Ranko VukoviÄ, FC Distribucija, EPCG

STUDIJA O PRIKLJUČIVANJU I RADU 

DISTRIBUIRANIH IZVORA ENERGIJE U 

ELEKTROENERGETSKOM SISTEMU CRNE GORE 

Izvoñač radova: 

ELEKTROINŠTITUT MILAN VIDMAR 

Inštitut za elektrogospodarstvo in elektroindustrijo 

SI-1000 Ljubljana, Hajdrihova 2, Slovenia 

Ugovarač: 

The United Nations Development Programme (UNDP) 

UNDP Podgorica 

ME-81000 Podgorica, Sv. Petra Cetinjskog 1A, Montenegro 

Ljubljana, avgust 2012 

SADRŽAJ 

1. REGULATORNI STATUS U CRNOJ GORI U VEZI S PRIKLJUČIVANJEM I 

RADOM DISTRIBUIRANIH IZVORA ENERGIJE U ELEKTROENERGETSKOJ 

MREŽI I TEORIJSKE OSNOVE ZA IZRADU NOVIH PRAVILA 

2. ANALIZA SITUACIJE I VERIFIKACIJA RAZVOJNIH PLANOVA ZA 

PRENOSNU ELEKTROENERGETSKU MREŽU 

3. METODOLOGIJA ZA ELABORACIJU DISTRIBUIRANIH IZVORA U CRNOJ 

GORI 

4. TEHNIČKA PREPORUKA ZA PRIKLJUČENJE DISTRIBUIRANIH IZVORA U 

CRNOJ GORI 

5. MREŽNE ANALIZE PRIKLJUČIVANJA DISTRIBUIRANIH IZVORA NA 

DISTRIBUTIVNU MREŽU 

6. IZRADA I ANALIZE MREŽE U PSS®SINCALU

REGULATORNI STATUS U CRNOJ GORI U VEZI S 

PRIKLJUČIVANJEM I RADOM DISTRIBUIRANIH IZVORA 

ENERGIJE U ELEKTROENERGETSKOJ MREŽI I TEORIJSKE 

OSNOVE ZA IZRADU NOVIH PRAVILA 

• Zakoni 

Zakon o energetici 

• Pravilnici 

- Pravilnik o tehničkim uslovima za priključenje malih elektrana na 

elektrodistributivnu mrežu 

- Privremeni distributivni kodeks 

• Preporuke 

Tehnička preporuka broj 16 (TP-16) 

Tehnička preporuka br. 16: Osnovni tehnički zahtjevi za priključenje malih 

elektrana na mrežu elektrodistribucije Srbije 

• Standardi 

Spisak standarda, koji su neophodni kod definisanja zahtjeva za priključenje 

malih elektrana u distribucijsku mrežu i njihov status u Crnoj Gori 

ANALIZA SITUACIJE I VERIFIKACIJA RAZVOJNIH PLANOVA ZA 

PRENOSNU ELEKTROENERGETSKU MREŽU 

Rezime razvojnih planova urañen je na osnovu ovih dokumenata: 

•Strategija razvoja energetike Republike Crne Gore do 2025, Stručne osnove, 

Knjiga D - Plan razvoja elektroenergetskoga sistema Republike Crne Gore (Master 

plan), Ljubljana 2006. godine 

•Planovi investicija u 35 kV mreži EPCG, FC Distribucija, za period 2012–2016. 

godine. Interno gradivo, 2010. godine 

•Plan CGES Prenos za pet godina, 2011–2016, interno gradivo, 2010. godine 

•Energetski bilans Crne Gore za 2011. godinu, Podgorica, decembar 2010. godine .

METODOLOGIJA ZA ELABORACIJU DISTRIBUIRANIH IZVORA U 

CRNOJ GORI 

Cjelokupan metodološki proces sastoji se od četiri sklopa: 

•priprema modela mreže (dijagram) 

•odreñenje parametara na mjestu priključenja proizvodne jedinice (dijagram) 

•analiza tehničkih mogućnosti priključenja distribuiranih proizvodnih jedinica 

(diagram) 

•ekonomska analiza (dijagram). 


CRNOJ GORI 

Priprema referentnoga modela mreže


CRNOJ GORI 

Shematski prikaz – postupak analize tehničkih mogućnosti priključenja 

distibuiranih izvora 

Analiziramo ova stanja (2.2): 

maksimalna potrošnja iz distributivne mreže, minimalna 

proizvodnja distribuiranih izvora 

minimalna potrošnja iz distributivne mreže, maksimalna 

proizvodnja distribuiranih izvora. 

TEHNIČKA PREPORUKA ZA PRIKLJUČENJE DISTRIBUIRANIH IZVORA 

U CRNOJ GORI 

Ova preporuka se odnosi na osnovne tehničke zahteve za priključenje 

malih elektrana snage do 10 MW na DS nazivnog napona 0,4 kV (1 kV, 

NN mreža), 10 kV, 20 kV ili 35 kV. 

Ova preporuka ima cilj da: 

• utvrdi osnovne kriterijume za ocenu mogućnosti priključenja ME, s 

obzirom na karakteristike DS i vrstu, snagu i način rada ME; 

• utvrdi standardne načine priključenja; 

• odredi način i mesto merenja električne energije i snage; 

• izvrši izbor vrste i karakteristika zaštitnih ureñaja i rasklopnih aparata; 

• utvrdi način kompenzacije reaktivne snage u ME; 

• utvrdi postupak i redosled aktivnosti od prijavljivanja do priključenja 

ME na DS, sa neophodnom dokumentacijom i obrascima; 

• utvrdi način i uslove za puštanje u rad ME i paralelan rad sa DS; 

• utvrdi način voñenja pogona ME.


U CRNOJ GORI 

Za priključenje i bezbedan paralelan rad ME sa DS, ME mora da zadovolji 

sledeće kriterijume: 

• dozvoljenog odstupanja (promene, variacije) napona, 

• snage kratkog spoja, 

• flikera, 

• dozvoljenih struja viših harmonika, 

• dozvoljenog napona viših harmonika, 

• bezbedne sinhronizacije, 

• maksimalno dozvoljenog injektiranja jednosmerne struje, 

• naponske nesimetrije, 

• reaktivne snage ME. 


U CRNOJ GORI 

Najveće dozvoljeno odstupanje (promena, variacija) napona (∆um) na 

mestu priključenja na DS, u odnosu na vrednosti nazivnih napona, u 

prelaznom režimu, pri uključenju na DS ili isključenju generatora iznosi: 

Maksimalna odstupanje (promena) 

napona 

Maksimalna učestanost odstupanje 

(promena) napona: jednom u 

Niski napon 3 % 5 min. 

Srednji napon 2 % 3 min. 

Dozvoljeno odstupanje (promena) napona (∆um) mogu biti procenjene preko sledeće 

formule:


U CRNOJ GORI 

ME ukupne instalisane snage svih generatora Sme, = Σ Sng može da se u 

pogledu variacija napona (flikera) priključi na DS bez štetnog delovanja, 

ako ispunjava uslov: 


U CRNOJ GORI 

Kriterijum flikera se ocenjuje pomoću faktora smetnji (Afs) ME, 

izazvanih flikerom dugog trajanja (preko dva sata) i prvenstveno ima 

značaj kod elektrana na vetar i solarnih elektrana. 

ME sa n generatora ukupne instalisane snage: Smel = Σ Sng može da se 

priključi na DS ako je ispunjen uslov


U CRNOJ GORI 

Kriterijum dozvoljenih struja viših harmonika 

se proverava pomoću izraza: 


U CRNOJ GORI 

Kriterijum dozvoljenih vrednosti napona viših 

harmonika se proverava prema tabeli: 

Redni broj višeg harmonika 

[ v ] 

Dozvoljenih vrednosti napona viših 

harmonika za 10,20 i 35 kV mrežu (%) 

5 0,5 

7 1 

11 1 

13 0,85 

17 0,65 

19 0,6 

23 0,5 

25 0,4 

25 < v < 40* 0,4 

v = paran 0,1 

µ < 40 0,1 

v,µ > 40** 0,3


U CRNOJ GORI 

Ako se zbog priključenja ME poveća snaga (struja) trofaznog kratkog spoja 

iznad vrednosti za koju je dimenzionisana oprema u DS, treba da se primeni 

jedna ili više sledećih mera: 

•ograničenje struja kratkog spoja u ME; 

•zamena rasklopnih aparata i/ili druge opreme koja ne ispunjava zahteve s 

obzirom na snage (struje) kratkog spoja; 

•promena mesta priključenja na DS, promena parametara priključnog voda itd. 

ME instalisane snage do 1 MVA ne mogu da znatnije povećaju snagu kratkog 

spoja u DS, pa je provera kriterijuma snage kratkog spoja obavezna samo ako 

snaga ME prelazi 1 MVA. 


U CRNOJ GORI 

Opseg dozvoljenih vrednosti napona u stacionarnom režimu na mestu 

priključenja dat je u tabeli: 

Nazivni 

napon 

mreže 

(kV) 

Minimalni 

napon 

u normalnom 

pogonu 

(kV) 

Minimalni 

napon 

u poremećenom pogonu 

(kV) 

35 31,5 31,5 38 

20 19 18 21,4 

Maksimalni 

napon 

u normalnom pogonu 

(kV) 

10 9,5 9 10,7


U CRNOJ GORI 

Za priključenje sinhronog generatora na DS, potreban je ureñaj koji treba da 

zadovolji sledeće uslove sinhronizacije: 

Ukupna snaga 

generatora 

(kVA) 

razlika 

frekvencija 

(∆f, Hz) 

razlika napona 

(∆V, %) 

razlika faznog 

ugla 

(∆φ, °) 

0-500 0,3 10 20 

500-1500 0,2 5 15 

>1500 0,1 3 10 


U CRNOJ GORI 

Kod ME koje se priključuju na DS preko invertora jednosmerna komponenta 

injektirane struje u distributivnu mrežu ne sme biti veća od 0,5 % od 

naznačene struje invertora (12). Za NN mrežu dodatni uslov je da 

jednosmjerna komponenta injektiranja u distributivnu mrežu ne smije biti veća 

od 1000 mA (12 i 13) .

VE 

Pmax 

(MW) 

cosϕn generator najbliža TS 10 kV 

source not found. 


U CRNOJ GORI 

U pogledu naponske nesimetrije u NN mreži, ME se može priključiti jednofazno 

(L1-N) na niskonaponsku mrežu s maksimalnom snagom do 3,7 kW . Ako se ME 

priključuje dvofazno (L1-N i L2-N) na niskonaponsku mrežu, maksimalna snaga 

po fazi smije iznositi najviše 3,7 kW, što znači ukupno najviše 7,4 kW. ME snage 

veće od 7,4 kW na NN mrežu DS uvjek se priključuju trofazno. Ako je 

dozvoljena snaga ME veća od 11 kW, nesimetrija snage u bilo koje vrijeme 

izmeñu bilo kojih dviju faza ne smije biti veća od 4,6 kW. Projektantu se 

savjetuje da kod projektovanja daje prednost varijantama s manjim brojem 

većih trofaznih jedinica pred većim brojem manjih, po mogućnosti jednofaznih 

jedinica. To je problem naročito kod fotovoltaičnih ME s invertorima. Veće 

trofazne jedinice, naime, lakše održavaju kvalitet napona u granicama 

propisanim ovom Preporukom. 

Analize priključivanja distribuiranih izvora na 

distributivnu mrežu 

Rijeka 

Porječje 

Instalirana 

snaga [MW] 

Općina 

Bistrica Lim 17 Bijelo Polje 

FVE Pmax (MW) cos n generator najbliža TS 10 kV 

Čevo 1,2 1 invertorski TS Donji kraj 

Šekularska Lim 5 Berane 

Trepačka rijeka Lim 8,3 Berane 

Kraštica Lim 0,8 Berane 

Zlorečica Lim 1,6 Andrijevica 

Murinska rijeka Lim 2,4 Plav 

Velička rijeka Lim 0,3 Plav 

Komaraća Lim 4 Plav 

Babinopoljska Lim 9,5 Plav 

ðurička rijeka Lim 1,4 Plav 

Grlja Lim 3 Plav 

Bukovica Komarnica 3,2 Šavnik 

Bijela Komarnica 1,4 Šavnik 

Tušina Komarnica 6 Šavnik 

Vrbnica Piva 12 Plužine 

Bukovica Tara 0,2 Kolašin 

Zaslapnica Zeta 1 Nikšić 

Briska 

Gora 

5 0.9 

invertorskiError! Reference 

TS D. Briska 

Gora, 

TS G. Briska 

Gora 

TS Gač

TS Jelovica I 

Vi=10.57kV 

0.421kV 

TS Jelovica II 

Vi=10.57kV 

0.421kV 

TS Kurikuće 

S3Fr=10.4MVA 

Pbeg=0.28 MW 

S/Smax=11% 

Pbeg=0.03 MW 

S/Smax=1% 

TS Glavaca 

Vi=10.48kV 

TS Lubnice II 0.417kV 

TS Lubnice I Pbeg=0.22 MW 

S/Smax=9% 

TS Praćevac 

Vi=10.43kV 

0.406kV 

TS Vuča 

Vi=10.48kV 

0.417kV 

S3Fr=13.7MVA 

TS Jugovine 

Vi=10.28kV 

0.420kV 

TS Crni Vrh 

Vi=10.30kV 

0.421kV 

TS Vinicka II 

TS Vinicka III 

TS Vinicka IV 

TS Vinicka V 

TS Dolac VI 

*Vi=0.402kV 

Vi=10.44kV TS Lužac II 

0.416kV 

TS Lužac IV 

S3Fr=21.2MVA TS Lužac III 

TS Gradina III 

TS Veliñe 

TS Buče I 

Vi=10.34kV 

0.412kV 

TS Buče IV 

Vi=10.29kV 

TS Gradina II 0.421kV 

TS Gradina I 

TS Vinicka I 

TS Dolac III 

TS Beranselo II 

TS Lužac I 

TS Navotina 

Vi=10.28kV 

0.420kV 

TS Dolac V 

Vi=10.28kV 

0.420kV 

TS Jelovica I 

Vi=10.19kV 

0.406kV 

TS Dolac IV 

TS Dolac I 

Vi=10.32kV 

0.401kV 

TS Dolac II 

TS Buče III 

TS Buče II 

10 kV 

20 kV 

35 kV 

110 kV 

kabelski vod 

bez napona 

isklupljen vod 

MHE Jezer št.,Jelov.II, 2,019MW 

Pg=0.000MW 

TS Beranselo I 


Vi=10.19kV 

0.406kV 

n=-3 

Pbeg=1.12 MW 

S/Smax=17% 

n=0 

Vi=10.33kV 

S3Fr=95.1MVA 

TS Kurikuće 

MHE Jelovica I 3,014 MW 

Pg=0.000MW 

S3Fr=10.4MVA 

Pbeg=0.02 MW 

S/Smax=1% 

Pbeg=0.03 MW 

S/Smax=1% 

MHE Kr ivuljski potok 0,286 MW 

Pg=0.000MW 

Pl=1.32MW 

Pl=0.000MW 

TS Glavaca 

Vi=10.21kV 

TS Lubnice II 0.407kV 

TS Lubnice I 

n=-3 

Pbeg=0.08 MW 

S/Smax=3% 

TS Praćevac 

Vi=10.22kV 

0.397kV 

Vi=114.6kV 

S3Fr=1215.1MVA 

S3Fr=303.1MVA 

Vi=36.4kV 

S3Fr=299.3MVA 

Pbeg= 

S/Smax= 

n= 

TS Vuča 

Vi=10.20kV 

0.406kV 

S3Fr=13.7MVA 

MHE Bistrica II 1,168 MW 

Pg=0.000MW 

Pbeg=0.43 MW 

TS Lužac I 

S/Smax=18% 

*Pg=0.000MW 

MHE Bistrica I 2,295 MW Vi=10.12kV 

TS Luž ac II 

0.403kV 

TS Lužac IV 

S3Fr=21.2MVA TS Lužac III 

MHE Konjska rijeka II 0,888 MW 

TS Buče I 

*Pg=0.000MW 

MHE Konjska rijeka I 0.606 MW 

Pg=0.000MW 

TS Buče III 

Vi=10.10kV 

0.402kV 

TS Jugovine 

TS Crni Vrh 

TS Vinicka V 

Pbeg=0.09 MW 

TS Veliñe 

TS 35/10 kV Rudež 


TS 110/35 kV Berane 


Pbeg=0.12 MW TS Dolac V 

S/Smax=5% 

TS Dolac IV 

TS Dolac VI TS Dolac I 

*Vi=0.400kV 

Vi=10.21kV 

0.397kV 

TS Dolac III 

TS Dolac II 

dP=0.415 MW 

Pbeg=0.23 MW 

S/Smax=9% 

LEGENDA 

TS Buče II 

10 kV 

20 kV 

35 kV 

110 kV 

kabelski vod 

bez na pona 

TS Buče IV 

Vi=10.05kV 

Vi=10.05kV 

0.411kV TS Gradina III TS Gradina II 0.411kV 

TS Gradina I 


TS Vinicka I Vi=10.04kV 

Vi=10.03kV 

0.410kV 

0.410kV 

TS Vinicka II 

Pbeg=0.05 MW 

S/Smax=2% 

TS Navotina 

TS Vinicka IV 

Vi=10.03kV 

0.409kV 


TR 1 

Pbeg=4.0 MW 

S/Smax=21% 

n=-3 

Pbeg=2.21 MW 

S/Smax=29% 

n=0 

Vi=10.31kV 

S3Fr=95.1MVA 

TR 1 

Pl=1.32MW 


TR 2 

Pbeg=2.21 MW 

S/Smax=23% 

TR 2 

Pl=0.000MW 

Vi=114.5kV 


Pbeg=4.0 MW 

S/Smax=21% 

n=-3 

Vi=36.3kV 

Vs=36.5 

S3Fr=303.1MVA 

Vi=36.3kV 

S3Fr=299.3MVA 

Pbeg= 

S/Smax= 

n= 

Izrada simulacijskog modela mreže i analize mreže 

RIJEKA BISTRICA (BERANE) 

1. Male hidroelektrarne osnovni podaci 

Rezultati: 

Naziv 

Pmax 

[MW] 

Najbliža TS 

mMHE Jezerštica 1,151 TS Jelovica II 

mMHE Jelovica I 3,014 TS Lubnice II 

mMHE Jelovica II 0,795 TS Jelovica II 

mMHE Krivuljski 

0,286 TS Lubnice II 

potok 

mMHE Bistrica I 2,295 TS Lužac IV 

mMHE Bistrica II 1,168 TS Praćevac 

mMHE Konjska 

0,606 TS Lužac IV 

rijeka I 

mMHE Konjska 

0,888 TS Lužac IV 

rijeka II 

RIJEKA BISTRICA 

12_Lubnice 

11_ Dolac 

P beg=0.72 MW 

S /S max=19% 

Pbeg=0.17 MW 

S/Smax=7% 

TREPAČKA RIJEKA 

Iznos Bisrtrica 10,203 Kruta mreža: 110 kV sabirnice TS Berane 

M in. model tangirane mreže: - TS Berane 110/35 kV 

- TS Rudež 35/ 10 kV 

- izvod 10 kV: Dolac 

2. Polazišta 

Sl. 1: Opterećenja u 10 kV mreži i naponi na NN sabirnicama TP – minimalna opterećenja 2011.u planiranoj mreži. 

Max gubici: 1,689 MW Godišnji gubici: 4532,7 MWh 

Potrebna pojačanja mreže prije priključenjate ostali rezultati: 

- Oslobañanje izvoda Dolac s novim izvodima Lubnice od TS Rudež 35/ 10 kV 

- Veza izvoda Dolac (TS Rudež) i izvoda Trešnjevo (TS Andrijevica) 

2.a Relevantni podaci o opterećenjima 

TS, izvodi 2011 2015 

S min [MVA] S max [MVA] S min [MVA] 

Dolac 0,74 2,46 0,85 

Lubnice 0,18 0,59 0,21 

TS 35/ 10 kV Rudež 2,37 7,9 2,55 

TS 110/ 35 kV 

Berane 

8,1 27 8,71 

2.b Relevantni podaci o predviñenome razvoju distributivne mreže 

- na području nije predviñeno pojačanje postojeće mreže 

Mogućnost pouzdanoga priključenja na postoječu 

mrežu 

Rezultati: 

LEGENDA 

MHE Jezeršt.,Jelov.II, 2,019MW 

Pg=0.300MW 

Vi=10.58kV 


Pg=0.000MW 

MHE Krivuljski potok 0,286 MW 

Pg=0.000MW 


Pg=0.000MW 

Pbeg=0.17 MW 

S/Smax=7% 



dP=0.410 MW 



*Pg=0.000MW 

*Pg=0.000MW 

MHE Bistrica I 2,295 MW 


Pg=0.800MW 

Vi=10.49kV 

Pbeg=0.23 MW 

S/Smax=9% 

Pbeg=0.36 MW 

S/Smax=15% 

Pbeg=3.5 MW 

S/Smax=19% 

TR 1 

TR 1 

TR 2 

Pbeg=1.12 MW 

S/Smax=13% 

TR 2 

Pbeg=3.5 MW 

S/Smax=19% 

Vi=36.4kV 

Vs=36.5 

Pbeg=0.05 MW 

S/Smax=2% 


Pbeg=0.08 MW 

S/Smax=6% 

12_Lubnice 

11_ Dolac 

Pbeg=0.12 MW 

S/Smax=5% 


Sl. 1: PriključenjemMHEnaobližnju 10 kV mrežu, minimalna opterećenja, 2011. 

M ax pouzdana evakuacija snagaizmM HE: 

1,1 M W 

Bilješke: 

- max 0,3 MW na području Jelovice, Jezerštice i Krivuljskoga potoka 

- max 0,8 MW na području Bistrice i Konjske rijeke 

- u priključenja s punom snagom naponi u NN mreži krećuse preko kriterijuma 0,420 kV (iznad 

0,5 kV), značajna preopterećenja 10 kV vodova

TS Jelovica I 


TS Kurikuće 

Pbeg=0.22 MW 

S/Smax=9% 

Pbeg=0.08 MW 

S/Smax=4% 

TS Lubnice II 

TS Lubnice I 

TS Glavaca 

TS Praćevac 

TS Vuča 

Pbeg=8.06 MW 

S/Smax=51% 

n=-1 

TS Jugovine 

Pbeg=7.93 MW 

S/Smax=45% 

DV 35 kV Rudež-Lubnice, AlFe95/15, 9km 

TS Crni Vrh 

TS Vinicka II 


TS Vinicka IV 

TS Vinicka V 

TS Lužac IV 

TS Gradina III 

TS Veliñe 

TS Dolac V 

Pbeg=0.05 MW 

S/Smax=2% 

TS Dolac VI 

Pbeg=0.02 MW 

S/Smax=13% 

TS Lužac I 

Pbeg=0.78 MWTS Buče II 

S/Smax=33% 

TS Gradina I 

TS Vinicka I 

TS Dolac III 

TS Lužac II 

TS Lužac III 

TS Buče I 

TS Gradina II 

Pbeg=0.17 MW 

S/Smax=7% 

TS Navotina 

1 


TS Buče IV 

TS Buče III 

2 

TS Dolac IV 

TS Dolac I 

TS Dolac II 

10 kV 

20 kV 

35 kV 

110 kV 

kabelski vod 

bez na pona 



3 

Pbeg=8.5 MW 

S/Smax=50% 

n=0 

S3Fr=303.1MVA 

DV 35 kV Rudež-Lubnice, AlFe95/15, 9km 

Pbeg=7.93 MW 

S/Smax=45% 

Pbeg=5.64 MW 

S/Smax=78% 

n=0 

Vi=10.35kV 

S3Fr=95.0MVA 

4 

Pl=4.38MW 

5 

Pl=0.000MW 

Vi=114.0kV 


Pbeg=8.5 MW 

S/Smax=50% 

n=0 

Pbeg=2.30 MW 

S/Smax=40% 

6 

Vi=37.0kV 

S3Fr=299.3MVA 

Pbeg= 

S/Smax= 

n= 

Max gubici: 1,578 MW Godišnji gubici: 4234,8 M Wh 

VARIJANTA A: nova TS 35/10 kV Lubnice 

0.413kV 

Vi=10.51kV 

0.415kV 

MHE Jezeršt.,Jelov.II, 2,019MW 

Pg=2.02MW 

Vi=11.02kV 

Vi=10.52kV 

0.415kV 

0.414kV 


Pg=3.01MW 

Vi=10.76kV 

S3Fr=47.4MVA 

Vi=10.49kV 

0.404kV 

0.404kV 

MHE Krivuljski potok 0,286 MW 

Pg=0.286MW Vi=10.54kV 

0.413kV 

TS 35/10 kV Lubnice 

Vi=10.47kV 

0.403kV 

S3Fr=44.5MVA 


Vi=37.6kV 

TR 1 

Vi=10.49kV 


Pg=0.888MW 

Vi=10.32kV 

uključenje HE Jelovica I,II, HE Jeze 

Pbeg=4.98 MW 

S/Smax=82% 


Pg=1.17MW 

uključenje HE Bistrica I,II, AFe70/12, 5km 

Pbeg=3.41 MW 

S/Smax=84% 

nov izvod Jelovica 

Vi=10.45kV 

0.403kV 

Pg=2.30MW Vi=11.05kV 

MHE Bistrica I 2,295 MW 

0.404kV 

S3Fr=158.8MVA 

S3Fr=100.0MVA 

Pbeg=0.08 MW 

S/Smax=3% 

0.401kV 

Vi=10.16kV 

0.391kV 

S3Fr=24.7MVA 

*Vi=0.392kV 

Vi=10.10kV 

0.399kV 


Pg=0.606MW 

0.399kV 

0.399kV 

Vi=10.07kV 

0.398kV 

Vi=9.83kV 

0.396kV 

0.401kV 

Vi=9.87kV 

0.399kV 

LEGENDA 

0.399kV 

Vi=10.16kV 

0.392kV 



Vi=37.0kV 

Vs=37.2 

TR 1 

TR 1 

TR 2 

TR 2 

11_ Dolac 

Pbeg=1.22 MW 

S/Smax=38% 

Pbeg= 

S/Smax= 

12_Lubnice 

4.b VARIJANTA A: nova TS 35/ 10 kV Lubnice 

Potrebna pojačanja: 

Priključenje mMHE na Jelovici, Jezerštici, Krivuljskom potoku, Bistrici u TS 

Lubnice: 

- nova TS 35/10 kV Lubnice, 1x16 MVA, tri izvodne 10 kV ćelje, 

jednaizvodnaćelja 35 kV, dvije transformatorskećelje (35 kV i 10 kV) 

- napojni vod 35 kV od TS Rudež (vodič AlFe95/15 mm 2 , dužine 12 km) 

- priključenjemMHE na Jelovici i Jezerštici na novi izvod od TS Lubnice 

(prvi dio kabal Al 150 mm 2 , 2 km, drugi dio rekonstrukcija 

jednosistemskoga voda u dvosistemski vod AlFe70/ 12 mm 2 , 3,5 km) 

- priključenjemMHE na Bistrici na novi izvod od TS Lubnice (drugi 

sistem na DV 35 kV Rudež – Lubnice, vodič AlFe70/ 12 mm 2 , 5 km) 

TS 110/35 kV Berane - priključenje mMHE Krivuljski potok na postojeću mrežu (izvod za 


napajanje potrošača u TS Lubnice) 

Priključenje mMHEna izvod Dolac na Konjskoj rijeci: 

- priključenje na izvod Dolac s nadzemnim vodom AlFe70/12 mm 2 , l= 4 

km 

- rekonstrukcija izvoda Dolac na glavnom vodu izmeñu Dolca i Bučama 

u nadzemni vod AlFe70/12 mm 2 , l= 3,2 km 

Procjena investicije u 

EUR 

∑1.775.000 

500.000 

700.000 

310.000 

40.000 

5.000 

155.000 

Pogonske prilike nakonpriključenjamMHE u mrežu – max potrošnja, max proizvodnja mMHE 

Opterećenje i naponi u mreži: Max gubici: Godišnji gubici: 

- unutar gran. krit. (min 0,396 kV, max 0,415 

kV) 

1,732 M W 4648,1 M Wh 

65.000 


Sl. 9: Rezultati analize energetskih prilika – VARIJANTA A, max opterećenja i max proizvodnja mMHE, 2011. 

Rezultati: 

5. UPOREðIVANJE REZULTATA 

Stanje 

Prije 

priključ. 

PmMHE 

(MW) 

Umin 

[kV] 

Umax 

[kV] 

Pgub 

[MW] 

∆Pgub 

[MW] 

Wgub 

[MWh] 

∆wgub Procjena investicije 

[MWh] [EUR] 

0 0,381 0,411 1,689 - 4532,7 - - 

Priključ. na 

posto. 1,1 0,394 0,421 1,578 -0,111 4234,8 -297,9 - 

mrežu 

VARIJANTA 

10,203 0,396 0,423 1,732 + 0,043 4648,1 + 115,4 1.775.000 

A 

1 Iznos snage svih analiziranih MHEmHE (prije priključenja iznos je 0 MW). 

2 Min napon u NN mreži (Izračunavaju se na cijelom modelu mreže, pojavljaju se u stanjima s visokim 

opterećenjima na kraju dugačkih izvoda. Izmeñu svih analiziranih TS prikazan je napon one TS koja najviše 

odstupa od nazivnog napona). 

3 Max napon u NN mreži (Izračunavaju se na cijelom modelu mreže, pojavljuju se u stanjima s niskim 

opterećenjima u blizini napojnih TS 35/10 kV ili distribuiranih izvora. Izmeñu svih analiziranih TS prikazan je napon 

one TS koja najvišje odstupa od nazivnog napona). 

4 Max gubci za stanja s maksimalnim opterećenjem (izračunavaju se u cijelome modelu mreže). 

5 Relativna komparacija s gubicima u stanju prije prikljućenjaMHEmHE na mrežu. 

6 Procjena godišnjih gubitaka Wgub na osnovu max gubitka Pgub po jednačini: 

, Tpog su pogonski satovi distrib. mreže (Tpog = 4500 sati)

10 kV 

UKUPNA DUŽINA, BROJ 

PROCJENA 

INVESTICIJE (€) 

vodi 109 km 5.120.000 

raskl. stanice 2 510.000 

zajedno 10 kV 5.630.000 

35 kV 

vodi 116 km 12.050.000 

TS 35/10 kV 3 1.450.000 

novi TR 35/10 kV 3 195.000 

zajedno 35 kV 13.695.000 

UKUPNI TROŠKOVI PRIKLJUČENJA 87,1 M W M HE NA 

DISTRIBUTIVNU M REŽU 

19.325.000

Ranko VukoviÄ, FC Distribucija, EPCG

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?

Ranko VukoviÄ, FC Distribucija, EPCG