivo specifične potrošnje, mogućnost korišćenja drugih vidova energije (nafta, gas) u širokoj potrošnji i industriji, međusobni odnosi cijena raznih vidova energije, kretanje broja stanovnika na posmatranom području i dr. Sve su to faktori za koje se, u najboljem slučaju, može raspolagati vrijednostima dobijenim na bazi prognoza po tim oblastima. Svi nabrojani faktori su uticali na kretanje potrošnje električne energije u prošlosti, kao što će uticati i na razvoj potreba za njom u budućnosti. Saznanja o tim uticajima omogućila su da se razviju odgovarajuće metode za prognoziranje budućih potreba. Te metode mogu se podijeliti u dvije osnovne grupe:

1. Ekstrapolacione, odnosno nezavisne metode koje za prognozu kretanja neke veličine (snage ili energije, na primjer) u budućnosti, koriste isključivo podatke o kretanju te iste veličine u nekom kraćem ili dužem proteklom vremenskom periodu.

2. Zavisne, odnosno korelacione metode u kojima se za prognozu potreba za električnom energijom i snagom koriste određene veličine koje neposredno ili posredno u znatnijoj mjeri utiču na te potrebe. To su, na primjer, veličine kao što su: nacionalni dohodak, broj stanovnika, drugi energenti, cijene energenata, klima i dr.

Moguće je i kombinovanje zavisnih i nezavisnih metoda pri izradi prognoze budućih potreba za električnom energijom i snagom.

Prognoza potrošnje posmatra se kao problem za koji se daje rješenje u vremenu, a u ovom slučaju vremenski horizont za dugoročnu prognozu je 2028-ta godina. Izvršena je procjena karakteristika budućih potreba potrošača u aktivnoj energiji i snazi po čvorištima 110/X kV:

- prognoza potreba u energiji;

- prognoza vršnih aktivnih i reaktivnih zimskih i ljetnih opterećenja.

Zimsko i ljetno vršno opterećenje čvorišta u toku godine je maksimalna aktivna snaga tog čvorišta koja se javlja u zimskoj (periodi januar-mart i oktobar-decembar) i ljetnoj (period april-septembar) sezoni pri nominalnim uslovima rada i normalnom uklopnom stanju prenosne i distributivne mreže i kao takvo se koristi u procesu planiranja razvoja prenosne mreže. Pod prognozom se podrazumijeva ocjena maksimalnog opterećenja za svaki od karakterističnih zimskih i ljetnih režima u svakoj godini vremenskog perioda koji slijedi.

Prenosna mreža, kao što je poznato, planira se i gradi tako da zadovolji postavljene tehničke kriterijume u momentima maksimalnih opterećenja kako sistema u cjelini, tako i njegovih pojedinih dijelova posmatranih zasebno. U tom smislu, prognoza vršnih opterećenja sistema kao cjeline i njegovih pojedinih dijelova, sve do krajnjih tačaka prenosne mreže (TS 110/X kV), jeste osnovna i najvažnija podloga za planiranje razvoja te mreže.

Za prognoziranje vršnih opterećenja područja za koja se prenosna mreža planira po pravilu se koriste iste nezavisne ekstrapolacione metode koje se koriste i za prognozu energije. Te metode se koriste bilo direktnom primjenom na snagu, nezavisno od očekivanog razvoja potrošnje energije, bilo posredno, korišćenjem rezultata prognoze potreba za energijom i faktora preko kojih se uspostavlja veza između snage i energije, kao što je ekvivalentno vrijeme trajanja vršne snage.


21

Pošto se obično smatra da je energija stabilnija i sigurnija veličina koja manje, bar na nivou godina, varira sa promjenom klimatskih uslova, kao što su, na primjer, kratki periodi veoma niskih temperatura, prognoza vršnih snaga posmatranog čvorišta dobija se polazeći od usvojene prognoze potreba za električnom energijom.

Uz pretpostavku o nepromjenljivosti godišnjeg dijagrama trajanja opterećenja, polazeći od prognoze energije, vršno aktivno opterećenje posmatranog čvorišta može se dobiti korišćenjem sledeće relacije:

𝑃𝑚 𝑡 =𝑊𝑡

𝑇𝑚

𝑊𝑡 - potrošnja električne energije u periodu t,

𝑃𝑚 𝑡 - maksimalno opterećenje u periodu t,

𝑇𝑚 - ekvivalentno vrijeme trajanja vršnog opterećenja.

Obično se, pri prognoziranju, pretpostavlja da će ekvivalentno vrijeme trajanja vršnog opterećenja ostati nepromijenjeno u cijelom prognoznom periodu. S toga se rijednost 𝑇𝑚 sa kojima se iz prognoze energije dobija prognoza vršne snage, izračunava kao prosječna vrijednosti za nekoliko zadnjih godina proteklog perioda. Jasno je da ta vrijednost može u značajnoj meri da zavisi, pored ostalog, i od dužine posmatranog perioda što prognozera dovodi u poziciju da unapred arbitrira, odnosno utiče na vrijednosti prognoziranih vršnih snaga ali, to je, u većoj ili manjoj mjeri slučaj pri korišćenju bilo koje od metode prognoziranja.


22

2.1 Ostvarena potrošnja električne energije u prethodnom periodu

Na osnovu raspoloživih bilansa utrošene električne energije u Crnoj Gori za posljednjih pet godina, prikazanih na slici (Slika 2-1), uočava se pad ukupne potrošnje. Takođe, najveći dio potrošnje električne energije čini distributivna potrošnja (77% u 2016. godini), ali je ukupna potrošnja električne energije u značajnoj mjeri određena potrošnjom tri postojeća direktna potrošača: KAP, Željezara i elektrovučna postrojenja. Udio velikih potrošača u ukupnoj potrošnji električne energije na godišnjem nivou kreće se od 36% u 2011. godini do minimalno 19% u 2016. godini. Gubici u prenosu posljednjih nekoliko godina su na nivou oko 4%.

Na osnovu raspoloživih podataka o preuzetoj električnoj energiji iz sistema prenosa (satnih mjerenja aktivne i reaktivne energije) omogućen je detaljan uvid, dat u tabeli 2.1, u karakteristike potrošnje energije koje je preko čvorišta 110/X kV preuzeta od strane ODS-a, kao i energije preuzete od strane velikih potrošača: KAP, Željezara Nikšić i elektrovučna postrojenja.

2.1.1 Preuzeta električna energije iz prenosne mreže od strane operatora distributivnog sistema

Za potrebe distributivne potrošnje, Operator distributivnog sistema (CEDIS) iz sistema CGES-a preuzima energiju ka područjima koja su na različitom stepenu ekonomskog razvoja i u kojima se očekuju različiti scenariji ekonomskog i privrednog rasta. Iz tog razloga se prilikom prognoze potrošnje i analiza različitih scenarija njenog porasta, primjenjuje regionalni pristup, tako što se posebno analiziralo svako područje, odnosno svako 110 kV napojno čvorište.

Područja Žabljaka, Rožaja i Kolašina trenutno se napajaju preko 35 kV veza i one su posmatrane zajedno sa susjednim područjima Pljevalja, Berana, Mojkovca i Tivta, respektivno, u kojima postoji 110 kV napojno čvorište. Prognozirano je maksimalno opterećenje u zimskom i ljetnom režimu za svako pojedinačno 110/X kV čvorište u skladu sa dosadašnjim zabilježenim potrošnjama.

Procenti porasta potrošnje električne energije na godišnjem nivou preuzeti su iz usvojenih dokumenata o planu razvoja EES Crne Gore (Strategija razvoja energetike Republike Crne Gore [3]) i kao takvi primjenjeni na posljednje zvanično dostavljene podatke o satnim mjerenjima energije na mjestima preuzimanja energije iz prenosne mreže CGES od strane CEDIS-a koje su date zaključno sa 2016. godinom.

U narednom planu razvoja, biće potrebno prikupiti novije podatke, kako iz prenosne mreže, tako i iz distributivne.

Na osnovu toga urađena je prognoza godišnje potrošnje u MWh po godinama do 2028. godine za svako čvorište 110/X kV u Crnoj Gori (dakle, sa procentima iz Strategije), odakle je takođe, za svaku analiziranu godinu izračunato opterećenje svakog posmatranog čvorišta.


23

Slika 2-1: Grafički prikaz utrošene električne energije u Crnoj Gori sa udjelom direktnih potrošača, CEDIS i gubitaka

u prenosu

Scenario porasta za svako konzumno područje koji je usvojen kao najrealniji i koji se koristio u analizama razvoja prenosne mreže jeste jedan od scenarija porasta iz [3] kao jedinog zvaničnog dokumenta na koji se može osloniti jedna ovakva analiza. Izbor scenarija izvršen je njegovim poređenjem sa trendovima porasta potrošnje iz prošlosti u svakom konzumnom području kao i postojećih informacija o planiranom ekonomskom razvoju svakog pojedinačnog područja. Drugim riječima, nakon analize porasta potrošnje po svakoj od predloženih krivih (analiza svakog područja data je u prilogu) usvojila se kao važeća za plan razvoja prenosne mreže kriva porasta iz Strategije razvoja energetike Republike Crne Gore koja je najbliža krivoj koju opisuje ostvareni trend porasta od 2001. godine.

Niski scenario porasta iz [3] odabran je kod područja kod kojih je uočena stagnacija (prema potrošnji na prenosnoj mreži u proteklom periodu), imajući u vidu činjenice da se u ovim regionima ne predviđa intenzivan ekonomski razvoj narednih godina. I pored toga usvojen je scenario niskog porasta kako bi se u skladu sa kriterijumima planiranja prenosna mreže razvijala i u ovim područjima za slučaj eventualnog kasnijeg priliva investicija ili naglog ekonomskog razvoja. U skladu sa tim niski scenario porasta primijenjen je na područjima na sjeveru Crne Gore (Pljevlja i Žabljak, Berane i Rožaje, Mojkovac i Kolašin, Bijelo Polje).

Srednji scenario usvojen je kod područja sa trenutnom stagnacijom u razvoju, ali očekivanim prosječnim nivoom razvoja industrije i komercijalne potrošnje i kod kojih se uočava stalan, ali umjeren porast potrošnje tokom proteklih godina. Takođe, prilikom usvajanja srednjeg scenarija porasta uvažena je i činjenica smanjenja potrošnje električne energije primjenom mjera energetske efikasnosti u gradskim područjima. Na osnovu toga srednji scenario porasta potrošnje usvojen je za područje Nikšića i područje Cetinja, koji predstavljaju dva regiona u kojima se predviđa umjereni privredni razvoj u narednim godinama pa samim tim i srednji porast nivoa potrošnje.

Visoki scenario porasta odabran je kao važeći za planiranje prenosne mreže kod područja sa atraktivnim zemljištem za gradnju kao što su svi primorski dijelovi Crne Gore (Herceg Novi, Tivat i Kotor, Budva, Bar, Ulcinj) i područje koje obuhvata glavni grad Podgoricu. Ovo su područja sa zabilježenim značajnim porastom potrošnje u proteklom periodu i kod njih se očekuje dalji intenzivan ekonomski razvoj.

Po odabiru scenarija porasta potrošnje energije pojedinih područja, a time i potrošnje energije po čvorištima 110/X kV koja su mjesta preuzimanja energije CEDIS-a iz sistema prenosa, detaljnom analizom raspoloživih podataka o potrošnji posljednjih godina (datih u tabeli 2.1), usvojeni su parametri za prognozu vršnih snaga navedeni u tabeli 2.2. Ovde je bitno naglasiti da se prognoza vršne snage obavlja pri nominalnim uslovima rada i normalnom uklopnom stanju prenosne i distributivne mreže, te je u tabeli 2.2 vršno opterećenje TS 110/35 kV Cetinje odabrano tako kao vršno opterećenje ove TS kada ona ne prihvata napajanje dijela konzuma TS 110/35 kV Tivat (prevashodno konzuma T1 koji je snabdijevao

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Ele

ktrična e

nerg

ija (

GW

h)

Godina

Direktni potrošači

ODS

Gubici u prenosu


24

područje Kotora do njegovog priključenja na 110 kV mrežu). Usvojeni su odnosi raspodjele prognozirane energije u zimskoj i ljetnjoj sezoni, a potom i ekvivalentno vrijeme trajanja vršnog opterećenja za zimsku i ljetnu sezonu i na osnovu prognozirane potrošnje energije određene vrijednosti prognoziranih vršnih snaga u zimskom i ljetnom periodu. Za prognozu reaktivnih vršnih opterećenja usvojeni su faktori snage u trenucima ostvarenih vršnih opterećenja pojedinih čvorišta 110/X kV u 2016. godini i na osnovu njih i prognoziranih aktivnih vršnih opterećenja su proračunate vrijednosti reaktivnih opterećenja.

Prognozirana potrošnja električne energije i vršne snage po čvorištima 110/X kV, za horizontne 2019, 2021. i 2028. godinu date su u tabeli 2.3.


25

Tabela 2.1: Ostvarene potrošnje u periodu 2013-2016. godina na mjestima preuzimanja električne energije iz prenosnog sistema CGES

Wa

(MWh)

Wr

(Mvarh)

Pmax

(MW)

Wa

(MWh)

Wr

(Mvarh)

Pmax

(MW)

Wa

(MWh)

Wr

(Mvarh)

Pmax

(MW)

Wa

(MWh)

Wr

(Mvarh)

Pmax

(MW)

Wa

(MWh)

Wr

(Mvarh)

Pmax

(MW)

Wa

(MWh)

Wr

(Mvarh)

Pmax

(MW)

Wa

(MWh)

Wr

(Mvarh)

Pmax

(MW)

Wa

(MWh)

Wr

(Mvarh)

Pmax

(MW)

5,364 4,453 10.59 4,301 3,748 4.98 4,307 4,042 4.54 4,278 3,864 4.65 4,972 9,343 8.71 4,459 11,157 12.85 4,969 8,340 13.82 4,138 6,203 10.03

9,909 5,251 7.38 10,353 6,164 7.76 9,253 4,455 7.78 10,450 5,510 7.70 9,075 4,174 7.07 8,864 4,195 7.20 9,666 4,497 7.14 10,268 6,268 7.04

278,747 175,961 67.68 272,843 133,255 66.12 305,094 184,448 77.97 298,418 212,223 84.07 375,101 281,721 140.36 344,598 267,441 106.97 415,653 283,821 140.94 412,722 259,398 107.23

19,245 11,430 40.62 16,702 10,362 41.97 21,929 11,741 42.17 20,883 11,927 37.93 12,782 7,085 35.75 3,585 4,804 30.48 11,725 12,095 31.54 33,319 24,507 46.89

12,173 6,038 5.95 13,372 7,108 6.02 17,867 7,201 6.53 15,077 7,475 6.29 16,596 7,433 6.16 15,179 8,005 7.12 15,644 6,451 7.40 14,901 8,021 6.28

93,671 22,632 36.28 91,313 31,836 42.49 93,986 24,535 38.51 88,924 33,811 46.49 83,656 23,604 40.74 86,796 32,829 42.40 91,971 25,568 35.02 89,417 35,892 42.89

35,121 10,542 17.64 32,361 12,604 16.48 46,812 10,921 18.69 34,110 13,323 16.23 52,430 21,584 19.29 45,294 23,590 16.86 54,149 23,369 19.32 45,264 24,889 17.30

52,414 15,791 19.27 44,238 17,188 16.47 52,546 16,389 18.86 43,467 18,006 16.30 51,902 18,785 19.41 44,954 19,417 16.57 54,113 20,178 19.06 44,373 20,434 16.58

102,496 14,959 49.77 133,549 35,704 63.62 100,585 17,288 47.42 126,281 36,523 69.36 98,823 20,946 53.44 124,500 38,552 60.15 91,138 20,898 35.85 118,927 40,235 61.86

48,751 11,329 24.80 32,849 11,890 18.81 54,458 13,613 23.01 36,482 14,011 17.88 39,227 11,589 24.16 34,809 13,553 19.63 45,397 12,426 19.86 35,004 14,287 17.74

26,073 13,849 12.91 25,115 17,309 10.99 31,752 15,684 12.83 28,119 17,709 12.96 28,354 16,342 12.43 23,776 17,491 9.93 28,328 16,349 12.51 24,157 18,908 69.83

90,882 25,069 37.12 84,013 32,403 37.00 92,533 27,832 36.57 83,040 34,274 38.99 91,164 29,608 39.23 86,017 36,394 36.90 97,725 30,377 38.56 88,507 37,504 38.95

21,067 7,402 8.46 18,512 8,433 7.11 23,022 7,496 8.80 18,866 8,005 6.89 20,708 8,070 8.79 19,123 9,325 6.91 21,053 8,332 9.23 16,904 9,020 7.05

131,525 44,374 44.60 99,621 45,971 35.32 136,791 45,104 47.85 100,254 47,045 41.66 130,419 24,340 40.53 84,731 27,042 33.30 141,604 24,353 39.27 83,646 28,542 34.30

72,446 23,152 26.54 64,461 26,458 23.91 75,541 24,362 25.96 67,814 29,124 23.78 74,337 / 33.99 66,809 / 23.14 76,209 / 30.04 64,365 / 22.86

152,519 40,365 58.33 117,144 47,393 43.94 146,573 40,262 56.94 114,378 47,149 46.11 138,550 39,136 55.98 112,297 47,440 43.44 171,481 48,198 65.53 137,018 59,877 59.11

108,829 17,183 42.76 81,923 20,624 31.70 108,985 20,525 41.27 88,205 26,123 35.77 100,452 17,789 42.60 74,395 19,527 30.80 111,878 20,502 45.72 73,920 25,428 36.83

136,214 19,560 51.63 101,703 22,271 39.05 133,125 22,145 48.39 98,713 22,519 38.87 123,637 21,838 50.34 92,002 21,265 34.35 133,535 21,136 48.64 90,723 23,638 36.54

78,102 13,399 29.93 55,246 14,845 21.59 74,563 13,282 28.26 53,605 14,746 22.33 68,780 12,182 29.51 51,700 13,946 20.22 47,118 10,087 27.08 39,960 12,636 20.87

106,987 21,504 38.29 96,306 27,506 40.13 100,639 22,002 37.50 84,915 26,777 37.61 130,322 47,623 49.27 100,562 47,579 36.53 141,604 50,525 48.30 88,939 47,110 43.68

41,955 12,927 19.51 52,156 22,117 31.89 41,130 13,959 16.53 47,975 21,698 33.58 39,343 14,960 16.68 49,732 23,529 32.37 40,867 14,733 14.56 48,552 23,276 30.02

3,111 2,201 1.20 2,960 2,643 1.23 2,925 1,988 1.22 2,848 2,354 1.06 2,804 2,046 1.11 2,786 2,182 1.05 2,769 2,081 1.24 2,896 2,535 1.10

21,146 5,953 10.70 23,534 8,413 12.06 20,847 6,643 10.58 17,812 6,639 11.70 19,239 6,697 9.09 20,379 8,164 9.83 22,934 6,721 12.11 25,806 10,503 13.96

2013

Zima Ljeto Zima Ljeto Zima

KAP

Elektroenergetski

objekat

2016 2015 2014

Ljeto Zima Ljeto

TE Pljevlja SP

EVP

TS Pljevlja 1 (sa ED Čajniče)

Željezara Nikšić - ukupno

TS Andrijevica

TS Bar

TS Berane

TS Ribarevine

TS Budva

TS Cetinje

TS Danilovgrad

TS Herceg Novi

TS Mojkovac

TS Nikšić - ukupno

TS Vilusi

TS Virpazar

TS Podgorica 1

TS Podgorica 3

TS Podgorica 4

TS Podgorica 5

TS Tivat - ukupno

TS Ulcinj


26

Tabela 2.2: Analiza potrošnje po čvorištima 110/X kV u 2016. godini i usvojeni parametri za prognozu: ekvivalentno vrijeme trajanja vršne snage i raspodjela potrošnje energije po sezonama (Z-zima, L-ljeto)

Wa

(MWh)

Wr

(Mvarh)

P max

(MW)

Wa

(MWh)

Wr

(Mvarh)

P max

(MW)

P

(MW)

Q

(Mvar)cos φ fj=P/Pmax

P

(MW)

Q

(Mvar)cos φ fj=P/Pmax Tmax Z (h) Tmax L (h) Wa Z / Wa uk Wa L / Wa uk

5,364 4,453 10.59 4,301 3,748 4.98 1.13 0.83 0.81 0.11 1.13 0.99 0.75 0.23

9,909 5,251 7.38 10,353 6,164 7.76 2.83 1.79 0.85 0.38 4.56 2.60 0.87 0.59

278,747 175,961 67.68 272,843 133,255 66.12 65.67 42.09 0.84 0.97 61.45 7.34 0.99 0.93

19,245 11,430 40.62 16,702 10,362 41.97 1.73 1.46 0.76 0.04 1.00 1.65 0.52 0.02

12,173 6,038 5.95 13,372 7,108 6.02 4.72 0.97 0.98 0.79 5.68 1.84 0.95 0.94 2,000 2,200 0.48 0.52

93,671 22,632 36.28 91,313 31,836 42.49 36.17 6.44 0.98 1.00 41.85 13.43 0.95 0.98 2,600 2,100 0.51 0.49

35,121 10,542 17.64 32,361 12,604 16.48 17.64 2.66 0.99 1.00 13.75 3.85 0.96 0.83 2,000 2,000 0.52 0.48

52,414 15,791 19.27 44,238 17,188 16.47 18.12 3.74 0.98 0.94 13.01 4.62 0.94 0.79 2,700 2,700 0.54 0.46

102,496 14,959 49.77 133,549 35,704 63.62 49.24 7.69 0.99 0.99 62.97 17.50 0.96 0.99 2,100 2,100 0.43 0.57

48,751 11,329 24.80 32,849 11,890 18.81 16.22 2.71 0.99 0.65 13.07 4.20 0.95 0.69 2,000 1,700 0.60 0.40

26,073 13,849 12.91 25,115 17,309 10.99 12.77 3.43 0.97 0.99 9.13 5.04 0.88 0.83 2,000 2,300 0.51 0.49

90,882 25,069 37.12 84,013 32,403 37.00 37.12 7.83 0.98 1.00 36.59 12.65 0.95 0.99 2,400 2,300 0.52 0.48

21,067 7,402 8.46 18,512 8,433 7.11 8.46 1.80 0.98 1.00 5.92 1.91 0.95 0.83 2,500 2,600 0.53 0.47

131,525 44,374 44.60 99,621 45,971 35.32 41.66 10.49 0.97 0.93 26.31 12.16 0.91 0.75 2,900 2,800 0.57 0.43

72,446 23,152 26.54 64,461 26,458 23.91 26.54 5.60 0.98 1.00 17.28 6 0.94 0.72 2,700 2,700 0.53 0.47

152,519 40,365 58.33 117,144 47,393 43.94 47.12 8.19 0.99 0.81 38.94 14.68 0.94 0.89 2,600 2,700 0.57 0.43

108,829 17,183 42.76 81,923 20,624 31.70 39.95 4.77 0.99 0.93 26.68 7.91 0.96 0.84 2,500 2,600 0.57 0.43

136,214 19,560 51.63 101,703 22,271 39.05 42.80 4.59 0.99 0.83 30.80 6.75 0.98 0.79 2,600 2,600 0.57 0.43

78,102 13,399 29.93 55,246 14,845 21.59 26.63 3.19 0.99 0.89 16.90 5.06 0.96 0.78 2,600 2,600 0.59 0.41

106,987 21,504 38.29 96,306 27,506 40.13 37.75 6.31 0.99 0.99 34.57 9.29 0.97 0.86 2,800 2,400 0.53 0.47

41,955 12,927 19.51 52,156 22,117 31.89 15.35 3.17 0.98 0.79 31.19 10.28 0.95 0.98 2,200 1,600 0.45 0.55

3,111 2,201 1.20 2,960 2,643 1.23 1.11 0.46 0.92 0.92 1.01 0.64 0.84 0.82 2,600 2,400 0.51 0.49

21,146 5,953 10.70 23,534 8,413 12.06 6.54 1.67 0.97 0.61 7.50 2.55 0.95 0.62 2,000 2,000 0.47 0.53

Željezara Nikšić - ukupno

Raspodjela potrošnje

energije po sezonama

TS Podgorica 1

TS Podgorica 5

TS Tivat - ukupno

TS Ulcinj

TS Vilusi

TS Virpazar

Ekvivalentno vrijeme

trajanja vršne snage

TS Mojkovac

TS Nikšić - ukupno


TS Podgorica 3

TS Podgorica 4

TS Berane

TS Ribarevine

TS Budva

TS Cetinje

TS Danilovgrad

TS Herceg Novi

TE Pljevlja SP

EVP

KAP

TS Andrijevica

TS Bar

Elektroenergetski

objekat

2016 Opterećenje sistema u trenutku vrha ED

Zima Ljeto 31.12.2016. 19:00h 1.8.2014. 21:00h


27

Tabela 2.3: Prognoza potrošnje električne energije za čvorišta 110/X kV (mjesta preuzimanja energije CEDIS iz sistema prenosa) i prognozirana vršna aktivna i reaktivna opterećenja za horizontne 2019, 2021, i 2028. godinu

Wa Z

(MWh)

P

(MW)

Q

(Mvar)

Wa L

(MWh)

P

(MW)

Q

(Mvar)

Wa Z

(MWh)

P

(MW)

Q

(Mvar)

Wa L

(MWh)

P

(MW)

Q

(Mvar)

Wa Z

(MWh)

P

(MW)

Q

(Mvar)

Wa L

(MWh)

P

(MW)

Q

(Mvar)

8.71 9.11 12.85 13.60 8.71 9.11 12.85 13.60 8.71 9.11 12.85 13.60

8.00 5.85 8.00 5.85 8.00 5.85 8.00 5.85 8.00 5.85 8.00 5.85

84.00 45.00 84.00 45.00 84.00 45.00 84.00 45.00 84.00 45.00 84.00 45.00

35.75 9.47 30.48 7.39 35.75 9.47 30.48 7.39 35.75 9.47 30.48 7.39

32,229 16,954 7.06 1.47 15,276 6.79 2.22 34,892 18,354 7.65 1.59 16,537 7.35 2.41 37,311 19,627 8.18 1.70 17,684 7.86 2.58

99,121 54,245 20.09 2.93 44,876 16.93 5.00 107,309 58,726 21.75 3.17 48,582 18.33 5.41 114,750 62,799 23.26 3.39 51,951 19.60 5.79

40,401 21,930 8.77 1.75 18,470 7.10 2.25 43,738 23,742 9.50 1.90 19,996 7.69 2.43 46,771 25,388 10.16 2.03 21,383 8.22 2.60

130,280 70,035 25.94 5.83 60,245 21.51 7.07 141,041 75,820 28.08 6.32 65,222 23.30 7.65 116,017 62,367 23.10 5.19 53,650 19.16 6.30

98,241 54,212 19.02 4.00 44,029 16.93 4.35 106,356 58,690 20.59 4.33 47,666 18.33 4.71 113,731 62,759 22.02 4.63 50,972 19.60 5.04

173,128 84,969 40.46 8.48 88,159 43.00 14.08 194,544 95,480 45.47 9.53 99,064 48.32 15.82 221,617 108,767 51.79 10.86 112,850 55.05 18.02

226,829 100,374 54.26 10.60 126,454 60.22 18.42 254,888 112,791 60.97 11.91 142,097 67.67 20.70 290,357 128,486 69.45 13.57 161,871 77.08 23.58

179,962 92,595 39.40 9.54 87,367 37.18 14.86 202,224 104,049 44.28 10.72 98,175 41.78 16.70 230,365 118,528 50.44 12.21 111,837 47.59 19.02

110,902 58,793 24.50 4.55 52,109 25.42 7.50 124,621 66,066 27.53 5.11 58,555 28.56 8.43 141,962 75,259 31.36 5.82 66,703 32.54 9.60

90,473 39,961 16.65 3.75 50,512 32.59 11.79 101,665 44,904 18.71 4.22 56,761 36.62 13.25 115,813 51,153 21.31 4.80 64,659 41.72 15.10

151,367 88,513 33.40 9.98 62,854 25.14 8.27 167,942 98,205 37.06 11.08 69,737 27.89 9.18 186,424 109,013 41.14 12.30 77,411 30.96 10.19

5,670 2,844 1.12 0.53 2,826 1.07 0.54 6,290 3,155 1.24 0.59 3,135 1.18 0.60 6,983 3,502 1.37 0.65 3,480 1.31 0.67

74,832 39,529 21.96 4.56 35,303 19.61 4.81 83,026 43,857 24.37 5.06 39,169 21.76 5.34 92,163 48,684 27.05 5.62 43,479 24.16 5.92

52,949 28,420 11.84 3.74 24,529 12.91 5.89 59,499 31,936 13.31 4.21 27,563 14.51 6.62 67,779 36,380 15.16 4.79 31,399 16.53 7.54

254,785 142,823 53.90 12.13 111,962 44.78 12.14 286,303 160,491 60.56 13.63 125,812 50.32 13.64 326,144 182,824 68.99 15.53 143,319 57.33 15.54

177,593 102,073 40.83 4.75 75,519 32.14 5.08 199,561 114,700 45.88 5.33 84,861 36.11 5.71 227,332 130,661 52.26 6.08 96,670 41.14 6.50

219,024 130,096 51.02 6.46 88,928 34.87 5.14 246,118 146,190 57.33 7.26 99,929 39.19 5.78 280,367 166,533 65.31 8.27 113,834 44.64 6.58

122,372 69,860 29.73 4.03 52,512 20.20 3.12 137,509 78,502 33.40 4.53 59,008 22.70 3.50 156,645 89,426 38.05 5.16 67,219 25.85 3.99

TS Brezna 3,969 1,991 0.78 0.37 1,978 0.75 0.38 4,403 2,209 0.87 0.41 2,195 0.83 0.42 4,888 2,452 0.96 0.46 2,436 0.92 0.47

TS Kličevo 82,894 48,445 19.00 5.68 34,449 14.06 4.63 91,971 53,749 21.08 6.30 38,222 15.60 5.13 102,092 59,664 23.40 6.99 42,428 17.32 5.70

80,161 45,491 17.84 3.31 34,670 15.41 4.55 90,077 51,118 20.05 3.72 38,959 17.32 5.11 102,612 58,231 22.84 4.24 44,381 19.72 5.82

34,805 18,710 6.93 1.56 16,095 5.75 1.89

40,240 19,541 9.09 2.40 20,699 9.86 2.36 45,217 21,958 10.21 2.69 23,260 11.08 2.65 51,510 25,013 11.63 3.07 26,496 12.62 3.02

Zima Ljeto Zima Ljeto

20212019

Wa 2019

(MWh)

Wa 2023

(MWh)

Wa 2028

(MWh)

TS Nikšić


2028

Zima LjetoElektroenergetski

objekat

TS Virpazar

TS Podgorica 4

TS Podgorica 1

TS Podgorica 3

TS Žabljak

TS Kotor

TS Podgorica 5

TS Danilovgrad

TE Pljevlja SP

EVP

KAP

Željezara Nikšić

TE Andrijevica

TS Cetinje

TS Tivat

TS Ulcinj

TS Vilusi

TS Berane

TS Ribarevine

TS Budva

TS Herceg Novi

TS Bar

TS Mojkovac


28

2.1.2 Preuzeta električna energije iz prenosne mreže velikih potrošača, priključenih na 110 kV naponski nivo

Potrošnju električne energije direktnih potrošača određuju potrošnja KAP, Željezare i potrošnja energije za potrebe željezničke infrastrukture tj. elektrovučnih postrojenja. Na grafiku (Slika 2-2) prikazane su ostvarene vrijednosti potrošnje direktnih potrošača od 2011. godine, gdje se jasno vidi da u ukupnoj potrošnji velikih potrošača KAP učestvuje sa dominantnih 90% posljednjih godina, što čini oko 17% ukupne potrošnje u Crnoj Gori.

Sa postojećim trendom udio velikih potrošača u ukupnoj potrošnji električne 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.

Slika 2-2: Grafički prikaz utrošene električne energije u Crnoj Gori sa udjelom pojedinih direktnih potrošača

KAP - Kombinat Aluminijuma Podgorica sa fabrikom proizvoda od aluminijuma najznačajniji je direktan potrošač u Crnoj Gori. U periodu od 2011. godine učestvuje u ukupnoj potrošnji u rasponu od 17-33% ukupne utrošene energije (Slika 2-2), sa vršnim godišnjim angažovanjem od 68 MW u 2016. godini i prosječnim angažovanjem od oko 63 MW. Potrošnja tokom godine i na dnevnom nivou je konstantna i uslovljena proizvodnim procesom. Snaga potrošnje najvećeg crnogorskog potrošača KAP-a definisana je u okviru Bijele knjige [3], za sve analize u okviru Plana razvoja vršno angažovanje KAP će iznositi 84 MW.

Željezara Nikšić - drugi po značaju direktan potrošač velepotrošač čiji udio u ukupno utrošenoj električnoj energiji u sistemu na godišnjem nivou značajno opada u posljednje dvije godine. U odnosu na KAP, Željezaru ne karakteriše konstantnost potrošnje, što se vidi iz razlike prosječnog satnog opterećenja i maksimalne dostignute vrijednosti opterećenja. Potrošnju karakteriše takozvani "nemirni rad" kada usljed proizvodnog procesa maksimalna satna opterećenja dostižu vrijednosti od oko 40 MW. Za predstojeći period, očekuje se vršno satno opterećenje jednako ostvarenom u 2016. godini.

EVP - elektro vučna postrojenja, u koja spadaju četiri objekta locirana u Baru, Trebješici, Podgorici, Mojkovcu, imaju udio od 0.6% ukupne potrošnje električne energije sistema Crne Gore. Kao i Željezara Nikšić, EVP karakteriše promjenjiva satna potrošnja sa satnim maksimumom od 7 MW i prosječnim godišnjim satnim opterećenjem oko 2 MW. Kako ne postoje planovi za izgradnju novih objekata za prognozu se koriste ostvarene vrijednosti potrošnje i očekuje se vršno opterećenje EVP od 8 MW, ravnomjerno raspoređeno po postojeća četiri elektrovučna postrojenja.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Ele

ktr

ična e

nerg

ija (

MW

h)

Godina

KAP

Željezara

EVP

Potrošnja TE iz mreže


29

2.1.3 Plan priključenja velikih potrošača na prenosnu mrežu

U okviru ovog poglavlja, dat je pregled priključenja planiranih velikih potrošača na prenosnu mrežu na 110 kV naponski nivo, odnosno onih potrošača koji će se eventualno priključiti na distributivnu mrežu, a čija instalisana snaga može imati značajan uticaj na opterećenje prenosne mreže.

Analiziran je uticaj njihovog priključenja na opterećenost prenosnih elemenata CGES-a, pri čemu je tačno mjesto priključenja za pojedine potrošače već definisano kroz pojedinačne projekte, kao što je slučaj sa priključenjem trafostanica za napajanje infrastrukture autoputa na dionici Smokovac - Mateševo i sa priključenjem turističkog kompleksa Luštica.

Ovdje su prikazane moguće opcije koje ispunjavaju tehničke i ekonomske kriterijume. U slučaju da pojedini projekti ne zadovoljavaju neke od kriterijuma, predloženi su daljnji koraci koje je potrebno preuzeti kako bi se zaštitio EES odnosno kako se ne bi ugrozio rad ostatka sistema.

Na osnovu raspoloživih podataka napravljena je lista potencijalnih velikih potrošača, prikazana u tabeli 2.4, koji bi se priključili na prenosnu mrežu Crne Gore, odnosno, čije bi priključenje moglo izazvati značajan uticaj na prenosni sistem, u slučaju da se pojedini potrošači odluče za priključenje na neki od naponskih nivoa koji ne pripadaju prenosnoj mreži (naponski nivo manji od 110 kV).

Obzirom da ne postoje detaljni projekti priključenja predmetnih objekata, sa jasno definisanom potrošnjom energije na satnom i sezonskom nivou, autori su sve objekte analizirali sa potrošnjom u njihovom punom kapacitetu (sa maksimalnom vršnom snagom), kako bi se dobio najkritičniji slučaj analiziranog režima. Sa tim punim kapacitetom, rađena je analiza uticaja na prenosnu mrežu, mada se može očekivati znatno manja vršna potrošnja.

Tabela 2.4: Dinamika ulaska pojedinih potrošača u pogon i potrošnja u horizontnim godinama

Veliki potrošači

Planirana potrošnja Pmax (MW)*

2019 2021 2028

zima ljeto zima ljeto zima ljeto

Autoput (dionica Smokovac - Mateševo) - - 38 38 38 38

Autoput (dionica Bar - Podgorica ) - - - - 19 19

Luštica bay 1 22 2 30 3 40

* Zvanični podaci Investitora

Autoput Bar - Boljari, prioritetna dionica Smokovac-Mateševo, se priključuje na prenosnu mrežu izgradnjom trafostanica 110/20 kV Autoput 1 i Autoput 2 lociranim prema zahtjevu dostavljenom od strane Ministarstva saobraćaja i pomorstva u rejonu Smokovca i Uvača.

Luštica bay

Za potrebe priključenja turističkog kompleksa "Luštica Development" već je izrađen Elaborat o priključenju. Radi obezbjeđenja napajanja zahtijevane i planirane snage za potrebe turističkog kompleksa "Luštica Development" i konačne realizacije Projekta do 2028. godine, te nemogućnosti priključenja novih potrošača na ovom području na elektroenergetsku mrežu bez izgradnje novog ili proširenja postojećih postrojenja, planira se fazna rekonstrukcija objekata 35 kV i izgradnja nove TS 110/35 kV Luštica, kao i povezivanje buduće TS 110/35 kV Luštica na prenosnu mrežu Crne Gore.

U okviru Elaborata o povezivanju kompleksa Luštica na prenosnu mrežu, urađene su analize za različite opcije priključenja, što uključuje i povezivanje nadzemnim vodom od TS Lastva. U toku prikupljanja podataka i urađenih analiza došlo se do informacija da takav način povezivanja nije predviđen planskim dokumentima opština Tivat, Kotor i Budva (u zavisnosti prolaska kroz pojedine opštine).

Da bi se izvršila realizacija povezivanja nadzemnim vodom, potrebna je izmjena planskih dokumenata nabrojanih opština, što podrazumijeva složenu i dugotrajnu proceduru, pa bi moglo doći do ugrožavanja


30

realizacije predmetnog projekta. Ovdje bi bilo potrebno hitno i pravovremeno angažovanje svih struktura koje odlučuju o ovom pitanju, što podrazumijeva angažovanje resornih Ministarstava i nadležnih opštinskih struktura, što opet iziskuje dodatno vrijeme.

Za priključenje novih potrošača na poluostrvu Luštica, u prvom redu turističkog kompleksa "Luštica bay" u konačnom obimu izgradnje prema energetskim pokazateljima potrebno je izgraditi novu TS 110/35 kV na Luštici koja će biti preko dva 110 kV kablovska vodova priključena na prenosnu mrežu Crne Gore u 110 kV postrojenju TS 110/35 kV Tivat, kako je predviđeno Prostorno-urbanističkim planom Opštine Tivat.

Realizacija projekta obuhvata:

I varijanta:

- Izgradnju TS 110/35 kV Luštica (u GIS izvedbi),

- Proširenje TS 110/35 kV Tivat sa izgradnjom dva kablovska polja,

- Izgradnju 2×110 kV kablovska voda

II varijanta:

- Izgradnja TS 110/35 kV Luštica (u GIS izvedbi),

- Rekonstrukcija TS 110/35 kV Tivat (rekonstrukcija postojećeg sistema sabirnica, izgradnja sekcionog polja i zamjena visokonaponske opreme),

- Izgradnju 2×110 kV kablovska voda od nove TS Luštica do tačke priključenja na postojeći 110 kV dalekovod Tivat – Budva (stubno mjesto br. 170 po principu ulaz – izlaz) u dužini od 11.5 km,

- Rekonstrukcija dalekovoda 110 kV Lastva – Tivat u dužini od 12 km,

- Izgradnja 110 kV dalekovoda Kotor (Trojica) – Lastva u dužini od 10 km.

Očekivani benefiti:

- priključenje potrošnje kompleksa "Luštica bay" punog kapaciteta 30/40 MW

- povećanje nivoa pouzdanosti snabdijevanja cjelokupnog regiona, pri čemu bi se omogućilo napajanje iz prenosne 110 kV mreže, uz znatno smanjenje gubitaka električne energije.

Autori su uočili da maksimalna potrošnja od 30-40MW nije realna i da se može očekivati znatno manji porast, odnosno da je realnije da će potrošnja ovog kompleksa biti približno jednaka potrošnji kompleksa Porto Montenegro (ljetni vrh manji od 5MW).


31

2.2 Rezultati prognoze potrošnje

Na osnovu usvojenih scenarija porasta vršnog opterećenja po distributivnim područjima kao i na osnovu plana priključenja velikih potrošača na prenosnu mrežu, koja je predstavljena u prethodnom poglavlju, u tabeli 2.5 dat je prikaz ukupnog prognoziranog porasta vršnog opterećenja za Crnu Goru po analiziranim godinama.

Za karakteristični režim zimskog maksimuma može se zaključiti slijedeće:

- Prosječan godišnji porast od 2.41% godišnje u periodu od 2017 - 2021. godine (veći od 1.5-2%), usljed ulaska u pogon trafostanica za napajanje infrastrukture autoputa na dionici Smokovac - Mateševo,

- U periodu od 2022 - 2028. godine prosječan godišnji porast vršnog opterećenja je 2.17% usljed ulaska u pogon trafostanica za napajanje infrastrukture autoputa na dionici Bar - Podgorica.

Za karakteristični režim ljetnjeg maksimuma može se zaključiti slijedeće:

- Naglo povećanje vršnog opterećenja sa godišnjim porastom od 3.57% u periodu 2018 - 2021. godina usljed ulaska u pogon hotelskih kompleksa i trafostanica za napajanje infrastrukture autoputa na dionici Smokovac - Mateševo,

- U periodu od 2022 - 2028. godine prosječan godišnji porast vršnog opterećenja iznosi 2.66% usljed ulaska u pogon kompleksa Luštica i trafostanica za napajanje infrastrukture autoputa na dionici Bar - Podgorica.

Tabela 2.5: Prognozirana vršna potrošnja po karakterističnim režimima

Crna Gora

Prognoza vršnog opterećenja


(MW) Procenat porasta

(MW) Procenat porasta

2018 684.90 635.18

2021 813.26 2.41% 794.24 3.57%

2028 920.63 2.17% 905.54 2.66%

Slika 2-3: Porast vršne snage EES Crne Gore 2014. - 2028. godina

0

200

400

600

800

1 000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Vrš

no

op

tere

će

nje

(M

W)

Godina

Zimski maksimum

Ljetni maksimum


32

3 Plan razvoja proizvodnje u periodu 2019. - 2028. sa projekcijom na 2033. godinu

U okviru ovog poglavlja napravljen je osvrt na tehničke 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 priključenja na prenosnu mrežu. Takođe, 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.

3.1 Vrste i glavne karakteristike postojećih proizvodnih objekata

EES Crne Gore raspolaže sa 968MW kapaciteta za proizvodnju električne 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 1300 GWh dok planska godišnja proizvodnja iznosi oko 1000 GWh. Za proizvodnju električne energije HE "Perućica" koristi vode sliva rijeke Gornja Zeta, odnosno vode koje dotiču u Nikšićko polje i to pri povoljnom padu na kratkom rastojanju između Nikšićkog polja i Bjelopavlićke ravnice. U HE Perućica ugrađeno je 7 dvojnih turbina tipa "Pelton" sa generatorima horizontalnih osobina (rotor postavljen horizontalno na vratilo). 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 izgrađeni svi dovodni i odvodni organi, pomoćni i zajednički pogoni i određeno mjesto za ugradnju u mašinskoj zgradi.

HE Piva - akumulaciono pribransko postrojenje sa jednom od najvećih betonskih lučnih brana u svijetu, u pogonu je od 1976. godine. Njena osnovna djelatnost je proizvodnja električne energije u vršnom režimu rada, jer ima mogućnost brzog startovanja i sinhronizacije na dalekovodnu mrežu 220 kV. Smještena je u planinskom masivu na sjeverozapadu Crne Gore. Osnovne tehničke karakteristike HE Piva su:

Instalisana snaga 360 MVA (342 MW - 3×114 MW)

Korisna akumulacija 790 mil. m3

Prosječna godišnja proizvodnja oko 740 GWh

Tri spiralne turbine sa vertikalnom osovinom tipa "Frensis"

TE Pljevlja je kondenzaciona termoelektrana projektovana sa dva bloka od 210 MW. Akumulacija vode kao i svi pomoćni, tehnički i upravno-administrativni objekti (izuzev dekarbonizacije i recirkulacionog rashladnog sistema) izvedeni su za dva bloka, a trenutno je izgrađen samo jedan blok. Termoelektrana sagorijeva pljevaljski ugalj garantovane kalorične vrijednosti 9211 kJ/kg (220 Kcal/kg). Instalisana snaga je 218.5 MW. Prosječna godišnja proizvodnja u periodu od 2002. do 2010. godine iznosila je oko 880 GWh. U 2010. godini, nakon obavljene rekonstrukcije, tehnoloških sanacija i poboljšanja čitavog postrojenja, zabilježena je rekordna godišnja proizvodnja od oko 1300 GWh. Za elektroenergetski sistem Crne Gore TE "Pljevlja" predstavlja baznu elektranu koja najveći značaj ima u pokrivanju konstantnog dijagrama opterećenja.

Male HE - U Crnoj Gori izgrađeno 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 Podgor, izgrađena 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 protočne. Njihova ukupna instalisana snaga iznosi 9.025


33

MW, a očekivana godišnja proizvodnja oko 21 GWh. Pored toga, Na mreži je osim navedenih još 12 mHE koje su izgrađene od 2013. godine do danas, ukupne instalisane snage od oko 20 MW.

VE Krnovo I faza - Gradnja VE Krnovo počela je sredinom 2015. Ukupna instalisana snaga od 72 megavata (MW) i godišnja proizvodnja od oko 200 GWh biće dovoljna za snabdijevanje oko 50.000 domaćinstava.

VE su izgradile austrijska firma Ivicom Consulting i francuska kompanija Akuo energy, a investicija je vrijedna oko 120 miliona eura.

VE Krnovo se sastoji od 27 vjetrogeneratorskih jedinica, proizvođača „General Electric“, opremljenih sinhronim generatorima sa permanentnim magnetima i punoupravljivim pretvaračima. Ovakva konfiguracija omogućava odvajanje brzine generatora od frekvencije sistema i omogućava širok opseg različitih brzina rada generatora nezavisno od frekvencije sistema.

Od instaliranih 27 vjetrogeneratorskih jedinica, 18 generatora su instalisane snage 2.75 MW/3.06 MVA (cosφ= ±0.9) i 9 generatora instalisane snage 2.5 MW/3 MVA (cosφ= ±0.9). To čini ukupno 72 MW instalisane aktivne snage. Svaka jedinica ima sopstveni punoupravljivi pretvarač dimenzionisan na maksimalnu prividnu snagu generatora

Probni rad vjetroelektrane je počeo u maju 2017. godine, a ušla je u komercijalni pogon u novembru iste godine.

Na dijagramu (Slika 3-1) je prikazana godišnja proizvodnja u EES Crne Gore po tipu elektrane od 2011. - 2016. godine . Sa dijagrama se može zaključiti da se u EES Crne Gore prosječno oko 60% godišnje proizvodnje dobija iz hidroelektrana.

Slika 3-1: Proizvodnja EES Crne Gore po tipovima elektrana u periodu 2011.-2016.

Imajući u vidu visok procenat godišnje proizvodnje iz hidroelektrana može se zaključiti da je EES Crne Gore uglavnom deficitaran u ljetnjim mjesecima sa slabom hidrologijom i visokim nivoom potrošnje naročito u Podgorici i na primorju. Na osnovu ostvarene proizvodnje u toku 2016. godine može se vidjeti raspodjela proizvodnje po elektranama na slici (Slika 3-2).

GWh


34

Slika 3-2: Raspodjela godišnje proizvodnje u 2016. godini po elektranama

HE Perućica31%

HE Piva26%

TE Pljevlja40%

Male HE3%


35

3.2 Vrste i glavne karakteristike budućih proizvodnih objekata

Izgradnju novih proizvodnih objekata u EES Crne Gore kao i realnost njihove implementacije treba posmatrati imajući u vidu sljedeće činjenice:

izvjesnost realizacije projekta povezivanja sistema Crne Gore i Italije preko podmorskog DC kabla, a samim tim i povezivanja tržišta električne energije Jugoistočne Evrope i Italije

veliki neiskorišćeni hidroenergetski potencijal

ekspanziju izgradnje obnovljivih izvora u regionu

Uzimajući u obzir gore navedeno sasvim je realno očekivati značajan broj novih proizvodnih objekata u Crnoj Gori, naročito nakon izgradnje DC kabla čiji se ulazak u pogon očekuje u 2019. godini. U skladu sa tim, jedan od zadataka ove studije je dati pravce razvoja prenosne mreže elektroenergetskog sistema u dijelu proizvodnje. Polazište za planiranje izgradnje novih prenosnih kapaciteta je Strategija razvoja energetike Crne Gore, te zvanična dokumenta dobijena iz nadležnog Ministarstva Crne Gore u skladu sa trenutno raspoloživim informacijama o postojećem statusu svakog pojedinačnog projekta, kao i izvjesnosti njegove izgradnje odnosno dodijeljene koncesije.

Priključak novih elektrana definisan je prema dosadašnjim studijama ukoliko su rješenja održiva i ukoliko se nameću kao jedina moguća.

Kada je u pitanju dinamika ulaska mHE, važno je napomenuti da će veći dio njih da se priključi na distributivnu mrežu. Iz ugla prenosne mreže, ako se jave kandidati za priključak na prenosnu mrežu, za očekivati je da to bude značajna snaga (najmanje 15-20 MW). U okviru analiza, a na osnovu uvida u raspoložive hidropotencijale u Crnoj Gori, pretpostavljeno je da kapaciteti mHE neće biti priključeni na prenosnu mrežu u narednih 3-5 godina. Urađen je jedan broj studija priključenja mHE u okolini Plužina i Šavnika na prenosnu mrežu, ali u najnovijoj Strategiji se ne pominju eksplicitno, odnosno značajan broj kapaciteta je viđen tek u 2025. godini (oko 40MW).

Iz tabele se može uočiti da je očekivani kapacitet mHE oko 80MW, dok je ostalih 40MW planirano nakon 2021. godine. Tačna lokacija ovih elektrana nije određena.

Stoga su autori razmatrali nove kapacitete mHE u regionu Plužina i Šavnika nakon 2021.

Potrebno je napomenuti da VE Možura nije ušla u pogon do 2018. godine, kao i da se ne očekuje ni ulazak HE Perućica G8 u toku 2018. godine.


36

Tabela 3.1: Dinamika završetka rehabilitacija / revitalizacija postojećih i ulaza u pogon novih objekata za proizvodnju električne energije1

Objekat Godina promjene/

ulaza u pogon

Instalisana snaga i planirana proizvodnja

(MW / GWh)

Rehabilitacije / revitalizacije postojećih objekata

TE Pljevlja 2015 225 MW / 1 179 GWh

HE Piva 2020 363 MW / 800 GWh

HE Perućica 2018 307 MW / 958 GWh (365.5 MW / 978

GWh) 1)

mHE - 5 mHE (EPCG) 2017 3.2 MW / 7.8 GWh

mHE - Glava Zete, Slap Zete 2017 8.2 MW/ 29.6 GWh

Novi objekti

TE Pljevlja II 2020 225 MW / 1360 GWh

HE na Morači 2021 238.4 MW / 616 GWh

HE Komarnica 2022 172 MW / 227 GWh

mHE

2015 26 MW / 80 GWh

2016 3 MW / 8 GWh

2017 2 MW / 9 GWh

2018 42 MW / 140 GWH

2019 7 MW / 13 GWh

2025 (Ukupno: 120.9 MW / 388.1 GWh)

Vjetroelektrana Možura 2017 46 MW / 105.8 GWh

Vjetroelektrana Krnovo (Nikšić) 2017 50 MW / 115 GWh

Vjetroelektrana Krnovo (Šavnik) 2017 22 MW / 50.6 GWh

Vjetroelektrane (lokacija neodređena)

2018 7.5 MW / 17.2 GWh

2020 25.7 MW / 59.2 GWh

2025 17.1 MW / 39.3 GWh

2030 21.4 MW / 49.2 GWh

(Ukupno: 71.7 MW / 164.9 GWh)

Fotonaponske elektrane 2015-2030. 1.5-31.5 MWp / 2.5-52 GWh 2)

Spalionica na mješoviti čvrsti komunalni otpad

2020 10 MW / 70 GWh 3)

Elektrane na ostale oblike biomase 2015-2030. 0.4-39 MW / 1.1-118 GWh2),4)

Napomena: 1) zajedno sa agregatom br. 8 (58.5 MW i 20 GWh dodatne energije) 2) "Od - do" u pomenutom periodu 3) Snaga i energija važe samo za električnu energiju 4) predstavlja kapacitet i proizvodnju električne energije koja se isporučuje u mrežu (bez postrojenja u sektorima finalne potrošnje koji proizvode za sopstvene potrebe)

1 [3], str. 46, Tabela 10.3: Dinamika završetka rehabilitacija / revitalizacija postojećih i ulaza u pogon novih objekata za proizvodnju

električne energije


37

HE na Morači:

S obzirom na starost 220 kV dalekovoda Podgorica - Mojkovac - Pljevlja (1961. godine pušten u pogon) i česte kvarove na tom dalekovodu, predlaže se priključenje HE Andrijevo na postojeći 400 kV dalekovod Ribarevine - Podgorica 2.

Ostale tri hidroelektrane bi se priključile na nov 110 kV dalekovod TS Kolašin (izgradnja TS 110/x kV vezana za izgradnju predmetnih elektrana) - HE Raslovići - HE Milunovići - HE Zlatica. Na drugu stranu bi HE Zlatica bila spojena na TS Mrke (TS za napajanje infrastrukture autoputa dionice Smokovac-Mateševo) preko dvostrukog 110 kV dalekovoda male dužine (dvostruki dalekovod je potreban kako bi se ispunio "n-1" kriterijum sigurnosti.

Ukoliko bi došlo do smanjenja instalisane snage nekih od hidroelektrana koje se priključuju na 110 kV mrežu, veza između HE Zlatice i TS Mrke bi se mogla redukovati na jedan 110 kV dalekovod.

Slika 3-3: Geografski prikaz položaja HE Na Morači

VE Krnovo:

Vjetroelektrana Krnovo nalazi se sjevero-istočno od Nikšića. Svaki vjetroagregat smješten je na posebnom platou dimenzija cca 71.5×101.3 m, povezanih s pristupnim putevima (servisni putevi unutar vjetroelektrane).

U prvoj fazi izgradnje predviđena je instalacija 72 MW (u pogonu od 2017. godine) na lokaciji u blizini Nikšića (50 MW) i Šavnika (22 MW)2. Lokacije za ostale VE nisu određene i njihovo priključenje će biti predmet posebnih elaborata i budućih planova razvoja prenosne mreže.

Lokacija VE Krnovo je prikazana na slici (Slika 3-4).

2 Ušla u pogonu drugoj polovini 2017. godine


38

Slika 3-4: Lokacija VE Krnovo

Na osnovu urađenog elaborata o priključenju VE Krnovo na EES Crne Gore [6], priključenje VE Krnovo realizovano je izgradnjom dvosistemskog 110 kV dalekovoda TS 110/X kV Krnovo - TS 110/35 kV Brezna, trasom koja podrazumijeva obilazak planine Vojnik sa sjeverne strane prema naselju Šavnik u dužini od oko 22.9 km.

VE Možura:

VE Možura se nalazi na lokaciji planine Možura, u blizini grada Ulcinj. Kao moguće varijante priključenja, analizirane su:

- Priključenje na postojeći DV 110 kV Bar - Ulcinj - varijanta 1

Ovdje je bitno napomenuti da je ostrvski rad elektrane (kod ispada DV 110 kV Bar-VE Možura), moguć, ukoliko Investitor ugradi dodatnu opremu koja bi omogućila brzu regulaciju i obaranje proizvodnje prema potrošnji "ostrva". Oprema je veoma skupa i nije uobičajena praksa da se ugrađuje u elektranama koje rade u dobro povezanim sistemima. Pored toga, postoji nekoliko radova koji se bave ovom temom, ali svaki obrađuje mogućnost rada najmanje dvije elektrane od kojih bi jedna služila kao pomoćno snabdijevanje za drugu [16].

Način priključenja je prikazan na slici (Slika 3-5).

Slika 3-5: Način priključenja VE Možura


39

TE Pljevlja 2:

Prilikom izgradnje i puštanja u pogon prvog bloka TE Pljevlja 1982. godine veliki dio izgrađene infrastrukture dimenzionisan je za zajednički pogon oba bloka. Prema dostupnim podacima na području Pljevalja postoje sirovinske osnove u obliku zaliha uglja potrebnih za pogon još jednog bloka.

Lokacija drugog bloka predviđena je na odobrenoj lokaciji bloka I dispozicijom Idejnog projekta TE Pljevlja 2×210 MW.

Generalno gledajući, potrebno je ponovo ažurirati plan ulaska novih proizvodnih objekata, kao i njihov planirani kapacitet.


40

3.3 Sistemska rezerva u crnogorskom EES

Prema operativnom priručniku ENTSO-E Pravilnik 1 koji definiše standarde i pravila koja se tiču sistemske rezerve i vremena njenog aktiviranja, CGES je u obavezi da rezerviše/zakupi sljedeće iznose proizvodnih kapaciteta u različitim vremenskim domenima regulacije potrošnja/frekvencija (LF regulacija):

Primarna regulacija - Učešće 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 veličini sistema i konzumu) iznosi 3 MW za 2017. godinu.

Sekundarna regulacija - Automatska sekundarna regulacija obezbjeđuje se iz elektrana koje su opremljene regulatorima kojima se može automatski upravljati iz SCADA sistema u dispečerskom centru. Kapacitet koji je potrebno obezbijediti u okviru sekundarne regulacije prema ENTSO-E pravilima zavisi isključivo od vršnog opterećenja sistema i računa se prema empirijskoj formuli:

,

gdje je R - minimalna preporučena 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 2017. godini iznosi 25 MW. Trenutno su u sekundarnoj regulaciji četiri generatora u HE Perućica (G1, G2, G3 i G4,svi po 38 MW). Uzimajući u obzir da je njihova minimalna snaga 8÷10MW, ukupni opseg regulacije je oko ±(56÷60) MW.

Očekuje se u narednom periodu da će biti raspoloživ i generator G5 u HE Perućica, a isto tako u naredne 2 godine bi trebalo da budu raspoloživi i svi agregati u HE Piva. Time bi se raspoloživi opseg regulacije povećao na oko ±125MW.

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 slučaju Crne Gore relevantan je ispad jedinice u TE Pljevlja čija je instalisana snaga 218.5 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 tercijarnoj regulaciji. Međutim, sada su u praksi ENTSO-E aranžmani između TSO o zajedničkoj tercijarnoj rezervi koji kao benefit imaju smanjenje obavezne rezerve za pojedinačni TSO (npr. više kontrolnih oblasti pokriva ispad najveće jedinice u kontrolnom bloku). Obaveze CGES u pogledu tercijarne rezerve će dakle zavisiti od toga sa koliko i sa kojim TSO će biti sklapani ovakvi sporazumi.

bbPaR 2

max


41

3.4 Tehnički aspekti ulaska u pogon novih proizvodnih jedinica sa stanovišta njihovog uticaja na sistemske usluge

Uzimajući u obzir sa jedne strane zahtjeve za obezbjeđenjem 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 mreže CGES će biti u obavezi da poveća zakupljene proizvodne kapacitete koji učestvuju u sistemskoj rezervi. Imajući u vidu da sa stanovišta operatora prenosne mreže, povećanje zakupa proizvodnih kapaciteta koji učestvuju u obaveznoj sistemskoj rezervi znači i značajno povećanje troškova (povećanja tarife), od velike je važnosti 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 uvažavaju vršno opterećenje sistema kao i kapacitet najveće proizvodne jedinice u sistemu, potrebno je nakon ulaska u pogon intermitentnih izvora energije, kao što su vjetroelektrane, uvažiti i moguća odstupanja od prognoziranih ostvarenja u proizvodnji.

U cilju smanjenja navedenih odstupanja u proizvodnji vjetrogeneratora, a samim tim i smanjenja potreba za značajnim povećanjem sistemske rezerve potrebno je prevashodno da operator prenosnog sistema realizuje primjenu nezavisnog izvora prognoze vjetra (meteorološke agencije i sl.) sa što je moguće većom rezolucijom ažuriranja aktuelnih podataka kojim će se značajno smanjiti odstupanja ostvarene i planirane proizvodnje vjetrofarmi. Prema dostupnim podacima i iskustvima drugih operatora prenosnog sistema, sa dugogodišnjim iskustvima u eksploataciji vjetroelektrana, za povećanje 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 raspolaže tačnim statističkim podacima iz prošlosti sa relevantnih lokacija) očekuju se 15-minutna odstupanja od prognozirane vrijednosti od maksimalno 20% ukupnog instalisanog kapaciteta, dok se u narednim godinama ažuriranjem i porastom statističke baze podataka brzine vjetra odstupanja smanjuju na oko 10% od instalisanog kapaciteta vjetroelektrana. To praktično znači uzevši u obzir najkritičniji slučaj istovremenog maksimalnog odstupanja vjetra i odstupanja usljed promjena u ukupnoj potrošnji sistema (potrebno je posebno statistički analizirati vjerovatnoću istovremenog pojavljivanja dva nezavisna događaja), da je nakon ulaska u pogon planiranih obnovljivih izvora VE Krnovo (72 MW u prvoj fazi) i VE Možura (46 MW) potrebno obezbijediti dodatnih 20% (preporučuje 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 preporučenu rezervu u skladu sa empirijskom formulom datom u ENTSO-E operativnom priručniku. RAE je odobrila 7MW (10%).

Stoga će u periodu od 2019.-2021. godine sa ukupnim instalisanim kapacitetom vjetroelektrana u EES Crne Gore od 118 MW zahtijevani kapacitet u sekundarnoj regulaciji u najkritičnijem slučaju iznositi oko (56÷60) MW, što odgovara postojećim kapacitetima u sekundarnoj regulaciji (četiri generatora u HE Perućica G1-G4, svaki sa po ukupnim opsegom regulacije od oko ±(56÷60) MW). Inače, u perspektivi će biti razmatrana i kooperacija sa ostalim TSO-vima kroz tzv. Imbalance Netting. Slično bi važilo i za tercijarnu rezervu kroz zajedničko dimenzionisanje i nabavku, odnosno razvoj regionalnog balansnog tržišta.

Postojeća iskustva vezana za odstupanja od prognozirane brzine vjetra prilikom ažuriranja podataka od strane meteorološke agencije pokazuju da se nakon ažuriranja 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 2019. - 2021. ne prevazilaze potrebe za tercijarnom regulacijom koje uvažavaju pomenuti ispad najveće proizvodne jedinice u sistemu tako da su postojeći kapaciteti zadovoljavajući.

Jedino će se ukupna obavezna rezerva koja uključuje polovinu iznosa zbira obavezne sekundarne i tercijarne regulacije koja se mora obezbijediti unutar oblasti mora podići na nivo od oko140 MW.


42

Imajući u vidu da je u 2020. godini, prema scenariju razvoja proizvodnje, u Crnoj Gori predviđen ulazak u pogon TE Pljevlja 2 i da će zajedno sa TE Pljevlja I raditi u nekom periodu od oko tri (3) godine (2023. godine je predviđeno gašenje TE Pljevlja I), doći će do porasta kapaciteta obavezne tercijarne rezerve u skladu sa obavezom operatora sistema za pokrivanjem ispada najveće jedinice u kontrolnoj oblasti. Imajući u vidu pretpostavku da će se tokom godina eksploatacije vjetrogeneratora tačnost prognoze vjetra popravljati odnosno svesti na nekih 10% procenata odstupanja nije potrebno podizati kapacitete u sekundarnoj regulaciji, samo će ulazak u pogon TE Pljevlja II podići nivo obavezne rezerve koja se mora obezbijediti unutar oblasti.

U periodu od 2021. - 2028. predviđen je ulazak u pogon dodatnih 40 MW kapaciteta vjetroelektrana i oko 10 MW fotonaponskih elektrana (ukupni instalisani kapacitet svih VE i fotonaponskih bi bio oko 180 MW), čije lokacija, prema Strategiji, zaključno sa 2017. nije precizno definisana. 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 vjetrogeneratora od 10% iznosilo oko 5 MW preko postojećih kapaciteta u sekundarnoj regulaciji. Treba istaći da će odlučujući 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.


43

4 Trenutno stanje prenosne mreže - 2017./2018. godina

U okviru ovog poglavlja je prikazano stanje u prenosnoj mreži Crne Gore, njena starost, mogućnost proširenja, kao i budućnost pojedinih objekata sa stanovišta napuštanja pojedinih rješenja (prevashodno se misli na objekte čija je revitalizacija u toku, odnosno objekte čija je gradnja izvjesna i koja će biti završena do prve polovine 2018.godine)

Za svaki elemenat prenosne mreže su date njegove osnovne karakteristike, neophodne za dalje analize.

4.1 Vodovi

U sklopu prenosne mreže 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 čine 110 kV dalekovodi, koji su ujedno i najopterećeniji, bez obzira na doba dana ili godine.

Na slici (Slika 4-1) su prikazani odnosi pojedinih naponskih nivoa dalekovoda u ukupnoj dužini dalekovoda, dok Slika 4-2 prikazuje udio svakog naponskog nivoa dalekovoda u ukupnom prenosnom kapacitetu.

Oko 50% ukupnih kapaciteta dalekovoda, čine 110 kV dalekovodi, od kojih su više od polovine dalekovodi presjeka Al-Fe150/25 mm2 kapaciteta 470A (89MVA). Najveći dio tih dalekovoda je izgrađen upravo u primorskom dijelu Crne Gore, čime se automatski zbog povećanog opterećenja (naročito u budućnosti) nameću kao prvi kandidati za rekonstrukciju (zamjenu).

Ovdje je važno napomenuti da će prilikom zamjene dalekovodnih užadi morati da se mijenjaju i stubovi i kompletna viseća oprema (kao i oprema u postrojenjima), što praktično znači 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 užadi sa smanjenim koeficijentom termičkog širenja što izaziva smanjenje ugiba provodnika na višim radnim temperaturama, te samim tim za istu težinu i presjek imaju 50-60% veći kapacitet, ali su i 50-80% skuplja od klasičnih užadi. Problem je i održavanje istih, za koje je potrebna specijalna oprema i obučenost kadrova, pa se primjenjuje u malom broju evropskih zemalja, odnosno, zbog svoje kompleksnosti rijetko gdje je u upotrebi.

Spisak vodova je dat u tabeli (Tabela 4.1).


44

Slika 4-1 – Dužine dalekovoda u prenosnoj mreži

Slika 4-2 – Kapaciteti dalekovoda u prenosnoj mreži

Dalekovodi

20%

35%

45%

400 kV 220 kV 110 kV

Dalekovodi

26%

23%

51%

400 kV 220 kV 110 kV

Srednjoročni plan razvoja prenosne mreže Crne Gore u periodu do 2028. godine

45

Tabela 4.1: Podaci o dalekovodima naponskog nivoa 400, 220 i 110 kV prenosnog sistema CGES

Naponski nivo (kV)

Redni broj

Naziv dalekovoda Strujni krug

Dužina

materijal Presjek

R1 X1 B1 Sn In

u CG ukup. u CG ukup. u CG ukup. u CG ukup.

(km) (mm2/fazi) (ohm/fazi) (ohm/fazi) (μF/fazi) (MVA) (A)

400

1 Trebinje - Podgorica 2 1 61.4 88.4 Al-Fe (2x490/65)-5 1.80516 2.62836 20.9374 30.4854 0.658836 0.959282 1330.2 1920

2 Ribarevine - Podgorica 2 1 85.7 85.7 Al-Fe (2x490/65)-5 2.51958 2.51958 29.2237 29.2237 0.91958 0.91958 1330.2 1920

3 Ribarevine – Pljevlja 1 54.8 54.8 Al-Fe (2x490/65)-5 1.61112 1.61112 18.6868 18.6868 0.588016 0.588016 1330.2 1920

4 Ribarevine - Peć 3 1 53.1 65 Al-Fe (2x490/65)-5 1.56114 1.911 18.1071 43.6821 0.569775 1.374542 1330.2 1920

5 Podgorica 2 - Tirana 2 1 29.3 156 Al-Fe (2x490/65)-5 0.8614 4.586 9.991 53.196 0.317578 1.673915 1330.2 1920

220

1 Pljevlja 2 - HE Piva 1 49.8 49.8 Al-Fe 490/65 2.8884 2.8884 21.2646 21.2646 0.423244 0.423244 381.1 1000

2 Pljevlja 2 - HE Piva 2 49.6 49.6 Al-Fe 490/65 2.8768 2.8768 21.1792 21.1792 0.421544 0.421544 381.1 1000

3 Buk Bijela - HE Piva 1 23.4 25 Al-Fe 490/65 1.3572 1.45 9.9918 10.675 0.198874 0.212472 381.1 1000

4 Pljevlja 2 – Požega 1 14.1 92 Al-Fe 360/57 1.128 7.36 6.1476 40.112 0.116692 0.761397 381.1 1000

5 Podgorica 1 - HE Perućica 1 34.1 34.1 Al-Fe 360/57 2.728 2.728 14.8676 14.8676 0.282214 0.282214 274.4 720

6 HE Perućica – Trebinje 1 42.5 63.2 Al-Fe 360/57 3.4 5.056 18.53 27.5552 0.351732 0.523047 274.4 720

7 Podgorica 1 – Mojkovac 1 70.4 70.4 Al-Fe 360/57 5.816 5.816 31.6972 31.6972 0.601669 0.601669 274.4 720

8 Mojkovac - Pljevlja 2 1 78.7 78.7 Al-Fe 360/57 6.48 6.48 35.316 35.316 0.670361 0.670361 274.4 720

9 B.Bašta - Pljevlja 2 1 15.7 97.2 Al-Fe 360/57 1.256 7.776 6.8452 42.3792 0.129934 0.804433 274.4 720

10 Podgorica 1 – Koplik 1 21 65.6 Al-Fe 360/57 1.68 3.0224 9.156 16.427 0.172549 0.322785 274.4 720

110



3 Podgorica 1 – Danilovgrad 1 17.6 17.6 Al-Fe 150/25 3.3792 3.3792 7.3392 7.3392 0.152381 0.152381 89.5 470

4 Podgorica 1 - Podgorica 2 1 5.8 5.8 Al-Fe (2x240/40)-5 0.35148 0.35148 1.8328 1.8328 0.067386 0.067386 245.8 1290

5 Podgorica 1 - Podgorica 2 2 5.9 5.9 Al-Fe (2x240/40)-5 0.35754 0.35754 1.8644 1.8644 0.068548 0.068548 245.8 1290

6 Podgorica 2 - Podgorica 4 1 3.5 3.5 Al-Fe 240/40 0.4235 0.4235 1.4035 1.4035 0.031751 0.031751 122.9 645

7 Podgorica 1 - Podgorica 3 1 3.9 3.9 Al-Fe 240/40 0.4719 0.4719 1.5639 1.5639 0.03538 0.03538 122.9 645

8 Podgorica 1 – Trebješica 1 36.1 36.1 Al-Fe 150/25 6.9312 6.9312 15.0537 15.0537 0.312555 0.312555 89.5 470

9 Podgorica 2 – Virpazar 1 28.7 28.7 Al-Fe 150/25 5.51 5.51 11.967 11.967 0.248485 0.248485 89.5 470

10 Virpazar- Bar 1 17.1 17.1 Al-Fe 150/25 3.283 3.283 7.13 7.13 0.148052 0.148052 89.5 470

11 Podgorica 2 - Budva 1 38 38 Al-Fe 150/25 7.296 7.296 15.846 15.846 0.329005 0.329005 89.5 470


46

Tabela 4.1 (nastavak): Podaci o dalekovodima naponskog nivoa 400, 220 i 110 kV prenosnog sistema CGES

Naponski nivo (kV)

Redni broj

Naziv dalekovoda Strujni krug

Dužina

materijal Presjek

R1 X1 B1 Sn In

u CG ukup. u CG ukup. u CG ukup. u CG ukup.

(km) (mm2/fazi) (ohm/fazi) (ohm/fazi) (μF/fazi) (MVA) (A)

110 12 Podgorica 2 - Cetinje 1 31.7 31.7 Al-Fe 240/40 3.835 3.835 12.711 12.711 0.287577 0.287577 122.9 645 13 Bar - Ulcinj 1 23.7 23.7 Al-Fe 150/25 4.5504 4.5504 9.8829 9.8829 0.205195 0.205195 89.5 470 14 Bar - Budva 1 33.4 33.4 Al-Fe 150/25 6.4128 6.4128 13.9278 13.9278 0.289178 0.289178 89.5 470 15 Budva - Cetinje 1 12.5 12.5 Al-Fe 150/25 2.4 2.4 5.2125 5.2125 0.108225 0.108225 89.5 470 16 Budva - Tivat 1 16.6 16.6 Al-Fe 150/25 3.1872 3.1872 6.9222 6.9222 0.143723 0.143723 89.5 470 17 Tivat - Herceg Novi 1 20.7 20.7 Al-Fe 150/25 3.9744 3.9744 8.6319 8.6319 0.179221 0.179221 89.5 470 18 Herceg Novi - Trebinje 1 15.5 30.8 Al-Fe 150/25 2.976 5.9136 6.4635 12.8436 0.134199 0.266667 89.5 470 19 Danilovgrad - HE Perućica 1 17.1 17.1 Al-Fe 150/25 3.2832 3.2832 7.1307 7.1307 0.148052 0.148052 89.5 470 20 HE Perućica - Nikšić 1 12.8 12.8 Al-Fe 240/40 1.5488 1.5488 5.1328 5.1328 0.116119 0.116119 122.9 645 21 HE Perućica - Nikšić 2 12.8 12.8 Al-Fe 240/40 1.5488 1.5488 5.1328 5.1328 0.116119 0.116119 122.9 645 22 HE Perućica - Nikšić 3 13.5 13.5 Al-Fe 240/40 1.6335 1.6335 5.4135 5.4135 0.12247 0.12247 122.9 645 23 Nikšić - Vilusi KT 1 37.4 37.4 Cu 120 5.797 5.797 16.3064 16.3064 0.333334 0.333334 89.4 470 24 Vilusi KT - Bileća 1 13.8 17.7 Cu 120 2.139 2.7435 6.0168 7.7172 0.122995 0.157754 89.4 470 25 Vilusi KT - Vilusi 1 0.5 0.5 Al-Fe 150/25 0.096 0.096 0.2085 0.2085 0.004329 0.004329 89.5 470 26 Trebješica - Andrijevica 1 30.8 30.8 Al-Fe 150/25 5.913 5.6064 12.844 12.1764 0.26675 0.26675 89.5 470 27 Andrijevica - Berane 1 17.9 17.9 Al-Fe 150/25 3.436 3.436 7.464 7.464 0.155233 0.155233 89.5 470 28 Berane - Ribarevine 1 21.1 21.1 Al-Fe 150/25 4.0512 4.0512 8.7987 8.7987 0.182684 0.182684 89.5 470 29 Ribarevine - Mojkovac 1 14 14 Al-Fe 150/25 2.688 2.688 5.838 5.838 0.121212 0.121212 89.5 470 30 Pljevlja 1 - Pljevlja 2 1 2.8 2.8 Al-Fe 240/40 0.3388 0.3388 1.122 1.122 0.024242 0.024242 122.9 645 31 Pljevlja 1 - Potpeć 1 8.2 28.3 Al-Fe 150/25 1.5744 5.4336 3.4194 11.8011 0.070996 0.245022 89.5 470

32 Podgorica 2 - KAP 1 8.1 8.1 Al-Fe (2x240/40)-5 0.49086 0.49086 2.5596 2.5596 0.094108 0.094108 245.8 1290

33 Podgorica 2 - KAP 2 8 8 Al-Fe (2x240/40)-5 0.4848 0.4848 2.528 2.528 0.092946 0.092946 245.8 1290

34 Podgorica 2 - KAP 3 8.1 8.1 Al-Fe (2x240/40)-5 0.48037 0.48037 2.502401 2.502401 0.09181 0.09181 245.8 1290

35 Podgorica 5 - KAP 1 4 4 Al-Fe 240/40 0.484 0.484 1.44353 1.44353 0.038145 0.038145 122.9 645

36 Kličevo - Nikšić 1 3.3 3.3 A2XS(FL)2Y 3x(1x1000) Al 0.09922 0.09922 0.363 0.363 0.73527 0.73527 141 740

37 Podgorica 3 - Podgorica 5 1 3 3 A2XS(FL)2Y 3x(1x1000) Al 0.08954 0.08954 0.33033 0.33033 0.668451 0.668451 141 740

38 Tivat - Kotor 1 7.5 7.5 Al-Fe 240/40 0.907500 0.907500 3.008060 3.008060 0.043669 0.043669 122.9 470

39 Brezna – Kličevo 1 29.2 29.2 Al-Fe 240/40 3.533200 3.533200 11.709170 11.709170 0.265171 0.265171 122.9 470


47

4.2 Transformatori 400, 220 i 110 kV

Trenutno (kraj 2017.godina) su u EES Crne Gore operativne:

1 transformatorska stanica 400/220/110 kV (TS Pljevlja 2),

1 transformatorska stanica 400/110 kV (TS Podgorica 2),

1 transformatorska stanica 400/110/35 kV (TS Ribarevine),

2 transformatorske stanice 220/110/35 kV (TS Podgorica 1 i TS Mojkovac),

14 transformatorskih stanica 110/35 kV (TS H. Novi, TS Tivat, TS Budva, TS Bar, TS Ulcinj,TS Virpazar, TS Nikšic, TS Vilusi, TS Danilovgrad, TS Pljevlja 1, TS Cetinje, TS Berane,TS Andrijevica, TS Kotor i TS Brezna),

4 transformatorske stanice 110/10 kV: i TS Kličevo, TS Podgorica 3, TS Podgorica 4 i TS Podgorica 5

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 čvorišta 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. Takođe je povezana sa TS 220/110 kV Podgorica 1 preko dva 110 kV dalekovoda.

TS 220/110 kV Podgorica 1 (drugi dio gorepomenutog napojnog čvorišta), 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 Koplik).

U TS 220/110 kV HE Perućica postoji jedan transformator 125 MVA, pri čemu 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 (uključujući Željezaru), TS 110/35 kV Danilovgrad i Podgorica 1.

Preko transformatorskih stanica 110/35 kV i 110/10 kV napajaju se distributivni potrošači Crne Gore. U najvećem broju postrojenja instalisana su po dva transformatora, a vrlo često različitih instalisanih snaga.

Najveći broj transformatora je tronamotajni, pri čemu je treći namotaj kompenzacioni.

Spisak transformatora je dat u narednoj tabeli.


48

Tabela 4.1: Podaci o transformatorima prenosnog sistema CGES

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 )

T1 400 5 YNaOd5 Rade Končar 1982 1991 11.93 13.37 9.72 127.1 594.5 0.59 47.2 577 1000 1833

T2 400 5 YNaOd5 Rade Končar 1984 1991 11.8 13.27 9.88 131.8 615.5 0.62 47.2 577 1000 1833

T2 300 5 YNaOd5 Rade Končar 1981 1984 12.25 14 9.3 129.7 619.1 1.1 65.33 433 1506 1833

T1 300 ±8*1,25% YNaOd5 CHINT 2015 2016 12.37 73.18 541.12 0.96 65.93 433.3 1506.1 5482

Ribarevine 400/115/10.5 T1 150 +10%, -8% Yy0d5 Siemens 2010 2010 12.22 - - 49.11 388.5 1.1 130.4 216.5 753.1 -

Prenosni odnos Nominalna uk 1-2 uk 1-3 uk 2-3 Pfe Pcu R X In1 In2 In3

(kV/kV) snaga (MVA) Proizvodnje Ugradnje ( % ) ( % ) ( % ) ( kW ) ( kW ) ( Ω ) ( Ω ) ( A ) ( A ) ( A )

220/115/10.5 T1 150 12x1.25 YNaOd5 Končar-Siemens 2012 2012 10.64 11.24 6.36 41 282 0.61 393.6 753

220/115/10.5 T2 150 12x1.25 YNaOd5 Rade Končar 1972 1973 10.22 13.13 8.66 52.46 428.2 0.92 32.9 394 754 2750

Mojkovac 220/115/10.5 T1 150 12x1.25 YNaOd5 Elta 1975 1977 10.53 11.73 7.43 59.4 371.08 0.8 33.97 393.7 753 2749

HE Perucica 220/110/6.3 T1 125 6x2 Yy0d5 SSSR 1981 10.1 15.2 9.55

Pljevlja 2 220/115/10.5 T1 125 6x2 YNa0d5 SSSR 1979 1984 10.51 19.7 31.6 80.2 295 0.91 40.7 313 595 3333



T4 63 10x1.5 YNynOd5 ETRA 2005 2015 10.44 36 178 0.54 20 330.7 989.7 1154.7

T5 63 10x1.5 YNynO(d5) ETRA 2005 2005 10.32 - - 37.36 179.97 0.55 19.82 330.7 989.7 1154.7

T2 40 10x1.5 YNynOd5 Končar D&ST 2013 2013 11.04 19.32 114.3 0.86 33.39 210 2199.4 428.6

T1 31.5 12x1.33 YNynOd5 Minel 2001 2001 10.41 5.77 1.6 25.59 165.61 2.13 39.98 166 1732 578

T1 40 10x1.5 YNynOd5 ETRA 2005 2008 10.57 - - 27.04 113.93 0.86 31.97 209.9 2199.4 -

T2 40 10x1.5 YNynOd5 ETRA 2005 2008 10.6 - - 27.95 113.66 0.86 32.06 209.9 2199.4 -

Godina

ProizvođačGodina

Pljevlja 2 400/231/31.5

Podgorica 2 400/115/31.5

ObjekatPrenosni odnos

(kV/kV)Oznaka

Nominalna

snaga (MVA)S te p . re g u l.

( + / - ) % Sprega

Objekat OznakaS te p . re g u l.

( + / - ) % Sprega Proizvođač

Podgorica 3 110/10.5/10.5

Podgorica 1


(kV/kV)Sprega Proizvođač

Godina

Podgorica 1 110/36.5/10.5

OznakaNominalna

snaga (MVA)S te p . re g u l.

( + / - ) %

Podgorica 4 110/10.5/10.5


49



Danilovgrad T1 20 10x1.5 YNynOd5 Rade Končar 1959 1982 10.63 4.78 1.18 44.2 111 3.36 64.31 105 314.2 333

T2 63 10x1.5 YNynOd5 2009 2009 10.27 - - 39.01 184.29 0.56 19.72 330.7 989.7 -

T1 40 10x1.5 YNynOd5 ETRA 2015 2015 10.48 24.58 113.24 0.86 31.71 209.9 628.4

T3 63 10x1.5 YNynOd5 Rade Končar 1979 1979 11.03 11.1 6.74 54.9 302.89 0.92 21.14 330.7 989.7 1924.5

T4 63 10x1.5 YNynOd5 Rade Končar 1979 1979 11.23 12.13 7.64 52.04 314.39 0.96 21.56 330.7 989.7 1924.5

T1 40 10x1.5 YNynO(d5) ETRA 2004 2005 10.14 11.1 9.89 27.38 114.03 0.86 30.67 209.9 628.4 742.3

T2 40 10x1.5 YNynO(d5) ETRA 2005 2005 10.12 11,’09 9.89 27.64 114.42 0.86 30.61 209.9 628.4 742.3

T1 20 10x1.5 YyOd5 Minel 1981 1981 10.43 - - 21.27 116.63 3.53 63.1 105 314.2 357.8

T2 63 10x1.5 YNynOd5 ETRA 2011 2011 10.3 - - 32.77 190.81 0.58 19.78 330.7 989.7 -

T1 40 10x1.5 YNynO(d5) ETRA 2004 2005 10.08 - - 27.18 114.16 0.86 30.49 209.9 628.4 742.3

T2 63 10x1.5 YNynOd5 ETRA 2009 2009 10.21 - - 39.26 184.25 0.56 19.6 330.7 989.7 -

T1 40 10x1.5 YNynO(d5) ETRA 2004 2005 10.1 11.1 9.89 26.99 114.1 0.86 30.55 209.9 628.4 742.3

T2 40 10x1.5 YNynO(d5) ETRA 2005 2005 10.06 11.09 9.88 26.41 113.93 0.86 30.55 209.9 628.4 742.3

T1 31.5 10x1.5 YNynO(d5) Minel 1979 2015 10.43 - - 27.71 125.76 2.13 39.85 165.3 494.9 333.3

T2 20 10x1.5 YNynO(d5) Energoinvest 1986 1986 10.7 21.09 101.25 3.06 64.73 104.9 314 367

T1 20 10x1.5 YNynO(d5) Elta 1977 1979 10.76 - - 20.48 99.08 3.01 65.09 84 251.4 170

T2 31.5 10x1.5 YNynO(d5) Minel 2001 2001 10.3 - - 24.96 152.07 1.85 62.31 165 495 577

T1 20 10x1.5 YNynO(d5) Minel 1981 1987 10.38 - - 20.19 113.99 3.45 62.79 105 314.2 357.4

T2 40 10x1.5 YNynO(d5) ETRA 2004 2005 10.12 - - 26.9 114.29 0.86 30.61 209.9 628.4 742.3

T1 20 10x1.5 YNynO(d5) Elin-Minel 1977/1990 1983 10.95 15.07 141.97 3.1 66.24 105 314 367

T2 20 10x1.5 YNynO(d5) Minel 1997 1999 10.43 - - 19.92 102.83 3.11 63.1 105 314 357.4

T1 20 10x1.5 YNynO(d5) Minel 1981/2007 2012 10.4 - - 20.1 118 3.75 64.37 105 314 357.4

T3 20 10x1.5 YNynO(d5) ABB 2015 2015 10.82 14.98 76.04 2.3 65.44 105 314.2 366.6

T1 20 10x1.5 YNynO(d5) Rade Končar 1963 1964 10.9 8.9 5.3 43.26 114.33 3.46 65.94 105 314 357.4

T2 20 10x1.5 YNynO(d5) Elta-Minel 1964 1964/80 10.58 5.77 1.79 26.08 108.93 3.3 64 105 314.2 366.6

T1 10 10x1.5 YNynO(d5) Rade Končar 1961 1988 10.98 4.85 1.18 21.98 63.88 7.73 132.86 52.5 157 275

T2 20 10x1.5 YNynO(d5) ETRA 2009 2011 10.58 - - 12.18 77.06 2.33 64 105 314.2 -

Vilusi T1 10 12x1.33 YNynO(d5) Minel 1985 1986 10.62 - - 11.35 58.69 7.1 128.5 52.5 157 -

110/10.5/10.5 T1 31.5 10x1.5 YNynOd5 Energoinv. 1988 88/2010 11.43 - - 28.03 145.5 1.77 43.9 165 1732 -

110/10.5/10.5 T2 31.5 10x1.5 YNynOd5 Energoinv. 1988 88//2010 11.5 - - 28.5 144 1.76 44.17 165 1732 -

110/36.5/10.5 T1 20 10x1.5 YNynOd6 Elta 1977 88/2009 10.93 - - 19.62 102.8 3.1 66.12 84 251.4 170

110/36.5/10.5 T2 20 10x1.5 YNynOd7 Elta 1972 88/2009 10.81 - - 19.72 117.55 3.55 65.4 84.08 251.7 294.5

110/36.5/10.5 T1 20 10x1.5 YNynOd8 Rade Končar 1990 2013 11.05 22.1 137.5 4.16 66.85 104.97 314.2 333

110/36.5/10.5 T2 20 10x1.5 YNynOd9 ABB 2015 2015 10.74 14.96 75.23 2.27 64.96 105 314.2 366.6

Brezna 110/36.5/10.5 T1 20 10x1.5 YNynOd8 Rade Končar - 2016 11.05 22.1 137.5 4.16 66.85 104.97 314.2 333

110/10.5/10.5 T1 31.5 10x1.5 YNynOd10 ABB 2015 2015 5.77 1.6 25.59 165.61 2.13 39.98 166 1732 578

110/10.5/10.5 T2 31.5 10x1.5 YNynOd11 ABB 2015 2015 5.77 1.6 25.59 165.61 2.13 39.98 166 1732 578


(kV/kV)

Sprega

transformat

.

ProizvođačGodina

OznakaNominalna

snaga (MVA)St ep . regul.

( +/ - ) %

11

0 /

36

.5/(

10

.5)

Nikšić

Herceg Novi

Tivat

Budva

Bar

Ulcinj

Cetinje

Virpazar

Kličevo

Kotor

Pljevlja 1

Ribarevine

Mojkovac

Berane

Andrijevica

Podgorica 5


50

5 Planiranje prenosne mreže

Kao podloga za formiranje modela, poslužili su podaci o ostvarenim maksimalnim vrijednostima potrošnje transformatorskih stanica za 2012-2016. godina (poslijednje godine za koje su bila dostupna kompletna ostvarenja). Mjerodavne vrijednosti za potrošnju svake TS 110/X su uzete ostvarene vršne potrošnje po distribucijama.

Očekuje se značajan porast vršne potrošnje, nakon ulaska velikih potrošača u pogon (autoput, Porto Montenegro, Luštica..).

Kada su u pitanju gubici, ovdje je dat samo osvrt na njihovu promjenu u odnosu na ukupnu potrošnju, dok se oni detaljnije ispituju kroz posebne studije, a njihova prognoza se posebno dostavlja Regulatornoj agenciji Crne Gore.

5.1 Analiza topologije za 2018. godinu

U okviru ovog poglavlja, data je analiza prenosne mreže za stanje u toku 2018. godine. Obzirom na činjenicu da je izrada Plana započeta sredinom 2017. godine koja obuhvata period od jula mjeseca, autori su u analizu uključili i model za jul 2017. (refererentni period ljetne potrošnje) i januar 2018. godine (referentni period zimske potrošnje), odnosno kao predstavnike karakterističnih režima za mrežne analize (prema ENTSO-E smjernicama).

Sve analize su rađene prije puštanja u pogon TS 400/110 kV Lastva i DV 400 kV Lastva – Čevo, čije puštanje je predviđeno za drugu polovinu 2018. godine, pa je opis njihovih koristi dat u poglavlju 5.2.1.1 koje se odnosi na očekivani stepen izgradnje do 2019. godine (ostavljena je određena doza rezerve da će TS Lastva biti u trajnom pogonu početkom 2019. godine).

5.1.1 Zimski maksimum

5.1.1.1 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema

Na slici (Slika 5-1) su prikazani tokovi snaga na granici EES Crne Gore i susjednih elektroenergetskih sistema. Može se uočiti da energija dolazi iz EES Bosne i Hercegovine, kao posljedica jakog proizvodnog čvorišta 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.


51

Slika 5-1: Ukupne razmjene po granicama EES Crne Gore

Slika 5-2 prikazuje tokove snaga i naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore za režim zimskog maksimuma u 2018. godini (praktično i decembar 2017.).

Najopterećeniji elemenat je DV 110 kV Herceg Novi (ME)-Trebinje (BA) koji je opterećen sa 90% svoje termičke granice (470 A, Al/Fe 150/25 mm2).

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 uključuje TS Herceg Novi, TS Kotor i TS Tivat (ukupno opterećenje ove tri transformatorske stanice u zimskom maksimumu iznosi oko 80 MW, pri čemu se preko 90% energije obezbjeđuje upravo iz pravca BiH).

Nešto viši naponi se uočavaju uglavnom u blizini proizvodnih objekata i u dijelovima slabo opterećene mreže 220 i 400 kV naponskog nivoa, što za posljedicu ima generaciju reaktivne energije i povećanje napona.


52

Slika 5-2: Tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore za režim zimskog maksimuma u 2018. godini


53

5.1.1.2 Analiza prenosne moći i zagušenja

Kod analize "n-1" sigurnosti se može uočiti niz elemenata koji su preopterećeni. Sva preopterećenja se dešavaju u primorskom dijelu Crne Gore. Svi kritični elementi su 110 kV dalekovodi čiji je provodnik Al/Fe 150/25 mm2 provodne moći 470 A i nalaze se u primorskom dijelu crnogorske mreže.

Kao posljedica svih nabrojanih ispada, naponi u TS Ulcinj, TS Virpazar, TS Tivat, TS Herceg Novi i TS Bar padaju na donju dozvoljenu granicu od 0.9r.j za 110 kV naponski nivo (najniža vrijednost je u TS Ulcinj, kada kao posljedica ispada DV 110 kV TS Bar - TS Virpazar, napon u TS Ulcinj pada na 98 kV (0.89r.j).

U praksi se svi problemi otklanjaju lokalnim dispečerskim akcijama (isključenjima pojedinih vodova, odnosno akcijama na distributivnom nivou), ali se time znatno smanjuje pouzdan rad sistema.

Tabela 5.1: Analiza "n-1" kriterijuma sigurnosti prenosne mreže EES Crne Gore

Naponski nivo

Ispad elementa Preopterećen element Sn Sn I/In

(MVA) (MVA) (%)

400 kV DV Podgorica 2 - Trebinje 110 kV DV Herceg Novi - Trebinje 89.6 94.1 105.4

110 kV DV Budva - Podgorica 2 110 kV DV Herceg Novi - Trebinje 89.6 92.3 104.5

110 kV DV Bar - Virpazar 110 kV DV Herceg Novi - Trebinje 89.6 89.5 101.2

110 kV DV Cetinje - Budva 110 kV DV Herceg Novi - Trebinje 89.6 91.2 103.3

110 kV DV Podgorica 2 - Virpazar 110 kV DV Herceg Novi - Trebinje 89.6 91.5 104,0

110 kV DV Herceg Novi - Trebinje 110 kV DV Budva - Podgorica 2 89.6 95.5 106.5

110 kV DV Tivat - Budva 89.6 90.9 101.3

5.1.2 Ljetnji maksimum


Kao referentni period za ljetni maksimum, uzet je model mreže za jul 2017. godina.

Obzirom na to da se u mjesecu jul 2018. godina, u odnosu na jul 2017. godina, ne očekuje značajnija promjena potrošnje u EES Crne Gore (vršne snage), može se smatrati da je jul 2017. (uvećan za 1%) ujedno i predstavnik ljetnog režima i za 2018. godinu.

Na slici 5-3 su prikazani tokovi snaga na granici EES Crne Gore i susjednih elektroenergetskih sistema. Može se uočiti da energija dolazi iz EES Srbije, kao i da je u maksimalnom ljetnom režimu tok energije od Crne Gore ka BiH, što je posljedica velikog uvoza hrvatskog EES, gdje energija ide iz pravca BiH ka hrvatskom primorju (400 kV DV Mostar (BA) - Konjsko (HR)).

Ovakva raspodjela prirodnih tokova snaga uslovljena je topološkom strukturom elektroenergetskog sistema Crne Gore i okolnih EES.


54

Slika 5-3: Ukupne razmjene po granicama EES Crne Gore

Slika 5-4 prikazuje tokove snaga i naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore za režim ljetnog maksimuma u 2018. godini.

Najopterećeniji elemenat je DV 110 kV Herceg Novi (ME)-Trebinje (BA) koji je opterećen sa 85% svoje termičke granice (470A, Al/Fe 150/25 mm2).

Ovdje je potrebno napomenuti da je situacija ljeti znatno kritičnija, nego u zimskom vrhu, iz razloga što ljetnim maksimalnim režimima opterećenja primorja, kao posljedica spoljne temperature vazduha i velikog opterećenja voda, može dovesti do ispada DV 110 kV Herceg Novi (ME) - Trebinje (BA). Iz tog razloga je potrebno obratiti pažnju kod planiranja mreže na ovom pravcu i preporučuje se izgradnja dodatnih prenosnih kapaciteta, odnosno rekonstrukcija postojećih.

Nešto niži naponi se uočavaju u primorskom dijelu Crne Gore.

Prognozirana potrošnja električne energije i vršne snage po čvorištima 110/X kV, za horizontne 2019. 2021. i 2028. godinu date su u Poglavlju 2.2 (Tabela 2.3).


55

Slika 5-4: Tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore za režim ljetnog maksimuma u 2018. godini


56


Kod analize "n-1" sigurnosti se mogu uočiti preopterećenja elemenata preko 100% u gotovo cijeloj mreži primorja.

Naime, pri ispadu DV 110 kV TS Podgorica 2- TS Budva, TS Bar - TS Virpazar, TS Cetinje - TS Podgorica 2 i Herceg Novi - Trebinje (BA) dolazi do preopterećenja DV 110 kV Trebinje (BA) - TS Herceg Novi, odnosno Budva - Podgorica 2 i Budva - Tivat.

Tabela 5.2: Analiza "n-1" kriterijuma sigurnosti prenosne mreže EES Crne Gore

Naponski nivo

Ispad elementa Preopterećen element Sn Sn I/In

(MVA) (MVA) (%)

110 kV DV Budva - Podgorica 2 110 kV DV Herceg Novi - Trebinje 89.6 92.4 101.5

110 kV DV Bar - Virpazar 110 kV DV Herceg Novi - Trebinje 89.6 89.8 103.0

Budva - Podgorica 2 89.6 91.7 101.2

110 kV DV Cetinje - Podgorica 110 kV DV Herceg Novi - Trebinje 89.6 90.2 102.7


110 kV DV Podgorica 2 - Virpazar 110 kV DV Herceg Novi - Trebinje 89.6 95.2 110.2


110 kV DV Herceg Novi - Trebinje 110 kV DV Tivat - Budva 89.6 86.5 106.5

89.6 95.2 111.5

Svi kritični elementi su 110 kV dalekovodi čiji je provodnik Al/Fe 150/25 mm2 provodne moći 470A i nalaze se u primorskom dijelu crnogorske mreže.

Kao posljedica svih nabrojanih ispada, naponi u TS Ulcinj, TS Virpazar, TS Tivat, TS Herceg Novi i TS Bar padaju na donju dozvoljenu granicu od 0.9 r.j za 110 kV naponski nivo (najniža vrijednost je u TS Ulcinj, kada kao posljedica ispada DV 110 kV TS Bar - TS Virpazar, napon u TS Ulcinj pada na 98 kV (0.89r.j).

U praksi se svi problemi otklanjaju lokalnim dispečerskim akcijama (sekcionisanje sabirnica odnosno akcijama na distributivnom nivou), ali se time znatno smanjuje pouzdan rad sistema.

Kada je u pitanju snabdijevanje TS Ulcinj, u toku ljetnog perioda, omogućena je rezerva sa strane distributivne mreže u iznosu od oko 8-10 MW. U zimskom periodu ovaj problem se ne ispoljava, obzirom da je potrošnja manja od rezerve u distributivnoj mreži.

5.1.3 Analiza gubitaka Analiza gubitaka je obrađena kroz analizu gubitaka u 2018. godini na analiziranim režimima (zimski i ljetni vrh). U potrošnju su ukljčeni i turistički kompleks Luštica i Porto Montenegro. U slijedećoj tabeli su prikazani gubici u 2018. godini.

Ljeto 2018. Zima 2018.

Proizvodnja Potrošnja Gubici Proizvodnja Potrošnja Gubici

MW MW MW MW MW MW

613. 620.0 17.44 629. 636.0 17.64


57

Ukupni gubici u EES Crne Gore iznose oko 17.64MW za zimski i 17.44MW za ljetni režim, što iznosi 2.77%, odnosno 2.81% u odnosu na ukupnu potrošnju na prenosnoj mreži Crne Gore. U poređenju sa evropskim TSO-ma, nivo gubitaka u prenosnoj mreži se nalazi u ravni sa procentom gubitaka u prenosnoj mreži Slovenije, gdje je vrijednost godišnjih gubitaka oko 3% ([23]).


58

Stanje 2018. godina - Zaključak:

Generalno gledajući nakon analize postojećeg stanja mreže, bez obzira na režim rada, potrebno je riješiti slijedeće probleme:

1. Smanjenje gubitaka u prenosnoj mreži, koji naročito dolaze do izražaja pri angažovanju HE Perućica preko 200 MW (oko 90 dana u godini HE Perućica je angažovana snagom više 260 MW). Visoki gubici su, takođe, uzrokovani slabim opterećenjem 400 i 220 kV prenosne mreže (oko 80% energije proizvedene u HE Perućica se plasira kroz 110 kV mrežu), pri čemu najveći dio tereta preuzima 110 kV mreža.

2. Pouzdanije napajanje primorskoga dijela Crne Gore, naročito H. Novog i Ulcinja (spojena samo jednim vodom na prenosnu mrežu), koji su praktično jednostrano napajani iz sistema Crne Gore (Herceg Novi se sa druge strane napaja iz sistema Bosne i Hercegovine). Ovdje je potrebno napomenuti da je situacija ljeti znatno kritičnija, nego u zimskom vrhu, iz razloga što ljetnim maksimalnim režimima opterećenja primorja, kao posljedica spoljne temperature vazduha i velikog opterećenja voda, može dovesti do preopterećenja voda DV 110 kV Herceg Novi - Trebinje (BA) i ispada istog. Iz tog razloga je potrebno obratiti pažnju kod planiranja mreže na ovom pravcu i preporučuje se izgradnja dodatnih prenosnih kapaciteta, odnosno rekonstrukcija postojećih, pri čemu je česta pojava da CGES mora ograničavati opterećenje DV 110 kV TS Herceg Novi - TS Trebinje kroz sekcionisanje sopstvene mreže.

3. U cilju povećanja pouzdanosti napajanja potrošača u Podgorici, potrebno je realizovati i dvostrano napajanje transformatorske stanice Podgorica 4, odnosno napajanje te TS iz još jedne tačke. TS Podgorica 4 , nema ispunjen n-1 kriterijum sigurnosti ni u osnovnom slučaju (spojena jednim vodom na prenosnu mrežu)

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 150/25 mm2), koji su pri punoj topologiji mreže i raspoloživosti svih elemenata prenosne mreže opterećeni sa preko 50% svoje termičke granice. Uzrok toga je što samo manji dio proizvedene energije u HE Perućica ide kroz TR 220/110 kV HE Perućica u 220 kV mrežu.

5. Svi DV 110 kV u primorskom dijelu Crne Gore su stari i presjeka 150/25 mm2 sa termičkom granicom 470 A (89 MVA). 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 mreže. S obzirom da su stubovi projektovani tako da nose užad postojećeg presjeka, neće biti moguće zamijeniti samo postojeću užad sa užadima većeg presjeka, već će se praktično morati zamijeniti i postojeći stubovi, stubovima koji mogu da nose užad većeg presjeka.

6. Neophodno je riješiti problem T-spoja u TS Vilusi, uključujući rekonstrukciju transformatorske stanice sa pripadajućim dalekovodima (dalekvodi Cu 120 mm2 prenosne moći 76 MVA)

7. U slučaju niskog angažmana elektrana u Crnoj Gori i zadovoljavanja potrošnje najvećim dijelom ili isključivo uvozom, vrijednosti napona u 110 kV mreži treba održavati 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.

8. Kritično mjesto snabdijevanja primorja je TS Budva u kojoj ne postoji mogućnost sekcionisanja 110 kV mreže, niti mogućnost, za sada, proširenja ove TS (neophodan bi bio još jedan sistem sabirnica, pošto postrojenje trenutno ima samo jedan). U slučaju da se ugradi još jedan sistem sabirnica, moguće bi bilo razdvojiti jedan dio Budve da se napaja iz buduće TS Lastva, a drugi iz pravca Podgorice, čime bi se otklonile mnoge nesigurnosti u tom dijelu prenosne mreže. Ostaje mogućnost izgradnje FS6 postrojenja umjesto postojećeg, što treba da bude predmet posebnog elaborata.


59

5.2 Plan razvoja do 2021. godine

U okviru ovog poglavlja analizirana je opterećenost elemenata i ispada elemenata u mreži za "n-1" kriterijum sigurnosti uvažavajući planiranu topologiju prenosne mreže iz 2018. godine sa navedenim novim elementima, tj. elementima koji su u fazi izgradnje i planirani za ulazak u pogon do 2021. godine.

Novi elemenata čije puštanje u pogon se očekuje do kraja 2018. godine su:

TS 400/110/35 kV Lastva (ulaz/izlaz na postojeći DV 400 kV Trebinje (BA) – Podgorica) i

DV 400 kV Podgorica 2 – Lastva i DV 400 kV Lastva – Trebinje (presijecanje postojećeg DV 400 kV Trebinje (BA) – Podgorica).

Analiza ima za cilj da prikaže koji se sve problemi mogu javiti u prenosnoj mreži u slučaju da se, prema dostavljenim planovima, realizuju projekti izgradnje proizvodnih objekata i velikih potrošača, kao i da se ostvari predviđeni porast potrošnje u 2021. godini.

Na osnovu ovakve sprovedene analize odabrani su kandidati za neophodna pojačanja u prenosnoj mreži koji treba da budu operativni (u pogonu) do 2021. godine kako bi se uočeni problemi u mreži riješili, ili ublažili u okviru dozvoljenih vrijednosti. Radi se o realnom vremenskom okviru u okviru koga kapaciteti CGES-a omogućavaju da se pojedini projekti završe, ali i započnu drugi, čija realizacija može biti završena u što kraćem vremenskom periodu (već u 2022.-2023. godini).

Prema planu razvoja proizvodnih jedinica do 2021. godine očekuje se ulazak u pogon sljedećih, značajnijih, proizvodnih objekata (prema Startegiji razvoja energetike Crne Gore): dodatna snaga na lokaciji VE Krnovo, VE Možura, TE Pljevlja 2, HE na Morači, HE Perućica G8, HE Plužine i HE Šavnik.

U trenutku izrade Plana, najizvjesnije je da će se na mreži pojaviti slijedeći veći izvori (u obzir treba uzeti i činjenicu da se u poslijednje vrijeme javlja veliki broj investitora sa novim zahtjevima, ali će se ti zahtjevi obrađivati kroz posebne eleborate, kada budu zvanično upućeni ka CGES-u):

Dodatni kapaciteti na lokaciji Krnovo

VE Možura 46 MW

HE Perućica G8

Kao podloga za formiranje modela, poslužili su podaci o prognoziranim vršnim snagama transformatorskih stanica 110/X kV, pri čemu je važno napomenuti da je KAP, kao najveći potrošač angažovan sa 84 MW.

Očekuje se priključenje dodatnih 2÷30 MW potrošnje potrebe turističkog kompleksa "Luštica bay" i 2×19 MW za dvije trafostanice preko kojih će se napajati infrastruktura Autoputa.

Analize CBA indikatora, za projekat izgradnje interkonektivnih vodova, su rađene u okviru programskog paketa za proračun tokova snaga (indikatori B1, B4, B6, B7 i GTC), te u okviru programskog paketa za analize tržišta električne energije (indikatori B2, B3 i B5).

Kao početni uslov, usvojeno je opterećenje DC kabla ka Italiji 600 MW (drugi pol kabla se očekuje nakon 2021. godine), čime su bilansi zemalja JIE sljedeći:


60

Tabela 5.3: Bilansi zemalja 2021 godina

TSO Ljeto 2021 Zima 2021

AL -300 -150

AT 675 -1160

BA 550 650

BG 1000 1000

HR -1200 -1000

GR -1000 -50

MK 0 -170

ME -300 170

RO 970 1200

RS 450 500

SI 155 125

UA 1300 1200

5.2.1 Novi elementi prenosne mreže u periodu do 2021. godine

U periodu od 2018. do 2021. godine, očekuje se da će biti započet veliki broj projekata, kako izgradnje nove infrastrukture, tako i rekonstrukcija i obnavljanje postojeće, odnosno nabavka značajne opreme, kao što je relejna zaštita, zamjena opeme, SCADA sistem i slično.

Kao što je već prethodno rečeno od većih projekata, očekuje se da u pogonu krajem 2018., početkom 2019. godine bude TS 400/110/35 kV Lastva, priključena po principu ulaz/izlaz na postojeći 400 kV vod Trebinje (BA) – Podgorica. Opravdanost izgradnje je analizirana kroz studiju isplativosti izgradnje DV 400 kV Lastva – Pljevlja [19].

5.2.1.1 Novi elementi – do 2019. godine

Izgradnja TS 400/110 kV Lastva, 400 kV DV Lastva - Čevo i Čevo - Pljevlja (2021.godine)

TS Lastva, 400 kV DV Lastva - Čevo i 400 kV DV Čevo - Pljevlja je ugovorena obaveza iz Ugovora o koordinaciji projekta u pogledu realizacije visokonaponskog jednosmjernog podmorskog kabla između Crne Gore i Italije.

Projekat se sastoji iz tri dijela:

TS 400/110/35 kV Lastva

DV 400 kV Lastva – Čevo (jedan jednosistemski i jedan dvosistemski vod)

DV 400 kV Čevo – Pljevlja

Za projekat uvođenje DV 400 kV Podgorica 2 - Trebinje u TS Lastva, za izgradnju TS Lastva i izgradnju DV 400 kV Lastva - Pljevlja je urađena Studija izvodljivosti koja je obradila sve aspekte projekta (tehničke, ekonomske, socijalne, uticaj na životnu sredinu...) i koja je dala pozitivan izvještaj.

Prilikom analize dobiti koje se ostvaruju iz ovog projekta, krenulo se od početne pretpostavke da postoji jedna interkonektivna veza ka Srbiji/Bosni i Hercegovini, iz razloga što jedan ovakav projekat (uključujući


61

i opterećenje na DC kablu ka Italiji) čini sa sjevernom vezom zajednički klaster. Praktično, u tehničkim analizama se to mora posmatrati kao jedan projekat (na duže staze, nema tehničke utemeljenosti posmatrati ih kao nezavisne cjeline koje mogu jedna bez druge), ali se kod analiza dobiti, svaki od ovih elemenata odvojeno vrednuju.

Analize su podrazumijevale opterećenje kabla od 1000MW, bez obzira što se prvih godina očekuje da u pogonu bude jedan pol 600MW. Pretpostavka je da će veći dio svog životnog vijeka ovaj projekat biti izložen tranzitu od 1000MW ka/od Italije, kao što je i sama predmetna studija pretpostavila.

Projekat se sastoji od sljedećih komponenata:

a) DV 400 kV Lastva-Čevo3

Izgradnja 2×400 i 400 kV DV Lastva-Čevo podrazumijeva ulaz-izlaz od TS Lastve do DV Podgorica-Trebinje i dio 400 kV DV Lastva-Pljevlja. Dalekovod 400 kV od Lastve do Čeva je oko 35 km, sa paralelnim jednim jednosistemskim i jednim dvosistemskim vodom.

Prvenstveno za potrebe snabdijevanja primorskog dijela Crne Gore, kao i za potrebe izgradnje interkonektivne veze između Crne Gore i Italije (podmorski kabl 400 kV DC, 1000 MW), predviđena je izgradnja TS 400/110 kV, 2×300 MVA Lastva Grbaljska koja će se spojiti po principu "ulaz-izlaz" na postojeći 400 kV dalekovod Trebinje (BA) - Podgorica 2 (ME), pri čemu bi bilo potrebno izgraditi dodatnih 2×35 km 400 kV dalekovoda od tačke ulaz/izlaz do TS 400/110 kV Lastva.

Obim radova:

- Projekat podrazumijeva izgradnju dvosistemskog DV ulaz/izlaz 2×400 kV (Lastva-Trebinje i Lastva-Pljevlja do Čeva) i

- DV 400 kV Lastva-Podgorica (dionice Lastva-Čevo)

Glavni benefiti ovog projekta su:

- napajanje primorskog dijela Crne Gore,

- pouzdanije snabdijevanje potrošnje u primorskom dijelu Crne Gore,

- poboljšanje naponsko-reaktivnih prilika,

- rasterećenje prenosnih kapaciteta ka primorju,

- priključenje interkonektivne veze Crne Gore i Italije podmorskim kablom,

- smanjenje gubitaka.

b) TS 400/110/35 kV Lastva4

TS 400/110/35 kV Lastva podrazumijeva izgradnju trafostanice snage 2×300 MVA, sa pripadajućom opremom i opremanje polja u TS Pljevlja.

Od nove TS 400/110 kV Lastva se očekuje da riješi probleme snabdijevanja potrošnje u primorskom dijelu EES Crne Gore, sa glavnom idejom da rastereti postojeću 110 kV mrežu 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 mreža Crne Gore relativno slabo opterećena, kao i to da se snaga uglavnom prenosi preko 110 kV mreže, koja tom prilikom dobija izuzetan prenosni značaj, izgradnja pomenute transformatorske stanice uveliko pomaže u boljem iskorišćenju 400 kV mreže, pa samim tim i bitnom smanjenju gubitaka u prenosnoj

3 Planiran završetak radova i puštanje u pogon sredinom 2018. godine

4 Planirano puštanje u pogon sredinom 2018. godine


62

mreži. Pored navedenog, kao jednu od glavnih prednosti izgradnje TS 400/110/35 kV Lastva, potrebno je napomenuti da je ona dio šireg projekta priključenja pomorskog DC kabla ka Italiji.

Projekat podrazumijeva:

- izgradnju nove TS 400/110/35 kV Lastva sa ugradnjom jednog TR 400/110/35 kV i

- proširenje TS 400/220/110 kV Pljevlja 2 (izgradnja novog 400 kV DV polja za dalekovod prema Lastvi).

Glavni benefiti ovog projekta su:

- prvenstveno interkonektivna veza Crne Gore i Italije podmorskim kablom,

- smanjenje gubitaka,

- pouzdanije snabdijevanje potrošnje u primorskom dijelu Crne Gore,


- rasterećenje prenosnih kapaciteta ka primorju.

c) DV 400 kV Lastva-Pljevlja (Čevo-Pljevlja) 5

Ovim projektom će se zatvoriti interni crnogorski prsten i poboljšati pouzdanost elektroenergetskog sistema.

Dalekovod će biti izgrađen kao:

- jednosistemski na dionici Čevo – Brezna i Kosanica – Pljevlja - dvosistemski na dionici Brezna - Žabljak (DV 400 kV Lastva - Pljevlja + DV 110 kV Brezna -

Žabljak) - dvosistemski na dionici Žabljak - Kosanica (DV 400 kV Lastva - Pljevlja + DV 110 kV Žabljak -

Pljevlja).

Obim radova:

- izgradnja novog 400 kV Al/Fe 2×490/65 mm2 Pljevlja - Čevo procijenjene dužine oko 115 km, od čega bi dionica sa kombinovanim stubovima 400 i 110 kV bila dužine 40 km od Brezana do Kosanice, pri čemu po postojećoj trasi DV 110(35) kV od Njegovuđe do Kosanice,

- priključak 110 kV u TS Brezna i TS Žabljak.

Takođe, izgradnja ovog dalekovoda predstavlja preduslov za iskorišćenje punog kapaciteta od 1000 MW pomorskog kabla između Crne Gore i Italije čijim će zakupom kapaciteta u iznosu od 20% raspolagati CGES. Ulaskom HVDC kabla u pogon, na njemu se javlja zagušenje, uslijed razlike u ravnotežnim cijenama na tržištima jugoistočne Evrope i Italije.

Za projekat uvođenje DV 400 kV Podgorica 2 - Trebinje u TS Lastva, izgradnju TS Lastva i izgradnju DV 400 kV Lastva - Pljevlja je urađena Studija izvodljivosti koja je obradila sve aspekte projekta (tehničke, ekonomske, socijalne, uticaj na životnu sredinu...) i koja je dala pozitivan izvještaj.

Analize tokova snaga, naponsko reaktivnih prilika i analize gubitaka u prenosnoj mreži Crne Gore pokazale su svrsishodnost izgradnje TS 400/110 kV Lastva, 400 kV DV Lastva-Čevo i Čevo-Pljevlja u skladu sa sljedećim izvedenim zaključcima:

- Procijenjeno je smanjenje gubitaka u prenosnoj mreži od 52.64 GWh (2.61 mil€) na godišnjem nivou, nakon puštanja u pogon DV 400 kV Lastva – Pljevlja (u ljetnom režimu redukcija gubitaka na satnom nivou iznosu 11.7MW, odnosno 8.7MW zimi)

5 Završetak dijela od Čeva do Pljevalja je planirana za 2021. godinu


63

- Procjenjuje se smanjenje neisporučene električne energije od 5.8 /12.6 GWh (zimi i ljeti) na godišnjem nivou, nakon puštanja u pogon DV 400 kV Lastva - Pljevlja i uvođenja postojećeg 400 kV dalekovoda Trebinje (BA) - Podgorica 2 (ME) u TS Lastva (za projektovani porast potrošnje, potrebno je na satnom nivou redukovati potrošnju za oko 9.2 GWh godišnje, ili oko 9.2 mil€). Razlog za redukciju su preopterećenja sljedećih dalekovoda:

ispad bilo kog voda 110 kV Budva-Podgorica 2, Cetinje-Podgorica 2, Trebinje- H.Novi dovodi do preopterećenja DV 110 kV Tivat-H.Novi pri čemu se treba redukovati potrošnja od oko 10MW na satnom nivou

ispad budućeg, planiranog, DV 110 kV Vilusi – H.Novi dovodi do preopterećenja DV 110 kV Trebinje (BA) – H.Novi, pri čemu treba redukovati potrošnju u H.Novom, ili Tivtu za oko 20 MW na satnom nivou. Ukupna redukcija potrošnje na godišnjem nivou, zbog ispada 110 kV dalekovoda, iznosi oko 2 130 MWh

Ispad 400 kV voda Trebinje-Lastva redukuje isporuku na kablu za oko 400MW (od čega 80MW, ili 20% pripada CGES-u), što za CGES na godišnjem nivou čini oko 7 060 MWh (zimi i ljeti)

Ukupna redukcija se procjenjuje na oko 9.2 GWh (ako se ne izgradi TS Lastva 400/110 kV i DV 400 kV Lastva-Pljevlja).

- 400 kV DV Pljevlja - Lastva rješava probleme sa zagušenjima na granici Crna Gora - BiH uočenim prilikom transfera 1000 MW preko DC kabla za Italiju. Omogućuje se povezivanje tržišta Italije i JI Evrope sa punim kapacitetom DC kabla 1000 MW čime se povećava dobit proizvođača električne energije.

- Izgradnjom 110 kV voda od Brezana prema Žabljaku (400 i 110 kV na istim stubovima), omogućilo bi se uvođenje 110 kV voda u TS Žabljak, čime se ispunjavaju obaveze iz Pravila o funkcionisanju prenosnog sistema električne energije o dvostrukom napajanju najmanje iz dva čvorišta ili preko dva voda iz jednog čvora čija je pouzdanost zadovoljavajuća (TS Žabljak i TS Brezna dobijaju dvostruke veze ka ostatku prenosne mreže).

- TS 400/110 kV Lastva rasterećuje visoko opterećene 110 kV dalekovode H.Novi - Trebinje (BA), TS Podgorica 2 - TS Budva i Podgorica 2 - Virpazar

- Ulazak u pogon TS 400/110 kV Lastva dovodi do znatnog poboljšanja naponskih prilika u primorskim transformatorskim stanicama TS H.Novi, Kotor, Tivat i Budva koje su bile ispod nominalnih vrijednosti u analiziranim režimima bez TS Lastva (u režimima maksimalnih opterećenja).

- Uočena kritična stanja usljed ispada (n-1 analiza sigurnosti) u režimima bez predmetne transformatorske stanice (teška naponska stanja u regionu Bara i Ulcinja u slučaju ispada dalekovoda Podgorica 2-Virpazar uz preopterećenje dalekovoda 110 kV Podgorica 2 - Budva i kritično stanje usljed ispada 110 kV dalekovoda Podgorica 2 - Budva) rješavaju se njenim ulaskom u pogon


64

U skladu sa ENTSO-E CBA metodologijom, rezultati su pokazali slijedeće benefite6:

CBA Indikatori/Projekat TS 400/110 kV Lastva, 400 kV DV Lastva - Čevo i Čevo - Pljevlja

B1. Poboljšana sigurnost snadbevanja

Neisporučena el.energija se procjenjuje na oko 2.13 GWh (zbog neizgradnje TS Lastva)+7.06 GWh (neizgradnja DV 400 kV Lastva-Pljevlja), što godišnje iznosi oko (oko 9.2 mil€)

B2. Društvena i ekonomska dobrobit (mil€)

Omogućuje se povezivanje tržišta Italije i JI Evrope sa punim kapacitetom DC kabla 1000 MW čime se povećava opšte društvena dobit

B3. RES integracija

Omogućava izgradnju TS 400/110/35 kV Brezna na koju se priključuje HE Komarnica (172MW), VE Krnovo (72MW i dodatnih 72 MW, najvjerovatnije na ovoj lokaciji)

B4. Variranje u gubicima (GWh)

Smanjenje gubitaka za 52.643 GWh godišnje (oko 2.61 mil€)

B5. Variranje u emisiji CO₂ (%)

U slučaju izgradnje obnovljivih izvora (172+72 MW) očekuje se smanjenje angažovanja termo jedinica i smanjenje CO2

B6. Tehnička otpornost /Bezbijednost sistema

Ovaj projekat značajno podiže tehničku otpornost sistema i pri većim poremećajima (npr. ispad 400 kV postrojenja u TS Podgorica 2 ili ispadi u 110 kV mreži na primorju). DV 400 kV Lastva – Pljevlja omogućava maksimalnu razmjenu na kablu Crna Gora – Italija. Zatvaranje prstena u 400 kV mreži podiže sigurnost rada sistema i rješava dosadašnje probleme paralelnog rada 400 kV i 220 kV mreže.

B7. Fleksibilnost

I bez punog iskorišćenja kabla povećava se sigurnost snabdijevanja i rada sistema. Realizuje se cilj iz Strategije, zatvaranje 400 kV prstena u Crnoj Gori. Projekat je fleksibilan jer zadržava svoje benefite u različitim scenarijima razvoja prenosne mreže

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Povećava se vrijednost za oko 500 MW

6 Analize su rađene sa dugoročnom prognozom koristi, odnosno sa 1000MW na HVDC i punom topologijom


65

5.2.1.2 Novi elementi – 2020. godina

TS 110/10 kV Podgorica 4, obezbjeđenje dvostranog 110 kV napajanja

Projekat obezbjeđenja dvostranog napajanja TS Podgorica 4 je potrebno realizovati kako bi se za značajan dio konzuma Glavnog Grada obezbijedilo napajanje uz uvažavanje kriterijuma sigurnosti "n-1".

Strategijom razvoja energetike Crne Gore do 2028. god. je planirano da se dvostrano napajanje TS Podgorica 4 obezbijedi iz TS Podgorica 6. Uzimajući u obzir stepen (ne)realizacije projekta izgradnje TS Podgorica 6, važnost obezbjeđenja dvostranog napajanja TS Podgorica 4 i ekonomski aspekt procijenjeno je da je brže, jeftinije i izvodljivije rješenje da se TS Podgorica 2 poveže sa TS Podgorica 1 (preko TS Podgorica 4) korišćenjem dijela DV 110 kV Podgorica-Budva koji je stavljen van pogona nakon uvođenja istog u TS Podgorica 2 i postavljanjem kabla.

Planirana godina završetka i puštanja u pogon je 2020. godina.

Povezivanje TS 220/110/35 kV Podgorica 1 sa TS 110 /10 kV Podgorica 4 obezbjeđuje dvostrano napajanje TS 110/10 kV Podgorica 4, koja se nalazi na užem području grada i u centru velikog konzumnog područja što je glavni benefit predmetnog projekta.

Realizacija projekta podrazumijeva:

- Revitalizaciju dionice nedemontiranog DV 110 kV, od Podgorice 1 do SM broj 12, i prelaz sa vazdušnog voda na podzemni kablovski vod, sa ugrađenim odvodnicima prenapona na konzolama,

- Izgradnja veze od SM broj 12 do TS 110/10 kV Podgorica 4 bi bila ostvarena podzemnim kablom dužine oko 2.5 km,

Dvostranim napajanjem TS 110/10 kV Podgorica 4 obezbjeđuju se sljedeći benefiti:

- Poboljšanje kvaliteta isporučene električne energije

- Sigurnije napajanje potrošača ove trafostanice, odnosno ispunjenje "n-1" kriterijuma sigurnosti, što je obaveza prema Pravilima za funkcionisanje prenosnog sistema električne energije Crne Gore.

- Uzimajući u obzir vjerovatnoću ispada dalekovoda 110 kV dužine 3.5 km očekivati je da ovaj dalekovod u budućnosti bude ukupno 18h zimi i 8h ljeti godišnje van pogona, Praktično to znači da je za očekivati (sa prognoziranim stepenom opterećenja za 2021. godinu) da ukupno neisporučena el. energija iznosi oko 334 MWh, što sa cijenom od 1000 €/MWh iznosi 334 000€ na godišnjem nivou.

U skladu sa ENTSO-E CBA metodologijom, rezultati su pokazali slijedeće benefite:


66

CBA Indikatori/Projekat TS 110/10 kV Podgorica 4, obezbjeđenje dvostranog 110 kV napajanja


Pod pretpostavkom da se 30% od ukupno instalisanog kapaciteta, može obezbijediti kroz distributivnu mrežu, u slučaju ispada DV 110 kV PG4-PG2, za planiranu potrošnju u 2021. godini, procjenjuje se da bi neisporučena el. energija iznosila oko 334 MWh, ili oko 334 000€ na godišnjem nivou Projekat obezbjeđenja dvostranog napajanja TS Podgorica 4 je neophodno relizovati kako bi se za značajan dio konzuma Glavnog Grada obezbijedilo napajanje uz uvažavanje kriterijuma sigurnosti "n-1". Na ovaj način se omogućava i dalje kvalitetno održavanje postojećeg DV 110 kV Podgorica 2 - Podgorica 4, čija će pouzdanost opadati zbog starosti elementa.


Projektom se ostvaruje nivo sigurnosti napajanja koji je adekvatan karakteru konzumnog područja TS PG4 (KBC, poslovno administrativni centri) što svakako predstavlja opštu društvenu korist

B3. RES integracija

Nema priključenja RES


Nema uticaja


Nema uticaja


Omogućava dvostrano napajanje Podgorice 4, čime se ispunjavaju uslovi iz Mrežnog kodeksa Crne Gore o obavezi dvostranog napajanja objekta (ili dvostruke veze iz jedne tačke). Omogućava puno napajanje PG 4 kod ispada DV 110 kV PG2-PG4

B7. Fleksibilnost

Bez obzira na to da li će se praviti nova TS u Podgorici, rezultati analiza pokazuju iste dobiti, pa je projekat fleksibilan, odnosno zadržava svoje benefite pri različitim scenarijima razvoja prenosne mreže.

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Nema uticaj

TR 2 TS 400/110/35 kV Lastva

Analiza je urađena kod klaster projekta Izgradnja TS 400/110 kV Lastva, 400 kV DV Lastva - Čevo i Čevo - Pljevlja

5.2.1.3 Novi elementi – 2021. godina

Od ostalih projekata do kraja 2021. godine predviđeno je da se završi:

DV 400 kV Lastva - Pljevlja (analiza urađena kod klaster projekta Izgradnja TS 400/110 kV Lastva, 400 kV DV Lastva - Čevo i Čevo - Pljevlja)


67

5.2.2 Rekonstrukcija i revitalizacija elemenata do 2021.godine

U toku proteklog perioda, uočeno je da su mnogi elementi prenosne mreže Crne Gore bili izloženi značajnoj promjeni opterećenja, uticaju atmosferskih prilika, kao i uticaju starenja, pa se javila potreba za njihovom zamjenom, rekonstrukcijom, ili revitalizacijom.

Razvojna komponenta Plana (poteba za novim elementima) nije u mogućnosti da sagleda uticaj starenja i dotrajalosti elemenata, pa je to posebno obrađeno od strane CGES sektora za održavanje mreže i ovde je navedena lista elemenata čija je rekonstrukcija (ili revitalizacija) neophodna u što kraćem periodu, za siguran rad prenosne mreže.

U periodu do 2021. godine je potrebno predvidjeti slijedeće, značajnije rekonstrukcije elemenata prenosne mreže:

Rekonstrukcija i proširenje TS 110/35kV Pljevlja1

Nova rekonstrukcija DV 110 kV Bar – Budva

Revitalizacija 110 kV dalekovoda: revitalizaciju DV Podgorica1-Perućica, vodovi II,III, revitalizaciju DV 110 kV Herceg Novi-Trebinje, sanaciju stuba br.52 na DV 110 kV Berane-Ribarevine

Rekonstrukcija dijela DV 110kV Nikšić-Vilusi

Rekonstrukcija 110kV DV Berane – Andrijevica

Rekonstrukcija DV 110 kV HE Perućica - Nikšić, vod 3

Rekonstrukcija DV 110 kV Podgorica 2-Virpazar

Rekonstrukcija ankernih dijelova portalnih stubova DV 110 kV Bar-Ulcinj

Sanacija DV 110 kV Ribarevine-Mojkovac

Revitalizacija DV 110 kV Budva -Podgorica 2

Sanacija i izmještanje dijela DV 400 kV Ribarevine-Peć

Sanacija DV 220 kV Piva-Pljevlja

Rekonstrukcija dijela DV 110kV Nikšić-Vilusi

Ostale rekonstrukcije opreme i sistema zaštita

U okviru sredstava iz WBIF Granta, što podrazumijeva implementaciju u skladu sa odredbama Posebnog ugovora potpisanog između KfW-a i CGES-a, naročito je važno napomenuti:

Rekonstrukcije sistema zaštite:

Rekonstrukcija sistema zaštite 220 kV i 110 kV u TS Podgorica 2, TS Pljevlja 2 i TS Ribarevine i TS Mojkovac;

Rekonstrukcija sistema zaštita, upravljanja i sopstvene potrošnje u TS 220/110/35 kV Podgorica1;

Rekonstrukcija zaštite i upravljanja u ostaloj 110 kV mreži

Zamjena VN opreme:

TS Pljevlja 2, TS Podgorica 2, TS Ribarevine, TS Podgorica 1, TS Podgorica 3, TS Berane, TS Budva, TS Herceg Novi, TS Bar, TS Cetinje, TS Tivat, TS Ulcinj, TS Nikšić.


68

5.2.3 Analiza tokova snaga i opterećenost elemenata sistema nakon očekivanih pojačanja do 2021.godine

Prilikom analiza sprovedenih sa navedenim obaveznim pojačanjima, značajan je broj problema koji se i dalje javljaju u prenosnoj mreži. Naročito je bitna činjenica da za analiziranu topologiju i nivoe razmjene sa susjednim sistemima, moguće je preopterećenje DV 220 kV Pljevlja (ME) - Bajina Bašta (RS) u normalnom pogonu, pri vršnim režimima.

Takođe, prilikom analiza sigurnosti, utvrđeno je da bez dodatnih pojačanja u 110 kV mreži nije moguće realizovati kvalitetno i sigurno napajanje konzuma u primorskom dijelu crnogorske mreže. Kao i u prethodnom periodu, kritični elementi su 110 kV dalekovodi čiji je provodnik Al/Fe 150/25 mm2 provodne moći 470 A i nalaze se u primorskom dijelu crnogorske mreže.

Tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore, nakon očekivanih pojačanja mreže su pokazali slijedeće:

za maksimalan zimski režim

- 220 kV DV Pljevlja (ME) - Bajina Bašta (RS), koji je opterećen sa 97% svoje termičke granice;

- 110 kV DV Kličevo - Brezna, koji je opterećen sa 91% svoje termičke granice (što je i maksimalno moguće opterećenje i direktno je posljedica instalisanih kapaciteta proizvodnih objekata) kao posljedica angažovanja VE Krnovo i malih HE, pri čemu se energija iz ovih proizvodnih objekata prirodnim putem plasira u pravcu Kličeva odnosno u pravcu centra potrošnje,

- 110 kV DV Herceg Novi (ME) - TS Trebinje (BA) koji je opterećen sa 81% svoje termičke granice.

za maksimalan ljetnji režim

- 220 kV DV Pljevlja (ME) - Bajina Bašta (RS), koji je opterećen sa 96% svoje termičke granice;

- 110 kV DV Kličevo - Brezna, koji je opterećen sa 91% svoje termičke granice,

- 110 kV DV Herceg Novi (ME) - TS Trebinje (BA) koji je opterećen sa 85% svoje termičke granice.

S obzirom na porast potrošnje Herceg Novog i Tivta, očekivati je daljnje opterećivanje ovog dalekovoda, kao i pravca Herceg Novi (ME) - TS Trebinje (BA), pa je neophodno obezbijediti još po jedan pravac napajanja, i to iz pravca TS 110/35 kV Vilusi u pravcu TS 110/35 kV Herceg Novi, kao i iz pravca TS 400/110 kV Lastva u pravcu nove TS 110/35 kV Kotor. Urgentna su pojačanja i za dio primorskog konzuma Budve, Bara i Ulcinja koji će djelom napajati se iz TS 400/110 kV Lastva, a dijelom iz pravca TS 400/110 kV Podgorica 2 vodovima Al/Fe 150/25 mm2 preko Virpazara.

Kod izvoza električne energije iz pravca Italije, kritično su opterećeni dalekovodi 110 kV iz TS Lastva, koja se na 400 kV naponskom nivou ponaša kao generator snage 600 MW (ili manje, u zavisnosti od programa razmjene na kablu) i direktno gura energiju u 110 kV mrežu i na taj način opterećujući je do maksimalne granice (ova tema će posebno biti obrađena kroz Odbrambeni plan CGES-a, jer je potrebno odrediti uklopno stanje CGES mreže za posebne, kritične režime).

U svakom slučaju, pored izgradnje novih prenosnih objekata, biće potrebno napraviti i plan za određene operativne mjere sekcionisanja mreže 110 kV u hitnim situacijama (kroz Odbrambeni plan).


69

5.2.4 Analiza planirane topologije za 2021. godinu

Karakteristični režimi zimskog i ljetnjeg maksimuma sa planiranim novim objektima za 2021. godinu detaljno su analizirani sa stanovišta opterećenja elemenata, gubitaka u prenosnoj mreži, naponskih prilika i "n-1" kriterijuma sigurnosti imajući u vidu prije svega porast potrošnje prema predviđenoj stopi rasta.

Za očekivati je da realizovani projekti ne mogu riješiti sve uočene probleme, pa je stoga potrebno predvidjeti i isplanirati izgradnju novih prenosnih objekata, kao i isplanirati operativne mjere („dispečerske akcije“) u cilju preventivnog otklanjanja nesigurnosti u sistemu.

Na slikama 5-5 i 5-6 su date očekivane topologije, tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore do 2021. godine. Projekti čiji se ulazak u pogon očekuje neposredno nakon 2021. godine, a nisu uključeni u analize i modele za 2021.godinu (TS Žabljak, DV 110 kV Žabljak – Brezna, DV 110 kV Lastva – Kotor, TS Luštica i DV 110 kV Virpazar – Ulcinj), će doprinijeti značajnom rasterećenju pojedinih elemenata prenosne mreže.


Ulaskom u pogon TS 400/110 kV Lastva, naponske prilike i sigurnost napajanja konzuma primorja se dovode u okvire propisane pravilima za funkcionisanje prenosnog sistema [2]. Takođe, realizacija VE Možura će doprinijeti značajno boljim naponsko-reaktivnim prilikama u rejonu Bara i Ulcinja.

Tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore, nakon pomenutih pojačanja mreže su pokazali slijedeće promjene opterećenja:

Za maksimalan zimski režim, vodovi opterećeni preko 60% svoje termičke granice su:

- 110 kV DV Danilovgrad - Podgorica 1, koji je opterećen sa 63% svoje termičke granice,

- 110 kV DV HE Perućica - Podgorica 1 (vod 1 i vod 2), koji su opterećeni sa 62% svoje termičke granice,

- 110 kV DV Podgorica 1 - Podgorica 3, koji je opterećen sa 64% svoje termičke granice,

- 110 kV DV Podgorica 1 - Podgorica 4, nadzemna dionica, koji je opterećen sa 72% svoje termičke granice,

- 110 kV DV Lastva - Tivat, koji je opterećen sa 66% svoje termičke granice,

- 110 kV DV Trebinje (BA) – Herceg Novi, koji je opterećen sa 65% svoje termičke granice,

- 110 kV DV HE Perućica - Danilovgrad, koji je opterećen sa 75% svoje termičke granice.

Za maksimalan ljetnji režim, vodovi opterećeni preko 60% svoje termičke granice su:

- 110 kV DV Kličevo - Brezna, koji je opterećen sa 92% svoje termičke granice,

- 110 kV DV Podgorica 2 - Virpazar, koji je opterećen sa 76% svoje termičke granice,

U normalnom pogonskom stanju su svi naponi u dozvoljenim granicama, a ulaskom u pogon TS 400/110/35 kV Lastva naponi na primorju su iznad svoje nominalne vrijednosti.

Na slikama 5-5 i 5-6, prikazani su tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore za režim zimskog maksimuma i ljetnog minimuma u 2021. godini.


70



71



72

Nivo opterećenja prenosnih transformatora u EES Crne Gore za analizirane režime i opterećenja u 2021. godini dat je u tabeli 5.4, a distributivnih transformatora 110/X kV u tabeli 5.5.

Tabela 5.4: Nivo opterećenja transformatora X/110 kV u prenosnoj mreži EES Crne Gore - 2021. godina

Trafostanica

R.br. Prenosni Sn Sn Zima 2021. godine Ljeto 2021. godine

TR odnos (MVA) (MVA) P S I/In P S I/In

2015 2020 (MW) (MVA) (%) (MW) (MVA) (%)

Lastva T1 400/110/31.5 300 300 20.1 58.4 20 37.9 72.1 25

T2 400/110/31.5 300 300 20.1 58.4 20 37.9 72.1 25

Ribarevine T1 400/110/10.5 150 150 29.8 37.4 25 41.8 48.8 33

Podgorica 2 T1 400/115/31.5 300 300 40.8 65.8 22 85.2 100 34

T2 400/115/31.5 300 300 40.8 65.8 22 85.2 100 34

Pljevlja 2 T1 420/231/31.5 400 400 196.2 201.3 50 163.6 175.9 44

T2 420/231/31.5 400 400 194 199.1 49 161.7 173.9 43

HE Perućica T1 230/121/11 125 125 30.3 41.5 32 6.8 29.1 23

Mojkovac T1 220/115/10.5 150 150 42.7 42.7 28 29.8 29.9 20

Podgorica 1 T1 220/115/10.5 150 150 71.2 73.2 47 70.8 71.9 47

T2 220/115/10.5 150 150 74.3 73.6 49 73.8 74.8 49

Pljevlja 2 T1 230/121/6.3 125 125 12.8 22.3 17 1.6 13.4 10

Kao što se vidi u tabeli 5.5, u TS 110/X kV Danilovgrad i Vilusi postoji samo jedan transformator. Za TS 110/35 kV Danilovgrad rezervno napajanje konzuma moguće je putem 35 kV mreže iz pravca TS 220/110/35 kV Podgorica 1.

Za TS 110/35 kV Berane i Ribarevine, za analizirani vršni zimski režim u 2021. godini, nivo opterećenja prelazi 50%. Za ovo područje je planirana izgradnja više malih hidroelektrana, koje će sigurno rasteretiti transformatore u ovim trafostanicama. Stoga je za očekivati da konzum koji se napaja preko ove dve TS 110/35 kV ima sigurno napajanje.

Transformatori u TS 110/35 kV Budva i Bar su opterećeni iznad 60% (očekuje se da se TS Budva rastereti u izvjesnoj mjeri iz TS Lastva sa koje se planira napajanje manjeg dijela potrošnje u Budvi). Računa se da je rezervno napajanje dijela konzuma u slučaju ispada nekog od transformatora u jednoj od ove dvije trafostanice moguće obezbjediti putem 35 kV mreže obezbijediti iz pravca druge trafostanice. Takođe, u zavisnosti od ostvarivanja prognoziranog nivoa konzuma, ostaje otvoreno pitanje da li će ove dvije trafostanice biti kandidati za povećanje instalisanog kapaciteta ili će se kao rješenje razmotriti izgradnja nove trafostanice, npr. TS 110/X kV Buljarice.

Po realizaciji pojačanja u instalisanim kapacitetima u TS 220/110/35 kV Podgorica 1 na 2×63 MVA, ukupni instalisani kapaciteti u TS 110/X kV Podgorica 1, Podgorica 3 (31.5+40 MVA), Podgorica 4 (2×40 MVA) i Podgorica 5 (2×31.5 MVA) iznose 340.5 MVA. Za prognozirano opterećenje ovih trafostanica u iznosu od 200 MVA u zimskom vršnom režimu 2021. godine (227 MVA u 2028. godini), i u slučaju ispada najveće jedinice - transformatora 110/35 kV snage 63 MVA u TS 220/110/35 kV Podgorica 1, instalisani kapaciteti u transformaciji 110/X kV su dovoljni da se konzumu obezbjedi potrebna snaga.

Imajući ovo u vidu, sa stanovišta prenosne mreže moguće je obezbjediti sigurno napajanje konzuma Podgorice. Sa stanovišta distributivne mreže, potrebno je obezbjediti rasterećivanje TS 100/10 kV Podgorica 3 i Podgorica 4 prihvatanjem opterećenja na rasterećenu transformaciju 110/35 kV u TS 220/110/35 kV Podgorica 1 i na ovaj način ravnomjerno raspodijeliti opterećenje. Stoga, nije računato sa povećanjem instalisanih kapaciteta u TS 100/10 kV Podgorica 3, 4 i 5, već je potrebno izvršiti preraspodjelu potrošnje putem distributivne mreže. Bez detaljnog uvida u postojeću distributivnu mrežu i planove EPCG to nije bilo moguće uraditi, pa su opterećenja trafostanica na području Podgorice raspodijeljena shodno trenutnom stanju.


73

Tabela 5.5: Nivo opterećenja transformatora 110/X kV u prenosnoj mreži EES Crne Gore - 2021. godina

Trafostanica



2018 2021 (MW) (MVA) (%) (MW) (MVA) (%)

Andrijevica T1 110/36.75/(10.5) 10 10 2.6 2.7 27 2.5 2.6 25

T2 110/36.75/(10.5) 20 20 5.1 5.3 26 4.9 5.3 25

Bar T1 110/36.75/(10.5) 40 40 22.8 23,6 57 24.2 26 64

T2 110/36.75/(10.5) 40 40 22.9 23.7 57 24.3 26,1 64

Berane T1 110/36.75/(10.5) 20 20 10.8 11 55 9.1 9.7 46

T2 110/36.75/(10.5) 20 20 11.1 11.4 57 9.4 9.9 47

Ribarevine T1 110/36.75/(10.5) 20 20 10.1 10.5 52 9 9.4 44

T2 110/36.75/(10.5) 20 20 10.6 11 55 9.4 9.9 46

Brezna T1 110/36.75/10.5 - 20 5 5.3 27 4 4.3 20

Budva T1 110/36.75/(10.5) 40 40 25 25.9 65 27.7 29.8 72

T2 110/36.75/(10.5) 63 63 36.2 37.6 60 40.2 43.2 66

Cetinje T1 110/36.75/(10.5) 20 20 9.6 9.8 49 8.5 8.8 43

T2 110/36.75/(10.5) 31.5 31.5 14.9 15.6 49 13.3 14 43

Danilovgrad T1 110/36.75/10.5 20 20 13.4 14.5 72 14.6 16.8 80

Golubovci T1 110/36.75/10.5 - 20 6 6.3 31 5 5.3 26

T2 110/36.75/10.5 - 20 6 6.3 31 5 5.3 26

Herceg Novi T1 110/36.75/(10.5) 40 40 22.2 23.3 58 21 23.2 57

T2 110/36.75/(10.5) 40 40 22.2 23.3 58 20.9 23.3 57

Kličevo T1 110/10.5/10.5 31.5 31.5 11.6 12.2 36 8.7 9.3 28

T2 110/10.5/10.5 31.5 31.5 11.6 12.2 36 8.7 9.3 28

Kotor T1 110/36.75/10.5 - 20 10.1 10.4 52 8.7 9.2 44

T2 110/36.75/10.5 - 20 10.1 10.4 52 8.7 9.2 44

Mojkovac T1 110/36.75/(10.5) 20 20 4.8 4.9 25 3.9 4.1 19

T2 110/36.75/(10.5) - 20 4.8 4.9 25 3.9 4.1 19

Nikšić

T1 110/36.75/6.3 31.5 31.5 10.1 10.7 34 7.5 7.9 24

T2 110/36.75/10.5 63 63 20.2 21.4 34 14.8 15.8 24

T3 110/36.75/6.3 63 63 32.5 33.6 53 28.4 29.4 45

T4 110/36.75/6.3 63 63 3.5 4.8 8 2.3 3 5

Pljevlja 1 T1 110/36.75/(10.5) 20 20 10.2 10.6 53 8.5 9.1 42

T2 110/36.75/(10.5) 40 40 20.8 21.7 54 17.2 18.5 43

Podgorica 1 T4 110/36.75/10.5 40 63 24.3 25.3 40 20.2 21.2 32

T5 110/36.75/10.5 63 63 24.3 25.3 40 20.2 21.2 32

Podgorica 3 T1 110/10 31.5 31.5 20.7 21.2 67 16.3 16.8 51

T2 110/10 40 40 25.4 25.7 64 20 20.3 48

Podgorica 4 T1 110/10 40 40 28.8 29.4 74 19.7 20.1 48

T2 110/10 40 40 28.7 29.3 73 19.6 20 48

Podgorica 5 T1 110/10.5/10.5 31.5 31.5 16.8 17.2 55 11.4 11.7 35

T2 110/10.5/10.5 31.5 31.5 16.7 17.1 54 11.4 11.6 35

Tivat T1 110/36.75/(10.5) 20 40 10.9 11.1 28 11.3 11.9 29

T2 110/36.75/(10.5) 63 63 16.8 17.2 27 17.4 18.4 28

Ulcinj T1 110/36.75/(10.5) 31.5 31.5 9.7 10 31 18.9 20.5 90

T2 110/36.75/10.5 20 20 9.1 9.5 47 17.8 19.4 48

Vilusi T1 110/36.75/(10.5) 10 10 1.3 1.4 14 1.2 1.4 13

Virpazar T1 110/36.75/10.5 20 20 5.1 5.4 27 5.6 5.8 28

T2 110/36.75/10.5 20 20 5.1 5.4 27 5.6 5.8 28

Mateševo T1 110/21 - 20 9.5 10.2 51 9.5 10.2 49

T2 110/21 - 20 9.5 10.2 51 9.5 10.2 49

Mrke T1 110/21 - 20 9.5 10.2 51 9.5 10.2 49

T2 110/21 - 20 9.5 10.2 51 9.5 10.2 49


74


Kod analize "n-1" sigurnosti za zimski i ljetnji režim se uočavaju preopterećenja preko 100% dva elemenata u prenosnoj mreži EES Crne Gore. U pitanju su DV 110 kV Trebinje (BA) - Herceg Novi i Herceg Novi - Tivat, prilikom ispada 400 kV dalekovoda Trebinje (BA) - Lastva.

Problem pomenutog preopterećenja posljedica je rada ovih dalekovoda u paraleli, tj. 110 kV veze Lastva - Tivat - Herceg Novi - Trebinje (BA) i 400 kV veze Lastva - Trebinje (BA) i rješava se promjenom uklopnog stanja u mreži 110 kV.

Rezultati analize "n-1" kriterijuma sigurnosti (bez operativnih mjera) za zimski i ljetnji režim su prikazani u tabeli 5.6.

Tabela 5.6: Analiza "n-1" kriterijuma sigurnosti prenosne mreže - 2021. godina

Naponski nivo

Ispad elementa Preopterećeni element Sn

(MVA) S

(MVA) I / In (%)

Zima 2021. godine

400 kV Trebinje (BA) - Lastva (ME) Herceg Novi (ME) - Trebinje (BA) DV 110 kV 89.5 96.5 102.3

Herceg Novi - Tivat DV 110 kV 89.5 118.5 130.6

Ljeto 2021. godine

400 kV Trebinje (BA) - Lastva (ME) Herceg Novi (ME) - Trebinje (BA) DV 110 kV 89.5 99.6 109.8

Herceg Novi - Tivat DV 110 kV 89.5 115.6 124.9

5.2.5 Analiza gubitaka Analiza gubitaka je obrađena kroz analizu i poređenje gubitaka u 2021. godini na analiziranim režimima (zimski i ljetni vrh), u odnosu na proračunate gubitke u 2019. godini. Potrošnja u odnosu na 2019. godinu je uvećana za potrošnju turističkih kompleksa. U slijedećoj tabeli su prikazani gubici u 2021. godini.



MW MW MW MW MW MW

666. 656.0 19.43 969. 731.0 23.1

Ukupni gubici u EES Crne Gore iznose oko 23.1MW za zimski i 19.43MW za ljetni režim, što iznosi 3.1%, odnosno 2.97% u odnosu na ukupnu potrošnju Crne Gore, respektivno. Poredeći sa gubicima iz 2018. godine, za očekivati je povećanje gubitaka u procentima od ukupnog opterećenja kao i u apsolutnoj vrijednosti, što je posljedica prije svega povećanja tranzita električne energije na HVDC kablu na 600MW. Gubici uzrokovani povećanjem tranzita će biti kompenzovani preko ITC mehanizma u oviru ENTSO-E obračuna troškova za pokrivanje gubitaka (Inter TSOs Compensation Mechanism).


75

5.2.6 Uočeni problemi i smjernice razvoja nakon 2021. godine

5.2.6.1 Snabdijevanje oblasti Ulcinja i Bara:

Ukoliko dođe do izgradnje novih turističkih komleksa u okolini Ulcinja, više je varijanti koje bi mogle riješiti problem pouzdanog snabdijevanja konzuma Ulcinja i okoline:

1. u TS Ulcinj, ukoliko je to moguće, instalirati i treći transformator snage 40 MVA tako da će ukupni instalisani kapaciteti iznositi 3×40 MVA,

2. alternativno, instalisani kapaciteti u ovoj TS treba da se povećaju na 2×63 MVA

3. zavisno od geografske raspodjele konzuma, postoji i opcija da u postojećoj TS 110/35 kV Ulcinj instalisani kapaciteti sa (20+31.5) MVA budu povećani na 2×31.5 MVA i izgradnja nove TS 110/X kV na području Ulcinja sa instalisanim kapacitetom 2×31.5 MVA.

Ostale analize (analiza gubitaka, povećanje struja kratkih spojeva…) potrebno je uraditi i na distributivnom nivou, kako bi se uporedile vrijednosti i donijela pravovrjemena odluka.

Način rješavanja problema pouzdanog snabdijevanja područja Ulcinja, može dati samo detaljan uvid u prostorne planove i mikrolokacije novih potrošača kao i detaljna tehno-ekonomska analiza.

U slučaju konačnih instalisanih kapaciteta u iznosu od 3×40 MVA, potrebna je:

- nabavka tri transformatora snage 40 MVA i prateće opreme i njihovu ugradnju,

- treće transformatorsko 110 kV polje.

U slučaju konačnih instalisanih kapaciteta u iznosu od 2×63 MVA, potrebna je:

- nabavka dva transformatora snage 63 MVA i prateće opreme i njihovu ugradnju,

- opcija zamjena TR većeg kapaciteta poveća vrijednost struja kratkih spojeva.

Treće rješenje obuhvata:

- nabavku transformatora 110/35 kV snage 31.5 MVA i prateće opreme i njegovu ugradnju u postojećoj TS 110/35 kV Ulcinj,

- izgradnja nove TS 110/X kV instalisanih kapaciteta 2×31.5 MVA, pri čemu način priključenja nove TS treba biti realizovan priključenjem po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Ulcinj - Bar ili planirani 110 kV Ulcinj - (VE Možura) - Virpazar.

5.2.6.2 Mogućnost sekcionisanja mreže u primorju

Trenutno je takva situacija da u svim transformatorskim stanicama 110/x na primorju, osim H.Novog, postoji samo jedan sistem sabirnica 110 kV, što u velikom broju slučajeva predstavlja ograničavajući faktor u upravljanju mrežom, pogotovo nakon kvarova na sabirnicama, ali i usljed ispada pojedinih vodova.

Pored toga prirodni tokovi snaga, čak i nakon izgradnje TS Lastva, neće biti takvi da bi se snabdijevanje primorja realizovalo iz TS Lastva, već će zanačajan dio energije dolaziti iz pravca Podgorice, kao posljedica električne otpornosti na pravcu Podgorica-primorje (u paraleli DV 110 kV Podgorica 2 – Cetinje - Budva, DV Podgorica 2 – Budva i Podgorica 2 - Virpazar).

Upravo iz toga razloga, trebalo bi ispitati mogućnost ugradnje još jednog sistema sabirnica u TS Budva, kao centralnog čvora u primorju. Ukoliko ne postoji mogućnost proširenja, potrebno je razmišljati u prvacu izvedbe postrojenja SF6, umjesto postojećeg.


76

Potrebna je detaljna analiza, kroz posebnu studiju izvodljivosti, koja bi prije svega dala odgovor na pitanje kako bi se grupisale pojedine TS i kakav bi bio uticaj sekcionisanja mreže na smanjenje gubitaka i pouzdanog rada sistema. Na taj način bi se jedan dio primorja mogao odvojiti na TS Lastva, a drugi dio na TS Podgorica 2, pri čemu se mora voditi računa o pouzdanosti prenosne mreže.

Istovremeno bi se uticalo i na smanjenje vrijednosti struja kratkih spojeva.


77

5.3 Plan razvoja do 2028. godine

Prema planu razvoja proizvodnih jedinica dostavljenom od strane nadležnog ministarstva u periodu od 2021. - 2028 godine očekuje se ulazak u pogon ili podizanje instalisanih kapaciteta slijedećih proizvodnih objekata:

gasi se stari blok u TE Pljevlja, 218.5 MW/1,360 GWh

HE na Morači 238.4 MW / 616 GWh (HE Zlatica, HE Milunovići i HE Raslovići na 110 kV i HE Andrijevo na 400 kV)

HE Komarnica 172 MW / 227 GWh

TE Pljevlja II - ugradnja drugog bloka u postojećoj elektrani od 225 MW

Što se tiče ulaska u pogon velikih potrošačkih objekata u periodu od 2021. - 2028. godine, prema Strategiji razvoja [3], predviđen je ulazak u pogon:

autoput (dionica Bar - Podgorica ) 19 MW (podatak dostavljen u okviru izrade priključenja sjevernog dijela dionice Smokovac-Mateševo),

"Luštica bay" - povećanje vršne snage sa 30 MW na 40 MW.

Ovdje je potrebno napomenuti da u trenutku izrade studije, vremenski plan potrošnje, na osnovu koga bi se odredila jednovremena vršna snaga, nije bio na raspolaganju, pa su autori shodno tome, svaki objekat tretirali sa njihovom punom snagom i na osnovu toga radili analizu opterećenosti prenosne mreže.

Za predmetnu godinu i opterećenje prenosne mreže Crne Gore se može konstatovati:

Planirani razvoj prenosne mreže do 2021. godine je potrebno dopuniti novim objektima prenosne mreže.

Potrebno je riješiti dvostrano napajanje TS Ulcinj,

Potrebno je riješiti povećanje opterećenja transformatora u TS Budva kroz izgradnju nove TS na tom području, ili ugradnjom transformatora većeg kapaciteta (kroz posebnu studiju isplativosti)

Potrebno je zamijeniti provodnike 150/25 mm2 u primorskom dijelu prenosne mreže zbog nedovoljnog kapaciteta, ali i u ostalim dijelovima mreže zbog svoje starosti (naročito na potezu Trebješica – Andrijevica – Berane – Ribarevine).

Potrebna je još jedna 110 kV veza od sjevera ka primorju, što zbog povećanja kapaciteta ka primorju, što zbog pouzdanije evakuacije snage iz pravca VE krnovo i HE Perućica (prijedlog je DV 110 kV Vilusi – H.Novi)

Ukoliko ne dođe do izgradnje 400 kV veze ka Srbiji i/ili Bosni i Hercegovini Pljevlja-Višegrad-B.Bašta, potrebno je razmotriti nove interkonektivne veze, kao alternative planiranim. Tu se prije svega misli na alternativno rješenje za novu interkonekciju Crna Gora – Bosna i Hercegovina. Pored toga postoji i opcija izgradnje nove veze 400 kV ka Albaniji.

Visoka opterećenost 110 kV pravca TS Podgorica 1 - TS Podgorica 3 koja proizilazi iz značajnog 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 mreže u najvažnijem napojnom čvorištu na području Podgorice jeste ogromno injektiranje snage iz HE Perućica i HE na Morači u 110 kV čvor Podgorica 1, dok se


78

značajniji dio potrošnje napaja preko TS Podgorica 2 (KAP, TS Podgorica 4, Cetinje, dio Budve, Virpazar (autoput)...), te stoga dolazi do visokih prelaznih tokova snaga između TS Podgorica 1 i TS Podgorica 2. U cilju smanjenja ovih prelaznih tokova snaga 110 kV mreža se mora sekcionisati:

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, ili

razdvajanjem 110 kV sabirnica u TS Podgorica 5 čime se raskidaju dve dodatne veze između TS Podgorica 1 i TS Podgorica 2 koje bi u suprotnom bile kritično opterećene.

povećana potrošnja u regionu Nikšića i Podgorice, značajno će opteretiti pravac iz HE Perućica. Ulaskom u pogon novih generatora VE Krnovo i mHE u regionu Plužina i Šavnika će dodatno povećati opterećenje pravca HE Perućica –Podgorica 1, pa će se praktično taj pravac preopterećavati

U ljetnom režimu visokih opterećenja područja Ulcinja i Bara, prilikom ispada DV 110 kV Podgorica 2 - Virpazar preopterećuje se DV 110 kV Budva - Bar i obratno. Ukoliko se izgrade novi hotelski kompleksi u okolini Ulcinja, ovaj problem će biti još teži.

U ljetnom režimu uslijed smanjenih angažovanja hidroelektrana, područje Podgorice, kao jakog potrošačkog čvorišta, napaja se i iz pravca sjevera preko 110 kV veza Bijelo Polje - Berane - Andrijevica - Podgorica 1 kao i Bijelo Polje - Mojkovac - HE na Morači - Mrke što izaziva povećanje opterećenja na 110 kV dalekovodu Mojkovac – Kolašin

5.3.1 Novi elementi prenosne mreže u periodu 2021. - 2028. godina

U skladu sa prethodnom analizom topologije iz 2021. godine i prognoziranim nivoom razvoja potrošnje i proizvodnje u 2028. godine može se dati generalni zaključak da je mreža u periodu do 2021. godine isplanirana u skladu sa realnim mogućnostima i da se svi kritični problemi do 2028. godine moraju riješiti na odgovarajući način.

U okviru ovog poglavlja predloženi su projekati koji imaju za cilj da povećaju sigurnost i pouzdanost napajanja potrošača kao i stabilnost rada čitavog EES uz optimizaciju ukupnih troškova koje nosi upravljanje prenosnim sistemom, što je i prevashodni cilj operatora prenosne mreže. Osim rekonstrukcija dalekovoda kojima je istekao period eksploatacije kao i zamjena transformatorskih jedinica u cilju povećanja kapaciteta, kao smjernice budućeg razvoja u periodu nakon 2021. godine predloženi su slijedeći projekti:

Izgradnja TS 110/35 kV Luštica sa priključkom na prenosnu mrežu

Za priključenje novih potrošača na poluostrvu Luštica, u prvom redu turističkog kompleksa "Luštica bay" u konačnom obimu izgradnje prema dostavljenim energetskim pokazateljima, odnosno na osnovu dostavljenog Elaborata o potrebama u snazi i energiji od strane "Luštica Development" u okviru kog je definisana sljedeća dinamika angažovanja:

- 2020: 30 MW

- 2025: 40 MW

Radi obezbjeđenja napajanja zahtijevane i planirane snage za potrebe turističkog kompleksa "Luštica Development" i konačne realizacije Projekta do kraja 2022. godine, te nemogućnosti priključenja novih potrošača na ovom području na elektroenergetsku mrežu bez izgradnje novog ili proširenja postojećih


79

postrojenja, planira se izgradnja nove TS 110/35 kV Luštica, kao i povezivanje buduće TS 110/35 kV Luštica na prenosnu mrežu Crne Gore.

Analize su urađene za različite opcije priključenja predmetnog kompleksa i u skladu sa tim, povezivanja nadzemnim vodom od TS Lastva nije predviđeno planskim dokumentima opština Tivat, Kotor i Budva (u zavisnosti prolaska kroz pojedine opštine).

Kako dijagram potrošnje objekta na nivou godine nije bio na raspolaganju (pri čemu je Investitor dobio dozvolu za izgradnju TS 2×40 MVA), autori su analize sproveli kao da će satna potrošnja u ljetnom maksimumu iznositi punih 30 MW.


I varijanta (staro tehničko rješenje):

Izgradnja TS 110/35 kV Luštica (u GIS izvedbi),

Izgradnja dva DV 110 kV polja u TS 110/35 kV Tivat i rekonstrukcija postojećeg sistema sabirnica,

Izgradnja 2×110 kV kablovska voda u dužini od 14.5 km.

II varijanta (novo tehničko rješenje):

Izgradnja TS 110/35 kV Luštica (u GIS izvedbi),

Rekonstrukcija TS 110/35 kV Tivat (rekonstrukcija postojećeg sistema sabirnica, izgradnja sekcionog polja i zamjena visokonaponske opreme),

Izgradnju 2×110 kV kablovska voda od nove TS Luštica do tačke priključenja na postojeći 110 kV dalekovod Tivat – Budva (stubno mjesto br. 170 po principu ulaz – izlaz) u dužini od 11.5 km,

Rekonstrukcija dalekovoda 110 kV Lastva – Tivat u dužini od 12 km,

Izgradnja 110 kV dalekovoda Kotor (Trojica) – Lastva u dužini od 10 km.


- priključenje potrošnje kompleksa "Luštica bay" punog kapaciteta 30/40 MW,

- povećanje nivoa pouzdanosti snabdijevanja cjelokupnog regiona, pri čemu bi se omogućilo napajanje iz prenosne 110 kV mreže, uz znatno smanjenje gubitaka električne energije.

- Uzimajući u obzir potrošnju predmetnog kompleksa do 2021. godine, na godišnjem nivou je potrebno obezbijediti 30MW u toku 2177 sati, što iznosi oko 65.3 GWh. U slučaju da se ne izgrade predmetni dalekovodi, neće biti moguće isporučiti navedeni iznos energije, što preračunato u novčanu protivvrijednost neisporučene električne energije, to iznosi oko 65 mil€.

- Sam projekat će usloviti razvoj turizma u području Luštice, kao i izgradnju puteva na samom poluostrvu, čime se može konstatovati da se očekuje velika socio-ekonomska dobit, kako države, tako i tog dijela primorja.


80

Analiza CBA metodologijom je pokazala slijedeće dobiti:

CBA Indikatori/Projekat Izgradnja TS 110/35 kV Luštica sa priključnim kablovima


Ovaj projekat omogućava sigurno napajanje dijela primorja i turističkog kompleksa Luštica, sa punim nivoom potrošnje navedenim u zahtjevu za priključenje (40 MW)


Sam projekat je neophodan preduslov za planirani razvoj turizma u području Luštice, kao i izgradnju puteva na samom poluostrvu, čime se može konstatovati da se očekuje velika socio-ekonomska dobit, kako države, tako i tog dijela primorja.

B3. RES integracija



Nema uticaja (praktično su gubici isti, bez obzira da li se kompleks spaja na TS 110/35 kV Tivat, ili na TS Luštica)


Nema uticaja


Projekat ne doprinosi tehničkoj otpornosti elektroenergetskog sistema Crne Gore.

B7. Fleksibilnost

Projekat služi samo jednoj namjeni, napajanju zahtijevane potrošnje, pa nije fleksibilan

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Povećava se izlazni kapacitet prenosne mreže ka distributivnoj

Izgradnja nove TS 110/35 kV Žabljak

Područje Žabljaka i Šavnika se trenutno napaja radijalno preko 35 kV dalekovoda Pljevlja - Žabljak koji je izgrađen kao dalekovod 110 kV sa užetom presjeka 150/25 mm2.

Izgradnja TS 110/35 kV Žabljak je projekat koji je potrebno realizovati kako bi se Žabljak preko DV 110 kV Pljevlja-Žabljak priključio na prenosnu mrežu i kako bi se obezbijedili uslovi priključenja budućeg DV 110 kV Brezna-Žabljak.

Obim radova:

- izgradnja nove TS 110/35 kV 2×20 MVA u GIS-u,

- prebacivanje na 110 kV polje u TS Pljevlja 1 i puštanje pod 110 kV napon dalekovoda Pljevlja-Žabljak, koji sada radi kao 35 kV dalekovod.

Realizacija projekta obuhvata Izradu projektne dokumentacije, rješavanje prava vlasništva na zemljištu za 110 kV postrojenje, nabavku opreme i izgradnju 110 kV postrojenja uz prethodni dogovor sa EPCG.

Glavni ciljevi projekta:

- poboljšanje kvaliteta isporučene električne energije,

- smanjenje gubitaka u prenosnoj i distributivnoj mreži,

- povećanje snage u transformaciji,

- sigurnije i pouzdanije napajanje regiona.

Analizom tokova snaga i naponskih prilika u regionu kao i analizom gubitaka i nivoa neisporučene električne energije u regionu ED Žabljak izvedeni su sljedeći zaključci kojima se potvrđuje opravdanost izgradnje TS 110/35 kV Žabljak:


81

- Analizom naponsko-reaktivnih prilika u 35 kV mreži u regionu Žabljaka prije i poslije puštanja u pogon TS 110/35 kV Žabljak uočavaju su znatna poboljšanja naponskih prilika na 35 kV i 10 kV naponskom nivou u maksimalnom zimskom režimu u transformatorskim stanicama preko kojih se napaja potrošnja Žabljaka, Njegovuđa, Boana i Šavnika.

- Ukupan nivo smanjenja gubitaka na godišnjem nivou ulaskom TS 110/35 kV Žabljak u pogon je procijenjen na 562 MWh (oko 27,870 €).

- Kao posljedica povećanja pouzdanosti rada mreže nivo neisporučene električne energije na nivou godine se smanjuje za 1,410 MWh ugradnjom predmetne transformatorske stanice (u toku zime, procijenjeno vrijeme van pogona, postojećeg voda je oko 70.5 sati, pri čemu bi kompletna potrošnja samog Žabljaka i turističkog kompleksa bila van pogona). Istovremeno omogućava i dvostrano napajanje TS Brezna, pri čemu bi Brezna ostala bez napajanja kod svakog ispada voda ka Kličevu, ukoliko se ne igradi vod ka Žabljaku. Ušteda iznosi oko 1.410 mil€ godišnje.


CBA Indikatori/Projekat TS 110/35 kV Žabljak

B1. Poboljšana sigurnost snabdijevanja

Kao posljedica povećanja pouzdanosti rada mreže nivo neisporučene električne energije na nivou godine se smanjuje za 1,410 MWh ugradnjom predmetne transformatorske stanice. Ušteda iznosi oko 1.410 mil€ godišnje. Omogućava dvostrano napajanje TS Brezna, a samim tim i dvostrano priključenje VE Krnovo

B2. Društvena i ekonomska dobrobit

Omogućava pouzdanije napajanje sjevernog dijela Crne Gore, kao i izgradnju novih turističkih kompleksa na Žabljaku, što utiče na ukupnu ekonomsku dobit, kako regiona Žabljak, tako i cijele Crne Gore

B3. RES integracija

TS Žabljak i priključni dalekovodi pomažu rad RES, tj. omogućava plasman proizvodnje iz VE Krnovo (72 MW) pri neraspoloživosti DV 110 kV Brezna – Kličevo


Smanjenje gubitaka na godišnjem nivou 562 MWh (oko 27,870 €)


Nema uticaj

B6. Tehnička otpornost/Bezbijednosti sistema

TS Žabljak i priključni dalekovodi omogućava dvostrano napajanje TS Kličevo, nakon izgradnje DV 110 kV Brezna-Žabljak

B7. Fleksibilnost

Kašnjenje u izgradnji drugih prenosnih objekata (osim ovih predmetnih), ne utiču na izračunate benefite, pa je projekat fleksibilan

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Povećava izlazni kapacitet ka distributivnoj mreži

Izgradnja DV 110 kV Virpazar - Ulcinj

Područje grada Ulcinja se napaja iz TS 110/35 kV Ulcinj preko jednog 110 kV i jednog 35 kV dalekovoda iz TS 110/35 kV Bar (koristi se samo u u vanrednim situacijama i to vrlo ograničene prenosne moći). Izgradnjom 110 kV dalekovoda Virpazar - Ulcinj bi se omogućilo dvostrano napajanje TS Ulcinj, čime bi se osigurao "n-1" kriterijum sigurnosti napajanja i time povećao nivo snabdijevanja potrošnje.


82

U slučaju da dođe do zahtjeva za priključenjem novih proizvodnih kapaciteta u tom dijelu regiona (prema nekim naznakama solarne i gasne elektrane), potrebno je razmotriti novu koncepciju mreže u tom regionu.

Izgradnja DV 110 kV Virpazar - Ulcinj je projekat koji je potrebno realizovati kako bi se s jedne strane obezbijedilo dvostrano napajanje TS Ulcinj a sa druge omogućilo i dvostrana povezanost vjetroelektrane na lokalitetu Možura, koja će se priključiti na DV 110 kV Bar-Ulcinj.

Obim radova:

- izgradnja novog 110 kV dalekovoda Al/Fe 240/40 mm2 Virpazar-Ulcinj, procjenjene dužine 44 km,

- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog polja u TS Ulcinj,

- izgradnja novog 110 kV dalekovodnog polja u TS Virpazar.



- pouzdano snabdijevanje potrošnje,


- rasterećenja postojećih transformacija 35/10 kV,

- osiguranje "n-1" kriterijuma sigurnosti u okolini TS Ulcinj, na 110 kV naponskom nivou,

- mogućnost priključenja VE Možura po principu ulaz/izlaz.

Analizom tokova snaga i naponskih prilika u regionu kao i analizom gubitaka i nivoa neisporučene električne energije u regionu ED Ulcinj u varijantama sa i bez predmetnog dalekovoda izvedeni su sljedeći zaključci kojima se potvrđuje opravdanost izgradnje dalekovoda kojim bi se omogućilo dvostrano napajanje TS 110/35 kV Ulcinj:

- zadovoljen (n-1) sigurnosni kriterijum napajanja TS Ulcinj,

- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika u distributivnoj mreži ED Ulcinj,

- smanjenje gubitaka na godišnjem nivou (2 MW zimi i 1 MW ljeti) ulaskom u pogon predmetnog dalekovoda je procijenjeno na 7 786 MWh, (354 000 €)

- u slučaju realizacije VE Možura i njenog priključka po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Bar-Ulcinj, usljed povećanja pouzdanosti rada mreže, nivo neisporučene proizvedene električne energije, pri ispadu DV 110 kV Možura - Bar (dalekovod dužine 17 km sa prosječnom stopom ispada 0,939 ispada/km/god i periodom oporavka 11.85 sata, što daje ukupnu neraspoloživost od 47 sata ljeti i 67.8 h zimi) na nivou godine je smanjen za 5 281 MWh, što, prema cijeni energije iz vjetroelektrana, iznosi 506 957 €.

- sa porastom potrošnje, konzum TS Ulcinj neće biti moguće u potpunosti rezervirati putem distributivne mreže te kao posljedica povećanja pouzdanosti rada mreže, nivo neisporučene električne energije (nastao kao posljedica ispada 110 kV voda Bar- Ulcinj) iznosi 83.6h zimi i 58 h ljeti, što na godišnjem nivou iznosi 3 683 MWh ili oko 3.7 mil€)


83

CBA Indikatori/Projekat Nov DV 110 kV Virpazar - Ulcinj


Smanjenje neisporučene energije za 5 281 GWh po cijeni od 96 EUR/MWh (cijena za obnovljive izvore energije iz RES-a), odnosno 506 957 € godišnje Nivo neisporučene električne energije (ispad voda Bar -Ulcinj) na nivou godine je smanjen za 3,683 MWh (3.7 mil€) godišnje.


Nema značajan uticaj na ovu kategoriju

B3. RES integracija

Pomaže integraciju obnovljivih izvora na način što omogućava angažovanje VE Možura 46 MW pri neraspoloživosti voda 110 kV Možura-Bar


Smanjenje gubitaka za 7.7 GWh godišnje (oko 354 000 €)


Neophodan je za plasman proizvodnje VE Možura pri neraspoloživosti voda 110 kV Možura-Bar, i na taj način ima uticaj na smanjenje emisije CO2

B6. Tehnička otpornost /Bezbjednost sistema

Omogućava napajanje TS Ulcinj kod ispada DV 110 kV Bar - Ulcinj

B7. Fleksibilnost

Zadržava benefite pri različitim scenarijima razvoja prenosne mreže

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Nema uticaja u ovoj fazi.

Izgradnja DV 110 kV Lastva - Kotor

U fazi povezivanja 110 kV mreže primorja sa TS 400/110 Lastva realizovalo bi se dvostrano napajanje TS Kotor i to puštanjem dvosistemskog 110 kV voda duž 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 mreže primorja povezao sa TS Tivat (ili sa TS Luštica). Na taj način bi se dodatno opteretila TS 400/110 kV Lastva i povećala bi se pouzdanost napajanja potrošača na području Kotora, poluostrva Luštica i Tivta.

Dalekovod 110 kV do TS Kotor će biti izveden kao:

- jednosistemski od TS Lastva do Trojica - do stuba br. 14 dvosistemskog dalekovoda 2×110 kV Tivat-Kotor, presjeka Al/Fe 240/40 mm2, dužine 9.7 km;

Obim radova:

- DV 110 kV Lastva-Kotor od TS Lastva do naselja Trojica gdje bi se povezao na dvosistemski dio dalekovoda Tivat - Kotor,


- dvostrano napajanje TS Kotor uz ispunjenje kriterijuma "n-1" sigurnosti,

- obezbjeđivanje sigurnijeg, pouzdanijeg i kvalitetnijeg napajanja potrošača područja Kotora, Tivta i Luštice,

- bolje naponsko reaktivne prilike,

- Nakon 2021. godine se očekuje porast vršne snage u TS Kotor na 20 MW zimi i 17 MW ljeti. Kapacitet postojećeg voda 35 kV voda Tivat - Kotor je oko 15MW (Cu 95 mm2). Ukoliko ispadne DV 110 kV Tivat-Kotor, potrebno je redukovati potrošnju od oko 5/2 MW, zimi/ljeti, respektivno. Na godišnjem nivou bi to iznosilo oko 190.66 MWh (oko 190 660 €), pri čemu bi ta vrijednost rasla sa daljim porastom potrošnje, odnosno redukcije.


84

- smanjenje gubitaka za 2 894 MWh godišnje (oko 143 530 €)

- sigurno i pouzdano snabdijevanje potrošnje u ostalom dijelu primorja (dodatna petlja ka TS Tivat). Kod radova na DV 110 kV Tivat-Kotor, omogućava snabdijevanje Kotora.

- U slučaju dvostrukog ispada "n-1-1" dalekovoda 110 kV (H.Novi-Tivat i Tivat-Lastva) omogućava napajanje potrošnje TS Tivat i kompleksa Luštica


CBA Indikatori/Projekat Izgradnja DV110 kV Lastva - Kotor


Sigurnost snabdijevanja se znatno poboljšava dvostranim napajanjem TS Kotor i smanjuje se procijenjena neisporučena energija. U 2021 se očekuje porast vršne snage u TS Tivat na 20 MW zimi i 17 MW ljeti. Kapacitet postojećeg voda 35 kV je oko 15MW (Cu 95 mm2). Ukoliko ispadne DV 110 kV Tivat-Kotor, potrebno je redukovati potrošnju od minimalno 5/2 MW, zimi/ljeti, respektivno. Na godišnjem nivou to iznosi oko 190.66 MWh (oko 190 660 €)


nema poseban uticaj

B3. RES integracija

nema uticaj


Smanjenje gubitaka za 2 894 MWh godišnje (oko 143 530 €)


nema uticaj


Prilikom neraspoloživosti DV 110 kV Tivat - Kotor, omogućava snabdijevanje Kotora. U slučaju dvostrukog ispada dalekovoda 110 kV (Herceg Novi-Tivat i Tivat-Lastva) omogućava napajanje potrošnje u TS Tivat i kompleksa Luštica Ispunjava uslove Mrežnih pravila Crne Gore, jer omogućava dvostrano napajanje Kotora

B7. Fleksibilnost

Čak i kod ograničenog porasta potrošnje u regionu, kao i kod odlaganja izgradnje/rekonstrukcije dalekovoda u regionu, daje iste benefite, pa je projekat fleksibilan

Kapacitet prenosne mreže (GTC) povećava se kapacitet prenosne mreže 110 kV na primorju

400 kV DV Pljevlja 2 - Bajina Bašta

Projekat je dio šireg projekta izgradnje 400 kV DV Pljevlja 2 - Višegrad i Pljevlja 2 - Bajina Bašta, koji će podržati energetske protoke u Crnogorskoj mreži u okviru visokonaponske jednosmjerne veze i obezbijediti bezbjedan rad elektroenergetskog sistema, bez obzira na opterećenost sistema, odnosno veličinu procijenjenih tranzita preko EES Crne Gore.

Do 2028. godine neophodno je, radi preopterećenja DV 220 kV Pljevlja 2 - Bajina Bašta, da se formira 400 kV veza između ovih trafostanica.

Trenutno između Bosne i Hercegovine i Crne Gore postoji samo jedna interkonekcija 400 kV, DV Trebinje - Podgorica. Uzimajući u obzir ambiciozne planove razvoja proizvodnih kapaciteta u Bosni i Hercegovini i projekat izgradnje 1000 (ili 1200) MW HVDC podmorskog kabla između Crne Gore i Italije (drugi pol),


85

druge veze 400 kV između ova dva sistema će biti od velike koristi, posebno u slučaju izvoza iz Bosne prema Italiji, i omogućiće bezbjedan i nesmetan tranzit električne energije sa Balkana prema Italiji.

Realizacija projekta do 2028. godine podrazumijeva:

400 kV DV Pljevlja 2-Bajina Bašta:

- Izgradnju novog 400 kV Al-Fe 2×490/65 mm2 Pljevlja - B.Bašta (crnogorski dio do granice) dužine 15.7 km

- Izgradnju novog 400 kV dalekovodnog polja u TS 400/220/110 kV Pljevlja

400 kV DV Pljevlja 2-Višegrad:

- Izgradnju novog 400 kV Al-Fe 2×490/65 mm2 Pljevlja (Bistrica – SRB) - Višegrad (Crnogorski dio do granice) dužine 15 km

- Izgradnju novog 400 kV dalekovodnog polja u TS 400/220/110 kV Pljevlja

Realizacija projekta je uslovljena prethodnim dogovorom sa OPS Bosne i Hercegovine i Srbije.

Na osnovu rezultata Studije izvodljivosti koju su zajedno uradili operatori prenosnih sistema Crne Gore, Srbije i BiH, povoljno rješenje bi bilo realizacija gore navedenih dalekovoda kao 2 voda na istim stubovima (dvosistemski DV), prvi vod će biti pušten u rad ranije, prema aktuelnim crnogorskim planovima nakon 2021. godine, drugi vod će biti pušten u rad nešto kasnije.

U proteklom periodu je urađena studija izvodljivosti ([13]).

Očekivane koristi:

- povećanje graničnih prenosnih kapaciteta prema Bosni i Hercegovini i Srbiji za ukupno 550 MW

- poboljšanje naponsko-reaktivnih prilika u 400 kV mreži Crne Gore

- smanjenje gubitaka u prenosnoj mreži (kroz veće iskorišćenje 400 kV mreže) za oko 5.5 GWh na godišnjem nivou od 2021. godine (oko 274,7250 €)

- ukupni prihodi se procjenjuju na oko 5 mil€ godišnje (dobit za proizvođače, potrošače i dobit od otklanjanja zagušenja ka susjednim sistemima BiH i Srbije)

- smanjenje emisije CO2.


86

U okviru mrežnih analiza i simulacije ponašanja tržišta električne energije za ciljnu godinu, dobijeni su sljedeći rezultati:

CBA Indikatori/Projekat 400 kV DV Pljevlja 2 - Bajina Bašta


Ova interkonekcija omogućava rad sistema (a time i sigurnost napajanja) i u slučaju ispada Lastva - Trebinje pri maksimalnoj isporuci od 1 000 MW na kablu ka Italiji.


Omogućava potpuno spajanje tržišta sistema. Nakon visoke dobrobiti (22 mil€) u toku prvih nekoliko godina, u toku većeg dijela svog ekonomskog trajanja interkonekcija obezbjeđuje ukupnu društvenu i ekonomsku dobrobit od 10 mil€ godišnje. Očekivana ekonomska korist obezbjeđuje pozitivnu NSV i prihvatljiv finansijski povraćaj.

B3. RES integracija

Nova interkonekcija nema uticaja na priključenje RES u Crnoj Gori


Scenario proizvodi ukupno smanjenje u gubicima u prenosnom sistemu CG u iznosu od 5.5 GWh na godišnjem nivou, kroz manje opterećenje 220 kV mreže i premiještanje tokova snaga na 400 kV mrežu


Projekat je dio šireg, međunarodnog projekta povezivanja EES Crne Gore, Srbije i BiH na 400 kV nivou koji je od regionalnog značaja pa su i njegovi efekti, u Studiji izvodljivosti, analizirani na regionalnom planu. Ovaj projekat će omogućiti veće iskorišćenje jeftinijeg lignita/uglja za termo elektrane u području jugoistočne Evrope, pri čemu se očekuje ukupno smanjenje CO2 emisije za oko 54 t/god, ili 3.7%.


Projekat zadovoljava sve preporučene kriterije bezbjednosti .

B7. Fleksibilnost

Ovaj scenario prikazuje fleksibilnost i robusnost u pogledu moguće razmjene energije u regionu jugo-istočne Evrope, te zadržava benefite u različitim scenarijima razvoja prenosne mreže u regionu koji su analizirani u Studiji izvodljivosti povezivanja Crne Gore, Srbije i BiH na 400 kV nivou.

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Ovaj projekat omogućava značajno povećanje moguće razmjene u pravcu sjever ka jugo-istoku u iznosu od 550 MW, odnosno vrijednosti NTC-a su preko 1,000 MW.

U slučaju značajnijeg kašnjenja izgradnje interkonektivne veze, potrebno je detaljno analizirati moguće pravce uvoza, kako za potrebe potrošača u Crnoj Gori, tako i za isporuku el.energije na DC kablu.

Mogući problemi nastaju ukoliko bi se EES Crne Gore snabdijevao isključivo iz pravca Srbije i Bosne i Hercegovine za više od 70% (oko 900MW/h). U tom slučaju je potrebna jedna interkonektivna veza ka Srbiji ili/i Bosni i Hercegovini, čime se eliminišu zagušenja na granici Crne Gore sa bilo kojim od susjeda.

Povećanje snage transformacije u TS 110/35 kV Ulcinj sa (20+31.5) MVA na 2×40 MVA

Kapaciteti u transformaciji 110/35 kV u TS Ulcinj u iznosu od (20+31.5) MVA su nedovoljni za obezbjeđivanje autonomne rezerve prilikom ispada bilo kog transformatora u ovoj TS (u oba slučaja dolazi do preopterećenja) prilikom ljetnih vršnih opterećenja. Takođe, iz pravca TS 110/35 kV Bar, moguće je prihvatiti napajanje samo TS 35/10 kV Grad, koja čini polovinu konzuma TS 110/35 kV Ulcinj. Međutim, uz prognozirani porast potrošnje, ovo neće biti u potpunosti moguće. Ovo bi značilo da ukoliko se razmatra havarijski režim ispada veće jedinice snage 31.5 MVA u TS 110/35 kV Ulcinj, pored prihvatanja dijela opterećenja putem 35 kV mreže iz pravca TS 110/35 kV Bar, potrebne su (ukoliko su moguće) i manipulacije u 10 kV mreži da bi se omogućilo rezervno napajanje konzuma TS 110/35 kV Ulcinj.


87

Ukoliko se ostvari predviđeni porast potrošnje u (36.62 MW u 2021. godini, odnosno 41.72 MW u 2028. godini) i pri tom realizuju projekti velikih potrošača (hotelski kompleks i sl.), trenutna instalisana snaga u transformaciji 110/35 kV u TS Ulcinj ukupno 51.5 MVA neće biti dovoljna ni za obezbjeđivanje osnovnog napajanja.

Jasno je da je neophodno povećanje instalisanog kapaciteta u TS 110/35 kV Ulcinj, ali zbog nepoznanice koju perspektivni period i razvoj ovog konzumnog područja nosi, u ovom trenutku nije moguće jasno razgraničiti koje je rješenje povoljnije. Za napajanje prognozirane postojeće potrošnje instalisani kapaciteti od 2×40 MVA će obezbjediti pouzdano i sigurno napajanje potrošača, naročito kada se ima u vidu i postojanje 35 kV veza sa TS 110/35 kV Bar.


nabavku novih transformatora 110/35 kV, 2x40 MVA, i njihovu ugradnju na mjestu postojećih koji su manje snage.


- Sigurnije i pouzdanije napajanje regiona Ulcinja, bez potrebe za manipulacijama u 35 kV i 10 kV distributivnoj mreži radi obezbjeđivanja rezervnog napajanja u slučaju ispada jedinice snage 20 MVA.

- Povećanje snage u transformaciji.

- U 2022. godini se očekuje porast vršne snage u TS Ulcinj na 37.6 MW u 2022, odnosno 41.7 MW u 2028. godini . Ukoliko ispadne jedan TR, potrebno je redukovati potrošnju za oko 18 MW, što vremenom oporavka od oko 13.2h na godišnjem nivou iznosi, oko 234 MWh (oko 234 000 €), pri čemu bi ta vrijednost rasla sa daljim porastom potrošnje.

- Povećanje kapaciteta, bilo u postojećim TS, bilo izgradnjom nove, daje značajan impuls razvoju regiona i omogućava veći ekonomski rast, naročito imajući u vidu da planirani hotelski kompleks nije moguće realizovati bez toga.


88

CBA Indikatori/Projekat Povećanje kapaciteta u TS Ulcinj


Procjenjuje se da porastom konzuma već u 2022. godini može da se očekuje redukcija potrošnje od oko 18 MW/h, što sa prosječnom neraspoloživošću transformatora od oko 13h/god iznosi 234 000 €/god


Povećanje kapaciteta, bilo u postojećim TS, bilo izgradnjom nove, daje značajan impuls razvoju regiona i omogućava veći ekonomski rast, naročito imajući u vidu da planirani hotelski kompleks nije moguće realizovati bez toga

B3. RES integracija

Nema uticaja


Nema uticaja


Nema uticaja


Omogućava sigurno napajanje konzumnih područja Ulcinja naročito u slučaju dodatnog porasta potrošnje usljed izgradnje novih hotelskih kompleksa.

B7. Fleksibilnost

Projekat je fleksibilan jer zadržava benefite u različitim scenarijima razvoja prenosne mreže

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Povećava se prenosna moć dalekovoda

Izgradnja DV 110 kV Vilusi- Herceg Novi

Napajanje područja Herceg Novog i Tivta se realizuje preko interkonektivnog DV 110 kV Trebinje (BA) - Herceg Novi (ME) presjeka provodnika Al/Fe 150/25 mm2. Ovaj dalekovod izgrađen je 1968. godine i uglavnom je visoko opterećen u toku čitave godine. U postojećem stanju ovaj dalekovod se preopterećuje u slučajevima ispada 400 kV dalekovoda TS Trebinje - TS Podgorica ili 220 kV dalekovoda Trebinje - Perućica, pa se moraju preduzimati dispečerske akcije sekcionisanja mreže 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 države potrebno je izgraditi 110 kV dalekovod Vilusi - Herceg Novi čime bi se zatvorio 110 kV prsten unutar Crne Gore. Takođe, izgradnjom ovog dalekovoda u značajnoj mjeri se rasterećuje 110 kV pravac HE Perućica - TS Podgorica 1.

Preporuka je da se trasa budućeg dalekovoda planira da prolazi preko Grahova kao budućeg potencijalnog čvorišta 110 kV, u čijoj blizini je planirano nekoliko malih hidroelektrana.

Područje Vilusa se napaja električnom energijom iz TS 110/35 kV Vilusi preko blok veze 110/35 kV transformatora snage 10 MVA. TS Vilusi su sa prenosnom mrežom povezani radijalno na dalekovod 110 kV Nikšić - Bileća preko tzv. T-spoja. Ovaj dalekovod je izgrađen 1956. godine, dok je T spoj izgrađen 1986. godine. Imajući u vidu da je planom razvoja prenosne mreže Crne Gore predviđena izgradnja 110 kV dalekovoda TS Vilusi - TS Herceg Novi, potrebno je proširiti postojeću transformatorsku stanicu TS Vilusi i obezbijediti njen priključak po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Nikšić - Bileća.

Procjena je da će ovo biti jedan od najvažnijih projekata nakon 2021. godine, ukoliko se zadrži trend razvoja turizma na sjevernom dijelu primorja Crne gore.

Realizacija ovih projekata obuhvata:


89

- Izgradnju DV 110 kV Vilusi - Herceg Novi

- Rekonstrukciju TS Vilusi

Izgradnja dalekovoda 110 kV Vilusi-Herceg Novi:

Obim radova:

- izgradnja 110 kV dalekovoda dužine 20.7 km od TS Vilusi do TS Herceg Novi, presjeka AlFe 240/40 mm2.

Rekonstrukcija TS 110/35 kV Vilusi:

Obim radova:

- rekonstrukcijom postojeće TS 110/35 kV Vilusi predviđeni su radovi na izgradnji:

jednog 110 kV sistema sabirnica podijeljenog podužnim rastavljačem,

četiri dalekovodna polja

dva transformatorska polja

i dva mjerna polja.

- izgradnja dva 110 kV dalekovoda dužine 0.5 km do DV 110 kV Nikšić-Bileća koji bi se prekinuo i uveo u TS po principu "ulaz - izlaz".

Tehno-ekonomska analiza je pokazala slijedeće koristi od realizacije ovog projekta (proteklom periodu je urađena studija izvodljivosti [14]).

Glavni benefiti projekta:

- ispunjenost "n-1" kriterijuma na ovoj lokaciji u 110 kV mreži

- obezbjeđenje dvostranog napajanja TS Herceg Novi iz prenosne mreže Crne Gore

- rasterećenje DV 110 kV Herceg Novi - Trebinje i smanjenje broja ispada tog dalekovoda, do kojih dolazi zbog pregorijevanja strujnih mostova u ljetnom režimu pri visokim temperaturama i opterećenjima tog voda

- rasterećenje 110 kV pravca HE Perućica - TS Podgorica 1

- pouzdano snabdijevanje potrošnje u regionu H.Novog i Tivta. Ukoliko se posmatra ispad DV 110 kV Tivat Lastva (dužina 12 km sa procijenjenih 33h van pogona ljeti) potrebno je redukovati potrošnju u iznosu od 50 MW (veliko opterećenje TS H.Novi, kompleksa Luštica, Portomontenegro, Kotora i Tivta), što na godišnjem nivou iznosi 1.655 GWh, odnosno 1.655 mil€ na godišnjem nivou.

- Ispad T-spoja u TS Vilusi, povlači za sobom ispad oba dalekovoda od T-spoja i samim tim TS Vilusi. Ukupna dužina svih 110 kV vodova je oko 56 km, što na godišnjem nivou iznosi oko 154.5 sati ljeti i 223 sati zimi (treba imati u vidu da se radi o periodu nakon 2021. godine, kada će starost vodova biti još veća). Računajući sa potrošnjom od 0.8-1.5 MW TS Vilusi, dolazi se do ukupne redukcije od 458 MWh, odnosno 458 750 € godišnje.

- Smanjenje gubitaka na godišnjem nivou od 2.121 GWh, odnosno (105 180 €)

- priključenje obnovljivih izvora u regionu Brezne, kako evakuacija njihove proizvodnje ne bi dodatno opterećivala pravac HE Perućica - TS Podgorica 1.

U ljetnom režimu se može očekivati sniženje napona u TS Herceg Novi (ali u dozvoljenim granicama), u slučaju ispada jednog od dalekovoda iz Herceg Novi, ali samo do puštanja u pogon TS 400/110 kV Lastva, nakon čega se i taj problem eliminiše.


90


CBA Indikatori/Projekat DV 110 kV Vilusi - Herceg Novi i rekonstrukcija TS Vilusi


Smanjenje neisporučene električne energije za oko 1.655 GWh (ispad DV 110 kV Lastva-Tivat, ostaje bez napona 50MW potrošnje ljeti zbog preopterećenja DV 110 kV H.Novi-Trebinje) što iznosi oko 1.655 mil€ godišnje. Eliminiše se T-spoj Vilusi čime se povećava sigurnost napajanja TS Herceg Novi i TS Vilusi. Smanjenje neisporučene električne energije za oko 4.663 GWh iz RES (po cijeni od 96€/MWh iznosi oko 447 650€ godišnje).


nema značajan uticaj na ovu kategoriju

B3. RES integracija

Ne priključuju se direktno na vod, ali omogućava veće angažovanje RES (VE Krnovo, G8-HE Perućica)


Smanjenje gubitaka 2.121 GWh na godišnjom nivou (105 180 €))


Kod većeg angažovanja RES-a se očekuje smanjenje angažovanja termo jedinica i smanjenje CO2


Smanjuje opterećenje DV 110 kV HE Perućica-Danilovgrad-Podgorica 1 u normalnim pogonskim uslovima i otklanja preopterećenje tog voda kod ispada DV 110 kV HE Perućica-Podgorica 1. Zatvara se prsten u 110 kV mreži čime se povećava sigurnost rada mreže na primorju.

B7. Fleksibilnost

Projekat fleksibilan i zadržava svoje benefite u različitim scenarijima razvoja prenosne mreže.

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Povećava vrijednost razmjene na pravcu sjever - jug (primorje) za oko 50 MW

Rekonstrukcija 110kV DV Budva - Lastva

Rekonstrukcija DV 110 kV Budva-Lastva je potrebna kako bi se povećala pogonska sigurnost i prenosni kapaciteti dalekovoda u cilju sprječavanja zagušenja na ovom pravcu.

Ulaskom u pogon TS 400/110 kV Lastva i uvođenjem postojećeg DV 110 kV Tivat - Budva u TS Lastva, u ljetnim režimima preko tako formiranog DV 110 kV Lastva-Budva će se napajati u potpunosti konzum TS Budva, a snaga će se plasirati i u pravcu TS 110/35 kV Bar. Nosivost postojećeg dalekovoda ka TS Budva, izvedenog provodnicima Al/Fe 150 mm2 je nedovoljna da se u ljetnjem periodu u normalnom pogonu isporuči potrebna snaga, kod ispada DV 110 kV Budva – Podgorica - dalekovod je opterećen 107%.

U slučaju ispada neke od 110 kV veza iz Podgorice prema primorju, ovaj dalekovod preuzima značajna opterećenja i potrebno je redukovati konzum za najmanje 9 MW konzuma satno (najmanja vrijednost se dobije redukcijom u TS Budva). Stoga je potrebno pojačati ovaj napojni pravac u cilju sprječavanja zagušenja na ovom pravcu.


91


- izradu projektne dokumentacije i izvođenje radova, kako bi se omogućili uslovi za rekonstrukciju dalekovoda,

- dalekovod 110 kV do TS Budva planirano je da bude izveden uklapanjem u trasu i rekonstrukcijom postojećeg dalekovoda 110 kV Budva-Tivat (tačka uklapanja stub br. 143) kao jednosistemski, presjeka Alč 240/40 mm2, sa dva provodnika po fazi (horizontalni snop na rastojanju 40 cm), ukupne dužine 7.5 km.

Takođe, u slučaju ispada neke od 110 kV veza iz Podgorice prema primorju ovaj dalekovod preuzima značajna opterećenja, te je stoga potrebno pojačati ovaj napojni pravac u cilju sprječavanja zagušenja na ovom pravcu.

Podaci o TS Budva, Bar, Ulcinj za proračun Neisporučene električne energije:

Elektroenergetski objekat

Ekvivalentno vrijeme trajanja vršne snage

2021

Zima Ljeto

Tmax Z (h)

Tmax L (h)

Wa Z (MWh)

P (MW)

Wa L (MWh)

P (MW)

TS Bar 2 100 2 050 95 480 45.47 99 064 48.32

TS Budva 1 850 2 100 112 791 60.97 142 097 67.67

TS Ulcinj 2 400 1 550 44 904 18.71 56 761 36.62


- Očekivano smanjenje gubitaka za 1 182 MWh godišnje (oko 58 615 €), kao posljedica povećanja snabdijevanja iz pravca TS Lastva.

- Mogućnost priključenja TS Lastva 400/110 kV na 110 kV naponski nivo, čime se omogućava napajanje primorskog dijela Crne Gore u regionu Budve, Bara i Ulcinja. Naime, po izgradnji TS Lastva sa transformacijom 400/110 kV, postojeći DV 110 kV Budva-Tivat bi se po principu ulaz/izlaz uveo u novu TS. Formira se nova jaka napojna 110 kV tačka na primorju, omogućivši bolje i stabilne naponsko-reaktivne prilike što dovodi do direktnog napajanja TS Budva iz pravca nove TS Lastva, kao i djelimično napajanje Bara. Postojeći vod 110 kV Budva - Tivat, koji se uvodi u TS Lastva, je presjeka AlFe 150mm2 i predstavlja ograničavajući faktor za isporuku električne energije koja će neminovno krenuti iz TS 400/110 kV Lastva u 110 kV mrežu regiona. Bez rekonstrukcije novoformiranog DV 110 kV Budva - Lastva, ukoliko ostane postojeći kapacitet dalekovoda AlFe 150 mm2, neisporučena električna energija bi iznosila 1.169 GWh (uvažavajući broj ispada 110 kV dalekovoda i trajanje oporavka), što iznosi oko 1.169 mil€.

- Omogućava sigurno napajanje konzumnih područja Budva, Bar, Ulcinj u slučaju ispada DV 110 kV Podgorica 2 - Budva i ispunjenje kriterijuma sigurnosti "n-1".


92

CBA Indikatori/Projekat Rekonstrukcija DV 110 kV Budva-Lastva


Procjenjuje se da porastom konzuma već u 2021. godini napajanje oko 9MW konzuma dijela primorja na potezu Budva, Bar nije moguće isporučiti postojećim dalekovodom, ispadi i preopterećenja DV 110 kV Budva - Lastva bi bili ćesti, za planiranu potrošnju u 2021. godini, procjenjuje se da bi neisporučena električna energija iznosila oko 1.169 GWh, ili oko 1.169 mil€ na godišnjem nivou



B3. RES integracija

Nema uticaja


Očekivano smanjenje gubitaka za 1.282 GWh godišnje, oko 36 400 €


Nema uticaja


Omogućava sigurno napajanje konzumnih područja Budva, Bar, Ulcinj u slučaju ispada DV 110 kV Podgorica 2 - Budva.

B7. Fleksibilnost



Rekonstrukcija DV 110 kV Lastva – Tivat - II faza

Rekonstrukcija DV 110 kV - Lastva-Tivat je potrebna kako bi se povećala pogonska sigurnost i prenosni kapaciteti dalekovoda u cilju sprječavanja zagušenja na ovom pravcu.

Dalekovod 110kV Budva –Tivat je kao izgrađeni objekat u pogonu više od 50 godina. Izgrađen je i u pogon pušten 1962. godine kao dalekovod 110kV Podgorica-Tivat koji je kasnije izgradnjom TS Budva uveden u TS po principu ulaz-izlaz i tako dobijeni dalekovodi Podgorica-Budva i Budva –Tivat. Dalekovod je izgrađen sa provodnicima ALFe 150/25mm2 , prenosne moći 490A (89MVA). Veoma dinamičan razvoj područja Crnogorskog primorja posljednjih godina uslovio je da i pored relativno dobro izgrađene prenosne mreže, napajanje u pojedinim periodima godine, izraženijim u ljetnjem periodu nego u zimskim mjesecima je prilično nepouzdano i javljaju se česti prekidi u napajanju.

Rekonstrukcija DV 110 kV Budva-Lastva-Tivat je potrebna kako bi se povećala pogonska sigurnost i

prenosni kapaciteti dalekovoda.

Ulaskom u pogon TS 400/110 kV Lastva i uvođenjem postojećeg DV 110 kV Tivat - Budva u TS Lastva

obezbijediće se povezivanje sa postojećom prenosnom mrežom čime se obezbjeđuje pouzdanost i

sigurnost napajanja potrošača prvenstveno na području Tivta i Herceg Novog. Preko novoformirane veze

(ulaz dalekovoda Tivat-Budva u TS Lastva) u ljetnjim periodima će se napajati u potpunosti konzum TS

Tivat i TS Kotor, a snaga će se plasirati i u pravcu TS 110/35 kV Herceg Novi, smanjujući opterećenje

interkonektivnog DV 110 kV Trebinje (BA) - Herceg Novi.

Rekonstrukcija dionice dalekovoda 110 kV Lastva-Tivat od tačke ulaska u TS Lastva do TS Tivat je potrebna

kako bi se povećala pogonska sigurnost i prenosni kapaciteti dalekovoda u cilju sprječavanja zagušenja na

ovom pravcu.


93


- rekonstrukciju dalekovoda 110kV Tivat-Lastva od tačke uklapanja u TS Lastva (novi stub br.5) kao dvosistemski, presjeka Alč 240/40 mm2. Sprovedene analize su pokazale da je rekonstrukcija dalekovoda Lastva –Tivat u dvosistemski najbolje rješenje u cilju obezbjeđivanja dvostranog napajanja za TS Luštica. Naime rješenje povezivanja TS Luštica na prenosnu mrežu sa dva 110kV kabla na TS Tivat ne obezbjeđuje pouzdanost i kriterijum n-1. Kao rješenje obezbjeđenja pouzdanosti jedan od kablova 110kV bi se u zoni aerodroma Tivat raskinuo i povezao na jedan sistem dalekovoda Tivat-Lastva i time obezbijedilo napajanje TS Luštica i iz TS Lastva.


- Mogućnost priključenja TS Lastva 400/110 kV na 110 kV naponski nivo, čime se omogućava napajanje primorskog dijela Crne Gore u regionu Tivta, Kotora i Herceg Novog. Po izgradnji TS Lastva sa transformacijom 400/110 kV, postojeći DV 110 kV Budva-Tivat bi se po principu ulaz/izlaz uveo u novu TS.

- Formira se nova jaka napojnu 110 kV tačka primorju, omogućivši bolje i stabilne naponsko-reaktivne prilike, što dovodi do kvalitetnijeg napajanja Tivta i Kotora iz nove TS Lastva, uključujući rasterećenje iz pravca Trebinja (BiH). Postojeći vod 110 kV Budva - Tivat, koji se uvodi u TS Lastva, je presjeka AlFe 150 mm2 i predstavlja ograničavajući faktor za isporuku električne energije koja će neminovno krenuti iz TS 400/110 kV Lastva u 110 kV mrežu regiona. Ukoliko ostane postojeći kapacitet dalekovoda AlFe 150 mm2, potrebno je redukovati isporuku potrošačima za 4MW u zimskom i 32MW konzuma u ljetnjem periodu. Uzimajući u obzir učestanost ispada 110 kV vodova (interkonektivnog DV 100 kV Trebinje (BA) - Herceg Novi) neisporučena električna energija iznosi 1.66 GWh (oko 1.660 mil€).


CBA Indikatori/Projekat Rekonstrukcija 110 kV DV Lastva-Tivat


Procjenjuje se da porastom konzuma već u 2021. godini napajanje oko 4MW konzuma u zimskom i 32MW konzuma u ljetnjem periodu neće biti moguće snabdjeti u slučaju ispada interkonektivnog DV 100 kV Trebinje (BA) - Herceg Novi, za planiranu potrošnju u 2021. godini, procjenjuje se da bi neisporučena električna energija iznosila oko1.66 GWh, ili oko 1.66 mil€ na godišnjem nivou



B3. RES integracija

Nema uticaja


Nema uticaja


Nema uticaja


Omogućava sigurno napajanje konzumnih područja Kotora, TS Luštica i Tivta u slučaju ispada 110 kV DV Lastva – Kotor.

B7. Fleksibilnost

Zadržava benefite u različitim scenarijima razvoja prenosne mreže



94

Izgradnja DV 110 kV Podgorica 5 – TS Golubovci

Kapacitet i mogućnosti postojeće prenosne mreže koja se iz pravca TS 400/110 kV Podgorica 2 pruža ka primorju nijesu dovoljni da obezbijede ispunjenje "n-1" kriterijuma sigurnosti, sa prognoziranim stepenom porasta potrošnje južnog dijela primorja (prilikom ispada DV 110 kV Podgorica 2 - Virpazar preopterećuje se DV 110 kV Budva - Bar i obratno).

Izgradnja dalekovoda 110 kV Podgorica 5 - Virpazar treba da bude usklađena sa planovima za formiranje tačke napajanja 110 kV naponskog nivoa u prigradskom području Golubovaca, tj. uklapanje buduće TS 110/X kV Golubovci kako bi se omogućilo njeno pouzdano dvostrano napajanje (ukoliko se ukaže potreba za tako nešto).


- izgradnju DV 110 kV Podgorica 5-Virpazar;


- povećanje nivoa sigurnosti snabdijevanja

- snižavanje nivoa gubitaka

- poboljšanje naponsko-reaktivnih prilika.

Analizom tokova snaga i naponskih prilika u regionu kao i analizom gubitaka i nivoa neisporučene električne energije u varijantama sa i bez TS Golubovci izvedeni su sljedeći zaključci:

- smanjenje gubitaka električne energije od 2021. godine je proračunato u iznosu od 3 446MWh (170 887EUR) godišnje

- ovaj projekat omogućava sigurnije snabdijevanje primorskog dijela Crne Gore u regionu Bara i Ulcinja. Naime u slučaju ispada DV 110 kV Bar - Možura - Ulcinj potrebno je redukovati potrošnju na primorju, kako se ne bi preopteretio DV 110 kV Podgorica 2-Virpazar. Redukcija se odnosi na ljetnji režim u iznosu od 15MW/h, što ukupno iznosi oko 980 MWh godišnje (980 000 €).

Opciono, ukoliko se ne realizuje 110 kV veza TS Podgorica 5 - TS Golubovci - TS Virpazar, moguća je i izgradnja novog, drugog, DV 110 kV Podgorica 2 - Virpazar presjeka Alč 240/40 mm2, dužine oko 30 km, koji bi uključivao i dva DV 110 kV polja (jedno u TS Podgorica i jedno u TS Virpazar), pri čemu bi procijenjena investicija iznosila oko 5,5 mil €.

Analize sprovedene za potencijalni konzum i topologiju mreže nakon 2021. godine, sa TS Lastva u pogonu, pokazuju da postojeći DV 110 kV Podgorica 2 - Virpazar zajedno sa DV 110 kV Podgorica 2 - Budva, sa porastom potrošnje, neće biti dovoljni da se obezbjedi ispunjenje "n-1" kriterijuma prilikom ispada planiranog DV 110 kV Lastva - Budva.


95


CBA Indikatori/Projekat Izgradnja 110kV DV Podgorica 5 - Virpazar


Poboljšava se sigurnost snabdijevanja i smanjuje procijenjena neisporučena električna energija na ovom konzumnom području za oko 980 MWh/god.


nema značajan uticaj na ovu kategoriju

B3. RES integracija



Smanjuju se gubici u prenosnoj mreži za oko 3 446 MWh godišnje


Nema uticaja


Nema uticaja

B7. Fleksibilnost

Projekat pokazuje fleksibilnost i na slab rast potrošnje u regionu Podgorice, odnosno svi benefiti ostaju na istom nivou

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Povećava se izlazni kapacitet prenosne mreže prema distributivnoj mreži na području GO Golubovci

400 kV DV Pljevlja 2 - RHE Bistrica (RS) - Bajina Bašta (RS) (opremanje druge trojke)

Projekat je dio šireg projekta izgradnje 400 kV DV Pljevlja 2 - Višegrad i Pljevlja 2 - Bajina Bašta, koji će podržati energetske protoke u Crnogorskoj mreži u okviru visokonaponske jednosmjerne veze i obezbijediti bezbjedan rad elektroenergetskog sistema, bez obzira na opterećenost sistema, odnosno veličinu procijenjenih tranzita preko EES Crne Gore.

Do 2028. godine neophodno je, radi preopterećenja DV 220 kV Pljevlja 2 - Bistrica, kao i izgradnje HE Bistrica (RS), da se formira 400 kV veza između ovih trafostanica.

Trenutno između Bosne i Hercegovine i Crne Gore postoji samo jedna interkonekcija 400 kV, DV Trebinje - Podgorica. Uzimajući u obzir ambiciozne planove razvoja proizvodnih kapaciteta u Bosni i Hercegovini i projekat izgradnje HVDC (1000 MW) podmorskog kabla između Crne Gore i Italije, druge veze 400 kV između ova dva sistema će biti od velike koristi, posebno u slučaju izvoza iz Bosne prema Italiji, i omogućiće bezbjedan i nesmetan tranzit električne energije sa Balkana prema Italiji.

Realizacija projekta nakon 2021. godine podrazumijeva:

- ugradnju novog 400 kV užeta Al/Fe 2×490/65 mm2 Pljevlja 2 - RHE Bistrica (granica) dužine 15.7 km,

- izgradnja 400 kV dalekovodnog polja u TS 400/220/110 kV Pljevlja.

Realizacija projekta je uslovljena prethodnim dogovorom sa operatorom prenosne mreže Srbije.

Prema studiji [13], proračunate su očekivane koristi:


- smanjenje emisije CO2 kroz veće angažovanje obnovljivih izvora i hidropotencijala


96

- smanjenje gubitaka u prenosnoj mreži (kroz veće iskorišćenje 400 kV mreže) za oko 5.8 GWh (287,622 €)

- ukupna socio-ekonomska dobit se procjenjuju na oko 5 mil€ godišnje

Crna Gora Godišnje

Prosječna marginalna cijena €/MWh 0

Dobit proizvođača mil€ 1.2

Dobit potrošača mil€ -0.1

Prihodi zagušenja mil€ 3.9

Socijalna dobit mil€ 5

Analize CBA indikatora, za ovaj projekat, su rađene u okviru programskog paketa za proračun tokova snaga (indikatori B1, B4, B6, B7 i GTC), te u okviru programskog paketa za analize tržišta električne energije (indikatori B2, B3 i B5). U odnosu na scenario bez opremanja druge trojke, rezultati analiza su pokazali sljedeće:

CBA Indikatori/Projekat 400 kV DV Pljevlja 2 - RHE Bistrica(RS) - Bajina Bašta (RS) (opremanje druge trojke)*


Povećava nivo sigurnosti u slučaju ispada 400 kV voda ka Srbiji i omogućava uvoz iz bilo kog pravca


Smanjenje emisije CO2 kroz veće angažovanje obnovljivih izvora i hidropotencijala

B3. RES integracija

Nova interkonekcija nema uticaja na priključenje RES s obzirom da u tom području nisu predviđeni novi RES


Scenario proizvodi ukupno smanjenje u gubicima u prenosnom sistemu u iznosu od 5.8 GWh na godišnjem nivou (oko 178,000 € godišnje)

B5. Variranje u emisiji CO2 (%)

Ovaj projekat će omogućiti veće iskorišćenje jeftinijeg lignita/uglja za termo elektrane u ovom području, pri čemu se očekuje smanjenje CO2 emisije za oko 20 t/god, ili 1.7%


Projekat zadovoljava sve preporučene kriterije bezbijednosti

B7. Fleksibilnost

Ovaj scenario prikazuje fleksibilnost i robusnost u pogledu moguće, povećane, razmjene energije u regionu jugoistočne Evrope, odnosno ukoliko se poveća izvoz iz pravca Rumunija/Bugarska ka Italiji (dodatno uvažavajući DC kabl Hrvatska-Italija)

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Ovaj projekat omogućava značajno povećanje vrijednosti NTC-a od: zimi za 150 MW iz pravca Srbija/Bosna i Hercegovina do 900 MW ljeti. U kontra smijeru nema značajniji uticaj

* Detaljne analize su urađene u [13]

Rekonstrukcija DV 110 kV HE Perućica - Danilovgrad

Visoko je opterećen 110 kV pravac HE Perućica - Danilovgrad, usljed visokog angažovanja HE Perućica u zimskim režimima (oko 60% termičke granice), ispadom jednog od dva dalekovoda 110 kV HE Perućica - Podgorica 1 preopterećuje se 8% preko dozvoljene termičke granice.

Analize su pokazale da je ovaj dalekovod, do 2028. godine, ograničavajući faktor za priključenje VE Krnovo snage veće od 72 MW, osim ako se ne izgradi TS 400/110 kV Brezna. To je direktna posljedica velike snage


97

proizvedene u HE Perućica (nakon ulaska u pogon G8 instalisani kapacitet je oko 360 MW), pri čemu se manji dio snage evakuiše preko TR u HE Perućica sa 110 na 220 kV naponski nivo, a veći dio odlazi ka Podgorici preko 110 kV dalekovoda.

Dakle, ovaj dalekovod se postavlja kao alternativa izgradnji TS 400/110 kV Brezna, pri čemu se podrazumijeva da instalisani kapacitet proizvodnih objekata u regionu ne prelazi 72 MW VE Krnovo i G8 HE Perućica (uz prethodnu izgradnju već pomenutog DV 110 kV Vilusi-H.Novi).

Problem izgradnje dodatnih proizvodnih kapaciteta (mHE Plužine i Šavnik, HE Komarnica) se prevazilazi tek izgradnjom TS 400/110/35 kV Brezna, pri čemu bi se, odgovarajućim uklopnim stanjem, sva proizvedena energija potiskivala kroz transformatore u TS Brezna na 400 kV naponski nivo.

Stoga u prvoj fazi priključenja samo 72 MW snage VE Krnovo je moguće povezati na TS 110/X kV Brezna (spojena na 110/x kV Kličevo).

Rekonstrukcijom 110 kV dalekovoda HE Perućica - Danilovgrad, izvedenog provodnicima Al/Fe 150/25 mm2, dužine 17.1 km, i podizanjem prenosne moći ugradnjom provodnika Al/Fe 240/40 mm2, nezavisno od ostalih projekata i pojačanja, moguće je izgraditi dodatnih 22 MW u VE Krnovo.

U slučaju da se ne izgradi ni jedan novi proizvodni objekat u pomenutom regionu, uz ostala pojačanja mreže, bio bi omogućen i plasman 72 MW u EES Crne Gore. Svako dalje povećanje kapaciteta bi iziskivalo izgradnju, već pomenute TS 400/110 kV Brezna.

Realizacijom projekta obezbjeđuju se sljedeći benefiti:

- poboljšanje kvaliteta isporučene električne energije

- smanjenje gubitaka povećanjem poprečnog presjeka provodnika, ukupno 1.5 MW na godišnjem nivou što je ekvivalentno smanjenju od 2.784 GWh godišnje, ili 138 058€.

- odnosno ispunjenje "n-1" kriterijuma sigurnosti, što je obaveza prema Pravilima za funkcionisanje prenosnog sistema električne energije


CBA Indikatori/Projekat Rekonstrukcija DV 110 kV HE Perućica - Danilovgrad


Omogućava isporuku električne energije od oko 57 GWh iz VE Krnovo (po cijeni od 96 €/MWh, što iznosi oko 5.515 mil€/god).



B3. RES integracija

Priključenje VE Krnovo do 2023. godine u projektovanoj snazi od 72 MW, kao i 58.5MW HE Perućica


Smanjenje gubitaka za oko 2.784 GWh (138 058€)




Kod remonta na dalekovodu Nikšić-Vilusi, omogućava plasman energije iz HE Perućica, VE Krnovo i mHE iz regiona Nikšića

B7. Fleksibilnost

U slučaju kašnjenja izgradnje DV 110 kV Vilusi-H.Novi omogućava plasman energije iz HE Perućica, VE Krnovo i mHE iz regiona Nikšića

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Povećava prenosnu moć mreže u pravcu Podgorice za oko 30 MW

Izgradnja TS 110/X kV Tuzi i 110 kV dalekovoda Tuzi - Golubovci

Područje naselja Tuzi se trenutno napaja preko 35 kV dalekovoda (koji je dimenzionisan za rad na 110 kV naponskom nivou) koji je kruto vezan na tzv. "Kolašinski vod" iz TS Podgorica 1. Imajući u vidu eventulani


98

dinamičan rast potrošnje u ovom regionu potrebno je nakon 2023. godine predvidjeti izgradnju 110/X TS Tuzi kojom bi se povećali kapaciteti u transformaciji za napajanje ovog područja. Izgradnjom dalekovoda 110 kV 240/40 mm2 od TS Tuzi do TS Golubovci dužine 8 km u prvoj fazi bi se omogućilo dvostrano napajanje TS 35/10 kV Tuzi. Na ovaj način otvara se mogućnost formiranja spoljnjeg 110 kV prstena, Podgorica 2 - Podgorica 5 - Golubovci - Tuzi - Podgorica 1 koji će značajno rasteretiti dalekovod TS Podgorica 1 - TS Podgorica 3 koji u svim analiziranim režimima visoko opterećen. Pored povećane pouzdanosti napajanja potrošača na širem području Podgorice i rasterećenja drugih visoko opterećenih elemenata postavljanjem 110 kV veze značajno je istaći i poboljšanje naponskih prilika u južnom dijelu Podgorice, koji se usljed dugačkih 35 kV napojnih vodova suočavao sa učestalim problemom niskog napona.

Ukupna dužina vodova od T-spoja do TS Tuzi Ubli i Podgorica iznosi oko 21 km. Ispad bilo kog voda dovodi do ispada ostala dva.

Prenosom snage na višem naponskom nivou automatski se smanjuju gubici u distributivnoj mreži i dolazi do rasterećenja 35 kV mreže.

U prvoj fazi bi se izgradio dvostruki 110 kV dalekovod 2×240/40 mm2 od Podgorice 1 (Zagorič) do Smokovca, trasom pored postojećeg 35 kV dalekovoda dužine 3 km, što bi omogućilo razdvajanje krute veze kod Smokovca. Ovime bi napajanje TS Tuzi bilo nezavisno od napajanja Bioča i Ptiča. Istovremeno bi se radilo na rekonstrukciji TS Tuzi 35 kV ćelija i dogradnji još jednog transformatora 35/10 (uz zamjenu postojećeg) i povećanju kapaciteta na 2×8 MVA.

U drugoj fazi bi trebalo izgraditi dalekovod 110 kV 240/40 mm2 dužine 8 km do TS Golubovci što bi omogućilo dvostrano napajanje TS 110/35 kV Tuzi. Treba istaći da treba što prije izvršiti "rezervisanje" trase za ovaj dalekovod.

U trećoj fazi bi se izvršila dogradnja 110 kV postrojenja (H šema sa dva dalekovodna i dva transformatorska polja i jednim sistemom sabirnica sa poprečnim rastavljačem za njeno razdvajanje na dva sistema dalekovod-transformator).

Predlaže da se umjesto ugradnje 110/35 kV transformatora ide direktno na 110/10(20) kV transformatore 2×20 MVA. Na ovaj način bi se izbjegla kaskada 110/35/10 kV i smanjili gubici u međutransformaciji.

Realizacijom ovog projekta bi se omogućilo:

- sigurno napajanje područja Tuzi iz 35 kV mreže (u prvo vreme dok se ne pređe na 110 kV)

- smanjenje gubitaka u distributivnoj mreži (poboljšanje naponskih prilika i u kasnijoj fazi prelaskom na viši napon).

Takođe, naponsko-reaktivne prilike su jako loše u 10 kV mreži (veliki padovi napona usljed velikih dužina vazdušnih vodova) i uz relativno loš faktor snage (kreće se u opsegu 0.9-0.96) nameće se pitanje kompenzacije reaktivne snage na ovom području. Zbog velikih dužina vodova centralna kompenzacija reaktivne snage u TS Tuzi ne bi bila svrsishodna, već bi to trebalo učiniti u odgovarajućim čvorištima 10kV mreže, što bliže centrima potrošnje, ili da se kompenzacija snage i povećanje faktora snaga izvrši kod samih potrošača na 0.4kV naponskom nivou.

Primjenom CBA analize, dolazi se do sljedećih rezultata:


99

CBA Indikatori/Projekat TS 110/x kV Tuzi i 110 kV dalekovoda Tuzi - Golubovci


Kod ispada bilo kog voda od T-spoja (prema TS Tuzi, Podgorica 1 ili TS Ubli) dolazi do ispada DV 35 kV, od oko 768 MWh godišnje (576,000 €)


Utiče na brži razvoj područja, odnosno, omogućava se priključenje i većih industrijskih potrošača, nakon dovođenja 110 kV naponskog nivoa

B3. RES integracija



Smanjuju se gubici u distributivnoj mreži, dok u prenosnoj nema uticaja

B5. Variranje u emisiji CO2 (%)

Nema uticaja


Omogućava sigurniju isporuku električne energije regiona Tuzi, čija potrošnja je u konstantnom porastu

B7. Fleksibilnost

Bez obzira na to da li će se praviti nova TS u Podgorici, rezultati analiza pokazuju iste dobiti, pa je projekat fleksibilan na (ne)izgradnju novih prenosnih elemenata (TS Podgorica 6, TS Golubovci)

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Nema uticaj

Izgradnja TS Brezna (II faza - transformacija 400/110 kV)7

U slučaju zahtjeva za priključenjem HE Komarnica 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 Plužine i VE Krnovo) ili, oko 370MW sa HE Komarnica. Neophodno je istaći da je planom realizacije TS 400/110 kV Brezna predviđeno da se transformator 110 /35 kV preko koga se napaja region Pive i 110 kV dalekovod Kličevo - Brezna moraju odvojiti na posebni sistem 110 kV sabirnica kako bi se odvojio potrošački dio mreže od proizvodnih čvorova i na taj način omogućila maksimalna evakuacija snage na 400 kV naponski nivo. Takvim načinom realizacije predmetne transformatorske stanice rješavaju se problemi sa zagušenošću 110 kV pravca HE Perućica - TS Podgorica 1 prilikom maksimalnog angažovanja generatora u mHE Šavnik, mHE Plužine, VE Krnovo i HE Perućica.

Obim radova:

izgradnja dva sistema sabirnica 400 kV i dva sistema sabirnica 110 kV, bez pomoćnih sistema sabirnica

tri dalekovodna polja za povezivanje na postojeću 400 kV mrežu, dva transformatorska polja, spojno polje i dva rezervna polja (transformatorsko i dalekovodno polje) na 400 kV strani

četiri dalekovodna polja, dva transformatorska polja, spojno polje, i dva do četiri rezervna polja na 110 kV strani

ugradnja dva transformatora 400/110 kV (2×300 MVA)


- 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 mreži za oko 4 MW u zimskom režimu

7 Posebno obrađeno kroz studiju [14]


100

Na osnovu rezultata analize tokova snaga u regionu ED Nikšić u režimima sa i bez TS 400/110 kV Brezna izvedeni su slijedeći zaključci iz kojih se jasno vide tehnički i ekonomski kriterijumi opravdanosti njene izgradnje:

- U analiziranom zimskom karakterističnom režimu pri maksimalnoj angažovanosti pomenutih proizvodnih objekata uočava se smanjenje gubitaka od 4 MW/sat u režimu sa TS Brezna u odnosu na isti režim bez predmetne transformatorske stanice, što iznosi oko 16.275GWh godišnje.

- Povećanje pouzdanosti napajanja u regionu Pive (Brezna, Plužine, Unač, Mratinje, Crkvičko Polje).

- Mogućnost realizacije 400/110 kV transformacije kojom bi se evakuisala snaga iz proizvodnih objekata (vjetroelektrana Krnovo i mHE u okolini Plužina i Šavnika) na 400 kV naponski nivo i spriječila zagušenja u 110 kV mreži od Perućice ka Podgorici.

- Na osnovu mjerenja izvršenih u toku jedne godine na lokaciji VE Krnovo, faktor angažovanja vjetroelektrane iznosi 29.9 % što daje oko 188 GWh godišnje proizvodnje, pa je neophodno uzeti u obzir važnost pouzdane isporuke proizvedene električne energije u EES Crne Gore, što će biti omogućeno izgradnjom predmetne TS.

CBA Indikatori/Projekat TS 400/110 kV Brezna


Omogućava isporuku električne energije od oko 227 GWh iz HE Komarnica i oko 188GWh iz VE Krnovo (druga faza).


Znatno omogućava priključenje RES-a i HE Komarnica, čime ima značajan uticaj na razvoj oblasti u ekonomskom smislu (izgradnja puteva i zaposlenje stanovništva u regiji)

B3. RES integracija

Dodatno priključenje vjetro kapaciteta i eventualno novih HE (Komarnica) i mHE u regionu


Smanjuje gubitke za oko 16.275 GWh/god




Omogućava remonte na dalekovodima 110 kV Brezna-Kličevo i Brezna-Žabljak, tako što obezbjeđuje dvostrano napajanje sve tri TS u toku remonta (druga strana napajanja preko transformacije 400/110 kV u Brezni).

B7. Fleksibilnost

Projekat je fleksibilan jer bez obzira na moguća odlaganja izgradnje drugih prenosnih objekata omogućava plasman od najmanje 115 MW novih proizvodnih kapaciteta (VE i mHE), kao i da se uklapa u scenarij izgradnje 110 kV mreže na sjeveru Crne Gore

Kapacitet prenosne mreže (GTC) Povećava vrijednost GTC-a za oko 300 MW


101

Nedovoljni instalisani kapaciteti u TS Bar i Budva: povećanje instalisanog kapaciteta ili nova TS 110/35 kV Buljarice

Sadašnji instalisani kapaciteti u transformaciji 110/35 kV u TS 110/35 kV Budva (40+63) MVA i Bar 2×40 MVA su nedovoljni za obezbjeđivanje autonomne rezerve prilikom ispada bilo kog transformatora u ovim trafostanicama.

Elektroenergetski objekat

Ekvivalentno vrijeme trajanja vršne snage

2020

Zima Ljeto

Tmax Z (h)

Tmax L (h)

Wa Z (MWh)

P (MW)

Wa L (MWh)

P (MW)

TS Bar 2 100 2 050 95 480 45.47 99 064 48.32

TS Budva 1 850 2 100 112 791 60.97 142 097 67.67

Kod ispada jednog od TR u TS Bar i Budva, potrebno je redukovati potrošnju za oko 20 MW.

Na godišnjem nivou (uz pretpostavku da je vjerovatnoća ispada TR 0.063 ispada/god/MVA i vrijeme oporavka 17 h) to za pojedine TR iznosi:

TS TR

(MVA) ispada/god/MVA h/ispadu

vrijeme van pogona (h/god)

TS Budva 63 0.063 17.7 70.3

TS Bar 40 0.063 17.7 44.6

Procjena je da je to trajanje u ljetnom i zimskom vrhu oko 17.4 h i 25 h (na osnovu odnosa trajanja zimskog i ljetnjeg vrha u ukupnom broju sati godišnje) za TS Budva i oko 11 h i 16 h za TS Bar.

Predlažu se sljedeće opcije:

1. Zamjena transformatora 110/35 kV 40 MVA u TS Budva i TS Bar jedinicama većeg kapaciteta, instalisane snage 63 MVA

Obim radova:

- Ugradnja TR 110/35 kV 63 MVA u TS Budva (zamjena postojećeg transformatora jedinicom većeg kapaciteta),

- Ugradnja TR 110/35 kV 2×63 MVA u TS Bar (zamjena postojećih transformatora 40 MVA jedinicama većeg kapaciteta).





- sigurnije i pouzdanije napajanje regiona primorja (Budve i Bara).


102

2. Izgradnja nove TS 110/35 kV Buljarice, instalisane snage 2×31.5 MVA, koja će prihvatiti napajanje oko 25% konzuma TS Budva i 10% konzuma TS Bar

Obim radova:

- izgradnja TS 110/35 kV Buljarice i njeno priključenje po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Budva - Bar, na oko 17 km od TS Budva,

- izgradnja dva 110 kV dalekovodna polja u TS Buljarice, dva transformatorska polja 110 kV, spojno i mjerno 110 kV polje.





- sigurnije i pouzdanije napajanje regiona primorja (Budve i Bara).

Poređenje odabranih varijanti, praktično znači poređenje troškova izgradnje, jer su efekti dobiti skoro identični. Kada su u pitanju dobiti od izgradnje TS, ili ugradnje TR, analize su pokazale sljedeće:

- smanjuje se neisporučena električna energija u iznosu od 42.5 h x 20 MW za TS Budva i 27 h x 20 MW za TS Bar, što iznosi oko 850 MWh za TS Budva i 540 MWh za TS Bar. Ukupno to iznosi 1,390 MWh, odnosno 1,043,138 € godišnje.

- vrijednost gubitaka na prenosnoj mreži ostaje ista

- povećanje kapaciteta, bilo u postojećim TS, bilo izgradnjom nove, daje značajan impuls razvoju regiona i omogućava veći ekonomski rast.

- opcija zamjena TR većeg kapaciteta poveća vrijednost struja kratkih spojeva

Ostale analize (smanjenje gubitaka, povećanje struja kratkih spojeva…) potrebno je uraditi i na distributivnom nivou, kako bi se uporedile vrijednosti i donijela pravovremena odluka.

U sljedećoj tabeli su date uporedne vrijednosti troškova.

Uočava se da je nešto skuplja izgradnja TS Buljarice, ali bi do konačne odluke trebalo uraditi i detaljnu analizu dobiti iz ugla distributivne kompanije (ušteda u gubicima i neisporučenoj električnoj energiji).

Za obje varijante, procijenjeni su sljedeći investicioni troškovi (ne uključujući cijenu povezivanja na mrežu):

Troškovi

Broj komada

Zamjena TR većih kapaciteta u TS Bar i Budva TS Buljarice

2×20 MVA, 2 TR polja+2 DV 110 kV polja

Element Jedinična cijena

(€) Pojedinačno

(€) Cijena izgradnje

(€)

3 TR 63 MVA 650,000 1,950,000

3,500,000 3 TR polja 170,000 510,000

Ukupno 2,460,000

Konačan predlog rješenja problema visokog opterećenja TS Budva i TS Bar je potrebno donijeti nakon detaljnih analiza uticaja povećanja struja kratkih spojeva u EES Crne Gore kao posljedica ugradnje transformatora većeg kapaciteta, ali i detaljnih analiza razvoja distributivne mreže u regionu Budve i Bara.


103

5.3.2 Rekonstrukcija i revitalizacija elemenata do 2028.godine

Od značajnijih rekonstrukcija (bez promjene kapaciteta elemenata) koje je potrebno završiti do 2028. godine, izdvajaju se rekonstrukcije slijedećih elemenata:

Rekonstrukcija DV 110 kV Podgorica 2-Virpazar

Rekonstrukcija DV 110KV Podgorica1 – EVP Trebješica – Andrijevica

Rekonstrukcija DV 110 kV Bar-Ulcinj

Rekonstrukcija DV 110kV Nikšić – Bileća (Vilusi) . Kada je u pitanju opterećenost ovoga elementa, on nije kritičan sa stanovišta prenosne moći (tok snage po njemu ne prelazi 50-60 MW u 2028. godini), ali je njegova starost i dotrajalost veliki problem, zbog čega je visoko nepouzdan.

Zamjena VN opreme u transformatorskim stanicama

5.3.3 Analiza planirane topologije za 2028. godinu

Karakteristični režimi zimskog i ljetnjeg maksimuma sa planiranim novim objektima za 2028. godinu detaljno su analizirani sa stanovišta opterećenja elemenata, gubitaka u prenosnoj mreži, naponskih prilika i "n-1" kriterijuma sigurnosti imajući u vidu prije svega porast potrošnje prema predviđenoj stopi rasta.


Tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore, nakon pojačanja mreže su pokazali slijedeće:

Za maksimalan zimski režim, vodovi opterećeni preko 60% svoje termičke granice su:

- 110 kV DV Podgorica 1 - Podgorica 3, koji je opterećen sa 68% svoje termičke granice,

- 110 kV DV Podgorica 1 - Podgorica 4, nadzemna dionica, koji je opterećen sa 64% svoje termičke granice,

Za maksimalan ljetnji režim, vodovi opterećeni preko 60% svoje termičke granice su:

- 110 kV DV Trebinje (BA) - Herceg Novi, koji je opterećen sa 62% svoje termičke granice,

U normalnom pogonskom stanju su svi naponi u dozvoljenim granicama, a ulaskom u pogon TS 400/110/35 kV Lastva naponi na primorju su iznad svoje nominalne vrijednosti.

Na slikama, Slika 5-7 i Slika 5-8, prikazani su tokovi snaga i naponske prilike u prenosnoj mreži Crne Gore za režim zimskog maksimuma i ljetnog minimuma u 2028. godini.


104



105



106

Nivo opterećenja prenosnih transformatora u EES Crne Gore za analizirane režime i opterećenja u 2028. godini dat je u tabeli 5.7 (opterećenje transformatora u TS Brezna 400/110 je zavisno od rada VE Krnovo i nije u direktnoj vezi sa potrošnjom sistema), a distributivnih transformatora 110/X kV u tabeli 5.8.

Tabela 5.7: Nivo opterećenja transformatora X/110 kV u prenosnoj mreži EES Crne Gore - 2028. godina

Trafostanica



2020 2025 (MW) (MVA) (%) (MW) (MVA) (%)

Lastva T1 400/110/31.5 300 300 32.8 58.1 20 56.3 82.9 28

T2 400/110/31.5 300 300 32.8 58.1 20 56.3 82.9 28

Ribarevine T1 400/110/10.5 150 150 27 36.1 24 41.8 49.2 33

Podgorica 2 T1 400/115/31.5 300 300 64.3 89.8 30 118.5 138 46

T2 400/115/31.5 300 300 64.3 89.8 30 118.4 138 46

Pljevlja 2 T1 420/231/31.5 400 400 99 112.2 28 100.6 115.8 29

T2 420/231/31.5 400 400 100.1 113.4 28 101.8 117.1 29

HE Perućica T1 230/121/11 125 125 21.4 40.1 31 25.7 39.1 31

Mojkovac T1 220/115/10.5 150 150 38.6 38.7 25 33.8 34 23

Podgorica 1 T1 220/115/10.5 150 150 57.5 58.9 38 69.6 70.9 47

T2 220/115/10.5 150 150 60 61.3 40 72.6 73.8 49

Pljevlja 2 T1 230/121/6.3 125 125 62.6 65.1 50 60.3 61.8 49

Kao što se vidi u tabeli (Tabela 5.8), u TS 110/X kV Danilovgrad i Vilusi postoji samo jedan transformator. Za TS 110/35 kV Danilovgrad rezervno napajanje konzuma moguće je putem 35 kV mreže iz pravca TS 220/110/35 kV Podgorica 1, kao i za konzum TS 110/35 kV Vilusi - iz pravca Nikšića.

Za TS 110/35 kV Berane i Ribarevine, za analizirani vršni zimski režim u 2023. godini, nivo opterećenja prelazi 50%. Za ovo područje je planirana izgradnja više malih hidroelektrana, koje će sigurno rasteretiti transformatore u ovim trafostanicama. Stoga je za očekivati da konzum koji se napaja preko ove dve TS 110/35 kV ima sigurno napajanje.

Transformatori u TS 110/35 kV Budva i Bar su opterećeni iznad 60%. Računa se da je rezervno napajanje dijela konzuma u slučaju ispada nekog od transformatora u jednoj od ove dvije trafostanice moguće obezbjediti putem 35 kV mreže obezbjediti iz pravca druge trafostanice. Takođe, u zavisnosti od ostvarivanja prognoziranog nivoa konzuma, ostaje otvoreno pitanje da li će ove dvije trafostanice biti kandidati za povećanje instalisanog kapaciteta ili će se kao rješenje razmotriti izgradnja nove trafostanice, npr. TS 110/X kV Buljarice.

Izgradnjom TS 110/X kV dodatno je smanjen nivo opterećenja transformatora 110/35 kV u TS 220/110/35 kV Podgorica 1. Ukupni instalisani kapaciteti u TS 110/X kV Podgorica 1, 2,3 i 4 iznose 340.5 MVA, a nivo prognoziranog opterećenja ovih trafostanica u zimskom vršnom režimu 2028. godini 227 MVA. Konzum za koji se procjenjuje da će prihvatiti nove TS 110/X kV Golubovac i Tuzi oko 22 MVA, što na TS 110/X kV Podgorica 1, 2,3 i 4 ostavlja oko 205 MVA konzuma, što znači da u slučaju ispada najveće jedinice - transformatora 110/35 kV snage 63 MVA u TS 220/110/35 kV Podgorica 1, instalisani kapaciteti u transformaciji 110/X kV su dovoljni da se konzumu obezbjedi potrebna snaga. Stoga je bitno, kao što je u poglavlju 5.2.4.1 istaknuto, obezbjediti rasterećivanje TS 100/10 kV Podgorica 3 i Podgorica 4 prihvatanjem opterećenja na rasterećenu transformaciju 110/35 kV u TS 220/110/35 kV Podgorica 1 i na ovaj način ravnomjerno raspodijeliti opterećenje. Stoga, nije računato sa povećanjem instalisanih kapaciteta u TS 100/10 kV Podgorica 3, 4 i 5, već je potrebno izvršiti preraspodjelu potrošnje putem distributivne mreže, što bez detaljnog uvida u postojeću distributivnu mrežu i planove EPCG to nije bilo moguće uraditi, pa su opterećenja trafostanica na području Podgorice raspodijeljena shodno trenutnom stanju.


107

Tabela 5.8: Nivo opterećenja transformatora 110/X kV u prenosnoj mreži EES Crne Gore - 2028. godina

Trafostanica



2020 2025 (MW) (MVA) (%) (MW) (MVA) (%)

Andrijevica T1 110/36.75/(10.5) 10 10 2.8 2.8 27 2.7 2.8 28

T2 110/36.75/(10.5) 20 20 5.5 5.7 27 5.3 5.6 28

Bar T1 110/36.75/(10.5) 40 40 25.9 27 65 27.6 29.8 75

T2 110/36.75/(10.5) 40 40 26 27.1 65 27.7 29.9 75

Berane T1 110/36.75/(10.5) 20 20 11.5 11.8 56 9.7 10.3 52

T2 110/36.75/(10.5) 20 20 11.9 12.2 57 10 10.6 53

Ribarevine T1 110/36.75/(10.5) 20 20 10.8 11.2 52 9.6 10.1 51

T2 110/36.75/(10.5) 20 20 11.3 11.8 55 10.1 10.6 53

Brezna T1 110/36.75/10.5 20 20 4 4.3 20 4 4.3 21

Budva T1 110/36.75/(10.5) 40 40 28.4 29.5 70 31.6 34 85

T2 110/36.75/(10.5) 63 63 41.3 42.9 64 45.8 49.4 78

Cetinje T1 110/36.75/(10.5) 20 20 10.7 11.1 52 9.5 9.8 49

T2 110/36.75/(10.5) 31.5 31.5 16.5 17.2 51 14.8 15.6 50

Danilovgrad T1 110/36.75/10.5 20 20 15.3 16.5 78 16.7 19.2 96

Golubovci T1 110/36.75/10.5 20 20 7 7.3 34 5.5 5.8 29

T2 110/36.75/10.5 20 20 7 7.3 35 5.5 5.8 29

Herceg Novi T1 110/36.75/(10.5) 40 40 25.4 26.6 63 24 26.5 66

T2 110/36.75/(10.5) 40 40 25.3 26.6 63 23.8 26.6 66

Kličevo T1 110/10.5/10.5 31.5 31.5 8.7 9.2 22 8.7 9.3 23

T2 110/10.5/10.5 31.5 31.5 8.7 9.2 22 8.7 9.3 23

Kotor T1 110/36.75/10.5 20 20 11.5 11.8 55 9.9 10.5 53

T2 110/36.75/10.5 20 20 11.5 11.8 55 9.9 10.5 53

Luštica T1 110/36.75/10.5 20 20 1 1.1 5 20.1 22.1 110

T2 110/36.75/10.5 20 20 1 1.1 5 20.1 22.1 110

Mojkovac T1 110/36.75/(10.5) 20 20 5.1 5.3 24 4.1 4.4 22

T2 110/36.75/(10.5) 20 20 5.1 5.3 24 4.1 4.4 22

Nikšić

T1 110/36.75/6.3 31.5 31.5 14.5 15.4 46 9.1 9.7 31

T2 110/36.75/10.5 63 63 28.9 30.7 46 18 19.2 31

T3 110/36.75/6.3 63 63 32.5 33.6 50 28.4 29.4 47

T4 110/36.75/6.3 63 63 3.5 4.8 7 2.3 3 5

Pljevlja 1 T1 110/36.75/(10.5) 20 20 10.9 11.3 53 9.1 9.7 48

T2 110/36.75/(10.5) 40 40 22.2 23.2 55 18.4 19.8 50

Podgorica 1 T4 110/36.75/10.5 63 63 24.1 25 37 20.2 21.2 34

T5 110/36.75/10.5 63 63 24.1 25 37 20.2 21.2 34

Podgorica 3 T1 110/10 31.5 31.5 23.6 24.2 72 18.5 19.2 61

T2 110/10 40 40 28.9 29.4 69 22.8 23.2 58

Podgorica 4 T1 110/10 40 40 32.8 33.6 79 22.4 22.9 57

T2 110/10 40 40 32.7 33.5 79 22.4 22.9 57

Podgorica 5 T1 110/10.5/10.5 31.5 31.5 19.2 19.6 59 13 13.3 42

T2 110/10.5/10.5 31.5 31.5 19.1 19.5 58 12.9 13.2 42

Tivat T1 110/36.75/(10.5) 40 40 12.4 12.7 30 12.8 13.6 34

T2 110/36.75/(10.5) 63 63 19.1 19.6 29 19.8 21 33

Ulcinj T1 110/36.75/(10.5) 40 40 11 11.4 27 21.6 23.4 59

T2 110/36.75/10.5 40 40 10.4 10.8 26 20.3 22.2 56

Vilusi T1 110/36.75/(10.5) 10 10 1.4 1.6 15 1.3 1.5 15

Virpazar T1 110/36.75/10.5 20 20 5.8 6.1 29 6.3 6.6 33

T2 110/36.75/10.5 20 20 5.9 6.1 29 6.4 6.6 33

Žabljak T1 110/36.75/10.5 31.5 31.5 10 10.7 33 1.5 1.7 5

T2 110/36.75/10.5 31.5 31.5 10 10.7 33 1.5 1.7 5

Tuzi T1 110/X - 20 7 7.4 35 6 6.4 32

Mateševo T1 110/21 20 20 9.5 10.2 48 9.5 10.2 51

T2 110/21 20 20 9.5 10.2 48 9.5 10.2 51

Mrke T1 110/21 20 20 9.5 10.2 48 9.5 10.2 51

T2 110/21 20 20 9.5 10.2 48 9.5 10.2 51


108


Kod analize "n-1" sigurnosti za zimski i ljetnji režim se ne uočavaju preopterećenja preko 100% elemenata u prenosnoj mreži EES Crne Gore.

5.3.4 Analiza gubitaka

Analiza gubitaka je obrađena kroz analizu i poređenje gubitaka u 2028. godini na analiziranim režimima (zimski i ljetni vrh), u odnosu na proračunate gubitke u 2021. godini. Potrebno je napomenuti da porast potrošnje obuhvata i ulazak u pogon turističkih kompleksa Luštica, Portomontenegro, Autoput i slično. Prognoza porasta vršnog opterećenja transformatorskih stanica (izuzimajući „direktne potrošače“) se kreće oko 1.5% na godišnjem nivou. U slijedećoj tabeli su prikazani gubici u 2028. godini.



MW MW MW MW MW MW

844.0 890.0 29.7 1405.0 901.0 27.0

Ukupni gubici u EES Crne Gore iznose oko 27.0MW za zimski i 29.7MW za ljetni režim, što iznosi 2.99 i 3.3%, u odnosu na ukupnu potrošnju Crne Gore, respektivno. Poredeći sa gubicima iz 2021. godine, za očekivati je povećanje gubitaka u procentima od ukupnog opterećenja kao i u apsolutnoj vrijednosti, što je posljedica prije svega povećanja tranzita električne energije, naročito sa povećanjem opterećenja HVDC kabla Crna Gora – Italija na 1000MW. Kao i za slučaj tranzita snage na kablu od 600MW, i ovdje će gubici uzrokovani povećanjem tranzita na 1000MW, biti kompenzovani preko ITC mehanizma u oviru ENTSO-E obračuna troškova za pokrivanje gubitaka (Inter TSOs Compensation Mechanism).


109

5.4 Pregled planiranih pojačanja u prenosnoj mreži EES Crne Gore do 2028. godine

Na osnovu analiza izloženih u poglavljima 5.2 i 5.3, u okviru tabele 5.9 dat je tabelarni pregled planiranih pojačanja u prenosnoj mreži EES Crne Gore za period 2021. - 2028. godine. Rekonstrukcije podrazumijevaju povećanje prenosnih kapaciteta elemenata.

Tabela 5.9: Planirana pojačanja u prenosnoj mreži EES Crne Gore – 2021 - 2028. godina

Godina R.Br. Planirana pojačanja u prenosnoj mreži (novi elementi)

2021 1 Izgradnja TS 400/110 kV Lastva, 400 kV DV Lastva - Čevo 2 TS 110/10 kV Podgorica 4, obezbjeđenje dvostranog 110 kV napajanja

3 Izgradnja DV 400 kV Čevo - Pljevlja

2022-2023

1 Izgradnja TS 110/35 kV Luštica sa priključkom na prenosnu mrežu

3 Izgradnja nove TS 110/35 kV Žabljak

4 Povećanje snage transformacije u TS 110/35 kV Ulcinj sa (20+31.5) MVA na 2×40 MVA

5 Izgradnja DV 110 kV Virpazar - Ulcinj

6 Izgradnja DV 110 kV Lastva - Kotor

2028.

1 400 kV DV Pljevlja 2 - Bajina Bašta

2 Izgradnja DV 110 kV Vilusi- Herceg Novi

3 Rekonstrukcija DV 110 kV Budva – Lastva

4 Rekonstrukcija DV 110 kV TS Lastva – TS Tivat II faza

5 Izgradnja DV 110 kV Podgorica 5 – TS Golubovci - (TS Virpazar)

6 400 kV DV Pljevlja 2 - RHE Bistrica (RS) - Bajina Bašta (RS) (opremanje druge trojke)

7 Rekonstrukcija DV 110 kV HE Perućica - Danilovgrad

8 Izgradnja TS 110/X kV Tuzi i 110 kV dalekovoda Tuzi - Golubovci

9 Izgradnja TS Brezna (II faza - transformacija 400/110 kV)

10 Nedovoljni instalisani kapaciteti u TS Bar i Budva: povećanje instalisanog kapaciteta ili nova TS 110/35 kV Buljarice


110

5.5 Plan razvoja nakon 2028. godine (sa osvrtom u narednih 5 godina)

Imajući u vidu slijedeće činjenice:

prosječna starost 220 kV dalekovoda i transformatora 220/110 kV će u 2033. godini iznositi 55 godina

pouzdanost 220 kV prenosne mreže je već sada značajno smanjena

paralelan rad 400 i 220 kV mreže koje povezuju praktično iste dijelove sistema i koji predstavljaju ograničenja prilikom tranzita energije preko prenosne mreže Crne Gore smanjujući prekogranične prenosne kapacitete

skoro izvjesno podizanje 220 kV mreže u zapadnoj Srbiji na 400 kV naponski nivo (očekivani završetak do 2025.godine)

pojačanja mreže u Albaniji

potrebno je dati preporuke i smjernice budućnosti 220 kV mreže u Crnoj Gori, odnosno odgovoriti na pitanje da li se i kako može izvršiti eventualno napuštanje 220 kV mreže. Čitava problematika eventualnog napuštanja 220 kV mreže je veoma složena i zahtijeva detaljne analize različitih karakterističnih stanja mreže kako bi se uočili eventualni problemi koji mogu nastati, te je stoga u ovom poglavlju dat jedan scenario mogućeg napuštanja 220 kV mreže po fazama. Postepeno napuštanje 220 kV naponskog nivoa obavilo bi se po fazama u skladu sa dinamikom mogućnosti isključenja i prestanka rada 220 kV interkonektivnih dalekovoda (dogovor sa susjednim operatorima prenosnog sistema) kao i dinamikom izgradnje pojedinih elemenata prenosne mreže od presudnog uticaja na realizaciju čitavog 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 predviđena je izgradnja 400/220/110 kV TS Buk Bijela. U ovoj transformatorskoj stanici 220 kV naponski nivo potreban je isključivo zbog 220 kV veze sa HE Piva. Ukoliko dođe 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 značajno popravio sigurnost mreže 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 način 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 područja Pljevalja i okoline bio dovoljan 220/110 kV transformator (125 MVA). Nakon isključenja 220 kV dalekovoda Pljevlja - Mojkovac - Podgorica 1 kao i podizanja 220 kV mreže u zapadnoj Srbiji (B. Bašta) na 400 kV naponski nivo (uz eventualno isključivanje 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 - Isključenje 220 kV dalekovoda Pljevlja - Mojkovac - Podgorica 1 i transformatora 220/110 kV u Mojkovcu. Dalekovod 220 kV Al/Fe 360/57 mm2 Podgorica 1-Pljevlja 2 je izgrađen 1961 i rekonstruisan je dijelom 1982 godine. Obzirom na činjenicu da se vod nalazi u jako lošem stanju na pojedinim dionicama, i da su troškovi i vrijeme održavanje sve duži, javlja se potreba za totalnom rekonstrukcijom i revitalizacijom ovog dalekovoda. Na osnovu statističkih pokazatelja o učestanosti i trajanju ispada 220 kV dalekovoda u Crnoj Gori uočeno je da je neraspoloživost dalekovoda Pljevlja - Podgorica 1 dvostruko veća u odnosu na prosječni nivo trajanja i učestanosti ispada u 220 kV mreži Crne Gore. Izgradnjom TS 400/110 kV u Ribarevinama (Bijelo Polje), kao i izgradnjom HE na Morači stekli su se uslovi za napajanje sjevernog dijela Crne Gore (Bijelo Polje, Berane, Andrijevica, Mojkovac) iz 400 kV mreže. Analizom tokova snaga za zimski režim 2028. godine uočava se da je u slučaju isključenja 220 kV dalekovoda Pljevlja - Mojkovac - Podgorica 1 i


111

transformatora 220/110 kV u Mojkovcu uz angažovanost HE na Morači moguće sigurno i pouzdano napojiti sjeverni dio Crne Gore. U ljetnom režimu sa nultim angažovanjem HE na Morači (što je najkritičniji slučaj) uočavaju se kritična opterećenja 110 kV dalekovoda Bijelo Polje - Mojkovac od oko 100% termičke granice prilikom ispada dalekovoda na 400 kV pravcu Ribarevine - Podgorica 2. U slučaju donošenje odluke o demontiranju dalekovoda 220 kV Pljevlja - Mojkovac - Podgorica 1 potrebno je predvidjeti:

Pojačanje 110 kV mreže na pravcu Bijelo Polje - Mojkovac 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

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 Zagoriču u slučaju mogućnosti realizacije ove transformatorske stanice kao 400/110 kV. Što se tiče postojećih 220 kV veza TS Podgorica 1 bi bila prolazno čvorište te bi se realizovao dalekovod HE Perućica - TS Koplic (AL) sve do faze 4 i eventualnog potpunog napuštanja 220 kV mreže.

Faza 4 - Podizanje HE Perućica na 400 kV naponski nivo - U momentu kada se eventualno steknu uslovi za isključivanje 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 mreže potrebno je razmišljati o završnoj fazi implementacije napuštanja 220 kV mreže koja je zapravo i krucijalna sa stanovišta poboljšanja sigurnosti rada prenosne mreže ali i značajnog smanjenja gubitaka. Instalisani kapacitet HE Perućica bi u 2028. godini iznosio 350 MW (uz ugradnju generatora G8). Veći dio te snage se injektira u 110 kV mrežu inicirajući prije svega velike gubitke, ali i zagušenja u mreži. U slučaju 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 područje Danilovgrada snabdijevali preko posebnih 400/110 kV transformatora.

Čitav projekat zahtijeva mnogo širu analizu, ali je potrebno naglasiti da u karakterističnim režimima za 2033. godinu nijesu uočeni veći problemi u mreži u slučaju ovako opisanog napuštanja 220 kV mreže osim pomenutih pojačanja u 110 kV mreži na pravcu Bijelo Polje - Mojkovac u slučaju da se ne izgradi još jedan 400 kV dalekovod na ovom pravcu koji bi povezao TS Pljevlja i TS Podgoricu.

Predlaže se da se uradi poseban programski zadatak koji bi za posljedicu imao detaljnu studiju napuštana 220 kV naponskog nivoa čija dinamika bi bila usklađen sa planovima okolnih prenosnih sistema.

Perspektiva izgradnje novih interkonektivnih veza ka Bosni i Hercegovini i Albaniji (u svjetlu pojačanja veza ka susjednim sistemima).

Nova 400 kV interkonekcija Crna Gora – Albanija. Naime, prema planu razvoja prenosne mreže, nakon 2021. godine, OST planira izgradnju 400/220 kV transformacije koja bi se vezala na dalekovod 400 kV Podgorica-Tirana, na dionici između Tirane i Vau Dejesa (i to u TS Koman, 21 km od Vau Dejesa). Na osnovu ograničenih informacija vezanih za aktuelnu inicijativu, može se analizirati sljedeće da se 220 kV dalekovod Podgorica-Koplik-Vau Dejes ukloni, a da se umjesto njega izgradi novi 400 kV dalekovod, ili neka slična kombinacija.

Nova 400 kV interkonekcija Crna Gora – Bosna i Hercegovina. Uzimajući u obzir da su studije urađene u prethodnih nekoliko godina pokazale da je očekivani pravac uvoza snage u Crnu Goru iz Bosne i Hercegovine, pošto je taj sistem prvi susjedni sistem sa očekivanim viškovima energije


112

već od 2016. godine, logično je bilo pretpostaviti da će upravo njihov višak snage biti plasiran u Crnu Goru prema HVDC kablu. Jedan od predloga za analizu je novi interkonektivni dalekovod koji bi povezao neko od postojećih 400 kV razvodnih postrojenja, ili buduće razvodno postrojenje 400 kV Brezna, u Crnoj Gori, sa susjednom priključnom tačkom 400 kV (postojećom ili planiranom) u BiH, pri čemu je najlogičnije da to bude TS Sarajevo 20 (BiH). Uklapanje ovog dalekovoda bi zahtijevalo demontažu 220 kV dionice dalekovoda Piva – Sarajevo 20 i upotrebu 400 kV dionice od lokacije gdje je u BiH ranije bila predviđena izgradnja HE Buk Bijela.

Oba ova projekta zahtijevaju mnogo širu analizu, koja ne može da se obuhvati kroz plan razvoja, već mora biti mnogo detaljnije proučena i koja mora da obuhvati mnogo više detalja, kao što su rizici i posljedice koje prenosni sistem sistem može da ima na mnogo duži vremenski rok, a ne samo do 2033. godine.


113

6 Analiza struja kratkih spojeva

Proračun struja kratkih spojeva je izvršen za režim zimskog maksimuma. U datom režimu je u sistemu Crne Gore i u okolnim sistemima, u pogonu najveći broj elektrana, čime se dobijaju maksimalne vrijednosti struje kratkih spojeva.

Proračuni struja kratkih spojeva su izvršeni u skladu sa IEC 60909 internacionalnim standardom, pri čemu se za proračun maksimalne vrijednosti struje kratkih spojeva usvaja da koeficijent za uvećanje napona po čvorovima iznosi 1.1.

Takođe je važno napomenuti da je za uklopno stanje uzet najkritičniji slučaj, a to je kada su sve sabirnice u jednoj TS spojene (nisu sekcionisane).

U tabelama (Tabela 6.1 - Tabela 6.3) su prikazane izračunate vrijednosti struja tropolnog i jednopolnog kratkog spoja u prenosnoj mreži za dati režim. Prikazane su vrijednosti za sadašnje stanje (odnosno 2018. godina kao godina sa približno istom topologijom kao danas), kao i očekivane za ciljne godine (2021. i 2028.).

Potrebno je napomenuti da su vrijednosti date bez TS Lastva 400/110 kV.

Evidentan je porast vrijednosti struja kratkog spoja u gotovo svim transformatorskim stanicama. Najugroženije su TS Podgorica 1 i Podgorica 2 sa izuzetno visokim vrijednostima u 2021. i 2028. godini (u 2028. su na granici vrijednosti instalisane rasklopne opreme od 31.5 kA, koja se nalazi u većini TS 110 kV).

Najveće očekivane vrijednosti u TS 110 kV Podgorica 1 i Podgorica 2 iznose:

2018.

TS Podgorica 1: I3pks - 24,525.5 A I1pks - 27,622.0 A


2021



2028



Stoga je preporuka da se u nekoj od detaljnih analiza predloži rješenje koje će ograničiti vrijednosti struja kratkih spojeva u cijeloj prenosnoj mreži.

Kao moguća rješenja, mogu se predložiti:

sekcionisanje mreže na 110 kV naponskom nivou

ugradnja niskoomskih otpornosti u cilju smanjenja struja KS

zamjena opreme gdje je to moguće i isplativo

procjena vjerovatnoće dešavanja kvara u trenutku angažovanja svih (ili velikog broja) proizvodnih jedinica u Crnoj Gori i okruženju


114

U svakom slučaju, neophodno je sprovesti detaljnu studijsku analizu koja bi se bavila isključivo ovom problematikom.


115

Tabela 6.1: Vrijednosti struja kratkih spojeva 2018.

/I+/ AN(I+) /3I0/ AN(I+)

BREZNA 400 - - - -

LASTVA 400 - - - -

PLJEVLJA2 400 9,211.40 -85.33 8,620.70 -84.37

PODGORICA 2 400 12,767.40 -84.98 11,756.80 -82.5

RIBAREVINE 400 11,496.50 -85.05 10,183.20 -82.24

PERUĆICA 220 9,579.40 -82.35 8,303.50 -81.94

PIVA 220 12,015.70 -84.74 12,071.90 -84.79

MOJKOVAC 220 7,255.90 -80.92 5,974.70 -80.02

PODGORICA 1 220 12,030.50 -82.85 11,042.30 -82.52

TE PLJEVLJA 220 19,423.70 -84.07 20,545.40 -83.81

ANDRIJEVICA 110 4,660.80 -69.96 3,611.70 -70.39

BAR 110 5,643.30 -74.65 6,052.30 -76.71

BERANE 110 5,473.60 -72.56 4,721.40 -73.15

B.POLJE 110 9,546.10 -83.19 10,246.20 -83.29

BREZNA 110 3,989.20 -74.7 4,149.00 -76.26

BUDVA 110 8,827.90 -72.9 9,224.30 -74.8

CETINJE 110 7,663.10 -73.59 7,363.70 -75.12

DANILOVGRAD 110 11,020.60 -77.92 8,888.50 -76.88

TREBJESICA 110 5,213.70 -68.91 3,579.30 -67.93

GOLUBOVCI 110 - - - -

H.NOVI 110 5,850.30 -69.56 5,910.80 -73.9

PERUĆICA 110 17,156.80 -81.67 20,192.70 -82.21

KAP 110 17,323.20 -82.78 15,430.20 -81.73

KLIČEVO 110 11,538.00 -76.65 12,061.70 -76.89

KOTOR 110 4,849.50 -70.57 4,647.80 -74.09

LASTVA 110 - - - -

LUŠTICA 110 - - - -

MATEŠEVO 110 - - - -

MRKE 110 - - - -

MOJKOVAC 110 8,347.20 -81.65 8,861.30 -81.49

NIKŠIĆ 110 13,024.60 -78.77 14,230.50 -79.43

PLJEVLJA2 110 7,663.80 -82.76 7,973.60 -83.47

PLJEVLJA 1 110 7,317.80 -80.85 7,492.90 -81.31

PODGORICA 1 110 24,525.50 -83.7 27,622.00 -83.32

PODGORICA 2 110 25,480.40 -84.5 29,434.60 -84.1

PODGORICA 3 110 18,134.40 -81.11 17,871.60 -80.43

PODGORICA 4 110 16,675.80 -80.57 15,469.00 -79.45

PODGORICA 5 110 17,610.50 -81.02 17,164.50 -80.39

TIVAT 110 6,200.00 -69.84 6,116.90 -73.43

ULCINJ 110 3,013.50 -70.27 3,076.30 -74.1

VILUSI 110 5,739.10 -73.39 3,208.50 -75.77

VIRPAZAR 110 6,405.80 -75.47 5,990.60 -76.65

ŽABLJAK 110 - - - -

kVTropolan kratak spoj Jednopolan kratak spoj

Bus


116

Tabela 6.2: Vrijednosti struja kratkih spojeva 2021.

/I+/ AN(I+) /3I0/ AN(I+)

BREZNA 400 - - - -

LASTVA 400 12,204.7 -84.48 13,448.7 -84.13

PLJEVLJA2 400 14,864.9 -85.39 13,371.8 -82.90

PODGORICA 2 400 13,727.2 -84.82 13,072.1 -78.68

RIBAREVINE 400 13,597.0 -85.02 12,248.3 -81.72

PERUĆICA 220 9,946.3 -82.27 8,672.9 -80.18

PIVA 220 12,287.9 -85.16 12,868.2 -84.34

MOJKOVAC 220 7,366.2 -80.99 6,131.6 -79.71

PODGORICA 1 220 12,613.7 -82.74 10,099.2 -67.31

TE PLJEVLJA 220 20,135.7 -85.25 41,397.9 -80.17

ANDRIJEVICA 110 4,693.3 -70.04 3,677.7 -71.18

BAR 110 6,731.5 -72.83 7,017.0 -75.28

BERANE 110 5,517.1 -72.57 4,862.2 -72.88

B.POLJE 110 9,689.0 -83.25 12,223.1 -83.25

BREZNA 110 5,783.1 -73.81 5,810.5 -75.54

BUDVA 110 16,340.9 -79.62 16,604.3 -79.47

CETINJE 110 10,073.8 -74.39 8,926.2 -74.94

DANILOVGRAD 110 11,420.5 -74.45 9,633.1 -72.96

TREBJEŠICA 110 5,564.7 -68.94 3,862.8 -70.63

GOLUBOVCI 110 - - - -

H.NOVI 110 7,623.9 -70.39 7,221.6 -73.89

PERUCICA 110 20,143.1 -80.99 38,716.1 -67.53

KAP 110 18,503.2 -81.99 18,895.1 -78.71

KLIČEVO 110 14,414.9 -77.71 15,408.3 -74.23

KOTOR 110 6,633.2 -79.17 4,247.1 -78.41

LASTVA 110 18,619.0 -83.08 20,836.0 -83.49

LUŠTICA 110 - - - -

MOJKOVAC 110 8,448.2 -81.67 14,288.3 -79.47

NIKŠIĆ 110 15,397.1 -77.99 18,135.7 -74.69

PLJEVLJA2 110 8,778.8 -80.89 15,345.6 -77.99

PLJEVLJA 1 110 8,629.8 -79.17 11,719.9 -75.08

PODGORICA 1 110 27,231.2 -82.77 33,167.1 -52.55

PODGORICA 2 110 28,134.1 -83.48 45,388.3 -78.12

PODGORICA 3 110 19,359.5 -80.25 20,172.4 -73.84

PODGORICA 4 110 22,547.2 -80.40 25,007.6 -77.39

PODGORICA 5 110 18,738.6 -80.19 19,309.0 -75.40

TIVAT 110 10,817.0 -76.60 12,373.0 -77.06

ULCINJ 110 4,311.0 -72.87 4,522.0 -76.00

VILUSI 110 6,467.0 -73.93 4,767.5 -74.29

VIRPAZAR 110 5,800.0 -71.50 5,743.0 -73.83

ŽABLJAK 110 - - - -

Bus kVTropolan kratak spoj Jednopolan kratak spoj


117

Tabela 6.3: Vrijednosti struja kratkih spojeva 2028

Bus kV Tropolan kratak spoj Jednopolan kratak spoj

/I+/ AN(I+) /3I0/ AN(I+)

BREZNA 400 11,136.9 -85.45 12,173.5 -84.99

LASTVA 400 13,628.0 -84.63 14,751.5 -84.22

PLJEVLJA2 400 20,368.2 -85.72 18,491.4 -83.03

PODGORICA 2 400 16,735.1 -85.12 15,547.4 -80.04

RIBAREVINE 400 17,052.4 -85.24 15,256.2 -81.73

HE ANDRIJEVO 400 13,337.1 -85.29 11,582.2 -81.5

PERUĆICA 220 10,104.4 -82.27 8,645.1 -80.11

PIVA 220 12,606.6 -85.22 13,126.3 -84.35

MOJKOVAC 220 7,581.5 -80.93 6,212.3 -79.65

PODGORICA 1 220 13,091.5 -82.90 9,683.9 -67.71

TE PLJEVLJA 220 21,874.2 -85.71 49,228.0 -79.86

ANDRIJEVICA 110 6,799.9 -71.49 5,725.4 -73.39

BAR 110 8,854.5 -73.99 8,673.5 -76.04

BERANE 110 6,677.1 -72.57 5,781.8 -72.67

B.POLJE 110 10,541.2 -82.73 13,174.0 -82.84

BREZNA 110 18,121.8 -87.70 24,211.9 -87.63

BUDVA 110 17,682.6 -79.51 17,491.1 -79.36

CETINJE 110 10,472.8 -74.06 9,103.8 -74.73

DANILOVGRAD 110 11,744.2 -74.08 9,751.7 -72.83

TREBJESICA 110 7,082.1 -70.47 5,150.1 -72.53

GOLUBOVCI 110 12,984.4 -76.18 11,206.2 -75.70

H.NOVI 110 10,555.0 -72.24 9,414.5 -74.96

PERUĆICA 110 20,717.8 -80.56 39,834.8 -67.82

HE RASLOVIĆI 110 8,422.7 -76.68 9,425.0 -75.28

HE MILUNOVIĆI 110 12,017.6 -75.76 10,871.8 -75.88

HE ZLATICA 110 15,529.8 -75.67 14,302.6 -72.93

KAP 110 19,860.4 -80.78 19,268.6 -78.58

KLIČEVO 110 13,680.9 -76.67 13,911.2 -74.61

KOTOR 110 15,250.4 -79.23 14,944.6 -78.36

LASTVA 110 22,230.3 -82.93 29,125.4 -83.40

LUČTICA 110 14,225.5 -78.68 13,144.9 -78.01

MATEŠEVO 110 7,971.4 -72.54 7,237.4 -73.91

MRKE 110 17,805.8 -75.86 17,342.0 -70.26

MOJKOVAC 110 8,805.8 -81.06 14,960.7 -78.69

NIKŠIĆ 110 16,098.8 -76.86 18,736.2 -75.09

PLJEVLJA2 110 8,851.6 -81.01 15,607.5 -78.04

PLJEVLJA 1 110 8,690.1 -79.26 11,836.4 -75.06

PODGORICA 1 110 30,626.0 -83.05 33,856.1 -56.08

PODGORICA 2 110 31,329.7 -83.77 50,868.3 -78.50

PODGORICA 3 110 21,625.1 -80.35 21,878.7 -74.47

PODGORICA 4 110 24,653.8 -80.36 26,642.3 -77.20

PODGORICA 5 110 21,109.1 -80.31 21,346.4 -75.89

TIVAT 110 15,756.7 -77.92 15,889.7 -77.79

TUZI 110 12,311.8 -75.60 9,528.6 -74.40

ULCINJ 110 8,178.0 -74.21 7,704.8 -77.18

VILUSI 110 9,496.7 -73.97 7,201.5 -74.55

VIRPAZAR 110 11,289.3 -74.52 10,404.2 -75.42

ŽABLJAK 110 5,002.9 -72.46 4,808.2 -75.30


118

7 Analiza dinamičke sigurnosti sistema

Provjera dinamičke stabilnosti izvršena je kroz analizu tranzijentne stabilnosti. Analiza tranzijentne stabilnosti vrši se preko analize ugla rotora generatora na velike poremećaje.

Analize frekventne stabilnosti rade za sisteme koji nisu dobro povezani, pri čemu bi ispad neke od veza mogao dovesti do izolovanog rada sistema i time dovesti do značajnog smanjenja/porasta učestanosti ispod/iznad dozvoljenih vrijednosti. S obzirom na dobru povezanost sistema Crne Gore sa susjedima, ovakve analize nije bilo potrebno raditi u ovoj studiji.

Isto tako, naponska stabilnost se posebno ispituje za sisteme u kojima može doći do naponskog sloma, najčešće kao posljedica velikog tranzite snage. S obzirom da su ovakve analize već rađene u Odbrambenom planu (rezultati poslijednjeg odbrambenog plana su pokazali da se EES Crne Gore ne suočava sa problemima naponske nestabilnosti i pojavama naponskog kolapsa, kao i da se naponski slom može pojaviti isključivo pri velikom uvozu EES-a Crne Gore koji značajno prevazilazi trenutne potrebe sistema i raspoložive prenosne kapacitete na graničnim dalekovodima prema susjedima [22]).

U okviru ovog Plana se radi isključivo analiza tranzijentne stabilnosti, koja ima za cilj da ispita eventualne slabosti nastale nedovoljno dobrim razvojem prenosne mreže.

Analize su urađene za 2021. godinu, kao ciljnu godinu realizacije Investicionog plana, ali i kao godinu do koje se sa dovoljnom tačnošću mogu odrediti parametri pojedinih proizvodnih objekata, koji su od presudnog značaja za formiranje dinamičkih modela EES.

Modeli dinamičkih analiza su formirani na osnovu modela iz pojedinih studija ([6], [11], [13] i [14]), potom su ažurirani prema predloženom planu razvoja CGES do 2021. godine.

Analiza tranzijentne stabilnosti izvršena je u skladu sa zahtjevom CGES-a o uslovima rada sistema u poremećenim radnim režimima iz Pravilnika o radu prenosnog sistema ([2]). Simulirani su tropolni kratki spojevi (tzv. metalni kratki spojevi) na strani sabirnica (u slučaju vodova, simulirani su kratki spojevi na izlaznom/ulaznom portalu, a u slučaju transfromatora simulirani su kratki spojevi na provodnim izolatorima na ulazu u transfromatore).

Simulacije kvarova su izvršene na svim značajnijim elementima prenosne mreže, uključujući i dalekovode koji povezuju elektrane sa ostatkom prenosne mreže. Vrijeme trajanja kvara iznosilo je 100 ms, nakon čega je kvar otklonjen isključenjem elementa pogođenog kvarom.

U svim slučajevima odzivi su pokazani da sistem stabilan, odnosno da sistem, poslije poremećaja, dostiže novo stacionarno stanje bez bilo kakvih dodatnih ili kaskadnih ispada.

Takođe, u okviru analize tranzijentne stabilnosti izvršen je i proračun kritičnih vremena otklanjanja kvara (CCT – Critical Clearing Time). U okviru simulacija potrebnih za određivanje kritičnih vremena isključenja kvarova rađene su analize najkritičnijih slučajeva, jer su posmatrani kvarovi na sabirnicama i to takvi da otklanjanje kvara podrazumijeva isključenje sabirnica i svih grana koje se stiču i njima. Praktično, simulirani su slučajevi djelovanja drugog stepena distantne zaštite u susjednim čvorovima.

7.1 Simulacija kvarova na izabranim poveznim dalekovodima elektrana

U ovom poglavlju prikazani su rezultati simulacija kvarova na izabranim poveznim dalekovodima elektrana. Simuliran je kvar na strani elektrane, u trajanju od 100ms, nakon čega se kvar otklanja reagovanjem distantne zaštite, odnosno isključenjem dalekovoda.


119

Za režim zimskog maksimuma prikazane su simulacije slijedećih kvarova:

Kratak spoj na početku 220 kV dalekovoda Pljevlja - Mojkovac i ispad dalekovoda

Kratak spoj na početku 220 kV dalekovoda Piva - Pljevlja (2) i ispad dalekovoda

Kratak spoj na početku 110 kV dalekovoda Perućica - Podgorica 1 (1) i ispad dalekovoda

Za režim ljetnjeg maksimuma prikazane su simulacije slijedećih kvarova:

Kratak spoj na početku 220 kV dalekovoda Pljevlja - Mojkovac i ispad dalekovoda

Kratak spoj na početku 220 kV dalekovoda Piva - Sarajevo 20 (BiH) i ispad dalekovoda

Kratak spoj na početku 110 kV dalekovoda Perućica - Danilovgrad i ispad dalekovoda

Odzivi generatora za razmatrane kvarove su prikazani na slikama.

Channel Plot

1 - ANGL380001[0HPERUH1 10.500]1 : outgfedcb 2 - ANGL380006[0HPERUH6 10.500]6 : outgfedcb3 - ANGL380011[0HPIVAH1 15.750]1 : outgfedcb 4 - ANGL380021[0TPLJET1 15.750]1 : outgfedcb

Time (seconds)

2520151050

50

40

30

20

10

0

-10

-20

-30


120

Slika 7-1: Uglovi generatora u slučaju kvara i ispada DV 220 kV Pljevlja - Mojkovac, režim zimskog maksimuma 2021. godine

Slika 7-2: Uglovi generatora u slučaju kvara i ispada DV 220 kV Pljevlja - Piva, režim zimskog maksimuma 2021. godine

Slika 7-3: Uglovi generatora u slučaju kvara i ispada DV 110 kV Perućica - Podgorica 1 (1), režim zimskog maksimuma 2021. godine

Channel Plot


Time (seconds)

2520151050

30

25

20

15

10

5

0

-5

-10

-15

-20

-25

Channel Plot


Time (seconds)

2520151050

30

20

10

0

-10

-20

-30


121

Slika 7-4: Uglovi generatora u slučaju kvara i ispada DV 220 kV Pljevlja - Mojkovac,, režim letnjeg maksimuma 2021. godine

Slika 7-5: Uglovi generatora u slučaju kvara i ispada DV 220 kV Piva - Sarajevo 20 (BiH), režim letnjeg maksimuma 2021. godine

Channel Plot


Time (seconds)

2520151050

50

40

30

20

10

0

-10

-20

Channel Plot


Time (seconds)

2520151050

35

30

25

20

15

10

5

0

-5

-10

-15


122

Slika 7-6: Uglovi generatora u slučaju kvara i ispada DV 110 kV Perućica - Danilovgrad, režim letnjeg maksimuma 2021. godine

Channel Plot


Time (seconds)

2520151050

30

25

20

15

10

5

0

-5

-10

-15

-20

-25


123

7.2 Proračun kritičnog vremena isključenja kvara

Kritično vrijeme isključenja kvara (CCT – Critical Clearing Time), u poređenju sa realnim vremenima isključenja kvara, daje dobru procjenu rezerve tranzijentne stabilnosti u sistemu Crne Gore.

Kritično vrijeme isključenja kvara je utvrđeno simulacijom kvarova koji izazivaju ispad čvora i svih njemu incidentnih grana. Na taj način su simulirane najkritičnije situacije u kojima je izostala reakcija distantne zaštite u prvom stepenu (zaglavljeni kontakti prekidača, nereagovanje zaštitnih uređaja i sl.), pa je distantna zaštita u susjednim čvorovima pobuđena u drugom ili trećem stepenu i isključila povezne dalekovode.

Takođe, razmatrani su i slučajevi prolaznih kvarova na sabirnicama, odnosno kvarova kod kojih dolazi do nestanka kvara (npr. gašenja luka) prije djelovanja zaštite.

Rezultati proračuna su prikazani u narednoj tabeli.

Tabela 7.1: kritično vrijeme isključenja kvara (CCT) u neproizvodnim čvorovima

Kvar u čvoru Un

Opis simulacije Zim. maks Let. maks

Usvojen CCT

[kV] CCT [ms] CCT [ms] [ms]

TS Podgorica 2 400 kvar otklonjen isključenjem sabirnica 570 680 570

prolazni kvar 560 680 560

TS Lastva 400 kvar otklonjen isključenjem sabirnica 560 690 560


TS Pljevlja 400 kvar otklonjen isključenjem sabirnica 540 480 480


TS Ribarevine 400 kvar otklonjen isključenjem sabirnica > 1 000 > 1 000 > 1 000

prolazni kvar > 1 000 > 1 000 > 1 000

TS Mojkovac 220 kvar otklonjen isključenjem sabirnica > 1 000 > 1 000 > 1 000

prolazni kvar > 1 000 > 1 000 > 1 000

TS Podgorica 1 220 kvar otklonjen isključenjem sabirnica > 1 000 > 1 000 > 1 000

prolazni kvar > 1 000 > 1 000 > 1 000

TS Perućica 220 kvar otklonjen isključenjem sabirnica > 1 000 > 1 000 > 1 000

prolazni kvar > 1 000 > 1 000 > 1 000

TS Pljevlja 110 kvar otklonjen isključenjem sabirnica 660 1 000 660

prolazni kvar 670 1 000 670

Ovakvi kvarovi, sa isključenjem sabirnica nisu simulirani za slučajeve čvorova na koje su priključeni agregati elektrana (sabirnice 220 kV u HE Piva i u TS Pljevlja 2, kao i sabirnice 110 kV u HE Perućica), jer bi isključenje sabirnica automatski podrazumijevalo i isključenje agregata sa mreže.

Zbog toga su, za potrebe procjene rezerve tranzijentne stabilnosti, simulirani i tropolni kratki spojevi na krajevima svih 400 kV i 220 kV dalekovoda (za interkonektivne dalekovode su analizirani kvarovi u postrojenjima na teritoriji Crne Gore) i 110 kV dalekovoda priključenih na HE Perućica. Kritično vrijeme isključenja kvara je proračunato za oba razmatrana režima, a manje vrijednosti su usvojene za konačnu vrijednost (Tabela 7.2).


124

Tabela 7.2: kritično vrijeme isključenja kvara (CCT) dalekovoda

Dalekovod Un

Kvar u čvoru Zim. maks Ljet. maks CCT

[kV] CCT [ms] CCT [ms] [ms]

Podgorica 2 - Tirana (AL) 400 Podgorica 2 535 635 535

Podgorica 2 - Lastva 400 Podgorica 2 525 645 525

Lastva - Trebinje (BiH) 400 Podgorica 2 525 645 525

Ribarevine - Peć (KS) 400 Ribarevine > 1000 > 1000 > 1000

Pljevlja - Ribarevine 400 Pljevlja 515 440 440

Ribarevine > 1000 > 1000 > 1000

Podgorica 2 - Ribarevine 400 Podgorica 2 525 635 525

Ribarevine > 1000 > 1000 > 1000

Pljevlja - Požega (RS) 220 Pljevlja 250 250 250

Podgorica 1 - Koplic (AL) 220 Podgorica 1 > 1000 > 1000 > 1000

Piva - Sarajevo 20 (BiH) 220 Piva 330 305 305

Perućica - Trebinje (BiH) 220 Perućica > 1000 > 1000 > 1000

Pljevlja - Bajina Bašta (RS) 220 Pljevlja 250 250 250

Perućica - Podgorica 1 220 Perućica > 1000 > 1000 > 1000

Podgorica 1 > 1000 > 1000 > 1000

Piva - Pljevlja (1) 220 Piva 360 320 320

Pljevlja 250 250 250

Piva - Pljevlja (2) 220 Piva 360 325 325


Mojkovac - Podgorica 1 220 Mojkovac > 1000 > 1000 > 1000

Podgorica 1 > 1000 > 1000 > 1000

Mojkovac - Pljevlja 220 Mojkovac > 1000 > 1000 > 1000


Pljevlja (1) - Pljevlja (2) 110 Pljevlja (1) 660 > 1 000 660

Pljevlja (2) - Zamršten (RS) 110 Pljevlja (2) 600 795 600

Danilovgrad - Perućica (A) 110 Perućica (A) 220 275 220

Perućica (A) - Nikšić (1) 110 Perućica (A) 220 275 220

Perućica (A) - Nikšić (2) 110 Perućica (A) 220 275 220

Perućica (B) - Nikšić (3) 110 Perućica (B) 220 275 220

Perućica (B) - Podgorica 1 (1) 110 Perućica (B) 220 275 220

Perućica (B) - Podgorica 1 (2) 110 Perućica (B) 220 275 220

Iz rezultata se može vidjeti da se najniže vrijednosti kritičnih vremena isključenja kvara dobijaju za slučajeve kvarova na granama koje se stiču na sabirnicama na koje su priključeni i agregati elektrana, i to za kvarove na strani elektrane. Najkritičnije vrijednosti se dobijaju za kvarove na vodovima 220 kV, koji se stiču u TS Pljevlja 2, za koje su kritična vremena oklanjanja kvara oko 250 ms, kao i za kvarove na vodovima 110 kV, koji se stiču u HE Perućica, za koje su kritična vremena oklanjanja kvara oko 220 ms. S obzirom da je u propisima definisano da svaki generator mora ostati u pogonu za kvarove u neposrednoj blizini elektrane, u trajanju do 150 ms, može se vidjeti da postoji dovoljna rezerva stabilnosti za elektrane u Crnoj Gori.


125

Poređenjem rezultata kritičnog vremena isključenja kvara sa postojećim podešenjima zaštite odnosno vremenom njihovog reagovanja u postrojenjima u prenosnoj mreži Crne Gore može se zaključiti da je rezerva tranzijentne ugaone stabilnosti na zadovoljavajućem nivou.


126

8 Literatura i podloge

[1] Zakon o energetici Crne Gore, januar 2016. godine [2] Pravila za funkcionisanje prenosnog sistema električne energije, CGES, 2016. [3] Strategija razvoja energetike Crne Gore do 2030. godine, Bijela knjiga, maj 2014. [4] Investicioni Plan CGES-a za 2015-2019. godinu, tehno-ekonomski parametri, februar 2015.

godina [5] "Guideline for Cost Benefit Analysis of Grid Development Projects”, ENTSO-E, September 2013 [6] Elaborat o priključenju VE Krnovo na prenosni sistem Crne Gore [7] PSS/E® Documentation, SIEMENS-PTI, October 2010 (v32), May 2012 (v33) [8] IEC 60909 -Short-CircuitCurrents In Three-PhaseA.C. Systems, FirstEdition, IEC, July 2001. [9] System AdequacyForectast 2010 - 2025, ENTSO-E Report [10] Generation surplus projections in Eastern Europe (EE) region and electricity market scenarios in

period 2010 - 2020, EKC - Beograd, 2011 [11] Western Serbia - 400 kV Transmission System Upgrade, EKC - Beograd, septembar 2011. [12] Regional Investment Plan <RG SCE>, Version for Public Consultation, ENTSO-E, February 2012 [13] Feasibility Study-400kV Interconnection Serbia - Montenegro - BiH, WYG -United Kingdom, jun

2014 [14] Montenegro: Feasibility Study and Preliminary Design – Electricity Network Expansion for the

Development of RES, novembar 2015. [15] ENTSO-E Network Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators,

March 2013 [16] Wind farm island operation, XEMC Darwind B.V., oktobar 2010 [17] Razvoj prenosne i distributivne mreže Podgorice do 2025. godine, mart 2010. [18] Razvoj prenosne i distributivne mreže Nikšića do 2025. godine, mart 2010. [19] Feasibility Study for 400kV OHL Lastva – Pljevlja and Associated Substation - TA-MON-02 FS, jul

2011. [20] Alternativno rješenje za novu interkonekciju Crna Gora – Bosna i Hercegovina,septembar 2013 [21] Prostorni Plan Crne Gore, Podgorica, mart 2008. godine [22] Odbrambeni plan elektroenergetskog sistema Crne Gore, septembar 2016 [23] Razvojni Načrt Prenosnega Sistema Republike Slovenije od leta 2017 – 2026, ELES, Slovenia


127

9 PRILOZI


128

Rezultati proračuna struja kratkih spojeva sa doprinosima iz susjednih čvorova

Proračun struja kratkih spojeva sa doprinosima iz susjednih čvorova


129

I"3psc I"d I"i I"0 I"A I"B I"C

Berane 2,645.9 684.1 684.1 699.5 2,067.2 38.1 38.1

Trebjesica 2,018.8 521.9 521.9 358.3 1,401.9 164.8 164.9

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 155.0 155.0 155.0 155.0

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 155.0 155.0 155.0 155.0

Total 4,660.8 1,205.1 1,205.1 1,305.1 3,615.2 0.0 0.0

Berane 2,661.5 696.8 696.8 722.9 2,114.1 77.1 77.1

Matesevo 2,035.8 541.3 541.3 375.9 1,458.2 167.1 167.1

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 151.1 155.5 149.1 149.1

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 151.1 155.5 149.1 149.1

Total 4,694.1 1,243.7 1,243.7 1,243.7 3,731.0 0.0 0.0

Berane 2,684.9 685.7 685.7 728.7 2,098.1 77.9 78.0

Matesevo 1 2,214.0 565.4 565.4 473.7 1,604.4 93.2 93.2

Matesevo 2 2,002.1 511.3 511.3 424.5 1,447.1 87.2 87.2

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 148.7 153.2 146.7 146.7

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 148.7 153.2 146.7 146.7

Total 6,926.1 1,768.8 1,768.8 1,768.8 5,306.5 0.0 0.0

Andrijevica, 110 kV

Godina

2028

Tropolan kratak spoj

simetricne komponente faze

subtransient period

Jednopolan kratak spoj

Doprinos

2018

2021


130


Andrijevica 1,594.9 458.9 458.9 324.5 1,242.1 134.8 135.0

Ribarevine 3,889.1 1,118.9 1,118.9 844.2 3,076.8 302.9 302.8

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 215.8 215.8 215.8 215.8

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 206.1 206.1 206.1 206.1

Total 5,473.6 1,574.8 1,574.8 1,574.8 4,724.4 0.0 0.0

Andrijevica 1,607.8 485.0 485.0 328.2 1,296.9 162.1 162.1

Ribarevine 3,919.6 1,146.7 1,146.6 919.7 3,202.5 291.9 291.9

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 203.2 216.0 198.8 198.8

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 212.7 226.0 207.8 207.8

Total 5,517.7 1,645.3 1,645.3 1,645.3 4,935.9 0.0 0.0

Andrijevica 2,780.1 779.9 779.9 535.8 2,095.4 244.8 244.9

Ribarevine 3,966.3 1,112.6 1,112.6 966.7 3,183.1 222.5 222.5

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 217.1 229.9 212.4 212.4

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 207.4 219.7 203.2 203.2

Total 6,801.3 1,907.9 1,907.9 1,907.9 5,723.7 0.0 0.0

2027

Berane, 110 kV

Godina

2018

2021



Doprinos simetricne komponente faze

subtransient period


131


2018 Total - - - - - - -

2021 Total - - - - - - -

Lastva 4,093.5 1,479.2 1,480.0 625.8 3,581.5 859.8 862.3

Pljevlja 6,561.7 2,371.2 2,372.1 868.0 5,599.2 1,527.6 1,524.6

T1 400/110 424.0 153.2 152.3 1,345.3 1,650.9 1,192.7 1,192.4

T2 400/110 424.0 153.2 152.3 1,345.3 1,650.9 1,192.7 1,192.4

Total 11,493.1 4,153.2 4,153.2 4,153.2 12,459.7 0.0 0.0


VE Krnovo (1) 0 0.0 0.0 118.3 118.3 118.3 118.3

VE Krnovo (2) 0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Kličevo 3,989.2 1,383.0 1,383.0 524.1 3,286.3 866.0 866.0

T 110/35 0.0 0.0 203.2 203.2 203.2 203.2

Total 3,989.2 1,383.0 1,383.0 1,283.0 4,049.0 0.0 0.0

VE Krnovo (1) 0 0.0 0.0 118.3 118.3 118.3 118.3

VE Krnovo (2) 0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Kličevo 3,824.7 1,330.8 1,330.9 571.1 3,227.8 769.7 770.8

Žabljak 1,874.4 624.8 624.8 453.6 1,703.1 171.8 170.7

T 110/35 0.0 0.0 0.0 221.4 230.3 217.4 217.4

Total 5,651.7 1,959.8 1,959.8 1,859.8 5,779.5 0.0 0.0

HE Komarnica (1) 1152.8 512.8 513.6 225.0 1,250.8 289.1 290.0

HE Komarnica (2) 1152.8 512.8 513.6 225.0 1,250.8 289.1 290.0

VE Krnovo (1) 0 0.0 0.0 118.3 118.3 118.3 118.3

VE Krnovo (2) 0 0.0 0.0 118.3 118.3 118.3 118.3

HE Pluzine 339.6 151.0 146.7 77.2 374.5 72.9 72.5

HE Savnik 504 224.2 217.9 107.1 548.6 115.8 115.1

Kličevo 3925.1 1,002.0 1,002.0 816.8 2,819.9 191.1 191.9

Žabljak 1885.7 481.3 481.3 666.7 1,627.9 191.1 191.9

T1 400/110 7605.8 3,383.1 3,387.6 3,614.2 10,384.8 232.8 233.6

T2 400/110 7605.8 3,383.1 3,387.6 3,614.2 10,384.8 232.8 233.6

T 110/35 0 0.0 0.0 72.5 81.4 69.6 69.6

Total 18,366.6 8,169.7 8,169.7 8,169.7 24,509.0 0.0 0.0

Doprinos

2028

Brezna, 400 kV

GodinaTropolan kratak spoj



subtransient period

Brezna, 110 kV

Godina DoprinosTropolan kratak spoj


subtransient period

2021

2018

2028



132


Bar 1,478.8 510.2 510.2 398.3 1,415.5 130.8 130.8

Cetinje 2,590.8 893.8 893.8 638.2 2,421.4 276.1 276.1

Podgorica 2 3,053.2 1,053.3 1,053.4 425.7 2,526.8 638.9 638.8

Tivat 1,722.4 594.2 594.2 429.7 1,617.3 168.2 168.3

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 491.9 505.2 485.2 485.2

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 688.7 675.6 695.3 695.3

Total 8,827.9 3,045.6 3,045.6 3,045.6 9,136.8 0.0 0.0

Bar 1,748.2 516.7 516.8 438.9 1,471.5 85.4 85.5

Cetinje 2,299.4 812.2 812.2 690.2 2,314.2 125.1 125.1

Lastva 9,919.6 3,456.1 3,456.0 3,014.6 9,919.2 518.3 518.4

Podgorica 2 2,709.8 942.8 942.8 486.2 2,369.0 463.7 463.8

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 684.1 743.9 662.1 662.2

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 469.8 510.8 454.7 454.8

Total 16,594.7 5,749.5 5,749.5 5,749.5 17,248.6 0.0 0.0

Bar 2,065.0 670.0 670.1 468.2 1,808.3 201.9 201.9

Cetinje 2,513.8 815.6 815.7 719.8 2,350.9 98.6 98.7

Lastva 10,933.9 3,547.5 3,547.2 3,167.9 10,255.7 463.5 463.7

Podgorica 2 2,916.1 946.1 946.2 511.4 2,401.0 442.0 442.1

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 479.3 524.0 463.2 463.2

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 698.0 763.1 674.5 674.5

Total 18,520.6 6,009.0 6,009.0 6,009.0 18,027.1 0.0 0.0

2028

Budva, 110 kV

Godina

2021


2018



subtransient period


133


Budva 3,825.7 1,223.4 1,223.4 962.3 3,407.7 270.1 270.1

Podgorica 2 3,852.9 1,232.1 1,232.1 602.3 3,062.2 640.1 640.1

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 517.8 517.8 517.8 517.8

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 392.5 392.5 392.5 392.5

Total 7,663.1 2,450.5 2,450.5 2,450.5 7,351.6 0.0 0.0

Budva 6,236.1 1,855.3 1,855.3 1,340.4 5,045.5 541.2 541.2

Podgorica 2 3,884.2 1,158.2 1,158.2 738.1 3,050.1 435.6 435.6

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 429.0 443.7 422.5 422.5

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 560.7 576.2 554.1 554.2

Total 10,113.5 3,031.9 3,031.9 3,031.9 9,095.7 0.0 0.0

Budva 6,604.4 1,894.3 1,894.3 1,372.4 5,155.5 548.7 548.7

Podgorica 2 4,071.4 1,167.8 1,167.8 756.2 3,087.4 427.6 427.6

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 426.9 440.8 420.9 420.9

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 563.2 581.6 555.2 555.2

Total 10,745.0 3,082.0 3,082.0 3,082.0 9,246.0 0.0 0.0

2028

Cetinje, 110 kV

Godina

2021


2018



subtransient period


HPP Perucica 5,120.3 1,375.3 1,375.4 1,341.2 4,091.6 48.2 48.1

Podgorica 1 5,900.5 1,584.8 1,584.7 1,324.9 4,494.2 261.7 261.7

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 300.8 300.8 300.8 300.8

Total 11,020.6 2,960.0 2,960.0 2,960.0 8,880.1 0.0 0.0

HPP Perucica 5,651.4 1,599.5 1,599.6 1,583.5 4,780.0 112.5 112.4

Podgorica 1 5,795.5 1,642.9 1,642.8 1,392.1 4,677.8 250.8 250.7

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 287.1 306.7 279.3 279.3

Total 11,422.5 3,248.2 3,248.2 3,248.2 9,744.6 0.0 0.0

HPP Perucica 5,813.8 1,598.4 1,598.4 1,619.2 4,812.9 123.8 123.8

Podgorica 1 6,106.5 1,678.9 1,678.8 1,387.1 4,744.8 291.8 291.7

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 292.6 315.3 283.6 283.6

Total 11,948.0 3,284.9 3,284.9 3,284.9 9,854.6 0.0 0.0

2028

Danilovgrad, 110 kV

Godina

2021


2018



subtransient period


134


2018 Total - - - - - - -

Virpazar - - - - - - -

Gornja Zeta - - - - - - -

T 110/35 - - - - - - -

Total - - - - - - -

Podgorica 5 4,983.9 1,394.3 1,394.3 1,158.4 3,941.1 281.0 281.1

Virpazar 3,870.3 1,082.8 1,082.8 1,182.2 3,345.7 129.7 129.8

Tuzi 4,547.5 1,272.2 1,272.2 834.0 3,374.8 451.7 451.7

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 303.5 311.1 300.2 300.2

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 303.5 311.1 300.2 300.2

Total 13,431.2 3,757.6 3,757.6 3,757.6 11,272.7 0.0 0.0

2028

Golubovci, 110 kV

Godina

2021




subtransient period


Trebinje (BA) 3,323.6 1,107.0 1,106.9 438.4 2,650.4 672.1 672.2

Tivat 2,527.0 841.7 841.8 480.5 2,162.5 365.7 365.6

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 518.9 518.9 518.9 518.9

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 518.9 518.9 518.9 518.9

Total 5,850.3 1,948.6 1,948.6 1,948.6 5,845.7 0.0 0.0

Trebinje (BA) 3,327.9 1,037.7 1,037.4 574.3 2,641.4 485.5 485.9

Tivat 4,303.6 1,352.1 1,352.3 774.0 3,475.1 588.3 588.1

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 555.9 600.7 536.4 536.4

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 555.9 600.7 536.4 536.4

Total 7,631.3 2,439.1 2,439.1 2,439.1 7,317.2 0.0 0.0

Trebinje (BA) 3,048.3 896.6 896.3 590.5 2,378.9 322.6 322.9

Tivat 4,338.5 1,276.1 1,276.5 833.2 3,384.8 447.0 446.8

Vilusi 3,074.4 904.3 904.3 560.3 2,363.5 362.1 362.2

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 581.9 626.2 562.8 562.9

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 581.9 626.2 562.8 562.9

Total 10,623.2 3,124.7 3,124.7 3,124.7 9,374.0 0.0 0.0

2028

Herceg Novi, 110 kV

Godina

2021


2018



subtransient period


135


Podgorica 2 (1) 8,608.0 2,556.8 2,556.8 2,556.8 7,670.5 0.0 0.0

Podgorica 2 (2) 8,715.2 2,588.7 2,588.7 2,588.7 7,766.0 0.0 0.0

Total 17,323.2 5,145.5 5,145.5 5,145.5 15,436.5 0.0 0.0

Podgorica 2 (1) 9,195.2 3,183.9 3,183.8 3,243.2 9,610.5 91.4 91.5

Podgorica 2 (2) 9,309.7 3,223.6 3,223.5 3,283.6 9,730.1 92.5 92.7

Total 18,504.9 6,526.7 6,526.7 6,526.7 19,580.2 0.0 0.0

Podgorica 2 (1) 10,155.6 3,278.7 3,278.7 3,278.7 9,836.1 0.0 0.0

Podgorica 2 (2) 10,282.0 3,319.5 3,319.5 3,319.5 9,958.5 0.0 0.0

Total 20,456.5 6,598.2 6,598.2 6,598.2 19,794.6 0.0 0.0

KAP, 110 kV

2021

2028



subtransient period

2018


DoprinosGodina


Niksic 11,538.0 4,020.6 4,020.6 3,069.7 11,107.4 971.0 971.0

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 485.5 485.5 485.5 485.5

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 485.5 485.5 485.5 485.5

Total 11,538.0 4,020.6 4,020.6 4,020.6 12,061.7 0.0 0.0

Brezna 1,326.3 483.3 483.4 388.6 1,345.7 148.6 147.8

Niksic 13,095.0 4,729.6 4,729.6 4,082.3 13,523.4 814.2 815.3

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 426.9 439.2 422.6 422.7

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 426.9 439.2 422.6 422.7

Total 14,414.9 5,237.3 5,237.3 5,237.3 15,711.8 0.0 0.0

Brezna 1,378.4 462.3 462.4 261.1 1,183.6 208.0 207.0

Niksic 12,659.7 4,245.9 4,245.8 3,576.2 12,055.6 771.9 773.0

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 473.5 484.7 468.8 468.8

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 473.5 484.7 468.8 468.8

Total 14,093.0 4,726.6 4,726.6 4,726.6 14,179.7 0.0 0.0

Kličevo, 110 kV

2021

2028



subtransient period

2018


DoprinosGodina


136


Tivat 4,849.5 1,549.3 1,549.3 1,053.5 4,150.5 501.9 501.9

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 251.0 251.0 251.0 251.0

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 251.0 251.0 251.0 251.0

Total 4,849.5 1,549.3 1,549.3 1,549.3 4,647.8 0.0 0.0

Tivat 6,050.8 2,211.1 2,211.1 1,630.5 6,050.8 590.4 590.4

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 244.8 295.2 295.2 295.2

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 244.8 295.2 295.2 295.2

Total 6,633.2 2,461.1 2,461.1 2,461.1 4,247.1 0.0 0.0

Lastva 11,061.4 3,483.4 3,483.5 3,209.7 10,172.9 334.9 334.7

Tivat 4,556.6 1,434.9 1,434.8 1,231.6 4,100.7 209.9 210.0

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 249.7 263.9 244.6 244.6

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 249.7 263.9 244.6 244.6

Total 15,654.3 4,929.8 4,929.8 4,929.8 14,789.3 0.0 0.0

2028

Kotor, 110 kV

2021



2018

subtransient period


DoprinosGodina


137


2018 Total - - - - - - -

HVDC (IT) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Trebinje (BA) 3,920.6 1,338.5 1,337.3 721.5 3,392.8 626.7 630.3

Podgorica 2 2,615.3 893.1 893.5 417.6 2,199.9 487.4 483.6

Pljevlja 4,430.4 1,514.8 1,515.5 867.0 3,890.7 667.8 667.5

T1 400/110 636.9 213.0 213.0 1,093.7 1,508.2 890.8 890.5

T2 400/110 636.9 213.0 213.0 1,093.7 1,508.2 890.8 890.5

Total 12,221.9 4,165.8 4,165.8 4,165.8 12,497.5 0.0 0.0

HVDC (IT) 0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Trebinje (BA) 3893.9 1,302.3 1,300.4 628.7 3,228.1 679.3 682.0

Brezna 3109.6 1,039.2 1,039.5 679.5 2,753.7 378.3 375.9

Podgorica 2 5129.3 1,714.3 1,715.8 984.9 4,407.3 753.3 752.5

T1 400/110 756.5 250.4 250.5 1,143.9 1,633.1 904.2 904.0

T2 400/110 756.5 250.4 250.5 1,143.9 1,633.1 904.2 904.0

Total 13,628.1 4,550.8 4,550.8 4,550.8 13,652.4 0.0 0.0


2018 Total - - - - - - -

Budva 4,987.8 1,828.8 1,828.9 1,064.9 4,721.3 767.9 768.1

Tivat 900.1 342.2 342.0 290.0 972.1 68.7 68.8

T1 400/110 6,917.6 2,631.5 2,631.5 2,957.9 8,217.3 367.7 368.1

T2 400/110 6,917.6 2,631.5 2,631.5 2,957.9 8,217.3 367.7 368.1

Total 18,619.1 7,012.3 7,012.5 6,805.1 20,836.7 0.0 0.0

Budva 5,289.7 1,972.2 1,972.6 1,126.2 5,070.4 848.0 848.2

Kotor 915.8 472.3 472.1 482.6 1,424.4 61.9 61.5

Luštica 793.7 466.9 466.7 317.1 1,249.3 155.5 155.7

T1 400/110 7,267.4 2,708.7 2,708.6 3,171.5 8,584.7 498.6 499.0

T2 400/110 7,267.4 2,708.7 2,708.6 3,171.5 8,584.7 498.6 499.0

Total 22,230.3 8,251.3 8,251.3 8,251.3 24,754.0 0.0 0.0

Lastva, 400 kV



subtransient period


DoprinosGodina

2021

Lastva, 110 kV



subtransient period

2028

2021


2028


138


2018 Total - - - - - - -

Tivat 1 - - - - - - -

Tivat 2 - - - - - - -

T1 110/35 - - - - - - -

T2 110/35 - - - - - - -

Total - - - - - - -

Tivat 8,610.4 2,608.5 2,608.6 2,573.3 7,788.1 137.0 136.9

Lastva 5,620.4 1,702.7 1,702.6 1,226.4 4,631.7 476.6 476.7

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 260.4 260.4 260.4 260.4

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 260.4 260.4 260.4 260.4

Total 14,225.5 4,309.6 4,309.6 4,309.6 12,928.8 0.0 0.0

2028

Luštica, 110 kV



2021

subtransient period


DoprinosGodina


139


Podgorica 1 2,899.1 797.2 797.0 583.9 2,177.0 218.5 220.0

TPP Pljevlja 3,046.3 838.3 838.4 580.2 2,255.6 264.9 263.2

T 220/110 1,310.9 360.6 360.7 841.0 1,560.5 483.3 483.2

Total 7,255.9 1,996.0 1,996.0 1,996.0 5,988.1 0.0 0.0

Podgorica 1 2,947.9 824.5 824.2 556.2 2,198.8 291.8 292.7

TPP Pljevlja 3,077.5 854.3 854.5 635.6 2,341.9 232.7 231.9

T 220/110 1,341.9 379.1 379.2 892.3 1,643.3 524.5 524.5

Total 7,367.1 2,057.9 2,057.9 2,057.9 6,173.6 0.0 0.0

Podgorica 1 3,032.6 823.4 823.2 549.6 2,189.7 298.3 299.0

TPP Pljevlja 3,176.1 862.3 862.5 650.7 2,372.8 226.8 226.1

T 220/110 1,459.0 396.1 396.2 908.6 1,693.2 525.1 525.0

Total 7,667.6 2,081.8 2,081.8 2,081.8 6,245.4 0.0 0.0


Ribarevine 4,022.1 1,424.1 1,424.3 772.1 3,617.6 660.2 660.4

T 220/110 4,348.3 1,539.8 1,539.6 2,010.0 5,089.3 470.7 471.0

T 110/35 0.0 0.0 0.0 189.9 189.9 189.9 189.9

Total 8,347.2 2,955.7 2,955.7 2,955.7 8,867.2 0.0 0.0

Ribarevine 4,078.4 2,329.0 2,329.1 422.6 4,279.8 2,717.1 2,717.3

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 84.6 84.6 84.6 84.6

T 220/110 4,393.8 2,492.5 2,492.3 5,274.3 10,236.4 2,823.1 2,823.3

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 84.6 93.2 93.2 93.2

Total 8,448.7 4,820.3 4,820.3 4,820.3 14,461.0 0.0 0.0

Ribarevine 4,387.3 2,479.8 2,480.0 443.2 4,573.8 2,879.1 2,879.3

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 86.4 86.4 84.8 84.8

T 220/110 4,476.4 2,515.1 2,514.9 5,545.7 10,563.8 2,963.9 2,964.1

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 86.4 86.4 86.4 86.4

Total 8,902.1 4,977.3 4,977.3 4,977.3 14,931.8 0.0 0.0

Mojkovac, 220 kV



2028

2021

subtransient period




DoprinosGodina

2028

2021

2018

faze

2018

Mojkovac, 110 kV

Godina Doprinossubtransient period

simetricne komponente


140


2018 Total - - - - - - -

Bar 6,273.3 1,989.4 1,989.3 779.6 4,753.4 1,219.5 1,219.5

Ulcinj 591.2 0.0 0.0 457.0 457.0 457.0 457.0

VE Mozura 591.0 187.5 187.6 948.3 1,321.2 762.7 762.6

Total 6,848.0 2,171.6 2,171.6 2,171.6 6,514.9 0.0 0.0

Bar 6,502.0 2,006.7 2,006.7 797.4 4,808.1 1,214.7 1,214.6

Ulcinj 2,322.0 716.8 716.8 1,128.4 2,560.9 414.9 414.9

VE Mozura 591.0 182.5 182.6 988.2 1,352.2 806.6 806.5

Total 9,398.0 2,900.5 2,900.5 2,900.5 8,701.4 0.0 0.0

faze

2021

2028

Možura, 110 kV



subtransient period

simetricne komponente


Trebinje (BA) 3,441.1 993.0 992.8 634.2 2,619.0 361.9 362.1

Podgorica 1 4,191.5 1,209.6 1,209.3 952.5 3,369.6 268.5 268.4

T 220/110 1,955.2 564.2 564.8 1,192.4 2,321.0 628.5 628.6

Total 9,579.4 2,764.4 2,764.4 2,764.4 8,293.2 0.0 0.0

Trebinje (BA) 3,522.5 1,029.7 1,029.1 670.4 2,729.1 358.9 359.3

Podgorica 1 4,353.9 1,284.6 1,284.6 896.6 3,458.1 421.1 420.7

T 220/110 2,078.4 616.1 616.6 1,385.8 2,617.4 771.3 771.4

Total 9,946.8 2,928.6 2,928.6 2,928.6 8,785.9 0.0 0.0

Trebinje (BA) 3,544.5 1,003.3 1,002.6 650.8 2,656.7 352.0 352.2

Podgorica 1 4,577.4 1,295.7 1,295.9 878.5 3,459.6 458.7 458.4

T 220/110 2,186.8 619.0 619.5 1,415.9 2,652.9 799.1 799.2

Total 10,303.3 2,916.4 2,916.4 2,916.4 8,749.2 0.0 0.0

HPP Perućica, 220 kV

Godina

2021


2018

subtransient period



2028


141


T1 110/gen 425.2 165.2 165.5 393.6 714.0 214.0 213.9

T2 110/gen 425.2 165.2 165.5 393.6 714.0 214.0 213.9

T3 110/gen 424.3 164.9 165.1 390.3 710.1 211.1 211.1

T4 110/gen 425.2 165.2 165.5 393.6 714.0 214.0 213.9

T5 110/gen 425.2 165.2 165.5 393.6 714.0 214.0 213.9

T6 110/gen 962.1 373.9 374.4 639.6 1,373.1 242.2 242.0

T7 110/gen 962.1 373.9 374.4 639.6 1,373.1 242.2 242.0

Danilovgrad 2,457.2 955.0 954.7 331.9 2,246.9 645.4 645.2

Niksic (1) 454.1 176.5 176.5 291.0 733.5 202.0 201.9

Niksic (2) 454.1 176.5 176.5 291.0 733.5 202.0 201.9

Niksic-Zelj. (3) 454.1 176.5 176.5 291.0 733.5 202.0 201.9

Podgorica 1 (1) 2,869.0 1,115.1 1,114.7 341.5 2,578.4 798.9 798.6

Podgorica 1 (2) 2,869.0 1,115.1 1,114.7 341.5 2,578.4 798.9 798.6

T 220/110 3,641.1 1,415.2 1,414.1 1,559.6 4,358.8 136.2 137.8

Total 17,156.8 6,668.2 6,668.2 6,668.2 20,192.7 0.0 0.0

T1 110/gen 425.2 165.1 165.2 401.4 730.2 238.7 238.5

T2 110/gen 425.2 165.1 165.2 401.4 730.2 238.7 238.5

T3 110/gen 424.3 164.7 164.9 398.0 726.2 235.6 235.4

T4 110/gen 425.2 165.1 165.2 401.4 730.2 238.7 238.5

T5 110/gen 425.2 165.1 165.2 401.4 730.2 238.7 238.5

T6 110/gen 962.1 373.2 373.5 652.3 1,396.1 286.4 285.8

T7 110/gen 962.1 373.2 373.5 652.3 1,396.1 286.4 285.8

T8 110/gen 954.1 370.1 370.4 647.0 1,385.0 283.3 282.7

Danilovgrad 2,449.4 978.4 978.4 338.6 2,295.4 640.0 639.6

Niksic (1) 1,320.7 398.5 398.6 433.0 1,227.4 67.5 67.8

Niksic (2) 1,320.7 398.5 398.6 433.0 1,227.4 67.5 67.8

Niksic-Zelj. (3) 0.0 398.5 398.6 433.0 1,227.4 67.5 67.8

Podgorica 1 (1) 3,000.6 1,188.1 1,188.0 348.4 2,722.6 843.1 842.6

Podgorica 1 (2) 3,000.6 1,188.1 1,188.0 348.4 2,722.6 843.1 842.6

T 220/110 4,123.0 1,618.0 1,617.1 1,750.2 4,977.4 237.1 238.4

Total 20,086.5 8,009.4 8,009.4 8,009.4 24,028.2 0.0 0.0

T1 110/gen 425.2 163.6 163.7 413.8 739.5 252.6 252.4

T2 110/gen 425.2 163.6 163.7 413.8 739.5 252.6 252.4

T3 110/gen 424.3 163.3 163.4 410.3 735.3 249.4 249.2

T4 110/gen 425.2 163.6 163.7 413.8 739.5 252.6 252.4

T5 110/gen 425.2 0.5 0.5 413.8 414.8 413.3 413.3

T6 110/gen 962.1 369.9 370.2 672.4 1,409.3 309.8 309.4

T7 110/gen 962.1 369.9 370.2 672.4 1,409.3 309.8 309.4

T8 110/gen 954.1 366.9 367.1 666.9 1,398.1 306.5 306.0

Danilovgrad 2,699.9 1,030.6 1,030.6 355.4 2,416.4 675.4 675.2

Niksic (1) 1,720.3 659.4 659.5 525.9 1,843.1 145.1 144.5

Niksic (2) 1,720.3 659.4 659.5 525.9 1,843.1 145.1 144.5

Niksic-Zelj. (3) 23.7 9.5 9.5 167.5 183.4 159.8 159.8

Podgorica 1 (1) 3,277.6 1,250.9 1,250.9 367.3 2,866.5 887.8 887.6

Podgorica 1 (2) 3,277.6 1,250.9 1,250.9 367.3 2,866.5 887.8 887.6

T 220/110 4,252.2 1,627.3 1,626.5 1,801.1 5,045.8 275.9 277.0

Total 21,301.7 8,153.9 8,153.9 8,153.9 24,461.6 0.0 0.0

HPP Perućica, 110 kV

2028

2021

simetricne komponente fazeGodina

2018

DoprinosTropolan kratak spoj subtransient period



142


Sarajevo 20 (BA) 2,432.1 812.2 812.2 332.7 1,956.9 478.2 481.6

T1 220/gen 824.0 289.1 289.7 830.3 1,409.0 541.9 540.1

T2 220/gen 826.2 289.9 290.5 837.1 1,417.4 547.9 546.2

T3 220/gen 815.2 285.8 286.4 803.9 1,376.1 518.7 517.0

TPP Pljevlja (1) 3,557.4 1,188.0 1,187.4 629.8 3,003.8 564.0 559.7

TPP Pljevlja (2) 3,572.1 1,192.9 1,192.3 632.4 3,016.2 566.3 562.0

Total 12,015.7 4,054.0 4,054.0 4,054.0 12,161.9 0.0 0.0

Sarajevo 20 (BA) 2,449.5 860.6 859.8 485.1 2,204.9 375.8 377.5

T1 220/gen 865.6 301.5 301.7 759.9 1,363.0 458.9 457.8

T2 220/gen 868.0 302.3 302.5 766.1 1,370.9 464.3 463.2

T3 220/gen 855.9 298.1 298.3 735.7 1,332.0 438.2 437.0

TPP Pljevlja (1) 3,621.6 1,275.7 1,276.0 795.8 3,344.3 492.0 489.4

TPP Pljevlja (2) 3,636.6 1,281.0 1,281.2 799.1 3,358.2 494.0 491.4

Total 12,287.5 4,314.6 4,314.6 4,314.6 12,943.9 0.0 0.0

Sarajevo 20 (BA) 2,477.9 858.3 856.9 495.7 2,210.4 362.7 363.9

TPP Pljevlja (1) 865.6 299.9 300.1 769.2 1,369.1 469.8 468.9

TPP Pljevlja (2) 868.0 300.7 300.9 775.5 1,377.1 475.3 474.4

T1 220/gen 855.9 296.5 296.7 744.8 1,337.9 448.8 447.8

T2 220/gen 3,811.8 1,320.4 1,320.8 818.4 3,456.2 514.9 512.8

T3 220/gen 3,827.6 1,325.9 1,326.3 821.9 3,470.6 516.9 514.9

Total 12,694.9 4,397.4 4,397.4 4,397.4 13,192.3 0.0 0.0

HPP Piva, 220 kV

2021

2028



subtransient period

2018


DoprinosGodina


143


Bajina Bašta (RS) 3,556.1 1,254.6 1,248.1 273.6 2,775.4 993.2 964.6

Požega (RS) 2,804.5 989.4 988.2 484.7 2,460.3 524.4 493.1

T 220/gen 1,717.8 606.0 608.7 1,468.4 2,683.1 866.3 855.9

HPP Piva (1) 1,741.8 626.0 627.9 441.6 1,694.2 186.5 195.6

HPP Piva (2) 1,749.0 628.6 630.5 443.4 1,701.2 187.3 196.4

Mojkovac 1,624.3 573.1 574.0 266.1 1,412.7 304.0 313.0

T1 400/220 2,878.6 1,015.6 1,017.8 1,430.9 3,463.7 424.2 408.8

T2 400/220 2,908.2 1,026.0 1,028.3 1,380.5 3,434.2 364.1 348.5

T3 220/110 480.0 169.3 170.2 705.8 1,039.4 536.4 547.1

Total 19,423.7 6,875.9 6,875.9 6,875.9 20,627.6 0.0 0.0

Bajina Bašta (RS) 3,556.1 1,254.6 1,248.1 273.6 2,775.4 993.2 964.6

Bistrica (RS) 3,072.5 1,117.8 1,117.0 450.8 2,684.6 682.1 655.1

T 220/gen 1,717.8 624.9 626.6 1,361.3 2,612.7 739.1 732.2

HPP Piva (1) 1,779.8 647.5 648.2 416.8 1,711.4 231.4 237.6

HPP Piva (2) 1,787.2 650.1 650.8 418.5 1,718.5 232.3 238.6

Mojkovac 1,658.6 603.2 603.3 245.6 1,451.8 355.7 360.7

T1 400/220 4,613.9 1,678.3 1,678.0 1,769.6 5,124.9 115.6 112.2

T2 400/220 4,566.9 1,661.2 1,660.9 1,818.6 5,139.8 172.7 168.7

T3 220/110 981.3 357.9 358.8 859.3 1,569.3 507.4 515.1

Total 23,926.7 8,665.2 8,658.6 7,674.4 24,997.3 1,003.1 974.2

Bistrica (RS) 3,055.7 1,091.9 1,091.9 449.1 2,631.8 659.0 630.7

T 220/gen 1,727.2 625.5 627.2 1,358.0 2,610.7 734.7 728.6

HPP Piva (1) 1,782.4 644.7 645.0 415.8 1,704.5 229.9 235.4

HPP Piva (2) 1,789.8 647.4 647.6 417.5 1,711.6 230.9 236.4

Mojkovac 1,813.5 642.1 642.3 249.1 1,533.2 391.4 396.1

T1 400/220 5,580.2 1,996.9 1,996.7 2,092.9 6,085.8 119.2 113.5

T2 400/220 1,056.1 357.3 358.2 854.9 1,563.7 503.4 511.7

T3 220/110 5,523.4 1,976.6 1,976.3 2,143.4 6,095.6 182.1 175.5

Total 22,258.5 7,964.5 7,964.5 7,964.5 23,893.4 0.0 0.0

TPP Pljevlja (2), 220 kV



2028


Doprinossubtransient period

Godina

2018

2021


144


Ribarevina 5,087.4 1,590.2 1,591.0 1,023.8 4,197.9 588.2 596.7

T1 400/220 2,051.6 643.1 642.7 928.3 2,212.7 288.3 292.6

T2 400/220 2,072.7 649.7 649.3 946.4 2,244.0 299.9 304.2

Total 9,211.4 2,882.9 2,882.9 2,882.9 8,648.6 0.0 0.0

Bajina Bašta (RS) - - - - - - -

Lastva 2,247.4 726.0 726.1 582.4 2,034.3 141.9 148.4

Ribarevine 4,513.5 1,394.9 1,395.6 1,200.3 3,989.2 204.8 215.2

T1 400/220 1,695.5 508.7 508.9 845.9 1,861.1 343.2 344.3

T2 400/220 1,678.2 503.6 503.7 853.6 1,858.3 356.2 357.4

Total 14,865.6 4,536.6 4,536.6 4,536.6 13,609.9 0.0 0.0

Bistirca (RS) 4,338.4 1,296.3 1,294.6 1,000.4 3,590.3 303.7 298.3

Bistirca (RS) 5,140.4 1,535.9 1,534.0 1,082.2 4,150.8 461.8 455.2

Brezna 2,826.1 844.4 844.4 1,251.0 2,939.8 409.9 403.5

Ribarevine 5,377.3 1,606.7 1,608.7 1,306.5 4,520.5 305.8 316.2

T1 400/220 1,682.3 502.7 503.2 827.6 1,830.0 332.9 335.4

T2 400/220 1,665.2 497.5 498.1 835.2 1,827.2 345.7 348.2

Total 21,020.5 6,280.7 6,280.7 6,280.7 18,842.2 0.0 0.0


Pljevlja 1 2,280.9 791.2 792.5 884.8 2,462.2 151.6 160.2

T3 220/110 5,475.5 1,900.0 1,901.2 1,780.3 5,579.8 151.6 160.2

Total 7,663.8 2,659.1 2,659.1 2,659.1 7,977.4 0.0 0.0

Pljevlja 1 3,597.6 2,189.3 2,192.4 601.4 3,783.7 2,796.7 2,783.2

T3 220/110 5,285.1 3,095.3 3,095.3 5,764.8 11,900.3 2,796.7 2,783.2

Total 8,763.1 5,191.6 5,191.6 5,191.6 15,574.7 0.0 0.0

Pljevlja 1 3,797.9 2,235.0 2,238.5 633.1 3,842.8 2,875.1 2,861.4

T3 220/110 5,380.4 3,166.3 3,166.1 5,902.6 12,174.5 2,875.1 2,861.4

Total 9,002.4 5,297.7 5,297.7 5,297.7 15,893.1 0.0 0.0

Pljevlja 2, 400 kV

2028



subtransient periodGodina

2018


Doprinos

2021

2028

2018

simetricne komponenteDoprinosTropolan kratak spoj

faze

2021

Pljevlja 2, 110 kV

Godina


subtransient period


145


Potpeć (RS) 2,395.9 817.9 819.2 369.4 2,006.2 456.1 443.5

Pljevlja 2 4,993.8 1,705.3 1,706.4 1,415.9 4,822.7 322.8 333.6

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 236.6 236.6 236.6 236.6

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 484.2 484.2 484.2 484.2

Total 7,317.8 2,498.7 2,498.7 2,498.7 7,496.2 0.0 0.0

Potpeć (RS) 2,406.2 1,093.8 1,095.9 136.0 2,295.7 1,002.6 986.1

Pljevlja 2 4,828.1 2,187.0 2,186.8 3,592.0 7,908.0 1,564.8 1,555.0

Žabljak - - - - - - -

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 158.4 158.4 158.4 158.4

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 158.4 158.4 158.4 158.4

Total 7,142.1 3,269.1 3,269.1 3,840.6 10,408.9 0.0 0.0

Potpeć (RS) 2,423.5 1,095.8 1,098.0 135.3 2,297.5 1,007.2 990.5

Pljevlja 2 4,909.9 2,220.2 2,219.9 3,659.5 8,036.8 1,610.6 1,600.8

Žabljak 1,519.6 687.1 687.1 111.4 1,455.0 611.2 616.3

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 157.6 157.6 157.6 157.6

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 157.6 157.6 157.6 157.6

Total 8,868.4 4,010.1 4,010.1 4,010.1 12,030.4 0.0 0.0

Pljevlja 1, 110 kV



2028

subtransient period


DoprinosGodina

2021

2018


146


Koplik (AL) 3,393.5 1,038.8 1,034.3 566.3 2,468.5 197.5 197.5

HPP Perucica 2,897.5 887.0 888.4 693.6 1,591.0 205.8 204.0

Mojkovac 1,950.4 597.4 598.6 395.7 2,067.1 414.9 415.1

T1 220/110 1,797.3 550.3 551.2 965.7 2,309.3 463.5 463.7

T2 220/110 2,007.9 614.7 615.8 1,078.8 11,049.8 0.0 0.0

Total 12,030.5 3,683.3 3,683.3 3,683.3 11,146.7 0.0 0.0

Koplik (AL) 3,511.3 959.5 956.4 735.7 2,603.8 420.3 416.3

HPP Perucica 3,037.1 831.7 832.3 1,068.5 2,633.1 567.4 568.4

Mojkovac 1,954.9 533.1 533.9 525.2 1,555.0 241.4 242.7

T1 220/110 1,952.9 547.5 548.3 882.9 1,869.8 567.7 566.5

T2 220/110 2,181.7 611.6 612.5 884.4 1,984.2 574.0 572.6

Total 12,623.0 3,481.8 3,481.8 3,481.8 10,445.5 0.0 0.0

Koplik (AL) 3,636.4 899.6 897.2 781.0 2,534.3 355.3 351.7

HPP Perucica 3,146.4 778.4 778.7 1,137.3 2,612.1 588.7 589.3

Mojkovac 2,047.8 506.6 507.3 563.8 1,544.6 233.6 234.8

T1 220/110 2,449.6 606.0 606.7 746.4 1,801.6 562.6 561.4

T2 220/110 2,192.7 542.4 543.1 744.1 1,692.5 531.6 530.5

Total 13,463.8 3,330.8 3,330.8 3,330.8 9,992.3 0.0 0.0

2026


Doprinos

2018

2021

Podgorica 1, 220 kV



subtransient periodGodina


147


Danilovgrad 1,432.3 537.8 538.3 353.2 1,428.9 185.9 186.3

Trebjesica 872.3 327.6 327.8 125.9 781.3 202.1 201.7

HPP Perucica(1) 1,672.4 627.9 628.6 361.9 1,617.6 268.1 268.6

HPP Perucica(2) 1,672.4 627.9 628.6 361.9 1,617.6 268.1 268.6

Podgorica 2 (1) 5,612.5 2,107.4 2,108.1 1,615.3 5,829.4 500.7 500.2

Podgorica 2 (2) 5,517.8 2,071.9 2,072.5 1,588.0 5,731.1 492.2 491.7

Podgorica 3 1,735.6 651.7 651.9 1,009.9 2,313.5 358.0 358.2

T1 220/110 2,864.6 1,075.7 1,074.0 1,420.8 3,570.3 346.7 346.5

T2 220/110 3,200.3 1,201.7 1,199.8 1,508.7 3,910.1 308.7 308.4

T3 110/35 0.0 0.0 0.0 343.7 343.7 343.7 343.7

T4 110/35 0.0 0.0 0.0 541.3 541.3 541.3 541.3

Total 24,525.5 9,671.3 9,671.3 9,671.3 27,626.7 0.0 0.0

Danilovgrad 1,673.6 679.5 679.5 1,118.2 1,934.2 1,179.0 1,180.1

HPP Perucica(1) 2,050.2 832.4 832.4 1,254.1 2,367.8 1,278.6 1,279.9

HPP Perucica(2) 2,050.2 832.4 832.4 1,254.1 2,367.8 1,278.6 1,279.9

Podgorica 2 (1) 4,942.3 2,006.6 2,006.6 8,275.6 10,313.7 7,849.7 7,850.5

Podgorica 2 (2) 4,858.9 1,972.7 1,972.7 8,136.0 10,139.7 7,717.3 7,718.0

Podgorica 3 1,528.4 620.5 620.5 3,288.0 3,806.6 3,182.0 3,182.3

Podgorica 4 3,141.1 1,275.3 1,275.3 4,241.1 5,452.1 4,122.6 4,123.0

Mrke (AP) 446.8 181.4 181.4 142.9 389.3 231.6 231.5

Mrke (AP) 409.6 166.3 166.3 126.7 356.7 208.5 208.4

T1 220/110 2,938.8 1,193.2 1,193.2 14,830.2 15,142.4 14,814.9 14,817.6

T2 220/110 3,283.1 1,332.9 1,332.9 14,084.1 14,486.1 14,067.7 14,070.7

T3 110/35 0.0 0.0 0.0 1,042.4 1,042.4 1,042.4 1,042.4

T4 110/35 0.0 0.0 0.0 1,042.4 1,042.4 1,042.4 1,042.4

Total 27,231.2 11,055.8 11,055.8 11,055.8 33,167.3 0.0 0.0

Danilovgrad 1,635.8 604.4 604.6 1,063.4 1,910.7 983.1 983.1

HPP Perucica(1) 2,003.9 740.4 740.7 1,192.3 2,315.6 1,046.8 1,046.8

HPP Perucica(2) 2,003.9 740.4 740.7 1,192.3 2,315.6 1,046.8 1,046.8

Podgorica 2 (1) 5,161.9 1,907.2 1,907.3 8,017.9 10,553.5 7,186.9 7,186.9

Podgorica 2 (2) 5,074.8 1,875.0 1,875.1 7,882.6 10,375.4 7,065.6 7,065.6

Podgorica 3 1,820.2 672.5 672.6 3,247.7 4,052.5 2,994.4 2,994.4

Podgorica 4 3,280.7 1,212.1 1,212.2 4,102.4 5,633.8 3,712.4 3,712.4

Tuzi 632.1 233.5 233.5 625.4 909.9 580.0 580.0

Mrke (1) 1,472.3 544.0 544.6 922.3 1,613.8 928.2 928.2

Mrke (2) 1,349.7 498.7 499.3 817.5 1,464.3 822.4 822.4

T2 220/110 3,308.1 1,222.2 1,220.8 13,428.8 13,270.8 13,670.5 13,670.5

T1 220/110 2,961.2 1,094.1 1,092.7 14,139.1 13,953.4 14,355.4 14,355.4

T3 110/35 0.0 0.0 0.0 992.7 992.7 992.7 992.7

T4 110/35 0.0 0.0 0.0 992.7 992.7 992.7 992.7

Total 30,626.0 11,315.3 11,315.3 11,315.3 33,945.8 0.0 0.0

2028

2021

Podgorica 1, 110 kVJednopolan kratak spoj

subtransient period

2018

simetricne komponente fazeGodina DoprinosTropolan kratak spoj


148


Tirana (AL) 3,601.5 1,109.5 1,108.2 838.3 3,045.5 322.8 324.9

Trebinje (BA) 3,678.4 1,133.3 1,133.4 718.9 2,985.0 415.7 417.6

Ribarevina 3,577.8 1,103.0 1,104.5 816.9 3,023.1 295.4 291.3

T1 400/110 951.8 293.3 293.0 792.8 1,373.9 506.9 506.5

T2 400/110 959.1 295.5 295.3 799.8 1,385.3 511.7 511.4

Total 12,767.4 3,934.1 3,934.1 3,934.1 11,802.3 0.0 0.0

Tirana (AL) 3,908.9 1,238.9 1,237.8 845.1 3,321.0 395.6 397.4

Lastva 3,621.9 1,263.7 1,264.1 1,251.8 3,762.3 255.2 255.9

Ribarevina 3,796.4 1,198.3 1,199.0 881.0 3,277.3 324.1 321.9

T1 400/110 1,196.0 413.1 413.0 787.1 1,611.3 378.3 378.1

T2 400/110 1,205.1 416.3 416.2 800.3 1,630.5 389.1 388.8

Total 13,727.6 4,520.8 4,520.8 4,520.8 13,562.3 0.0 0.0

Tirana (AL) 3,962.1 1,237.0 1,236.5 856.2 3,327.3 390.0 391.7

HPP Andrijevo 3,361.6 1,039.8 1,040.3 1,018.2 3,096.6 75.2 75.6

Lastva 3,791.8 1,292.6 1,292.3 1,292.2 3,867.1 196.9 196.5

Ribarevine 3,046.1 945.0 945.4 776.3 2,666.6 170.8 169.5

T1 400/110 1,292.3 434.5 434.4 730.6 1,597.9 300.5 300.2

T2 400/110 1,282.5 437.8 437.7 741.6 1,615.3 309.0 308.7

Total 16,735.8 5,376.1 5,376.1 5,376.1 16,128.4 0.0 0.0

Podgorica 2, 400 kV





Godina

2018

2026

2021


149


Budva 500.5 192.8 192.8 249.5 634.1 62.9 62.8

Cetinje 424.7 163.6 163.6 269.7 595.0 111.3 111.1

KAP (1) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

KAP (2) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

KAP (3) 1,340.1 516.4 516.2 557.1 1,588.8 55.5 55.2

Podgorica 1 (1) 4,333.5 1,669.8 1,669.1 1,270.6 4,609.2 400.5 400.7

Podgorica 1 (2) 4,260.4 1,641.6 1,641.0 1,249.2 4,531.5 393.8 394.0

Podgorica 4 0.0 0.0 0.0 421.2 421.2 421.2 421.2

Virpazar 242.4 93.4 93.4 274.5 460.7 182.0 182.0

T1 400/110 7,207.2 2,777.2 2,777.9 2,759.9 8,314.0 89.5 88.1

T2 400/110 7,262.4 2,798.5 2,799.2 2,779.0 8,375.7 90.2 88.8

Total 25,480.4 9,818.3 9,818.3 9,818.3 29,454.9 0.0 0.0

Budva 1,548.6 593.0 593.0 280.2 1,465.9 313.5 313.5

Cetinje 1,314.1 503.2 503.2 292.4 1,298.7 210.9 210.8

KAP (1) 0.0 0.0 0.0 0.3 0.3 0.3 0.3

KAP (2) 0.0 0.0 0.0 0.3 0.3 0.3 0.3

KAP (3) 1,279.3 446.8 446.7 556.7 1,449.7 112.9 112.6

Podgorica 1 (1) 3,868.7 1,444.8 1,444.4 1,199.7 4,088.9 244.7 245.4

Podgorica 1 (2) 3,803.4 1,420.4 1,420.1 1,179.4 4,019.9 240.6 241.3

Podgorica 4 2,458.7 918.2 918.0 849.6 2,682.0 123.6 123.6

Virpazar 638.9 301.4 301.4 314.5 917.2 14.5 14.6

T1 400/110 6,654.7 2,516.1 2,516.5 2,977.1 8,007.3 480.7 481.5

T2 400/110 6,705.7 2,535.4 2,535.8 2,997.7 8,066.4 482.1 483.0

Total 28,137.5 10,628.9 10,628.9 10,628.9 33,886.6 0.0 0.0

Budva 1,647.2 617.0 616.9 288.9 1,522.5 328.7 328.6

Cetinje 1,397.7 523.5 523.5 299.9 1,346.8 223.7 223.6

KAP (1) 0.0 0.0 0.0 0.3 0.3 0.3 0.3

KAP (2) 0.0 0.0 0.0 0.3 0.3 0.3 0.3

KAP (3) 1,443.3 540.1 540.0 633.3 1,713.3 94.2 94.0

Podgorica 1 (1) 4,382.0 1,639.6 1,639.4 1,356.4 4,635.3 283.0 283.8

Podgorica 1 (2) 4,308.0 1,611.9 1,611.7 1,333.5 4,557.1 278.2 279.0

Podgorica 4 2,785.0 1,042.0 1,041.9 930.0 3,010.7 149.4 149.7

Virpazar 694.9 260.2 260.1 307.1 826.8 52.1 52.0

T1 400/110 7,446.7 2,769.5 2,769.8 3,294.9 8,832.3 540.1 541.0

T2 400/110 7,390.0 2,790.8 2,791.0 3,317.4 8,897.3 541.4 542.4

Total 31,346.3 11,739.1 11,739.1 11,739.1 35,217.2 0.0 0.0

Godina Doprinos

2028

2021


Podgorica 2, 110 kVJednopolan kratak spoj

subtransient period

2018



150


Podgorica 1 12,554.2 4,125.5 4,125.4 3,250.8 11,500.2 885.1 885.2

Podgorica 5 5,583.5 1,834.8 1,835.0 2,050.2 5,720.0 215.4 215.4

T1 110/10 0.0 0.0 0.0 335.7 333.1 337.0 337.0

T2 110/10 0.0 0.0 0.0 334.8 337.4 333.5 333.5

Total 18,134.4 5,959.2 5,959.2 5,959.2 17,877.7 0.0 0.0

Podgorica 1 13,113.7 4,827.0 4,826.7 4,224.7 13,728.7 1,558.4 1,558.8

Podgorica 5 6,834.0 2,098.0 2,098.1 2,592.9 6,678.5 994.5 994.8

T1 110/10 0.0 0.0 0.0 314.8 326.8 318.9 318.9

T2 110/10 0.0 0.0 0.0 315.7 322.0 322.0 322.1

Total 19,945.2 6,964.2 6,964.2 6,964.2 20,892.5 0.0 0.0

Podgorica 1 13,980.5 4,800.9 4,800.6 4,012.8 13,460.4 1,643.9 1,644.3

Podgorica 5 7,658.2 2,679.7 2,679.9 3,257.6 8,533.5 1,025.0 1,025.2

T1 110/10 0.0 0.0 0.0 334.6 347.0 339.1 339.2

T2 110/10 0.0 0.0 0.0 333.6 351.7 335.9 336.0

Total 21,636.0 7,524.9 7,524.9 7,524.9 22,574.6 0.0 0.0

2028

2021

2018

Podgorica 3, 110 kV





Godina


Podgorica 2 16,675.8 5,158.0 5,158.0 4,380.0 14,694.5 792.0 792.0

T1 110/10 0.0 0.0 0.0 397.1 397.1 397.1 397.1

T2 110/10 0.0 0.0 0.0 394.8 394.8 394.8 394.8

Total 16,675.8 5,158.0 5,158.0 5,158.0 15,474.0 0.0 0.0

Podgorica 2 11,607.4 4,438.7 4,438.9 5,069.4 13,946.6 635.0 635.3

Podgorica 1 10,998.4 4,160.7 4,160.3 3,089.5 11,386.9 1,190.0 1,190.5

T1 110/10 0.0 0.0 0.0 291.8 336.2 287.5 287.6

T2 110/10 0.0 0.0 0.0 290.1 334.3 285.8 285.9

Total 22,580.9 8,648.8 8,648.8 8,648.8 25,946.5 0.0 0.0

Podgorica 2 12,594.8 4,652.2 4,652.3 5,522.9 14,827.3 870.5 870.7

Podgorica 1 12,100.4 4,462.8 4,462.6 3,111.8 12,016.7 1,438.9 1,439.3

T1 110/10 0.0 0.0 0.0 311.4 362.6 306.1 306.2

T2 110/10 0.0 0.0 0.0 309.6 360.5 304.3 304.4

Total 24,666.9 9,169.8 9,169.8 9,169.8 27,509.5 0.0 0.0

2028

2021

2018

Godina

Podgorica 4, 110 kV






151


Podgorica 2 6,298.0 2,046.7 2,046.8 1,567.2 5,659.5 487.0 486.9

Podgorica 3 11,316.3 3,677.6 3,677.4 3,374.5 10,729.4 305.0 305.1

T1 110/10 0.0 0.0 0.0 395.6 395.6 395.6 395.6

T2 110/10 0.0 0.0 0.0 395.6 395.6 395.6 395.6

Total 17,610.5 5,723.1 5,723.1 5,723.1 17,169.2 0.0 0.0

Podgorica 2 6,582.1 2,319.9 2,320.0 2,127.5 6,732.9 520.2 520.2

Podgorica 3 12,161.2 4,308.6 4,308.4 4,000.2 12,561.3 893.6 893.9

T1 110/10 0.0 0.0 0.0 375.8 384.7 375.6 375.6

T2 110/10 0.0 0.0 0.0 375.8 384.7 375.6 375.6

Total 18,738.6 6,654.1 6,654.1 6,654.1 19,962.3 0.0 0.0

Golubovci 2,140.9 724.8 724.8 637.8 2,086.2 101.0 101.0

Podgorica 2 6,640.0 2,248.0 2,248.1 2,202.6 6,671.9 425.0 425.0

Podgorica 3 12,335.0 4,176.1 4,176.1 3,740.8 12,040.2 909.1 909.2

T1 110/10 0.0 0.0 0.0 380.7 380.7 380.7 380.7

T2 110/10 0.0 0.0 0.0 380.7 380.7 380.7 380.7

Total 21,109.1 7,146.7 7,146.7 7,146.7 21,440.0 0.0 0.0

2028

2018

2021

Podgorica 5, 110 kV





Godina


Pec (RS) 3,922.5 1,164.1 1,165.2 737.3 3,061.6 443.9 446.0

Pljevlja 2 2,990.1 889.6 889.2 1,041.0 2,819.6 149.9 157.1

Podgorica 2 4,083.5 1,212.0 1,211.5 954.6 3,376.9 263.3 268.3

T 400/110 502.4 149.2 149.1 700.7 992.3 557.5 557.5

Total 11,496.5 3,414.4 3,414.4 3,414.4 10,243.3 0.0 0.0

Pec (RS) 3,899.7 1,180.6 1,181.0 744.7 3,099.9 456.6 459.7

Pljevlja 2 5,284.2 1,596.1 1,595.9 1,289.8 4,481.2 314.6 307.4

Podgorica 2 3,842.5 1,207.6 1,207.2 985.8 3,398.6 234.5 238.1

T 400/110 572.5 183.7 183.7 1,177.4 1,530.8 1,004.6 1,004.4

Total 13,597.1 4,165.3 4,165.3 4,165.3 12,496.0 0.0 0.0

Pec (RS) 3,990.5 1,169.6 1,170.4 745.7 3,080.6 441.6 442.9

HPP Andrijevo 3,333.7 977.1 977.0 953.9 2,908.0 23.9 26.0

Pljevlja 2 6,633.6 1,944.3 1,943.6 1,505.7 5,392.0 451.0 445.4

Podgorica 2 3,139.3 920.1 920.0 847.8 2,687.1 84.7 86.5

T 400/110 670.0 196.4 196.4 1,183.3 1,562.4 997.7 997.6

Total 17,757.6 5,204.8 5,204.8 5,204.8 15,614.4 0.0 0.0

2021

Godina

2018

2028

Ribarevina, 400 kV






152


Berane 1,217.1 435.6 435.6 286.8 1,156.3 155.4 155.7

Mojkovac 3,008.5 1,077.1 1,076.9 695.5 2,843.9 401.8 401.6

T1 400/110 5,408.3 1,936.0 1,936.2 2,093.8 5,965.7 163.5 163.5

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 179.9 179.9 179.9 179.9

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 188.3 188.3 188.3 188.3

Total 9,546.1 3,417.3 3,417.3 3,417.3 10,252.0 0.0 0.0

Berane 1,229.2 558.8 558.9 165.2 1,280.4 397.6 397.8

Mojkovac 3,049.8 1,294.6 1,294.4 632.5 3,196.4 720.1 720.1

T1 400/110 5,498.0 2,327.2 2,327.2 3,190.9 7,842.6 875.8 876.0

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 102.3 125.4 96.8 96.8

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 107.1 131.3 101.4 101.4

Total 9,689.4 4,145.3 4,145.3 4,145.3 12,436.0 0.0 0.0

Berane 1,948.3 809.4 809.4 192.9 1,811.2 617.1 617.4

Mojkovac 3,119.3 1,295.9 1,295.8 664.3 3,228.5 698.7 698.6

T1 400/110 5,727.2 2,379.3 2,379.4 3,437.5 8,192.7 1,071.6 1,071.7

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 109.2 134.5 103.1 103.1

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 104.3 128.5 98.5 98.5

Total 10,711.5 4,450.1 4,450.1 4,450.1 13,350.2 0.0 0.0

2026

Ribarevina, 110 kV

GodinaTropolan kratak spoj


subtransient period


2018

Doprinos

2021


153


Budva 3,963.2 1,201.4 1,201.5 926.1 3,328.1 281.3 281.2

Herceg Novi 2,237.2 678.2 678.1 644.9 2,001.2 34.4 34.4

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 312.6 312.6 312.6 312.6

Total 6,200.0 1,879.5 1,879.5 1,879.5 5,638.6 0.0 0.0

H.Novi 2,133.9 740.3 740.3 495.2 1,972.1 258.2 258.2

Lastva 6,772.8 2,811.0 2,811.0 1,179.0 6,772.0 1,690.0 1,690.0

Kotor 388.4 0.0 0.0 0.0 388.0 388.0 388.0

Lustica 1 - - - - - - -

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 746.3 746.3 746.3 746.3

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 479.1 479.1 479.1 479.1

Total 10,817.0 3,605.0 3,605.0 3,605.0 10,817.0 0.0 0.0

H,Novi 3,042.9 1,022.9 1,022.9 574.3 2,616.0 459.2 459.2

Kotor 4,475.4 1,504.4 1,504.4 1,307.4 4,311.0 248.1 248.1

Lastva 4,424.2 1,487.2 1,487.2 1,207.9 4,176.4 320.8 320.8

Lustica 3,878.6 1,303.8 1,303.8 940.6 3,545.9 374.6 374.6

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 797.7 797.7 797.7 797.7

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 512.1 512.1 512.1 512.1

Total 15,756.7 5,296.6 5,296.6 5,296.6 15,889.7 0.0 0.0

2028

Tivat, 110 kV



2021

Godina

2018




Andrijevica 1,678.6 384.6 384.6 461.3 1,230.5 76.9 76.9

Podgorica 1 3,535.5 810.0 810.0 733.6 2,353.6 76.9 76.9

Total 5,213.7 1,194.5 1,194.5 1,194.5 3,583.5 0.0 0.0

Matesevo 1,605.4 387.8 387.8 446.2 1,221.6 61.0 61.1

Mrke 3,962.7 915.1 915.1 859.8 2,689.9 58.9 59.0

Total 5,567.5 1,305.7 1,305.7 1,305.7 3,917.1 0.0 0.0

Matesevo 3,428.2 811.4 811.4 871.3 2,494.1 60.6 60.6

Mrke 3,746.3 886.7 886.7 829.4 2,602.8 57.6 57.6

Total 7,184.4 1,700.5 1,700.5 1,700.5 5,101.5 0.0 0.0

2028

Trebješica, 110 kV

Godina

2021


2018



subtransient period


154


2018 Total - - - - - - -

2021 Total - - - - - - -

Golubovci 5,448.3 1,359.1 1,359.1 1,430.2 4,148.0 81.4 81.4

Podgorica 1 7,173.9 1,817.2 1,817.2 1,409.2 5,039.2 434.4 434.4

T 110/10 0.0 0.0 0.0 355.4 355.4 355.4 355.4

Total 12,646.1 3,176.2 3,176.2 3,176.2 9,528.6 0.0 0.0

2028

Tuzi, 110 kV



subtransient period



Bar 3,013.5 1,025.4 1,025.4 536.2 2,585.3 493.7 493.7

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 493.7 493.7 493.7 493.7

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 493.7 493.7 493.7 493.7

Total 3,013.5 1,025.4 1,025.4 1,025.4 3,076.3 0.0 0.0

WPP Mozura 4,311.9 1,404.3 1,404.3 1,158.5 3,966.9 247.9 247.9

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 516.0 532.7 508.3 508.3

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 516.0 532.7 508.3 508.3

Total 4,311.9 1,425.5 1,425.5 1,669.3 4,522.6 0.0 0.0

WPP Mozura 5,412.2 1,532.7 1,532.7 1,358.0 4,423.3 174.8 174.8

Virpazar 3,049.2 863.5 863.5 472.3 2,194.2 405.3 405.3

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 593.0 609.2 585.4 585.4

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 593.0 609.2 585.4 585.4

Total 8,530.9 2,415.9 2,415.9 2,415.9 7,247.7 0.0 0.0

2018

2028

2021

Godina

Ulcinj, 110 kV






155


T-off Vilusi 5,739.1 1,062.4 1,062.4 769.2 2,892.8 299.1 299.1

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 299.1 299.1 299.1 299.1

Total 5,739.1 1,062.4 1,062.4 1,062.4 3,187.3 0.0 0.0

T-off Vilusi 6,026.1 1,115.5 1,115.5 807.7 3,037.4 314.1 314.1

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 299.1 299.1 299.1 299.1

Total 6,067.8 1,520.8 1,520.8 1,520.8 4,562.2 0.0 0.0

Bileca (BA) 2,957.2 742.3 742.0 629.6 2,113.4 117.1 117.3

Herceg Novi 3,512.1 881.6 881.7 883.9 2,646.9 26.0 26.1

Niksic 3,133.2 786.5 786.8 672.9 2,245.3 122.0 121.8

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 230.7 232.9 229.6 229.6

Total 9,606.0 2,411.3 2,411.3 2,411.3 7,233.9 0.0 0.0

2028

2018

2021

Vilusi, 110 kV





Godina


Bar 1,972.6 615.0 615.0 766.7 1,996.7 151.7 151.7

Podgorica 2 4,433.9 1,382.4 1,382.5 695.6 3,458.0 693.2 693.2

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 271.8 271.8 271.8 271.8

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 271.8 271.8 271.8 271.8

Total 6,405.8 1,997.3 1,997.3 1,997.3 5,991.8 0.0 0.0

Bar 1,597.0 535.5 535.5 733.1 1,804.0 197.9 197.9

Podgorica 2 4,220.7 1,347.8 1,347.8 726.6 3,419.8 627.6 627.6

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 253.9 263.3 249.5 249.5

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 253.9 263.3 249.5 249.5

Total 5,800.4 1,892.4 1,892.4 1,957.5 5,743.4 0.0 0.0

Bar 1,617.9 485.8 485.8 790.2 1,760.1 309.2 309.2

Golubovci 5,110.4 1,534.5 1,534.5 1,048.3 4,111.0 512.1 512.1

Podgorica 2 3,736.0 1,121.8 1,121.8 796.7 3,040.2 325.8 325.8

Ulcinj 1,210.8 363.6 363.6 361.1 1,088.1 10.4 10.4

T1 110/35 0.0 0.0 0.0 273.5 282.7 269.3 269.3

T2 110/35 0.0 0.0 0.0 273.5 282.7 269.3 269.3

Total 11,760.9 3,531.4 3,531.4 3,531.4 10,594.3 0.0 0.0

2018

2028

2021

Godina

Virpazar, 110 kV






156


2018 Total - - - - - - -

Brezna - - - - - - -

Pljevlja 1 - - - - - - -

T 1 110/35 - - - - - - -

T 2 110/35 - - - - - - -

Total - - - - - - -

Brezna 2,460.8 783.7 783.8 348.6 1,911.5 444.5 445.7

Pljevlja 1 2,573.7 819.6 819.5 493.9 2,131.2 332.4 331.1

T 1 110/35 0.0 0.0 0.0 397.6 418.1 388.3 388.3

T 2 110/35 0.0 0.0 0.0 397.6 418.1 388.3 388.3

Total 5,103.9 1,625.4 1,625.4 1,625.4 4,876.1 0.0 0.0

2028

2021

Godina

Žabljak, 110 kV






157

Investicioni plan CGES-a za 2019.-2021. GODINU

INVESTICIONI PLAN CGES-a

ZA 2019-2021. GODINU


158

UVOD Shodno Pravilima za izradu i praćenje realizacije desetogodišnjih planova razvoja prenosnog sistema električne energije (Sl.list CG 43/2016 i 90/2017) trogodišnji investicioni plan, za svaku investiciju i svaku godinu sadrži:

- Tehnički opis, - Tehno-ekonomsku analizu opravdanosti projekta, - Plan investiranja koji naročito sadrži cijenu, finansijske izvore i dinamiku realizacije, - amortizacioni plan za osnovna sredstva koja če biti izgrađena, - očekivane efekte investicija uključujući i uticaj na troškove poslovanja, ako postoje

U nastavku su prikazani svi investicioni projekti na kojima su predviđene aktivnosti u periodu 2019-2021. Za sve projekte je dat tehnički opis.

Sastavni dio Investicionog plana čine tehno-ekonomske analize pojedinačnih projekata i isključivo se odnose za projekte gdje je bilo moguće naći novčano opravdanje za njihovu izgradnju (proširenje kapaciteta).

Za pojedine projekte nije bilo moguće dati detaljnu tehno-ekonomsku analizu koja bi se mogla

monetizovati, ali je, kroz opis projekta i benefite, dato obrazloženje potreba za realizaciju takvih

projekata. U takve projekte spadaju nabavke pojedine opreme, popravke dotrajalih elemenata i slično ali

i projekti koje je potrebno realizovati jer zakonska ili ENTSO E obaveza.

Za one projekte gdje se dobit mogla proračunski izraziti preko novca, urađena je „cost-benefit“analiza

(zamjena starih dalekovoda i transformatora većim kapacitetom, izgradnja novih vodova i

transformatorskih stanica) .

c Za projekte koji se ne finansiraju iz sopstvenih sredstava CGES-a dat je izvor finansiranja investicije.

Dinamike realizacije u smislu planiranih aktivnosti na godišnjem nivou kao i planirani rok završetka

investicije je data u tekstualnom dijelu za svaku investiciju.

Pravilima za izradu i praćenje realizacije desetogodišnjih planova razvoja prenosnog sistema električne

energije je definisano i da redoslijed investicija definiše operator vodeći računa o pripritetima. Redoslijed

je definisan tako što se prvo prikazani projekti čija realizacija je vezana za kreditna/grant sredstva a zatim

su dati projekti koji se finansiraju iz spostvenih sredstava (redoslijed po finansijskoj vrijednosti

trogodišnjeg 2019-2021 plana).

U prilogu Investicionog plana je data i Amortizacioni Plan.


159

Metodologija za za izradu tehno-ekonomskih analiza

Predstavljeni investicioni plan i metodologija izračunavanja benefita kao i njihovo kvantifikovanje rađeni

su prema ENTSO-e metodologiji. Slijedeće kategorije su uzete u razmatranje prilikom cost/benefit analize:

B1 – Poboljšana sigurnost snabdijevanja

B2 – Društvena i ekonomska dobrobit

B3 – RES integracija (integracija obnovljivih izvora energije)

B4 – Variranje u gubicima

B5 – Variranje u emisiji CO2

B6 – Tehnička otpornost/bezbjednost sistema

B7 – Fleksibilnost/robusnost

Izvršena je segmentacija na dvije vrste kriterija koje je potrebno zadovoljiti. Podjela kriterija izvršena je

na:

Tehnički kriterijume i ograničenja za normalne pogonske uslove

Tehnički kriterijume i ograničenja za otežane uslove rada EES uvažavajući (n-1) kriterijum

sigurnosti (kriterijum kojim se osigurava da jednostruki ispad bilo kog elementa prenosne mreže

tj. vod, interkonektivni vod, mrežni transformator, proizvodna jedinica u regulacionom području,

ne smije dovesti do ugrožavanja normalnog pogona sistema)

Kriterijume za uvođenje novih elemenata mreže ili za rekonstrukciju postojećih

ENTSO-E cost/benefit metodologija (CBA metodologija) za planiranje prenosne mreže

Ekonomski kriterijumi koji uvažavaju prethodno navedene kriterijume i služe za izbor

ponuđenog rješenja

• Tehnički kriterijumi

• Tehnički (n-1) kriterijumi

• Kriterijumi za uvođenje novih elemenata mreže

ENTSO-E cost-benefit

metodologija

Ekon

om

ski kriterijum

i koji u

važavaju

preth

od

no

nave

de

ne kriteriju

me

i

služe

za izbo

r po

nu

đe

no

g reše

nja.


160

Iskustvo iz nedavnih projekata pod pokroviteljstvom ENTSO-E (Pan-evropski desetogodišnji plan razvoja:

TYNDP 2012-2014,TYNDP 2016 (u izradi) zatim REG IP 2012,2014,2015 kao i „Electronic Highway 2050“)

pokazuje da se u regionu Balkana računa sa cijenom neisporučene električne energije od 1000 € po MWh,

koja se ujedno koristi u ENTSO-E .

S druge strane, moguće su i alternativne metodologije, proistekle iz analize ekonomskih uticaja na

smanjenja neisporučene električne energije („Metodologija vrijednosti izgubljene snage“), ali ova

metodologija, koja razvija različite teorijske vrijednosti kWh električne energije, za različite grupe kupaca

u određenoj zemlji i na osnovu potencijalnih šteta, daje cijene po MWh između 2400 i 20,000 € (uvažava

viši nivo razvoja , pa daje i veći trošak).

U ovoj analizi, uzeta je vrijednost od 1000 €/MWh.

Procijenjeno je da rezerva napajanja potrošnje kroz distributivnu mrežu, u slučaju neraspoloživosti TS

110/x kV, iznosi oko 30% kapaciteta transformacije u TS (na osnovu operativne prakse, ali će sa starošću

elemenata i ona opadati).

Cijena električne energije iz vjetroelektrana iznosi 96 €/MWh.

Kada su u pitanju gubici, procijenjena je cijena gubitaka na 49.59€/MWh („ITC ENTSO-E mechanism“ –

obračun gubitaka nastalih tranzitima električne energije-„Report to the European Commision on the

implementation of the ITC mechanism in 2014“-novembar 2015.),dok je ekvivalentno trajanje gubitka i

maksimalnih opterećenja za Crnu Goru procijenjeno na:

2318 h, zimi i

1822 h, ljeti

Za cijenu neisporučene energije iz ostalih proizvodnih objekata (osim VE krnovo i Možura), korišćena je

cijena sa HUPEX berze od 40€/MWh.

Prilikom proračuna vrijednosti neisporučene energije, uzeti su u obzir podaci iz prošlosti, tako da su se

dobile sljedeće prosječne vrijednosti:

Napon

kV ispada/god/km

Dužina oporavka elementa

(h)

400 0.009 9.683

220 0.046 9.268

110 0.019 6.844

U izuzetnim slučajevima, kada su u pitanju vodovi koji su specifični zbog svoje konstrukcije i starosti (npr.

DV 110 kV Nikšić-Vilusi koji je bakarni vod i izuzetno star), korišćeni su podaci o neraspoloživosti, baš za

taj elemenat.

Isto se odnosi i za transformatore naponskog nivoa 110/x kV/kV.


161

Pokazatelji koristi od izgradnje pojedinih projekata su dobijeni primjenom proračuna sa i bez projekta,

čime se dobija njegov uticaj korisnosti na prenosnu mrežu i cjelokupan sistem Crne Gore uopšte.

Za dobar dio projekata su proračunati benefiti preuzeti iz zvanično usvojenih dokumenata, kao što su:

DV 400 kV Pljevlja-Lastva (EU studija „TA-MON-02 FS Feasibility Study for 400kV OHL Lastva –

Pljevlja and Associated Substation“)

DV 400 kV Pljevlja-B.Bašta (RS) (EU studija „400kV Interconnection Serbia – Montenegro – BiH“)

TS Luštica – („Studija priključenja TS Luštica“)

TS Brezna 400/110/35 kV (EU Studija „Montenegro: Feasibility Study and Preliminary Design –

Electricity network expansion for the development of RES“)

Za takve projekte su vrijednosti promjene gubitaka, neisporučene električne energije i slično, uzeti iz

prethodnih analiza. Naravno, biće potrebno da se te analize ponove kroz slijedeći Plan razvoja CGES-a, kao

bi se sagledali efekti novih planova razvoja susjednih sistema i eventualno novih projekata u Crnoj Gori.

Postoji i veliki broj projekata koji su obavezni pozakonu, ili prema preuzetim obavezama ka ENTSO-E ili EU,

pa je za njih samo naznačeno da je obaveza po zakonu, ili ENTSO-E/EU, bez posebne tehno-ekonomske

analize (ovdje je naročito potrebno naglasiti da ne postoji kaznena politika za nepoštovanje obaveza, ali

je izuzetno velika šteta po ugled države, što nije mjerljivo u smislu analize benefita kojim se bavi ovaj Plan).

U okviru tehno-ekonomskih analiza, korišćeni su slijedeći indikatori čiji je opis dat u nastavku.

Neto Sadašnja Vrijednost predstavlja i uvažava dvije komponente: troškovne i potencijalne benifite. Troškovne komponente obuhvataju kapitalne i operativne izdatke pri čemu su kapitalni i operativni izdaci aktuelizovani na takav način, da se posmatra vrijednost „neto sadašnje vrijednosti“ u odnosu na stavljanje projekta u pogon. Benifiti su aktuelizovani na godišnjem nivou, u trenutku njihovog nastajanja. Svođenjem na sadašnju vrijednost, dobijena je vrijednost isplativosti projekta u sadašnjem trenutku, pri čemu je najznačajniji pokazatelj da li je ona pozitivna.

Interna stopa povraćaja predstavlja onu internu stopu pri kojoj stopa aktuelizacije svodi projekat na nultu neto sadašnju vrijednost. U slučaju da je stopa visoka, implicirana je visoka fleksibilnost projekta na makroekonomske oscilacije kao i sam rizik projekta.

Period otplate predstavlja razliku između neaktuelizovanih benifita i neaktuelizovanih troškova. Period otplate predstavlja period poslije koga će suma benifita (po godinama) prevazići ukupne kapitalne i operativne izdatke. Period otplate počinje da važi u onom trenutku stavljanja projekta u pogon.

Benefit to Cost racio predstavlja odnos aktuelizovanih benefita kao i akutelizovanih troškova. Daje odgovor na pitanje koliko puta aktuelizovani benefiti prevazilaze aktuelizovane troškove.

Diskontna Stopa ili stopa aktuelizacije predstavlja potencijalnu komponentu rizičnosti projekta. Daje odgovor na pitanje, šta bi se desilo da nije investirano u projekat, odnosno, koliki bi bili prihodi za jednu, dvije, tri itd… godine. Upotrebom pomenute stope, projekat se svodi na sadašnju vrijednost. Pomenuta


162

vrijednost diskontne stope od 5% korišćena je i konstruisana je na osnovu ENTSO-e sugestije, pri čemu je uračunata i optimalna komponenta rizika od 1%.

Robustnost projekta predstavlja otpornost projekta na nepredviđena dešavanja. Ako je projekat robustan, znači da ima stabilan novčani tok bez većih oscilacija.

Životni vijek projekta – razmatrana je vrijednost od 35 godina, uslijed ENTSO-e sugestije od 20 godina sa analizom senzitivnosti do 40 godina.

U svim slučajevim posmatramo projekat bez i sa pomenutim elementom pri čemu je pomenuti elemenat određeni dio elektroenergetskog sistema CGES-a.


163

SADRŽAJ

UVOD .............................................................................................................................. 1

OSVRT NA STRATEGIJU RAZVOJA ENERGETIKE CRNE GORE DO 2030. GODINE - BIJELA KNJIGA (RAZVOJ PRENOSNE MREŽE) I PROSTORNI PLAN CRNE GORE DO 2020. GODINE .................................................................. 5

LISTA SKRAĆENICA ...................................................................................................... 8

1 METODOLOGIJA I KRITERIJUMI ZA PLANIRANJE PRENOSNE MREŽE ........... 10

2 PROGNOZA POTROŠNJE ENERGIJE I VRŠNE SNAGE ..................................... 20

3 PLAN RAZVOJA PROIZVODNJE U PERIODU 2019. - 2028. SA PROJEKCIJOM NA 2033. GODINU ....................................................................... 32

4 TRENUTNO STANJE PRENOSNE MREŽE - 2017./2018. GODINA ...................... 43

5 PLANIRANJE PRENOSNE MREŽE ....................................................................... 50

6 ANALIZA STRUJA KRATKIH SPOJEVA .............................................................. 113

7 ANALIZA DINAMIČKE SIGURNOSTI SISTEMA .................................................. 118

8 LITERATURA I PODLOGE ................................................................................... 126

9 PRILOZI ................................................................................................................ 127

REZULTATI PRORAČUNA STRUJA KRATKIH SPOJEVA SA DOPRINOSIMA IZ SUSJEDNIH ČVOROVA ....................................................................................... 128

INVESTICIONI PLAN CGES-A ZA 2019.-2021. GODINU .......................................... 157

UVOD .......................................................................................................................... 158

SADRŽAJ ................................................................................................................... 163

1 IZGRADNJA TS 400/110/35 KV LASTVA, 400 KV DV LASTVA-ČEVO I ČEVO-PLJEVLJA (IPI007, IPI006A, IPI006B) ...................................................... 167

2 IZGRADNJA 400KV DV PLJEVLJA2-B.BAŠTA I 400 KV PLJEVLJA2-VIŠEGRAD (IPI009) .............................................................................................. 173

3 IZGRADNJA TS 110/35 KV LUŠTICA SA PRIKLJUČKOM NA 110 KV MREŽU (IPI030) ................................................................................................................. 177

4 TS 400/110/35 KV BREZNA (IPI019) ................................................................... 181

5 REKONSTRUKCIJA SISTEMA ZAŠTITA U CIJELOJ MREŽI (IPR006A) ............ 185

6 ZAMJENA VN OPREME U TRAFOSTANICAMA (IPR034) .................................. 187

7 IZGRADNJA 110KV DV VIRPAZAR-ULCINJ (IPI015) .......................................... 189

8 IZGRADNJA TS 110/35KV ŽABLJAK (IPI013) ..................................................... 192

9 IZGRADNJA 110 KV DV VILUSI - HERCEG NOVI (IPI016) ................................. 196


164

10 NABAVKA I IMPLEMENTACIJA ERP SISTEMA (NDC120) ................................. 201

11 SCADA ZA NOVI DISPEČERSKI CENTAR SA EMS SISTEMOM (UKLJUČUJUĆI I PROCJENU N-1 FAKTORA SIGURNOSTI U EES U REALNOM VREMENU) (NDC005B) ..................................................................... 202

12 REKONSTRUKCIJA I PROŠIRENJE TS 110/35KV PLJEVLJA 1 (IPI018) ......... 204

13 PODGORICA 4, OBEZBJEĐENJE DVOSTRANOG 110 KV NAPAJANJA (IPI021) ................................................................................................................. 205

14 NOVA REKONSTRUKCIJA DV 110 KV BAR-BUDVA (IPR077) .......................... 208

15 REVITALIZACIJA 110 KV DALEKOVODA (ZAMIJENA OPREME I REKONSTRUKCIJA) (IPR004) ............................................................................. 209

16 REKONSTRUKCIJA DIJELA DV 110KV NIKŠIĆ-VILUSI (IPR072) ...................... 212

17 IZGRADNJA 110 KV DV LASTVA – KOTOR (IPI017) .......................................... 213

18 DR DATA CENTAR (DISASTER RECOVERY DATA CENTAR) (NDC109) ......... 217

19 REKONSTRUKCIJA PROTIVPOŽARNOG SISTEMA U NDC (NDC104) ............ 219

20 REKONSTRUKCIJA 110 KV DV HE PERUĆICA - NIKŠIĆ, VOD 3 (IPR031) ...... 221

21 NADOGRADNJA SERVERSKE I MREŽNE INFRASTRUKTURE U DATA CENTRU CGES-A (NDC112) ............................................................................... 222

22 REKONSTRUKCIJA DV 110 KV BERANE-ANDRIJEVICA (IPR058) ................... 223

23 REALIZACIJA SISTEMA ZA DALJINSKI PRISTUP PROCESNIM MREŽAMA I UKLJUČENJE NOVIH OBJEKATA U NDC SCADA SISTEM (NDC114) .............. 224

24 OBNAVLJANJE RAČUNARA I RAČUNARSKE OPREME (NDC113) .................. 227

25 REVITALIZACIJA TRAFOSTANICA-GRAĐEVINSKI DIO (IPR066) ..................... 228

26 REKONSTRUKCIJA DV 110 KV PODGORICA 2-VIRPAZAR (OD STUBA 31-69) (IPR059) ......................................................................................................... 230

27 REKONSTRUKCIJA 110 KV DV LASTVA – TIVAT - II FAZA (IPR010) ............... 231

28 REKONSTRUKCIJA ANKERNIH DIJELOVA PORTALNIH STUBOVA DV 110 KV BAR-ULCINJ (IPR061) .................................................................................... 235

29 VIDEO NADZOR TRAFOSTANICA (NDC117) ..................................................... 236

30 IZRADA IDEJNOG PROJEKTA SA GEOMEHANIČKIM ISTRAŽIVANJIMA REKONSTRUKCIJE DV 110 KV PODGORICA 1 - EVP TREBJEŠICA - ANDRIJEVICA (IPR060) ....................................................................................... 237

31 NABAVKA PREKIDAČA SNAGE 35 KV (IPR054) ................................................ 238

32 ISPITNA OPREMA (IPD005) ................................................................................ 239

33 ZAMJENA AGREGATA U NDC I REZERVNOM DISPEČERSKOM CENTRU (NDC100) .............................................................................................................. 240


165

34 REVITALIZACIJA SISTEMA IZOLACIJE AUTOTRANSFORMATORA T3, 125 MVA U TS PLJEVLJA 2 (IPR071) ......................................................................... 242

35 ISPRAVLJAČI 24V I 48V DC ZA NDC (NDC101) ................................................. 243

36 IZRADA GLAVNOG PROJEKTA O OZNAČAVANJU DALEKOVODA I OZNAČAVANJE DALEKOVODA (IPD008) .......................................................... 245

37 NADOGRADNJA TELEKOMUNIKACIONOG SISTEMA (NDC011) ..................... 246

38 SISTEM KONTROLE PRISTUPA I EVIDENCIJE RADNOG VREMENA (NDC111) .............................................................................................................. 247

39 PROŠIRENJE I UNAPREDJENJE SISTEMA DALJINSKOG OČITAVANJA BROJILA(AMR) (NDC119).................................................................................... 249

40 NABAVKA I IMPLEMENTACIJA HARDVER I SOFTVER ZA FMIS (NDC002) .... 251

41 NABAVKA KOLEKTIVNIH SREDSTAVA ZAŠTITE NA RADU (IPR067) .............. 252

42 ADAPTACIJA KANCELARIJA U POSLOVNOJ ZGRADI CGES (IPR074) ........... 253

43 NABAVKA PP APARATA (IPR068) ...................................................................... 254

44 NABAVKA VOZILA (NDC105) .............................................................................. 255

45 IZRADA IDEJNOG PROJEKTA ZA REKONSTRUKCIJU ZGRADE NDC (NDC107) .............................................................................................................. 256

46 REVITALIZACIJA SISTEMA IZOLACIJE TRANSFORMATORA 20 MVA U REZERVI (IPR070) ............................................................................................... 258

47 UGRADNJA ODVODNIKA PRENAPONA – II FAZA (IPR076) ............................. 259

48 NABAVKA INVENTARA (IPD006) ........................................................................ 260

49 NABAVKA TERETNOG VOZILA ZA POTREBE SLUŽBE ODRŽAVANJA (IPD007) ............................................................................................................... 261

50 NABAVKA I UGRADNJA UREĐAJA ZA SUŠENJE ZRAKA (IPR051) ................. 262

51 BATERIJSKO SPOJNO POLJE 220 VDC U NDC-U (NDC106) ........................... 263

52 SANACIJA STUBA BROJ 134 NA DV 110 KV RIBAREVINE-MOJKOVAC (IPR073) ............................................................................................................... 265

53 BATERIJE 24V I 48 V ZA NDC (NDC103) ............................................................ 266

54 NABAVKA I UGRADNJA DIZEL AGREGATA U TS VIRPAZAR I TS DANILOVGRAD (IPR062) .................................................................................... 268

55 REKONSTRUKCIJA (UGRADNJA) SPOLJNJIH HIDRANTSKIH MREŽA (IPR069) ............................................................................................................... 269

56 IZGRADNJA STRAŽARSKIH KUĆICA U TRAFOSTANICAMA (IPR075) ............ 270

57 UVOĐENJE ISO STANDARDA I SERTIFIKACIJA (IPD010) ................................ 271

58 NABAVKA ODVODNIKA PRENAPONA (IPR053) ................................................ 272


166

59 MODUL ZA DOSTAVLJANJE PODATAKA NA TRANSPARENCY PLATFORMU R2 (NDC010) ................................................................................. 273

60 REKONSTRUKCIJA 110 KV DV BUDVA – LASTVA (IPR009) ............................ 275

61 REVITALIZACIJA DV 110 KV BUDVA -PODGORICA 2 (IPR036) ....................... 278

62 NABAVKA MJERNIH TRANSFORMATORA (IPR052) ......................................... 279

63 IZMJEŠTANJE DIJELA DV 400 KV RIBAREVINE-PEĆ (IPR065) ........................ 280

64 INVERTORI ZA TRAFOSTANICE (NDC102) ....................................................... 281

65 REVITALIZACIJA TS 110/35 KV NIKŠIĆ (SANACIJA BETONSKIH PORTALA) (IPR 001) .............................................................................................................. 282

66 ISPORUKA I ZAMJENA MOTORNIH POGONA REGULACIONIH SKLOPKI U TS BERANE I TS VIRPAZAR (IPR056) ................................................................ 283

67 SANACIJA KLIZIŠTA KOD STUBA 174 NA DV 220 KV PIVA-PLJEVLJA VOD 265 (IPR063)......................................................................................................... 284

68 SANACIJA STUBA BROJ 15 NA DV 400KV RIBAREVINE-PEĆ (IPR064) .......... 285

69 MIKROPROCESORSKA MULTIFUNKCIONALNA CENTRALNA JEDINICA SABIRNIČKE ZAŠTITE (IPD009) ......................................................................... 286

70 IZGRADNJA TS 110/35/10KV KOTOR (ŠKALJARI) I 110KV DV TIVAT-KOTOR (IPI001) ................................................................................................... 287

71 NABAVKA I UGRADNJA JEDNOPOLNIH PREKIDAČA ZA UKLJUČENJE I ISKLJUČENJE ZVJEZDIŠTA 35 KV STRANE ENERGETSKIH TRANSFORMATORA U TS 220/110/35 KV PODGORICA 1 I TS 110/35KV TIVAT (IPR055) .................................................................................................... 288

TABELA INVESTICIONOG PLANA 2019 - 2021. GODINA (SA UKLJUČENOM 2018.GODINOM) .................................................................................................. 289

AMORTIZACIONI PLAN ............................................................................................. 292


167

1 Izgradnja TS 400/110/35 kV Lastva, 400 kV DV Lastva-Čevo i Čevo-Pljevlja (IPI007, IPI006a, IPI006b)

Izgradnja TS Lastva, 400 kV DV Lastva-Čevo i 400 kV DV Čevo-Pljevlja je obaveza iz Ugovora o koordinaciji

projekta u pogledu realizacije visokonaponskog jednosmjernog podmorskog kabla između Crne Gore i

Italije. Za izgradnju TS Lastva su obezbijeđena kreditna sredstva od kfw Banke iz kojih se finansiraju

troškovi Izvođača radova.

Za izgradnju DV Lastva-Čevo i DV Čevo-Pljevlja su obezbijeđena kreditna sredstva od EBRD banke iz kojih

se finansiraju troškovi Izvođaka kao i konsultanata. Svi ostali troškovi se finansiraju iz sopstvenih sredstava

CGES-a.

Izgradnja TS 400/110 /35 kV Lastva (IPI007)

Opis projekta:

TS 400/110/35 kV Lastva podrazumijeva izgradnju trafostanice snage 2×300 MVA, sa pripadajućom

opremom i opremanje jednog 400 kV DV polja u TS Pljevlja2.

Od nove TS 400/110 kV Lastva se očekuje da riješi probleme snabdijevanja potrošnje u primorskom dijelu

Crne Gore, sa glavnom idejom da rastereti postojeću 110 kV mrežu kojom se napaja primorje iz sjevernog

pravca. Imajući u vidu da je 220 i 400 kV prenosna mreža Crne Gore relativno slabo opterećena, kao i to

da se snaga uglavnom prenosi preko 110 kV mreže, koja tom prilikom dobija izuzetan prenosni značaj,

izgradnja transformatorske stanice uveliko pomaže u boljem iskorišćenju 400 kV mreže, pa samim tim i

bitnom smanjenju gubitaka u prenosnoj mreži. Pored navedenog, kao jednu od glavnih prednosti izgradnje

TS 400/110 kV Lastva, potrebno je napomenuti da je ona dio šireg projekta priključenja podmorskog DC

kabla ka Italiji.

Realizacijom projekta Izgradnja 400 kV DV Lastva-Čevo i 400 kV DV Čevo-Pljevlja , trafostanica Lastva će

se povezati 400 kV dalekovodom sa TS Pljevlja 2, čime će se zatvoriti interni crnogorski prsten i poboljšati

pouzdanost elektroenergetskog sistema.

Projekat podrazumijeva:

- izgradnju nove TS 400/110/35 kV Lastva i

- proširenje TS 400/220/110 kV Pljevlja 2 (izgradnja novog 400 kV DV polja za DV prema Lastvi).


- priključenje interkonektivne veze 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.

U nastavku je dat pregled aktivnosti 2018-2021. godina


168

Planirane aktivnosti u toku 2018. godine:

Završni radovi i ispitivanja ugrađene opreme u TS Lastva i TS Pljevlja. Početak sprovođenja tenderske procedure za nabavku još jednog transformatora 400/110 kV, 300 MVA.


Uplata avansa i izrada transformatora 400/110 kV, 300 MVA.


Isporuka transformatora 400/110 kV, 300 MVA .


Nema.

Izgradnja 400 kV DV Lastva- Čevo:

Opis projekta:

Dalekovod 400 kV od Lastve do Čeva je dužine oko 35 km, sa paralelnim jednim jednosistemskim i jednim

dvosistemskim dalekovodom. Dvosistemski dalekovod pozicioniran je zapadno u odnosu na

jednosistemski, sa lijevom trojkom provodnika koja je predviđena za priključak Trebinju i desnom trojkom

ka Pljevljima. Jednosistemski dalekovod usmjerava se prema Podgorici.

Obim radova:

- izgradnja dvosistemskog DV ulaz/izlaz 2×400 kV Lastva-Trebinje i Lastva- Pljevlja(dionica Lastva-Čevo)

- izgradnja DV 400 kV Lastva-Podgorica (dionice Lastva-Čevo).

- povezivanje TS Lastva na 110 kV mrežu povezivanjem na DV 110 kV Budva-Tivat


- ispunjenje n-1 kriterijuma sigurnosti u slučaju tranzita preko HVDC kabla;

- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika u 400 kV mreži Crne Gore;

- smanjenje gubitaka u prenosnoj mreži (kroz veće iskorišćenje 400 kV mreže).

U nastavku je dat pregled aktivnosti 2018-2021. godina.


Nabavka opreme, izvođenje građevinskih i elektromontažnih radova, završna ispitivanja i tehnički prijem.


Nema.


Nema.


Nema.


169

Izgradnja 400 kV DV Čevo – Pljevlja

Opis projekta:

Dalekovod se gradi kao jednosistemski, osim dionice Brezna-Kosanica gdje će biti DV 400 kV Čevo-Pljevlja

+ DV 110 kV Brezna-Žabljak, odnosno DV 400 kV Čevo-Pljevlja +DV 110 kV Pljevlja- Žabljak od Njegovuđe

do Kosanice.

Obim radova:

- izgradnja novog 400 kV dalekovoda Pljevlja - Čevo procijenjene dužine oko 116 km, od čega dionica sa

kombinovanim stubovima 400 i 110 kV dužine 40km od Brezana do Kosanice, pri čemu po postojećoj

trasi DV 110(35) kV od Njegovuđe do Kosanice.

- priključak 110 kV u TS Brezna (kabal) i TS Žabljak (dalekovod).


- ispunjenje n-1 kriterijuma sigurnosti u slučaju tranzita preko HVDC kabla;

- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika u 400 kV mreži Crne Gore;

- smanjenje gubitaka u prenosnoj mreži (kroz veće iskorišćenje 400 kV mreže);

- omogućenje dvostranog napajanja TS Brezna i TS Žabljak.


Nabavka opreme, izvođenje građevinskih i elektromontažnih radova.


Izvođenje građevinskih i elektromontažnih radova.




Završna ispitivanja i tehnički prijem.

Tehno-ekonomska analiza klaster projekta

Analize tokova snaga, naponsko reaktivnih prilika i analize gubitaka u prenosnoj mreži Crne Gore pokazale

su svrsishodnost izgradnje TS 400/110 kV Lastva, 400 kV DV Lastva-Čevo i Čevo-Pljevlja u skladu sa

sljedećim izvedenim zaključcima:

- Procijenjeno je smanjenje gubitaka u prenosnoj mreži od 52.64 GWh (2.61 mil€) na godišnjem

nivou, nakon puštanja u pogon DV 400 kV Lastva – Pljevlja (u ljetnom režimu redukcija

gubitaka iznosu 11.7 MW, odnosno 8.7 MW zimi satno)


170

- Procjenjuje se smanjenje neisporučene električne energije od 5.8 /12.6 GWh (zimi i ljeti) na

godišnjem nivou, nakon puštanja u pogon DV 400 kV Lastva - Pljevlja i uvođenja postojećeg

400 kV dalekovoda Trebinje (BA) - Podgorica 2 (ME) u TS Lastva (za projektovani porast

potrošnje, bez predmetne TS, potrebno je na satnom nivou redukovati potrošnju u okolini

Tivta, Budve i H.Novog, za oko 9.2 GWh godišnje, ili oko 9.2 mil€). Razlog za redukciju su

preopterećenja sljedećih dalekovoda:

ispad bilo kog voda 110 kV Budva-Podgorica 2, Cetinje-Podgorica 2, Trebinje- H.Novi

dovodi do preopterećenja DV 110 kV Tivat-H.Novi pri čemu se treba redukovati

potrošnja od oko 10MW na satnom nivou

ispad budućeg, planiranog, DV 110 kV Vilusi – H.Novi dovodi do preopterećenja DV

110 kV Trebinje (BA)-H.Novi, pri čemu treba redukovati potrošnju u H.Novom, ili Tivtu

za oko 20 MW na satnom nivou.

Bez dalekovoda Lastva-Pljevlja, ispad 400 kV voda Trebinje-Lastva redukuje isporuku

na kablu za oko 400MW (od čega 80MW, ili 20% pripada CGES-u), što za CGES na

godišnjem nivou čini oko 7 060 MWh (zimi i ljeti)

Ukupna redukcija se procjenjuje na oko 9.2 GWh (ako se ne izgradi TS Lastva 400/110 kV i DV 400 kV

Lastva-Pljevlja).

- 400 kV DV Pljevlja - Lastva rješava probleme sa zagušenjima na granici Crna Gora - BiH

uočenim prilikom transfera 1000 MW preko DC kabla za Italiju. Omogućuje se povezivanje

tržišta Italije i JI Evrope sa punim kapacitetom DC kabla 1000 MW čime se povećava opšte

društvena dobit.

- Izgradnjom 110 kV voda od Brezana prema Žabljaku (400 i 110 kV na istim stubovima),

omogućilo bi se uvođenje 110 kV voda u TS Žabljak, čime se ispunjavaju obaveze iz Pravila o

funkcionisanju prenosnog sistema električne energije o dvostrukom napajanju najmanje iz

dva čvorišta ili preko dva voda iz jednog čvora čija je pouzdanost zadovoljavajuća (TS Žabljak

i TS Brezna dobijaju dvostruke veze ka ostatku prenosne mreže).

- TS 400/110 kV Lastva rasterećuje visoko opterećene 110 kV dalekovode H.Novi - Trebinje (BA),

TS Podgorica 2 - TS Budva i Podgorica 2 - Virpazar

- Ulazak u pogon TS 400/110 kV Lastva dovodi do znatnog poboljšanja naponskih prilika u

primorskim transformatorskim stanicama TS H.Novi, Kotor, Tivat i Budva koje su bile ispod

nominalnih vrijednosti u analiziranim režimima bez TS Lastva (u režimima maksimalnih

opterećenja).

- Uočena kritična stanja usljed ispada (n-1 analiza sigurnosti) u režimima bez predmetne

transformatorske stanice (teška naponska stanja u regionu Bara i Ulcinja u slučaju ispada

dalekovoda Podgorica 2-Virpazar uz preopterećenje dalekovoda 110 kV Podgorica 2 - Budva i

kritično stanje usljed ispada 110 kV dalekovoda Podgorica 2 - Budva) rješavaju se njenim

ulaskom u pogon.


171

Kvantifikacija benefita

CBA Indikator Opis CBA indikatora Tehno-ekonomska analiza CBA indikatora

Vrijednost benefita

B1.

Poboljšana sigurnost snabdijevanja

Neisporučena el. energija se procjenjuje na oko 2.13 GWh (zbog neizgradnje TS Lastva)+7.06 GWh (neizgradnja DV 400 kV Lastva-Pljevlja), što godišnje iznosi oko (oko 9.2 mil€)


Omogućuje se povezivanje tržišta Italije i JI Evrope sa punim kapacitetom DC kabla 1000 MW čime se povećava opšte društvena dobit

B3. RES integracija

Omogućava izgradnju TS 400/110/35 kV Brezna na koju se priključuje HE Komarnica (172MW), VE Krnovo (72MW i dodatnih 72 MW, najvjerovatnije na ovoj lokaciji)

B4. Variranje u gubicima

Smanjenje gubitaka za 52.643 GWh godišnje (oko 2.61 mil€)

B5. Variranje u emisiji C02

U slučaju izgradnje obnovljivih izvora (172+72 MW) očekuje se smanjenje angažovanja termo jedinica i smanjenje CO2


Ovaj projekat značajno podiže tehničku otpornost sistema i pri većim poremećajima

(npr. ispad 400 kV postrojenja u TS Podgorica 2 ili ispadi u 110 kV mreži na primorju).

DV 400 kV Lastva – Pljevlja omogućava maksimalnu razmjenu na kablu Crna Gora –

Italija. Zatvaranje prstena u 400 kV mreži podiže sigurnost rada sistema i rješava

dosadašnje probleme paralelnog rada 400 kV i 220 kV mreže.

B7. Fleksibilnost

I bez punog iskorišćenja kabla povećava se sigurnost snabdijevanja i rada sistema. Realizuje se cilj iz Strategije, zatvaranje 400 kV prstena u Crnoj Gori. Projekat je fleksibilan jer zadržava svoje benefite u različitim scenarijima razvoja prenosne mreže

Napomena: Pri razmatranju društvene i ekonomske dobrobiti, neophodno je pretpostaviti vrijednost od 8 mil€ kao referentnu

Vrijednost benefita B2 kategorije preuzetu iz ranijih analiza.

Indeksi profitabilnosti projekta

Izgradnja TS 400/110/35 kV Lastva, 400 kV DV Lastva-Čevo i Čevo-Pljevlja (IPI007, IPI006a, IPI006b)

Neto sadašnja vrijednost 149.515 m€ Neto sadašnja vrijednost je pozitivna i veoma visoka, što govori o značaju projekta.

Interna stopa povraćaja 17% Projekat je veoma robustan.

Period otplate investicije Od 5-8 godina

Benefit/Cost odnos 2.41 Benefiti su 2.41 puta veći od troškova.

Analiza osjetljivosti

Projekat pokazuje isplativost u svakom slučaju, pri čemu je glavni drajver isplativosti socijalno-ekonomska dobrobit i povećanje sigurnosti snabdjevenija.

Dodatne informacije

Diskontna stopa 0.05

Period posmatranja investicije 35 godina


172

Dinamička analiza Period kada donosi najviše benefita

Glavni pokretač benefita

Dinamička analiza NPV Od prve do desete godine Socijalno-ekonomska dobrobit

Dinamička analiza B/C odnosa


173

2 Izgradnja 400kV DV Pljevlja2-B.Bašta i 400 kV Pljevlja2-Višegrad (IPI009) Planirano je da se izgradnja DV 400 kV Pljevlja-B.Bašta finansira iz sredstava WBIF Granta.

Opis projekta:

Između Bosne i Hercegovine i Crne Gore postoji samo jedna interkonekcija 400 kV, dok između Srbije i

Crne Gore postoje samo 220 kV veze.

Uzimajući u obzir ambiciozne planove razvoja proizvodnih kapaciteta u Bosni i Hercegovini i Srbiji i

projekat izgradnje 1000MW HVDC podmorskog kabla između Crne Gore i Italije, druge veze 400 kV između

sistema, će biti od velike koristi, posebno u slučaju izvoza ka Italiji i omogućiće bezbjedan i nesmetan

tranzit električne energije sa Balkana prema Italiji.

Projekat će podržati tranzite električne energije u crnogorskoj mreži i obezbijediti siguran rad

elektroenergetskog sistema, bez obzira na opterećenost, odnosno veličinu procijenjenih tranzita preko

EES Crne Gore.

2x400 kV DV Pljevlja 2-Bajina Bašta-Višegrad:


- izgradnju novog 2x400 kV dalekovoda Pljevlja 2 - B.Bašta - Višegrad (crnogorski dio do granice) dužine

cca 15 km,

- izgradnju i opremanje dva nova 400 kV dalekovodna polja u TS 400/220/110 kV Pljevlja 2.


- povećanje graničnih prenosnih kapaciteta prema Bosni i Hercegovini i Srbiji,

- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika u 400 kV mreži Crne Gore,

- smanjenje gubitaka u prenosnoj mreži,

- projekat je dio šireg, međunarodnog projekta povezivanja EES Crne Gore, Srbije i BiH na 400 kV (Trans

Balkanski koridor) nivou koji je od regionalnog značaja pa su i njegovi efekti, u Studiji izvodljivosti,

analizirani na regionalnom planu,

- omogućava se potpuno spajanje tržišta sistema.



Aktivnosti oko unošenja dalekovoda u plansku dokumentaciju. Prikupljanje podataka za izradu Idejnog projekta.


Revizija Idejnog projekta i izrada Elaborata procjene uticaja na životnu sredinu. Sprovođenje tenderske procedure za izbor izvođača po principu „ključ u ruke“. Priprema Elaborata o eksproprijaciji.



174

Izbor najpovoljnije ponude za izbor izvođača po principu „ključ u ruke“. Otkup zemljišta.


Početak izvođenja radova.

Tehno-ekonomska analiza

U okviru mrežnih analiza i simulacije ponašanja tržišta električne energije za ciljnu godinu (završena studija

„Studija izvodljivosti sa Procjenom uticaja na životnu sredinu i društvo - 400 kV interkonekcija Srbija – Crna

Gora – BiH“,februar 2015. i usvojena od strane nadležnih ministarstava i regulatornih tijela), dobijeni su

sljedeći rezultati:


- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika u 400 kV mreži Crne Gore

- smanjenje gubitaka u prenosnoj mreži (kroz veće iskorišćenje 400 kV mreže) za oko 5.5 GWh na

godišnjem nivou od 2021. godine (oko 274 725€)

- Ukupni prihodi se procjenjuju na oko oko 5 mil€ godišnje (dobit za proizvođače, potrošače i dobit od

otklanjanja zagušenja ka susjednim sistemima BiH i Srbije).

- Ovaj projekat će omogućiti veće iskorišćenje jeftinijeg lignita/uglja za termo elektrane u ovom

području, pri čemu se očekuje smanjenje CO2 emisije za oko 54t/god, kao posljedica većeg angažovanja

obnovljivih izvora u regionu (analiza tržišta električne energije je pokazala da izgradnjom ovog projekta

dolazi do spajanja tržišta Italije i jugoistočne Evropi, pri čemu se očekuje veći angažman obnovljivih

izvora koji za posljedicu ima „potiskivanje“ proizvodnje termoagregata i smanjenje CO2 emisije, čija

proizvodnja će biti plasirana ka DC kablu).



Vrijednost benefita

B1.


Ova interkonekcija

omogućava rad sistema i

sigurnost napajanja i u

slučaju ispada Lastva -

Trebinje pri maksimalnoj

isporuci od 1000 MW na

kablu ka Italiji.

Pomenuti B1. CBA indikator nije kvantifikovan

Srednji doprinos neisporučenoj električnoj energiji, nije primarna funkcija.


Omogućava potpuno

spajanje tržišta sistema

Za Crnu Goru, društveno- ekonomska dobrobit iznosi 5 mil€/god dok se ne ostvari potpuna konvergencija cijena.

Glavni pokretač benefita ovog Projekta (Projekat je značajan sa aspekta interkonekcije)


175

B3. RES integracija

Nova interkonekcija nema uticaja na priključenje RES-a u Crnoj Gori

Pomenuta Integracija ima zanemarljiv uticaj uslijed nepostojanja uticaja na priključenje RES u integraciji.

Nema uticaja na isplativost samog projekta, zasebna komponenta.


Scenario proizvodi ukupno

smanjenje u gubicima u

prenosnom sistemu CG u

iznosu od 5.5 GWh na

godišnjem nivou, kroz

manje opterećenje 220 kV

mreže i premještanje

tokova snaga na 400 kV

mrežu

Smanjenja u gubicima, pri ceni gubitaka koja je vezana za cenu električne energije na HUPX-u, iznosi 274Keur godišnje.


Ovaj projekat će omogućiti veće iskorišćenje jeftinijeg lignita/uglja za termo elektrane u području jugoistočne Evrope, pri čemu se očekuje ukupno smanjenje CO2 emisije za oko 54t/god

Niska cijena sertifikata CO2 emisije dovodi do toga da ovaj benefit ne bude kvantifikovan.

Srednji doprinos neisporučenoj električnoj energiji, nije primarna funkcija.


Projekat zadovoljava sve preporučene kriterije bezbjednosti

Pomenuti benefit se ne kvantifikuje.

Značajan Doprinos

B7. Fleksibilnost

Fleksibilan je jer zadržava benefite u različitim scenarijima razvoja prenosne mreže u regionu koji su analizirani u Studiji izvodljivosti povezivanja Crne Gore, Srbije i BiH na 400 kV nivou.

Projekat pokazuje izuzetnu fleksibilnost, naročito prilikom analize društveno ekonomske dobrobiti.

Veoma značajan doprinos

Dodatne informacije

Kapacitet prenosne mreže Ovaj projekat omogućava značajno povećanje moguće razmjene u pravcu sjever ka jugo-istoku u iznosu od 550 MW, odnosno vrijednosti NTC-a su preko 1000 MW


Izgradnja 400kV DV Pljevlja2-B. Bašta i 400 kV Pljevlja2-Višegrad (IPI009)

Neto sadašnja vrijednost 19.334 mil€ Neto sadašnja vrijednost je pozitivna i veoma visoka, što govori o značaju projekta.



176

Period otplate investicije Oko 3 godine Interkonektivni karakter doprinosi brzoj otplati pomenutog projekta.



Projekat pokazuje isplativost u svakom slučaju, pri čemu je glavni drajver isplativosti socijalno-ekonomska dobrobit.

Dodatne informacije




177

3 Izgradnja TS 110/35 kV Luštica sa priključkom na 110 kV mrežu (IPI030) Planirano je da se realizacija projketa u dijelu Ugovora sa Izvođačem i konsultantom finansira iz kreditnih sredstava čije obezbjeđenje je u toku.

Opis projekta:

Za priključenje novih potrošača na poluostrvu Luštica, u prvom redu turističkog kompleksa "Luštica bay"

u konačnom obimu izgradnje prema energetskim pokazateljima, potrebno je izgraditi novu TS 110/35 kV

na Luštici koja će biti priključena na prenosnu mrežu Crne Gore.


I varijanta (staro tehničko rješenje):

-Izgradnja TS 110/35 kV Luštica (u GIS izvedbi),

-Izgradnja dva 110 kV DV polja u TS 110/35 kV Tivat i rekonstrukcija postojećeg sistema sabirnica,

-Izgradnja 2×110 kV kablovska voda u dužini od 14.5 km.

II varijanta (novo tehničko rješenje):

- Izgradnja TS 110/35 kV Luštica (u GIS izvedbi),

-Rekonstrukcija TS 110/35 kV Tivat (rekonstrukcija postojećeg sistema sabirnica, izgradnja sekcionog polja

i zamjena visokonaponske opreme),

-Izgradnju 2×110 kV kablovska voda od nove TS Luštica do tačke priključenja na postojeći 110 kV dalekovod

Tivat – Budva (stubno mjesto br. 170 po principu ulaz – izlaz) u dužini od 11.5 km,

-Rekonstrukcija dalekovoda 110 kV Lastva – Tivat u dužini od 12 km,

- Izgradnja 110 kV dalekovoda Kotor (Trojica) – Lastva u dužini od 10 km.


- priključenje potrošnje kompleksa "Luštica bay" punog kapaciteta 40 MW,

- povećanje nivoa pouzdanosti snabdijevanja cjelokupnog regiona, pri čemu bi se omogućilo napajanje

iz prenosne 110 kV mreže.



Potpisivanje Ugovora o kreditu sa kfW bankom. Sprovođenje tenderske procedure za izbor konsultanta i potpisivanje Ugovora. Rješavanje imovinsko-pravnih odnosa.



178

Sprovođenje tenderske procedure za realizaciju projekta po principu “Ključ u ruke” uz pomoć konsultanta. Potpisivanje Ugovora.


Izrada projektne dokumentacije, nabavka opreme i izvođenje radova.


Izvođenje radova.


Glavni drajver pomenutog projekta predstavlja neisporučena električna energija odnosno bazni slučaj bez TS 110/35 kV koji ima uticaj na nesiporučenu električnu energiju u Luštici. Sa ugradnjom TS 110/35 kV Luštica, neisporučena električna energija se smanjuje jer se kompleks Luštica napaja električnom energijom perko predmetne TS.

Pomenuta promjena u napajanju električnom energijom je jako velika, jer je u pitanju cjelokupno napajanje kompleksa kapaciteta 40MW (nije izvodljivo bez TS 110/35 kV) te su s toga pomenuti benefiti ekstremno visoki.

Nakon urađenih analiza koje uključuju i izradu Elaborata o priključenju, pokazalo se da predmetni projekat

donosi slijedeće benefite:

- priključenje potrošnje kompleksa "Luštica bay" punog kapaciteta 40 MW,

- povećanje nivoa pouzdanosti snabdijevanja cjelokupnog regiona, pri čemu bi se omogućilo napajanje

iz prenosne 110 kV mreže, uz znatno smanjenje gubitaka električne energije na distributivnom nivou.

- Uzimajući u obzir potrošnju predmetnog kompleksa do 2021. godine, na godišnjem nivou je potrebno

obezbijediti 30MW u toku 2177 sati, što iznosi oko 65.3 GWh. Preračunato u novčanu protivvrijednost

neisporučene električne energije, to iznosi oko 65 mil€.

- Sam projekat će usloviti razvoj turizma u području Luštice, kao i izgradnju puteva na samom poluostrvu,

čime se može konstatovati da se očekuje velika socio-ekonomska dobit, kako države, tako i tog dijela

primorja.


179



Vrijednost benefita

B1.


Sigurno napajanje

turističkog kompleksa

Luštica sa punim nivoom

potrošnje navedenim u

zahtjevu za priključenje (40

MW), odnosno 65.3 GWh.

Kvantifikacija izvršena uzimajući u obzir rezidencijalnu vrijednost neisporučene električne energije od 1000 €/MWh.

Veliki doprinos neisporučenoj električnoj energiji, nije primarna funkcija.


Sam projekat je neophodan

preduslov za planirani razvoj

turizma u području Luštice,

kao i izgradnju puteva na

samom poluostrvu, čime se

može konstatovati da se

očekuje velika socio-

ekonomska dobit

Značajan uticaj na Bruto Društveni Proizvod kao i ekonomski razvoj Crne Gore.

Glavni pokretač benefita Ovog Projekta (Projekat je značajan sa aspekta društveno ekonomske dobrobiti)

B3. RES integracija


Pomenuta Integracija ima zanemarljiv uticaj usled nepostojanja uticaja na priključenje RES u integraciji.



Nema uticaja (praktično su

gubici isti, bez obzira da li se

kompleks spaja na TS 110/35

kV Tivat, ili na TS Luštica)

Nema uticaja Nema uticaja


Nema uticaja Nema uticaja Nema uticaja .


Projekat ne doprinosi

tehničkoj otpornosti

elektroenergetskog sistema

Crne Gore.


Nema uticaja .

B7. Fleksibilnost

Projekat služi samo jednoj

namjeni, napajanju

zahtijevane potrošnje, pa

nije fleksibilan

Projekat služi samo jednoj namjeni, napajanju zahtijevane potrošnje, pa nije fleksibilan

Nema uticaja .

Dodatne informacije

Kapacitet prenosne mreže Povećava se izlazni kapacitet prenosne mreže ka distributivnoj



180

Pri izvršavanju tehno-ekonomske analize, neophodno je usvojiti sledeći pristup prikazan sledećom

šemom:

Izgradnja TS 110/35 kV Luštica sa priključkom na 110 kV mrežu (IPI030)

Neto sadašnja vrijednost 1051.23 mil€


Period otplate investicije 1 godina

Benefit/Cost odnos 59.404 Benefiti su 59 puta veći od troškova.


Projekat pokazuje isplativost u svakom slučaju, pri čemu je glavni drajver isplativosti socijalno-ekonomska dobrobit.

Dodatne informacije





Dinamička analiza NPV Svake godine, sa periodičnim oscilacijama

Socijalno-ekonomska dobrobit Dinamička analiza B/C odnosa

Pojava neisporučene električne energije

Gubitak društveno-ekonomske dobrobiti)

0

5

10

15

20

25

30

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Vri

jed

no

st B

/C o

dn

osa

Godine operativnog stanja projekta

Dinamika kretanja B/C odnosa


181

4 TS 400/110/35 kV Brezna (IPI019)

Opis projekta:

Projekat izgradnje TS 400/110/35 kV Brezna se sastoji iz dvije faze. Prva faza je izgradnja TS 110/35 kV Brezna za potrebe priključenja vjetroelektrana Krnovo i dvostranog napajanje TS 110/35 kV Žabljak. Druga faza projekta je izgradnja TS 400/110 kV Brezna.

Realizacija projekta obuhvata: - izgradnju TS 110/35 kV Brezna (I faza); - izgradnju DV 110 kV od TS Brezna do postojećeg DV 110 kV Kličevo-Brezna (I faza); - izgradnju DV 2x110 kV od TS Brezna do TS Krnovo (I faza); i - izgradnju TS 400/110 kV Brezna (II faza).


- priključenje proizvodnih objekata u ovom regionu; - povećanje pouzdanosti napajanja u regionu Pive ; - 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 mreži.



I faza projekta: Otkup infrastrukture.

II faza projekta: Završetak revizije Idejnog projekta.


I faza projekta: Plaćanje konsultantskih usluga.

II faza projekta: Nema.


I faza projekta: Nema.



I faza projekta: Nema.



Proračunati su slijedeći benefiti:

- Priključenje proizvodnih objekata u ovom regionu.

- Povećanje pouzdanosti napajanja u regionu Pive (Brezna, Plužine, Unač, Mratinje, Crkvičko Polje).


182

- Mogućnost realizacije 400/110 kV transformacije kojom bi se evakuisala snaga iz proizvodnih

objekata (vjetroelektrana Krnovo i mHE u okolini Plužina i Šavnika) na 400 kV naponski nivo i

spriječila zagušenja u 110 kV mreži od Perućice ka Podgorici.

- Pouzdanije napajanje Žabljaka nakon izgradnje DV 400+110 kV Čevo-Pljevlja.

- Na osnovu mjerenja izvršenih u toku jedne godine na lokaciji VE Krnovo, faktor angažovanja

vjetroelektrane iznosi 29.9 % što daje oko 188 GWh (po cijeni od 96 €/MWh, što iznosi oko

18.048 mil€/god) godišnje proizvodnje, pa je neophodno uzeti u obzir važnost pouzdane isporuke

proizvedene električne energije u EES Crne Gore, što će biti omogućeno izgradnjom predmetne TS.



Vrijednost benefita

B1.


Omogućava isporuku

električne energije od oko

188 GWh iz VE Krnovo, što

iznosi oko 18.048 mil€/god.

Kvantifikacija izvršena uzimajući u obzir vrijednost neisporučene električne energije od 1000 €/MWh. Smanjenje neisporučene električne energije za oko 188 GWh iz RES (po cijeni od 96€/MWh iznosi oko 18.048 mil€ godišnje).

Do realizacije TS 110/X kV Žabljak, projekat poboljšava sigurnost napajanja konzuma Plužina, Šavnika i Žabljaka koji se realizacijom ovog projekta napajaju iz bliže TS 110/35 kV. Znatno se poboljšavaju naponsko reaktivne prilike u distributivnoj mreži


Omogućava razvoj

predmetnog područja

Omogućava razvoj

predmetnog područja Omogućava razvoj predmetnog područja

B3. RES integracija

Dodatno priključenje vjetro kapaciteta i eventualno novih mHE u regionu

Dodatno priključenje vjetro kapaciteta i eventualno novih mHE u regionu



Smanjuje gubitke za oko

16.275 GWh (oko 500,000

€/godišnje)

Smanjuje gubitke za oko 16.275 GWh (oko 500,000 €/godišnje)






Po realizaciji scenarija izgadnje 110 kV mreže na sjeveru Crne Gore (110 kV veza 110/X kV trafostanica Kličevo - Brezna - Žabljak - Pljevlja), omogućava


Omogućava dvostrano napajanje TS Žabljak i TS Kličevo


183

dvostrano napajanje TS Žabljak i TS Kličevo preko TR 400/110 kV u Brezni

B7. Fleksibilnost

Uklapa se u scenarij

izgradnje 110 kV mreže na

sjeveru Crne Gore

Zadržava svoje benefite u različitim scenarijima razvoja prenosne mreže

Omogućava priključenje VE Krnovo .

Dodatne informacije

Kapacitet prenosne mreže Povećava vrijednost razmjene na pravcu sjever - jug (primorje) za oko 50 MW


TS 400/110/35 kV Brezna (IPI019)



Period otplate investicije Oko 1 godine Karakter samog projekta doprinosi brzoj otplati pomenutog projekta.



Projekat pokazuje isplativost u svakom slučaju, pri čemu je glavni drajver isplativosti sigurnost snabdjevenija i RES integracija

Dodatne informacije




184



Dinamička analiza NPV Tokom čitavog životnog vjeka Tokom čitavog životnog vjeka


0

2

4

6

8

10

12

14

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Vri

jed

no

st B

/C o

dn

osa




185

5 Rekonstrukcija sistema zaštita u cijeloj mreži (IPR006a)

Opis projekta:

U cilju praćenja najnovijih dostignuća na polju zaštite i upravljanja, planirano je da se sve trafostanice CGES-a opreme sa mikroprocesorskim uređajima za zaštitu i upravljanje. CGES je ranije (drugi investicioni projekat) završio rekonstrukciju zaštita u 400 kV mreži.

Projekat se realizuje u nekoliko faza i to:

-Rekonstrukcija sistema zaštite 220 kV i 110 kV u TS Podgorica 2, TS Pljevlja 2 i TS Ribarevine i TS Mojkovac;

-Rekonstrukcija sistema zaštita, upravljanja i sopstvene potrošnje u TS 220/110/35 kV Podgorica1;

-Rekonstrukcija zaštite i upravljanja u ostaloj 110 kV mreži.


-smanjenje trajanja beznaponske pauze usljed nepouzdanog rada zaštita;

-poboljšanje pogonske spremnosti EES-a Crne Gore.

Rekonstrukcija sistema zaštite u TS Podgorica 2, TS Pljevlja 2 i TS Ribarevine i TS Mojkovac Ovaj dio projekta je realizovan. Rekonstrukcija sistema zaštita, upravljanja i sopstvene potrošnje u TS 220/110/35 kV Podgorica 1 Realizacija projekta obuhvata rekonstrukciju sistema zaštite i upravljanja i rekonstrukciju sopstvene potrošnje u TS 220/110/35 kV Podgorica 1. Projekat će obuhvatiti i rekonstrukciju sistema zaštite i upravljanja 35 kV postrojenja.



Sprovođenje tenderske procedure za izbor najpovoljnijeg izvođača po principu“Ključ u ruke“, uz pomoć Konsultanta. Potpisivanje Ugovora i uplata avansa.


Projektovanje, nabavka opreme i izvodjenje radova.


Projektovanje i izvodjenje radova.


Izvođenje radova.

Rekonstrukcija zaštite i upravljanja u ostaloj 110 kV mreži Realizacija projekta obuhvata projektovanje, izvođenje radova i nabavku opreme za ugradnju ormara zaštite i ormara upravljanja u preostalim trafostanicama 110 kV naponskog nivoa. Projekat će obuhvatiti i rekonstrukciju sistema zaštite i upravljanja 35 kV postrojenja.

Završene aktivnosti zaključno sa 2017.godinom:


186

Ovaj projekat će se finansirati iz WBIF Granta, što podrazumijeva implementaciju u skladu sa odredbama Posebnog ugovora potpisanog između KfW-a i CGES-a. Sprovedena je procedura izbora Konsultanta koji će pratiti realizaciju projekata koji se finansiraju iz Granta i potpisan Ugovor o pružanju konsultantskih usluga.


Sprovođenje tenderske procedure za izbor najpovoljnijeg izvođača po principu“Ključ u ruke“, uz pomoć Konsultanta. Potpisivanje Ugovora i uplata avansa.


Projektovanje, nabavka opreme i izvodjenje radova.


Projektovanje i izvodjenje radova.


Izvođenje radova.


187

6 Zamjena VN opreme u trafostanicama (IPR034)

Opis projekta:

U cilju obezbjeđivanja uslova za pouzdano i sigurno napajanje potrošača električnom energijom, pored izgradnje novih elemenata prenosne mreže, CGES vrši u postojećim objektima-trafostanicama zamjenu VN opreme. Zamjena je planirana prema pogonskim izvještajima o stanju opreme. Kako su trafostanice u pogonu više decenija ugrađena oprema je pri kraju eksploatacionog vijeka i potrebno je izvršiti zamjenu. Troškovi realizacije projekta većinom se finansiraju iz WBIF Granta. Realizacija projekta obuhvata: I faza: Realizacija aktivnosti koje se finansiraju iz sopstvenih sredstava a obuhvata zamjenu opreme u TS 400/220/110 kV Pljevlja 2, TS 400/110/35 kV Ribarevine, ugradnju odvodnika prenapona i rekonstrukciju sopstvene potrošnje u TS Nikšić. II faza: Realizacija aktivnosti koje se finansiraju iz WBIF Granta obuhvata: - TS Pljevlja 2 –Kompletni radovi na zamjeni VN opreme u 220 kV postrojenju, - TS Podgorica 2 - Kompletni radovi na zamjeni VN opreme u 110 kV postrojenju, - TS Ribarevine - Kompletni radovi na zamjeni dijela VN opreme u 110 kV postrojenju, - TS Podgorica 1 - Kompletni radovi na zamjeni dijela VN opreme u 110 i 220 kV postrojenju, - TS Podgorica 3 - Kompletni radovi na zamjeni dijela VN opreme u 110 kV postrojenju, - TS Berane - Kompletni radovi na zamjeni VN opreme u 110 kV postrojenju, - TS Budva - Kompletni radovi na zamjeni VN opreme u 110 kV postrojenju, - TS Herceg Novi – Zamjena 110 kV prekidača, - TS Bar - Zamjena 110 kV prekidača, - TS Cetinje - Zamjena 110 kV prekidača, - TS Tivat - Zamjena 110 kV prekidača, - TS Ulcinj - Zamjena 110 kV prekidača, - TS Nikšić - Zamjena 110 kV prekidača i rekonstrukcija sopstvene potrošnje.


- pouzdaniji rad postrojenja, - smanjeni troškovi održavanja.



I faza: Rekonstrukcija sopstvene potrošnje u TS Nikšić.

II faza: Objavljivanje tendera u skladu sa procedurama banke, izbor Izvođača, potpisivanje Ugovora, uplata avansa i uvođenje Izvođača u posao.


I faza: Nema.

II faza: Projektovanje, nabavka opreme i izvodjenje radova.


I faza: Nema.


188

II faza: Izvodjenje radova.


I faza: Nema.

II faza: Izvođenje radova.


189

7 Izgradnja 110kV DV Virpazar-Ulcinj (IPI015)

Opis projekta:

Područje grada Ulcinja se napaja iz TS 110/35 kV Ulcinj preko jednog dalekovoda 110 kV i jednog 35 kV dalekovoda iz TS 110/35 kV Bar. Izgradnjom 110 kV dalekovoda Virpazar – Ulcinj bi se omogućilo dvostrano napajanje TS Ulcinj, čime bi se osigurao (n-1) kriterijum sigurnosti napajanja i time povećao nivo snabdijevanja potrošnje. Realizacija projekta obuhvata: - izgradnju DV 110 kV Virpazar-Ulcinj; - izgradnju novog 110 kV DV polja Virpazar i DV Bar u TS Ulcinj; - izgradnju 110 kV DV polja Ulcinj u TS Virpazar.


- smanjenje gubitaka, - pouzdano snabdijevanje potrošnje (dvostrano napajanje TS 110/35 kV Ulcinj), - poboljšanje naponsko reaktivnih prilika, - omogućava stabilniji rad buduće VE Možura.



Izbor najpovoljnijeg ponuđača, sklapanje ugovora, uplata avansa, početak izrade glavnog projekta.


Izrada Glavnog projekta, revizija Glavnog projekta, dobijanje građevinske dozvole, izvođenje građevinskih i elektromontažnih radova.






Analizom tokova snaga i naponskih prilika u regionu kao i analizom gubitaka i nivoa neisporučene

električne energije u regionu ED Ulcinj u varijantama sa i bez predmetnog dalekovoda izvedeni su sljedeći

zaključci kojima se potvrđuje opravdanost izgradnje dalekovoda kojim bi se omogućilo dvostrano

napajanje TS 110/35 kV Ulcinj:

- zadovoljen (n-1) sigurnosni kriterijum napajanja TS Ulcinj,

- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika u distributivnoj mreži ED Ulcinj,


190

- smanjenje gubitaka na godišnjem nivou (2 MW zimi i 1 MW ljeti) ulaskom u pogon predmetnog

dalekovoda je procijenjeno na 7 786 MWh, (354 000 €)

- u slučaju realizacije VE Možura i njenog priključka po principu ulaz/izlaz na 110 kV DV Bar-Ulcinj,

usljed povećanja pouzdanosti rada mreže, nivo neisporučene proizvedene električne energije, pri

ispadu 110 kV DV Možura - Bar (dalekovod dužine 17 km sa prosječnom stopom ispada 0,939

ispada/km/god i periodom oporavka 11.85 sata, što daje ukupnu neraspoloživost od 47 sata ljeti i

67.8 h zimi) na nivou godine je smanjen za 5 281 MWh, što, prema cijeni energije iz vjetroelektrana,

iznosi 506 957 €.

- sa porastom potrošnje, konzum TS Ulcinj neće biti moguće u potpunosti rezervirati putem

distributivne mreže te kao posljedica povećanja pouzdanosti rada mreže, nivo neisporučene

električne energije (nastao kao posljedica ispada 110 kV voda Bar- Ulcinj) iznosi 83.6h zimi i 58 h ljeti,

što na godišnjem nivou iznosi 3 683 MWh ili oko 3.7 mil€)



Vrijednost benefita

B1.


Smanjenje neisporučene

energije za 5 281 GWh po

cijeni od 96 €/MWh (cijena

za obnovljive izvore

energije iz RES-a), odnosno

506 957 € godišnje

Nivo neisporučene

električne energije (ispad

voda Bar -Ulcinj) na nivou

godine je smanjen za 3,683

MWh (3.7 mil€) godišnje.

Kvantifikacija izvršena uzimajući u obzir vrijednost

neisporučene električne energije od 1000 €/MWh.

Procenjuje se da bi trošak neisporučene električne energije

iznosio oko 506 957 €/god ako

posmatramo obnovljive izvore energije iz RES-a.

Nivo neisporučene

električne energije je smanjen za 3,688

MWh odnosno 3.7 mil€ godidšnje.


Nema značajan uticaj na

ovu kategoriju

Nema značajan uticaj na ovu

kategoriju Uticaj na ekonomski

rast i turistički razvitak.

B3. RES integracija


Nije izvršena kvantifikacija ovog benefita.



Smanjenje gubitaka za 7.7

GWh godišnje

Smanjenje gubitaka za 7.7 GWh godišnje oko 354000 EUR godišnje

Smanjenje gubitaka za 7.7 GWh godišnje


Neophodan je za plasman proizvodnje VE Možura pri neraspoloživosti voda 110 kV Možura-Bar, i na taj

Neophodan je za plasman proizvodnje VE Možura pri neraspoloživosti voda 110 kV Možura-Bar, i na taj način

Neophodan je za plasman proizvodnje VE Možura pri neraspoloživosti voda


191

način ima uticaj na smanjenje emisije CO2

ima uticaj na smanjenje emisije CO2

110 kV Možura-Bar, i na taj način ima uticaj na smanjenje emisije CO2


Omogućava napajanje TS Ulcinj kod ispada DV 110 kV Bar - Ulcinj

B7. Fleksibilnost

Zadržava benefite pri različitim scenarijima razvoja prenosne mreže

Dodatne informacije

Kapacitet prenosne mreže Nema uticaja u ovoj fazi.


Izgradnja110kV DV Virpazar – Ulcinj (IPI015)



Period otplate investicije 2 godine Karakter samog projekta doprinosi brzoj otplati pomenutog projekta.

Benefit/Cost odnos 12.01275

Benefiti su 12.01275 puta veći od troškova.


Projekat pokazuje isplativost u svakom slučaju, pri čemu je glavni drajver isplativosti sigurnost snabdijevanja

Dodatne informacije




192

8 Izgradnja TS 110/35kV Žabljak (IPI013)

Opis projekta:

Izgradnja TS 110/35 kV Žabljak je projekat koji je potrebno realizovati kako bi se Žabljak preko već izgrađenog DV 110 kV Pljevlja-Žabljak priključio na prenosnu mrežu i kako bi se obezbijedili uslovi priključenja budućeg DV 110 kV Brezna-Žabljak. Realizacija projekta obuhvata:

- izgradnju nove TS 110/35 kV 2×20 MVA u GIS tehnologiji.




- povećanje pouzdanosti sistema,

- smanjenje nivoa neisporučene energije.



Otkup zemljišta od EPCG, priprema tehničke specifikacije za realizaciju projekta po principu „ključ u ruke“.


Objavljivanje tendera i sprovođenje tenderske procedure. Potpisivanje Ugovora sa najpovoljnijim ponuđačem i uplata avansa.


Izrada projektne dokumentacije, nabavka opreme i početak izvođenja radova.


Izvođenja radova.


Analizom tokova snaga i naponskih prilika u regionu kao i analizom gubitaka i nivoa neisporučene

električne energije u regionu ED Žabljak izvedeni su sljedeći zaključci kojima se potvrđuje opravdanost

izgradnje TS 110/35 kV Žabljak:

- Analizom naponsko-reaktivnih prilika u 35 kV mreži u regionu Žabljaka prije i poslije puštanja u pogon

TS 110/35 kV Žabljak uočavaju su znatna poboljšanja naponskih prilika na 35 kV i 10 kV naponskom

nivou u maksimalnom zimskom režimu u transformatorskim stanicama preko kojih se napaja potrošnja

Žabljaka, Njegovuđa, Boana i Šavnika.


193

- Ukupan nivo smanjenja gubitaka na godišnjem nivou ulaskom TS 110/35 kV Žabljak u pogon je

procijenjen na 562 MWh (oko 27,870 €).

- Kao posljedica povećanja pouzdanosti rada mreže nivo neisporučene električne energije na nivou

godine se smanjuje za 1,410 MWh ugradnjom predmetne transformatorske stanice (u toku zime,

procijenjeno vrijeme van pogona, postojećeg voda je oko 70.5 sati, pri čemu bi kompletna potrošnja

samog Žabljaka ostala van pogona). Istovremeno omogućava i dvostrano napajanje TS Brezna, pri čemu

bi Brezna ostala bez napajanja kod svakog ispada voda ka Kličevu. Ušteda iznosi oko 1.410 mil€

godišnje.



Vrijednost benefita

B1.


Kao posljedica povećanja

pouzdanosti rada mreže

nivo neisporučene

električne energije na nivou

godine se smanjuje za

1,410 MWh ugradnjom

predmetne

transformatorske stanice



Ušteda iznosi oko 1.410

mil€ godišnje

Omogućava dvostrano napajanje TS Brezna, a samim tim i dvostrano priključenje VE Krnovo



ovu kategoriju


kategoriju

Omogućava izgradnju kompleksa turističkog centra na Žabljaku, što

utiče na ukupnu ekonomsku dobit, kako regiona Žabljak, tako I

cijele Crne Gore

B3. RES integracija

TS Žabljak i priključni dalekovodi pomažu rad RES, tj. omogućava plasman proizvodnje iz VE Krnovo (72 MW) pri neraspoloživosti DV 110 kV Brezna – Kličevo

Benefit kvalitativnog karaktera



Smanjenje gubitaka na

godišnjem nivou 562 MWh

Pri referentnoj ceni gubitaka sa HUPX-a, benefit iznosi oko 27,870 €) godišnje.

Postoji uticaj na isplativost projekta.




TS Žabljak i priključni dalekovodi omogućava dvostrano napajanje TS Kličevo, nakon izgradnje DV 110 kV Brezna-Žabljak


Omogućava dvostrano napajanje TS Kličevo, nakon izgradnje DV 110 kV Brezna-Žabljak


194

B7. Fleksibilnost




Dodatne informacije

Kapacitet prenosne mreže Povećava izlazni kapacitet ka distributivnoj mreži


Izgradnja TS 110/35kV Žabljak (IPI013)



Period otplate investicije Oko 4 godine Karakter samog projekta doprinosi brzoj otplati pomenutog projekta.




Dodatne informacije



0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Vri

jed

no

st B

/C o

dn

osa




195






196

9 Izgradnja 110 kV DV Vilusi - Herceg Novi (IPI016)

Realizacija ovog projekta obuhvata:

- Izgradnju DV 110 kV Vilusi-H.Novi,

- Rekonstrukciju TS Vilusi I H.Novi.

Izgradnja dalekovoda 110 kV Vilusi-Herceg Novi

Opis projekta:

Prenosna mreža 110 kV na području Herceg Novog i Tivta je visoko opterećena u režimu ljetnjeg

maksimuma kada dolazi i do preopterećenja interkonektivnog DV 110 kV Trebinje-H. Novi. Ovaj dalekovod

izgrađen je 1968.godine i uglavnom je pod visokim opterećenjem u toku čitave godine. U cilju rješavanja

problema sa preopterećenjem ovog dalekovoda kao i ukidanja zavisnosti od napajanja iz susjedne države

potrebno je izgraditi DV 110kV Vilusi – H.Novi čime bi se zatvorio 110 kV prsten unutar Crne Gore.


- izgradnju dalekovoda 110 kV, dužine oko 35 km;


- ispunjenost N-1 kriterijuma na ovoj lokaciji u 110 kV mreži;

- obezbjeđenje dvostranog napajanja TS Herceg-Novi iz prenosne mreže Crne Gore;

- pouzdano snabdijevanje potrošnje.



Priprema tehničke specifikacije.


Priprema tenderske dokumentacije.


Sprovođenje tenderske procedure.


Potpisivanje Ugovora i uplata avansa. Izrada projektne dokumentacije.

Rekonstrukcija TS 110/35 kV Vilusi i H.Novi:

Opis projekta:

Područje Vilusa se napaja električnom energijom iz TS 110/35 kV Vilusi preko blok veze 110/35 kV

transformatora snage 10 MVA. TS Vilusi su sa prenosnom mrežom povezani radijalno na dalekovod 110


197

kV Nikšić – Bileća preko tzv. T spoja. Ovaj dalekovod je izgrađen 1956. godine, dok je T spoj izgrađen 1986.

godine. Zbog toga je potrebno rekonstruisati i proširiti postojeću transformatorsku stanicu TS Vilusi i

obezbijediti njen priključak po principu ulaz/izlaz na DV 110 kV Nikšić – Bileća.


- rekonstrukcijom postojeće TS 110/35 kV Vilusi predviđeni su radovi na izgradnji: jednog 110 kV sistema

sabirnica podijeljenog podužnim rastavljačem, četiri dalekovodna polja, dva transformatorska polja i

dva mjerna polja.

- izgradnju dva 110 kV dalekovoda dužine 0.5 km kojim bi se 110 kV DV Nikšić-Bileća uveo u TS po

principu »ulaz - izlaz«,

- izgradnju 110 kV dalekovodnog polja u TS Herceg-Novi.


- ispunjenost N-1 kriterijuma na ovoj lokaciji u 110 kV mreži;

- obezbjeđivanje sigurnijeg, pouzdanijeg i kvalitetnijeg napajanja potrošača na području Vilusa;

- omogućavanje izgradnje 110 kV dalekovoda Vilusi – H.Novi kojim bi se smanjila zavisnost od napajanja

110 kV transformatorskih stanica u Crnoj Gori iz susjedne prenosne mreže (BiH).



Priprema tehničke specifikacije.


Priprema tenderske dokumentacije.


Sprovođenje tenderske procedure.


Potpisivanje Ugovora i uplata avansa. Izrada projektne dokumentacije.


Očekivani benefiti, nakon proračuna su slijedeći:

- ispunjenost "n-1" kriterijuma na ovoj lokaciji u 110 kV mreži

- dvostrano napajanje TS Herceg Novi iz prenosne mreže Crne Gore

- rasterećenje DV 110 kV Herceg Novi - Trebinje i smanjenje broja ispada tog dalekovoda, do kojih dolazi

zbog pregorjevanja strujnih mostova u ljetnom režimu pri visokim temperaturama i opterećenjima tog

voda

- rasterećenje 110 kV pravca HE Perućica - TS Podgorica 1

- pouzdano snabdijevanje potrošnje u regionu H.Novog i Tivta. Ukoliko se posmatra ispad DV 110 kV

Tivat Lastva (dužina 12 km sa procijenjenih 33h van pogona ljeti) potrebno je redukovati potrošnju u


198

iznosu od 50 MW (veliko opterećenje TS H.Novi, kompleksa Luštica, Portomontenegro, Kotora i Tivta),

što na godišnjem nivou iznosi 1.655 GWh, odnosno 1.655 mil€ na godišnjem nivou.

- Ispad T-spoja u TS Vilusi, povlači za sobom ispad oba dalekovoda od T-spoja i samim tim TS Vilusi.

Ukupna dužina svih 110 kV vodova je oko 56 km, što na godišnjem nivou iznosi oko 154.5 sati ljeti i 223

sati zimi (treba imati u vidu da se radi o 2021. godini, kada će starost vodova biti još veća). Računajući

sa potrošnjom od 0.8-1.5 MW TS Vilusi, dolazi se do ukupne redukcije od 458 MWh, odnosno 458 750

€ godišnje.

- Smanjenje gubitaka na godišnjem nivou od 2.121 GWh, odnosno (105 180 €)

- priključenje obnovljivih izvora u regionu Brezne, kako evakuacija njihove proizvodnje ne bi dodatno

opterećivala pravac HE Perućica - TS Podgorica 1.



Vrijednost benefita

B1.



električne energije za oko

1.655 GWh


električne energije za oko

4.663 GWh iz RES (po cijeni

od 96€/MWh iznosi oko

447 650€ godišnje).



Ispad DV 110 kV Lastva-Tivat, ostaje bez

napona 50MW potrošnje ljeti zbog

preopterećenja DV 110 kV H.Novi-

Trebinje)

Eliminiše se T-spoj Vilusi čime se povećava sigurnost napajanja TS Herceg Novi i TS Vilusi.



ovu kategoriju


ovu kategoriju Nema značajan uticaj

na ovu kategoriju

B3. RES integracija

Ne priključuju se direktno na vod, ali omogućava veće

angažovanje RES (VE Krnovo, G8-HE Perućica)

Pomenuta Integracija ima zanemarljiv uticaj usled nepostojanja uticaja na

priključenje RES direktno na vod.

Nema uticaja na isplativost samog projekta, zasebna

komponenta.


Smanjenje gubitaka 2.121

GWh na godišnjom nivou

Kvantifikovano uzimajući u obzir cene sa HUPX-a kao referentnu cenu gubitaka.

Smanjenje gubitaka 2.121 GWh na

godišnjom nivou




Smanjuje opterećenje DV

110 kV HE Perućica-

Danilovgrad-Podgorica 1 u

normalnim pogonskim

uslovima i otklanja

preopterećenje tog voda


Zatvara se prsten u 110 kV mreži čime se

povećava sigurnost rada mreže na

primorju.


199

kod ispada DV 110 kV HE

Perućica-Podgorica 1.

B7. Fleksibilnost

Projekat fleksibilan zadržava svoje benefite u različitim scenarijima razvoja prenosne mreže.

Dodatne informacije

Kapacitet prenosne mreže Povećava vrijednost razmjene na pravcu sjever - jug (primorje) za oko 50 MW


Izgradnja110 kV DV Vilusi – Herceg Novi (IPI016)



Period otplate investicije Oko 6 godina Karakter samog projekta doprinosi brzoj otplati pomenutog projekta.



Projekat pokazuje isplativost u svakom slučaju, pri čemu je glavni drajver isplativosti sigurnost snabdjevenija i RES integracija

Dodatne informacije




200





0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Vri

jed

no

st B

/C o

dn

osa



Linearan Rast implikujekonstantne benefite


201

10 Nabavka i implementacija ERP sistema (NDC120)

Opis projekta:

U okviru ovog projekta će se realizovati budući ERP (Enterprise Resource Planning) sistem u CGES-u koji treba da na efikasan i brz način menadžmentu kompanije pruži preciznu i tačnu sliku stanja o poslovanju kompanije kao cjeline, ali i sliku stanja pojedinih njegovih djelova. Takođe on će obezbjediti bolje, preciznije i efikasnije upravljanje svim resursima kompanije. Novi ERP će podržati i bolji tok informacija i interno i eksterno sa okruženjem kako bi na najbolji način odgovorio svim potrebnim zahtjevima današnjeg kompleksnog poslovanja kompanije. Budući ERP treba da digitalizuje korporativne poslovne procese i integriše ih kroz jedinstvenu bazu podataka kroz sve potrebne programske module. Nabavka i implementacija ERP sistema se obavlja po fazama, pri čemu svaku fazu prate projektni dokumenti o realizaciji. S obzirom na kompleksnost ovog sistema, kao i angažovanje većeg broja zaposlenih u CGES u svim fazama implementacije napravljen je sledeći plan realizacije: I faza: Priprema tenderske dokumentacije. Sprovođenje tenderskog postupka. Izbor najpovoljnijeg ponuđača. Sklapanje ugovora. Plaćanje avansa i realizacija faze "Definicija" i "Operativna analiza". II faza: Realizacija faze "Dizajna" i definisanje konceptualnog dizajna budućeg EEP sistema. III faza: Realizacija faze "Izgradnja" ERP sistema. IV faza: Realizacija faze "Tranzicije" ERP sistema. V faza: Realizacija faze "Produkcije" ERP sistema.


Glavni i osnovni cilj realizacije ovog projekta je: Implemenatcija ERP sistema u CGES-u će omogućiti informacionu integraciju svih aktivnosti, procesa i funkcija CGES-a koja će obezbjediti integraciju kompanijskih lanaca vrijednosti, optimizaciju upotrebe kompanijskih resursa i kapaciteta, sinhronizaciju i optimizaciju kompanijskih funkcija planiranja, upravljanja i kontrole. Na taj način će se unaprijediti efikasnost i efektivnost odlučivanja u svim sferama poslovanja kompanije. To će, između ostalog, dovesti do smanjenja troškova poslovanja, smanjenja zaliha, poboljšanja odnosa sa poslovnim partnerima, unaprijeđen tok informacija između različitih stackeholder-a, povećanja kompanijske produktivnosti. Takođe je bitno i da će se implemenatacijom budućeg ERP sistema obezbjediti i značajno unaprijeđenje fleksibilnosti kompanije u današnjim uslovima, kako bi se izbjegle poslovne opasnosti, a ostvarile konkurentske prednosti.



Priprema tehničke specifikacije i sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i uplata avansa. Početak implementacije projekta.


Implementacija projekta u skladu sa Ugovorom.






202

11 SCADA za novi dispečerski centar sa EMS sistemom (uključujući i procjenu N-1 faktora sigurnosti u EES u realnom vremenu) (NDC005b)

Opis projekta:

Cilj ovog projekta je poboljšanje nadzornih i upravljačkih kapaciteta i performansi postojećeg Nacionalnog Dispečerskog Centra (NDC), koji obuhvata realizaciju novog SCADA/EMS sistema u glavnom (NDC) i rezervnom dispečerskom centru (RDC), formirajući na taj način nadzorno-upravljačku arhitekturu koja će se sastojati od dva paralelna i nezavisna dispečerska centra u glavnoj i back-up konfiguraciji, a u skladu sa ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) standardima. U cilju formiranja dvije potpuno nezavisne konfiguracije postojećeg i novog SCADA/EMS sistema u prvoj fazi projekta implementacije novog SCADA/EMS sistema će se izvršiti priprema 28 objekata za njihovo povezivanje sa novim sistemom u redundantnoj konfiguraciji na lokacijama NDC i RDC. Realizacija projekta podrazumijeva formiranje novog SCADA/EMS sistema u glavnom (NDC) i rezervnom dispečerskom centru (RDC).


Moderni SCADA/EMS sistem će obezbijediti podršku naprednim tehnikama upravljanja EES-om, kao i sljedeće prednosti u radu: - efikasan nadzor, upravljanje i korišćenje prenosnog sistema sa dvije nezavisne lokacije; - implementacija naprednih EMS rješenja uz pomoć kojih će se omogućiti poboljšani nadzor i

upravljanje, kao i optimizacija rada EES-a Crne Gore, čime će CGES ispuniti zahtjeve savremene prakse upravljanja EES u skladu sa ENTSO-E standardima;

- povećan stepen sigurnosti rada sistema; - veći nivo kvaliteta monitoringa i upravljanja na nivou trafostanica CGES-a.



Konsultantske usluge, realizacija novog SCADA sistema (završetak faze III, IV i V), radovi na unapređenju lokalnih SCADA sistema.


Konsultantske usluge, realizacija novog SCADA sistema (završetak faze VI), radovi na unapređenju lokalnih SCADA sistema.


Nema.


Nema.


203


Generalno gledano projekti ovog tipa, koji se tiču preuzetih međunarodnih obaveza, a odnose se na tehnike upravljanja radom sistema, ne podliježu detaljnoj tehno-ekonomskoj analizi, mada se mogu prepoznati neki elementi iste ukoliko se povežu sa sledstvenim projektima koji se mogu u određenoj mjeri monetizovati. Tako je ovde prepoznata veza sa budućom automatizacijom TS koja je u toku. S tim u vezi je u daljem testu ukratko navedena metodologija preuzeta iz međunarodne prakse koja ne podrazumijeva potpunu usklađenost sa iskustvima iz ENTSO-e budući da takva zbog prirode projekata kako je naprijed rečeno ne postoje.


204

12 Rekonstrukcija i proširenje TS 110/35kV Pljevlja 1 (IPI018)

Opis projekta:

Rekonstrukcija postojećeg postrojenja 110kV obuhvata: - zamjenu visokonaponske opreme (prekidača, mjernih transformatora), - demontažu postojeće ograde oko prekidača 110kV, - podizanje prekidača na sigurnosnu visinu u skladu sa tehničkim normativima i pravilnicima koji se

odnose na objekte ovakve vrste, - provjeru položaja postojećih srednjih portala (portala provodnika nadvišenja, kao i njihovo eventualno

pomjeranje, ukoliko ne zadovolje sigurnosna rastojanja).

Proširenje postojeće trafostanice se izvodi u smjeru sabirnica 110kV na platou neposredno uz postojeće postrojenje 110kV.

Obim proširenja podrazumijeva: - Proširenje TS-produžetak postojećih sabirnica za četiri 110kV polja, - izgradnju dva dalekovodna polja, spojno polje i mjerno polje, - zamjenu prekidača i mjernih transformatora i njihovo podizanje na propisne sigurnosne visine - zamjena postojećih 110 kV rastavljača - izgradnju novog mrežnog uzemljivača i njegovo povezivanje sa postojećim uzemljivačem TS, - izgradnju portala i njihovih temelja (sabirničkih i izlaznih), rekonstrukciju sistema 110 kV sabirnica I i

II. - izgradnja gromobranske zaštite na novom dijelu postrojenja, - izgradnju saobraćanica, kablovskih kanala, - rekonstrukciju kompletne rasvjete (postojećeg postrojenja 110 kV, platoa proširenja postrojenja 110

kV i ostalog platoa trafostanice), uključujući i reflektorsku rasvjetu.


- sigurniji rad trafostanice, - proširenjem bi se omogućilo priključenje dodatnih dalekovoda.



Nema.


Priprema tehničke specifikacije za realizaciju projekta po principu “ključ u ruke”.


Sprovođenje tenderskog postupka, sklapanje ugovora i uplata avansa. Izrada projektne dokumentacije i nabavka opreme.


Izvođenje radova.


205

13 Podgorica 4, obezbjeđenje dvostranog 110 kV napajanja (IPI021)

Opis projekta:

TS 110/10 kV Podgorica 4 električnom energijom napaja značajan dio konzuma Podgorice, a na prenosnu mrežu je povezana dalekovodom 110 kV Podgorica2-Podgorica 4. U cilju zadovoljenja n-1 kriterijuma sigurnosti napajanja neophodno je TS Podgorica 4 dodatno povezati sa prenosnom mrežom.

Projekat podrazumijeva povezivanje trafostanica 110/10 kV Podgorica 4 i 220/110/35 kV Podgorica 1, veza će biti ostvarena na sljedeći način:

-veza od TS Podgorice 1 do stuba broj 12 – trasom bivšeg 110 kV DV Podgorica 1-Budva;

-veza od stuba broj 12 do TS Podgorice 4 – novim 110 kV kablovskim vodom;

-opremanje pripadajućih DV polja u TS Podgorica 1 i Podgorica 4.


-sigurnije snabdijevanje gradskog konzuma;

-poboljšanje kvaliteta isporučene električne energije;

-smanjenje gubitaka u prenosnoj i distributivnoj mreži;

-sigurnije napajanje potrošača ove trafostanice, odnosno ispunjenje (N-1) kriterijuma sigurnosti.



Rješavanje imovinsko-pravnih odnosa, dobijanje građevinske dozvole, nabavka opreme i početak izvođenja radova.


Izvođenje radova.


Završna ispitivanja i puštanje u rad.


Nema.


Na osnovu urađenih proračuna dobijene su slijedeće vrijednosti benefita:

- poboljšanje kvaliteta isporučene električne energije

- sigurnije napajanje potrošača ove trafostanice, odnosno ispunjenje "n-1" kriterijuma sigurnosti, što je

obaveza prema Pravilima za funkcionisanje prenosnog sistema električne energije Crne Gore

- Uzimajući u obzir vjerovatnoću ispada dalekovoda 110 kV dužine 3.5 očekivati je da ovaj dalekovod u

budućnosti bude ukupno 18h zimi i 8h ljeti godišnje van pogona, Praktično to znači da je za očekivati

(sa prognoziranim stepenom opterećenja za 2021. godinu) da ukupno neisporučena el. energija iznosi

oko 334 MWh, što sa cijenom od 1000 €/MWh iznosi 334 000€ na godišnjem nivou.


206



Vrijednost benefita

B1.


Pod pretpostavkom da se

30% od ukupno instalisanog

kapaciteta, može

obezbijediti kroz

distributivnu mrežu, u

slučaju ispada DV 110 kV

PG4-PG2, za planiranu

potrošnju u 2021. godini,

procjenjuje se da bi

neisporučena el. energija

iznosila oko 334 MWh.



Na godišnjem nivou to iznosi neisporučena

električna energija oko 334 MWh, ili oko 334 000€ na

godišnjem nivou

Projekat obezbjeđenja dvostranog napajanja

TS Podgorica 4 je neophodno realizovati kako bi se za značajan dio konzuma Glavnog

Grada obezbijedilo napajanje uz

uvažavanje kriterijuma sigurnosti "n-1". Na

ovaj način se omogućava i dalje

kvalitetno održavanje postojećeg DV 110 kV

Podgorica 2 - Podgorica 4, čija će pouzdanost opadati

zbog starosti elementa.



ovu kategoriju


kategoriju Nema značajan uticaj

na ovu kategoriju

B3. RES integracija

Nema priključenja RES Nema priključenja RES Nema priključenja RES


Nema uticaja Nema uticaja Nema uticaja




Omogućava dvostrano napajanje Podgorice 4, čime se ispunjavaju uslovi iz Mrežnog

kodeksa Crne Gore o obavezi dvostranog napajanja objekta (ili dvostruke veze iz

jedne tačke).

Omogućava puno napajanje PG 4 kod ispada DV 110 kV PG2-PG4.

B7. Fleksibilnost

Bez obzira na to da li će se praviti nova TS u Podgorici, rezultati analiza pokazuju iste

dobiti, pa je projekat fleksibilan, odnosno zadržava svoje benefite pri različitim

scenarijima razvoja prenosne mreže

Dodatne informacije

Kapacitet prenosne mreže Nema uticaj



207

Podgorica 4, obezbjeđenje dvostranog 110 kV napajanja (IPI021)



Period otplate investicije Oko 7-9 godina Karakter samog projekta doprinosi brzoj otplati pomenutog projekta.




Dodatne informacije







0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Vri

jed

no

st B

/C o

dn

osa




208

14 Nova rekonstrukcija DV 110 kV Bar-Budva (IPR077)

Opis projekta:

Zbog nekoliko havarija koje su se desile u prošlosti na dionici dalekovoda od stuba broj 33 do stuba broj 50, potrebno je rekonstruisati ovu dionicu mijenjajući stare stubove, novim jačim stubovima. Rekonstrukcija DV Bar- Budva predviđa izgradnju novih stubova na novim temeljima, samim tim i zamjenu spojne opreme, ovjesne opreme, izolacije i užadi. Glavnim projektom će se definisati da pozicije temelja novih stubova budu neznatno pomjerene u odnosu na stare temelje.

Realizacija projekta obuhvata: - rekonstrukciju dalekovoda na dionici od stuba 33 do stuba 50.


- smanjenje broja i dužine ispada, - povećanje sigurnosti ukupnog elektroenergetskog sistema, - smanjenje troškova tekućeg održavanja.



Izbor projektanta koji će izraditi Glavni projekat. Izrada glavnog projekta.


Sprovođenje tenderske procedure za izbor izvođača radova i potpisivanje Ugovora. Početak izvođenja radova.


Izvođenje radova.


Nema.


209

15 Revitalizacija 110 kV dalekovoda (zamijena opreme i rekonstrukcija) (IPR004)

Opis projekta:

Revitalizaciji 110kV dalekovoda je neophodno pristupiti prvenstveno jer im je zbog starosti smanjena

pogonska sigurnost, a sa druge strane zbog razvoja proizvodnih kapaciteta i/ili povećanja distributivnih

konzuma postali su usko grlo u prenosu električne energije.


-antikorozivnu zaštitu na dalekovodima i trafostanicama,

-revitalizaciju DV Podgorica1-Perućica, vodovi II,III,

-revitalizaciju DV 110 kV Herceg Novi-Trebinje,

-sanaciju stuba br.52 na DV 110 kV Berane-Ribarevine,

- nabavku ručnog GPS uređaja.


- smanjenje broja i dužine ispada,

- povećanje sigurnosti ukupnog elektroenergetskog sistema,

- smanjenje troškova tekućeg održavanja.

Antikorozivna zaštita na dalekovodima i trafostanicama Radovi obuhvataju skidanje nastalog korodivnog sloja i ponovno farbanje čelične konstrukcije.



Završna plaćanja u skladu sa Ugovorom.


Nema.


Nema.


Nema.

Revitalizacija DV Podgorica1-Perucica, vodovi II,III Usljed većeg broja kvarova (prekidi provodnika i izolatorskih lanaca) neophodna je revitalizacija cijelog

DV koja obuhvata zamjenu izolatora, faznih provodnika i nosnih klema.



210


Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje ugovora i izvođenje radova.


Završetak izvođenja radova i tehnički prijem.


Nema.


Nema.

Revitalizaciji DV 110 kV H.Novi-Trebinje

Usljed dugogodišnje eksploatacije neophodna je revitalizacija dalekovoda koja obuhvata zamjenu

izolatora i faznih provodnika.



Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje ugovora i izvođenje radova.


Nema.


Nema.


Nema.

Sanacija stuba br.52 na DV 110 kV Berane-Ribarevine

Stub je u prošlosti rekonstruisan. Geometrija stuba je deformisana (temelji su u lošem stanju, pojasnici su

deformisani) i stub je potrebno zamijeniti.



Izvođenje radova na otklanjanju nedostataka, u zavisnosti od mogućnosti obezbjeđenja beznaponskog stanja.


Nema.


Nema.


211


Nema.

Nabavka ručnog GPS uređaj

Kako Crnogorski elektroprenosni sistem u svom vlasništvu ima preko 4000 dalekovodnih stubova čija će

brojka izgradnjom planiranih dalekovoda premašiti 5000, neophodno je posjedovanje ovih uređaja kako

bi se formirala unificirana baza podataka o svim stubovima koji podliježu održavanju. Na jednom mjestu

će postojati geografske lokacije svih stubova, fotografije istih kao i stanje ovjesne i spojne opreme na

njima, stanja konstrukcije i slično. Ovo će omogućiti lakšu pripremu tehničkih specifikacija za nabavku

opreme za stubove pri planiranju zamjene kao i pripremu opreme koju treba zamijeniti u havarijskim

situacijama kada je vrijeme ključni faktor.



Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje ugovora i isporuka uređaja.


Nema.


Nema.


Nema.


212

16 Rekonstrukcija dijela DV 110kV Nikšić-Vilusi (IPR072)

Opis projekta:

Dalekovod Nikšić - Bileća je pušten u pogon 1956. godine i svi elementi koji čine ovaj dalekovod (stubovi, provodnici, zasitno uže, spojna i ovjesna oprema) su u lošem stanju. Može se reći da je cijeli dalekovod u ovakvom stanju i da ga je potrebno kompletno rekonstruisati. Međutim, prioritet je rekonstrukcija dionice od stuba br. 150 do stuba br. 159 jer su na ovom dijelu kvarovi najčešći. Na stubu br. 152 dalekovoda 110 kV Nikšić –Vilusi desile su se dvije havarije, pa je potrebno izvršiti hitnu rekonstrukciju zateznog polja od stuba br. 150 do stuba br.159. Na ovoj dionici se često dešavaju kvarovi u vidu prekida provodnika koji za posljedicu imaju havariju pomenutog stuba. Stare stubove treba zamjeniti novim jačim stubovima. Samim tim se mijenja i spojna oprema, ovjesna oprema, izolacija i užad.


- rekonstrukcija dionice dalekovoda od stuba br. 150 do stuba br. 159.


- veća pogonska spremnost,

- smanjenje troškova održavanja,

- smanjenje trajanja beznaponskog stanja.



Priprema tehničke specifikacije i sprovođenje tenderske procedure.


Potpisivanje Ugovora i uplata avansa. Izrada Glavnog projekta i početak izvođenja radova.


Izvođenje i završetak radova.


Nema.


213

17 Izgradnja 110 kV DV Lastva – Kotor (IPI017)

Opis projekta:

Izgradnju DV 110 kV Lastva-Kotor je neophodno realizovati radi obezbjeđenja dvostranog napajanja TS

Kotor kao i uklapanja TS Lastva u 110 kV mrežu.

Realizacija projekta obuhvata izgradnju DV 110 kV Lastva-Kotor od TS Lastva do naselja Trojica gdje bi se

povezao na dvosistemski dio dalekovoda Tivat-Kotor.


- dvostrano napajanje TS Kotor uz ispunjenje kriterijuma (N-1) sigurnosti,

- obezbjeđivanje sigurnijeg, pouzdanijeg i kvalitetnijeg napajanja potrošača područja Kotora, Tivta i

Luštice

- bolje naponsko- reaktivne prilike.



Priprema tehničke specifikacije i objavljivanje tendera za realizaciju projekta po principu “ključ u ruke”.


Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i uplata avansa. Izrada projektne dokumentacije i nabavka opreme.


Izvođenje radova.


Izvođenje radova.


Na osnovu dbijenih rezultata uočava se slijedeće:

- dvostrano napajanje TS Kotor uz ispunjenje kriterijuma "n-1" sigurnosti,

- obezbjeđivanje sigurnijeg, pouzdanijeg i kvalitetnijeg napajanja potrošača područja Kotora, Tivta i

Luštice,

- bolje naponsko reaktivne prilike,

- u 2021. godini se očekuje porast vršne snage u TS Kotor na 20 MW zimi i 17 MW ljeti. Kapacitet

postojećeg voda 35 kV voda Tivat - Kotor je oko 15MW (Cu 95 mm2). Ukoliko ispadne DV 110 kV Tivat-

Kotor, potrebno je redukovati potrošnju od oko 5/2 MW, zimi/ljeti, respektivno. Na godišnjem nivou

bi to iznosilo oko 190.66 MWh (oko 190 660 €), pri čemu bi ta vrijednost rasla sa daljim porastom

potrošnje, odnosno redukcije.


214

- smanjenje gubitaka za 2 894 MWh godišnje (oko 143 530 €)

- sigurno i pouzdano snabdijevanje potrošnje u ostalom dijelu primorja (dodatna petlja ka TS Tivat). Kod

radova na DV 110 kV Tivat-Kotor, omogućava snabdijevanje Kotora.

- U slučaju dvostruke neraspoloživosti (održavanje dalekovoda, ili dvostruki ispad) "n-1-1" dalekovoda

110 kV (H.Novi-Tivat i Tivat-Lastva) omogućava napajanje potrošnje TS Tivat i kompleksa Luštica



Vrijednost benefita

B1.


Sigurnost snabdijevanja se

znatno poboljšava

dvostranim napajanjem TS

Kotor i smanjuje se

procijenjena neisporučena

energija.



Na godišnjem nivou to iznosi oko 190.66 MWh

(oko 190 660 €)

U 2021 se očekuje porast vršne snage u TS Tivat na 20 MW zimi i 17 MW ljeti. Kapacitet postojećeg voda 35 kV je oko 15MW (Cu 95

mm2).

Ukoliko ispadne DV 110 kV Tivat-Kotor,

potrebno je redukovati potrošnju od minimalno

5/2 MW, zimi/ljeti, respektivno



ovu kategoriju


kategoriju Nema značajan uticaj na

ovu kategoriju

B3. RES integracija



Smanjuju se gubici u

prenosnoj mreži za oko 2

894 MWh

Ušteda od 140 530€ godišnje





Prilikom neraspoloživosti

DV 110 kV Tivat - Kotor,

omogućava snabdijevanje

Kotora.

U slučaju dvostrukog ispada

dalekovoda 110 kV (Herceg

Novi-Tivat i Tivat-Lastva)

omogućava napajanje

potrošnje u TS Tivat i

kompleksa Luštica

Ispunjava uslove Mrežnih pravila Crne Gore, jer omogućava dvostrano napajanje Kotora

Ispunjava uslove Mrežnih pravila Crne Gore, jer omogućava dvostrano napajanje Kotora


215

B7. Fleksibilnost




Dodatne informacije

Kapacitet prenosne mreže Povećava se kapacitet prenosne mreže 110 kV na primorju


Izgradnja 110 kV DV Lastva – Kotor (IPI017)

Neto sadašnja vrijednost 3.268 mil€ Neto sadašnja vrijednost je pozitivna, što govori o značaju projekta.


Period otplate investicije Oko 6-8 godina Karakter samog projekta doprinosi otplati pomenutog projekta.




Dodatne informacije




216





0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Vri

jed

no

st B

/C o

dn

osa




217

18 DR Data Centar (Disaster Recovery Data Centar) (NDC109)

Opis projekta:

Na osnovu Zakona o informacionoj bezbjednosti i Uredbe o informacionoj bezbjednosti Crne Gore potrebno je da svi državni organi, organi državne uprave i sve institucije od državnog značaja u informacionim sistemima kojima upravljaju, prepoznaju kritične poslovne procese i servise koji podržavaju iste, u cilju prenosa i implementacije rezervne kopije na DR lokaciji ili DR sajt. Disaster recovery sajt (DRS) je rezervna lokacija koja preuzima funkcionisanje sistema, bez gubljenja podataka i omogućava korisnicima da nesmetano koriste servise informacionih sistema bez zakašnjenja, odnosno omogućava raspoloživost podataka 24 časa dnevno.

CGES je za lokaciju DR sajta odredio trafostanicu Ribarevine, na osnovu sljedećih kriterijuma: udaljenost od primarnog sajta (150km-200km); Druga seizmička ploča u odnosu na primarni sajt; Razvijeni telekomunikacioni linkovi (optički); Pristup lokaciji sa više strana u slučaju incidentne situacije; Mogućnost fizičkog obezbjeđenja 24h. Objekat za DR sajt mora da bude urađen po svim standardima za ovakve namjene, i predviđa implementaciju: Sistema Video nadzora; Sistema za kontrolu i dojavu u slučaju provale i požara; Automatske centrale za gašenje u slučaju požara; Termotehničke instalacije i Alternativno napajanje električnom energijom-agregatno napajanje.


- Brz, potpun i jednostavan oporavak podataka kao i mogućnost uspostavljanja normalnih poslovnih operacija i kontinuitet poslovanja u što kraćem roku u slučaju ozbiljnog incidenta.

- Ublaži rizik i ostvari uštedu IT budžeta i budžeta kompanije.

- Da obezbijedi arhitekturu koja je fleksibilna i proširiva sa mogućnošću da se proširi kapacitet po zahtjevu.



Nema.


Građevinska priprema DR Datacentra u Bijelom Polju (podignuti pod, spušteni plafon, vatrootporna obloga zidova). Priprema tenderske dokumentacije, sprovođenje tenderskog postupka, izbor najpovoljnijeg ponuđača, sklapanje ugovora, plaćanje po obostranom potpisivanju i prihvatanju primopredajnog zapisnika o uspješno realizovanoj isporuci svih ugovorenih roba i usluga. Nabavka sistema za protivpožarnu zaštitu za DR Datacentra u Bijelom Polju. Instalacije i konfiguracije sistema za protivpožarnu zaštitu za DR Datacentra u Bijelom Polju. Priprema tenderske dokumentacije, sprovođenje tenderskog postupka, izbor najpovoljnijeg ponuđača, sklapanje ugovora, plaćanje po obostranom potpisivanju i prihvatanju primopredajnog zapisnika o uspješno realizovanoj isporuci svih ugovorenih roba i usluga. Nabavka sistema neprekidnog napajanja el. energijom za DR Datacentra u Bijelom Polju. Instalacije i konfiguracije sistema neprekidnog napajanja el. energijom za DR Datacentra u Bijelom Polju. Priprema tenderske dokumentacije, sprovođenje tenderskog postupka, izbor najpovoljnijeg ponuđača, sklapanje ugovora, plaćanje po obostranom potpisivanju i prihvatanju primopredajnog zapisnika o uspješno realizovanoj isporuci svih ugovorenih roba i usluga.



218

Nabavka mrežne infrastrukture za potrebe obezbjeđenja mrežnih servisa u DR Datacentra u Bijelom Polju (2 rutera, 2 L3 sviča, 2 L2 sviča, 2 Firewal-al). Instalacije i konfiguracije mrežne infrastrukture za potrebe obezbjeđenja mrežnih servisa u DR Datacentra u Bijelom Polju. Priprema tenderske dokumentacije, sprovođenje tenderskog postupka, izbor najpovoljnijeg ponuđača, sklapanje ugovora, plaćanje po obostranom potpisivanju i prihvatanju primopredajnog zapisnika o uspješno realizovanoj isporuci svih ugovorenih roba i usluga.


Nabavka serverske i storage infrastrukture za potrebe kreiranja virtuelizaciog klastera u DR Datacentra u Bijelom Polju (4 servera, 1 storage sistem, SAN infrastruktura, oprema za skladistenje i upravljanje, D2D uređaj). Instalacije i konfiguracije serverske i storage infrastrukture za potrebe kreiranja virtuelizaciog klastera u DR Datacentra u Bijelom Polju. Priprema tenderske dokumentacije, sprovođenje tenderskog postupka, izbor najpovoljnijeg ponuđača, sklapanje ugovora, plaćanje po obostranom potpisivanju i prihvatanju primopredajnog zapisnika o uspješno realizovanoj isporuci svih ugovorenih roba i usluga.

Nabavka licenci za softwer za Enterprise bekap soluciju. Priprema tenderske dokumentacije, sprovođenje tenderskog postupka, izbor najpovoljnijeg ponuđača, sklapanje ugovora, plaćanje po obostranom potpisivanju i prihvatanju primopredajnog zapisnika o uspješno realizovanoj isporuci svih ugovorenih roba i usluga. Implementacije redudantnosti servisa na DR Datacentra u Bijelom Polju (Microsoft AD, Exchange, Backup, ERP sistem, Projektni portal ...). Priprema tenderske dokumentacije, sprovođenje tenderskog postupka, izbor najpovoljnijeg ponuđača, sklapanje ugovora, plaćanje po obostranom potpisivanju i prihvatanju primopredajnog zapisnika o uspješno realizovanoj isporuci svih ugovorenih roba i usluga.


219

19 Rekonstrukcija protivpožarnog sistema u NDC (NDC104)

Opis projekta:

Sadašnji sistem protivpožarne zaštite u zgradi NDC sa stoji se od sistema za gašenje požara gasom HALON (prevaziđen, zastario i više se ne smije koristiti), koji nikada nije uveden u automatski rad, i od centrale za dojavu požara NOTIFIER koja je u pogonu 15 godina, koja je nepouzdana, često se kvari i jako teško se nalaze rezervni djelovi za nju.

U poslednje 2 godine imali smo 2 manja incidenta – požara u zgradi, kojom prilikom postojeći sistem uopšte nije reagovao, a koji su sanirani isključivo prisebnošću zaposlenih, na sreću bez većih posljedica.

Važno je napomenuti da se zgrada NDC, tj njen enterijer sastoji uglavnom od lako zapaljivih materijala (medijapan, izolaciona vuna, iverica, . . .), da je jako izražena opasnost od požara, da je zgrada posjednuta 24/7 tokom cijele godine i da je postojeći sistem potpuno neadekvatan i neispravan, te da je neophodno ovo pitanje riješiti na cjelovit i adekvatan način.

Postojeća tehnička dokumentacija koja se odnosi na zamjenu protivpožarne zaštite u zgradi NDC je:

-Projekat unapređenja postojećeg sistema za automatsku dojavu i gašenje požara, Lars fire Podgorica, novembar 2013.

-Izvještaj o reviziji Glavnog projekta unapređenja postojećeg sistema za automatsku dojavu i gašenje požara, Arhi-project Nikšić, decembar 2013.

-Tehnička kontrola – revizija projekta sistema za automatsko gašenje požara, MMK control, decembar 2013.

-Elaborat zaštite od požara, Lars fire Podgorica, novembar 2013.

-Tehnička kontrola – revizija Elaborata zaštite od požara, MMK control, decembar 2013.

-Dopis Ministarstvu unutrašnjih poslova br 17827 od 30.12.2013. godine.

-Odgovor Ministarstva unutrašnjih poslova br 04-UP I-228/13-4906/2 od 31.01.2014. godine.

-Dopis Glavnom gradu Podgorica, Sekretarijatu za planiranje i uređenje prostora i zaštitu životne sredine br 3890 od 28.03.2014. godine

-Mišljenje Ministarstva održivog razvoja i turizma, Direktorata za građevinarstvo, broj 05-1157/4 od 12.06.2014. godine.


-obezbjeđivanje bezbjednog rada zaposlenih,

-osiguranje imovine CGES-a.



Nema.


Nema.


220


Priprema tehničke specifikacije, sprovođenje tenderske procedure i potpisivanje Ugovora. Isporuka opreme u dijelu sistema dojave požara.


Ugradnja opreme u dijelu sistema dojave požara.


221

20 Rekonstrukcija 110 kV DV HE Perućica - Nikšić, vod 3 (IPR031)

Opis projekta:

Dalekovod Perućica – Nikšić, vod III je u pogonu od 1958 godine. Kako u dosadašnjem eksploatacionom periodu nije vršena rekonstrukcija i zamjena opreme na ovom dalekovodu, sem u slučaju hitnih intervencija i opravki, to je potrebno zbog veće pouzdanosti dalekovoda izvršiti zamjenu iste.


-rekonstrukcija dalekovoda Perućica-Nikšić, vod III : zamjena provodnika, zaštitnog užeta, spojne i ovjesne opreme


-veća pogonska sigurnost dalekovoda,

-smanjenje troškova održavanja.



Nema.


Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i uplata avansa.


Izvođenje radova.


Nema.


222

21 Nadogradnja serverske i mrežne infrastrukture u data centru CGES-a (NDC112)

Opis projekta:

Serverska i mrežna oprema se eksploatišu online 24 časa, 365 dana u godini. Ovaj način njihovog korišćenja utiče na njihov životni vijek, koji je kraći od od životnog vijeka ostale računarske opreme. Poslovni sistem zahtjeva opremu koja je pouzdana, koja bezbjedno izvršava svoju funkciju i koja može lako da se održava tokom korisnog vijeka trajanja. To nameće potrebu obnavljanja IT serverske i mrežne infrastrukture, jer bez obzira sto serveri koji rade tri ili više godina nijesu otkazali, zbog starenja i istrošenosti, potrebno je planirati njihovu zamjenu. U protivnom troškovi koji bi nastali usled njihovih otkaza i prekida poslovnog procesa, su mnogostruko veći od njihove nabavne cijene. Zbog navedenog, potrebno je realizovati projekat Nadogradnja serverske i mrežne infrastrukture u data centru CGES-a, I podrazumijevao bi planirano obnavljanje opreme poslije petogodišnjeg perioda korišćenja.


- Nadogradnju serverske i mrežne infrastrukture u data centru CGES-a.


- Sigurniji i pouzdaniji rad serverske i mrežne infrastrukture u data centru CGES-a - Eliminisanje rizika od troškova koji bi nastali usled njihovih otkaza i prekida poslovnog procesa.



Nema.


Zamjena servera - nezavisnog domen controlera u Upravnoj zgradi. Nabavka serverske konfiguracije u RDC-u (Rezervni dispečerski centar). Zamjena četiri L2 gigabitni Switch (48 portni). Nabavka novog RACK ormara 19" 42U. Oprema čija se zamjena planira, stara je oko deset godina.


Serverske konfiguracije Upravna zdraga (nodovi virtuelnog klastera). Serverske konfiguracije NDC ( serveri koji se koriste u tehničkoj mreži dispečerskog centra). Oprema čija se zamjena planira, stara je više od pet godina.


Zamjena Storage sistema u Upravnoj zgradi CGES-a. Zamjena aktivne mrežne opreme u Upravnoj zgradi CGES-a. Zamjena Firewall sitemema u Upravna zgradi CGES-a. Oprema čija se zamjena planira, stara je sedam godina.


223

22 Rekonstrukcija DV 110 kV Berane-Andrijevica (IPR058)

Opis projekta:

Dalekovod 110 kV Berane-Andrijevica je u pogonu od 1960. godine. Dalekovod je ukupne dužine 18,6 km.

Usljed starosti i godina eksploatacije pojavljuju se određeni kvarovi čiji se broj stalno povećava. Ovaj

dalekovod je vrlo bitan za napajanje TS 110/35 kV Andrijevica zbog lošeg stanja dalekovoda 110 kV

Podgorica-Trebješica-Andrijevica.


- kompletnu AKZ ovog dalekovoda,

- ugradnja spojne i ovjesne opreme za nosne stubove koju CGES već posjeduje

- kompletnu zamjena provodnika, izolacije i ovjesne i spojne opreme (osim dionice st. br. 234-240):

nabavka i ugradnja ACSR 150/25 mm2 u količini od 53 km i nabavka i ugradnja kompletne ovjesne i spojne

opreme za zatezne stubove kao i izolatora .


- obezbjeđivanje pouzdanog i sigurnog snadbijevanja potrošača električnom energijom,

- smanjenje trajanja beznaponske pauze usljed kvarova nakon zamjene starih provodnika novim uz

zamjenu i dijela ovjesne i spojne opreme,

- smanjenje troškova održavanja i vremena neraspoloživosti,

- poboljšanje pogonske spremnosti EES-a Crne Gore.



Priprema tehničke specifikacije, sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i uplata avansa.


Izrada projektne dokumentacije, nabavka opreme i izvođenje radova.


Nema.


Nema.


224

23 Realizacija sistema za daljinski pristup procesnim mrežama i uključenje novih objekata u NDC SCADA sistem (NDC114)

Opis projekta:

Elektroenergetski sistem je vrlo dinamičan i sa velikim brojem različitih događaja među kojima se nalaze i havarijska stanja. Da bi se omogućila adekvatna informacija kod upravljanja cjelokupnim sistemom vrlo je važna mogućnost brze analize događaja. Osim toga, ponekad postoji i zahtjev za prepodešavanjima releja u što kraćem roku. Zbog navedenog veoma je važno omogućiti daljinski pristup uređajima relejne zaštite iz NDC (RDC) u Podgorici. Ovim projektom planirano je da se napravi standardizacija načina pristupa procesnoj mreži u trafostanicama CGES-a. Jedan od zadataka je i da se osmisli projektno rješenje za prikupljanje informacija iz trafostanica. To rješenje će odrediti komunikacione puteve kojima i način na koji te informacije dolaze do centra procesne mreže, kako se informacije obrađuju, arhiviraju i prosljeđuju prema NDC-u (RDC-u). U sklopu projekta predviđena je isporuka i montaža Rutera/Firewall-a, podešavanje i testiranje kompletnog sistema iz NDC-a i RDC-a, isporuka rezervnih djelova, svih neophodnih softverskih alata za konfiguraciju sistema, projekat održavanja (izvedenog stanja), obuka u fabrici i na terenu. Prenosna mreža CGES-a se sastoji od dalekovoda naponskih nivoa 110 kV, 220 kV i 400 kV, trafostanica naponskog nivoa 110 kV i većeg, koje pripadaju CGES-u. U okviru nadležnosti upravljanja sistemom nalaze se i postrojenja u sklopu proizvodnih objekata – elektrana, koje pripadaju Elektroprivredi Crne Gore. Nadzor i upravljanje se vrši iz Nacionalnog dispečerskog centra (NDC) u Podgorici, a u toku je i uspostavljanje Rezervnog dispečerskog centra (RDC) sa redudantnim funkcijama i na drugoj, fizički odvojenoj lokaciji, a sve u skladu sa ENTSOe regulativom. Pripremom objekata, koja predstavlja prvu fazu projekta implementacije novog SCADA i EMS sistema u redudantnoj konfiguraciji, na lokacijama NDC i RDC, biće izgrađen novi sistem za nadzor i upravljanje (planom predviđeno do kraja 2016). Novi sistem je u potpunosti baziran na protokolu IEC 60870-5-104, kad je u pitanju komunikacija sa centrima upravljanja. Komunikacija na nivou trafostanice je predviđena protokolom IEC 61850. Nakon završetka projekta svaka trafostanica će imati lokalni SCADA sistem sa kompletnom procesnom mrežom. Većina postrojenja CGES-a su kompletno rekonstruisani u dijelu zaštita i upravljanja, a do kraja 2019.godine svi objekti će biti opremljeni mikroprocesorskim zaštitnim i upravljačkim uređajima. Telekomunikacioni sistem CGES-a zasniva se na OPGW i podzemnim optičkim kablovima i SDH/PDH multiplekserima. SDH multiplekseri se nalaze u skoro svim objektima predviđenim za pripremu i imaju mogućnost prenosa Ethernet saobraćaja i L2 switchinga. Ethernet interfejsi na SDH multiplekserima su tipa 100Base-T Fast Ethernet RJ-45 i Gigabit Ethernet SX i LX FC/PC. Preko telekomunikacionog sistema CGES-a biće povezane sve RTU stanice sa Dispečerskim centrima, kao i vremenska sinhronizacija RTU-ova preko postojećeg NTP servera u NDC-u. Procesna mreža transformatorskih stanica bitan je element automatizacije EES-a i izgradnje napredne mreže koja omogućava razmjenu svih informacija između procesnih sistema za automatizaciju EES-a kao i razmjenu informacija između različitih korisnika u CGES-u, kao i van CGES-a. Unutar procesne mreže postoji generalno dvije vrste aplikacija: - Aplikacije u realnom vremenu (kritične, zahtijevaju maksimalnu raspoloživost); - Ostale aplikacije (kontrola, nadzor, dijagnostika, održavanje, prikupljanje i arhiviranje pogonskih

događaja)

Kod aplikacija u realnom vremenu razmjenjuju se operativne informacije sa zahtjevom na minimalno kašnjenje prenosa. Operativne informacije su neophodne za implementaciju upravljanja u stvarnom


225

vremenu, tj. one omogućavaju raspoloživost trenutnog stanja/statusa postrojenja, odnosno trenutnu detekciju o promjeni u postrojenju. Aplikacije u stvarnom vremenu odnose se minimalno na sljedeće sisteme: - Nadzor, upravljanje, pogonska mjerenja, relejna zaštita - Sekundarna regulacija (u pojedinim proizvodnim objektima) - WAMS (Wide Area Monitoring System)

S druge strane, aplikacije koje nijesu vremenski zahtjevne razmjenjuju pomoćne informacije koje daju dodatne informacije o stanju/statusu postrojenja ili nekom događaju, bilo u pogonskom ili havarijskom režimu. Za ovu vrstu podataka poželjno je da budu raspoloživi odmah po pojavi događaja, ali nije neophodno, tj. nižeg su prioriteta po raspoloživosti nego operativne informacije. Aplikacije koje nisu vremenski zahtjevne odnose se na sljedeće podsisteme: - Relejna zaštita (prepodešavanje, čitanje zapisa kvarova i događaja,…), - Procesna i računarska mreža trafostanice (intervencije, prepodešavanje, čitanje zapisa na RTU-ovima,

lokalnim SCADA-ma, …) - Nadzor mreže - Nadzor pomoćnih postrojenja - Obračunsko mjerenje i mjerenje kvalitete električne energije - Monitoring primarne opreme - Video nadzor - Održavanje prikupljanje i arhiviranje.


U cilju ispunjavanja ENTSOe zahtjeva, vezanih za „cyber security“ u energetskim sistemima, neophodno je realizovati projekat po svim važećim standardima kako bi se smanjila mogućnost za bilo kakvim neželjenim akcijama u okviru sistema za nadzor i upravljanje. Obzirom da se dio trafostanica CGES-a nalazi manje ili više udaljen od Podgorice, realizacijom ovog Projekta, postići će se značajno smanjenje putnih troškova svih službi CGES-a koje su direktno uključene u upravljanje, nadzor i zaštitu EES-a. Takođe, vrijeme koje bi se utrošilo za odlazak u udaljene trafostanice, može biti iskorišćeno za druge aktivnosti u okviru posla, što doprinosi povećanju efikasnosti i produktivnosti radnika.



Priprema tehničke specifikacije i aktivnosti za sprovođenje tenderske procedure (odabir izvođača radova, potpisivanje ugovora). Projektovanje, ugradnja, testiranje i puštanje u rad opreme u trafostanicama i dispečerskim centrima.


Unapređenje i proširenje sistema.



226





227

24 Obnavljanje računara i računarske opreme (NDC113)

Opis projekta:

Posle određenog vremenskog ciklusa zastarjeli hardver svojim mogućnostima ne može zadovoljiti potrebe novih softverskih zahtjeva i postaje prepreka u svakodnevnom obavljanju poslovnih zadataka zaposlenih. U skladu sa odobrenim amortizacionim periodom za računarsku opremu, propisanim prema internim računovodstvenim politikama u CGES-u (u skladu sa Zakonom o računovodstvu i reviziji), priprema se godišnji plan nadgradnje i zamjene računarske infrastrukture Društva. Cilj godišnjeg plana nadgradnje i zamjene računarske infrastrukture je potpuno obnavljanje svake pojedinačne računarske konfiguracije u petogodišnjem ciklusu, na najmanje 20% od ukupnog broja računarskih jedinica.


-obnavljanje računara i računarske opreme.


-pouzdaniji i sigurniji rad računarske opreme.



Obnavljanje računarske oprema (Laptopovi, docking stanice, monitori, desktop računari, Color MFP, MFP i SSD diskovi). Oprema čija se zamjena planira, stara je oko osam godina.


Obnavljanje računarske opreme (Laptopovi, docking stanice, monitori, desktop računari, Multifunkcijski mrežni printeri i SSD diskovi). Oprema čija se zamjena planira, stara je vise od šest godina.


Obnavljanje računarske opreme (Laptopovi, docking stanice, monitori, desktop računari, Multifunkcijski mrežni printeri i SSD diskovi). Oprema čija se zamjena planira, starija je od 5 godina.


Obnavljanje računarske opreme (Laptopovi, docking stanice, monitori, desktop računari, Multifunkcijski mrežni printeri i SSD diskovi).


228

25 Revitalizacija trafostanica-građevinski dio (IPR066)

Opis projekta:

U cilju poboljšanja stanja u trafostanicama, neophodno je preduzeti aktivnosti na njihovoj adaptaciji ili rekonstrukciji zavisno od stepena očuvanosti. Realizacija projekta obuhvata: - Nasipanje i asfaltiranje prilaznog puta u TS 110/35 kV Berane: Tokom kišnih dana na samom ulazu u

trafostanicu sakuplja se velika količina vode, tako da je prilazak trafostanici praktično onemogućen. - Izgradnja kanala za odvod vode sa spoljne istočne i sjeverne strane ograde TS 400/220/110 kV

Pljevlja 2: Zbog velike količine vode u 400 kV postrojenju koja dolazi sa sjeverne strane ograde, neophodno je napraviti kanal sa sjeverne i istočne strane ograde i vodu sakupiti i odvesti u obližnji potok

- Izrada krova na zgradi službe održavanja: Zbog lošeg stanja krova koji prokišnjava na više mjesta planirana je izrada krova.

- Sanacija temelja elemenata rasklopnih postrojenja u trafostanicama: Projekat obuhvata izvođenje radova na temeljima prekidača: radova na iskopu, razbijanju postojećih temelja i betoniranju novih temelja. Zbog zamjene prekidača potrebno je da se urade novi temelji koji će odgovarati nosačima novih prekidača.

- TS Podgorica2, zamjena dijela krova zgrade: Prilikom izvođenja radova na adaptaciji prostora u kom su izrađene kancelarije u komandnoj zgradi TS 400/110 kV Podgorica 2, uočeno je da postojeći krov na tom dijelu zgrade prokišnjava. Zbog toga je izvršena privremena sanacija oštećenja na pomenutom objektu. Trajno rješenje problema je u zamjeni postojećeg korodiralog pobakarisanog krovnog pokrivača novim pokrivačem.

- Rekonstrukcija 35 kV postrojenja-građevinski dio: U cilju poboljšanja stanja u 35 kV postrojenjima u većini trafostanica neophodno je preduzeti aktivnosti na adaptaciji 35kV postrojenja i rekonstrukciji rasvjete.

- Sanacija i izrada novih temelja u TS Mojkovac: Pregledom je konstatovano je da je beton temelja pojedinih aparata u lošem stanju, pa je iste neophodno sanirati, odnosno izgraditi nove temelje.


- produžava se vijek trajanja objekata, - sigurniji i bezbjedniji rad osoblja u trafostanicama, - obezbjeđuju se bolji uslovi za rad zaposlenima.



Izvođenje radova za podprojekte za koje je potpisan Ugovor. Za ostale sprovođenje tenderske procedure i potpisivanje Ugovora.


Izvođenje radova.


Završni radovi.


229


Nema.


230

26 Rekonstrukcija DV 110 kV Podgorica 2-Virpazar (od stuba 31-69) (IPR059)

Opis projekta:

Zbog čestih ispada i kvarova na DV 110 kV Podgorica2 -Virpazar koji su se pretežno dešavali na dionici od stuba 31 do stuba 69 dalekovoda potrebno je izvršiti zamjenu provodnika i spojne i ovjesne opreme na nosnim stubovima. Zamjena opreme na zateznim stubovima je završena u prethodnom periodu.

Realizacija projekta obuhvata: -rekonstrukcija dionice DV od stuba broj 31 do stuba broj 69.


-povećanje pogonske sigurnosti dalekovoda,

-smanjenje troškova održavanja.



Nema.


Nema.




Izvođenje radova.


231

27 Rekonstrukcija 110 kV DV Lastva – Tivat - II faza (IPR010)

Opis projekta:

Rekonstrukcija DV 110 kV Budva-Lastva-Tivat je potrebna kako bi se povećala pogonska sigurnost i

prenosni kapaciteti dalekovoda.

Ulaskom u pogon TS 400/110 kV Lastva i uvođenjem postojećeg DV 110 kV Tivat - Budva u TS Lastva

obezbijediće se povezivanje sa postojećom prenosnom mrežom čime se obezbjeđuje pouzdanost i

sigurnost napajanja potrošača prvenstveno na području Tivta i Herceg Novog. Preko novoformirane veze

(ulaz dalekovoda Tivat-Budva u TS Lastva) u ljetnjim periodima će se napajati u potpunosti konzum TS

Tivat i TS Kotor, a snaga će se plasirati i u pravcu TS 110/35 kV Herceg Novi, smanjujući opterećenje

interkonektivnog 110 kV DV Trebinje (BA) - Herceg Novi.

Rekonstrukcija dionice dalekovoda 110 kV Lastva-Tivat od tačke ulaska u TS Lastva do TS Tivat je potrebna

kako bi se povećala pogonska sigurnost i prenosni kapaciteti dalekovoda u cilju sprječavanja zagušenja na

ovom pravcu.


- rekonstrukciju dalekovoda 110kV Tivat-Lastva od tačke uklapanja u TS Lastva (novi stub br.5) kao

dvosistemski, presjeka Alč 240/40 mm2. Sprovedene analize su pokazale da je rekonstrukcija

dalekovoda Lastva –Tivat u dvosistemski najbolje rješenje u cilju obezbjeđivanja dvostranog napajanja

za TS Luštica. Naime, rješenje povezivanja TS Luštica na prenosnu mrežu sa dva 110kV kabla na TS Tivat

ne obezbjeđuje pouzdanost i kriterijum n-1. Kao rješenje obezbjeđenja pouzdanosti jedan od kablova

110kV bi se u zoni aerodroma Tivat raskinuo i povezao na jedan sistem dalekovoda Tivat-Lastva i time

obezbijedilo napajanje TS Luštica i iz TS Lastva.


- povećavanje prenosne moći 110 kV veza iz TS Lastva;

- smanjenje gubitaka;

- pouzdanije snabdijevanje potrošnje na primorju.



Završetak revizije Idejnog projekta. Prikupljanje potrebnih podataka za realizaciju projekta.


Prikupljanje potrebnih podataka za realizaciju projekta.




Priprema tehničke specifikacije i objavljivanje tendera.


232


Na osnovu urađenih proračuna može se zaključiti:

- Mogućnost priključenja TS Lastva 400/110 kV na 110 kV naponski nivo, čime se omogućava napajanje

primorskog dijela Crne Gore u regionu Tivta, Kotora i Herceg Novog. Po izgradnji TS Lastva sa

transformacijom 400/110 kV, postojeći DV 110 kV Budva-Tivat bi se po principu ulaz/izlaz uveo u novu

TS.

- Formira se nova jaka napojnu 110 kV tačka primorju, omogućivši bolje i stabilne naponsko-reaktivne

prilike, što dovodi do kvalitetnijeg napajanja Tivta i Kotora iz nove TS Lastva, uključujući rasterećenje

iz pravca Trebinja (BiH). Postojeći vod 110 kV Budva - Tivat, koji se uvodi u TS Lastva, je presjeka AlFe

150 mm2 i predstavlja ograničavajući faktor za isporuku električne energije koja će neminovno krenuti

iz TS 400/110 kV Lastva u 110 kV mrežu regiona. Ukoliko ostane postojeći kapacitet dalekovoda AlFe

150 mm2, potrebno je redukovati isporuku potrošačima za 4MW u zimskom i 32MW konzuma u

ljetnjem periodu. Uzimajući u obzir učestanost ispada 110 kV vodova (interkonektivnog DV 100 kV

Trebinje (BA) - Herceg Novi) neisporučena električna energija iznosi 1.66 GWh (oko 1.66 mil€).



Vrijednost benefita

B1.


Za planiranu potrošnju u

2021. godini, procenjuje se

da bi neisporučena

električna energija iznosila

oko1.66 GWh,




električna energija oko 1.66 GWh, ili oko 1.66 mil€ na

godišnjem nivou

Procjenjuje se da porastom konzuma već

u 2021. godini napajanje oko 4MW

konzuma u zimskom i 32MW konzuma u

ljetnjem periodu neće biti moguće snabdjeti u

slučaju ispada interkonektivnog DV

100 kV Trebinje (BA) - Herceg Novi



ovu kategoriju



na ovu kategoriju

B3. RES integracija




B5. Nema uticaja Nema uticaja Nema uticaja .


233

Variranje u emisiji C02


Omogućava sigurno napajanje konzumnih područja Kotora, TS Luštica i Tivta u

slučaju ispada 110 kV DV Lastva – Kotor.

B7. Fleksibilnost

Zadržava benefite u različitim scenarijima razvoja prenosne mreže

Dodatne informacije

Kapacitet prenosne mreže Povećava se prenosna moć dalekovoda


Rekonstrukcija 110 kV DV Lastva – Tivat - II faza (IPR010)

Neto sadašnja vrijednost 24.755 mil€ Neto sadašnja vrijednost je pozitivna i veoma visoka, čto govori o značaju projekta.


Period otplate investicije Oko 2 godina Karakter samog projekta doprinosi brzoj otplati pomenutog projekta.




Dodatne informacije



0

1

2

3

4

5

6

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Vri

jed

no

st B

/C o

dn

os




234






235

28 Rekonstrukcija ankernih dijelova portalnih stubova DV 110 kV Bar-Ulcinj (IPR061)

Opis projekta:

Na DV 110 kV Bar – Ulcinj potrebno je izvršiti sanaciju “U” ankera i ankernih ploča. Usljed dugogodišnjeg eksploatacionog perioda došlo je do oštećenja “U” ankera što je pokazao urađeni Elaborat o stanju ankernih djelova portalnih stubova koji je uradila firma „Inter Project“ iz Podgorice.


-sanacija “U” ankera i ankernih ploča na DV 110 kV Bar – Ulcinj.


- povećanje statičke pouzdanosti portalnih stubova,

-povećanje pogonske sigurnosti dalekovoda.



Nema.




Izvođenje radova.


Izvođenje radova.


236

29 Video nadzor trafostanica (NDC117)

Opis projekta:

CGES planira da uvede daljinski nadzor i upravljanje u trafostanicama. Za realizaciju toga je potrebno stvoriti preduslove, kao što je video nadzor trafostanica. Time bi zaposleni iz NDC-a koji će vršiti upravljanje imali sliku iz trafostanica u realnom vremenu.


-ugradnju sistema za video nadzor u svim trafostanicama CGES-a.


-stvaranje preduslova za uvođenje daljinskog nadzora i upravljanja u trafostanicama,

-bolje obezbjeđenje imovine CGES-a.



Nema.




Realizacija sistema video nadzora u jednom broju trafostanica.


Realizacija sistema video nadzora u ostalim trafostanicama.


237

30 Izrada Idejnog projekta sa geomehaničkim istraživanjima rekonstrukcije DV 110 kV Podgorica 1 - EVP Trebješica - Andrijevica (IPR060)

Opis projekta:

Dalekovod 110kV Podgorica1-EVPTrebješica-Andrijevica je u pogonu od 1960. godine i u veoma je lošem

stanju. Prilikom projektovanja dalekovoda nije dobro definisan dodati teret tako da je dalekovod bio

predmet više sanacija. Sanacije su obuhvatale ubacivanje novih stubova i zamjenu postojećih faznih

provodnika provodnikom veće prekidne sile 150/50 mm2 . Za potrebe rekonstrukcije ovog dalekovoda je

potrebno izvršiti izvjesne prepravke na glavama konzola kako bi se mogla montirati nova ovjesna oprema.

Stanje faznih provodnika, izolatora i ovjesne i spojne opreme je vrlo loše. U većini nosnih klema provodnik

je oštećen tako da zamjena klema nije preporučljiva bez zamjene faznih provodnika. Potrebno je planirati

kompletnu anti-korozivnu zaštitu ovog dalekovoda. Pored toga, rekonstrukcija bi zbog opšteg stanja

dalekovoda morala obuhvatiti kompletnu zamjenu provodnika, zaštitnog užeta, izolacije ovjesne i spojne

opreme a možda i izgradnju nekoliko novih stubova.

Prije samog početka rekonstrukcije planirana je izrada Idejnog projekta sa detaljnim geomehaničkim

ispitivanjima. Idejni projekat treba da odredi dionice koje su prioritetne, obim potrebnih radova , procjenu

troškova, način i dinamiku realizacije. Na osnovu toga bi se adekvatno osmislio i pripremio novi investicioni

projekat rekonstrukcije DV 110kV Podgorica1-EVP Trebješica -Andrijevica, čiji su benefiti ovdje izloženi.

Realizacija projekta obuhvata: izradu Idejnog projekta sa detaljnim geomehaničkim ispitivanjima.


- obezbjeđivanje pouzdanog i sigurnog snadbijevanja potrošača električnom energijom,

- smanjenje trajanja beznaponske pauze usljed kvarova nakon zamjene starih provodnika novim uz

zamjenu i dijela ovjesne i spojne opreme,

- smanjenje troškova održavanja i vremena neraspoloživosti,

- poboljšanje pogonske spremnosti EES-a Crne Gore.



Priprema tehničke specifikacije i objavljivanje tendera. Izbor najpovoljnije ponude i potpisivanje ugovora.


Izrada Idejnog projekta sa geomehaničkim istraživanjima rekonstrukcije DV 110 kV Podgorica 1 - EVP Trebješica – Andrijevica.


Završetak izrade Idejnog projekta sa geomehaničkim istraživanjima rekonstrukcije.


Nema.


238

31 Nabavka prekidača snage 35 kV (IPR054)

Opis projekta:

Postojeći prekidači snage 35 kV postaju sve više nepouzdani, dijelom zbog starosti a dijelom zbog nemogućnosti ili neisplativosti nabavke rezervnih djelova. Zbog toga je planirana nabavka prekidača snage 35 kV. Realizacija projekta obuhvata: -nabavku i ugradnju prekidača snage 35 kV .


- poboljšanje pogonske spremnosti trafostanica, - zaštite postrojenja i bezbjednijeg rada osoblja, - pouzdaniji i bezbjedniji rad postrojenja.



Isporuka i ugradnja prekidača snage 35 kV.


Nabavka i ugradnja prekidača snage 35 kV.






239

32 Ispitna oprema (IPD005)

Opis projekta:

Obnavljanje ispitne opreme potrebne zaposlenim koji obavljaju poslove održavanja je veoma bitno sa

aspekta njihovog sigurnijeg, bržeg i efikasnijeg rada.


- Nabavka uređaja za lociranje greške na dalekovodima: Urađaj za lociranje grešaka na dalekovodima precizno određuje mjesto kvara na dalekovodu, što skraćuje vrijeme za pronalaženje kvara i brže stavljanje dalekovoda, na kojem se desio kvar, u pogon.

- Nabavka baterijske pumpe za prese: Baterijska pumpa za prese se koristi prilikom zamjene kompresionih spojnica na zateznim stubovima. Ovakvim načinom presovanja neuporedivo brže i lakše je izvesti pomenute radove, što olakšava rad dalekovodnih ekipa. Ovakvom vrstom alata će se značajno smanjiti vrijeme za opravku prekida provodnika.

- Nabavka multianalizatora SF6 gasa: U transforamtorskim stanicama CGES-a najveći broj prekidača je sa SF6 gasom. Multianalizator SF6 gasa služi za kontrolu (analizu) gasa u prekidaču. On jednostavno utvrđuje sve parametre SF6 gasa, a samim tim i olakšava analizu stanja prekidača snage u pogledu mogućnosti uspješnog prekidanja električnog luka. Takođe, uređaj ne ispušta uzorak gasa u atmosferu, čime se zadovoljavaju stroga pravila u pogledu očuvanja životne sredine. Uređaj detektuje loše stanje izolacionog medija i samim tim se značajno smanjuje mogućnost havarije na prekidaču, koja bi mogla nastati zbog lošeg stanja SF6 gasa.

-Nabavka portabl analizator gasova kvara: Nabavku portabl analizator gasova kvara transformatora je potrebno realizovati kako bi se uvela nova ispitna metoda koja će omogućiti interventno praćenje stanja izolacionog sistema energetskih i mjernih transformatora u pogonu. Time će se smanjiti troškovi održavanja kroz uvođenje nove ispitne metode.


-smanjenje troškova održavanja,

-brži i efikasniji rad zaposlenih na održavanju trafostanica i dalekovoda.



Provođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i isporuka dijela opreme.


Isporuka dijela opreme.


Isporuka ostatka opreme.


Nema.


240

33 Zamjena agregata u NDC i rezervnom dispečerskom centru (NDC100)

Opis projekta:

U dijelu automatike postojeći agregat je ispravan, uredno startuje prilikom nestanka mrežnog napona i

preuzima napajanje prioritetnih potrošača, prilikom dolaska mrežnog napona uredno vraća prioritetne

potrošača na mrežu i gasi se, a sve ovo u propisanim i podešenim vremenskim intervalima. U dijelu

sinhronog generatora i dizel motora agregat je neispravan. Iako je nominalna snaga 280kVA, već pri

opterećenju 80kVA počinju značajne varijacije napona, struje i frekvencije (napon pada i ispod 160V, a

frekvencija ispod 48Hz, a opterećenje preko 90 kVA ne može ni da postigne).

U ovakvom stanju agregat predstavlja jako nepouzdan izvor rezervnog napajanja za zgradu NDC, i direktno

ugrožava ispravnost i siguran rad prioritetnih potrošača (rasvjeta, ispravljači 220 V (novi montirani u

oktobru, još u garanciji), invertori (novi, montirani u junu 2014, još u garanciji), ispravljači 48V, ispravljači

24V, multi split sistemi, pumpe, regulacioni ventili, rashladni agregati, . . .), od kojih većina i ne može da

radi u neregularnim uslovima. Na ovaj način dovodi se u pitanje pouzdanost i sigurnost besprekidnog

napajanja u zgradi NDC, bez koga nema ni pouzdanog rada bilo koje funkcije NDC-a: (upravljanje radom

EES, telekomunikacije, telefonija, internet, SCADA/EMS, AMR, serveri, baze podataka, komunikacija sa

ostalim TSO,...)


- pouzdano rezervno napajanje u zgradi, kao osnov za funkcionisanje sistema besprekidnog napajanja,

koji je potreban uslov za nesmetan rad uređaja i opreme koji služe za obavljanje osnovne funkcije

Nacinalnog dispečerskog centra i Rezervnog dispečerskog centra – upravljanje radom elektroenergetskog

sistema,

- ispunjavanje međunarodnih kriterijuma koje propisuje ENTSO, u dijelu pouzdanosti, redundanse i

kvaliteta osnovnog, besprekidnog i rezervnog napajanja opreme, a koje je CGES u obavezi da ispuni,

- ispunjavanje zahtjeva međunarodne grupe za EH, u dijelu napajanja opreme u slučaju raspada EES,

- omogućavanje sinhronizacije rada sa mrežom, tj. omogućavanje da se novi agregati pojave kao virtuelne

elektrane, uzevši u obzir aktuelnu deregulaciju tržišta električne energije i očekivane pravce razvoja,

- značajno smanjenje troškova redovnog održavanja, kasnije i havarijskog.



Potpisivanje Ugovora sa najpovoljnijim ponuđačem i nabavka opreme.


Izvođenje radova.


241


Nema.


Nema.


242

34 Revitalizacija sistema izolacije autotransformatora T3, 125 MVA u TS Pljevlja 2 (IPR071)

Opis projekta:

Ubrzan rast svih faktora koji determinišu slabljenje izolacionog sistema autotransformatora je takva da je pogonska raspoloživost autotransformatora dovedena na minimum. Zato je neophodno uraditi revitalizaciju izolacionog sistema, regeneraciju ulja, sušenje čvrste izolacije, zamjenu svih zaptivnih elemenata, remont sistema hlađenja i pritezanje steznog sistema magnetnog kola i namotaja autotransformatora. Realizacija projekta će omogućiti povećanje pogonske raspoloživosti predmetnog autotransformatora na zadovoljavajući nivo za narednih 10-15 godina i sigurnije snabdijevanje električnom energijom konzuma Opštine Pljevlja i opšte grupe sopstvene potrošnje TE Pljevlja.


-revitalizaciju sistema izolacije transformatora T3, 125 MVA u TS Pljevlja 2.


-smanjenje broja havarijskih ispada,

- povećanje pogonske raspoloživosti predmetnog transformatora,

-odlaganje potrebe kupovine novog transformatora.





Izvođenje radova.


Nema.


Nema.


243

35 Ispravljači 24V i 48V DC za NDC (NDC101)

Opis projekta:

Ispravljači 24V DC (2 kom) i 48V DC (2 kom), sa pripadajućim stacionarnim olovnim akumulatorskim

baterijama, su dio sistema besprekidnog napajanja u zgradi NDC, čiji je zadatak da obezbijedi kvalitetno i

stabilno besprekidno napajanje uređaja i opreme, u slučaju nestanka mrežnog napona, kao i u slučaju

neprorađivanja dizel električnog agragata.

Postojeći uređaji su od proizvođača „Elektrotehnički institut Nikola Tesla – Beograd“, proizvedeni i

ugrađeni u zgradu NDC 1995. g. Sistem se sastoji od 2 kom ispravljača 48V DC (svaki u posebnom ormaru),

2 kom ispravljača 24V DC (oba uređaja u jednom ormaru), 2 baterije 48V DC sa dodatnom granom

baterije, dvije baterije 24V DC, spojnog polja za baterije i potrošače (sa dvije grane za dvije grupe

potrošača), kablovskog razvoda i pojedinačnih ormara po spratovima tj. po zgradi NDC.

Nakon velike havarije koja se desila na sistemu besprekidnog napajanja u NDC u maju 2004. g., ovi uređaji

su prvo djelimično osposobljeni za rad, a zatim i rekonstruisani na način da su zadržani elementi energetike

i energetske elektronike (transformator, poluprovodnički most, prigušnice, šantovi, ....) a ugrađena su

nove jedinice za upravljanje i regulaciju (umjesto kartica sa elektromehaničkim komponentama ugrađene

su kartice za elektronsku (analognu) regulaciju i upravljanje radom.

Nakon perioda stabilnog rada, koji je trajao nekih 8 – 9 godina, tokom koga su uređaji uglavnom radili

kako treba, i osim redovnog i preventivnog održavanja nije bilo značajnijih kvarova), u zadnje 2 do 3 godine

učestali su kvarovi na uređajima, dešavaju se problemi u radu, pojavljuje se razdešenost, remeti se rad

potrošača, baterije se dovode u opasnost da ne mogu da rade u pravilnom režimu održavanje / punjenje

/ ekvalizacija.


Kako uređaji, 12 godina nakon ozbiljnog zahvata na rekonstrukciji, i 21 godinu nakon puštanja u rad,

postaju tehnički i tehnološki zastareli i prevaziđeni, teško se nabavljaju rezervni djelovi, učestali su

problemi, nabavkom savremenih uređaja omogućilo bi se:

- pouzdano besprekidno napajanje u zgradi, koje je potreban uslov za nesmetan rad uređaja i opreme koji

služe za obavljanje osnovne funkcije Nacinalnog dispečerskog centra – upravljanje radom

elektroenergetskog sistema,

- ispunjavanje međunarodnih kriterijuma koje propisuje ENTSO, u dijelu pouzdanosti, redundanse i

kvaliteta osnovnog, besprekidnog i rezervnog napajanja opreme, a koje je CGES u obavezi da ispuni,

- ispunjavanje zahtjeva međunarodne grupe za EH, u dijelu napajanja opreme u slučaju raspada EES,

- pouzdan višegodišnji rad uređaja,

- značajno smanjenje troškova redovnog održavanja, kasnije i havarijskog,

- smanjenje potrošnje električne energije za sopstvenu potrošnju,


244

- uvođenje u sistem daljinskog nadzora i upravljanja, dojavu stanja i alarma i slično,

- značajno smanjenje buke i vibracija,

- značajno smanjenje toplotne disipacije, čime bi se smanjili zahtjevi za kapacitetom hlađenja (i u sezoni

hlađenja, i u sezoni grijanja,

- produžen životni vijek pripadajućih stacionarnih olovnih akumulatorskih baterija.



Priprema tenderske dokumentacije, objavljivanje tendera, izbor najpovoljnije ponude i potpisivanje ugovora.


Proizvodnja i isporuka opreme, demontaža postojećih ispravljača i ugradnja novih.


Nema.


Nema.


245

36 Izrada Glavnog projekta o označavanju dalekovoda i označavanje dalekovoda (IPD008)

Opis projekta:

Crnogorski elektroprenosni sistem je u obavezi da označi pojedine dalekovode u skladu sa zahtjevom Agencije za vazduhoplovstvo, u cilju lakše identifikacije naših objekata iz vazduha na mjestima koja su oni odredili značajnim. Zbog toga je potrebno izraditi Glavni projekat o označavanju dalekovoda, na osnovu koga će se izvršiti označavanje.


- izradu Glavnog projekta o označavanju dalekovoda,

- izvođenje radova na označavanju dalekovoda.


- poštovanje zakonske regulative,

- povećanje bezbjednosti vazdušnog saobraćaja,

- povećanje bezbjednosti objekata.



Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i izrada Glavnog projekta.


Izvođenje radova na označavanju dalekovoda.


Nema.


Nema.


246

37 Nadogradnja telekomunikacionog sistema (NDC011)

Opis projekta:

Crnogorski elektroprenosni sistem je 2010.godine pustio u rad telekomunikacioni sistem baziran na OPGW

kablu i SDH mreži. Do kraja 2015.godine sistem je bio pouzdan i nije bilo smetnji u njegovom radu.

Međutim, krajem 2015.godine počeli su problemi sa radom sistema jer su serveri više puta otkazivali.

Zbog problema u radu sistema nije u moguće ostvariti nove ICCP (Intercontrol Center Communications

Protocol) linkove prema susjednim TSO-ovima (Transmission System Operator),kao ni konfigurisati nove

trafostanice. Biće nemoguće uključivanje novih trafostanica Kličevo, Brezna i VE Krnovo, kao i

uspostavljanje novog ICCP linka prema TSO KOSTT (Priština) i kompaniji ADNET (prognoza proizvodnje VE

Krnovo).

Takođe, nije moguće konfigurisati i pustiti u rad potrebnu Ethernet infrastrukturu za novi SCADA/EMS

sistem, za sistem AMR (nova IP struktura) , kao i za sistem daljinske kontrole zaštita i sistem za evidenciju

radnog vremena.

Potrebna je nabavka novih servera, radnih stanica, mrežne opreme i novog softvera kako bi se novi objekti

TS Kličevo, TS Brezna, VE Krnovo, TS Kotor i TS Lastva uključili u postojeći telekomunikacioni sistem.


Realizacijom ovog projekta obezbijediće se siguran i pouzdan rad telekomunikacionog sistema. Takođe,

obezbijediće se i bolje performance koje su neophodne radi proširenja sistema za nadzor i upravljanje

elektroenergetskom mrežom.



Potpisivanje Ugovora, realizacije projekta u skladu sa Ugovorom.


Realizacije projekta u skladu sa Ugovorom.


Nema.


Nema.


247

38 Sistem kontrole pristupa i evidencije radnog vremena (NDC111)

Opis projekta:

Podaci o vremenu dolaska i odlaska radnika su važni za svakog poslodavca koji želi da optimizuje svoje poslovne procese, a najbolji način za obezbeđivanje ažuriranih i preciznih informacija jeste oslanjanje na sistem za automatsku evidenciju radnog vremena.

Uz sistem kontrole pristupa implementiranim u Upravnoj zgradi CGES-a i Nacionalnom Dispečerskom Centru, evidencija radnog vremena svojim učinkom indirektno unapređuje racionalizaciju i organizaciju rada, odnosno pospješuje sveukupnu učinkovitost i produktivnost. Sistemi ove vrste olakšavaju administrativne poslove vezane za obračun zarada, prekovremenog rada, bolovanja i odsustva zaposlenih i utiču na podizanje opšteg nivoa bezbjednosti u kompaniji.


Ovaj projekat podrazumjeva opremanje 25 objekata RFID čitačima na kojima će se implementirati a mora podržati i dvije lokacije (Upravna zgrada CGES-a i zgrada NDC-a) koje već posjeduju sistem kontrole pristupa. Svi objekti će biti opremljeni sa jednim lokalnim, akvizicionim računarom kao i sa dva LF RFID čitača kartica koji će nezavisno voditi evidenciju ulazaka i izlazaka.

U Upravnoj zgradi CGES-a će se nalaziti glavni server koji će prikupljati informacije i vršiti administraciju svih objekata i davati sveobuhvatne izvještaje o prisutnosti.


Prednosti sistema evidencije radnog vremena su:

-Evidencija pristupa

-Trenutan obračun prekovremenih sati

-Smanjenje troškova koji nastaju vođenjem ručne evidencije

-Smanjenje kašnjenja

-Optimizacija poslovnih procesa

-Olakšano planiranje radnih procesa

-Smanjenje administracije

-Kontrola odsutnosti

Prednosti RFID kartica:

-Manji sigurnosni problem kod gubitka ili krađe kartice u odnosu na klasični ključ.

-Kada zaposleni odlazi nema promjena brava, nego se njegova kartica jednostavno poništi.

-Svaki korisnik ima jedinstvenu karticu kao identifikacioni element što omogućava individualnu kontrolu kao i praćenje aktivnosti.

-Sistem kontrole pristupa omogućava svakoj osobi ulazak u različita područja skladno programiranim vremenskim intervalima. Promjene u praksi su brze i jednostavne.

-Svaki neovlašteni pokušaj ulaska ostaje evidentiran.




248

Nema.


Instaliranje sistema kontrole pristupa i evidencije radnog vremena.


Testiranje sistema kontrole pristupa i evidencije radnog vremena i otklanjanje mogućih grešaka.


Nema.


249

39 Proširenje i unapredjenje sistema daljinskog očitavanja brojila(AMR) (NDC119)

Opis projekta:

Na osnovu ukazanih potreba za proširenjem i unapređenjem daljinskog mjerenja el.energije (sistem AMR)

prema važećim propisima i dokumentima, predviđena je dogradnja postojećeg sistema AMR u svim

objektima.

U skladu sa ENTSOe regulativom, CGES ima obavezu da obezbijedi funkcionisanje rezervnog dispečerskog

centra na drugoj lokaciji, a koji bi imao u potpunosti iste funcionalnosti kao i postojeći NDC.

Da bi se obezbijedila potpuna redudansa AMR sistema i potpuno nezavistan rad istog na drugoj lokaciji,

potrebno je promijeniti postojeći način komunikacije brojila sa serverom u dispečerskom centru, tj. preći

na bržu i pouzdaniju Ethernet komunikaciju, obezbijediti redudantne servere u rezervnom centru, kao i

obezbijediti neophodne licence postojećeg softverskog paketa „Meridijan“. U početku, Ethernet

komunikacija prema dispečerskim centrima obavljala bi se preko konvertora protokola RS485/Ethernet,

dok bi se potreba njihovog korišćenja ukinula kad se sva brojila u sistemu zamijene novim.

Takođe, postojeći sistem je potrebno unaprijediti i proširiti za izvjestan broj obračunskih i kontrolnih

mjernih mjesta, kako za postojeće trafostanice, tako i za nove.


-bolje mogućnosti i iskorišćenje sistema,

-tačniji i pouzdaniji podaci mjerenja el.energije,

-uspostavljanje redudantnog AMR sistema na lokaciji rezervnog dispečerskog centra.



Potpisivanje Ugovora sa najpovoljnijim ponuđačem i isporuka mikroprocesorskih brojila veće memorije, sa Ethernet portom, prva ovjera istih kod Zavoda za metrologiju, nabavka ormara sa potrebnom opremom i materijalom, nabavka materijala i opreme za izvođenje jednog broja kontrolnih mjernih mjesta, zamjena AMR servera u Nacionalnom dispečerskom centru. Tokom godine bila bi organizovana ugradnja navedene opreme.


Nabavka mikroprocesorskih brojila veće memorije, sa Ethernet portom, prva ovjera istih kod Zavoda za metrologiju, nabavka ormara sa potrebnom opremom i materijalom, nabavka materijala i opreme za izvođenje jednog broja kontrolnih mjernih mjesta. Tokom godine bila bi organizovana ugradnja navedene opreme.


Nabavka mikroprocesorskih brojila veće memorije, sa Ethernet portom, prva ovjera istih kod Zavoda za metrologiju, nabavka ormara sa potrebnom opremom i materijalom, nabavka materijala i opreme za


250

izvođenje jednog broja kontrolnih mjernih mjesta. Tokom godine bila bi organizovana ugradnja navedene opreme.


Nabavka mikroprocesorskih brojila veće memorije, sa Ethernet portom, prva ovjera istih kod Zavoda za metrologiju, nabavka ormara sa potrebnom opremom i materijalom, nabavka materijala i opreme za izvođenje jednog broja kontrolnih mjernih mjesta. Tokom godine bila bi organizovana ugradnja navedene opreme.


251

40 Nabavka i implementacija hardver i softver za FMIS (NDC002)

Opis projekta:

U okviru projekta „Nabavka i implementacija hardvera i softvera za FMIS“ (Financial Management Information System) implementira se korporativna virtuelizovana radna platforma sa potrebnom infrastrukturom (hardver, sistemski softver, komunikacije, i dr.) za veći broj softverskih paketa: za računovodstvo, za mail server, za DMS (document management sistem), za BPM(business process managemant), ESS (entso scheduling system) sistem, softver za monitoring korporativne računarske mreže, i dr. Realizacija projekta obuhvata nabavku i implementacija DMS (dokumnt management sistema) sistema za upravljanje dokumentima, kao i neophodne nadogradnje za ESS (ENTSO Scheduling System) sistema, koje će omogućiti bolje funkcionisanje ovog sistema i integraciju i nadogradnju novih funkcionalnosti.


Glavni i osnovni cilj realizacije ovog projekta je: Projekat FMIS (Finacial Management Information System) se realizuje sa ciljem realizacije računarske radne platforme koja objedinjava i integriše računarski hardver i računarski softver i koja će omogućiti da se digitalizuju potrebni poslovni procesi i obezbjedi odgovarajuća obrada podatka i adekvatno izvještavanje. Ova radna platforma se realizuje kako bi se obezbjedile precizne, tačne, kvalitetne, blagovremene informacije koje će omogućiti obavljanje računovodstvenih, finansijskih, planskih, investicionih, projektnih, pravnih, kadrovskih i ostalih aktivnosti definisanih statutom CGES-a.



Nabavka hardvera i softvera za prvi dio virtuelizovanog serverskog klastera u NDC-u kao redudantne lokacije, nabavka i implementacija DMS sistema i nadogradnja EES sistema.


Nabavka hardvera i softvera za drugi dio virtuelizovanog serverskog klastera u NDC-u, kao redudantne lokacije.


Nema.


Nema.


252

41 Nabavka kolektivnih sredstava zaštite na radu (IPR067)

Opis projekta:

U skladu sa Zakonom o zaštiti i zdravlju na radu, poslodavac je dužan da zaposlenom nabavi i izda na upotrebu sredstva i opremu lične zaštite na radu. Sredstva i oprema lične zaštite na radu (indikatori napona, manipulativne i motke za uzemljenje, set za uzemljenje i kratko spajanje, kliješta za VN osigurače, elektroizolacione zaštitne ploče, elektroizolacione prostirke, elektroizolacione čizme i rukavice) su raspoređena u trafostanicama, odnosno kod ekipa održavanja, u skladu sa internim normativom sredstava i opreme lične zaštite na radu. Realizacija projekta obuhvata: -nabavku kolektivnih sredstava zaštite na radu (elektroizolacione prostirke 35 kV).


- poštovanje zakonske regulative, - bezbjedniji uslovi rada zaposlenih u trafostanicama (zaštita od elektroprobojnosti).



Potpisivanje Ugovora i isporuka kolektivnih sredstava zaštite na radu.


Nabavka kolektivnih sredstava zaštite na radu.






253

42 Adaptacija kancelarija u poslovnoj zgradi CGES (IPR074)

Opis projekta:

Kancelarije u poslovnoj zgradi CGES-a su prilično zapuštene i neophodno je izvršiti njihovu adaptaciju. Prethodna adaptacija je izvršena u periodu 2007-2009. godine a nakon toga su vršene rijetke adaptacije pojedinih kancelarija. Kancelarije se radovno moraju održavati čistim i urednim iz više razloga (između ostalih i zdravstvenih) a to uključuje održavanje ukupnog prostora: zidova, plafona, vrata, prozora, podova. Po završetku adaptacije će se dobiti ugodan i uredan prostor za korišćenje u narednom periodu.


-zamjenu postojećih vrata na kancelarijama, kabinetima i sali novima (nisu mijenjana prilikom prethodne adaptacije),

-uklanjanje dijela pregradnih zidova na kancelarijama na III spratu, izrada jednog manjeg dijela novih pregradnih zidova,

-zamjenu jednog broja tabli spuštenog plafona,

-zamjenu jednog dijela laminate i lajsni za laminat,

-sprečavanje prodora vode kroz šupljine oko fasadne bravarije,

-krečenje zidova u kancelarijama, u hodnicima i stepeništu, i slično.


-bolji uslovi za rad zaposlenih.



Nema.


Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovra i izvođenje radova.


Nema.


Nema.


254

43 Nabavka PP aparata (IPR068)

Opis projekta:

U skladu sa Zakonom o zaštiti i spašavanju i Pravilnikom o tehničkim normativima za zaštitu elektroenergetskih postrojenja i uređaja od požara, za gašenje požara na elektroenergetskim postrojenjima i uređajima primjenjuju se, između ostalih, pokretni aparati i sprave za gašenje, koji su prema tehničkom uputstvu predviđeni za gašenje požara na električnim instalacijama. Pokretni aparati za gašenje požara su raspoređeni po trafostanicama, odnosno poslovnim objektima u skladu sa internim Planovima zaštite od požara. Ispitivanje i servisiranje pokretnih aparata za gašenje požara se vrši dva puta godišnje, od strane ovlašćenih organizacija (sredstva za ispitivanje i servisiranje su planirana kroz OPEX). Prema posljednjem izvještaju ovlašćene organizacije, koja vrši usluge ispitivanja i servisiranja, većina pokretnih aparata za gašenje požara u objektima CGES-a su starosti preko 8 godina, a ima i onih, proizvedenih tokom šezdesetih godina, tako da predlažu da se zbog starosti i smanjene funkcionalnosti, vrši postepena nabavka i zamjena istih. Realizacija projekta obuhvata:

-nabavku protivpožarnih aparata svake godine po prioritetima.


- zaštita postrojenja,

- poštovanje zakonske regulative,

- bezbjedniji uslovi rada zaposlenih u trafostanicama.



Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i isporuka protivpožarnih aparata.


Nabavka protivpožarnih aparata.






255

44 Nabavka vozila (NDC105)

Opis projekta:

Postojeća vozila koja se koriste su stara, u lošem stanju, nepouzdana, često se kvare, veliki su troškovi održavanja. Takođe, određen broj vozila nedostaje jer je povećan broj objekata CGES-a, a time i obim posla. Zbog toga je potrebno nabaviti nova vozila. Realizacija projekta obuhvata:

- nabavku vozila za NDC,

- nabavku vozila za kabinet Izvršnog direktora,

- nabavku motornog vozila za kretanje po snijegu za potrebe službe eksploatacija.


- povećava se bezbjednost učestvovanja u saobraćaju i pouzdanost obavljanja posla, - smanjuju se troškovi održavanja koji su veliki zbog starosti vozila, - omogućava se nesmetano obavljanja poslova i zadataka, naročito imajući u vidu povećan broj izvršilaca i povećan obim posla koji se očekuje u narednom periodu.



Provođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i djelimična isporuka vozila.


Isporuka ostatka vozila.


Nema.


Nema.


256

45 Izrada idejnog projekta za rekonstrukciju zgrade NDC (NDC107)

Opis projekta:

Nakon više od 20 godina od izgradnje i puštanja u rad zgrade Nacionalnog dispečerskog centra, stekli su se uslovi da se pristupi djelimičnoj adaptaciji i rekonstrukciji prostorija, naročito imajući u vidu da:

-Prilikom preuzimanja zgrade NDC od nekadašnjeg Sektora za razvoj inženjering EPCG – projekat TSU preuzeta je neadekvatna i nekompletna prateća dokumentaciju koja nije mogla da posluži kao podloga za kvalitetno održavanje zgrade, i za djelimične izmjene i rekonstrukcije koje su u međuvremenu rađene, a sama zgrada bila je u nedovršenom stanju pa su se neki sistemi naknadno dovršavali, a neki nisu nikad izrađeni i pušteni u rad, što zbog nedostatka novca, a što zbog toga što ih je vrijeme u međuvremenu pregazilo, tj postali su tehnički i tehnološki zastarjeli i nepotrebni;

-Zbog promjena u načinu rada i organizacije unutar firme, zbog ugradnje velike količine nove opreme koja predstoji u narednom periodu, zbog iseljenja dispečera distribucije, zbog potrebe za novim radnim prostorom, novim kancelarijskim prostorom, magacinskim prostorom, prostorom za smještanje opreme (nova server sala), potrebno je prostorije adaptirati, rekonstrisati i prilagoditi novim zahtjevima u pogledu namjene; -Potrebno je izvršiti analizu bitnih segmenata u zgradi koji zahtijevaju adaptaciju, rekonstrukciju i/ili zamjenu, kao što su: Ravni krov, naročito u dijelu hidroizolacije; Fasada – dio staklo / aluminijum; Sistem za centralnu klimatizaciju, naročito: cjevovod, rashadne kule, fenkojleri; Vodovodne instalacije u zgradi; Kanalizacione instalacije; Fasada – dio mermer; Upojni bunar za baterijsku prostoriju; Upojni bunar za garažu; Upojni bunar za kotlarnicu; Oluci i sistem za prikupljanje i odvod atmosferske kanalizacije; Fasada – dio limovi, vezano i za gromobransko uzemljenje; Dupli pod na prvom spratu (hodnik, dispečerska sala, server sala, sala telekomunikacija, sala za sastanke,...); Spušteni plafon – prvi i drugi sprat; Hidroizolacija terasa na ćoškovima zgrade i Sali telekomunikacija; Priključak hidranta na parkingu; Trotoari; Ulazni hol – portirnica; Eksterijer – travnjak na istočnoj i sjevernoj strani. Realizacija projekta obuhvata:

- Izrada kvalitetnog idejnog rešenja, od strane relevantnog arhitekte, odnosno projektantske kuće, a u neposrednoj saradnji sa nadležnim službama NDC i CGES, vodeći računa o stvarnim i budućim potrebama;

-Izrada glavnog projekta, u kome bi bilo razrađeno idejno rešenje, i koji bi omogućio da se stekne predstava i stvarna informacija o veličini investicije koja je potrebna za adaptaciju / rekonstrukciju zgrade NDC, i da se načini pravi izbor šta se želi i može uraditi a šta ne;

-Predmjer i predračun radova, neophodan za sačinjavanje kvalitetne tenderske dokumentacije za izvođenje radova, i kasnije za adekvatan nadzor nad izvođenjem radova;

-Prilikom svega, uzelo bi se u obzir da je u proteklom periodu izvršeno znatno poboljšanje zgrade NDC u odnosu na stanje preuzeto od projekta TSU, u nekim segmentima (npr rekonstrukcija sistema besprekidnog napajanja, zamjena baterija, zamjena kompresora, izrada novog priključka na uličnu kanalizaciju, izrada novog priključka za vodu , pretvaranje jedne od sala za opremu u salu za sastanke, priključenje na optiku, priključenje na TK infrastrukturu, intervencije na fasadi, djelimična zamjena vrata i prozora, automatizacija rada klima komora uvođenjem adekvatnog SCADA sistema ....), kao i da su izvjesni segmenti zgrade NDC planirani za unapređenje nezavisno od ovoga, preko posebnih projekata (rekonstrukcija PPZ, zamjena dizel električnog agregata, ...)


-prilagođavanje radnog prostora namjeni,


257

-obezbjeđivanje boljih uslova za rad zaposlenima.



Nema.


Nema.


Priprema tehničke specifikacije, sprovođenje tenderske procedure i potpisivanje Ugovora.


Izrada idejnog projekta za rekonstrukciju zgrade NDC.


258

46 Revitalizacija sistema izolacije transformatora 20 MVA u rezervi (IPR070)

Opis projekta:

Ubrzan rast svih faktora koji determinišu slabljenje izolacionog sistema transformatora je takva da je raspoloživost transformatora dovedena na minimum. Zato je neophodno uraditi revitalizaciju sistema izolacije čime se povećava tehnička raspoloživost predmetnog transformatora na zadovoljavajući nivo. Realizacija projekta će omogućiti povećanje pogonske raspoloživosti predmetnog transformatora na zadovoljavajući nivo za narednih 10-15 godina i obezbjeđenje rezervne jedinice za sve objekate TS 110/35 kV prenosne mreže CGES-a.


- revitalizaciju sistema izolacije transformatora 110/35 kV, 20 MVA.


- povećanje pogonske raspoloživosti predmetnog transformatora

-odlaganje potrebe kupovine novog transformatora.



Nema.


Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i izvođenje radova.


Nema.


Nema.


259

47 Ugradnja odvodnika prenapona – II faza (IPR076)

Opis projekta:

Ugradnjom odvodnika prenapona u dalekovodnim poljima značajno se povećava stepen zaštite primarne

opreme u okviru svake trafostanice, a samim tim se produžava životni vijek svih elemenata, zbog manje

izloženosti naprezanjima usljed prenapona. Za tu svrhu je i EKC odradio studiju, koja je pokazala pozitivan

efekat ugradnje odvodnika u dalekovodnim poljima.

Projekat predstavlja nastavak ugradnje odovodnika prenapona u dalekovodnim poljima u svim

transformatorskim stanicama. Prvom fazom je završena ugradnja odvodnika prenapona u

transformatorskim stanicama na primorju. Drugom fazom bi se završila ugradnja odvodnika prenapona u

preostalim transformatorskim stanicama koje su u vlasništvu CGES-a. Radovi se sastoje od građevinskog

i elektromontažnog dijela.


-Ugradnju odvodnika prenapona u trafostanicama u kojima to nije završeno kroz I fazu.


- poboljšanje pogonske spremnosti trafostanica, a time i EES-a Crne Gore,

- zaštita postrojenja i bezbjedniji rad osoblja,

- pouzdaniji i bezbjedniji rad postrojenja.



Sprovođenje tenderske procedure i potpisivanje Ugovora za ugradnju odvodnika prenapona.


Ugradnja odvodnika prenapona.


Nema.


Nema.


260

48 Nabavka inventara (IPD006)

Opis projekta:

Inventar koji se trenutno nalazi u kancelarijama zaposlenih je dotrajao i potrebno ga je zamjeniti. Pored dotrajalosti, problem je i gabaritnost starih ormana, koji zauzimaju previše prostora, pri čemu se mogu vrlo slabo iskoristiti.

Zamjenom kancelarijskog namještaja značajno bi se bolje iskoristio prostor, a samim tim bi se stekli bolji uslovi za rad.


- nabavku namještaja za potrebe Službe održavanja,

- nabavku kancelarijskih stolica za upravnu zgradu,

- nabavku kancelarijskog inventara za trafostanice.


-stvaranje boljih uslova za rad zaposlenih.



Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i isporuka inventara u skladu sa Ugovorom.


Isporuka inventara u skladu sa Ugovorom.






261

49 Nabavka teretnog vozila za potrebe Službe održavanja (IPD007)

Opis projekta:

Nabavku teretnog vozila za potrebe Službe održavanja (odjeljenje za održavanje trafostanica) je potrebno realizovati u cilju boljeg funkcionisanja i sigurnosti prevoza ekipa prilikom izvršavanja radnih zadataka. Teretno vozilo koje se trenutno koristi je iz 2002.godine i prešlo je oko 300.000 km. Realizacija projekta obuhvata:

-nabavku teretnog vozila.


-bolje, sigurnije i efikasnije funkcionisanje Službe održavanja.



Nema.


Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i isporuka vozila.


Nema.


Nema.


262

50 Nabavka i ugradnja uređaja za sušenje zraka (IPR051)

Opis projekta:

Uređaji za sušenje zraka u postrojenjima 35 kV su neophodni da bi se spriječila kondenzacija vlage u postrojenjima. Kondenzacija vlage na 35 kV opremi dovodi do preskoka i havarija u postrojenju. Realizacija projekta obuhvata: -ugradnju sušionika zraka u postrojenjima 35 kV u TS 400/110/35 kV Ribarevine, TS 220/110/35 kV Podgorica 1, TS 220/110/35 kV Mojkovac, TS 110/35 kV Nikšić, TS 110/35 kV Pljevlja 1,TS 110/35 kV Berane, TS 110/35 kV Danilovgrad, TS 110/35 kV Cetinje i TS 110/35 kV Virpazar.


- poboljšanje pogonske spremnosti tafostanica, - zaštite postrojenja i bezbjedniji rad osoblja, - pouzdaniji i bezbjedniji rad postrojenja.



Potpisivanje Ugvora i isporuka sušionika zraka.


Ugradnja sušionika zraka u svim pomenutim trafostanicama.


Nema.


Nema.


263

51 Baterijsko spojno polje 220 VDC u NDC-u (NDC106)

Opis projekta:

Baterijsko spojno polje 220V u NDC je dio sistema besprekidnog napajanja 3x220/380V AC 2x80kVA, kojim se obezbjeđuje kvalitetno i stabilno besprekidno napajanje bitnih potrošača u zgradi, kao što su sistem za daljinski nadzor i upravljanje (SCADA/EMS), sistem za daljinsko očitavanje brojila (AMR), video zid, rack ormari za servere, telekomunikaciona oprema, itd. Sistem takođe čine 2 ispravljača 3x220/380 V AC / 220V DC 400A , proizvođača Benning (nova, ugrađena u oktobru 2015. g.), 2 invertora 220V DC / 3x220/400 V AC 80kVA proizvođača Benning (ugrađena u junu 2014. g.) i 2 stacionarne olovne akumulatorske baterije 220V DC 1000Ah OpzS (otvorena olovna nalivena baterija), sa osnovnom granom baterije i dodatnom granom baterije (dijeljena baterija 100 ćelija + 10 ćelija), proizvođača TAB Mežica, ugrađene 2011. g. i 2013. g. Baterijsko spojno polje, između ostalog, vrši veoma važnu ulogu da, preko pripadajućih baterijskih vodova i ormara sa baterijskim osiguračima, i sklopne opreme, povezuje baterije, ispravljače i invertore, omogućava režime rada da svaki invertor radi sa svojom baterijom i ispravljačem (redovan režim rada), pri čemu oni dijele opterećenje, omogućava da oba invertora rade sa obje baterije i oba ispravljača u paralelnom radu, omogućava da obje baterije rade sa jednim ispravljačem i oba invertora (u slučaju kvara ili remonta jednog od ispravljača), da oba invertora rade sa jednom baterijom i/ili 2 ispravljača (u slučaju kvara jedne od baterija ili kapacitivne probe i slično, i da svi potrošači pređu na jednu liniju bez prekida u radu i napajanju u slučaju kvara na bio kom elementu i/ili ispada jedne linije, vrši nadzor nad režimima rada baterije – punjenje, pražnjenje, ekvalizacija i održavanje.


Nakon ozbiljnih zahvata na rekonstrukciji sistema besprekidnog napajanja u zgradi NDC koji su rađeni poslednjih godina (zamijenjeni su: oba ispravljača, obje baterije, i oba invertora), ostalo je, da se kao poslednji element starog sistema koji je još u pogonu, zamijeni i baterijsko spojno polje, čime bi se omogućilo: - pouzdano besprekidno napajanje u zgradi, koje je potreban uslov za nesmetan rad uređaja i opreme

koji služe za obavljanje osnovne funkcije Nacinalnog dispečerskog centra – upravljanje radom elektroenergetskog sistema

- ispunjavanje međunarodnih kriterijuma koje propisuje ENTSO, u dijelu pouzdanosti, redundanse i kvaliteta osnovnog, besprekidnog i rezervnog napajanja opreme, a koje je CGES u obavezi da ispuni

- ispunjavanje zahtjeva međunarodne grupe za EH, u dijelu napajanja opreme u slučaju raspada EES - pouzdan višegodišnji rad uređaja - unifikacija opreme - uvođenje uklopnog stanja baterija u sistem daljinskog nadzora i upravljanja, dojavu stanja i alarma i

slično, mogućnost nadziranja rada i osnovnih manipulacija preko lokalnog ili udaljenog računara, mobilnog telefona i iz servisnog /nadzornog centra proizvođača

- softverska parametrizacija baterija prema ispravljačima i invertorima, čime bi se ispoštovale fabričke preporuke proizvođača, dodatno povećala pouzdanost u radu sistema, i produžio životni vijek baterija

- uzevši u obzir značaj ovog elementa sistema besprekidnog napajanja, osim kvaliteta opreme, naglasak je na veoma ozbiljnom i odgovornom poslu demontaže postojećeg polja i ugradnje novog, pri čemu se ne smije dozvoliti prekid u radu, naročito imajući u vidu gabarite i težinu opreme, raspoloživi prostor i nemogućnost pristupa viljuškarom i vozilom

- prihodovanje izvjesnih sredstava CGES-u, na način što će se demontiranp polje, sa pripadajućom opremom, predati nadležnoj komisiji koja rešava sekundarne sirovine na nivou firme, i biti prodato kao otpad, tj plaćeno po kilogramu težine gvožđa i bakra.


264



Nema.


Priprema tehničke specifikacije, objavljivanje tendera, izbor najpovoljnije ponude i potpisivanje Ugovora. Proizvodnja i isporuka opreme, izvođenje radova na demontaži postojećeg polja i ugradnji novog.


Nema.


Nema.


265

52 Sanacija stuba broj 134 na DV 110 kV Ribarevine-Mojkovac (IPR073)

Opis projekta:

U toku eksploatacije je registrovana nestabilnost terena na širem području oko stuba 134 dalekovoda 110 kV Ribarevine–Mojkovac. Geodetskim osmatranjem je konstatovano da je kretanje terena aktivno, pa je neophodno izvršiti sanaciju u cilju obezbjeđenja stabilnosti i pogonske sigurnosti objekta. Kako bi se utvrdile karakteristike klizne ravni u blizini stuba 134, neophodno je na početku izvršiti geotehnička istraživanja terena, zatim uraditi glavni projekat sanacije, na osnovu kojeg bi bili izvođeni radovi na sanaciji.


- geotehnička istraživanja koja obuhvataju: izradu projekta istraživanja, izvođenje geotehničkih istraživanja i izradu elaborata o rezultatima istraživanja, koji će predstavljati podlogu za izradu glavnog projekta sanacije;

- izradu glavnog projekta koji će utvrditi sve tehničke detalje za izvođenje radova na sanaciji stuba;

- izvođenje radova koje će obuhvatiti sve radove (građevinske, elektrotehničke, zanatske,...) potrebne za sanaciju stuba.


-obezbjeđivanje stabilnosti i sigurnosti objekta.



Objavljivanje tendera za izvođenje geotehničkih istraživanja i izradu Glavnog projekta. Izbor najpovoljnije ponude i potpisivanje Ugovora. Izvođenje geotehničkih istraživanja, izrada i revizija Glavnog projekta. Sprovođenje tenderske procedure za izbor najpovoljnije ponude za izvođenje radova.


Potpisivanje Ugovora i izvođenje radova.


Nema.


Nema.


266

53 Baterije 24V i 48 V za NDC (NDC103)

Opis projekta:

Stacionarnie olovne akumulatorske baterije sa pripadajućim ispravljačima 24V DC (2 kom) i 48V DC (2 kom), su dio sistema besprekidnog napajanja u zgradi NDC, čiji je zadatak da obezbijedi kvalitetno i stabilno besprekidno napajanje uređaja i opreme, u slučaju nestanka mrežnog napona, kao i u slučaju neprorađivanja dizel električnog agragata. Postojeće baterije su (pretpostavljeno, na osnovu izgleda i veličine, i na osnovu iskustva) proizvođača IBG Gnjilane (2 baterije 48V DC, 300Ah, dijeljena baterija sa osnovnom granom baterije 22 ćelije i dodatnom granom baterije 2 ćelije) i TAB Mežica (2 baterije 24V DC, 100Ah) Na baterijama ne postoji oznaka, nazivna pločica, niti bilo kakav podatak o proizvođaču, tipu, kapacitetu, godini proizvodnje, datumu puštanja u rad, ..... a kompletan sistem besprekidnog napajanja 24V i 48V DC je preuzet od Projekta TSU (nekadašnje jedinstvene EPCG) bez ikakve upotrebljive dokumentacije, tj nešto dokumentacije smo dobili 10 ak godina nakon preuzimanja sistema, nakon njihovog napuštanja kancelarija i zgrade NDC, a tada je ta dokumentacija bila nepotrebna jer je godinama prije toga sistem rekonstruisan nakon havarije i sačinjena je dokumentacija. Postojeći ispravljači su od proizvođača „Elektrotehnički institut Nikola Tesla – Beograd“, proizvedeni i ugrađeni u zgradu NDC 1995. g. Sistem se sastoji od 2 kom ispravljača 48V DC (svaki u posebnom ormaru), 2 kom ispravljača 24V DC (oba uređaja u jednom ormaru), 2 baterije 48V DC sa dodatnom granom baterije, dvije baterije 24V DC, spojnog polja za baterije i potrošače (sa dvije grane za dvije grupe potrošača), kablovskog razvoda i pojedinačnih ormara po spratovima tj po zgradi NDC. Nakon velike havarije koja se desila na sistemu besprekidnog napajanja u NDC u maju 2004. g., ovi uređaji su prvo djelimično osposobljeni za rad, a zatim i rekonstruisani na način da su zadržani elementi energetike i energetske elektronike (transformator, poluprovodnički most, prigušnice, šantovi, ....) a ugrađena su nove jedinice za upravljanje i regulaciju (umjesto kartica sa elektromehaničkim komponentama ugrađene su kartice za elektronsku (analognu) regulaciju i upravljanje radom. Planirana je zamjena ovih uređaja u 2018. g. Prilikom preuzimanja sistema, osim bez oznaka i dokumentacije, baterije su preuzete u vrlo lošem stanju, sa sulfatiziranim ćelijama, sa bitno smanjenim kapacitetom i sa pojedinim neispravnim ćelijama. Neispravne ćelije su zamijenjene, vršeno je ciklusiranje – kapacitivna proba svake godine, zahvaljujući upornosti i svakonedeljnom djelimičnom pražnjenju a zatim i ekvalizaciji, povraćeni su parametri baterija, eliminisan je sulfat i baterije su imale nekih 80 do 90 % pretpostavljenog kapaciteta. Nakon perioda stabilnog rada, koji je trajao nekih 7 – 8 godina, u zadnje 2 do 3 godine učestali su problemi na baterijama, dešava se pregrijavanje, pojavljuje se nejednak nivo elektrolita u ćelijama, oksid na spojevima, nejednak napon na ćelijama, svake godine kapacitivna proba pokazuje pad u kapacitetu 6-10 % .


Kako su baterije, preko 20 godina nakon ugradnje, odradile svoj životni vijek skoro duplo, a naročito nakon planirane zamjene ( u 2018. g.) ispravljača 24V i 48V DC , nabavkom novih baterija omogućilo bi se: - pouzdano besprekidno napajanje u zgradi, koje je potreban uslov za nesmetan rad uređaja i opreme

koji služe za obavljanje osnovne funkcije Nacinalnog dispečerskog centra – upravljanje radom elektroenergetskog sistema

- ispunjavanje međunarodnih kriterijuma koje propisuje ENTSO, u dijelu pouzdanosti, redundanse i kvaliteta osnovnog, besprekidnog i rezervnog napajanja opreme, a koje je CGES u obavezi da ispuni

- ispunjavanje zahtjeva međunarodne grupe za EH, u dijelu napajanja opreme u slučaju raspada EES


267

- blagovremena zamjena, prije potunog otkaza, koji se može očekivati - pouzdan višegodišnji rad novih baterija (12 do 15 godina) - značajno smanjenje troškova redovnog održavanja, kasnije i havarijskog - značajno smanjenje vodoničnih i sumpornih isparenja - eliminisanje mogućnosti oksidacije spojeva i potrebe za njihovom opravkom varenjem i nalivanjem

olova – savremene baterije se isporučuju sa blok spojevima na vijak zaštićenim gumenom kapom - smanjenje potrošnje destilovane vode za održavanje potrebnog nivoa elektrolita



Nema.


Priprema tehničke specifikacije, objavljivanje tendera, izbor najpovoljnije ponude i potpisivanje Ugovora. Proizvodnja i isporuka opreme, izvođenje radova na demontaži postojećih baterija i ugradnji novih. Testiranje i puštanje u rad.


Nema.


Nema.


268

54 Nabavka i ugradnja dizel agregata u TS Virpazar i TS Danilovgrad (IPR062)

Opis projekta:

Zbog sigurnijeg i neprekidnog napajanja sopstvene potrošnje u svim trafostanicama, koje su vlasništvo

CGES-a, treba da budu ugrađeni dizel agregati. To je urađeno u većini trafostanica, ostalo je da se izvrši

nabavka i ugradnja dizel agregata u trafostanicama Virpazar i Danilovgrad.


-nabavku i ugradnju dizel agregata u trafostanicama 110/35 kV Virpazar i Danilovgrad.


-pouzdaniji i bezbjedniji rad postrojenja.



Potpisivanje Ugovora i isporuka dizel agregata.


Ugradnja dizel agregata u trafostanicama 110/35 kV Virpazar i 110/35 kV Danilovgrad.


Nema.


Nema.


269

55 Rekonstrukcija (ugradnja) spoljnjih hidrantskih mreža (IPR069)

Opis projekta:

U skladu sa Zakonom o zaštiti i spašavanju i Pravilnikom o tehničkim normativima za hidrantsku mrežu za gašenje požara, korisnik objekta u kojem je ugrađen sistem za automatsko javljanje o požaru, hidrantska mreža, uređaji za kontrolu i zaštitno djelovanje i uređaji za sprječavanje širenja požara, dužan je da obezbijedi njihovu ispravnost i funkcionalnost. Glavnim projektima trafostanica i poslovnih objekata (Planom zaštite od požara) predviđena je stabilna instalacija za gašenje požara odnosno spoljnja i/ili unutrašnja hidrantska mreža u istim. U svim trafostanicama u kojima spoljnje hidrantske mreže nisu u funkciji zbog kvara, neophodna je rekonstrukcija istih. Realizacija projekta obuhvata rekonstrukciju hidrantske mreže.


- bezbjedniji uslovi rada zaposlenih u trafostanicama, - zaštita postrojenja, - poštovanje zakonske regulative.



Rekonstrukcija hidrantske mreže po određenim prioritetima po trafostanicama (TS Pljevlja 1,TS Pljevlja 2 i TS Herceg Novi).


Rekonstrukcija hidrantske mreže po određenim prioritetima po trafostanicama.






270

56 Izgradnja stražarskih kućica u trafostanicama (IPR075)

Opis projekta:

U skladu sa Zakonom o zaštiti imovine i lica, objekti CGES-a su obavezno štićeni objekti. Ugovorom za pružanje usluga fizičkog obezbjeđenja, obavezni smo obezbijediti adekvatne uslove za radnike fizičkog obezbjeđenja. Postojeće stražarske kućice su montažne, neuslovne, na pojedinim trafostanicama su dotrajale i pogotovo u zimskim mjesecima ne obezbjeđuju minimum uslova za adekvatno pružanje usluga. Zbog toga su radnici obezbjeđenja često prinuđeni da borave u komandnoj zgradi što je suprotno Pravilniku o radu fizičkog obezbjeđenja.

Realizacija projekta obuhvata izgradnju stražarskih kućica od čvrstog materijala u trafostanicama.


- sprovođenje zakonske regulative,

- stvaranje boljih uslova za boravak radnika obezbjeđenja.



Sprovođenje tenderske procedure, potisivanje Ugovora i početak izvođenja radova.


Izvođenje radova.


Nema.


Nema.


271

57 Uvođenje ISO standarda i sertifikacija (IPD010)

Opis projekta:

Uvođenje ISO standarda i sertifikacija obuhvata uvođenje standarda menadžmenta i to: ISO 9001 Sistem menadžmenta kvalitetom, ISO 14001 Sistem menadžmenta zaštitom životne sredine i OHSAS 18001 Sistem menadžmenta zaštite zdravlja i bezbjednosti na radu, integrisanih u jedinstven sistem menadžmenta. Nakon implementacije ovih standarda, projekat se može proširiti i na uvođenje ISO

standarda iz oblasti IT - a i bezbjednosti informacija. Uspostavljanje sistema menadžmenta kvalitetom predstavlja veoma značajan projekat, koji će obezbjediti podizanje vještina i snage kompanije. Projekat se ne završava dobijanjem sertifikata, već on traje i dalje, donoseći pozitivne finansijske efekte organizaciji tokom vremena. Projekat tada ulazi u eksploatacionu fazu. Vrijeme do re-sertifikacije obično iznosi tri godine, dok se uglavnom na svakih godinu dana vrše kontrolne provjere od strane sertifikacionog tijela.


- Uvođenje ISO 9001 Sistem menadžmenta kvalitetom,

- ISO 14001 Sistem menadžmenta zaštitom životne sredine,

- OHSAS 18001 Sistem menadžmenta zaštite zdravlja i bezbjednosti na radu.


-podizanje vještina i snage kompanije.



Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora, snimanje postojećeg stanja, izrada dokumentacije sistema kvaliteta.


Uvođenje ISO standarda u radne procese i obuka zaposlenih.


Sertifikacija.


Nema.


272

58 Nabavka odvodnika prenapona (IPR053)

Opis projekta:

Ugradnjom odvodnika prenapona značajno se povećava stepen zaštite primarne opreme u okviru svake

trafostanice, a samim tim se produžava životni vijek svih elemenata, zbog manje izloženosti naprezanjima

usljed prenapona.

Realizacija projekta obuhvata: - Nabavku odvodnika prenapona za trafo polja 110kV - Nabavku odvodnika prenapona za dalekovodna polja 110kV.

Nabavka odvodnika prenapona za trafo polja 110kV: Zbog činjenice da su transformatori najvrijedniji dio svakog elektroenergetskog postrojenja neophodna je ugradnja novih odvodnika prenapona na 110 kV strani. Pored odvodnika je iz istog razloga neophodno ugraditi i uredjaje za monitoring stanja odovodnika u cilju što efikasnijeg preventivnog djelovanje.

Nabavka odvodnika prenapona za dalekovodna polja 110kV: Da bi se elektroenergetsko postrojenje što efikasnije zaštitilo od atmosferskih prenapona koji se mogu isprazniti kroz sam dalekovod a samim tim njegovo štetno dejstvo prenijeti do drugih elemenata trafostanica na koje je priključen dalekovod, na ulazima dalekovoda u TS neophodno je postaviti odvodnike prenapona u cilju pozdanijeg rada postrojenja.


- poboljšanje pogonske spremnosti TS a time i EES-a Crne Gore, - zaštite postrojenja i bezbjednijeg rada osoblja, - pouzdaniji i bezbjedniji rad postrojenja.



Isporuka odvodnika prenapona za trafo polja 110kV. Sprovođenje tenderske procedure za nabavku odvodnika prenapona za dalekovodna polja 110kV.


Isporuka odvodnika prenapona za dalekovodna polja 110kV.


Nema.


Nema.


273

59 Modul za dostavljanje podataka na Transparency platformu R2 (NDC010)

Opis projekta:

U skladu sa Regulativom Evropske unije br. 543/2013, Transparency platforma na koju dostavljamo podatke, ima za cilj sumiranje i objavljivanje podataka na tržištu električne energije, kao i besplatno obezbjeđivanje informacija koje će uticati na to da se stvore jednaki uslovi za sve učesnike na tržištu i na taj način suzbiju zloupotrebu na tržištu električne energije od strane pojedinih učesnika. Takođe, potrebe za objavljivanjem podataka vezanih za prenosni sistem uslovljen je razvojem tržišta električne energije i sve većim uključivanjem obnovljivih izvora električne energije, što je uslovilo potrebu za tačnijim i vremenski dostupnijim informacijama zarad boljeg i funkcionalnijeg tržišta električne energije, a time i prenosnog sistema. Crnogorski elektroprenosni sistem, kao operator prenosa, uključio se u projekat objavljivanja podataka 2014. godine i to na verziju koja je poznata kao Realise 1. Od 05.01.2015. godine, počela je sa radom verzija Realise 2. Testirani su svi xml fajlovi koji trebaju biti objavljeni od strane CGES-a, izvršena je konfiguracija korisnika, definisane granice i registrovani svi značajniji elementi elektroenergetskog sistema Crne Gore. Modul za dostavljanje podataka na Transparency platformu R2 podrazumijeva programski modul za prikupljanje i objavljivanje podataka, bilo ručno ili automatski sa već instalisanih sistema kod Operatora prenosnog sistema. Kod CGES-a ti sistemi su sledeći: - CGES Scheduling sistem - CGES Accounting sistem - CGES Meridian Metering Data sistem - CGES Auction sistem - External users sistem - Internal users sistem – za ručno unošenje podataka na modul, njihovu konverziju i slanje na platformu.

Projekat se sastoji iz 3 dijela:

1) Nabavka, implementacija kao i održavanje u garantnom i vangarantnom roku softverskog modula za dostavljanje podataka na Transparency platformu.

2) Nabavka i isporuka dva arhivska (database) servera. 3) Nabavka i isporuka dva komunikaciona servera.


-Ispunjenje obaveza propisanih od strane ENTSO-e koje se odnose objavljivanje podataka vezanih za tržište električne energije, kao i podataka vezanih za funkcionisanje elektroenergetskog sistema u nadležnosti TSO-a.



Update softvera u skladu sa potpisanim Ugovorom. Objava tendera, nabavka i instalacija 2 komunikaciona servera.



274

Update softvera u skladu sa potpisanim Ugovorom.


Nema.


Nema.


275

60 Rekonstrukcija 110 kV DV Budva – Lastva (IPR009)

Opis projekta:

Rekonstrukcija DV 110 kV Budva-Lastva-Tivat je potrebna kako bi se povećala pogonska sigurnost i prenosni kapaciteti dalekovoda. Realizacija projekta obuhvata: - izradu idejnog projekta; - izradu glavnog projekta i izvođenje radova na kompletnoj rekonstrukciji dalekovoda, koja

podrazumijeva zamjenu stubova, ovjesne opreme i zamjenu provodnog užeta na postojećem dalekovodu sa većim presjekom.


- povećavanje prenosne moći 110 kV veza iz TS Lastva; - smanjenje gubitaka; - pouzdanije snabdijevanje potrošnje na primorju.











Rekonstrukcija DV 110 kV Budva-Lastva- je potrebna kako bi se povećala pogonska sigurnost i prenosni

kapaciteti dalekovoda. Na osnovu početnih pretpostavki, došlo se do slijedećih rezultata:

- Očekivano smanjenje gubitaka za 1 182 MWh godišnje (oko 58 615 €), kao posljedica povećanja

snabdijevanja iz pravca TS Lastva.

- Mogućnost priključenja TS Lastva 400/110 kV na 110 kV naponski nivo, čime se omogućava napajanje

primorskog dijela Crne Gore u regionu Budve, Bara i Ulcinja. Naime, po izgradnji TS Lastva sa

transformacijom 400/110 kV, postojeći DV 110 kV Budva-Tivat bi se po principu ulaz/izlaz uveo u

novu TS. Formira se nova jaka napojnu 110 kV tačka primorju, omogućivši bolje i stabilne naponsko-

reaktivne prilike što dovodi do direktnog napajanja TS Budva iz pravca nove TS Lastva, kao i

djelimično napajanje Bara. Postojeći vod 110 kV Budva - Tivat, koji se uvodi u TS Lastva, je presjeka

AlFe 150mm2 i predstavlja ograničavajući faktor za isporuku električne energije koja će neminovno

krenuti iz TS 400/110 kV Lastva u 110 kV mrežu regiona. Bez rekonstrukcije novoformiranog 110 kV


276

DV Budva - Lastva, ukoliko ostane postojeći kapacitet dalekovoda AlFe 150 mm2, neisporučena

električna energija bi iznosila 1.169 GWh (uvažavajući broj ispada 110 kV dalekovoda i trajanje

oporavka), što iznosi oko 1.169 mil€.

- Omogućava sigurno napajanje konzumnih područja Budva, Bar, Ulcinj u slučaju ispada 110 kV DV

Podgorica 2 - Budva i ispunjenje kriterijuma sigurnosti "n-1".



Vrijednost benefita

B1.


Procjenjuje se da porastom

konzuma već u 2021. godini

napajanje oko 9MW

konzuma dijela primorja na

potezu Budva, Bar nije

moguće isporučiti

postojećim dalekovodom,

ispadi i preopterećenja 110

kV DV Budva - Lastva bi bili

česti, za planiranu

potrošnju u 2021. godini,

procjenjuje se da bi

neisporučena električna

energija iznosila oko 1.169

GWh




električna energija oko 1.169 GWh, ili oko 1.169 mil€ na godišnjem nivou

Procjenjuje se da porastom konzuma već

u 2021. godini napajanje oko 9MW

konzuma dijela primorja na potezu

Budva, Bar nije moguće isporučiti

postojećim dalekovodom, ispadi i preopterećenja 110 kV

DV Budva - Lastva bi bili česti, za planiranu

potrošnju u 2021. godini, procjenjuje se da bi neisporučena električna energija

iznosila oko 1.169 GWh



ovu kategoriju



na ovu kategoriju

B3. RES integracija



Smanjuju se gubici za oko

1.182 GWh Ušteda od 58 615€ godišnje



Nema uticaja Nema uticaja Nema uticaja.


Omogućava sigurno napajanje konzumnih područja Budva, Bar, Ulcinj u slučaju ispada 110 kV DV Podgorica 2 - Budva.



B7. Fleksibilnost

Projekat je fleksibilan


Projekat je fleksibilan jer zadržava benefite u različitim scenarijima


277

Dodatne informacije

Kapacitet prenosne mreže Povećava se prenosna moć dalekovoda.


Rekonstrukcija 110 kV DV Budva – Lastva (IPR009)



Period otplate investicije Oko 2-3 godina Karakter samog projekta doprinosi brzoj otplati pomenutog projekta.




Dodatne informacije







0

1

2

3

4

5

6

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Vri

jed

no

st B

/C o

dn

osa



razvoja prenosne mreže


278

61 Revitalizacija DV 110 kV Budva -Podgorica 2 (IPR036)

Opis projekta:

Dalekovod 110kV Budva-Podgorica2 je u pogonu od 1961.godine. Kako se radi o vrlo starom dalekovodu, ali isto tako i vrlo važnom za napajanje primorskih opština koji je u ljetnjim mjesecima maksimalno opterećen, potrebno ga je revitalizovati. Revitalizacija se odnosi na dio dalekovoda od stuba broj 34 do trafostanice 110/35 kV Budva. Analizirajući statistiku kvarova dolazi se do zaključka da revitalizacija treba da obuhvati zamjenu starih provodnika novim uz zamjenu ovjesne i spojne opreme na toj dionici. Realizacija projekta obuhvata: - zamjenu provodnika, ovjesne i spojne opreme na dionici dalekovoda od stuba broj 34 do TS Budva.


- obezbjeđivanje pouzdanog i sigurnog snabdijevanja potrošača električnom energijom na primorju, - smanjenje trajanja beznaponske pauze usljed kvarova, - smanjenje troškova održavanja i vremena neraspoloživosti, - poboljšanje pogonske spremnosti EES-a Crne Gore.



Potpisivanje Ugovora, nabavka opreme i izvođenje radova.


279

62 Nabavka mjernih transformatora (IPR052)

Opis projekta:

Postojeći mjerni transformatori su starije proizvodnje i njihov eksploatacioni vijek je pri kraju pa ih je potrebno zamijeniti u cilju što pouzdanijeg rada elektroenergetskog sistema. Takođe, postojeći mjerni transformatori ne mogu zadovoljiti potrebe sistema sa brojem sekundarnih jezgara koja su nephodni zbog uvođenja SCADA sistema i rekonstrukcije transformatorskih stanica. Realizacija projekta obuhvata: -za naponski nivo 110kV nabavku: strujnih transformatora 2x200 A, strujnih transformatora 2x 400 A, strujnih transformatora 2x600 A, naponskih transformatora. -za naponski nivo 400kV nabavku: naponskih transformatora.


- pouzdaniji rad EES, - ispunjavanje uslova koje zahtjeva uvođenje novog SCADA sistema.



Isporuka opreme.


280

63 Izmještanje dijela DV 400 kV Ribarevine-Peć (IPR065)

Opis projekta:

U blizini stuba 101 na DV 400 kV Ribarevine-Peć je uočena pojava klizišta, pa je neophodno izvršiti izmještanje ovog dijela dalekovoda, čime bi bila obezbijeđena stabilnost stuba i poboljšana pogonska sigurnost dalekovoda. Prije izvođenja radova biće urađen glavni projekat, a sve na osnovu rezultata prethodno izvedenih geoloških istraživanja terena. Realizacija projekta obuhvata: - izradu Glavnog projekta i radove na izmiještanju 400 kV dalekovoda Ribarevine-Peć.


- poboljšanje pogonske sigurnosti pomenutog dalekovoda, - obezbjeđivanje pouzdanog i sigurnog snabdijevanja potrošača električnom energijom, - smanjenje trajanja beznaponske pauze usljed kvarova.



Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora i izvođenje radova.

.


281

64 Invertori za trafostanice (NDC102)

Opis projekta:

Trenutno se za potrebe obezbjeđivanja besprekidnog napajanja prioritenih potrošača u trafostanicama CGES (NDC SCADA/EMS sistem, AMR sistem, lokalni SCADA sistem, računari, krajnje stanice, pretvarači,) koriste invertori koji su u pogonu od izgradnje objekata, u kombinaciji sa UPS uređajima koji su ugrađivani po potrebi od slučaja: - TS Ribarevine – 2 invertora - TS Pljevlja 2– 2 invertora - TS Podgorica 2 – 2 invertora - TS Nikšić – 1 invertor - TS Podgorica 1 – nema invertora - TS Mojkovac – nema invertora. Postojeći uređaji su raznorodni, tehnički i tehnološki zastarjeli i prevaziđeni, nedovoljne snage i pouzdanosti. U zadnje vrijeme često se kvare, naročito su problemi izraženi u TS Ribarevina i TS Pljevlja 2. Nemaju mogućnost paralelnog rada i dijeljenja opterećenja.


Ugradnjom invertora u trafostanicama u kojima trenutno ne postoje, i zamjenom invertora u trafostanicama u kojima trenutno postoje neadekvatni invertori, omogućiće se: - unifikacija opreme, - obezbjeđivanje besprekidnog napajanja centralizovano sa jednog mjesta, - obezbjeđivanje pune sigurnosti i redundanse, - ispunjavanje međunarodnih kriterijuma koje propisuje ENTSO, u dijelu pouzdanosti, redundanse i

kvaliteta osnovnog, besprekidnog i rezervnog napajanja opreme, a koje je CGES u obavezi da ispuni, - značajno smanjenje troškova za obezbjeđenje stabilnog besprekidnog napajanja opreme po

trafostanicama, jer će prestati potreba za nabavkom i održavanjem snažnih UPS uređaja koji se trenutno koriste za tu namjenu,

- ispunjavanje zahtjeva međunarodne grupe za EH (Electronic Highway), u dijelu napajanja opreme u slučaju raspada EES,

- pouzdan višegodišnji rad uređaja, - značajno smanjenje troškova redovnog održavanja, kasnije i havarijskog, - stvaranje izvjesnog lagera rezervnih djelova, demontiranih iz starih invertora (pokazni instrumenti,

poluprovodnički bipolarni tranzistorski mostovi, šantovi, kartice za kontrolu i upravljanje, prigušnice, elektrolitski kondezatori, filtri) koji će poslužiti za održavanje ispravljača i invertora u objektima CGES.



Potpisivanje Ugovora, isporuka i ugradnja invertora.


282

65 Revitalizacija TS 110/35 kV Nikšić (sanacija betonskih portala) (IPR 001)

Opis projekta:

Betonski portali u TS 110/35 kV Nikšić su u veoma lošem stanju sa velikim rizikom od loma i havarije koja

bi dovela do višednevnog prestanka napajanja konzuma područja Nikšićke opštine. Predviđeni su radovi

na kompletnoj zamjeni armirano-betonskih portala sa čelično-rešetkastim portalima. Ovim projektom je

predviđena i ugradnja gromobranske zaštite, koja do sada nije postojala.


-izradu tehničke dokumentacije,

-izvođenje radova na sanaciji portala,

-izgradnju gromobranske zaštite.


-poboljšanje kvaliteta isporučene električne energije, -sigurnije i pouzdanije napajanje konzumnog područja Nikšića.



Završna ispitivanja i dobijanje upotrebne dozvole.


283

66 Isporuka i zamjena motornih pogona regulacionih sklopki u TS Berane i TS Virpazar (IPR056)

Opis projekta:

Motorni pogoni regulacionih sklopki u TS Berane i TS Virpazar su stari i nepouzdani. Ne odgovaraju

zahtjevima automatske regulacije napona energetskih transformatora na kojima su ugrađeni. Kako je

planirana ugradnja automatske regulacije napona u TS Berane, a u TS Virpazar je već u funkciji, to je

neophodno izvršiti nabavku i ugradnju motornih pogona regulacionih sklopki u TS Berane i TS Virpazar.


- nabavku i ugradnju motornih pogona regulacionih sklopki u TS Berane i TS Virpazar.


- poboljšanje pogonske spremnosti pomenutih trafostanica,




Izbor najpovoljnije ponude, potpisivanje Ugovora, isporuka i ugradnja motornih pogona regulacionih sklopki.


284

67 Sanacija klizišta kod stuba 174 na DV 220 kV Piva-Pljevlja vod 265 (IPR063)

Opis projekta:

U toku redovnih kontrola u blizini stuba 174 na DV 220 kV Piva–Pljevlja vod 265, uočeni su tragovi

nestabilnosti terena, pa je neophodno izvršiti sanaciju terena u cilju obezbjeđivanja stabilnosti stuba i

poboljšanja pogonske sigurnosti pomenutog dalekovoda.


- radove na sanaciji terena pored stuba i obezbjeđivanje stabilnosti stuba.


- poboljšanje pogonske sigurnosti pomenutog dalekovoda,

- obezbjeđivanje pouzdanog i sigurnog snabdijevanja potrošača električnom energijom,

- smanjenje trajanja beznaponske pauze usljed kvarova.



Sprovođenje tenderske procedure i potpisivanje Ugovora za izradu Glavnog projekta i izvođenje radova. Izrada i revizija Glavnog projekta, izvođenje radova.


285

68 Sanacija stuba broj 15 na DV 400kV Ribarevine-Peć (IPR064)

Opis projekta:

Prilikom redovnih kontrola dalekovoda, na dijelu čelične konstrukcije stuba 15 na DV 400 kV Ribarevine-

Peć, uočene su deformacije koje su nastale zbog neadekvatnog postojećeg potpornog zida. Neophodno je

izvršiti sanaciju predmetnog stuba, ukloniti stari potporni zid i izgraditi novi. Na ovaj način bi bilo

obezbijeđeno pouzdano korišćenje stuba, a samim tim i poboljšana pogonska sigurnost pomenutog

dalekovoda.


-izradu Glavnog projekta, građevinske i elektromontažne radove na sanaciji stuba i izgradnju novog

potpornog zida.


- poboljšanje pogonske sigurnosti pomenutog dalekovoda,

- obezbjeđivanje pouzdanog i sigurnog snabdijevanja potrošača električnom energijom,

- smanjenje trajanja beznaponske pauze usljed kvarova.



Sprovođenje tenderske procedure za izvođenje građevinskih i elektromontažnih radove na sanaciji stuba i izgradnji novog potpornog zida i potpisivanje Ugovora. Izvođenje radova. .


286

69 Mikroprocesorska multifunkcionalna centralna jedinica sabirničke zaštite (IPD009)

Opis projekta:

Prilikom deratizacije (neadekvatne) u TS Ribarevine došlo je do otkaza centralne jedinice sabirničke zaštite. Relej je nemoguće popraviti i potrebna je njegova zamjena. Kako se radi o distribuiranom sistemu zaštite sabirnica potrebna je zamjena sa istim uređajem a ne nekim drugim jer bi to iziskivalo dodatna ulaganja. Realizacija projekta obuhvata: nabavku centralne jedinice sabirničke zaštite.


- vraćanje u funkciju zaštite sabirnica kao izuzetno važnog elementa sistema zaštita, - pouzdanije reagovanje zaštita, - sigurniji rad postrojenja.



Sprovođenje tenderske procedure i potpisivanje Ugovora, isporuka i ugradnja releja.


287

70 Izgradnja TS 110/35/10kV Kotor (Škaljari) i 110kV DV Tivat-Kotor (IPI001)

Opis projekta:

Područje Kotora napajalo se električnom energijom preko dalekovoda 35 kV Tivat-Kotor. Stalno povećanje

potrošnje, zbog velikog broja turista u toku sezone, kao i zbog priključenja novih potrošača, često je

dovodilo do preopterećenja transformatora u TS Tivat. Priključenje novih potrošača na čitavom području

ED Kotor je bilo uslovljeno sa izgradnjom nove TS 110/35 kV, jer rezerve u snazi u postojećim

transformatorima u TS 110/35 kV Tivat nije bilo.


- Izgradnju TS 110/35 kV Kotor (Škaljari) 2×20 MVA u GIS izvedbi

- Izgradnju dalekovoda 110 kV Tivat –Kotor, 5.84 km, kao dvosistemskog voda od TS Kotor do Trojice

radi budućeg povezivanja sa TS 400/110/35kV Lastva

- Ugradnja novog transformatora 20 MVA u TS Kotor.


- smanjenje gubitaka u distributivnoj mreži,

- pouzdano snabdijevanje potrošnje,

- poboljšanje naponsko reaktivnih prilika na području Kotora,

- rasterećenje transformacija 110/35 kV u TS Tivat.



Servis opreme i postrojenja u vangarantnom roku.


288

71 Nabavka i ugradnja jednopolnih prekidača za uključenje i isključenje zvjezdišta 35 kV strane energetskih transformatora u TS 220/110/35 kV Podgorica 1 i TS 110/35kV Tivat (IPR055)

Opis projekta:

U trafostanicama gdje je zvjezdište 35 kV strane energetskih transformatora uzemljeno preko otpornika,

uzemljenje zvjezdišta se uključuje i isključuje rastavljačem. Prije uključenja i isključenja uzemljenja

zvjezdišta 35 kV neophodno je obostrano isključiti energetski transformator, što za posljedicu ima

kratkotrajan prekid u napajanju velikog konzumnog područja. Ugradnjom jednopolnih prekidača,

uključenje i isključenje zvjezdišta 35 kV strane energetskih transformatora se može obavljati bez

isključenja energetskih transformatora, a samim tim ne ostaje bez napajanja konzumno područje koje oni

napajaju.


-nabavku i ugradnju jednopolnih prekidača za uključenje i isključenje zvjezdišta 35 kV strane energetskih

transformatora u TS 220/110/35 kV Podgorica 1 i TS 110/35kV Tivat.


- poboljšanje pogonske spremnosti pomenutih trafostanica,




Sprovođenje tenderske procedure, potpisivanje Ugovora, isporuka i ugradnja jednopolnih prekidača.


289

Tabela Investicionog plana 2019 - 2021. godina (sa uključenom 2018.godinom)

Red.br. Br. PROJEKAT 2018 2019 2020 2021 2022Nakon

2022

Ukupan

procijenjeni

budžet

1 IPI006a Izgradnja 400 kV DV Lastva- Cevo 9,200 740 28,502.3

2 IPI006b Izgradnja 400 kV DV Čevo - Pljevlja 5,588 5,200 3,700 2,000 38,995.9

3 IPI007 Izgradnja TS 400/110 /35 kV Lastva 300 - 4,162 - - 34,920.8

Transformator I - - - - - 1,590.0

Transformator II - 390 1,600 - - 1,990.0

4 IPI009Izgradnja 400kV DV Pljevlja2-B.Bašta

i 400 kV Pljevlja2-Višegrad65 317 3,048 4,908 3,036 1,596 13,198.1

5 IPI030 Izgradnja TS 110/35 kV Luštica sa

priključkom na 110 kV mrežu245 4,075 6,095 7,670 3,875 - 22,000.2

6 IPI019 TS 400/110/35 kV Brezna 5,355 555 - - - 16,989 23,072.2

7 IPR006aRekonstrukcija sistema zaštita u

cijeloj mreži 1,099 785 1,098 1,098 1,140 - 6,859.6

8 IPR034Zamjena VN opreme u

trafostanicama1,053 719 1,003 1,003 1,047 - 5,373.1

9 NDC005b

SCADA za novi dispečerski centar sa

EMS sistemom(uključujući i procjenu

N-1 faktora sigurnosti u EES u

realnom vremenu)

650 1,226 - - - - 4,534.1

10 IPI021Podgorica 4,obezbjeđenje

dvostranog 110 kV napajanja 590 590 94 - - - 2,005.3

11 IPR036Revitalizacija DV 110 kV Budva -

Podgorica 2510 - - - - - 510.0

12 IPR052 Nabavka mjernih transformatora 465 - - - - - 465.0

13 IPR004Revitalizacija 110 kV dalekovoda

(zamijena opreme i rekonstrukcija)450 385 - - - - 2,178.4

14 IPI015 Izgradnja110kV DV Virpazar-Ulcinj 285 757 1,763 1,978 1,415 - 6,236.0

15 IPR065Izmještanje dijela DV 400 kV

Ribarevine-Peć229 - - - - - 233.0

16 NDC120Nabavka i implementacija ERP

sistema200 500 850 150 - - 1,700.0

17 NDC011Nadogradnja telekomunikacionog

sistema180 50 - - - - 247.0

18 NDC102 Invertori za trafostanice 140 - - - - - 180.0

19 IPR066Revitalizacija trafostanica-

građevinski dio127 146 45 - - - 338.1

20 IPR076Ugradnja odvodnika prenapona - II

faza84 28 - - - 112.0

21 IPR001Revitalizacija TS 110/35kV Nikšić

(sanacija betonskih portala)80 - - - - - 581.0

22 IPI013 Izgradnja TS 110/35kV Žabljak 80 650 1,650 1,600 - - 4,000.0

23 NDC100Zamjena agregata u NDC i

rezervnom dispečerskom centru78 77 - - - - 157.5

24 IPR053 Nabavka odvodnika prenapona 70 12 - - - - 82.0

25 NDC002Nabavka i implementacija hardvera i

softvera za FMIS 64 40 - - - - 489.1


290


2022

Ukupan

procijenjeni

budžet

26 IPR067Nabavka sredstava kolektivne

zastite na radu 60 8 15 15 15 14 127.0

27 IPR054 Nabavka prekidaca snage 35 kV 60 30 30 30 - - 150.4

28 IPR058Rekonstrukcija DV 110 kV Berane-

Andrijevica60 237 - - - - 300.0

29 IPR056

Isporuka i zamjena motornih

pogona regulacionih sklopki u TS

Berane i TS Virpazar

59 - - - - - 60.0

30 IPR063Sanacija klizišta kod stuba 174 na DV

220 kV Piva-Pljevlja vod 26556 - - - - - 56.2

31 NDC105 Nabavka vozila 55 30 - - - - 85.0

32 NDC119Prosirenje I unapredjenje sistema

daljinskog ocitavanja brojila(AMR)54 6 20 20 - - 140.0

33 NDC114

Realizacija sistema za daljinski

pristup procesnim mrežama I

uključenje novih objekata u NDC

SCADA sistem

50 100 70 39 - - 260.0

34 IPR051Nabavka i ugradnja uređaja za

sušenje zraka 47 22 - - - - 68.5

35 IPD005 Ispitna oprema 43 39 42 - - - 123.5

36 IPR060

Izrada Idejnog projekta sa

geomehaničkim istraživanjima

rekonstrukcije DV 110 kV

Podgorica1-Trebješica-Andrijevica

40 10 100 - - - 150.0

37 IPR064Sanacija stuba broj 15 na DV 400kV

Ribarevine-Peć37 - - - - - 37.0

38 IPD009Mikroprocesorska multifunkcionalna

centralna jedinica sabirničke zaštite37 - - - - - 37.0

39 NDC113Obnavljanje računara i računarske

opreme36 50 61 85 99 - 330.0

40 IPR077Nova rekonstrukcija 110 kV DV Bar -

Budva30 92 368 - - - 490.0

41 IPI001Izgradnja TS 110/35/10kV Kotor

(Škaljari) i 110kV DV Tivat-Kotor25 - - - - - 5,000.1

42 NDC101 Ispravljači 24V i 48V DC za NDC 20 56 - - - - 76.0

43 IPR071

Revitalizacija sistema izolacije

autotransformatora T3, 125 MVA u

TS Pljevlja 2

20 65 - - - - 85.0

44 IPD006 Nabavka inventara 20 15 5 5 5 - 50.0

45 IPR062Nabavka i ugradnja dizel agregata u

TS Virpazar i TS Danilovgrad17 16 - - - - 34.0

46 IPR075Izgradnja stražarskih kućica u

trafostanicama15 15 - - - - 30.0

47 NDC010Modul za dostavljanje podataka na

Transparency platformu r2 14 7 - - - - 74.5

48 IPR055

Nabavka i ugradnja jednopolnih

prekidača za uključenje i isključenje

zvjezdišta 35 kV u TS 220/110/35

kV Podgorica 1 i TS 110/35kV Tivat

13 - - - - - 13.0

49 IPR068 Nabavka PP aparata 12 12 12 8 8 - 52.0

50 IPR069Rekonstrukcija (ugradnja) spoljnje

hidrantske mreže12 5 5 5 5 - 35.9


291


2022

Ukupan

procijenjeni

budžet

51 IPD008

Izrada glavnog projekta o

označavanju dalekovoda i

označavanje istih

12 55 - - - - 67.0

52 IPI016Izgradnja110 kV DV Vilusi - Herceg

Novi10 10 30 1,800 2,000 5,997 9,899.7

53 IPR073Sanacija stuba 134 na DV Ribarevine-

Mojkovac10 20 - - - - 30.0

54 IPI017 Izgradnja 110 kV DV Lastva - Kotor 5 15 135 200 1,382 - 1,779.6

55 IPR072Rekonstrukcija dijela DV 110kV

Nikšić-Vilusi5 180 175 - - - 360.0

56 IPD010Uvođenje ISO standarda i

sertifikacija5 5 10 - 5 10 35.0

57 IPR009Rekonstrukcija 110 kV DV Budva -

Lastva4 4 1 1 1 1,733 1,814.8

58 IPR010Rekonstrukcija 110 kV DV Lastva –

Tivat - II faza4 4 1 150 250 1,945 2,425.9

59 IPI018Rekonstrukcija I prosirenje TS

110/35kV Pljevlja1- 5 240 480 475 - 1,200.0

60 IPR059Rekonstrukcija DV 110 kV Podgorica

2-Virpazar (31-69)- - 34 136 - - 170.0

61 IPR031Rekonstrukcija 110 kV DV HE

Perućica - Nikšić, vod 3- 50 200 - - - 250.0

63 NDC115Softver za izradu i analizu modela u

CGMES formatu- - - - 100 - 100.0

64 NDC103 Baterije 24V i 48 V za NDC - 17 - - - - 17.0

65 NDC106Baterijsko spojno polje 220 VDC u

NDC-u- 21 - - - - 21.0

66 NDC109DR Data Centar (Disaster Recovery

Data Centar)- 73 40 173 - - 286.4

67 IPR061

Rekonstrukcija ankernih dijelova

portalnih stubova DV 110 kV Bar-

Ulcinj

- 50 50 50 50 - 200.0

68 NDC117 Video nadzor trafostanica - 40 40 40 - - 120.0

69 NDC104Rekonstrukcija protivpožarnog

sistema u NDC - - 120 150 140 - 410.0

70 NDC107Izrada idejnog projekta za

rekonstrukciju zgrade NDC- - 8 22 - - 30.0

71 NDC111 Sistem kontrole pristupa i

evidencije radnog vremena - 30 20 - - - 50.0

72 NDC112Nadogradnja serverske i mrežne

infrastrukture u data centru CGES-a- 66 99 75 33 - 273.0

82 IPR070Revitalizacija sistema izolacije

transformatora 20 MVA u rezervi- 30 - - - - 30.0

83 IPD007Nabavka teretnog vozila za potrebe

Službe održavanja- 25 - - - - 25.0

84 IPR074Adaptacija kancelarija u poslovnoj

zgradi CGES- 36 - - - - 36.0

Ukupno: 28,132 18,793 27,038 23,891 15,081 28,284 228,046.0


292

AMORTIZACIONI PLAN

No. No PROJEKAT Depreciation rate2018

podprojekat

2019

podprojekat

2020

podprojekat

2021

podprojekat

2022

podprojekat2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

1 IPI006a Izgradnja 400 kV DV Lastva- Cevo - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 400 kV DV Lastva- Cevo - zemljiste 0.00% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 400 kV DV Lastva- Cevo-gradj.dio i oprema 2.00% 9,200 740 556 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571

2 IPI007 Izgradnja TS 400/110 /35 kV Lastva - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS 400/110 /35 kV Lastva-zemljiste 0.00% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS 400/110 /35 kV Lastva-oprema 2.78% 210 2,913 569 569 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650

Izgradnja TS 400/110 /35 kV Lastva-gradj.dio 1.25% 90 1,249 110 110 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125

TS 400 kV Pljevlja-prosirenje (polje za Lastvu) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Transformator I - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Transformator II TS Lastva oprema 2.78% - 390 1,600 - - 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55

3 IPI006b Izgradnja 400 kV DV Čevo - Pljevlja - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 400 kV DV Čevo - Pljevlja - zemljiste 0.00% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 400 kV DV Čevo - Pljevlja - gradj.dio i

oprema2.00% 5,588 5,200 3,700 2,000 - - - 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766

IPI009Izgradnja 400kV DV Pljevlja2-B.Bašta i 400 kV Pljevlja2-

Višegrad - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 400kV DV Pljevlja2-B.Bašta i 400 kV

Pljevlja2-Višegrad-zemljiste0.00% 525 525 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


Pljevlja2-Višegrad-oprema i gradj.dio2.00% 65 317 3,048 4,383 2,511 - - - - 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211

5 IPI013 Izgradnja TS 110/35kV Žabljak - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS 110/35kV Žabljak - zemljiste 0.00% 80 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS 110/35kV Žabljak - oprema 2.78% 455 1,155 1,120 - - - 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77

Izgradnja TS 110/35kV Žabljak - gradj.dio 1.25% 195 495 480 - - - 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15

6 IPI015 Izgradnja110kV DV Virpazar-Ulcinj - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Virpazar - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Virpazar‚-oprema 2.78% 48 111 125 80 - - - - 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 72 59 - - -

Prosirenje TS Virpazar-gradj.dio 1.25% 20 48 53 35 - - - - 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Prosirenje TS Ulcinj - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Ulcinj-oprema 2.78% 21 49 55 50 - - - - 5 5 5 5 43 53 53 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Ulcinj-gradj.dio 1.25% 9 21 24 30 - - - - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

DV Virpazar-Ulcinj-gradj.dio i oprema 2.00% 659 1,534 1,721 1,220 - - - - 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 103 116 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120

7 IPI016 Izgradnja110 kV DV Vilusi - Herceg Novi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Vilusi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Herceg-Novi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Herceg-Novi-oprema 2.78% 10 5 15 980 980 - - - - 55 55 55 55 55 138 139 139 139 139 139 139 139 139 139 139 139 50 - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Herceg-Novi-gradj.dio 1.25% 420 420 - - - - 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11

Izgradnja DV Vilusi-Herceg Novi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja DV Vilusi-Herceg Novi-zemljiste 0.00% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja DV Vilusi-Herceg Novi-oprema i gradj.dio 2.00% 5 15 400 550 - - - - 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

Prikljucak na DV 110 kV Nikšić- Bileća po principu ,,ulaz-

izlaz'' (uklanjanje T-spoja)2.00% - 50 - - - - 1 1 1 1 1 27 18 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

8 IPI019 TS 400/110/35 kV Brezna - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

I faza:Otkup TS 110/ 35 kV sa priključnim DV od

investitora - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


investitora-zemljiste0.00% 80 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


investitora-oprema2.78% 3,982 444 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127


investitora-gradj.dio1.25% 1,293 111 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18

II faza:Izgradnja TS 400/110 kV Brezna - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

9 IPI017 Izgradnja 110 kV DV Lastva - Kotor - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 110 kV DV Lastva - Kotor-zemljiste 0.00% - 130 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 110 kV DV Lastva - Kotor-oprema i gradj.dio 2.00% 5 15 135 70 1,382 - - - - 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33

10 IPR009 Rekonstrukcija 110 kV DV Budva - Lastva 2.00% 4 4 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

11 IPR010 Rekonstrukcija 110 kV DV Lastva – Tivat - II faza 2.00% 4 4 1 150 250 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

12 IPI021 Podgorica 4,obezbjeđenje dvostranog 110 kV napajanja 2.00% 590 590 94 - - 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

Novo polje u Podgorici 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

veza PG4-PG1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

13 IPR004Revitalizacija 110 kV dalekovoda (zamijena opreme i

rekonstrukcija) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Revitalizacija 110 kV DV "Podgorica - Danilograd" - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Revitalizacija 110 kV DV "Danilograd - Perucica" - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Antikorozivna zaštita u TS Podgorica 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Antikorozivna zaštita na dalekovodima i trafostanicama - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja2 1.25% 10 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Mojkovac 1.25% 5 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Danilovgrad 1.25% 5 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Revitalizacija DV 110 kV H.Novi-Trebinje 2.00% 140 - 3 3 3 3 3 3 3 14 14 14 14 14 14 14 14 9 - - - - - - - - - - - - - - -

Revitalizacija DV Podgorica1-Perucica, vodovi II,III 2.00% 275 385 - 14 14 14 14 39 58 58 58 58 58 58 58 58 58 58 23 - - - - - - - - - - - - - - -

Revitalizacija DV 110 kV Bar-Ulcinj(projektna

dokumentacija) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Revitalizacija DV 110 kV Budva -Tivat - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sanacija stuba br.52 na DV 110 kV Berane-Ribarevine 2.00% 11 - 0 0 0 0 0 6 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ručni GPS uređaj 12.50% 4 - 1 1 1 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

14 IPR077 Nova rekonstrukcija 110 kV DV Bar - Budva 2.00% 30 92 368 - - 10 10 10 11 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 30 - - - - - - - - - - - -

15 IPR006a Rekonstrukcija sistema zaštita u cijeloj mreži - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Rekonstrukcija sistema zastita,upravljanja i sopstvene

potrosnje u TS Podgorica 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


potrosnje u TS Podgorica 1-oprema2.78% 468 334 466 466 484 - - - - 402 403 403 403 403 236 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


potrosnje u TS Podgorica 1-gradj.dio1.25% 83 59 82 82 85 - - - - 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

Rekonstrukcija sistema zaštite u TS Podgorica 2, TS

Pljevlja 2 i TS Ribarevine i TS Mojkovac - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Rekonstrukcija zaštite I upravljanja u ostaloj mreži - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nerceg Novi 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - 9 9 9 9 9 92 93 93 9 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - 9 15 93 93 93 27 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - 9 9 9 9 80 86 86 43 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - 9 9 9 76 88 88 53 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - 9 9 9 9 48 57 57 57 57 19 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Cetinje 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - 34 62 62 62 62 49 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - 66 66 66 66 66 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja1 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - 82 82 82 82 4 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

16 IPI018 Rekonstrukcija I prosirenje TS 110/35kV Pljevlja1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Rekonstrukcija I prosirenje TS 110/35kV Pljevlja1-

oprema2.78% 5 168 336 333 - - - - 96 96 96 96 96 96 96 96 72 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


gradj.dio1.25% 72 144 143 - - - - 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

17 IPR034 Zamjena VN opreme u trafostanicama - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja 2(4pr 400kV+rezervni pol,3pr 220kV+rezervni

pol,7rastavljaca 220 kV,projektovanje,radovi) I TS

Ribarevine (3pr 400kV,projektovanje,radovi)

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja2 2.78% - - - - 3 3 3 3 3 3 103 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% - - - - 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 75 - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja 2(2pr,25s.r,5l.r,projektovanje,radovi)-Novo 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Rekonstrukcija sopstvene potrosnje u TS Pljevlja

2(projektovanje,isporuka opreme i izgradnja)-Staro2.78% - - - - 0 0 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS

Podgoric2(2prTK,13prJK,32s.r,15l.r,9uz.s,projektovanje,r

adovi)

2.78% - - - - 2 2 2 2 2 2 2 2 2 43 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine (1pr,1prTk,1prJK,projektovanje,radovi)-

Novo2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Podgoric1(5prTK,9prJK,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Podgorica3(1prJK,1s.r,1l.r,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane(1prTK,3s.r,2l.r,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar(1prTK,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Herceg Novi(1prTK,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva(2prTK,3prJK,5s.r,3l.r,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Niksic(4pr TK,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nikšić(rekonstrukcija sopstvene potrošnje) 2.78% 55 - - - - 2 2 2 52 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Cetinje( 1pr TK,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS 110/35 kV Tivat 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS 110/35 kV Ulcinj 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ugradnja odvodnika prenapona I faza - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% - - - - 0 0 0 9 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% - - - - 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% - - - - 0 0 0 0 12 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% - - - - 0 6 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Herceg Novi 2.78% - - - - 0 0 0 0 0 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg2 2.78% - - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% - - - - 0 0 0 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

KONSULTANT (sredstva iz granta) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PLjevlja2 2.78% 51 26 26 26 54 - - - - 6 6 6 6 6 6 174 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG2 2.78% 50 26 26 26 53 - - - - 6 6 6 6 6 6 6 6 6 150 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 23 12 12 12 25 - - - - 3 3 3 3 74 10 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 8 4 4 4 8 - - - - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 19 - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 6 3 3 3 7 - - - - 25 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% 3 2 2 2 3 - - - - 0 0 0 11 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg 2.78% 5 2 2 2 5 - - - - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

TS Cetinje 2.78% 2 1 1 1 2 - - - - 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 2 1 1 1 2 - - - - 0 0 0 0 6 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 2 1 1 1 2 - - - - 0 6 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Herceg Novi 2.78% 2 1 1 1 2 - - - - 0 0 0 0 0 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% 3 2 2 2 3 - - - - 13 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

IZVOĐAČ (sredstva iz granta) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PLjevlja2 2.78% 268 201 295 295 281 - - - - 37 37 37 37 37 37 442 503 172 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG2 2.78% 260 195 286 286 273 - - - - 36 36 36 36 36 36 36 36 36 413 477 85 - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 122 91 134 134 128 - - - - 17 17 17 17 88 94 94 94 94 78 0 - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 41 30 45 45 43 - - - - 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 102 22 - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 32 24 36 36 34 - - - - 62 62 39 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% 16 12 18 18 17 - - - - 2 2 2 74 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg 2.78% 24 18 27 27 26 - - - - 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

TS Cetinje 2.78% 8 6 9 9 9 - - - - 26 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 8 6 9 9 9 - - - - 1 1 1 1 36 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 8 6 9 9 9 - - - - 1 7 33 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Herceg Novi 2.78% 8 6 9 9 9 - - - - 1 1 1 1 1 35 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% 16 12 18 18 17 - - - - 81 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TROŠKOVI ODRŽAVANJA PROJEKTA (sopstvena

sredstva) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PLjevlja2 2.78% 10 10 10 10 10 - - - - 1 1 1 1 1 1 41 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG2 2.78% 10 10 10 10 10 - - - - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 36 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 5 5 5 5 5 - - - - 1 1 1 1 20 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 2 2 2 2 2 - - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - 0 0 0 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Cetinje 2.78% 0 0 0 0 0 - - - - 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 0 0 0 0 0 - - - - 0 0 0 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 0 0 0 0 0 - - - - 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Herceg Novi 2.78% 0 0 0 0 0 - - - - 0 0 0 0 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

18 IPI030 Izgradnja TS 110/35 kV Luštica sa priključkom na 110

kV mrežu - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS Lustica i prosirenje TS Tivat-zemljište 0.00% 500 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS Lustica i prosirenje TS Tivat-Gradj.dio 1.25% 465 515 873 419 - - - - 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28

Izgradnja TS Lustica i prosirenje TS Tivat-oprema 2.78% 140 1,243 1,388 2,212 1,103 - - - - 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170 170

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja kablax2-zemljiste 0.00% - 500 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja kablax2-oprema i gradj.dio 2.00% 105 2,682 3,692 4,085 2,353 - - - - 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258

19 IPR051 Nabavka i ugradnja uređaja za sušenje zraka - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka i ugradnja uređaja za sušenje zraka u

postrojenja 35 kV u trafostanicama

Danilovgrad, Cetinje,Virpazar - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2.78% 2 2 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2.78% 2 2 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2.78% 2 2 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2.78% 2 2 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2.78% 2 2 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2.78% 2 2 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2.78% 2 2 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2.78% 2 2 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2.78% 2 3 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


postrojenja 35 kV u trafostanicama: HN, TV, BD, BR i

UL

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 5 - 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 5 - 0 0 0 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nerceg Novi 2.78% 5 - 0 0 0 0 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% 5 - 0 0 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 5 - 0 0 0 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

20 IPR053 Nabavka odvodnika prenapona - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Odvodnici prenapona za TR polja - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% 8 0 0 0 0 0 0 0 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 8 0 0 0 0 0 6 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 8 0 0 0 0 0 0 0 0 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - -

Ts Berane 2.78% 8 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka i ugradnja odvodnika prenapona za DV polja - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane-oprema 2.78% 7 3 10 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane-radovi 1.25% 3 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Pljevlja1-oprema 2.78% 7 3 0 0 10 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja1-radovi 1.25% 3 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Andrijevica-oprema 2.78% 7 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 - - - - - - - - -

TS Andrijevica-radovi 1.25% 3 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

21 IPR054 Nabavka prekidaca snage 35 kV 2.78% 60 30 30 30 - - - 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

22 IPR058 Rekonstrukcija DV 110 kV Berane-Andrijevica 2.00% 60 237 - 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 10 19 19 19 19 19 19 19 19 15 -

23 IPR059 Rekonstrukcija DV 110 kV Podgorica 2-Virpazar (31-69) 2.00% - - 34 136 - - - 3 3 25 26 26 26 26 26 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

24 IPR031 Rekonstrukcija 110 kV DV HE Perućica - Nikšić, vod 3 2.00% - 50 200 - - 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 13 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 7 - - - - -

25 IPR060

Izrada Idejnog projekta sa geomehaničkim istraživanjima

rekonstrukcije DV 110 kV Podgorica1-Trebješica-

Andrijevica

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV Podgorica-Trebjesica - oprema 2.00% 20 5 50 - - 2 9 18 18 18 10 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV Trebjesica-Andrijevica - oprema 2.00% 20 5 50 - - 2 2 2 9 17 17 17 11 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


293


podprojekat

2019

podprojekat

2020

podprojekat

2021

podprojekat

2022

podprojekat2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 2061 2062 2063 2064 2065 2066 2067 2068 2069 2070 2071 2072 2073 2074 2075 2076 2077 2078 2079 2080 2081 2082 2083 2084 2085 2086 2087 2088 2089 2090 2091 2092 2093 2094 2095 2096 2097 2098 2099 2100 2101 2102 2103 2104 2105 2106 2107 2108 2109 2110

1 IPI006a Izgradnja 400 kV DV Lastva- Cevo - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 400 kV DV Lastva- Cevo - zemljiste 0.00% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 400 kV DV Lastva- Cevo-gradj.dio i oprema 2.00% 9,200 740 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 571 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2 IPI007 Izgradnja TS 400/110 /35 kV Lastva - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS 400/110 /35 kV Lastva-zemljiste 0.00% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS 400/110 /35 kV Lastva-oprema 2.78% 210 2,913 650 650 650 650 143 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS 400/110 /35 kV Lastva-gradj.dio 1.25% 90 1,249 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 31 - - - - - - - - - - -

TS 400 kV Pljevlja-prosirenje (polje za Lastvu) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Transformator I - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Transformator II TS Lastva oprema 2.78% - 390 1,600 55 55 55 55 55 54 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

3 IPI006b Izgradnja 400 kV DV Čevo - Pljevlja - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 400 kV DV Čevo - Pljevlja - zemljiste 0.00% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 400 kV DV Čevo - Pljevlja - gradj.dio i

oprema2.00% 5,588 5,200 3,700 2,000 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 766 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

IPI009Izgradnja 400kV DV Pljevlja2-B.Bašta i 400 kV Pljevlja2-

Višegrad - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


Pljevlja2-Višegrad-zemljiste0.00% 525 525 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


Pljevlja2-Višegrad-oprema i gradj.dio2.00% 65 317 3,048 4,383 2,511 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 211 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

5 IPI013 Izgradnja TS 110/35kV Žabljak - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS 110/35kV Žabljak - zemljiste 0.00% 80 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS 110/35kV Žabljak - oprema 2.78% 455 1,155 1,120 77 77 77 77 77 77 74 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS 110/35kV Žabljak - gradj.dio 1.25% 195 495 480 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 - - - - - - - - -

6 IPI015 Izgradnja110kV DV Virpazar-Ulcinj - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Virpazar - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Virpazar‚-oprema 2.78% 48 111 125 80 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Virpazar-gradj.dio 1.25% 20 48 53 35 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 6 7 7 5 - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Ulcinj - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Ulcinj-oprema 2.78% 21 49 55 50 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Ulcinj-gradj.dio 1.25% 9 21 24 30 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 13 15 11 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV Virpazar-Ulcinj-gradj.dio i oprema 2.00% 659 1,534 1,721 1,220 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 40 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

7 IPI016 Izgradnja110 kV DV Vilusi - Herceg Novi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Vilusi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Herceg-Novi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Herceg-Novi-oprema 2.78% 10 5 15 980 980 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prosirenje TS Herceg-Novi-gradj.dio 1.25% 420 420 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 18 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 11 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja DV Vilusi-Herceg Novi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja DV Vilusi-Herceg Novi-zemljiste 0.00% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja DV Vilusi-Herceg Novi-oprema i gradj.dio 2.00% 5 15 400 550 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Prikljucak na DV 110 kV Nikšić- Bileća po principu ,,ulaz-

izlaz'' (uklanjanje T-spoja)2.00% - 50 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

8 IPI019 TS 400/110/35 kV Brezna - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


investitora - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


investitora-zemljiste0.00% 80 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


investitora-oprema2.78% 3,982 444 127 127 127 123 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


investitora-gradj.dio1.25% 1,293 111 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 0 - - - - - - - - - - -

II faza:Izgradnja TS 400/110 kV Brezna - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

9 IPI017 Izgradnja 110 kV DV Lastva - Kotor - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 110 kV DV Lastva - Kotor-zemljiste 0.00% - 130 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja 110 kV DV Lastva - Kotor-oprema i gradj.dio 2.00% 5 15 135 70 1,382 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

10 IPR009 Rekonstrukcija 110 kV DV Budva - Lastva 2.00% 4 4 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

11 IPR010 Rekonstrukcija 110 kV DV Lastva – Tivat - II faza 2.00% 4 4 1 150 250 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

12 IPI021 Podgorica 4,obezbjeđenje dvostranog 110 kV napajanja 2.00% 590 590 94 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Novo polje u Podgorici 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

veza PG4-PG1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

13 IPR004Revitalizacija 110 kV dalekovoda (zamijena opreme i

rekonstrukcija) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Revitalizacija 110 kV DV "Podgorica - Danilograd" - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Revitalizacija 110 kV DV "Danilograd - Perucica" - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Antikorozivna zaštita u TS Podgorica 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Antikorozivna zaštita na dalekovodima i trafostanicama - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja2 1.25% 10 0 0 0 0 0 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Mojkovac 1.25% 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Danilovgrad 1.25% 5 0 0 0 0 0 1 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Revitalizacija DV 110 kV H.Novi-Trebinje 2.00% 140 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Revitalizacija DV Podgorica1-Perucica, vodovi II,III 2.00% 275 385 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Revitalizacija DV 110 kV Bar-Ulcinj(projektna

dokumentacija) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Revitalizacija DV 110 kV Budva -Tivat - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sanacija stuba br.52 na DV 110 kV Berane-Ribarevine 2.00% 11 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ručni GPS uređaj 12.50% 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

14 IPR077 Nova rekonstrukcija 110 kV DV Bar - Budva 2.00% 30 92 368 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

15 IPR006a Rekonstrukcija sistema zaštita u cijeloj mreži - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


potrosnje u TS Podgorica 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


potrosnje u TS Podgorica 1-oprema2.78% 468 334 466 466 484 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


potrosnje u TS Podgorica 1-gradj.dio1.25% 83 59 82 82 85 5 5 5 5 5 12 41 41 41 41 41 16 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Rekonstrukcija sistema zaštite u TS Podgorica 2, TS

Pljevlja 2 i TS Ribarevine i TS Mojkovac - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Rekonstrukcija zaštite I upravljanja u ostaloj mreži - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nerceg Novi 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Cetinje 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja1 2.78% 69 49 69 69 71 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

16 IPI018 Rekonstrukcija I prosirenje TS 110/35kV Pljevlja1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


oprema2.78% 5 168 336 333 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


gradj.dio1.25% 72 144 143 4 20 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

17 IPR034 Zamjena VN opreme u trafostanicama - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja 2(4pr 400kV+rezervni pol,3pr 220kV+rezervni

pol,7rastavljaca 220 kV,projektovanje,radovi) I TS

Ribarevine (3pr 400kV,projektovanje,radovi)

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja2 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja 2(2pr,25s.r,5l.r,projektovanje,radovi)-Novo 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Rekonstrukcija sopstvene potrosnje u TS Pljevlja

2(projektovanje,isporuka opreme i izgradnja)-Staro2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS

Podgoric2(2prTK,13prJK,32s.r,15l.r,9uz.s,projektovanje,r

adovi)

2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine (1pr,1prTk,1prJK,projektovanje,radovi)-

Novo2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Podgoric1(5prTK,9prJK,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Podgorica3(1prJK,1s.r,1l.r,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane(1prTK,3s.r,2l.r,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar(1prTK,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Herceg Novi(1prTK,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva(2prTK,3prJK,5s.r,3l.r,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Niksic(4pr TK,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nikšić(rekonstrukcija sopstvene potrošnje) 2.78% 55 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Cetinje( 1pr TK,projektovanje,radovi) 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS 110/35 kV Tivat 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS 110/35 kV Ulcinj 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ugradnja odvodnika prenapona I faza - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Herceg Novi 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg2 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

KONSULTANT (sredstva iz granta) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PLjevlja2 2.78% 51 26 26 26 54 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG2 2.78% 50 26 26 26 53 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 23 12 12 12 25 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 8 4 4 4 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 6 3 3 3 7 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% 3 2 2 2 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg 2.78% 5 2 2 2 5 1 1 1 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Cetinje 2.78% 2 1 1 1 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 2 1 1 1 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 2 1 1 1 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Herceg Novi 2.78% 2 1 1 1 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% 3 2 2 2 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

IZVOĐAČ (sredstva iz granta) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PLjevlja2 2.78% 268 201 295 295 281 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG2 2.78% 260 195 286 286 273 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 122 91 134 134 128 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 41 30 45 45 43 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 32 24 36 36 34 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% 16 12 18 18 17 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg 2.78% 24 18 27 27 26 3 3 3 3 3 3 3 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Cetinje 2.78% 8 6 9 9 9 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 8 6 9 9 9 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 8 6 9 9 9 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Herceg Novi 2.78% 8 6 9 9 9 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% 16 12 18 18 17 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TROŠKOVI ODRŽAVANJA PROJEKTA (sopstvena

sredstva) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PLjevlja2 2.78% 10 10 10 10 10 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG2 2.78% 10 10 10 10 10 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 5 5 5 5 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 2 2 2 2 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg 2.78% 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Cetinje 2.78% 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Herceg Novi 2.78% 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

18 IPI030 Izgradnja TS 110/35 kV Luštica sa priključkom na 110

kV mrežu - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS Lustica i prosirenje TS Tivat-zemljište 0.00% 500 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja TS Lustica i prosirenje TS Tivat-Gradj.dio 1.25% 465 515 873 419 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 - - - - - - - -

Izgradnja TS Lustica i prosirenje TS Tivat-oprema 2.78% 140 1,243 1,388 2,212 1,103 170 170 170 170 170 170 170 165 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja kablax2-zemljiste 0.00% - 500 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izgradnja kablax2-oprema i gradj.dio 2.00% 105 2,682 3,692 4,085 2,353 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 258 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

19 IPR051 Nabavka i ugradnja uređaja za sušenje zraka - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


postrojenja 35 kV u trafostanicama

Danilovgrad, Cetinje,Virpazar - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2.78% 2 2 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2.78% 2 2 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2.78% 2 2 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2.78% 2 2 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2.78% 2 2 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2.78% 2 2 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2.78% 2 2 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2.78% 2 2 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

2.78% 2 3 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


postrojenja 35 kV u trafostanicama: HN, TV, BD, BR i

UL

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nerceg Novi 2.78% 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

20 IPR053 Nabavka odvodnika prenapona - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Odvodnici prenapona za TR polja - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ts Berane 2.78% 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka i ugradnja odvodnika prenapona za DV polja - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane-oprema 2.78% 7 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane-radovi 1.25% 3 1 0 0 0 0 2 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja1-oprema 2.78% 7 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja1-radovi 1.25% 3 1 0 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Andrijevica-oprema 2.78% 7 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Andrijevica-radovi 1.25% 3 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

21 IPR054 Nabavka prekidaca snage 35 kV 2.78% 60 30 30 30 4 4 4 4 4 4 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

22 IPR058 Rekonstrukcija DV 110 kV Berane-Andrijevica 2.00% 60 237 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

23 IPR059 Rekonstrukcija DV 110 kV Podgorica 2-Virpazar (31-69) 2.00% - - 34 136 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

24 IPR031 Rekonstrukcija 110 kV DV HE Perućica - Nikšić, vod 3 2.00% - 50 200 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

25 IPR060

Izrada Idejnog projekta sa geomehaničkim istraživanjima

rekonstrukcije DV 110 kV Podgorica1-Trebješica-

Andrijevica

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV Podgorica-Trebjesica - oprema 2.00% 20 5 50 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


294


podprojekat

2019

podprojekat

2020

podprojekat

2021

podprojekat

2022

podprojekat2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

26 IPR061Rekonstrukcija ankernih dijelova portalnih stubova DV

110 kV Bar-Ulcinj2.00% - 50 50 50 50 - - - - 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 16 21 21 21 21 21 17 - - - - -

27 IPR062Nabavka i ugradnja dizel agregata u TS Virpazar i TS

Danilovgrad - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Virpazar - oprema 2.78% 9 8 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 - - - -

TS Danilovgrad- oprema 2.78% 9 8 - 0 0 0 5 10 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

28 IPR066 Revitalizacija trafostanica-građevinski dio - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Rekonstrukcija 35 kV postrojenja-građevinski dio 1.25% - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Nikšić 1.25% 10 20 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 1.25% 15 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 1.25% 5 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Virpazar 1.25% 15 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja1 1.25% 20 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS H Novi 1.25% 20 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 1.25% 20 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Podgorica 1 1.25% 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva:Izrada idejnog projekta sanacije nestabilnog

terena, potpornih zidova i objekta - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Danilovgrad:Građevinsko-zanatski radovi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva: Građevinsko-zanatski radovi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izrada i montaža AB poklopaca kablovskih kanala za sve

TS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat: Izgradnja upojnog bunara - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Zamjena dijela krova zgradeTS podgorica2 1.25% 18 - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Sanacija ravnog krova radionica Službe održavanja - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Rekonstrukcija krova na zgradi službe održavanja 1.25% 20 - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Nasipanje i asfaltiranje prilaznog puta i saniranje

postojećih transportnih staza u TS 110/35 kV Berane1.25% 3 10 - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Sanacija i izrada novih temelja u TS Mojkovac gradj.dio 1.25% 4 - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Geotehnička istraživnja u TS Pljevlja2 0.00% 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izrada glavnog projekta drenaže u TS Pljevlja 2 2.78% 4 - - 0 0 0 0 0 0 0 0 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja 2:Izgradnja kanala za odvod vode sa sjeverne

i istočne spoljašnje strane ograde 1.25% 26 - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Sanacija temelja elemenata rasklopnih postrojenja u

trafostanicama1.25% - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Podgorica1 1.25% 20 - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Podgorica2 1.25% 7 - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Bar 1.25% 3 - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

29 IPR067 Nabavka sredstava kolektivne zastite na radu 10.00% 60 8 15 15 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

30 IPR068 Nabavka PP aparata 10.00% 12 12 12 8 8 - - - - 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

31 IPR069 Rekonstrukcija (ugradnja) spoljnje hidrantske mreže 10.00% 12 5 5 5 5 - - - - 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

32 NDC002 Nabavka i implementacija hardvera i softvera za FMIS 20.00% 64 40 - 41 57 31 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DMS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ISO Standardi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Mreža hardver i sistemski softver - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

33 NDC005b

SCADA za novi dispečerski centar sa EMS

sistemom(uključujući i procjenu N-1 faktora sigurnosti u

EES u realnom vremenu)

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Novi SCADA sistem 20.00% 500 1,226 - 492 492 492 492 492 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Opremanje objekata za daljinski nadzor i upravljanje - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ts Cetinje 2.78% - 1 1 1 26 19 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Vilusi 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 10 14 14 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% - 49 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 39 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% - 1 1 1 1 1 1 41 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 40 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% - 1 1 1 1 7 37 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS HN 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 1 38 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Plj1 2.78% - 1 44 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg2 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 25 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja2 2.78% 38 - 2 2 2 2 2 2 2 2 2 56 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 38 - 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 39 - - - - - - - - - - - - -

TS Brezna 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

TS Lastva 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

TS Mk 2.78% 38 - 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 39 0 - - - - - - - - - - - -

TS PG5 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 8 - -

TS Virpazar 2.78% 38 - 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 21 - - - -

TS Kotor 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

TS Klicevo 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

TS Andrijevica 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 18 2 - - - - - - - -

TS Nk 2.78% - 1 1 1 1 1 1 41 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg3 2.78% - 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 24 70 9 - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG4 2.78% - 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 65 47 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Dg 2.78% - 4 4 4 8 46 46 36 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% - 1 1 1 36 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

HE Perucica 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

HE Piva 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

TE Pljevlja 2.78% - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

NDC 2.78% - 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

RDC 2.78% - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

34 NDC120 Nabavka i implementacija ERP sistema 20.00% 200 500 850 150 - 340 340 340 340 340 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

35 NDC010Modul za dostavljanje podataka na Transparency

platformu r2 20.00% 14 7 - 8 8 14 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

36 NDC011 Nadogradnja telekomunikacionog sistema 10.00% 180 50 - 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

37 NDC117 Video nadzor trafostanica 10.00% 40 40 40 - - - 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

38 NDC114

Realizacija sistema za daljinski pristup procesnim

mrežama I uključenje novih objekata u NDC SCADA

sistem

20.00% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

NDC 2.78% 25 50 35 20 - - - 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 7

Ts Cetinje 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Vilusi 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 1 2 2 1 - - - 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS HN 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 5 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Plj1 2.78% 1 2 2 1 - - - 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg2 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja2 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 - - - - - - - - - - - - -

TS Lastva 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Mk 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 - - - - - - - - - - - - -

TS PG5 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 - -

TS Virpazar 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 - - - -

TS Kotor 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Andrijevica 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 5 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg3 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG4 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Dg 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 5 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% 1 2 2 1 - - - 0 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

39 NDC100Zamjena agregata u NDC i rezervnom dispečerskom

centru10.00% 78 77 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

40 NDC101 Ispravljači 24V i 48V DC za NDC 10.00% 20 56 - 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

41 NDC103 Baterije 24V i 48 V za NDC 10.00% - 17 - 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

42 NDC104 Rekonstrukcija protivpožarnog sistema u NDC 1.25% - - 120 150 140 - - - - 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

43 NDC105 Nabavka vozila - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka vozila za NDC 12.50% - 30 - 4 4 4 4 4 4 4 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka vozila za Elektroprenos i Kabinet Izvršnog

direktora12.50% 40 - 5 5 5 5 5 5 5 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka motornog vozila za kretanje po snijegu za

potrebe službe eksploatacija12.50% 15 - 2 2 2 2 2 2 2 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

44 NDC106 Baterijsko spojno polje 220 VDC u NDC-u 10.00% - 21 - 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

45 NDC107 Izrada idejnog projekta za rekonstrukciju zgrade NDC 1.25% - - 8 22 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

46 NDC109DR Data Centar (Disaster Recovery Data Centar)

20.00% - 73 40 173 - - - 57 57 57 57 57 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

47 NDC111 Sistem kontrole pristupa i evidencije radnog vremena

20.00% 30 20 - - 10 10 10 10 10 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

48 NDC113 Obnavljanje računara i računarske opreme 20.00% 36 50 61 85 99 - - - - 66 66 66 66 66 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

49 IPD010 Uvođenje ISO standarda i sertifikacija 20.00% 5 5 10 - 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

50 NDC112Nadogradnja serverske i mrežne infrastrukture u data

centru CGES-a20.00% - 66 99 75 33 - - - - 55 55 55 55 55 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

51 NDC119Prosirenje I unapredjenje sistema daljinskog ocitavanja

brojila(AMR) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

He Perucica 2.78% - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Novi RDc Uprava CGES-a 2.78% 18 - - - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

TS Pg1 2.78% 3 3 - - - 0 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% 3 2 - - - 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Dg 2.78% 1 1 - - - 0 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg4 2.78% 6 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg5 2.78% 3 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 - -

ZICG EVP Trebjesnica 2.78% 6 1 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

NDC 2.78% 12 - - - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

NDC 2.78% 3 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS HN 2.78% 1 - - - 0 0 0 0 0 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tv 2.78% 1 - - - 0 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bd 2.78% 1 - - - 0 0 0 0 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% 1 - - - 0 0 0 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 1 - - - 0 0 0 0 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Cetinje 2.78% 3 - - - 0 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Plj1 2.78% 4 - - - 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Andrijevica 2.78% 3 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 3 - - - 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Mojkovac 2.78% 3 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 4 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 - - - - - - - - - - - - -

TS Pg2 2.78% 4 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Plj2 2.78% 3 - - - 0 0 0 0 0 0 0 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

HE Piva 2.78% 3 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

HE Perucica 2.78% 2 - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Vilusi 2.78% 2 - - - 0 0 0 0 0 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

52 IPR070Revitalizacija sistema izolacije transformatora 20 MVA u

rezervi2.78% - 30 - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 3 3 3 3 1 - - - -

53 IPR071Revitalizacija sistema izolacije autotransformatora T3,

125 MVA u TS Pljevlja 22.78% 20 65 - 2 2 2 2 2 2 2 2 2 64 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

54 IPR072 Rekonstrukcija dijela DV 110kV Nikšić-Vilusi 2.00% 5 180 175 - - 7 7 7 7 7 7 7 32 48 48 48 48 48 38 - - - - - - - - - - - - - - - -

55 IPR073Sanacija stuba broj 134 na DV 110 kV Ribarevine-

Mojkovac - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sanacija stuba 134 i okolnog terena na DV ribarevine-

Mojkovac-Geotwhnička istraživanja2.00% 4 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 - - - - - - -


Mojkovac-Izrada glavnog projekta2.00% 6 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 - - - - - - -


Mojkovac-Izvođenje radova2.00% - 20 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 8 - - - - - - - - - - - - - - - - -

56 IPD005 Ispitna oprema - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka uređaja za lociranje greške na dalekovodima 12.50% 21 21 - - 5 5 5 5 5 5 5 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Baterijska pumpa za prese 12.50% 4 - - 0 0 0 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka multianalizatora SF6 gasa 12.50% 18 - - 2 2 2 2 2 2 2 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Portabl analizator gasova kvara 12.50% 18 42 - - 8 8 8 8 8 8 8 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

57 IPD006 Nabavka inventara - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

4 Nabavka namještaja za potrebe Službe Održavanja 1.25% 10 10 - - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Nabavka kancelarijskih stolica 1.25% 4 - - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Nabavka kancelarijskog inventara za TS (klima uređaji,

stolovi i stolice, ormari za dokumentaciju, TV

prijemnici, ...)

1.25% 6 5 5 5 5 - - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

58 IPD007 Nabavka teretnog vozila za potrebe Službe održavanja 12.50% 25 - 3 3 3 3 3 3 3 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

59 IPR076 Ugradnja odvodnika prenapona - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% 35 - 1 1 1 32 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Mojkovac 2.78% 12 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 - - - - - - - - - - - - -

TS Niksic 2.78% 13 - 0 0 0 0 0 0 11 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

>TS Cetinje 2.78% 8 - 0 0 0 7 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja1 2.78% 6 - 0 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 8 - 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Andrijevica 2.78% 8 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 - - - - - - - - -

TS Virpazar 2.78% 6 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 - - - -

TS Dg 2.78% 8 - 0 0 0 5 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja2 2.78% 4 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 4 - 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

60 IPR074 Adaptacija kancelarija u poslovnoj zgradi CGES 10.00% 36 - 4 4 4 25 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

61 IPD008Izrada glavnog projekta o označavanju dalekovoda i

označavane istih - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 400 kV Podgorica - Ribarevine 2.00% 2 7 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 220 kV Podgorica1 - Mojkovac 2.00% 2 7 - 0 0 0 0 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 220 kV Mojkovac - Pljevlja 2.00% 1 3 - 0 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 110 kV Pljevlja - Žabljak 2.00% 4 17 - 0 0 0 0 0 0 0 6 12 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 110 kV Podgorica2 - Virpazar 2.00% 2 7 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 110 kV Podgorica2 - Budva 2.00% 1 3 - 0 0 0 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 110 kV Podgorica - Cetnje 2.00% 1 3 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

DV 110 kV Tivat – Herceg Novi 2.00% 1 3 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 110 kV Bar - Budva 2.00% 1 3 - 0 0 0 0 1 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

62 IPR075 Izgradnja stražarskih kućica u trafostanicama - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja 1.25% 4 4 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Mojkovac 1.25% 4 4 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Nk 1.25% 4 4 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TS Berane 1.25% 4 4 - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

63 IPD009Mikroprocesorska multifunkcionalna centralna jedinica

sabirničke zaštite10.00% 37 - - - - 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ukupno 26,233 19,108 27,038 23,891 14,981 1,418 2,489 2,751 3,646 5,901 5,797 5,043 5,227 5,283 4,920 5,259 4,653 4,214 4,512 4,176 3,817 3,596 3,555 3,841 3,560 3,532 3,456 3,444 3,417 3,421 3,415 3,402 3,464 3,422 3,372 3,357 3,345

PODJELA PO RAE KATEGORIJAMA2018

podprojekat

2019

podprojekat

2020

podprojekat

2021

podprojekat

2022

podprojekat2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

Zemljiste 163 - 500 1,155 525 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Zgrade 1,650 1,039 2,659 2,253 1,277 127 128 145 160 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217

Dalekovodi 16,144 11,294 13,147 12,996 8,367 556 596 661 1,438 2,082 2,145 2,191 2,177 2,181 2,231 2,216 2,189 2,172 2,183 2,178 2,169 2,094 2,062 2,062 2,060 2,054 2,067 2,076 2,076 2,082 2,076 2,063 2,039 2,039 2,039 2,034 2,020

Trafostanice 6,958 4,362 9,539 6,935 4,646 715 811 949 1,002 2,443 2,308 2,341 2,549 2,659 2,380 2,770 2,226 1,804 2,103 1,780 1,431 1,285 1,276 1,561 1,283 1,261 1,172 1,151 1,124 1,122 1,122 1,122 1,208 1,166 1,115 1,105 1,108

Ostale nekretnine, postrojenja i oprema 1,319 2,413 1,194 551 165 19 954 996 1,045 1,159 1,126 294 284 227 92 57 21 21 9 - - - - - - - - - - - - - - - - - -


295


podprojekat

2019

podprojekat

2020

podprojekat

2021

podprojekat

2022

podprojekat2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 2061 2062 2063 2064 2065 2066 2067 2068 2069 2070 2071 2072 2073 2074 2075 2076 2077 2078 2079 2080 2081 2082 2083 2084 2085 2086 2087 2088 2089 2090 2091 2092 2093 2094 2095 2096 2097 2098 2099 2100 2101 2102 2103 2104 2105 2106 2107 2108 2109 2110

26 IPR061Rekonstrukcija ankernih dijelova portalnih stubova DV

110 kV Bar-Ulcinj2.00% - 50 50 50 50 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

27 IPR062Nabavka i ugradnja dizel agregata u TS Virpazar i TS

Danilovgrad - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Virpazar - oprema 2.78% 9 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Danilovgrad- oprema 2.78% 9 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

28 IPR066 Revitalizacija trafostanica-građevinski dio - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Rekonstrukcija 35 kV postrojenja-građevinski dio 1.25% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - -

TS Nikšić 1.25% 10 20 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 1.25% 15 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 1.25% 5 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Virpazar 1.25% 15 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja1 1.25% 20 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS H Novi 1.25% 20 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 1.25% 20 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Podgorica 1 1.25% 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva:Izrada idejnog projekta sanacije nestabilnog

terena, potpornih zidova i objekta - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Danilovgrad:Građevinsko-zanatski radovi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva: Građevinsko-zanatski radovi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izrada i montaža AB poklopaca kablovskih kanala za sve

TS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat: Izgradnja upojnog bunara - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Zamjena dijela krova zgradeTS podgorica2 1.25% 18 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sanacija ravnog krova radionica Službe održavanja - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Rekonstrukcija krova na zgradi službe održavanja 1.25% 20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nasipanje i asfaltiranje prilaznog puta i saniranje

postojećih transportnih staza u TS 110/35 kV Berane1.25% 3 10 0 0 0 0 3 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sanacija i izrada novih temelja u TS Mojkovac gradj.dio 1.25% 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Geotehnička istraživnja u TS Pljevlja2 0.00% 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Izrada glavnog projekta drenaže u TS Pljevlja 2 2.78% 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja 2:Izgradnja kanala za odvod vode sa sjeverne

i istočne spoljašnje strane ograde 1.25% 26 0 0 0 0 0 9 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sanacija temelja elemenata rasklopnih postrojenja u

trafostanicama1.25% 0 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Podgorica1 1.25% 20 0 0 0 0 0 7 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Podgorica2 1.25% 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 1.25% 3 0 0 0 0 0 0 0 0 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

29 IPR067 Nabavka sredstava kolektivne zastite na radu 10.00% 60 8 15 15 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

30 IPR068 Nabavka PP aparata 10.00% 12 12 12 8 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

31 IPR069 Rekonstrukcija (ugradnja) spoljnje hidrantske mreže 10.00% 12 5 5 5 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

32 NDC002 Nabavka i implementacija hardvera i softvera za FMIS 20.00% 64 40 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DMS - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ISO Standardi - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Mreža hardver i sistemski softver - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

33NDC005

b

SCADA za novi dispečerski centar sa EMS

sistemom(uključujući i procjenu N-1 faktora sigurnosti u

EES u realnom vremenu)

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Novi SCADA sistem 20.00% 500 1,226 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Opremanje objekata za daljinski nadzor i upravljanje - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ts Cetinje 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Vilusi 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS HN 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Plj1 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg2 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja2 2.78% 38 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 38 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Brezna 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Lastva 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Mk 2.78% 38 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG5 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Virpazar 2.78% 38 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Kotor 2.78% 1 1 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Klicevo 2.78% 1 1 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Andrijevica 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg3 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG4 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Dg 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

HE Perucica 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

HE Piva 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TE Pljevlja 2.78% 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

NDC 2.78% 3 3 3 3 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

RDC 2.78% 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

34 NDC120 Nabavka i implementacija ERP sistema 20.00% 200 500 850 150 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

35 NDC010Modul za dostavljanje podataka na Transparency

platformu r2 20.00% 14 7 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

36 NDC011 Nadogradnja telekomunikacionog sistema 10.00% 180 50 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

37 NDC117 Video nadzor trafostanica 10.00% 40 40 40 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

38 NDC114

Realizacija sistema za daljinski pristup procesnim

mrežama I uključenje novih objekata u NDC SCADA

sistem

20.00% - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

NDC 2.78% 25 50 35 20 8 8 7 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ts Cetinje 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Vilusi 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Budva 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS HN 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Plj1 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg2 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja2 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Lastva 2.78% 1 2 2 1 0 0 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Mk 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG5 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Virpazar 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Kotor 2.78% 1 2 2 1 0 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Andrijevica 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg3 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS PG4 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Dg 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% 1 2 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

39 NDC100Zamjena agregata u NDC i rezervnom dispečerskom

centru10.00% 78 77 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

40 NDC101 Ispravljači 24V i 48V DC za NDC 10.00% 20 56 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

41 NDC103 Baterije 24V i 48 V za NDC 10.00% - 17 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

42 NDC104 Rekonstrukcija protivpožarnog sistema u NDC 1.25% - - 120 150 140 5 5 5 5 5 5 5 5 37 43 43 43 43 16 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

43 NDC105 Nabavka vozila - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka vozila za NDC 12.50% - 30 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka vozila za Elektroprenos i Kabinet Izvršnog

direktora12.50% 40 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka motornog vozila za kretanje po snijegu za

potrebe službe eksploatacija12.50% 15 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

44 NDC106 Baterijsko spojno polje 220 VDC u NDC-u 10.00% - 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

45 NDC107 Izrada idejnog projekta za rekonstrukciju zgrade NDC 1.25% - - 8 22 0 0 0 0 0 0 0 0 16 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

46 NDC109DR Data Centar (Disaster Recovery Data Centar)

20.00% - 73 40 173 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

47 NDC111 Sistem kontrole pristupa i evidencije radnog vremena

20.00% 30 20 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

48 NDC113 Obnavljanje računara i računarske opreme 20.00% 36 50 61 85 99 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

49 IPD010 Uvođenje ISO standarda i sertifikacija 20.00% 5 5 10 - 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

50 NDC112Nadogradnja serverske i mrežne infrastrukture u data

centru CGES-a20.00% - 66 99 75 33 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

51 NDC119Prosirenje I unapredjenje sistema daljinskog ocitavanja

brojila(AMR) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

He Perucica 2.78% 0 0 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Novi RDc Uprava CGES-a 2.78% 18 1 1 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% 3 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 2.78% 3 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Dg 2.78% 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg4 2.78% 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg5 2.78% 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ZICG EVP Trebjesnica 2.78% 6 1 0 0 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

NDC 2.78% 12 1 1 1 1 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

NDC 2.78% 3 0 0 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS HN 2.78% 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tv 2.78% 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bd 2.78% 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Bar 2.78% 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ulcinj 2.78% 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Cetinje 2.78% 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Plj1 2.78% 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Andrijevica 2.78% 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Mojkovac 2.78% 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Ribarevine 2.78% 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg2 2.78% 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Plj2 2.78% 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

HE Piva 2.78% 3 0 0 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

HE Perucica 2.78% 2 0 0 0 0 0 0 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Vilusi 2.78% 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

52 IPR070Revitalizacija sistema izolacije transformatora 20 MVA u

rezervi2.78% - 30 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

53 IPR071Revitalizacija sistema izolacije autotransformatora T3,

125 MVA u TS Pljevlja 22.78% 20 65 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

54 IPR072 Rekonstrukcija dijela DV 110kV Nikšić-Vilusi 2.00% 5 180 175 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

55 IPR073Sanacija stuba broj 134 na DV 110 kV Ribarevine-

Mojkovac - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


Mojkovac-Geotwhnička istraživanja2.00% 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


Mojkovac-Izrada glavnog projekta2.00% 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


Mojkovac-Izvođenje radova2.00% - 20 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

56 IPD005 Ispitna oprema - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka uređaja za lociranje greške na dalekovodima 12.50% 21 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Baterijska pumpa za prese 12.50% 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka multianalizatora SF6 gasa 12.50% 18 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Portabl analizator gasova kvara 12.50% 18 42 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

57 IPD006 Nabavka inventara - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

4 Nabavka namještaja za potrebe Službe Održavanja 1.25% 10 10 10 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka kancelarijskih stolica 1.25% 4 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Nabavka kancelarijskog inventara za TS (klima uređaji,

stolovi i stolice, ormari za dokumentaciju, TV

prijemnici, ...)

1.25% 6 5 5 5 5 10 7 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

58 IPD007 Nabavka teretnog vozila za potrebe Službe održavanja 12.50% 25 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

59 IPR076 Ugradnja odvodnika prenapona - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pg1 2.78% 35 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Mojkovac 2.78% 12 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Niksic 2.78% 13 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

>TS Cetinje 2.78% 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja1 2.78% 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 2.78% 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Andrijevica 2.78% 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Virpazar 2.78% 6 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Dg 2.78% 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja2 2.78% 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Tivat 2.78% 4 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

60 IPR074 Adaptacija kancelarija u poslovnoj zgradi CGES 10.00% 36 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

61 IPD008Izrada glavnog projekta o označavanju dalekovoda i

označavane istih - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 400 kV Podgorica - Ribarevine 2.00% 2 7 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 220 kV Podgorica1 - Mojkovac 2.00% 2 7 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 220 kV Mojkovac - Pljevlja 2.00% 1 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 110 kV Pljevlja - Žabljak 2.00% 4 17 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 110 kV Podgorica2 - Virpazar 2.00% 2 7 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 110 kV Podgorica2 - Budva 2.00% 1 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 110 kV Podgorica - Cetnje 2.00% 1 3 0 0 0 0 0 0 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 110 kV Tivat – Herceg Novi 2.00% 1 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DV 110 kV Bar - Budva 2.00% 1 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

62 IPR075 Izgradnja stražarskih kućica u trafostanicama - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Pljevlja 1.25% 4 4 0 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Mojkovac 1.25% 4 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Nk 1.25% 4 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

TS Berane 1.25% 4 4 0 0 0 0 3 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

63 IPD009Mikroprocesorska multifunkcionalna centralna jedinica

sabirničke zaštite10.00% 37 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Ukupno 26,233 19,108 27,038 23,891 14,981 3,367 3,379 3,365 3,348 2,726 2,597 2,556 2,457 2,336 2,325 2,354 2,309 2,276 2,246 2,229 2,241 2,244 2,159 1,552 1,538 1,498 732 213 209 209 209 209 209 209 209 209 199 189 188 188 188 188 188 188 192 193 193 191 186 186 186 186 186 74 43 43 28 - - - - - - - -

PODJELA PO RAE KATEGORIJAMA2018

podprojekat

2019

podprojekat

2020

podprojekat

2021

podprojekat

2022

podprojekat2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 2061 2062 2063 2064 2065 2066 2067 2068 2069 2070 2071 2072 2073 2074 2075 2076 2077 2078 2079 2080 2081 2082 2083 2084 2085 2086 2087 2088 2089 2090 2091 2092 2093 2094 2095 2096 2097 2098 2099 2100 2101 2102 2103 2104 2105 2106 2107 2108 2109 2110

Zemljiste 163 - 500 1,155 525 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Zgrade 1,650 1,039 2,659 2,253 1,277 238 250 233 233 241 266 280 268 317 305 334 290 257 226 210 221 224 220 209 209 209 209 213 209 209 209 209 209 209 209 209 199 189 188 188 188 188 188 188 192 193 193 191 186 186 186 186 186 74 43 43 28 - - - - - - - -

Dalekovodi 16,144 11,294 13,147 12,996 8,367 2,020 2,020 2,020 2,020 2,020 2,020 2,021 2,020 2,020 2,020 2,020 2,020 2,020 2,020 2,020 2,020 2,020 1,940 1,344 1,329 1,289 523 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Trafostanice 6,958 4,362 9,539 6,935 4,646 1,109 1,109 1,113 1,096 465 311 255 169 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Documents

P O Z I V - regagen.co.meregagen.co.me/cms/public/image/uploads/Javni_poziv... · je dužan da izradi desetogodišnji plan razvoja prenosnog sistema (prema Članu 41 Zakona). Taj