STRUČNE OSNOVE Knjiga D PLAN RAZVOJA ... - Vlada Crne Gore

STRATEGIJA RAZVOJA ENERGETIKE
REPUBLIKE CRNE GORE DO 2025. GODINE
STRUČNE OSNOVE
Knjiga D
PLAN RAZVOJA ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA
REPUBLIKE CRNE GORE
(Master plan)
ENERGETSKI INSTITUT HRVOJE POŽAR
INSTITUT ZA ISTRAŽIVANJA U ENERGETICI, EKOLOGIJI I TEHNOLOGIJI
__________________________________________________________________________________________________________
LJUBLJANA Jul 2006

STRATEGIJA RAZVOJA ENERGETIKE
REPUBLIKE CRNE GORE DO 2025. GODINE
STRUČNE OSNOVE
Knjiga D
PLAN RAZVOJA ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA
REPUBLIKE CRNE GORE
(Master plan)
ODGOVORNI VOĐA PROJEKTA
MR.SC. DJANI BREČEVIČ UNIV. DIPL.INŽ.
AUTORI
MARKO AUNEDI DIPL.INŽ.
MR.SC. DAVOR BAJS DIPL.INŽ.
TOMISLAV BARIČEVIĆ DIPL.INŽ.
DR.SC. HUBERT BAŠIĆ DIPL.INŽ.
DANICA MALJKOVIĆ DIPL.INŽ.
KARMEN STUPIN DIPL.PRAV.
MR.SC. MARIO TOT DIPL.INŽ.
DR.SC. MLADEN ZELJKO DIPL.INŽ.
LJUBLJANA, Jul 2006
____________________________________________________________________________________________________________________
II/524

___________________________________________________________________________________________________ SADRŽAJ
Projekat:: STRATEGIJA RAZVOJA ENERGETIKE REPUBLIKE
CRNE GORE DO 2025. GODINE SA STRUČNIM
OSNOVAMA
Naručilac: MINISTARSTVO EKONOMIJE REPUBLIKE CRNE GORE
Oznaka projekta: 18-STECG-05
Rimski trg 46, 81000 Podgorica
Glavni izvođač: I R E E T, Inštitut za raziskave v energetiki, ekologiji in
Odgovorni vođa
projekta:
Stručni saradnici:
Datum izrade: 5. jul 2006.
© IREET, d.o.o.
Za reprodukciju cijele, ili dijela ove publikacije,
sve zahtjeve naslovite na izvođača ili
naručioca studije!
tehnologiji, d.o.o. Mencingerjeva 7, 1000 Ljubljana
mag. ekon., mag. el. Djani Brečevič, univ. dipl. inž.
Marko Aunedi dipl.inž
Mr.sc. Davor Bajs dipl.inž.
Tomislav Baričević dipl.inž.
Dr.sc. Hubert Bašić dipl.inž.
Danica Maljković dipl.inž.
Karmen Stupin dipl.prav.
Mr.sc. Mario Tot dipl.inž.
Dr.sc. Mladen Zeljko dipl.inž.
Mag. Damir Pešut,univ.dipl.inž.
Dr. Branko Vuk, univ.dipl.inž.
Robert Bošnjak, univ.dipl.inž.
Mag. Davor Matić, univ.dipl.inž.
Mag. Polona Lajevec, univ.dipl.ekon.
Mag. Alenka Zapušek, univ.dipl.inž.
Andrej Bučar, univ. dipl. inž. el.
Dušan Jug, univ.dipl.kem.
Taja Cvetko, univ.dipl.ekon.
Direktor
mag. ekon., mag. el. Djani Brečevič, univ. dipl. inž.
____________________________________________________________________________________________________________________
III/524

SADRŽAJ
SADRŽAJ..................................................................................................... IV
POPIS SLIKA ............................................................................................... IX
POPIS TABELA ......................................................................................... XIII
POPIS KRATICA........................................................................................XIX
UVODNE NAPOMENE ................................................................................ 23
1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI I MOGUĆNOST
NJEGOVE ENERGETSKE VALORIZACIJE ................................... 25
1.1 UVOD.................................................................................................25
1.2 TEORETSKI POTENCIJAL ......................................................................25
1.3 TEHNIČKI ISKORISTIVI POTENCIJAL .......................................................26
1.3.1 TEHNIČKI ISKORISTIVI POTENCIJAL GLAVNIH RIJEČNIH TOKOVA ....................................26
1.3.2 TEHNIČKI ISKORISTIVI POTENCIJAL U MALIM HIDROELEKTRANAMA ................................28
1.4 TEHNIČKI ISKORISTIVI POTENCIJAL IZVAN GRANICA CRNE GORE .............29
1.5 PLANIRANE HIDROELEKTRANE .............................................................31
1.6 ZAKLJUČNA RAZMATRANJA .................................................................36
2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA
ELEKTRIČNU ENERGIJU............................................................... 37
2.1 POSTOJEĆI PROIZVODNI KAPACITETI.....................................................39
2.1.1 HIDROELEKTRANE ..................................................................................................40
2.1.1.1 HE PERUĆICA........................................................................................................40
2.1.1.2 HE PIVA................................................................................................................42
2.1.1.3 MALE HIDROELEKTRANE..........................................................................................44
2.1.2 TERMOELEKTRANA PLJEVLJA ..................................................................................45
2.2 ELEKTRANE – KANDIDATI ZA IZGRADNJU...............................................48
2.2.1 REVITALIZACIJA POSTOJEĆIH ELEKTRANA .................................................................48
2.2.1.1 HE PERUĆICA........................................................................................................49
2.2.1.2 TE PLJEVLJA .........................................................................................................49
2.2.2 IZGRADNJA NOVIH VELIKIH HIDROELEKTRANA ............................................................52
2.2.2.1 HIDROELEKTRANE NA MORAČI.................................................................................53
2.2.2.2 HE KOŠTANICA......................................................................................................54
2.2.2.3 HES BUK BIJELA ...................................................................................................56
2.2.2.4 HE KOMARNICA .....................................................................................................57
2.2.2.5 HE LJUTICA I HE TEPCA .........................................................................................58
2.2.2.6 HIDROELEKTRANE NA LIMU .....................................................................................59
2.2.2.7 HIDROELEKTRANE NA ĆEHOTINI...............................................................................62
2.2.3 IZGRADNJA NOVIH TERMOELEKTRANA .......................................................................63
2.2.3.1 TE PLJEVLJA 2 ......................................................................................................63
2.2.3.2 TE BERANE ...........................................................................................................66
2.2.4 UVOZ ELEKTRIČNE ENERGIJE...................................................................................67
2.2.5 IDENTIFIKOVANE ELEKTRANE KOJE KORISTE OBNOVLJIVE IZVORE ENERGIJE..................68
2.2.5.1 IZGRADNJA NOVIH MALIH HIDROELEKTRANA...............................................................68
2.2.5.2 KORIŠĆENJE ENERGIJE VJETRA................................................................................69
____________________________________________________________________________________________________________________
IV/524

___________________________________________________________________________________________________ SADRŽAJ
2.2.5.3 PROIZVODNJA ENERGIJE IZ OTPADA .........................................................................70
2.2.5.4 KORIŠĆENJE SUNČEVOG ZRAČENJA..........................................................................71
2.2.5.5 PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE IZ BIOMASE......................................................71
2.2.6 ELEKTRANE NA KOJIMA ĆE BITI PRIMIJENJENE BUDUĆE NOVE TEHNOLOGIJE..................72
2.3 GORIVA ZA TERMOELEKTRANE .............................................................73
2.3.1 UGALJ...................................................................................................................73
2.3.2 PRIRODNI GAS .......................................................................................................74
2.3.3 LOŽ ULJE...............................................................................................................76
2.3.4 PREDVIĐENO KRETANJE CIJENA GORIVA U BUDUĆNOSTI .............................................76
2.3.4.1 CIJENA UGLJA ZA TE PLJEVLJA................................................................................76
2.3.4.2 CIJENA UGLJA ZA POTENCIJALNU TE BERANE ...........................................................77
2.4 POTENCIJAL OBNOVLJIVIH IZVORA ENERGIJE ZA PROIZVODNJU ELEKTRIČNE
ENERGIJE .......................................................................................................78
2.4.1 ELEKTRANE NA VJETAR...........................................................................................78
2.4.2 MALE HIDROELEKTRANE..........................................................................................80
2.4.3 ELEKTRANE NA BIOMASU.........................................................................................81
2.4.4 ELEKTRANE KOJE KORISTE SOLARNU ENERGIJU.........................................................83
2.5 POLAZNE PRETPOSTAVKE ZA PRORAČUN DINAMIKE IZGRADNJE ELEKTRANA86
2.5.1 RAZVOJ TRŽIŠTA ELEKTRIČNE ENERGIJE U REGIJI ......................................................86
2.5.2 POTREBNA REZERVA U EES-U I SIGURNOST SNABDIJEVANJA ......................................88
2.5.3 TROŠAK NEISPORUČENE ELEKTRIČNE ENERGIJE ........................................................89
2.5.4 DISKONTNA STOPA .................................................................................................90
2.5.5 ULAZNE CIJENE PRIRODNOG GASA I UGLJA................................................................91
2.6 POTREBNA DINAMIKA IZGRADNJE ELEKTRANA .......................................92
2.6.1 TEORETSKI SCENARIJI RAZVOJA...............................................................................92
2.6.2 STRUKTURA, DINAMIKA I TROŠAK IZGRADNJE ELEKTRANA PO SCENARIJIMA ...................94
2.6.2.1 SCENARIJ S-0........................................................................................................94
2.6.2.2 SCENARIJ S-1........................................................................................................97
2.6.2.3 SCENARIJ S-1-1 ....................................................................................................98
2.6.2.4 SCENARIJ S-1-2 ..................................................................................................100
2.6.2.5 SCENARIJ S-1-3 ..................................................................................................102
2.6.2.6 SCENARIJ S-2......................................................................................................103
2.6.2.7 SCENARIJ S-2-1 ..................................................................................................106
2.6.2.8 SCENARIJ S-2-2 ..................................................................................................107
2.6.3 REALISTIČNI SCENARIJI RAZVOJA ...........................................................................109
2.6.3.1 SCENARIJ N-1 .....................................................................................................110
2.6.3.2 SCENARIJ N-2 .....................................................................................................112
2.6.3.3 SCENARIJ N-3 .....................................................................................................115
2.6.3.4 SCENARIJ NB-1 ...................................................................................................118
2.6.3.5 SCENARIJ NB-2 ...................................................................................................121
2.6.3.6 SCENARIJ NB-3 ...................................................................................................123
2.6.4 ANALIZA OSJETLJIVOSTI NA NEKE OD ULAZNIH PARAMETARA .....................................126
2.6.4.1 GRUPA S-SCENARIJA............................................................................................126
2.6.4.2 GRUPA N- I NB- SCENARIJA ..................................................................................128
2.7 ZAKLJUČNI KOMENTAR O PROIZVODNIM OBJEKTIMA.............................130
3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE ........................ 135
3.1 POSTOJEĆE STANJE PRENOSNE MREŽE...............................................135
3.1.1 TEHNIČKE KARAKTERISTIKE PRENOSNE MREŽE........................................................135
3.1.1.1 DALEKOVODI .......................................................................................................140
3.1.1.2 TRANSFORMATORSKE STANICE I TRANSFORMATORI .................................................143
____________________________________________________________________________________________________________________
V/524

3.1.1.3 OSTALA OPREMA U PRENOSNOJ MREŽI ...................................................................146
3.1.2 ELEKTROENERGETSKI POKAZATELJI .......................................................................147
3.1.3 ORGANIZACIJA PRENOSNE DJELATNOSTI.................................................................151
3.1.4 DETEKTOVANI PROBLEMI U PRENOSNOJ MREŽI ........................................................153
3.1.5 MODEL EES CRNE GORE I VERIFIKACIJA MODELA ...................................................154
3.1.6 ISPITIVANJA NA MODELU 2005. GODINE ..................................................................157
3.2 METODOLOGIJA PLANIRANJA PRENOSNE MREŽE..................................161
3.3 POLAZNE PRETPOSTAVKE..................................................................165
3.3.1 SCENARIJI ISPITIVANJA .........................................................................................165
3.3.2 PROGNOZIRANA VRŠNA OPTEREĆENJA EES CRNE GORE I RASPODJELA OPTEREĆENJA NA
ČVORIŠTA 110 KV ................................................................................................166
3.3.3 IZGRADNJA NOVIH ELEKTRANA U EES CRNE GORE..................................................170
3.3.4 JEDINIČNE CIJENE VISOKONAPONSKE OPREME TE TROŠKOVI IZGRADNJE NOVIH OBJEKATA
I REVITALIZACIJE POSTOJEĆIH JEDINICA MREŽE........................................................173
3.4 POTREBNA IZGRADNJA OBJEKATA PRENOSNE MREŽE ..........................175
3.4.1 2005. GODINA......................................................................................................176
3.4.1.1 TOKOVI SNAGA I N-1 SIGURNOST ZA RAZLIČITE SCENARIJE POGONA EES ...................176
3.4.1.2 KANDIDATI ZA IZGRADNJU......................................................................................184
3.4.1.3 KONFIGURACIJA MREŽE U KRATKOROČNOM PERIODU ...............................................186
3.4.2 ANALIZA PRIJELAZNE STABILNOSTI ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA CRNE GORE 2005.
GODINE ...............................................................................................................189
3.4.2.1 STABILNOST POGONA I GLAVNI PARAMETRI AGREGATA .............................................189
3.4.2.2 UTICAJ TROFAZNOG KRATKOG SPOJA U VANJSKOJ MREŽI NA STABILNOST AGREGATA U
CRNOJ GORI........................................................................................................197
3.4.2.3 ZAKLJUČNO O PRIJELAZNOJ STABILNOSTI EES-A CRNE GORE 2005. GODINE.............210
3.4.3 2010. GODINA......................................................................................................212
3.4.3.1 TOKOVI SNAGA I N-1 SIGURNOST ZA RAZLIČITE SCENARIJE POGONA EES ...................216
3.4.3.2 KANDIDATI ZA IZGRADNJU U PERIODU 2007. – 2010. ...............................................224
3.4.3.3 KONFIGURACIJA MREŽE DO 2010. GODINE ..............................................................225
3.4.4 2015. GODINA......................................................................................................227
3.4.4.1 TOKOVI SNAGA I N-1 SIGURNOST ZA RAZLIČITE SCENARIJE POGONA EES ...................232
3.4.4.2 KANDIDATI ZA IZGRADNJU......................................................................................239
3.4.4.3 KONFIGURACIJA MREŽE DO 2015. GODINE ..............................................................242
3.4.5 2020. GODINA......................................................................................................248
3.4.5.1 TOKOVI SNAGA I N-1 SIGURNOST ZA RAZLIČITE SCENARIJE POGONA EES ...................252
3.4.5.2 KANDIDATI ZA IZGRADNJU......................................................................................258
3.4.5.3 KONFIGURACIJA MREŽE DO 2020. GODINE ..............................................................258
3.4.6 2025. GODINA......................................................................................................264
3.4.6.1 TOKOVI SNAGA I N-1 SIGURNOST ZA RAZLIČITE SCENARIJE POGONA EES ...................269
3.4.6.2 KANDIDATI ZA IZGRADNJU......................................................................................276
3.4.6.3 KONFIGURACIJA MREŽE DO 2025. GODINE ..............................................................276
3.4.6.4 PRIKLJUČAK HE BUK BIJELA I HE LJUTICA .............................................................281
3.4.7 PRIJENOSNA MREŽA U SLUČAJU VELIKIH UVOZA ELEKTRIČNE ENERGIJE......................289
3.4.8 POTREBA ZA IZGRADNJOM NOVIH POVEZNIH VODOVA SA SUSJEDNIM EES ..................291
3.5 REVITALIZACIJA OBJEKATA PRENOSNE MREŽE ....................................292
3.5.1 UVODNO OBJAŠNJENJE.........................................................................................292
3.5.2 METODOLOGIJA I KRITERIJUMI DUGOROČNOG PLANIRANJA REVITALIZACIJE OBJEKATA
PRENOSNE MREŽE................................................................................................292
3.5.3 PLAN KRATKOROČNE I SREDNJOROČNE REVITALIZACIJE OBJEKATA PRENOSNE MREŽE .298
3.5.4 PLAN DUGOROČNE REVITALIZACIJE OBJEKATA PRENOSNE MREŽE ..............................298
3.5.4.1 DALEKOVODI .......................................................................................................298
3.5.4.2 TRANSFORMATORI................................................................................................303
____________________________________________________________________________________________________________________
VI/524

___________________________________________________________________________________________________ SADRŽAJ
3.5.4.3 POLJA.................................................................................................................306
3.5.4.4 SISTEM UPRAVLJANJA I TELEKOMUNIKACIJSKA MREŽA ..............................................308
3.5.5 PROCIJENJENI TROŠKOVI REVITALIZACIJE OBJEKATA PRENOSNE MREŽE.....................309
3.6 UKUPNI TROŠAK RAZVOJA I REVITALIZACIJE PRENOSNE MREŽE.............310
3.7 ZAKLJUČNI KOMENTAR O PRENOSNOJ MREŽI.......................................316
4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE................. 319
4.1 POSTOJEĆE STANJE DISTRIBUTIVNE MREŽE.........................................320
4.1.1 VODOVI 35 KV .....................................................................................................321
4.1.2 TRANSFORMATORSKE STANICE 110/10 KV I 35/10 KV .............................................325
4.1.3 VODOVI 10 KV .....................................................................................................327
4.1.4 TRANSFORMATORSKE STANICE 10/0,4 KV ..............................................................330
4.1.5 MREŽA NISKOG NAPONA........................................................................................331
4.2 METODOLOGIJA PLANIRANJA DISTRIBUTIVNE MREŽE............................333
4.2.1 OSNOVNA NAČELA RAZVOJA MREŽE SREDNJEG NAPONA ...........................................333
4.2.1.1 POSTEPENA ZAMJENA NAPONSKOG NIVOA 10 KV SA 20 KV.......................................334
4.2.1.2 POSTEPENO UVOĐENJE DIREKTNE TRANSFORMACIJE 110/10(20) KV I UKIDANJE MREŽE
35 KV .................................................................................................................335
4.2.2 OSNOVNA NAČELA RAZVOJA MREŽE NISKOG NAPONA ...............................................339
4.2.3 MODERNIZACIJA SISTEMA DISTRIBUCIJE ELEKTRIČNE ENERGIJE.................................340
4.2.4 TEHNIČKI KRITERIJUMI PLANIRANJA DISTRIBUTIVNE MREŽE .......................................340
4.2.5 EKONOMSKI KRITERIJUMI PLANIRANJA DISTRIBUTIVNE MREŽE....................................343
4.2.6 KRITERIJUMI ZA ZAMJENE I REKONSTRUKCIJE DISTRIBUTIVNE MREŽE .........................344
4.2.7 PREGLED PRIMIJENJENIH KRITERIJUMA...................................................................346
4.3 POLAZNE PRETPOSTAVKE..................................................................348
4.3.1 ANALIZIRANI SCENARIJ..........................................................................................348
4.3.2 MODEL MREŽE 35 KV ...........................................................................................348
4.3.3 PORAST POTROŠNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE I OPTEREĆENJA DISTRIBUTIVNE MREŽE....360
4.3.4 PODACI ZA EKONOMSKE ANALIZE ...........................................................................363
4.4 PREGLED IZGRADNJE I OBNOVE..........................................................364
4.4.1 REZULTATI ANALIZE TRANSFORMACIJE 110/35 KV I 35/10 KV TE MREŽE 35 KV ..........364
4.4.2 IZGRADNJA NOVIH TS PO NAPONSKIM NIVOIMA ........................................................375
4.4.2.1 IZGRADNJA NOVIH I REKONSTRUKCIJA POSTOJEĆIH TS 110/10 KV I 35/10(20) KV......375
4.4.2.2 IZGRADNJA NOVIH TS 10(20)/0,4 KV .....................................................................381
4.4.3 OBNOVA POSTOJEĆIH TS PO NAPONSKIM NIVOIMA...................................................384
4.4.3.1 OBNOVA TS 110/10(20) KV I 35/10(20) KV ...........................................................384
4.4.3.2 OBNOVA TS 10(20)/0,4 KV...................................................................................386
4.4.4 IZGRADNJA NOVIH VODOVA PO NAPONSKIM NIVOIMA.................................................388
4.4.4.1 IZGRADNJA NOVIH VODOVA 35 KV ..........................................................................388
4.4.4.2 IZGRADNJA NOVIH VODOVA 10(20) KV....................................................................390
4.4.5 OBNOVA POSTOJEĆIH VODOVA PO NAPONSKIM NIVOIMA ...........................................392
4.4.5.1 OBNOVA VODOVA 35 KV .......................................................................................392
4.4.5.2 OBNOVA VODOVA 10(20) KV .................................................................................394
4.4.5.3 OBNOVA VODOVA NISKOG NAPONA.........................................................................396
4.4.6 OSTALA ULAGANJA U DISTRIBUTIVNU MREŽU ...........................................................397
4.4.6.1 DISPEČERSKI CENTRI............................................................................................397
4.4.6.2 MTU POSTROJENJA .............................................................................................398
4.4.6.3 ZAMJENA BROJILA KOD POTROŠAČA .......................................................................398
4.5 PREGLED UKUPNIH ULAGANJA U DISTRIBUTIVNU MREŽU .......................398
4.6 ZAKLJUČNI KOMENTAR O DISTRIBUTIVNOJ MREŽI .................................403
____________________________________________________________________________________________________________________
VII/524

5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE ...................................................... 411
5.1 DOMAĆE ZAKONSKE OBAVEZE I PRAVNA REGULATIVA EU ....................411
5.1.1 ZAKONSKE OBAVEZE – DOMAĆA REGULATIVA ..........................................................411
5.1.2 ZAKONSKE OBAVEZE – REGULATIVA EU..................................................................415
5.1.2.1 UNFCCC I KYOTO PROTOKOL ..............................................................................415
5.1.2.2 OBAVEZE U ZAŠTITI ŽIVOTNE SREDINE PREMA ODREDBAMA POVELJE O ENERGETSKOJ
ZAJEDNICI............................................................................................................418
5.1.2.3 LRTAP KONVENCIJA I PRATEĆI PROTOKOLI ............................................................419
5.1.2.4 LCP DIREKTIVA ...................................................................................................421
5.1.2.5 WFD DIREKTIVA ..................................................................................................421
5.2 MOGUĆE LOKACIJE NOVIH PROIZVODNIH OBJEKATA.............................423
5.2.1 LOKACIJE NOVIH HIDROELEKTRANA ........................................................................423
5.2.2 LOKACIJE NOVIH TERMOELEKTRANA .......................................................................424
5.3 ANALIZA SCENARIJA RAZVOJA SA ASPEKTA ZAŠTITE ŽIVOTNE SREDINE .425
5.3.1 GRUPA S-SCENARIJA............................................................................................426
5.3.1.1 EMISIJE CO2 .......................................................................................................426
5.3.1.2 EMISIJE SO2........................................................................................................427
5.3.1.3 EMISIJE NO X........................................................................................................428
5.3.1.4 EMISIJE PRAŠINE..................................................................................................428
5.3.2 GRUPA N- I NB-SCENARIJA ...................................................................................429
5.3.2.1 EMISIJE CO2 .......................................................................................................429
5.3.2.2 EMISIJE SO2........................................................................................................430
5.3.2.3 EMISIJE NO X........................................................................................................431
5.3.2.4 EMISIJE PRAŠINE..................................................................................................431
6 ZAKLJUČNA RAZMATRANJA..................................................... 433
7 LITERATURA................................................................................ 437
PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA .............................................. 439
PRILOG 2: JEDNOPOLNA ŠEMA MREŽE 400, 220, 110 I 35 KV ........... 517
PRILOG 3: PARAMETRI NADZEMNIH I KABLOVSKIH VODOVA 35 KV519
PRILOG 4: TIPSKE CIJENE ELEMENATA DISTRIBUTIVNE MREŽE..... 521
____________________________________________________________________________________________________________________
VIII/524

________________________________________________________________________________________________ POPIS SLIKA
POPIS SLIKA
Slika 2.1. Kretanje potrošnje, vršnog i minimalnog opterećenja u sistemu za period 2005-
2025. ................................................................................................................................ 38
Slika 2.2. Udjeli elektrana u instalisanoj snazi (a) i proizvedenoj električnoj energiji (b) u
periodu 2002-2004............................................................................................................ 39
Slika 2.3. Struktura izvora za pokrivanje potrošnje električne energije u Crnoj Gori za period
2002-2004......................................................................................................................... 39
Slika 2.4. Pregledna karta sistema HE Perućica................................................................ 41
Slika 2.5. Vrijednosti indeksa Phelix Month Futures za baznu i vršnu energiju u toku prve
polovine 2006. godine (na dan 13.1.2006.) ....................................................................... 68
Slika 2.6. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-0.............................. 95
Slika 2.7. Udjeli izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-0 ................................... 96
Slika 2.8. Dinamika investicija s interkalarnim kamatama za scenarij S-0.......................... 97
Slika 2.9. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-1-1 .......................... 99
Slika 2.10. Udjeli izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-1-1 .............................. 99
Slika 2.11. Dinamika investicija s interkalarnim kamatama za scenarij S-1-1................... 100
Slika 2.12. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-1-2....................... 101
Slika 2.13. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-1-3....................... 103
Slika 2.14. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-2.......................... 104
Slika 2.15. Udjeli izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-2 ............................... 105
Slika 2.16. Dinamika investicija s interkalarnim kamatama za scenarij S-2...................... 105
Slika 2.17. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-2-1....................... 106
Slika 2.18. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-2-2....................... 108
Slika 2.19. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju N-1 ......................... 111
Slika 2.20. Dinamika troškova prema scenariju N-1......................................................... 112
Slika 2.21. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju N-2 ......................... 113
Slika 2.22. Dinamika troškova prema scenariju N-2......................................................... 115
Slika 2.23. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju N-3 ......................... 116
Slika 2.24. Dinamika troškova prema scenariju N-3......................................................... 118
Slika 2.25. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju NB-1 ....................... 120
Slika 2.26. Dinamika troškova prema scenariju NB-1 ...................................................... 120
Slika 2.27. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju NB-2 ....................... 121
Slika 2.28. Dinamika troškova prema scenariju NB-2 ...................................................... 123
Slika 2.29. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju NB-3 ....................... 124
Slika 2.30. Dinamika troškova prema scenariju NB-3 ...................................................... 126
Slika 2.31. Neisporučena električna energija u toku planskog perioda po scenarijima grupe
S..................................................................................................................................... 127
Slika 2.32. Vrijednosti faktora LOLP u toku planskog perioda po scenarijima grupe S..... 127
Slika 2.33. Neto sadašnje vrijednosti troškova za sve scenarije grupe S ......................... 128
Slika 2.34. Neto sadašnje vrijednosti troškova za sve scenarije grupe N(B) .................... 129
Slika 3.1. Prenosna mreža Crne Gore (prostorna šema) ................................................. 135
Slika 3.2. Principijelna šema EES Crne Gore .................................................................. 137
Slika 3.3. Prenosna mreža Crne Gore (jednopolna šema) ............................................... 138
Slika 3.4. Vršna opterećenja EES Crne Gore (neto konzum)........................................... 147
Slika 3.5. Vršna opterećenja EES Crne Gore (bruto konzum).......................................... 149
Slika 3.6. Dnevni dijagram opterećenja za 8.2.2005. godine ........................................... 150
Slika 3.7. Priključak novih elektrana na prenosnu mrežu................................................. 173
Slika 3.8. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore u kratkoročnom periodu (prostorna
šema).............................................................................................................................. 186
____________________________________________________________________________________________________________________
IX/524

________________________________________________________________________________________________ POPIS SLIKA
Slika 3.9. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore u kratkoročnom periodu (jednopolna
šema).............................................................................................................................. 188
Slika 3.10. Klasifikacija stabilnosti elektroenergetskog sistema ....................................... 189
Slika 3.11. Dijagram osnovnih regulacijskih sistema........................................................ 190
Slika 3.12. Model IEEET1 sistema uzbude (HE Piva i HE Perućica)................................ 194
Slika 3.13. Model ESAC1A sistema uzbude (TE Pljevlja) ................................................ 194
Slika 3.14. Model IEEEG3 sistema regulacije brzine vrtnje (HE Piva i HE Perućica) ....... 196
Slika 3.15. Model IEEEG1 sistema regulacije brzine vrtnje (TE Pljevlja).......................... 196
Slika 3.16. Uzbudni napon pri velikom odzivu sistema uzbude agregata u EES-u Crne Gore
u otvorenom krugu .......................................................................................................... 199
Slika 3.17. Uzbudni naponi generatora u EES-u Crne Gore pri +5% promjeni VREF u
otvorenom krugu ............................................................................................................. 200
Slika 3.18. Naponi generatora u EES-u Crne Gore pri +5% promjeni VREF u otvorenom
krugu .............................................................................................................................. 201
Slika 3.19. Promjena brzine vrtnje agregata u EES-u Crne Gore pri +0.1 pu promjeni PMECH
u otvorenom krugu .......................................................................................................... 202
Slika 3.20. Mehanička snaga agregata u EES-u Crne Gore pri +0.1 pu promjeni PMECH u
otvorenom krugu ............................................................................................................. 202
Slika 3.21. Iznos napona u čvorištu HE Perućica 110 kV pri kritičnom trajanju trofaznog
kratkog spoja u HE Perućica 110 kV ............................................................................... 204
Slika 3.22. Ugao rotora generatora HE Perućica 40 MVA pri kritičnom trajanju trofaznog
kratkog spoja u HE Perućica 110 kV ............................................................................... 204
Slika 3.23. Iznos napona generatora HE Perućica 40 MVA pri kritičnom trajanju trofaznog
kratkog spoja u HE Perućica 110 kV ............................................................................... 205
Slika 3.24. Uzbudni napon generatora HE Perućica 40 MVA pri kritičnom trajanju trofaznog
kratkog spoja u HE Perućica 110 kV ............................................................................... 205
Slika 3.25. Djelatna snaga generatora HE Perućica 40 MVA pri kritičnom trajanju trofaznog
kratkog spoja u HE Perućica 110 kV ............................................................................... 206
Slika 3.26. Promjena brzine vrtnje stroja HE Perućica 40MVA pri kritičnom trajanju
trofaznog kratkog spoja u HE Perućica 110kV................................................................. 206
Slika 3.27. Kritična vremena trajanja trofaznog kratkog spoja u ees-u Crne Gore............ 209
Slika 3.28. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2010. godine (scenarij s
izgrađenom TE Pljevlja 2, scenarij S-1)........................................................................... 214
Slika 3.29. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2010. godine (scenariji N-2 i
N-3 bez izgrađene TE Pljevlja 2) ..................................................................................... 215
Slika 3.30. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine (scenarij S-1 s
izgrađenom TE Pljevlja 2) ............................................................................................... 229
Slika 3.31. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine (scenarij N-2 s
izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE
Komarnica) ..................................................................................................................... 230
Slika 3.32. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine (scenarij N-3 s
izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica i HE Koštanica)............................... 231
Slika 3.33. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s izgrađenom
TE Pljevlja 2 (prostorna šema) – scenarij S-1 izgradnje elektrana ................................... 243
Slika 3.34. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s izgrađenom
TE Pljevlja 2, HE Andijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE Komarnica
(prostorna šema) – scenarij N-2 izgradnje elektrana ....................................................... 244
Slika 3.35. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s izgrađenom
TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica i HE Koštanica (prostorna šema) - scenarij N-3
izgradnje elektrana.......................................................................................................... 244
Slika 3.36. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s izgrađenom
TE Pljevlja 2 (jednopolna šema) – scenarij S-1 izgradnje elektrana................................. 245
____________________________________________________________________________________________________________________
X/524

________________________________________________________________________________________________ POPIS SLIKA
Slika 3.37. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s izgrađenom
TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE Komarnica
(jednopolna šema) – scenarij N-2 izgradnje elektrana ..................................................... 246
Slika 3.38. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s izgrađenom
TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica i HE Koštanica (jednopolna šema) – scenarij N-3
izgradnje elektrana.......................................................................................................... 247
Slika 3.39. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (scenarij s
izgrađenom TE Pljevlja 2) – scenarij S-1 izgradnje elektrana .......................................... 249
Slika 3.40. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (scenarij s
izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE
Komarnica) – scenarij N-2 izgradnje elektrana ................................................................ 250
Slika 3.41. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (scenarij s
izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Koštanica, HE Milunovići i HE
Raslovići) – scenarij N-3 izgradnje elektrana................................................................... 251
Slika 3.42. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (prostorna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2 – scenarij S-1 izgradnje elektrana.......................... 259
Slika 3.43. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (prostorna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići
i HE Komarnica – scenarij N-2 izgradnje elektrana......................................................... 260
Slika 3.44. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (prostorna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići
i HE Koštanica – scenarij N-3 izgradnje elektrana .......................................................... 260
Slika 3.45. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (jednopolna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2 – scenarij S-1 izgradnje elektrana......................... 261
Slika 3.46. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (jednopolna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići
i HE Komarnica – scenarij N-2 izgradnje elektrana......................................................... 262
Slika 3.47. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (jednopolna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići
i HE Koštanica – scenarij N-3 izgradnje elektrana .......................................................... 263
Slika 3.48. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (scenarij s
izgrađenom TE Pljevlja 2 i TE Berane) – scenarij S-1 izgradnje elektrana....................... 267
Slika 3.49. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (scenarij s
izgrađenim TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE
Komarnica) – scenarij N-2 izgradnje elektrana ................................................................ 268
Slika 3.50. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (prostorna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2 i TE Berane - scenarij S-1 izgradnje elektrana ...... 277
Slika 3.51. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (prostorna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići
i HE Komarnica - scenarij N-2 izgradnje elektrana .......................................................... 278
Slika 3.52. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (jednopolna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2 i TE Berane - scenarij S-1 izgradnje elektrana ....... 279
Slika 3.53. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (jednopolna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići
i HE Komarnica - scenarij N-2 izgradnje elektrana .......................................................... 280
Slika 3.54. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (scenarij s
izgrađenim TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići, HE
Koštanica, HE Buk Bijela, HE Ljutica i HE Komarnica) .................................................... 283
Slika 3.55. Priključak agregata HE Buk Bijela na 400 kV mrežu ...................................... 284
Slika 3.56. Priključak agregata HE Buk Bijela na 400 kV i 220 kV mrežu......................... 284
Slika 3.57. Priključak agregata HE Ljutica na 220 kV mrežu (varijanta 1) ........................ 285
Slika 3.58. Priključak agregata HE Ljutica na 220 kV mrežu (varijanta 2) ........................ 285
____________________________________________________________________________________________________________________
XI/524

________________________________________________________________________________________________ POPIS SLIKA
Slika 3.59. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (scenarij s izgrađenim
TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići, HE Koštanica, HE Buk
Bijela, HE Ljutica i HE Komarnica – scenarij N-3 izgradnje elektrana .............................. 288
Slika 3.60. Intenzitet kvara i perioda korišćenja jedinica prenosne mreže........................ 296
Slika 4.1. Jednopolna shema mreže 110 kV i 35 kV ........................................................ 322
Slika 4.2. Presjeci vodiča 35 kV ...................................................................................... 323
Slika 4.3. Nadzemni vodovi 35 kV prema presjecima i materijalu provodnika .................. 324
Slika 4.4. Udio kablova u mreži 35 kV ............................................................................. 324
Slika 4.5. TS 35/10 kV prema broju izvoda 10 kV............................................................ 326
Slika 4.6. Transformatori 35/10 kV i 110/10 kV prema nazivnoj snazi.............................. 326
Slika 4.7. Struktura mreže 10 kV ..................................................................................... 328
Slika 4.8. Nadzemni vodovi prema izvedbi ...................................................................... 328
Slika 4.9. Nadzemni i kabelski vodovi 10 kV prema materijalu i presjeku vodiča ............. 329
Slika 4.10. Transformatori 10/0,4 kV prema nazivnoj snazi ............................................. 331
Slika 4.11. Struktura mreže niskog napona ..................................................................... 331
Slika 4.12. Izvedbe nadzemne mreže niskog napona ...................................................... 332
Slika 4.13. Razdioba nadzemne i kablovske mreže niskog napona po presjecima i
materijalu provodnika...................................................................................................... 333
Slika 4.14. Poređenje koncepcije distributivne mreže s direktnom transformacijom
110/10(20) kV i koncepcije s mrežom 35 kV i međutransformacijom 35/10(20) kV .......... 336
Slika 4.15. Primjer korišćenja transformacije 110/35/10 kV ............................................. 338
Slika 4.16. Moguće šeme TS 110/10(20) kV i 35/10(20) kV............................................. 339
Slika 4.17. Gubici električne energije (relativno u odnosu na potrošnju) .......................... 361
Slika 4.18. Potrošnja električne energije potrošača priključenih na distributivnu mrežu i
gubici električne energije (GWh) ..................................................................................... 362
Slika 4.19. Vršno opterećenje distributivne mreže (MW).................................................. 362
Slika 4.20. Ukupna ulaganja u distributivnu mrežu EPCG podijeljena u grupe prema razlogu
izgradnje ......................................................................................................................... 401
Slika 4.21. Prosječna godišnja ulaganja po planskim periodima podijeljena u grupe prema
razlogu izgradnje............................................................................................................. 402
Slika 4.22. Prosječna godišnja ulaganja po planskim periodima podijeljena po objektima
distributivne mreže.......................................................................................................... 402
Slika 5.1. Emisije CO2 za odabrane scenarije.................................................................. 426
Slika 5.2. Emisije SO2 za odabrane scenarije.................................................................. 427
Slika 5.3. Emisije NOx za odabrane scenarije.................................................................. 428
Slika 5.4. Emisije prašine za odabrane scenarije............................................................. 429
Slika 5.5. Emisije CO2 za scenarije N-1, N-2, NB-1 i NB-2 .............................................. 430
Slika 5.6. Emisije SO2 za scenarije N-1, N-2, NB-1 i NB-2............................................... 430
Slika 5.7. Emisije NOx za scenarije N-1, N-2, NB-1 i NB-2............................................... 431
Slika 5.8. Emisije čestica prašine za scenarije N-1, N-2, NB-1 i NB-2.............................. 432
____________________________________________________________________________________________________________________
XII/524

______________________________________________________________________________________________ POPIS TABELA
POPIS TABELA
Tabela 1.1. Teoretski hidropotencijal Crne Gore na glavnim vodotocima........................... 25
Tabela 1.2. Preostali tehnički iskoristivi hidroenergetski potencijal glavnih vodotoka za
varijantu 1 i 2, u prirodnom pravcu toka i uz prevođenje voda Tare u Moraču.................... 28
Tabela 1.3. Preostali tehnički iskoristivi hidroenergetski potencijal svih vodotoka (u
zavisnosti od mogućnosti korišćenja) ................................................................................ 28
Tabela 1.4. Planirane hidroelektrane na vodotoku Tara u pravcu prirodnog toka............... 32
Tabela 1.5. Planirane hidroelektrane na vodotoku Morača s pritokama u pravcu prirodnog
toka................................................................................................................................... 32
Tabela 1.6. Planirane hidroelektrane na vodotoku Lim s pritokama u pravcu prirodnog toka
......................................................................................................................................... 33
Tabela 1.7. Planirane hidroelektrane na vodotoku Ćehotina u pravcu prirodnog toka ........ 34
Tabela 1.8. Planirane hidroelektrane na vodotoku Ibar u pravcu prirodnog toka................ 34
Tabela 1.9. Planirane hidroelektrane na vodotoku Piva s pritokama u pravcu prirodnog toka
......................................................................................................................................... 34
Tabela 1.10. Planirane hidroelektrane u sklopu HES Buk Bijela ........................................ 34
Tabela 1.11. Planirana hidroelektrana Koštanica – s prevođenjem dijela vode iz rijeke Tare
u rijeku Moraču (za slučaj prevođenja 22,2 m 3 /s) .............................................................. 35
Tabela 1.12. Planirana hidroelektrana Koštanica – s prevođenjem dijela vode iz rijeke Tare
u rijeku Moraču (za slučaj prevođenja 15,2 m 3 /s) .............................................................. 35
Tabela 2.1. Prognozirano kretanje potrošnje energije, vršnog i minimalnog opterećenja u
toku planskog perioda ....................................................................................................... 37
Tabela 2.2. Ostvarene proizvodnje HE Perućica od izgradnje do danas............................ 41
Tabela 2.3. Ostvarene proizvodnje HE Piva s valorizacijom od izgradnje do danas........... 43
Tabela 2.4. Tehničke karakteristike malih hidroelektrana u Crnoj Gori .............................. 45
Tabela 2.5. Ostvarena proizvodnja električne energije u TE Pljevlja.................................. 47
Tabela 2.6. Plan investicija u rekonstrukciju TE Pljevlja u periodu 2005-2010. .................. 50
Tabela 2.7. Tehnički i ekonomski pokazatelji hidroelektrana na Morači ............................. 53
Tabela 2.8. Tehnički i ekonomski pokazatelji HE Koštanica............................................... 55
Tabela 2.9. Tehnički i ekonomski pokazatelji HES Buk Bijela ............................................ 56
Tabela 2.10. Tehnički i ekonomski pokazatelji HE Komarnica ........................................... 58
Tabela 2.11. Tehnički i ekonomski pokazatelji HE Tepca i HE Ljutica ............................... 58
Tabela 2.12. Tehnički i ekonomski pokazatelji HE na Limu u tri varijante .......................... 61
Tabela 2.13. Potapanje zemljišta i infrastrukture za tri varijante izgradnje HE na Limu...... 61
Tabela 2.14. Tehnički i ekonomski pokazatelji hidroelektrana na Ćehotini......................... 62
Tabela 2.15. Rezerve i kvalitet uglja u području Pljevalja .................................................. 65
Tabela 2.16. Parametri razvoja eksploatacije uglja u beranskom basenu .......................... 66
Tabela 2.17. Parametri grupa novih malih hidroelektrana.................................................. 69
Tabela 2.18. Hronologija istraživanja nalazišta nafte i gasa u Crnoj Gori........................... 74
Tabela 2.19. Tehnički iskoristivi potencijal malih hidroelektrana u Crnoj Gori .................... 80
Tabela 2.20. Odrednice pojedinih scenarija razvoja EES-a ............................................... 94
Tabela 2.21. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-0 ................................... 95
Tabela 2.22. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-1 ................................... 97
Tabela 2.23. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-1-1 ................................ 98
Tabela 2.24. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-1-2 .............................. 101
Tabela 2.25. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-1-3 .............................. 102
Tabela 2.26. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-2 ................................. 104
Tabela 2.27. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-2-1 .............................. 106
Tabela 2.28. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-2-2 .............................. 107
Tabela 2.29. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju N-1 ................................. 110
____________________________________________________________________________________________________________________
XIII/524

______________________________________________________________________________________________ POPIS TABELA
Tabela 2.30. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju N-1 (u GWh)
....................................................................................................................................... 111
Tabela 2.31. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju N-2 ................................. 112
Tabela 2.32. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju N-2 (u GWh)
....................................................................................................................................... 114
Tabela 2.33. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju N-3 ................................. 116
Tabela 2.34. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju N-3 (u GWh)
....................................................................................................................................... 117
Tabela 2.35. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju NB-1 ............................... 119
Tabela 2.36. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju NB-1 (u GWh)
....................................................................................................................................... 119
Tabela 2.37. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju NB-2 ............................... 121
Tabela 2.38. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju NB-2 (u GWh)
....................................................................................................................................... 122
Tabela 2.39. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju NB-3 ............................... 124
Tabela 2.40. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju NB-3 (u GWh)
....................................................................................................................................... 125
Tabela 2.40. Vrijednosti funkcije cilja, neisporučene energije i LOLP-a po scenarijima.... 127
Tabela 3.1. Interkonektivne veze EES Crne Gore ........................................................... 136
Tabela 3.2. Generatori priključeni na prenosnu mrežu Crne Gore ................................... 139
Tabela 3.3. Karakteristike blok transformatora u EES Crne Gore .................................... 139
Tabela 3.4. Ukupne dužine dalekovoda u prenosnoj mreži Crne Gore............................. 141
Tabela 3.5. Materijali i presjeci provodnika dalekovoda u prenosnoj mreži Crne Gore..... 141
Tabela 3.6. Starost dalekovoda u prenosnoj mreži Crne Gore......................................... 142
Tabela 3.7. Karakteristike dalekovoda u prenosnoj mreži Crne Gore............................... 143
Tabela 3.8. Instalisana snaga transformacija u prenosnoj mreži Crne Gore .................... 144
Tabela 3.9. Karakteristike transformatora u prenosnoj mreži Crne Gore.......................... 145
Tabela 3.10. Starosti transformatora u prenosnoj mreži Crne Gore ................................. 146
Tabela 3.11. Vodna i trafo polja u transformatorskim stanicama...................................... 146
Tabela 3.12. Vršna opterećenja EES Crne Gore (neto konzum)...................................... 147
Tabela 3.13. Vršna opterećenja EES Crne Gore (bruto konzum)..................................... 148
Tabela 3.14. Opterećenja TS 110/x kV u trenutku nastupa vršnog neto opterećenja (MW)
....................................................................................................................................... 149
Tabela 3.15. Angažman elektrana, razmjene i bilans sistema u dane maksimalnog bruto
opterećenja u periodu 1998. – 2005. (MW) ..................................................................... 150
Tabela 3.16. Broj elemenata na modelu korišćenom za analize ...................................... 155
Tabela 3.17. Poređenje vrijednosti na modelu i vrijednosti iz dispečerskog izvještaja...... 157
Tabela 3.18. Nesigurna stanja sistema na modelu 8.2.2005. u 19h (stvarna topologija) .. 159
Tabela 3.19. Nesigurna stanja sistema na modelu 8.2.2005. u 19h (sve grane u pogonu)160
Tabela 3.20. Dozvoljene vrijednosti napona .................................................................... 163
Tabela 3.21. Scenariji pogona EES Crne Gore................................................................ 165
Tabela 3.22. Vršna opterećenja EES Crne Gore u periodu 2010 - 2025 .......................... 166
Tabela 3.23. Opterećenja velepotrošača u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES Crne
Gore za period 2010 - 2025 ............................................................................................ 166
Tabela 3.24. Raspodjela opterećenja na pojedine kategorije potrošača i gubitke u prenosnoj
mreži u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES Crne Gore za period 2010 - 2025...... 167
Tabela 3.25. Ostvareni udjeli distributivnih TS 110/x kV u razlici između vršnog opterećenja
EES i trenutnog opterećenja velepotrošača (u % od Pmax-Pvelepotrošnja).............................. 167
Tabela 3.26. Prostorna raspodjela vršnog opterećenja EES na pojedine TS 110/x kV unutar
EES Crne Gore ............................................................................................................... 168
Tabela 3.27. Plan izgradnje novih TS 110/x kV u EES Crne Gore ................................... 169
Tabela 3.28. Faktori snage pojedinih TS 110/x kV u trenutku nastupa vršnog opterećenja
EES ................................................................................................................................ 169
____________________________________________________________________________________________________________________
XIV/524

______________________________________________________________________________________________ POPIS TABELA
Tabela 3.29. Scenariji izgradnje novih elektrana u EES Crne Gore ................................. 170
Tabela 3.30. Jedinične cijene dalekovoda ....................................................................... 173
Tabela 3.31. Cijene transformatora ................................................................................. 174
Tabela 3.32. Cijene polja ................................................................................................ 174
Tabela 3.33. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju A1.............. 177
Tabela 3.34. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju A2.............. 178
Tabela 3.35. Dodatna nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenarijima A1 i
A2, s tranzitom 300 MW iz BiH u Albaniju ....................................................................... 179
Tabela 3.36. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju B1.............. 180
Tabela 3.37. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju B2.............. 181
Tabela 3.38. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju B3.............. 182
Tabela 3.39. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju C1.............. 183
Tabela 3.40. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju C2.............. 184
Tabela 3.41. Računski parametri sinhronih generatora u ees-u Crne Gore...................... 193
Tabela 3.42. Parametri modela sistema uzbude generatora u EES-u Crne Gore............. 195
Tabela 3.43. Parametri modela sistema regulacije brzine vrtnje agregata u EES-u Crne
Gore ............................................................................................................................... 196
Tabela 3.44. Parametri modela sistema regulacije brzine vrtnje agregata u ees-u Crne Gore
....................................................................................................................................... 197
Tabela 3.45. Kritična vremena trajanja trofaznog kratkog spoja u EES-u Crne Gore ....... 208
Tabela 3.46. Karakteristike novih vodova u prenosnoj mreži do 2010. godine ................. 213
Tabela 3.47. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju A1 (scenariji S-
1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana) ..................................................................................... 217
Tabela 3.48. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju A2 (scenariji S-
1 izgradnje elektrana) ..................................................................................................... 218
Tabela 3.49. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju A2 (scenariji N-
2 i N-3 izgradnje novih elektrana).................................................................................... 219
Tabela 3.50. Dodatna nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenarijima A1 i
A2 pri tranzitu 300 MW za Albaniju (scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje novih elektrana).. 219
Tabela 3.51. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju B1 (scenariji S-
1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana) ..................................................................................... 220
Tabela 3.52. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju B2 (scenariji S-
1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana) ..................................................................................... 221
Tabela 3.53. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju B3 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 221
Tabela 3.54. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju C1 (scenariji S-
1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana) ..................................................................................... 223
Tabela 3.55. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju C2 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 223
Tabela 3.56. Karakteristike novih vodova u prenosnoj mreži od 2010. do 2015. godine
(prikazani svi vodovi za sve scenarije izgradnje elektrana).............................................. 228
Tabela 3.57. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju A1 (scenariji S-
1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana) ..................................................................................... 233
Tabela 3.58. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju A2 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 234
Tabela 3.59. Dodatna nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenarijima A1 i
A2 pri tranzitu 300 MW za Albaniju (scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje novih elektrana).. 234
Tabela 3.60. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju B1 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 235
Tabela 3.61. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju B2 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 236
Tabela 3.62. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju B3 (scenariji S-
1 izgradnje elektrana) ..................................................................................................... 237
____________________________________________________________________________________________________________________
XV/524

______________________________________________________________________________________________ POPIS TABELA
Tabela 3.63. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju C1 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 238
Tabela 3.64. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju C2 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 239
Tabela 3.65. Karakteristike novih vodova u prenosnoj mreži od 2015. do 2020. godine
(prikazani vodovi za sve scenarije izgradnje elektrana) ................................................... 248
Tabela 3.66. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju A1 (scenariji S-
1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana) ..................................................................................... 253
Tabela 3.67. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju A2 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 254
Tabela 3.68. Dodatna nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenarijima A1 i
A2 pri tranzitu 300 MW za Albaniju (scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje novih elektrana).. 254
Tabela 3.69. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju B1 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 255
Tabela 3.70. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju B2 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 255
Tabela 3.71. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju B3 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 256
Tabela 3.72. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju C1 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 257
Tabela 3.73. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju C2 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 257
Tabela 3.74. Karakteristike novih vodova u prenosnoj mreži od 2020. do 2025. godine
(prikazani svi vodovi za scenarije S-1 i N-2 izgradnje elektrana) ..................................... 265
Tabela 3.75. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju A1 (scenariji S-
1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana) ..................................................................................... 270
Tabela 3.76. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju A2 (scenariji S-
1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana) ..................................................................................... 271
Tabela 3.77. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju B1 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 272
Tabela 3.78. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju B2 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 272
Tabela 3.79. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju B3 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 274
Tabela 3.80. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju C1 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 275
Tabela 3.81. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju C2 (scenarij S-1
izgradnje elektrana) ........................................................................................................ 275
Tabela 3.82. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju N-3 izgradnje
elektrana (EES Crne Gore uravnotežen, HE Buk Bijela i HE Ljutica maksimalno angažirane,
u pogonu TE Pljevlja 1 i 2, HE Andrijevo, izgrađeni vodovi 400 kV Buk Bijela – Pljevlja 2,
220 kV HE Ljutica – Pljevlja 2 i HE Ljutica – Mojkovac)................................................... 286
Tabela 3.83. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju N-3 izgradnje
elektrana (EES Crne Gore uravnotežen, HE Buk Bijela i HE Ljutica maksimalno angažirane,
u pogonu TE Pljevlja 2, HE Piva, izgrađeni vodovi 400 kV Buk Bijela – Pljevlja 2, 220 kV HE
Ljutica – Pljevlja 2 i HE Ljutica – Mojkovac) .................................................................... 287
Tabela 3.84. Situacije uvoza električne energije (snage) u EES Crne Gore..................... 290
Tabela 3.85. Očekivani vijek trajanja jedinica prenosne mreže........................................ 297
Tabela 3.86. Plan revitalizacije objekata prenosne mreže do 2010. godine ..................... 298
Tabela 3.87. Starost i očekivani vijek trajanja nadzemnih vodova prenosne mreže Crne
Gore ............................................................................................................................... 300
Tabela 3.88. Plan revitalizacije vodova prema isteku očekivanog vijeka trajanja ............. 301
Tabela 3.89. Dugoročni plan revitalizacije električnih dijelova nadzemnih vodova ........... 302
____________________________________________________________________________________________________________________
XVI/524

______________________________________________________________________________________________ POPIS TABELA
Tabela 3.90. Trošak revitalizacije nadzemnih vodova...................................................... 302
Tabela 3.91. Starost i očekivani vijek trajanja transformatora u prenosnoj mreži Crne Gore
....................................................................................................................................... 303
Tabela 3.92. Plan zamjene transformatora prema isteku očekivanog vijeka trajanja........ 304
Tabela 3.93. Dugoročni plan zamjene transformatora ..................................................... 304
Tabela 3.94. Trošak zamjene transformatora .................................................................. 305
Tabela 3.95. Instalisane snage transformacije u TS 110/35 kV i 110/10 kV ..................... 305
Tabela 3.96. Plan nabave novih transformatora 110/x kV................................................ 306
Tabela 3.97. Trošak nabave novih transformatora 110/x kV (eura).................................. 306
Tabela 3.98. Starost i očekivani vijek trajanja polja u transformatorskim stanicama Crne
Gore ............................................................................................................................... 307
Tabela 3.99. Kandidati za revitalizaciju polja u transformatorskim stanicama prema
očekivanom vijeku trajanja .............................................................................................. 307
Tabela 3.100. Procijenjeni trošak revitalizacije vodnih i trafo polja 400 kV, 220 kV i 110 kV
....................................................................................................................................... 308
Tabela 3.101. Procijenjeni troškovi revitalizacije objekata prenosne mreže Crne Gore (eura)
....................................................................................................................................... 309
Tabela 3.102. Investicije u izgradnju objekata prenosne mreže Crne Gore (eura) ........... 312
Tabela 3.103. Investicije u izgradnju objekata prenosne mreže Crne Gore - sumarno (eura)
....................................................................................................................................... 313
Tabela 3.104. Investicije u proširenje TS u prenosnoj mreži Crne Gore (eura) ................ 313
Tabela 3.105. Investicije u proširenje TS u prenosnoj mreži Crne Gore - sumarno (eura) 314
Tabela 3.106. Troškovi nabave novih transformatora 110/35 kV i 110/10 kV u postojećim TS
(eura).............................................................................................................................. 314
Tabela 3.107. Troškovi revitalizacije (eura) ..................................................................... 314
Tabela 3.108. Ostali troškovi u prenosnoj mreži (eura).................................................... 314
Tabela 3.109. Ukupni troškovi izgradnje i revitalizacije prenosne mreže Crne Gore (eura)
....................................................................................................................................... 315
Tabela 4.1. Distributivna mreža EPCG............................................................................ 320
Tabela 4.2. Dopuštena opterećenja vodova i transformatora u distributivnoj mreži.......... 343
Tabela 4.3. Transformatorske stanice priključene na mrežu 35 kV .................................. 349
Tabela 4.4. Transformatorske stanice iz kojih se napaja distributivna mreža................... 353
Tabela 4.5. Vodovi 35 kV ................................................................................................ 355
Tabela 4.6. Predviđena potrošnja električne energije i vršnog opterećenja distributivne
mreže Crne Gore ............................................................................................................ 361
Tabela 4.7. Plan izgradnje i rekonstrukcije TS 110/35 kV i TS 110/10(20) kV.................. 377
Tabela 4.8. Pregled dinamike izgradnje i rekonstrukcije TS 110/35 kV i TS 110/10(20) kV
....................................................................................................................................... 378
Tabela 4.9. Plan izgradnje i rekonstrukcije TS 35/10 kV.................................................. 378
Tabela 4.10. Pregled dinamike izgradnje i rekonstrukcije TS 35/10(20) kV...................... 379
Tabela 4.11. Pregled dinamike nabave novih transformatora 35/10(20) kV ..................... 380
Tabela 4.12. Troškovi nabavke novih transformatora 35/10(20) kV ................................. 381
Tabela 4.13. Globalni pokazatelji stanja TS 10(20)/0,4 kV i mreže niskog napona .......... 383
Tabela 4.14. Pregled dinamike izgradnje TS 10(20)/0,4 kV ............................................. 383
Tabela 4.15. Pregled dinamike obnove TS 35/10(20) kV................................................. 386
Tabela 4.16. Pregled dinamike obnove TS 10(20)/0,4 kV................................................ 387
Tabela 4.17. Pregled dinamike zamjene transformatora 10(20)/0,4 kV............................ 387
Tabela 4.18. Pregled dinamike izgradnje novih i rekonstrukcije postojećih vodova 35 kV 390
Tabela 4.19. Plan izgradnje priključnih vodova 10(20) kV za TS 110/10(20) kV i TS
35/10(20) kV ................................................................................................................... 391
Tabela 4.20. Pregled dinamike izgradnje priključnih vodova 10(20) kV za TS 110/10(20) kV i
TS 35/10(20) kV.............................................................................................................. 391
Tabela 4.21. Pregled dinamike izgradnje priključnih vodova za TS 10(20)/0,4 kV............ 392
____________________________________________________________________________________________________________________
XVII/524

______________________________________________________________________________________________ POPIS TABELA
Tabela 4.22. Pregled dinamike obnova nadzemnih vodova 35 kV presjeka tipa Al/Č 95 i
većeg.............................................................................................................................. 393
Tabela 4.23. Pregled dinamike obnove nadzemnih vodova 35 kV presjeka manjeg od Al/Č
95 ................................................................................................................................... 394
Tabela 4.24. Zamjena magistralnih nadzemnih vodova 10(20) kV malog presjeka novima
presjeka Al/Č 50.............................................................................................................. 395
Tabela 4.25. Zamjena magistralnih nadzemnih vodova 10(20) kV malog presjeka novima
presjeka Al/Č 95 ili kablima ............................................................................................. 395
Tabela 4.26. Zamjena kabla 10 kV s izolacijom od plastičnih masa osim umreženog
polietilena ....................................................................................................................... 396
Tabela 4.27. Pregled dinamike obnove vodova niskog napona ....................................... 397
Tabela 4.28. Troškovi zamjene brojila kod potrošača ...................................................... 398
Tabela 4.29. Pregled potrebnih ulaganja u distributivnu mrežu EPCG u periodu 2005-2025.
godine............................................................................................................................. 399
Tabela 5.1. Plan primjene odredbi WFD.......................................................................... 422
Tabela 5.2. Emisijski faktori postojeće i budućih termoelektrana za CO2, SO2, NOx i prašinu
....................................................................................................................................... 426
____________________________________________________________________________________________________________________
XVIII/524

_____________________________________________________________________________________________ POPIS KRATICA
POPIS KRATICA
AAU Assigned Amount Unit (Dodijeljena količinska jedinica)
Al/Č Aluminij-čelik
BiH Bosna i Hercegovina
BOT Build, Operate, Transfer (Gradi, upravljaj, prenesi)
CDM Clean Development Mechanism (Mehanizam čistog razvoja)
CANU Crnogorska akademija nauka i umjetnosti
CER Certified Emission Reduction (Certificirano smanjenje emisije)
cEUR Eurocent
CH4 Metan
CO Ugljen-monoksid
CO2 Ugljen-dioksid
Cu Bakar
cUSD Američki cent
ČEZ Česke Energeticke Zavody
DEM Njemačka marka
DV Dalekovod
EC Evropska komisija
ED Elektrodistribucija
EDF Electricite de France
EES Elektroenergetski sistem
EEX European Energy Exchange (Evropska burza električne energije)
EMEP European Monitoring and Evaluation Program (Evropski program nadzora i
procjene)
ENEL Ente Nazionale Energia Elettrica
EPCG Elektroprivreda Crne Gore
ERU Emission Reduction Unit (Jedinica smanjenja emisije)
ESP Electrostatic precipitator (Elektrostatski filter)
ET Emission Trading (Trgovanje emisijama)
ETS Emission Trading Scheme (Sistem trgovanja emisijama)
EU Evropska unija
EUR Euro
EVP Elektrovučna podstanica
F.C. Funkcionalna cjelina
FGD Flue gas desulphurisation (Odsumporavanje dimnih gasova)
GIS Generation Investment Study (Studija investicija u proizvodnju električne
energije u JIE)
____________________________________________________________________________________________________________________
XIX/524

_____________________________________________________________________________________________ POPIS KRATICA
GJ Gigadžul
GVE Granične vrijednosti emisija
GWh Gigavatsat
HE Hidroelektrana
HPV Hemijska priprema vode
IDC Interest During Construction (Interkalarne kamate)
IPPC Integrated Pollution Prevention and Control (Integrisano sprječavanje i kontrola
zagađivanja životne sredine
IPZO Papirna izolacija
JI Joint Implementation (Zajednička implementacija)
JIE Jugoistočna Evropa
KAP Kombinat aluminijuma Podgorica
kcal Kilokalorija
KESH Korporata Elektroenergjetike Shqiptare (Albanska elektroprivreda)
kg Kilogram
kJ Kilodžul
KTS Kablovska trafostanica
kV Kilovolt
kW Kilovat
kWh Kilovatsat
LCPD Large Combustion Plants Directive (Direktiva o velikim ložištima)
LOLP Loss of Load Probability (Vjerojatnost gubitka opterećenja)
LRTAP Long-Range Transboundary Air Pollution (Daljinsko prekogranično onečišćenje
zraka)
MJ Megadžul
MTU Mrežno ton-frekventno upravljanje
MVA Megavoltamper
Mvar Megavar
MW Megavat
MWh Megavatsat
NEK Nacionalna električeska kompanija (Bugarska)
NMVOC Non-Methane Volatile Organic Compound(s) (Nemetanska volatilna organska
molekula)
NN Niski napon
NOx Azotni oksidi
NPV Net Present Value (Neto sadašnja vrijednost)
OPM Operator prenosne mreže
POP Persistent Organic Pollutant (Perzistentni organski onečišćivač)
PSS/E Power System Simulator for Engineering
____________________________________________________________________________________________________________________
XX/524

_____________________________________________________________________________________________ POPIS KRATICA
PV Photovoltaic (Fotonaponske ćelije)
RCG Republika Crna Gora
REBIS Regional Balkans Infrastructure Study (Regionalna balkanska infrastrukturna
studija)
RHE Reverzibilna hidroelektrana
RMU Ring Main Unit (Kompaktni sklopni modul)
RUP Rudnik uglja Pljevlja
RWE Rheinisch-Westfälische Elektrizitätswerke
SCADA Supervisory Control and Data Acquisition (Nadzor, upravljanje i prikupljanje
podataka)
SECI Southeast Europe Cooperation Initiative (Inicijativa za suradnju u JIE)
SF6 Sumporni heksafluorid
SKS Samonosivi kablovski snop
SN Srednji napon
SO2 Sumporni dioksid
STS Stupna trafostanica
t Tona
TAP Trans Adriatic Pipeline (Trans-jadranski naftovod)
TE Termoelektrana
TS Transformatorska stanica
TWh Teravatsat
UCTE Union for the Coordination of Transmission of Electricity (Unija za koordiniranje
prenosa električne energije)
UNECE United Nations Economic Commission for Europe (UN-ova ekonomska komisija
za Evropu)
UNESCO United Nations Educational, Scientific and Cultural Organization (UN-ova
organizacija za obrazovanje, nauku i kulturu)
UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate Change (UN-ova okvirna
konvencija o klimatskim promjenama)
UNMIK United Nations Interim Administration Mission in Kosovo (Prijelazna uprava UNa
na Kosovu)
USD Američki dolar
VN Visoki napon
VOC Volatile Organic Compound (Volatilna organska molekula)
VOCG Vodoprivredna osnova Crne Gore
WASP Wien Automatic System Planning
WFD Water Framework Directive (Okvirna direktiva za vodu)
XHP Izolacija od umreženog polietilena
____________________________________________________________________________________________________________________
XXI/524

________________________________________________________________________________________ UVODNE NAPOMENEI
UVODNE NAPOMENE
U formulisanju energetske politike, u većini zemalja svijeta, danas je prisutan koncept ili
ideja održivog razvoja. Održivi razvoj se definiše kao razvoj koji zadovoljava današnje
potrebe, bez dovođenja u pitanje mogućnosti budućih generacija da zadovolje svoje
energetske, kao i sve ostale potrebe.
Izrada dugoročnog plana razvoja (kraće: Master plan) elektroenergetskog sistema (kraće:
EES) je vrlo složen posao, za koji je nužno angažovati eksperte iz različitih područja, ali s
iskustvom u poslovima oko izrade Master plana. Kako je EES dio, ili podsistem,
energetskog sistema, koji je vrlo kompleksan, kod planiranja razvoja pojedinog njegovog
podsistema (npr. elektroenergetskog, gasnog, …), treba voditi računa o specifičnostima
svakog podsistema, ali isto tako i o međuzavisnosti podsistema. Prožimanje tih podsistema
je takvo da stanje u jednom od njih ima uticaja na sve ostale. Od stručnjaka koji su
specijalisti za pojedini podsistem se zato, osim specijalističkog znanja vezanog za specifični
podsistem, traži i poznavanje problematike vezane za ostale podsisteme.
Kad se radi o EES-u, problemu planiranja razvoja treba prići sistematski, nastojeći uzeti u
obzir što veći broj uticajnih faktora. Svako modeliranje, pa tako i modeliranje EES-a nosi u
sebi određena pojednostavljenja. Nije moguće modelom prikazati odnose koji su identični
onima u stvarnom EES-u. Stoga treba nastojati što realnije prikazati barem one odnose i
parametre, čiji je uticaj na prilike u EES-u značajniji. Izgradnja elektroenergetskih objekata
(distributivnih, prenosnih, a posebno proizvodnih) je kapitalno vrlo intenzivna, pa se krive
procjene u toku planiranja mogu negativno odraziti ne samo na prilike u EES-u nego i na
prilike u cjelokupnoj privredi. Ukoliko se kapaciteti predimenzioniraju, odnosno ako se
izgrade veći kapaciteti prije nego što je to potrebno, dolazi do zamrzavanja velikih
financijskih sredstava, koja su se, na efikasniji način, mogla upotrijebiti u nekom drugom
privrednom sektoru. S druge strane, ako se potrebe izgradnje novih kapaciteta podcijene,
dolazi do situacije kad nije moguće osigurati dovoljne količine električne energije iz vlastitih
izvora, manjkove treba nabavljati iz uvoza, često po nepovoljnim cijenama. Ovakva
situacija, ako potraje, može postati ograničavajući faktor ili kočnica razvoja za sve ostale
segmente privrede i društva u cjelini.
Ako bi se pokušala formirati ljestvica prioriteta današnjih ljudskih potreba, uvažavajući
dostignuća modernog doba i način života savremenog čovjeka, električna energija bi
sigurno zauzimala vrlo visoko mjesto. Poznato je da još uvijek jedan veliki dio čovječanstva
(procjene idu i do dvije milijarde ljudi) nema pristup električnoj mreži. Istina, postoje
ponegdje i u tim dijelovima svijeta razne instalacije, kao npr. solarni paneli, male
vjetroelektrane ili neki dizelski generatori, ali to je toliko rijetko da se s pravom može reći da
je tom dijelu ljudske populacije električna energija još uvijek nedostupna. Usprkos toj
činjenici, snabdijevanje svih ljudi električnom energijom se smatra civilizacijskom obavezom
današnjeg doba. Stoga je vrlo ozbiljno pitanje kako uz tezu – koja se sve češće i sve jače
ističe u prvi plan – da je električna energija roba kao i svaka druga, i da se prema njoj tako
treba i odnositi, ispuniti tu civilizacijsku obavezu.
Postoje određene specifičnosti, kako u tehnološkom, tako i u društvenom smislu, koje
električnu energiju ipak razlikuju od većine drugih vrsta robe. Naravno, ovime se ne želi reći
da električna energija nema baš nikakve atribute robe, nego se želi reći da je ona jedna
posebna kategorija robe. Neki nedavni događaji su pokazali da se električna energija u
tržišnim okolnostima tretira kao roba, dok je ima dovoljno. Čim su se pojavili
problemi u osiguravanju dovoljnih količina, ona se počela tretirati kao socijalni, pa
čak i politički problem.
____________________________________________________________________________________________________________________
23/524

________________________________________________________________________________________ UVODNE NAPOMENEI
Ono što se ne može osporiti, u smislu karakteristike robe, je to da je treba plaćati, i to u
onoj mjeri i na onaj način kako se i troši. Svaki potrošač, dakle, treba pokriti troškove koje
svojom potrošnjom, po količini i dinamici, izaziva u EES-u. Sama činjenica da je dugi niz
godina, a u velikom broju zemalja je tako i danas, cijena električne energije bila i dio
socijalne politike, pokazuje jednu posebnost električne energije u odnosu na druge vrste
robe. U gotovo svim, pa i najrazvijenijim zemljama, postoje kategorije kupaca (novi termin
za nekadašnje potrošače) koji nemaju prihode dovoljne za podmirenje svih egzistencijalnih
troškova, među kojima je i električna energija. Vjerovatno će tako biti još puno godina. U
takvim slučajevima je potrebna pomoć države kroz različite vidove socijalnih davanja.
Međutim, nužno je da takve kategorije kupaca dobivaju određenu novčanu pomoć, ali da oni
plaćaju potrošenu električnu energiju. Jedino će se na taj način kod tih kupaca razvijati svije
o tome da ta energija nije nešto što se može proizvoditi bez troškova. To bi saznanje
trebalo poticati kupce na racionalnije ponašanje kod potrošnje električne energije.
Nije dobro da se država miješa u poslovanje elektroprivrednih preduzeća na način da kroz
nerealno niske cijene pokušava riješiti dio socijalnih problema građana. Ukoliko bi se takva
praksa nastavila, postoji opasnost da elektroprivredna preduzeća dožive financijski slom, pa
onda ni oni kupci koji bi mogli i htjeli plaćati električnu energiju neće moći imati tu energiju.
Naravno, to je jedan krajnje nepoželjan scenarij s vrlo malom vjerovatnošću. No, o tome
treba razmišljati kod kreiranja socijalne politike i njenog mogućeg uticaja na poslovanje
elektroprivrednih preduzeća.
Planiranje uopšte, a u energetici naročito, nosi u sebi znatnu dozu neizvjesnosti. Ako se
radi o energetici, pogleda li se tridesetak godina unazad i analizira planove koji su u
području energetike u tom periodu napravljeni, može se zaključiti da se niti jedan nije do
kraja ostvario. Odstupanja su bila manja ili veća, ali su bila pravilo. To važi, kako za
planiranje potrošnje energije, tako i za planiranje izgradnje izvora, odnosno infrastrukture za
podmirivanje takve potrošnje. Ovakvo iskustvo je, praktično bez izuzetka, karakteristika i
razvijenih zemalja, a i onih nerazvijenih ili onih u razvoju. Imuni od toga nijesu bili ni različiti
sistemi društvenog uređenja (socijalizam, kapitalizam), vlasništva (državno, privatno) ili
načini planiranja (centralizovano, decentralizovano). Što je vremenski horizont planiranja
duži, to je i veći stepen neizvjesnosti povezane uz proces planiranja. Ta neizvjesnost je
rezultat pretpostavki s kojima se ulazi u proces planiranja.
Čest je slučaj da se kao ulazne veličine za planiranje ukupnih energetskih potreba koriste
neki parametri čije je ostvarenje gotovo jednako neizvjesno kao i samo ostvarenje ukupne
potrošnje energije. Naravno da radi toga ne treba prestati planirati. Međutim, potrebno je
pronaći metode planiranja koje će ove neizvjesnosti svesti na najmanju moguću mjeru.
Planiranje bi trebalo biti jedan stalni, neprekinuti proces, koji bi svakih nekoliko godina
rezultirao izborom jednog (ciljnog) plana. Dakle, analitičari ili planeri pripremaju veći broj
varijanti razrađenih do detalja. Iz toga se, za one koji donose odluke, treba pripremiti
nekoliko varijanti koje planeri izdvoje kao najrealnije. Prijedlog za donositelje odluka mora
biti vrlo jasno pripremljen, s poređenjem ključnih elemenata između pojedinih varijanti.
Ono što je od izuzetne važnosti u procesu planiranja je postavljanje jasnih ciljeva koji se
žele postići. Ti ciljevi moraju biti mjerljivi, što znači da se nakon izbora jednog, između više
izrađenih planova, može pratiti ostvarenje tog plana, odnosno odstupanje od njega.
Planovi se u određenim vremenskim razmacima trebaju novelirati, kako bi se u obzir uzele
promjene osnovnih pretpostavki od izrade posljednjeg plana. Izrada plana ne smije trajati
predugo, jer se često događa da je aktualnost nekih ulaznih pretpostavki za izradu plana
kraća nego sama izrada.
____________________________________________________________________________________________________________________
24/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI I
MOGUĆNOST NJEGOVE ENERGETSKE VALORIZACIJE
1.1 UVOD
Za potrebe obrade područja vezanog uz hidroelektrane najvećim dijelom korišćena je
raspoloživa studijska i planska dokumentacija, u kojoj je sadržan posljednji ažurirani
pregled postojećeg stanja odnosno planskih odrednica hidroenergetike u Crnoj Gori
(korišćeni su raspoloživi podaci dobiveni od Elektroprivrede Crne Gore te podaci iz
Vodoprivredne osnove). Ovdje je bitno naglasiti da je, skladno pristupu prikaza usvojenom
iz raspoloživih podloga, potencijal glavnih vodotoka naveden odvojeno od potencijala
manjih vodotoka i pritoka, u cilju načelnog razgraničenja potencijala za velike i male
hidroelektrane. Skladno strukturi sadržaja koja je definisana projektnim zadatkom,
potencijal malih hidroelektrana obrađen je u posebnom poglavlju (2.4.2).
1.2 TEORETSKI POTENCIJAL
Na osnovu dosadašnjih istraživanja površinskih vodotoka u Crnoj Gori, može se govoriti o
vrlo izraženoj vodnosti u odnosu na relativno malu površinu teritorije Crne Gore, a time i o
načelnoj raspoloživosti značajnog hidropotencijala za energetsko korišćenje. Ukupni
hidropotencijal na području Crne Gore se kroz dimenziju godišnjeg otijecanja unutrašnjih
voda na teritoriji Crne Gore procjenjuje na oko 18,75 milijardi m 3 odnosno 595 m 3 /s, a s
aspekta hidroenergetskog korišćenja procjena je 13,34 milijardi m 3 , odnosno 423 m 3 /s.
Vodoprivrednom osnovom Crne Gore iz 2001. [24] izračunat je ukupan teoretski
hidroenergetski potencijal u iznosu od 9 846 GWh, s tim da je dio ovog potencijala već u
eksploataciji u postrtojenjima HE Perućica i HE Piva. Raspodjela ovog potencijala prema
glavnim vodotocima data je u sljedećoj tabeli.
Tabela 1.1. Teoretski hidropotencijal Crne Gore na glavnim vodotocima
Vodotok
Teoretski
hidroenergetski
potencijal
(GWh)
Piva 1 361
Tara 2 255
Ćehotina 463
Lim 1 438
Ibar 118
Morača (do Zete) 1 469
Zeta 2 007
Mala rijeka 452
Cijevna 283
Ukupno 9 846
____________________________________________________________________________________________________________________
25/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
Za proračun energetskog potencijala duž glavnih riječnih tokova u Crnoj Gori u okviru
Vodoprivredne osnove (gornja tabela) usvojen je korak od 5 km. Na osnovu ovih podataka,
energetski najmoćnija rijeka je Tara, nakon koje slijede Zeta, Morača, Lim, Piva i ostale.
1.3 TEHNIČKI ISKORISTIVI POTENCIJAL
Uz pretpostavku da nema mjesta na kome se ne može podići brana ili neki drugi objekat, i
da postoje materijali od kojih se oni mogu izgraditi, te pod uslovom da postoje dovoljna
finansijska sredstva, raspoloživi tehnički hidropotencijal jednak je hidropotencijalu rijeke
umanjenom za gubitke na padu (u dovodno-odvodnim organima i oscilacijama nivoa u
akumulaciji) i gubitke na mašinama i prenosnim sistemima (turbine, generatori,
transformatori itd.). Gubici na padu moraju biti računati za svako postrojenje posebno, dok
se gubici na mašinama, za današnji stepen razvoja, generalno mogu uzeti da iznose oko
13%.
Današnje tehničke mogućnosti dopuštaju izgradnju u gotovo svim uslovima. Međutim,
ekonomski iskoristive vodne snage su znatno precizniji pojam. Taj pojam je vezan za
razvitak društva i promjenu ekonomskih kriterijuma rentabilnosti u toku vremena.
Promjenom raznih činilaca koji utiču na izgradnju objekata i proizvodnju električne energije
mijenjaju se i ekonomski kriterijumi rentabilnosti korišćenja vodnih snaga.
Ekonomično iskoristive vodne snage mogu se utvrditi za određenu etapu razvoja tako da se
odrede najveće investicije po kW i kWh električne energije ekonomične za korišćenje, te
potom i sve vodne snage koje daju energiju jeftiniju od utvrđene. Ekonomičnost
hidroelektrične energije dodatno povećavaju akumulacije koje omogućavaju proizvodnju
vršne energije. Vodne snage koje ispunjavaju uslov treba uvrstiti u ekonomično iskoristive
pod datim polaznim pretpostavkama. Pri ovakvoj procjeni mnoge vodne snage naći će se u
grupi ekonomski nepovoljnih, mada bi one u kompleksu sa ostalim vodoprivrednim
zahtjevima (odbrana od poplava, navodnjavanje, snabdijevanje vodom i dr.) mogle postati
ekonomski povoljne za korišćenje. Kako je bez osnovnih vodoprivrednih studija,
vodoprivrednih osnova čitavih rječnih slivova, studija uticaja hidroenergetskih objekata i
sistema na životnu sredinu i projekata zaštite teško dati procjenu o investicijama, tek
izradom ovih dokumentacija može se izvršiti pouzdano razgraničenje ekonomski povoljnih
od ekonomski nepovoljnih vodnih snaga. Tačno utvrđivanje granice između njih je
nemoguće, jer vrijednost hidroelektrične energije zavisi od konkurencije sa drugim izvorima
električne energije.
1.3.1 Tehnički iskoristivi potencijal glavnih riječnih tokova
Prethodnim istraživanjima definisan je i tehnički iskoristiv potencijal vodotoka u Crnoj Gori,
kao dio teoretskog potencijala za koji je izrađenom projektnom dokumentacijom dokazano
da je u tehničkom smislu moguća eksploatacija, odnosno za koji se pouzdano može odrediti
prosječna moguća godišnja proizvodnja. Procjena iznosa tehnički iskoristivog potencijala
glavnih vodotokova u prirodnom pravcu oticanja kreće se u rasponu 5,4 do 6,3 TWh (ovisno
o varijanti korišćenja voda), s tim da je oko 1,7 TWh već u eksploataciji u do sada
izgrađenim hidroelektranama (HE Perućica i HE Piva). Osim energetskog korišćenja
vodotoka u njihovom prirodnom pravcu toka, razmatrana je i mogućnost kojom se predviđa
prevođenje dijela vode rijeke Tare u rijeku Moraču (22,2 m 3 /s). U tom slučaju procijenjeni
iznos tehnički iskoristivog potencijala kreće se od 6,3 do 6,9 TWh.
Analiza preostalog tehnički iskoristivog hidroenergetskog potencijala rijeka u Crnoj Gori
načinjena je na osnovu planiranih tehničkih rješenja hidroenergetskih objekata u dvije
globalne varijante. Varijanta 1 postoji u mnogobrojnim razvojnim programima, planovima i
____________________________________________________________________________________________________________________
26/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
projektnoj dokumentaciji hidroenergetskih objekata Elektroprivrede Crne Gore. Varijanta 2
data je u službeno usvojenoj Vodoprivrednoj osnovi Crne Gore (uporedo sa Varijantom 1).
Varijante 1 i 2 razmatraju korišćenje hidroenergetskog potencijala na prirodnom pravcu toka
i sa prevođenjem dijela vode rijeke Tare u rijeku Moraču (Q = 15,2 ili Q = 22,2 m 3 /s).
Varijanta 1, koja je usvojena od strane Elektroprivrede Crne Gore i obuhvaćena
“Programom razvoja i izgradnje novih elektroenergetskih objekata sa prioritetima gradnje
Elektroprivrede Crne Gore”, 1997. god., predviđa izgradnju novih akumulacija i elektrana
kako slijedi:
• Tara: akumulacija i HE “Ljutica” (bez akumulacije HE “Tepca”) i akumulacije i HE
“Visoki Žuti Krš“, “HE Opasanica“, „Bakovića Klisura” i “Trebaljevo”;
• Morača: RHE Koštanica, akumulacija i HE “Visoko Andrijevo” i nizvodne akumulacije
i HE “Raslovići”,“Milunovići” i “Zlatica”;
• Lim: akumulacije i HE na glavnom toku “Andrijevica”, “Lukin Vir” i “Plavsko jezero”;
• Ćehotina: akumulacija i HE “Mekote” (bez akumulacije i HE “Milovci”);
• Piva: akumulacija i HE “Komarnica” i dvije manje derivacione HE “Pošćenje” i
“Bukovica Šavnik”.
Varijanta 2, koja je kao alternativa obuhvaćena “Vodoprivrednom osnovom Crne Gore”,
2001 god., predviđa izgradnju novih akumulacija i elektrana kako slijedi:
• Tara: akumulacije i HE “Tepca”, “Mojkovac”, “Niski Žuti Krš“, “Mateševo” i
„Opasanica”;
• Morača: akumulacija i HE “Nisko Andrijevo”, uzvodna akumulacija i HE “Dubravica” i
akumulacija i HE „Grla“, te nizvodne akumulacije i HE “Raslovići”, “Milunovići” i
“Zlatica” (kao u Varijanti 1);
• Lim: višenamenske akumulacije i HE na pritokama, a na glavnom toku samo
kanalske protočne HE;
• Ćehotina: akumulacija “Milovci” i derivaciona HE u rijeku Taru;
• Piva: akumulacije (kao u Varijanti 1), HE “Šavnik” sa derivacijom iz akumulacije na
rijeci Bijela i HE “Timar” sa akumulacijom na rijeci Bukovici.
U obje varijante ista su rješenja za Ibar sa HE “Bać” i za HES “Buk Bijela” na rijeci Drini.
Obje varijante su uslovne, a moguće je i kombinovanje varijantnih rješenja na pojedinim
rijekama (onih koja su međusobno nezavisna).
U Tabeli 1.2. dat je pregled preostalog tehnički iskoristivog potencijala glavnih vodotoka za
varijantu 1 i 2, i to u prirodnom pravcu toka, te za slučaj prevođenja dijela voda Tare u
Moraču, prema podacima iz Vodoprivredne osnove Crne Gore.
____________________________________________________________________________________________________________________
27/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
Tabela 1.2. Preostali tehnički iskoristivi hidroenergetski potencijal glavnih vodotoka
za varijantu 1 i 2, u prirodnom pravcu toka i uz prevođenje voda Tare u Moraču
Rijeka
Pravac prirodnog oticanja Prevođenje voda
Varijanta 1 Varijanta 2
Varijanta 1 Varijanta 2 3 3 3 3
22,2 m /s 15,2 m /s 22,2 m /s 15,2 m /s
Tara 803 1326 1420 1169 1650 1453
Morača 1198 1332 1564 1448 1708 1590
Lim 826 933 826 826 933 933
Ćehotina 136 218 136 136 218 218
Piva 316 365 316 316 365 365
Ibar 48 48 48 48 48 48
Buk Bijela (1/3) 380 380 330 345 330 345
UKUPNO 3707 4602 4639 4288 5252 4952
Iz gornje tabele vidljivo je da se prevođenjem dijela vode rijeke Tare u rijeku Moraču
potencijal povećava u odnosu na zamišljeno stanje s prirodnim pravcem toka vodotoka, a
isto se može reći i za Varijantu 2, kojom se postiže bolja energetska iskorišćenost
vodotoka. Razrada tehnički iskoristivog potencijala po pojedinim objektima nalazi se u točki
1.5.
1.3.2 Tehnički iskoristivi potencijal u malim hidroelektranama
U dosadašnjim planskim dokumentima bruto hidroenergetski potencijal na manjim
vodotocima je procjenjivan na oko 800-1 000 GWh, od čega se ocjenjuje da je realno
iskoristiv potencijal malih hidroelektrana oko 400 GWh [27]. Ta procjena je data na bazi
ocjene dosta rezolutnih ekoloških i prostornih ograničenja koja se postavljaju na nizu malih
vodotoka.
Kako je već rečeno u uvodnom dijelu, potencijal malih hidroelektrana obrađen je u
posebnom poglavlju (2.4.2.), međutim, ovdje je radi cjelovitosti bitno naglasiti da na iznos
procijenjenog tehnički iskoristivog potencijala malih hidroelektrana (oko 400 GWh) ne utiču
režimi korišćenja vodotoka kao ni dvije spomenute varijante pa se, u cilju dobivanja
informacije o ukupnom tehnički iskoristivom potencijalu svih vodotoka u Crnoj Gori,
potencijal malih hidroelektrana kao takav može jednostavno dodati potencijalu za bilo koju
mogućnost odnosno varijantu, iz čega slijedi Tabela 1.3.
Tabela 1.3. Preostali tehnički iskoristivi hidroenergetski potencijal svih vodotoka (u
zavisnosti od mogućnosti korišćenja)
Tehnički iskoristivi
potencijal svih vodotoka
(GWh)
U prirodnom pravcu toka
S prevođenjem dijela vode
rijeke Tare u rijeku Moraču (22,2 m 3 /s)
Varijanta 1 4107 5039
Varijanta 2 5002 5652
____________________________________________________________________________________________________________________
28/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
1.4 TEHNIČKI ISKORISTIVI POTENCIJAL IZVAN GRANICA CRNE GORE
Na ovom mjestu komentirat će se i potencijal za gradnju hidroelektrana izvan granica Crne
Gore, odnosno hidroenergetski potencijal koji se formira na teritoriji Crne Gore, ali je
njegova realizacija moguća djelimično ili potpuno izvan njenih granica. Radi se o nekoliko
planiranih objekata, te o već izgrađenim hidroelektranama u slivu Trebišnjice.
Hidroenergetski sistem Buk Bijela najmanje je sporan s aspekta usuglašenosti raspodjele
potencijala, budući da je dogovorom između Republike Crne Gore i Republike Srpske
određeno da Crnoj Gori pripada oko 1/3 potencijala (odn. oko 450 GWh) koji se realizuje u
HE Buk Bijela, budući da bi se uspor njezine akumulacije prenosio više kilometara na
teritoriju Crne Gore (detaljniji podaci o projektu navedeni su u točki 2.2.2.3.). Odgovarajući
dio potencijala koji bi se realizovao u ovoj elektrani uračunat je u procjene tehnički
iskoristivog potencijala u točki 1.3. Problem kod realizacije ovog objekta nije u podjeli
hidropotencijala, već u stavu crnogorske javnosti kako je takav zahvat u kanjonu Tare
neprihvatljiv s ekološkog aspekta. Takav je stav formulisan i kroz Deklaraciju o zaštiti rijeke
Tare, usvojenu u crnogorskoj skupštini 2004. godine, radi koje su daljnje aktivnosti na
realizaciji projekta morale biti zaustavljene.
Kod planiranih objekata na rijeci Ćehotini spominju se dva objekta u graničnom području s
Bosnom i Hercegovinom, a koji se međusobno isključuju: HE Vikoč i HE Milovci. Nizvodni
objekat HE Vikoč (na teritoriji Bosne i Hercegovine) se u novije vrijeme ne pominje, pa se
tako ne nalazi niti u jednoj od dvije varijante iz Vodoprivredne osnove Crne Gore
(hidroelektrane na Ćehotini su detaljnije obrađene u točkama 1.6. i 2.2.2.7.). Za HE Milovci
(koja je sastavni dio Varijante 2 iz VOCG) za sada još ne postoji sporazum o podjeli
hidroenergetskog potencijala, pa će se za taj potencijal pretpostaviti da u potpunosti
pripada Crnoj Gori (što je i uračunato u procjenu potencijala prema točki 1.3.).
U planskoj i ostaloj dokumentaciji pominje se i objekat HE Brodarevo u smislu realizacije
potencijala u pograničnom području. Riječ je o hidroenergetskom objektu na rijeci Lim, koji
bi bio izgrađen u Republici Srbiji, a uspor akumulacije se prolongira na teritoriji Crne Gore.
Podaci za ovaj objekat prikupljeni su od Elektroprivrede Srbije koja ima izrađen Idejni
projekat i Investicioni program (Energoprojekt, 1988). Projektni parametri elektrane su
sljedeći: kota uspora 540 mnm, snaga 50,4 MW, očekivana godišnja proizvodnja
200,4 GWh. Što se tiče kote akumulacije i njenog pružanja na teritoriju Crne Gore, kota 540
mnm se pruža u kanjonskom i doseže do nizvodnog dijela Bjelopoljske doline (oko 1 km
uzvodno od ušća rijeke Bistrice u Lim čija je kota 537 mnm). Ova dokumentacija je od
strane EPS-a pokušana da se aktuelizuje 2002. godine, međutim do realizacije nije došlo.
Prema informacijama iz EPCG, kod te hidroelektrane još ne postoji sporazum o podjeli
hidroenergetskog potencijala, pa se do postizanja takvog sporazuma može smatrati da u
planovima EPS-a ovaj objekat ostaje kako je projektovan, uz potrebu dogovora sa Crnom
Gorom oko njegove realizacije.
Posebno je pitanje u vezi s postojećim hidroelektranama HE Trebinje 1 u Republici Srpskoj
(ukupna godišnja proizvodnja 471,22 GWh, prema hidrološkom nizu za period 1946-1965.
godine) i HE Dubrovnik u Republici Hrvatskoj (ukupna godišnja proizvodnja 1 564 GWh). U
raspoloživoj literaturi dostavljenoj od naručitelja projekta navedeno je da udjeli Crne Gore u
proizvodnji spomenutih dviju elektrana nijesu potpuno usaglašeni i definisani, s obzirom na
iskazanu upitnost prethodno definisanih kriterijuma za razgraničenje potencijala. Primjenom
kriterijuma učešća potencijala u proizvodnji energije u spomenutim elektranama došlo se do
predloženih 24%-tnih udjela koje bi Elektroprivreda Crne Gore imala u ukupnoj proizvodnji.
Prethodno definisani crnogorski udio u energiji proizvedenoj u HE Dubrovnik iznosi 7,6%
(123 GWh), odnosno 30% u HE Trebinje 1 (147 GWh) – razlike se pojavljuju zbog dviju
____________________________________________________________________________________________________________________
29/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
zasebno izvršenih analiza. Ukupno to iznosi 270 GWh. Uvažavajući prethodno navedeno,
postavlja se pitanje kako posmatrati ovaj potencijal: kao realizovani (djelimično ili potpuno)
ili tehnički iskoristivi (djelimično ili potpuno). Kod opisivanja udjela hidropotencijala na HE
Dubrovnik i HE Trebinje 1 bili su raspoloživi podaci koji nijesu rezultat uniformne obrade
(podatak za HE Dubrovnik je iz studije Elektroprojekta Ljubljana, dok se Energoprojekt
Beograd, nije bavio udjelom potencijala na ovom objektu).
U Subsektorskoj studiji Energetika Crne Gore dat je podatak za potencijal u postojećim
objektima izvan Crne Gore u iznosu od 488,4 GWh, koji se dobio sabiranjem 24%-tnih
udjela Crne Gore u HE Trebinje 1 (113 GWh) i u HE Dubrovnik (375,4 GWh). Pored toga,
kao neizgrađeni i sporni potencijal spominje se 30%-tni udjel u planiranoj HE Vikoč
(39 GWh).
Kao jedna od mogućnosti valorizacije potencijala Trebišnjice koji djelimično pripada Crnoj
Gori razmatrana je i izgradnja HE Boka. Ova je elektrana na zahtjev Elektroprivrede
Republike Srpske (HE na Trebišnjici) studijski obrađena 1993. godine, u vrijeme ratnih
zbivanja na ovim prostorima i prestanka rada HE Dubrovnik. U toj studiji razmatra se
mogućnost skretanja voda iz sliva Trebišnjice, pri čemu se analiziraju tri varijante:
• Varijanta 1 – snaga 60 MW, očekivana proizvodnja 298,4 GWh, instalisani proticaj
26 m 3 /s; korišćenje voda Gornjih horizonata bez remećenja postojećeg režima i
bilansa proizvodnje na HE Dubrovnik, HE Trebinje II i PHE Čapljina.
• Varijanta 2 – snaga 252 MW, očekivana proizvodnja 1330 GWh, instalisani proticaj
110 m 3 /s; iskorišćenje voda Gornjih horizonata sa zahvatanjem postojećih, s tim da
se za HE Dubrovnik obezbijede one količine vode koje obezbijeđuju na njoj
proizvodnju dogovorenog dijela energije koji pripada Elektroprivredi Hrvatske (22%
proizvodnje u I fazi izgrađenosti sistema) i da se na brani Gorica obezbijedi
vodoprivredni minimum od 8 m 3 /s.
• Varijanta 3 – snaga 345 MW, očekivana proizvodnja 1871,8 GWh, instalisani proticaj
180 m 3 /s, iskorišćenje svih raspoloživih voda rijeke Trebišnjice na profilu Gorica
uključujući i sve prevedene vode Gornjih horizonata, uz obezbjeđenje biološkog
minimuma od 2,5 m 3 /s nizvodno od brane Gorica.
Međutim, uz realizaciju ove elektrane vezano je više otvorenih pitanja, kao što su
razgraničenje vlasništva i hidropotencijala, rješavanje problema oko potencijala CG na
Bilećkom jezeru kao preduslova za saradnju na ovom projektu, i pravno pitanje mogućnosti
izmjene uspostavljenog režima korišćenja voda između Hrvatske i RS. U EPCG ideja o
korišćenju voda sistema Trebišnjice u pravcu HE Boka nije uvrštena u razvojne planove
zbog nedefinisane raspodjele potencijala Trebišnjice, kao i zbog davanja prioriteta
projektima višeg stepena razrade.
S obzirom na postojeći dogovor oko raspodjele voda u okviru I faze izgradnje Hidrosistema
Trebišnjica, mala je vjerovatnoća da bi se u daljoj projektnoj razradi mogle razmatrati
Varijante 2 i 3 koje su nerealne s obzirom na obaveze koje imaju Hidroelektrane na
Trebišnjici, i treba ih posmatrati u kontekstu vremena i političkog okruženja kada je Studija
rađena. Kao mogućnost ostaje samo Varijanta 1 (26 m 3 /s) koja bi koristila viškove voda iz
sistema Trebišnjice. S obzirom da su viškovi voda u I etapi relativno mali, povećanje
količina voda na HE Boka bi se ostvarilo ograničenjem ispuštanja vodoprivrednog
minimuma nizvodno od brane Gorica. Izgradnjom II etape, energetska proizvodnja bi se
povećala količinama voda koje bi se uvele u sistem Trebišnjice sa Gornjih horizonata.
____________________________________________________________________________________________________________________
30/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
1.5 PLANIRANE HIDROELEKTRANE
U sljedećim tabelama prikazan je sažeti pregled planiranih hidroelektrana na teritoriji Crne
Gore, koji proizlazi iz izrađene pretprojektne i projektne dokumentacije. Objekti su navedeni
posebno za svaku od varijanti iz VOCG. Potrebno je uzeti u obzir da se pregled svih
planiranih objekata zasniva na djelimično potpunim podlogama odnosno tehničkoj
dokumentaciji s različitim nivoima obrade, a precizna obrada sistema svih projekata može
biti izvršena samo ako svi projekti imaju usporedivi nivo, kvalitet i raspoloživost svih
parametara. Jasno je da će ova obrada biti kvalitetnija ukoliko su kvalitetniji i precizniji
podaci, odnosno ukoliko se radi o višem stupnju istraživanja. Izradom tehničke
dokumentacije odgovarajućeg stupnja za sve planirane hidroelektrane može se dobiti
najbolja osnova za kvalitetan izbor elektrana-kandidata.
____________________________________________________________________________________________________________________
31/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
Tabela 1.4. Planirane hidroelektrane na vodotoku Tara u pravcu prirodnog toka
Vodotok Tara Varijanta 1 Varijanta 2
Planirana
hidroelektrana
Instalisana
snaga
(MW)
Prosječna
godišnja
proizvodnja
(GWh)
Instalisana
snaga
(MW)
Prosječna godišnja
proizvodnja
(GWh)
Opasanica 10 43 10 43
Mateševo - - 23 63
Žuti Krš 40 73 35 57
Bakovića Klisura 20 49 - -
Trebaljevo 59 154 - -
Ljutica 212 484 - -
Mojkovac - - 100 271
Tepca - - 316 893
Ukupno 341 803 484 1 326
Tabela 1.5. Planirane hidroelektrane na vodotoku Morača s pritokama u pravcu
prirodnog toka
Vodotok Morača s
pritokama
Planirana
hidroelektrana
Instalisana
snaga
(MW)
Varijanta 1 Varijanta 2
Prosječna
godišnja
proizvodnja
(GWh)
Instalisana
snaga
(MW)
Prosječna
godišnja
proizvodnja
(GWh)
Ljevišta 47 73,4 - -
Krušev Lug 27 49,5 - -
Ljuta 60 113 - -
Dubravica - - 60 104,9
Grla - - 10 27,7
Andrijevo 127 323,7 127 233,6
Raslovići 37 106,6 37 106,6
Milunovići 37 120,1 37 120,1
Zlatica 37 155,7 37 155,7
Pritoke Morače
Ibrija 7 14,2 12 21,7
Velje Duboko 40 73,3 46 80,2
Nožica 14 26,7 14 26,7
Brskut 74 141,9 74 141,9
Sjevernica - - 9 14,6
Pavličići - - 56 105,5
Prifta - - 82 193,0
Ukupno 507 1198 601 1332
____________________________________________________________________________________________________________________
32/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
Tabela 1.6. Planirane hidroelektrane na vodotoku Lim s pritokama u pravcu prirodnog
toka
Vodotok Lim s
pritokama
Planirana
hidroelektrana
Instalisana
snaga
(MW)
Varijanta 1 Varijanta 2
Prosječna
god.
proizvodnja
(GWh)
Instalisana
snaga
(MW)
Prosječna
god.
proizvodnja
(GWh)
Đurička rijeka 18 19,3 15 25,5
Plav 15,4 61 8 37
Andrijevica 110 176,7 - -
Lukin Vir 32 94,7 - -
Berane 32 92,5 - -
Štitar-Tivran 31,4 119,5 - -
Bijelo Polje I 39 174,3 - -
Bijelo Polje II 9,3 35,6 - -
Ljuboviđa 22 52 26 75
Reženica - - 8 35,6
Murino - - 8 34,3
Mostine - - 8 36,3
Jagnjilo - - 8 39
Bukva - - 12 39,7
Trešnjevo - - 12 48,7
Navotine - - 16 51,7
Ivangrad - - 16 53,2
Poda - - 20 64,7
Grućevica - - 20 73
Pripčići - - 20 75,4
Pritoke Lima
Grlja (Grnčar) - - 13 49,1
Zlorečica - - 20 49,8
Šekularska - - 12 13,8
Trebačka - - 26 41,5
Beranska Bistrica - - 11 27,6
Kaludarska - - 27 21,9
Lješnica - - 10 15,7
Bjelopoljska Bistrica - - 16 24,1
Ukupno 309 826 331 933
____________________________________________________________________________________________________________________
33/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
Tabela 1.7. Planirane hidroelektrane na vodotoku Ćehotina u pravcu prirodnog toka
Vodotok Ćehotina Varijanta 1 Varijanta 2
Planirana
hidroelektrana
Instalisana
snaga
(MW)
Prosječna godišnja
proizvodnja
(GWh)
Instalisana
snaga
(MW)
Prosječna godišnja
proizvodnja
(GWh)
Gradac 23 65,5 25 72
Mekote 26 70,6 - -
Milovci - - 50 145,8
Ukupno 49 136 75 218
Tabela 1.8. Planirane hidroelektrane na vodotoku Ibar u pravcu prirodnog toka
Vodotok Ibar
Planirana hidroelektrana
Instalisana snaga
(MW)
Prosječna godišnja proizvodnja
(GWh)
Bać 29 47,8
Tabela 1.9. Planirane hidroelektrane na vodotoku Piva s pritokama u pravcu
prirodnog toka
Vodotok Piva s
pritokama
Planirana
hidroelektrana
Instalisana
snaga
(MW)
Varijanta 1 Varijanta 2
Prosječna
godišnja
proizvodnja
(GWh)
Instalisana
snaga
(MW)
Prosječna
godišnja
proizvodnja
(GWh)
Komarnica 160 247 160 247
Pošćenje 7,3 16 - -
Buk-Šavn. 20 53 - -
Šavnik - - 35 86
Timar - - 14 32,3
Ukupno 187 316 209 365
Tabela 1.10. Planirane hidroelektrane u sklopu HES Buk Bijela
HES Buk Bijela
Planirana hidroelektrana
Instalisana snaga
(MW)
Prosječna godišnja proizvodnja
(GWh)
HE Buk Bijela 450 1 158
HE Srbinje 55,5 199
Ukupno 505,5 1 357
____________________________________________________________________________________________________________________
34/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
Tabela 1.11. Planirana hidroelektrana Koštanica – s prevođenjem dijela vode iz rijeke
Tare u rijeku Moraču (za slučaj prevođenja 22,2 m 3 /s)
HE Koštanica Varijanta 1 Varijanta 2
Planirana
hidroelektrana
Instalisana
snaga
(MW)
Prosječna godišnja
proizvodnja
(GWh)
Instalisana
snaga
(MW)
Prosječna godišnja
proizvodnja
(GWh)
Žuti Krš 1 –
Andrijevo 1
552 1144,9 - -
Bakovića Klisura 16 -45,4 - -
Žuti Krš 2 – Grla - - 490 1034,1
Mojkovac - - 23 -42
Ukupno 1099 992
Tabela 1.12. Planirana hidroelektrana Koštanica – s prevođenjem dijela vode iz rijeke
Tare u rijeku Moraču (za slučaj prevođenja 15,2 m 3 /s)
HE Koštanica Varijanta 1 Varijanta 2
Planirana
hidroelektrana
Instalisana
snaga
(MW)
Prosječna godišnja
proizvodnja
(GWh)
Instalisana
snaga
(MW)
Prosječna godišnja
proizvodnja
(GWh)
Žuti Krš 1 –
Andrijevo
276 783,9 - -
Žuti Krš 2 – Grla - - 260 708
Ukupno 783,9 708
____________________________________________________________________________________________________________________
35/524

__________________________________________________________________ 1 ANALIZA HIDROPOTENCIJALA U CRNOJ GORI
1.6 ZAKLJUČNA RAZMATRANJA
Ovim poglavljem obrađen je pregled postojećeg hidropotencijala Crne Gore sa planiranim
hidroelektranama. Korišćeni podaci (kao kombinacija korišćenja različitih podloga) se
uglavnom baziraju na podacima iz Vodoprivredne osnove Crne Gore, osim u dijelu
procijenjenog potencijala malih hidroelektrana i potencijala izvan granica Crne Gore.
Može se smatrati da je postojeća dokumentacija koja obrađuje hidropotencijal Crne Gore
(studije i projekti za pojedine objekte koji su različitog nivoa obrade) zastarjela. U tom
smislu, u ovom trenutku manje je bitna određena nekonzistentnost u grupiranju potencijala
s obzirom na vodotoke odnosno pritoke, a veću težinu treba dati ažuriranju tehničkih
rješenja s obzirom na nove okolnosti. U proteklom vremenu došlo je do značajnijih
promjena duž vodotoka koji uslovljavaju mogućnost izgradnje, o čemu treba voditi računa
prilikom izbora kandidata za izgradnju. Postojeće koncepcije iskorišćenja vodotoka su
prevaziđene i teško se mogu realizovati, što uslovljava potrebu za novom analizom tehnički
iskoristivog hidropotencijala i što skorije započinjanje radova na tim poslovima. Ipak, kao
glavni imperativ postavlja se definisanje realno iskoristivog potencijala, imajući u vidu sve
glasnije zahtjeve ekologa o upitnosti realizacije nekih projekata, tako da sama vrijednost
tehnički iskoristivog potencijala može dati lažnu sliku o stvarnim mogućnostima realizacije.
Imajući u vidu opredjeljenje Crne Gore kao ekološke države, tek definisanjem ekološki
prihvatljivog potencijala (što je zahtjevan i dugotrajan posao) moći će se sa
zadovoljavajućom sigurnošću izvršiti valorizacija realnih mogućnosti gradnje hidroelektrana
u Crnoj Gori.
____________________________________________________________________________________________________________________
36/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA
ELEKTRIČNU ENERGIJU
Jedan od zadataka ove studije je dati pravce razvoja elektroenergetskog sistema u dijelu
proizvodnje. Polazište za planiranje izgradnje novih proizvodnih izvora je predviđanje
potrošnje električne energije za planski period (2005-2025), koja je rezultat Knjige B
Stručnih osnova strategije razvoja energetike. Kretanje prognozirane potrošnje električne
energije, te vršnog i minimalnog opterećenja u sistemu prikazano je tabelom 2.1. i slikom
2.1.
Tabela 2.1. Prognozirano kretanje potrošnje energije, vršnog i minimalnog
opterećenja u toku planskog perioda
Pmax Pmin W
MW MW GWh
2005 752,1 361,3 4443
2006 764,8 367,4 4518
2007 777,8 373,6 4594
2008 791,0 380,0 4672
2009 804,4 386,4 4751
2010 818,0 391,1 4765
2011 826,9 395,4 4817
2012 836,0 399,7 4870
2013 845,1 404,1 4923
2014 854,3 408,5 4976
2015 863,6 407,9 4982
2016 878,0 414,7 5065
2017 892,6 421,6 5150
2018 907,4 428,6 5235
2019 922,6 435,8 5323
2020 937,9 447,4 5372
2021 953,0 454,6 5458
2022 968,3 461,9 5546
2023 983,9 469,3 5635
2024 999,7 476,9 5726
2025 1015,8 491,1 5791
____________________________________________________________________________________________________________________
37/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
MW
1200
1000
800
600
400
200
P max
P min
GWh
6000
0
0
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.1. Kretanje potrošnje, vršnog i minimalnog opterećenja u sistemu za period
2005-2025.
Pretpostavljeni prosječni godišnji porast potrošnje električne energije u planskom periodu
(2005-2025) iznosi 1,33 %, dok je prosječni godišnji porast vršnog opterećenja u sistemu
1,51 %.
Druga važna grupa ulaznih parametara za planiranje izgradnje elektrana su karakteristike
postojećih kapaciteta, te njihova revitalizacija ili eventualni izlazak iz pogona do kraja
perioda planiranja. S porastom potrošnje i eventualnim smanjenjem postojećih kapaciteta u
budućnosti, razlika između potreba i mogućnosti postaje sve veća. Tu razliku je potrebno
nadoknaditi izgradnjom novih proizvodnih objekata ili uvozom električne energije, ili pak
kombinacijom te dvije opcije. Koju od opcija izabrati i koliko od pojedine opcije (ako se radi
o kombinaciji dviju opcija) je osnovni problem planiranja. Odgovor na to pitanje je uslovljen
mnogim elementima, od kojih su najvažniji raspoloživost pojedinih energenata za
proizvodnju električne energije i njihova cijena (uz potrebu dugoročnog sagledavanja), te
infrastrukturna povezanost (visokonaponska prenosna mreža, luke, željeznice, ceste)
države sa susjednim državama.
Kod analize potencijalnih novih elektrana svakako će se uzeti u obzir i mogućnosti
iskorišćenja obnovljivih izvora za proizvodnju električne energije (vjetar, male
hidroelektrane, biomasa i sl.).
Svi spomenuti podaci o potrošnji, postojećim proizvodnim kapacitetima i potencijalnim
novim elektranama (tehničkog i ekonomskog karaktera) unose se u optimizacijski model koji
daje optimalni plan izgradnje novih elektrana ili sugeriše uvoz električne energije. Zadatak
optimizacijskog modela jeste nalaženje optimalnog plana izgradnje elektrana u EES-u za
posmatrani dugoročni period (2005-2025), uz poštovanje postojećih zadatih ograničenja.
Optimalnim se smatra onaj plan izgradnje sistema koji rezultira minimalnim ukupnim
diskontiranim troškovima, uz zadovoljenje zadatih kriterijuma (pokrivanje potrošnje,
dovoljna rezerva u sistemu, minimalna pouzdanost itd.). Svaki takav mogući slijed izgradnje
novih elektrana u sistemu koji zadovoljava ograničenja vrednuje se funkcijom troškova
(funkcijom cilja) koja se sastoji od: investicionih troškova, preostale vrijednosti investicionih
troškova na kraju perioda, troškova goriva, troškova skladištenja goriva, troškova pogona i
održavanja i troškova neisporučene energije.
____________________________________________________________________________________________________________________
38/524
W
5000
4000
3000
2000
1000

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Treba naglasiti da rezultat zavisi i od kriterijuma samodovoljnosti koji se može uključiti u
model. Kriterijum samodovoljnosti znači određeni minimum (u %tku) potrošnje električne
energije koji se može proizvesti na vlastitoj državnoj teritoriji. Definisanje tog kriterijuma
spada u grupu strateških (političkih) odluka.
2.1 POSTOJEĆI PROIZVODNI KAPACITETI
U elektroenergetskom sistemu Crne Gore nalaze se u pogonu tri veće proizvodne jedinice:
hidroelektrane Perućica i Piva, te termoelektrana Pljevlja. Uz njih, u sistemu postoji sedam
malih hidroelektrana, ali je njihov doprinos u pogledu kapaciteta i proizvodnje relativno mali.
Ukupna instalisana snaga elektrana u sistemu iznosi 868 MW, dok je snaga na pragu
849 MW. Udio hidroelektrana u instalisanoj snazi je 76 %, dok u proizvedenoj energiji
učestvuju sa 61 % (prosjek za period 2002-2004), uz očekivane oscilacije zavisno od
hidroloških prilika. Udjeli pojedinih elektrana u instalisanoj snazi i proizvedenoj električnoj
energiji u periodu 2002-2004. prikazani su na slici 2.2.
HE Piva
40%
Male HE
1%
a) instalisana snaga
TE Pljevlja
24%
868 MW
Slika 2.2. Udjeli elektrana u instalisanoj snazi (a) i proizvedenoj električnoj energiji (b)
u periodu 2002-2004.
Kada se pogleda struktura izvora za pokrivanje potrošnje, slika je nešto drukčija, zbog
velikog dijela potrošnje koji se pokriva iz uvoza. Dotična struktura prikazana je na slici 2.3, i
to za period 2002-2004. Pritom je uzeta u obzir činjenica da se proizvodnja HE Piva
razmjenjuje za veću količinu bazne energije iz elektroenergetskog sistema Srbije.
Uvoz
30,9%
Razmjena za HE
Piva
24,3%
HE Perućica
35%
Male HE
1%
HE Piva
26%
4,2-4,5 TWh
HE Perućica
20,5%
b) proizvodnja
TE Pljevlja
39%
2,2-3,2 TWh
Male HE
0,4%
TE Pljevlja
23,8%
HE Perućica
34%
Slika 2.3. Struktura izvora za pokrivanje potrošnje električne energije u Crnoj Gori za
period 2002-2004.
Iz poređenja dviju slika očigledan je značajan debalans između proizvodnje i potrošnje
električne energije, koji se pokriva iz uvoza. Zbog tolikog deficita izgradnja novih izvora u
elektroenergetskom sistemu ima veliko značenje. U daljem tekstu će biti podrobnije opisani
pojedini objekti za proizvodnju električne energije.
____________________________________________________________________________________________________________________
39/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.1.1 Hidroelektrane
Hidroenergija igra vrlo važnu ulogu u elektroenergetskom sistemu Crne Gore, jer je preko
75 % kapaciteta za proizvodnju električne energije instalisano u hidroelektranama. Do sada
su u Crnoj Gori izgrađene dvije velike hidroelektrane – HE Perućica i HE Piva, te sedam
malih hidroelektrana, čiji je udio u proizvodnji električne energije mali. U nastavku teksta
slijedi detaljniji opis postrojenja.
2.1.1.1 HE Perućica
Hidroelektrana „Perućica“ je akumulacionoderivacijsko
postrojenje izgrađeno nedaleko od
Glave Zete, koje koristi vode Nikšićkog polja.
Slivno područje Nikšićkog polja zahvata površinu
od 850 km 2 u topografskom smislu, dok površina
sliva iznosi 1 170 km 2 . Glavni vodotok u
Nikšićkom polju je Zeta, koja u svom toku dužine
20 kilometara s lijeve strane prima pritoke
Gračanicu, Mrkošnicu i Grabovik, a s desne
Opačicu, Moštanicu i niz manjih vodotokova.
Mjerenje nivoa vode, odnosno proračun protoka
Zete u Nikšićkom polju obavlja se na
hidrološkom profilu „Duklov most“ još od 1929.
godine.
HE Perućica koristi vode sliva Gornje Zete koje
dotječu u Nikšićko polje, s bruto padom od oko
550 metara. Idejnim projektima i odobrenom
tehničko-ekonomskom dokumentacijom
izgradnja HE Perućica predviđena je u četiri
faze, od kojih svaka čini zasebnu cjelinu. Za
sada su realizovane prve tri faze.
U prvoj fazi (1960. godina) izgrađene su sve akumulacije i dovodni organi, prvi cjevovod,
rasklopno postrojenje 110 kV, odvodni kanal te strojarnica s agregatima I i II snage po
38 MW, odnosno 40 MVA, i instalisanog protoka od 8,5 m 3 /s. U drugoj fazi (1962. godina)
izgrađeni su drugi cjevovod i agregati III, IV i V, takođe svaki snage 38 MW (40 MVA) i
instalisanog protoka od 8,5 m 3 /s. U trećoj fazi (1977/78. godina) izgrađeni su treći cjevovod
i agregati VI i VII snage 58,5 MW (65 MVA) i instalisanog protoka od 12,75 m 3 /s svaki. U
četvrtoj fazi planirana je ugradnja agregata VIII, za koji su u okviru prethodnih faza
izgrađeni dovodni i odvodni organi, pomoćni i zajednički pogoni, te predviđeno mjeo u
strojarnici. Svi agregati opremljeni su Pelton turbinama. Nakon realizacije treće faze ukupna
instalisana snaga svih agregata iznosi 307 MW, s ukupnim instalisanim protokom od
68 m 3 /s.
Hidroenergetski sistem HE Perućica karakterišu brojni objekti relativno velikih dimenzija
(ukupna dužina brana iznosi 6 km, dovodnih kanala preko 20 km, tlačnih tunela 3,5 km i
tlačnih cjevovoda 3×2 km). Osim toga, objekti su raspršeni u prostoru od 30 km i to u
krševitom području, zbog čega su se u toku gradnje i eksploatacije javljali različiti problemi
karakteristični za ovakve terene.
____________________________________________________________________________________________________________________
40/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Slika 2.4. Pregledna karta sistema HE Perućica
U Tabeli 2.2. navedene su ostvarene proizvodnje HE Perućica od izgradnje prvih agregata
do danas.
Tabela 2.2. Ostvarene proizvodnje HE Perućica od izgradnje do danas
God. W (GWh) God. W (GWh) God. W (GWh) God. W (GWh) God. W (GWh)
1960 100 1970 856 1980 1 162 1990 563 2000 882
1961 306 1971 778 1981 925 1991 987 2001 999
1962 451 1972 770 1982 735 1992 726 2002 671
1963 881 1973 615 1983 615 1993 539 2003 814
1964 881 1974 856 1984 1 124 1994 722 2004 1 210
1965 770 1975 656 1985 797 1995 908 2005 1 016
1966 822 1976 785 1986 943 1996 1 356
1967 733 1977 1 117 1987 949 1997 741
1968 847 1978 1 221 1988 955 1998 920
1969 1 031 1979 1 337 1989 613 1999 864
Rekordna proizvodnja električne energije ostvarena je 1996. godine u iznosu od
1 356 GWh. Najmanja proizvodnja od 1978. (otkad je instalisan posljednji agregat) do 2005.
godine ostvarena je 1993. godine u iznosu od 539 GWh. Prosječna proizvodnja u periodu
1978-2005. iznosila je 903 GWh. Proizvodnja praktično u cijelosti zavisi od hidroloških
prilika, koje mogu izrazito varirati od godine do godine.
U toku rada sa svih 7 instalisanih agregata, odn. s punom snagom od 307 MW, javljali su se
brojni problemi, vezani uz odvodni kanal, snabdijevanje vodom ulazne građevine,
napuknuća u cjevovodu br. 3 i dr. Zbog nedovoljnih kapaciteta odvodnih i dovodnih organa
(prema Projektu modernizacije i osposobljavanja HE Perućica iz 1984. godine), a na
osnovu ispitivanja izvršenih 80-tih i 90-tih godina snaga elektrane je ograničena na
245 MW, a izvršeno je i sveobuhvatno ispitivanje snage HE Perućica na iznos od 225 MW.
U periodu od 1991. do 1998. raspoloživa snaga je 290 MW u posebnom režimu. Odlukom
____________________________________________________________________________________________________________________
41/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
organa upravljanja EPCG u oktobru 1998. godine raspoloživa snaga smanjena je na
260 MW. Ispitivanjima izvršenim u aprilu 2001. snaga elektrane ograničena je na 285 MW,
što je takođe usvojeno od strane organa upravljanja EPCG. U dokumentaciji HE Perućica i
EPCG se planira da raspoloživa snaga već od 2008. godine bude 307 MW.
U sistemu HE Perućica nalaze se tri brane, koje formiraju akumulacije Krupac (42,1 mil. m 3 )
i Slano (111,3 mil. m 3 ), te retenciju Vrtac (71,9 mil. m 3 ), u kojoj nije moguće formirati
akumulaciju zbog poniranja vode. Može se konstatovati da su uglavnom u dobrom stanju,
osim što ih ugrožavaju deponije otpada i bespravno izgrađeni privatni i poslovni građevinski
objekti. Kanali su u nešto lošijem stanju, kako zbog starosti i složenih hidrauličkih
pogonskih uslova i terena, tako i zbog ugrožavanja odlaganjem otpada.
HE Perućica svojom proizvodnjom trenutno podmiruje oko 20% potreba za energijom u
Crnoj Gori. Nalazi se između dva najveća grada u Crnoj Gori, tako da značajno utiče na
stabilnost elektroenergetskog sistema Crne Gore. U budućnosti je potrebno osigurati
određena financijska sredstva kako bi se kroz projekte modernizacije i sanacije objekata HE
Perućica omogućio njezin rad s nazivnom snagom od 307 MW, čime bi se njezina
očekivana proizvodnja povećala na 970 MW.
2.1.1.2 HE Piva
Hidroelektrana Piva je akumulacionopribransko
postrojenje na rijeci Pivi,
smješteno između planinskih masiva Pive,
Komarnice i Vrbnice. Prvi geološki istražni
radovi izvedeni su 1964. godine, a
investicioni projekat 1965. Do 1971. završeni
su glavni projekti, a dovršetak izgradnje i
puštanje agregata u pogon obavljeno je
1976. godine. Zbog specifičnih topografskih
karakteristika terena kompletno postrojenje
smješteno je ispod površine zemlje. Slivno
područje HE Piva iznosi 1 760 km 2 , a srednji
godišnji protok u profilu brane je 74,3 m 3 /s.
Osnovne tehničke karakteristike HE Piva su:
• Instalisana snaga agregata: 3×114 MW (3×120 MVA),
• Ukupna zapremina akumulacije: 880 mil. m 3 ,
• Kota normalnog uspora: 675 m.n.m.,
• Instalisani protok: 3×80 m 3 /s,
• Maksimalni i minimalni bruto pad: 185,8 m; 104,3 m,
• Projektovana godišnja proizvodnja: 860 GWh,
• Tri spiralne turbine tipa Francis s vertikalnom osovinom,
• Betonska lučna brana konstruktivne visine 220 m, hidraulične visine 190 m, dužine
luka na kruni 268,56 m i dužine luka na koritu 40 m.
HE Piva od svog puštanja u pogon 1976. godine radi kao vršna elektrana u
elektroenergetskom sistemu Srbije, na osnovu naturalne razmjene električne energije u
skladu s ugovorom o dugoročnoj poslovno-tehničkoj saradnji, koji je obnovljen 1991. i
zaključen na vrijeme od 25 godina. U periodu 1976-1991. proizvodnja je valorizovana
prema odnosu 1 : 1,89 (putem ekonomsko-finansijske valorizacije), a od 1991. godine ovaj
odnos je 1 : 1,415. Prema ugovoru Elektroprivreda Crne Gore (EPCG) svake godine
____________________________________________________________________________________________________________________
42/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
isporučuje Elektroprivredi Srbije (EPS) električnu energiju iz HE Piva prema zahtjevima i
potrebama EPS-a, s višegodišnjim mogućim prosjekom proizvodnje od 765 GWh godišnje.
Obaveza EPCG-a je osigurati pogonsku spremnost svakog od tri agregata u HE Piva tokom
svih godina izvršenja Ugovora, osim u toku remonta i njege elektrane. Elektroprivreda
Srbije zauzvrat isporučuje elektroenergetskom sistemu Crne Gore baznu električnu energiju
sa snagom od 105 MW u toku čitave godine, te dodatno 105 MW, u trajanju od 58 dana, za
vrijeme remonta TE Pljevlja. Time EPCG kao valorizaciju proizvodnje vršne energije HE
Piva dobiva godišnje 1 066 GWh bazne energije, ili oko 1,4 kWh za svaki proizvedeni
kilovatsat u HE Piva. Ugovorom je predviđena i mogućnost korigovanja ovog iznosa svakih
pet godina, u slučaju znatnijeg od stepena prosječne proizvodnje HE Piva.
U periodu 1977-2004. ostvarena je prosječna proizvodnja u HE Piva od 739,5 GWh.
Najveća ostvarena proizvodnja je 1 029 GWh (1979. godine), a najmanja 426 GWh (1990).
Prosječna je proizvodnja manja od projektovane (860 GWh) za 14%, što je prvenstveno
posljedica lošije hidrologije, odnosno manjih dotoka u akumulaciju od projektovanih. Pored
toga, režim rada elektrane nije uvijek bio optimalan, pa je u pojedinim godinama dolazilo do
preliva, a nije kod upravljanja elektranom adekvatno korišćena optimalna kota jezera za
postizanje maksimalne snage agregata (114 MW). Ostvarene proizvodnje HE Piva s
valorizacijom od njezine izgradnje do danas prikazane su u Tabeli 2.3.
Tabela 2.3. Ostvarene proizvodnje HE Piva s valorizacijom od izgradnje do danas
God. Proizvodnja
(GWh)
Valorizacija
(GWh)
God.
Proizvodnja
(GWh)
Valorizacija
(GWh)
1976 484 682 1991 779 1224
1977 964 1359 1992 679 1220
1978 1009 1423 1993 466 1224
1979 1029 1451 1994 733 1224
1980 940 1325 1995 567 1224
1981 792 1117 1996 873 1049
1982 699 986 1997 671 1046
1983 580 818 1998 764 1046
1984 765 1079 1999 806 1046
1985 625 881 2000 675 1049
1986 901 1270 2001 748 1065
1987 672 1225 2002 407 1065
1988 787 1224 2003 694 1065
1989 666 1224 2004 988 1068
1990 426 796 2005 818 1068
Prosjek 734 1118
Budući da je kompletno postrojenje smješteno ispod zemlje, oprema i osoblje u elektrani
izloženi su nepovoljnim klimatskim uslovima (vlaga). To je u toku rada elektrane bitno
uticalo na skraćivanje vijeka trajanja opreme i povećanje troškova održavanja. Za
rješavanje tih problema potrebno je izvršiti određene investicione zahvate na elektrani, uz
primjenu novih tehničkih rješenja. Takođe, potrebna je revitalizacija brojnih elemenata
glavne (generatori, prekidači, cjevovodi) i pomoćne opreme, koji pokazuju niz nedostataka
još od početka rada elektrane. Svi ti problemi bitno
narušavaju pogonsku spremnost elektrane.
____________________________________________________________________________________________________________________
43/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.1.1.3 Male hidroelektrane
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. U Tabeli 2.4. navedene su tehničke karakteristike
malih hidroelektrana.
____________________________________________________________________________________________________________________
44/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Godina
izgradnje
Tabela 2.4. Tehničke karakteristike malih hidroelektrana u Crnoj Gori
Glava
Zete
Slap
Zete
Rijeka
Mušovića
Šavnik
Lijeva
Rijeka
Podgor
Rijeka
Crnojevića
1954. 1952. 1950. 1957. 1987. 1939. 1948.
Rijeka Zeta Zeta Levaja Šavnik
Snaga
turbine
(kW)
Tip
turbine
Protok
(m 3 /s)
Korisni
pad (m)
Snaga
gen.
(kVA)
____________________________________________________________________________________________________________________
45/524
Grbi
dol
Oraoštica
Rijeka
Crnojevića
2×2680 2×600 3×420 2×100 55 395 555
Kaplan
(vert.)
Kaplan
(vert.)
Pelton
(horiz.)
Francis
(horiz.)
Banki
Michell
Ossberger
Michell
Ossberger
2×14,5 2×13 3×0,35 2×0,5 0,22 0,9 3,0
21,5 7 160 26 40,8 54 22,7
2×3200 2×1200 3×650 2×100 110 465 650
cosφ 0,7 0,8 0,7 0,8 0,87 0,8 0,8
U početku rada HE Rijeka Mušovića, HE Slap Zete i HE Glava Zete predstavljale su glavni
izvor električne energije u sistemu Crne Gore. HE Rijeka Mušovića je pokrivala potrošnju
sjevernog dijela Crne Gore, a radila je povezano s EES-om Srbije, dok su hidroelektrane
Slap Zete i Glava Zete snabdijevale centralni i južni dio Crne Gore. Izgradnjom velikih
elektrana u Crnoj Gori (HE Perućica, HE Piva i TE Pljevlja) male hidroelektrane prestaju biti
glavni izvori električne energije, budući da njihova ukupna proizvodnja predstavlja tek vrlo
mali udio u elektroenergetskom bilansu Crne Gore.
Svih sedam malih hidroelektrana su po svojim karakteristikama protočne. Njihova ukupna
instalisana snaga iznosi 9,025 MW, a očekivana godišnja proizvodnja 21 GWh. U HE
Šavnik, Rijeka Crnojevića i Podgor izvršena je rekonstrukcija glavne i pomoćne opreme i ovi
objekti se nalaze u dobrom stanju. HE Glava Zete, Slap Zete i Rijeka Mušovića nalaze se u
eksploataciji neprekidno od izgradnje i puštanja u pogon, pa je njihova oprema dotrajala, a i
tehnološki zastarjela, pa je potrebno pristupiti revitalizaciji i modernizaciji postrojenja, kojom
bi se produžio njihov vijek eksploatacije, a postoje i neka rješenja za povećanje snage i
moguće proizvodnje tih elektrana. HE Lijeva Rijeka od 1991. nije u funkciji zbog neriješenih
problema u upravljanju elektranom.
2.1.2 Termoelektrana Pljevlja
Termoelektrana Pljevlja je prva crnogorska
kondenzacijska termoelektrana, inicijalno
projektovana s dva bloka od 210 MW svaki.
Akumulacija vode, kao i svi pomoćni, tehnički i
upravno-administrativni objekti (osim
dekarbonizacije i recirkulacionog rashladnog
sistema) izvedeni su za dva bloka, no do sada
je izgrađen samo jedan blok. Izgradnja prvog
bloka TE Pljevlja trajala je od 1976. do 1982.

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
godine. Prva sinhronizacija na mrežu izvedena je 21. oktobra 1982. godine.
Lokacija Termoelektrane je na četvrtom kilometru ceste Pljevlja – Đurđevića Tara – Žabljak.
Toliko je približno na istoj cesti od nje udaljen i Rudnik uglja Borovica, iz kojeg se
snabdijevala ugljem u početnom periodu svoga rada. Nadmorska visina TE „Pljevlja“ je
760 m. Termoelektrana za svoj rad koristi pljevaljski ugalj s lokaliteta Ljuće-Šumani i
Potrlica, garantovane kalorijske vrijednosti od 9 211 kJ/kg (2200 kcal/kg).
Kompleks TE Pljevlja sastoji se od sljedećih komponenata:
• Uređena lokacija s pratećom infrastrukturom,
• Glavni pogonski objekat (kotlovnica i strojarnica),
• Deponija i doprema uglja,
• Skladište i pumpna stanica mazuta,
• Pomoćna kotlovnica,
• Elektrolizna stanica za vodonik,
• Hemijska priprema vode (HPV),
• Bager stanica s elektrofiltrima i ispravljačkom stanicom,
• Dimnjak,
• Rashladni toranj s pumpnom stanicom rashladne vode i sistemom povratne vode,
• Akumulacija „Otilovići“ s cjevovodom sirove vode do TE,
• Sistem odvoda pepela i šljake s deponijom „Maljevac“,
• Radionice, skladišta i administrativno-upravna zgrada.
Zbog planirane izgradnje dva bloka po 210 MW izgrađena je većina zajedničkih objekata
dimenzionisanih za pogon oba bloka (lokacija, snabdijevanje vodom, odlagalište i doprema
uglja, skladište mazuta, dimnjak, elektrolizna stanica, demineralizacija i HPV, pomoćne
zgrade). Time je omogućena ušteda i znatno skraćenje trajanja izgradnje pri eventualnoj
budućoj izgradnji drugog bloka.
Snabdijevanje TE Pljevlja vodom za hlađenje i druge potrebe vrši se iz akumulacije
„Otilovići“, zapremine 18 miliona m 3 , koja se nalazi na rijeci Ćehotini oko 8 km udaljena od
termoelektrane. Brana akumulacije je betonsko-lučna, visine 59 m. Glavna oprema
termoelektrane je iz „Tehnopromet-eksporta“ iz Moskve. Prva faza rekonstrukcije
kotlovskog postrojenja je obavljena 2003. godine, s obzirom na to da prvobitna konstrukcija
postrojenja nije odgovarala karakteristikama pljevaljskog uglja.
TE Pljevlja s instalisanom snagom od 210 MW čini 24% ukupnih kapaciteta za proizvodnju
električne energije u Crnoj Gori. TE Pljevlja radi kao bazna elektrana u sistemu, a
projektovana je za rad 6 000 sati godišnje, što uz maksimalnu snagu na pragu od 191 MW
daje projektovanu maksimalnu godišnju proizvodnju od 1 146 GWh. Prosječna proizvodnja
u periodu 2002-2004. iznosila je 1 043 GWh, što je na nivou od oko 24% ukupne potrošnje
u Crnoj Gori, ili oko 33% ukupne proizvodnje na području Crne Gore u istom periodu. U
godišnjem elektroenergetskom bilansu Crne Gore TE Pljevlja se bilansira s 1 073 GWh.
Položaj TE Pljevlja u sistemu Crne Gore s toga je aspekta vrlo važan, a njezina je uloga
značajna i u pogledu kvaliteta električne energije i stabilnosti pogona EES-a Crne Gore. U
Tabeli 2.5. navedene su ostvarene proizvodnje TE Pljevlja od puštanja u pogon do danas.
____________________________________________________________________________________________________________________
46/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Tabela 2.5. Ostvarena proizvodnja električne energije u TE Pljevlja
Godina
Proizvodnja
na generatoru
(GWh)
Proizvodnja
na pragu
(GWh)
Časovi rada
(h)
Potrošnja
uglja
(000 t)
1982 60,4 55,5 505 67,9
1983 968,2 880,1 5442 1 025,0
1984 1 162,6 1 060,3 5658 1 220,5
1985 1 367,8 1 240,5 6852 1 479,1
1986 1 105,4 1 001,2 5499 1 130,1
1987 1 259,7 1 141,5 6336 1 284,2
1988 1 167,3 1 055,2 5922 1 171,1
1989 1 103,7 1 000,6 5688 1 143,0
1990 1 142,3 1 033,9 5935 1 217,5
1991 1 129,5 1 013,0 6087 1 206,8
1992 886,0 767,3 4777 970,6
1993 748,4 673,2 4384 938,6
1994 584,6 521,7 3341 751,3
1995 - - - -
1996 836,0 748,9 4646 1 030,6
1997 835,2 746,3 4756 987,2
1998 955,0 854,9 5460 1 329,8
1999 1 036,8 924,2 5831 1 257,4
2000 1 068,7 954,4 6219 1 407,0
2001 723,9 644,9 4075 1 027,2
2002 1 226,3 1 100,6 6549 1 589,8
2003 1 196,1 1 074,5 6156 1 467,6
2004 1 067,8 954,9 5771 1 377,1
2005 998,0 890,9 5651 1 200,2
TE Pljevlja od početka svoga rada do kraja 2005. ostvarila je prosječnu proizvodnju na
pragu elektrane od 926,6 GWh (ne računajući 1995. godinu u kojoj elektrana nije
proizvodila). Najveća proizvodnja ostvarena je 1985. u iznosu od 1 240,5 GWh, a minimalna
1994. u iznosu od 521,7 GWh. U toku drugog dijela 1994. i čitave 1995. godine elektrana je
bila izvan pogona zbog teške havarije na generatoru u novembru 1994.
U prvih deset godina svojeg rada (do 1992.) TE Pljevlja je ostvarivala dobre proizvodne
rezultate. Dva su osnovna razloga za to: nova oprema čiji je izbor bio dobar, kao i
korišćenje uglja s površinskog kopa Ljuće-Šumani s čijim je karakteristikama projektovano
kotlovsko postrojenje s pomoćnom opremom i sistemom odvoda pepela i šljake. Od 1992.
naovamo elektrana je radila sa smanjenom prosječnom snagom, što je dovelo do pada
proizvodnje. Na to su uticali promijenjeni mineraloški sastav uglja iz površinskog kopa
Potrlica (udio CaO u pepelu gotovo 40%, u poređenju s 6-8% u ležištima Ljuće-Šumani i
Borovica) koji se koristio do 1/3 godišnje potrošnje uglja, i amortizovanost postrojenja,
prvenstveno zbog abrazije cijevnog sistema kotla. Takođe, u tom periodu došlo je do
povećanja specifične potrošnje uglja, zbog smanjenja srednje toplotne moći uglja, izostanka
njegove homogenizacije, kao i zbog promijenjenih karakteristika uglja. Konačno, treba uzeti
u obzir i činjenicu da je u toku perioda 1992-1994. došlo do ograničavanja proizvodnje
uslijed smanjenja potrošnje zbog ratnih uslova u regiji. U periodu od 1996. do 2000. do
ograničavanja proizvodnje radne snage generatora dolazilo je i zbog povećane proizvodnje
reaktivne snage na generatoru, zbog pogonskih uslova u elektroenergetskom sistemu.
____________________________________________________________________________________________________________________
47/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.2 ELEKTRANE – KANDIDATI ZA IZGRADNJU
Zbog sve izraženijeg deficita između proizvodnje i potrošnje u elektroenergetskom bilansu
Crne Gore i velikog udjela uvoza (oko jedne trećine) mora se razmišljati o izgradnji novih
izvora električne energije. Do novih kapaciteta za proizvodnju električne energije moguće je
doći na dva načina: izgradnjom novih objekata na potencijalno kvalitetnim lokacijama, ili
rekonstrukcijom, revitalizacijom i proširenjem postojećih objekata na njihovim lokacijama.
U EES-u Crne Gore postoje mogućnosti za obje varijante, s tim da je zbog rastućeg deficita
potrebno što prije započeti s donošenjem odluka o izgradnji ili proširenju, budući da od
donošenja odluke treba proteći još nekoliko godina do dovršetka izgradnje i postizanja
željenih učinaka u sistemu. U pogledu proširenja kapaciteta i revitalizacije postojećih
kapaciteta najizgledniji su kandidati TE Pljevlja i HE Perućica, dok je kao kandidate za
izgradnju novih kapaciteta moguće prepoznati drugi blok u TE Pljevlja, TE Berane, te niz
hidroelektrana na rijekama Tari, Morači, Pivi i drugim vodotocima.
Podaci o potrebnim investicionim sredstvima za izgradnju pojedinih objekata uglavnom su
preuzeti iz relevantnih planskih dokumenata Elektroprivrede Crne Gore (ponajviše iz
Programa stabilizacije EPCG), osim ako u tekstu nije drugačije navedeno. Pretvaranje
novčanih iznosa u EUR izvršeno je konverzijom iznosa u DEM prema fiksnom omjeru
konverzije (1 EUR = 1,95583 DEM).
2.2.1 Revitalizacija postojećih elektrana
Revitalizacija i rekonstrukcija postojećih postrojenja za proizvodnju električne energije koja
se približavaju kraju svog životnog vijeka opcija je koju je uvijek vrijedno razmotriti, iz više
razloga:
• Financijska sredstva za revitalizaciju objekata u pravilu su znatno manja od
potrebnih sredstava za izgradnju novog objekata sličnih karakteristika;
• Revitalizacija postojećeg objekta ne postavlja nove zahtjeve u pogledu korišćenja
prostora, tj. izbora lokacije, što je od posebnog značaja u današnje vrijeme, kada je
stav lokalnih zajednica prema izgradnji elektrana na njihovom području prilično
negativan;
• Lokacija revitalizovanog objekta ponovo se stavlja u punu funkciju, bez nužnosti
iznalaženja rješenja o načinu sanacije te lokacije nakon isteka životnog vijeka
postrojenja.
Kod hidroelektrana se u pravilu revitalizacija odvija kao jedan kontinualni proces, kroz koji
se periodičkim zamjenama i obnavljanjem opreme i objekata održava pogonska spremnost
elektrane, i omogućuje projektovani (ili povećani) nivo proizvodnje električne energije. Na
taj način se jednom iskorišćena lokacija u pravilu kontinualno održava u funkciji, što je zbog
ograničenosti broja kvalitetnih lokacija i velikog početnog ulaganja u objekte hidroelektrana i
jedino razumno rješenje.
Kod termoelektrana se najčešće jednom dobijena lokacija takođe zadržava u funkciji, s time
da je moguće birati između izgradnje novih postrojenja, odnosno blokova, ili rekonstrukcije
postojećih. Kod lokacija gdje su u pogonu stariji blokovi (preko 30 godina) manjih snaga s
relativno zastarjelim tehnološkim rješenjima, češće se ide na izgradnju novih jedinica, dok
je za novije blokove većih snaga revitalizacija i rekonstrukcija često bolje rješenje. Naravno
da konkretna odluka zavisi o točnim karakteristikama pojedine lokacije, odnosno
postrojenja.
____________________________________________________________________________________________________________________
48/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Za potrebe ove studije veći revitalizacijski zahvati razmatrani su na dvjema elektranama u
Crnoj Gori: HE Perućica i TE Pljevlja. Naravno, i kod HE Piva planiraju se uobičajeni
revitalizacijski zahvati (troškovi se procjenjuju na oko 70 miliona eura), no nisu dobivene
informacije o eventualnim promjenama instalisane snage i/ili očekivane proizvodnje
hidroelektrane kao rezultatu tih zahvata.
Ako se, uslovno gledano, zbroje potrebna investicijska sredstva za revitalizaciju sve tri
postojeće elektrane, ne računajući eventualnu dogradnju novih agregata, dobija se iznos od
oko 117 miliona eura (bez ekološke stabilizacije TE Pljevlja), odnosno 147 miliona eura (sa
ekološkom stabilizacijom TE Pljevlja).
2.2.1.1 HE Perućica
HE Perućica u pogonu je već preko 45 godina i pojedina oprema, postrojenja i objekti su pri
kraju svog životnog vijeka. Jedan značajan dio tih elemenata (od kojih neki imaju i zaštitnu
funkciju, ili su nužni za siguran pogon elektrane) je izvan upotrebe, uz nemogućnost
njihovog popravka, dogradnje ili zamjene. Elektrana ima sedam agregata ukupne
instalisane snage 307 MW, ali zbog neadekvatnog odziva turbinskih regulatora trenutno
može raditi samo s 285 MW. Stoga je još 1984. donesen „Program modernizacije i
osposobljavanja HE Perućica“, koji, međutim, do danas zbog različitih problema nije doživio
potpuno sprovođenje s predviđenom dinamikom. Štaviše, otada do danas stanje se još
dodatno pogoršalo, pa su neke faze Programa izvedene prije planiranog roka, dok neke
nijesu sprovedene ni do danas.
Za potrebe ove studije, a prema podlogama dostavljenim od strane EPCG, pretpostavljeno
je da će do 2008. biti sprovedene mjere iz Programa modernizacije i osposobljavanja koje
će omogućiti rad elektrane s punom snagom od 307 MW. Stoga se pretpostavlja da će HE
Perućica od 2008. godine nadalje raditi s punom snagom, i mogućom godišnjom
proizvodnjom od 971 GWh. Procjenjuje se da potrebna sredstva za revitalizaciju do 2010.
godine iznose oko 35 miliona eura.
Osim ovoga, kod HE Perućica razmišlja se i o ugradnji osmog agregata u elektranu, snage
58,5 MW, čime bi se povećala očekivana proizvodnja hidroelektrane. Prema analizama
Energoprojekta to povećanje iznosilo bi 13,2 GWh/god, a prema analizama EPCG
31,8 GWh/god. Prema Investicionom programu za takav bi zahvat bila potrebna investiciona
sredstva u visini od oko 9,2 miliona dolara. Za sada nema naznaka kada bi se moglo krenuti
s takvim zahvatom.
2.2.1.2 TE Pljevlja
TE Pljevlja projektovana je sa životnim vijekom od 25 godina, što znači da bi oko 2007.
godine elektrana trebala prestati s radom. Razumno je pretpostaviti da će se proizvodnja
električne energije iz uglja na lokaciji TE Pljevlja nastaviti i dalje, uz obavljanje potrebnih
rekonstrukcijskih zahvata kako bi postrojenje moglo nastaviti s radom. Problemi koje pritom
treba riješiti uslovljeni su starošću opreme elektrane, ali i potrebom ispunjenja uslova za
dobivanje licence i novih ekoloških zahtjeva.
Rekonstrukcijski su zahvati grupisani u dvije kategorije: projekti iz područja ekološke
stabilizacije elektrane, i projekti za povećanje efikasnosti proizvodnje.
Termini za realizaciju navedenih projekta izneseni su na osnovu stanja pojedine opreme i
postrojenja, neophodne raspoloživosti elektrane i zahtjeva regulative zaštite životne
sredine. U tom smislu termin realizacije projekta odsumporavanja dimnih gasova se planira
____________________________________________________________________________________________________________________
49/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
poslije 2010 godine, zavisno od uslova koje će nametati Energetska zajednica jugoistočne
Evrope i EU. Sporazumom o energetskoj zajednici JIE naznačena je obaveza usklađivanja
emisije iz postojećih termoelektrana do 2017. godine. Taj je projekat moguće realizovati i
kao zajednički u sklopu eventualne izgradnje drugog bloka termoelektrane.
Mogućnost realizacije predloženih projekta zavisiće o raspoloživosti financijskih sredstava.
Plan investicija za period 2005-2010 prikazan je u Tabeli 2.6.
Tabela 2.6. Plan investicija u rekonstrukciju TE Pljevlja u periodu 2005-2010.
Br. Naziv projekta
Orijentacijska
vrijednost
investicija
(EUR)
Termin
realizacije
Trajanje Efekti realizacije
I Projekti za povećanje efikasnosti procesa proizvodnje
1
Rekonstrukcija sistema
za odvod pepela i
šljake
Omogućavanje
obavljanja osnovne
djelatnosti u dužem
vremenskom periodu
- privremeno rješenje 125 000 2005
u toku
remonta
- dugoročno rješenje 3 500 000
2006-
2007
3,5
mjeseci
2 Završetak
rekonstrukcije kotla
2 500 000 2005
3,5
mjeseci
Povećanje stepena
iskorišćenja kotla
3
Rekonstrukcija
tehnološkog dijela
rashladnog tornja
1 150 000 2007
2
mjeseca
Tehnoekonomski efekti
4
Modernizacija sistema
kontrole i
upravljanja
4 500 000 2007
3
mjeseca
Tehnoekonomski efekti
5 Projekat
homogenizacije uglja
50 000 2005
Tehnoekonomski i
ekološki efekti
6
Razvoj poslovnog
informacionog
sistema
150 000 2005 fazno
Upravljanje troškovima
proizvodnje
Revitalizacija opreme i
7
postrojenja – priprema
350 000
2008-
2010
Produženje radnog
vijeka
Ukupno I 12 325 000
II Projekti iz područja ekološke stabilizacije objekata TE Pljevlja
1
Sanacija i stabilizacija
postojeće deponije
šljake i pepela
"Maljevac" i dugoročno
rješenje deponiranja
5 000 000
2004-
2007
fazno
Omogućavanje
obavljanja osnovne
djelatnosti u dužem
vremenskom periodu
2
Rekonstrukcija
elektrofiltarskog
postrojenja
4 500 000 2007
3
mjeseca
Smanjenje emisije
prašine prema regulativi
EU
Monitoring dimnih
3
gasova
160 000 2005
4 Odsumporavanje
dimnih gasova
20 000 000
2008-
2012
fazno
Eliminacija štetnih
materija iz ispušnih
gasova s
upotrebljivošću
nusproizvoda (gips)
prema regulativi EU
Rješavanje problema
5
otpadnih voda
1 200 000 2006 Ekološki efekti
Ukupno II 30 860 000
Ukupno I i II 43 185 000
____________________________________________________________________________________________________________________
50/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Slijedom podataka iz gornje tabele, u ovoj je studiji pretpostavljeno da će do 2008. biti
dovršena faza revitalizacije kojom će se omogućiti efikasniji rad kotla, i proizvodnja
elektrane s povećanom snagom od 225 MW (umjesto 210 MW). Stoga se od 2008. godine
nadalje TE Pljevlja razmatra s većom instalisanom snagom. Pretpostavljeno je i da će
životni vijek elektrane biti produžen za barem 15 godina u odnosu na projektovani vijek od
25 godina.
Projekat toplifikacije grada Pljevalja
Izvorna dozvola za izgradnju TE Pljevlja uključivala je i zahtjev lokalne zajednice za
toplifikaciju grada, pri čemu bi elektrana osiguravala toplu vodu ili paru za grijanje u
zgradama. Pošto je izgrađen samo jedan blok termoelektrane, dogovoreno je da se toplotni
sistem za grijanje grada instališe kada bude izgrađen drugi blok termoelektrane. Dvadeset
godina kasnije, grad još uvijek nema toplotni sistem, a novi blok još nije izgrađen. Sistem
koji koristi dio toplote proizvedene u elektrani trebao bi biti ugrađen bez obzira na to hoće li
se graditi drugi blok TE Pljevlja.
Lokalne vlasti opštine Pljevlja očekuju od budućeg kupca Termoelektrane da investira u
projekat toplifikacije Pljevalja. Od vlasnika TE se očekuje da instališe svu neophodnu
opremu na lokaciji same TE, da postavi magistralni vod, vrelovodni razvod do podstanica i
podstanice u kojima se temperatura vode prilagođava distribuciji u individualne sisteme
centralnog grijanja krajnjih potrošača. Opštinske vlasti namjeravaju osnovati javno
poduzeće koje bi preuzelo zadatak instalacije distributivnog sistema i same distribucije
toplotne energije do krajnjih potrošača, održavanje sistema i naplatu utrošene energije.
Način finansiranja radova na ovom dijelu sistema će biti detaljno osmišljen do početka
radova na toplifikaciji grada, a očekuje se kombinacija finansiranja iz proračuna, kroz
naknade za priključak, samodoprinos i/ili druge načine finansiranja.
Valja napomenuti kako u gradu već postoji oko 40 kotlovnica javnog komunalnog preduzeća
i stambenih i drugih zgrada sa sistemima centralnog grijanja, koje mogu biti adaptirane,
odnosno može im se promijeniti namjena u podstanice sistema gradskog daljinskog
grijanja. U preliminarnim studijama i investicionom programu instalacije centralnom
toplotnog sistema grada Pljevalja, predviđeno je da se u početku implementacije prve faze
projekta i krene od priključenja tih postojećih kapaciteta na novi sistem. Instalisana snaga
svih potrošača priključenih na taj način iznosiće 35 MW, a stvarno potrebna količina toplote
za snabdijevanje priključenih potrošača će iznositi 25 MW. Planirano je da krajem prve faze
instalacije sistema (za koju je predviđeno da traje 10 godina) ukupna instalisana snaga
potrošača iznosi oko 63 MW.
Na kraju druge faze, za koju će biti potrebno prilagođavanje nekih tehničkih karakteristika
sistema i proširivanje kapaciteta na vršnom i rezervnom izvoru toplote u termoelektrani, rast
kapaciteta će ići na priključivanje potrošača čija instalisana snaga iznosi oko 102 MW, a
stvarna potreba za toplotnom snagom oko 75 MW.
Osnovni podaci o toplifikacijskom sistemu:
• Bazni toplotni izvor: Termoelektrana Pljevlja,
• Vršni izvor: proširena kotlovnica u TE Pljevlja i kotlovnica KID «V.Jakić»,
• Eksploatacijski vijek toplifikacijskog postrojenja: 25 godina,
• Način izvođenja: fazno (I faza – prvih 10 godina, II faza – sljedećih 10 godina),
• U prvoj fazi prve dvije godine predstavljaju izgradnju i puštanje u pogon
toplifikacijskog sistema instalisane snage toplotne potrošnje od 35 MJ/s,
• Faktor stvarnog toplotnog opterećenja: 0,733,
____________________________________________________________________________________________________________________
51/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
• Instalisana snaga toplotnih potrošača: I faza – 35 MJ/s, II faza – 101,7 MJ/s,
• Maksimalna potrebna snaga toplotnog izvora: I faza – 25,7 MJ/s, II faza – 74,5 MJ/s,
• Broj dana grijanja: 219/god,
• Broj sati grijanja dnevno i godišnje: Kod temperatura ispod 0°C predviđa se rad 24 h
dnevno sa sniženim opterećenjem u noćnom periodu (8h), a kod viših temperatura
predviđa se rad sa prekidom od 8 h dnevno. Prosječni broj sati rada godišnje je
3 900 h, što daje prosječan broj od 17,8 h/dan.
• Dužina magistralnog primarnog voda: I faza – 4 550 m, II faza – 4 770 m,
• Dužina primarne vrelovodne mreže (od magistrale do podstanica): na početku I faze
– 8,83 km, na kraju II faze – 19,32 km,
• Broj podstanica: I faza – 36, II faza – 66,
• Dužina sekundarne mreže: I faza – 13 km, II faza – 18 km,
• Proizvodnja toplotne energije: 49 GWh u fazi I, do 142 GWh u fazi II,
• Prosječna jedinična cijena toplotne energije: u I fazi – 37,51 €/MWht, u II fazi –
23,65 €/MWht, prosječna u toku eksploatacijskog vijeka – 29,19 €/MWht.
Tehno-ekonomski efekti toplifikacije grada Pljevalja su višestruki. Prvenstveno bi došlo do
smanjenja količina potrošenog uglja u gradu u ložištima s niskim stepenom iskorišćenja,
koja rade bez uređaja za zaštitu životne sredine od zagađivanja. Kvalitet grijanja svakako bi
se povećao u odnosu na postojeći, dok bi se cijena grijanja smanjila. Istovremeno bi se
povećao stepen djelovanja bloka TE Pljevlja, što bi rezultiralo i smanjenjem cijene kWh na
pragu elektrane. Instalacijom toplifikacijskog sistema ostvarile bi se uštede primarne
energije od oko 80 GWh/god, odnosno uštede uglja (prosječne kalorijske vrijednosti od
9 200 kJ/kg) od oko 32 000 t/god. Pored toga bi se smanjila i neracionalna potrošnja
električne energije za grijanje, te bi došlo do snižavanja nivoa emisije štetnih materija u
životnu sredinu i poboljšava ekološka situacija u gradu. Procjene lokalne uprave pokazuju
da bi se instalacijom takvog sistema ugasilo preko 5 000 dimnjaka u gradu. Koristan efekt bi
bio i upošljavanje domaće građevinske, mašinske, elektrotehničke i dr. operative.
2.2.2 Izgradnja novih velikih hidroelektrana
Hidroenergija je najznačajniji prirodni resurs za proizvodnju električne energije u Crnoj Gori.
Procjenjuje se da moguća godišnja proizvodnja za tehnički iskoristivi potencijal
projektovanih rješenja na prirodnim pravcima oticanja voda iznosi 5,4 do 6,1 TWh godišnje.
Od toga je u do sada izgrađenim elektranama iskorišćeno oko 1,7 TWh. Preostali potencijal
raspoređen je po vodotocima rijeka Lima, Tare, Pive, Ćehotine, Morače i Ibra, te njihovih
pritoka.
Neka rješenja koja su se ranije razmatrala kao ozbiljni kandidati za izgradnju u posljednje
su vrijeme iz objektivnih razloga eliminisana iz razmatranja za određeno vrijeme, a takav je
pristup primijenjen i u okviru ove studije. Radi se o HE Bijeli Brijeg na rijeci Tari, od koje se
odustalo zbog zaštite kanjona rijeke Tare (koji je proglašen svjetskim ekološkim rezervatom
pod zaštitom UNESCO-a), te o hidroenergetskom sistemu Buk Bijela, oko kojeg su
aktivnosti zaustavljene do daljnjega zbog velikog otpora javnosti, usmjerenog na očuvanje
čitavog kanjona Tare u postojećem obliku bez bilo kakvih zahvata. Takav je stav javnosti
formulisan i kroz donošenje Deklaracije o zaštiti rijeke Tare u Skupštini Crne Gore u
decembru 2004. godine.
U nastavku slijedi pregled hidroelektrana-kandidata za izgradnju koje su razmatrane u
okviru ove studije. Iako unutar Crne Gore postoji velik broj lokacija i mogućnosti za
izgradnju hidroelektrana, ovdje će biti uzete u razmatranje samo one kod kojih postoji
dovoljan stepen razrade, odnosno za koje je napravljena projektna ili barem pretprojektna
dokumentacija.
____________________________________________________________________________________________________________________
52/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.2.2.1 Hidroelektrane na Morači
U slivu rijeke Morače projektovana je kaskada od šest hidroelektrana duž osnovnog
vodotoka, s čeonom akumulacijom HE Andrijevo. Ove hidroelektrane projektovane su kao
varijantna tehnička rješenja u korišćenju prirodnog toka i u koncepciji s prevođenjem dijela
voda Tare u Moraču. Od šest projektovanih elektrana, iz ekonomskih i tehničkih razloga
realno je za očekivati da bi se realizovale prve četiri:
• HE Andrijevo
• HE Raslovići
• HE Milunovići
• HE Zlatica
Tehnički i ekonomski parametri hidroelektrana na Morači, i to za obje varijante prevođenja
voda Tare u Moraču, prikazani su u Tabeli 2.7.
Objekat
Tabela 2.7. Tehnički i ekonomski pokazatelji hidroelektrana na Morači
Kota
norm.
uspora
Korisna
zapr.
akum.
Inst.
protok
Inst.
snaga
Godišnja
proizv.
Troškovi
izgradnje
Spec.
invest.
Invest.
količnik
m.n.m. hm 3 m 3 /s MW GWh mil. EUR EUR/kW cEUR/kWh
HE na Morači (bez prevođenja)
Andrijevo 285 249 120 127,4 318,6 194,9 1530 61,2
Raslovići 155 7,8 120 37 106,9 73,5 1987 68,8
Milunovići 119 6,8 120 37 117,2 77,0 2081 65,7
Zlatica 81 13 120 37 151,0 84,7 2289 56,1
Ukupno HE na Morači bez prevođenja 238,4 693,7 430,1 1804 62,0
HE na Morači (s prevođenjem 22,2 m 3 /s)
Andrijevo 285 249 180 191,1 512,7 207,8 1087 40,5
Raslovići 155 7,8 180 55,5 158,9 78,3 1411 49,3
Milunovići 119 6,8 180 55,5 173,1 82,0 1478 47,4
Zlatica 81 13 180 55,5 209,2 90,3 1626 43,2
Ukupno HE na Morači s prevođenjem 357,6 1053,9 458,4 1282 43,5
Ukupna snaga ove četiri elektrane u varijanti bez prevođenja Tare u Moraču iznosi
238,4 MW, uz moguću godišnju proizvodnju od 693,7 GWh. U varijanti s prevođenjem dijela
voda Tare u Moraču (22,2 m 3 /s) ukupna bi instalisana snaga bila 357,6 MW, uz očekivanu
godišnju proizvodnju od 1 053,9 GWh. Za sve su četiri hidroelektrane napravljeni Idejni
projekti (iz 1987.) i Projekti organizacije građenja. Na osnovu idejnih projekata dovršena je i
licitacijska tenderska dokumentacija, na osnovu koje je moguće donošenje odluke o
izgradnji ovih objekata u skladu sa zakonodavnom procedurom. S obzirom na mogućnost
prevođenja voda Tare u Moraču, u dispozicijama sve četiri elektrane u strojarama su
predviđena mjesta za ugradnju trećih agregata, jer se na taj način otvaraju mogućnosti za
kasnije znatno poboljšavanje performansi kaskade u uslovima prevođenja.
Osnovni objekat ovog lanca hidroelektrana je HE Andrijevo, s branom u profilu udaljenom
oko 35 km od Podgorice, koja potapa postojeći Jadranski put u dužini od oko 13 km, kao i
manji broj kuća u okolini. Hidroelektrana Andrijevo trebala bi raditi kao vršno postrojenje
prema potrebama potrošnje u EES-u koristeći raspoloživi volumen svoje akumulacije od
249 hm 3 , što omogućuje godišnje regulisanje protoka. HE Andrijevo je najznačajniji objekat
u slivu Morače u pogledu mogućnosti akumulacije i izravnanja protoka, tj. smanjenja
____________________________________________________________________________________________________________________
53/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
poplavnih voda i povećanja malih voda na Morači, što doprinosi racionalnoj proizvodnji svih
nizvodnih hidroelektrana u lancu. Ostale hidroelektrane u kaskadi takođe će raditi
sinhronizovano s HE Andrijevo koristeći njezine izravnate protoke. U situaciji s prevođenjem
dijela voda iz Tare u Moraču akumulacija HE Andrijevo služila bi najvećim dijelom godine
kao kompenzacijski basen HE Koštanica.
Izgradnjom lanca hidroelektrana na Morači postigli bi se multiplikativni efekti, jer osim što bi
se omogućila značajna proizvodnja električne energije, istovremeno bi se osigurao veći broj
radnih mjesta za lokalno stanovništvo i potaknuo razvoj turističke i ugostiteljske ponude
vezane uz izgrađene akumulacije. Drugi pozitivni efekti uključuju ribarstvo i plovidbu,
navodnjavanje, snabdijevanje pitkom vodom, aktiviranje domaće industrije i poboljšanje
ekološke situacije nizvodno od Podgorice u vrijeme malih voda uslijed ispuštanja otpadnih
voda.
Osnovni je problem kod izgradnje ovog sistema potapanje Jadranskog puta na pojedinim
dionicama, što je moguće riješiti odgovarajućim rekonstrukcijama njegove trase. Takav bi
zahvat ujedno bio opravdan i sa stanovišta saobraćajne problematike, jer bi bilo moguće
primijeniti neka kvalitetnija rješenja od postojećih. Kako su elektrane smještene u
kanjonskom dijelu doline Morače, ne bi došlo do poplavljivanja većih površina aktivnog
zemljišta, dok bi potapanje naselja bilo ograničeno na pojedinačne stambene objekte.
Međutim, akumulacija Andrijevo, sa kotom uspora od 285 m.n.m, izaziva određeno
protivljenje kulturoloških krugova, budući da se akumulacija sa tom kotom uspora nalazi
samo nekoliko metara ispod platoa manastira Morača, pa se stvara određeni psihološki
efekat da će takvim rješenjem biti ugrožen taj vrijedni kulturno-istorijski spomenik. Iako je
prvotnim tehničkim rješenjem čak predviđeno i da se poboljša geotehnička sigurnost terena
na kome se nalazi manastir, ove dobronamjerne ideje nijesu bile kvalitetno objašnjene
javnosti, te se javio otpor takvom rješenju. Zbog toga valja spomenuti kako postoji i
alternativa toj varijanti, koja je nastala tokom rada na Vodoprivrednoj osnovi Crne Gore.
Druga varijanta predviđa sniženje kote uspora akumulacije Andrijevo za oko 35 m (na kotu
250 m.n.m.), koja se sa psihološkog stanovišta bolje uklapa u kulturološko okruženje, a
povoljnija je i u ekološkom pogledu, jer znatno manje potapa kanjon Platija. U toj varijanti
dio zapremine akumulacije Andrijevo koja se gubi obaranjem kote uspora nadoknađuje se
izgradnjom uzvodne čeone akumulacije Dubravica, zapremine oko 100 hm 3 , uz instalisanu
snagu HE Dubravica od 60 MW. U tom bi slučaju zapremina akumulacije Andrijevo bila
smanjena na oko 100 hm 3 . Ta je varijanta, osim što je prihvatljivija sa gledišta uklapanja u
zonu oko manastira Morača, kao i uklapanja u ekološko okruženje, povoljnija i sa gledišta
prevođenja dijela vode Tare u Moraču, jer se može obezbijediti donji kompenzacioni basen,
za slučaj eventualnog pretvaranja HE Koštanica u reverzibilnu elektranu, dogradnjom
pumpnih agregata u nekom trenutku u budućnosti.
2.2.2.2 HE Koštanica
Rijeka Tara jedna je od najznačajnijih rijeka u Crnoj Gori s hidroenergetskog stanovišta, a
njezin kanjon svjetski je poznati prirodni raritet. Vododjelnica gornjeg toka Tare (koja
pripada crnomorskom slivu) i Morače (jadranski sliv) vrlo je uska, pa tako u predjelu
Ostrovice uzvodno od Kolašina glavni tok rijeke Tare dijeli tek 2 km od lijevih pritoka
Morače. Takva konfiguracija vodotokova predstavlja izazov za izgradnju hidroelektrane
svojevrsnim „prevođenjem“ dijela vode iz jednog sliva u drugi, tim više što je na
koncentrisanom padu od preko 700 m moguće ostvariti vrlo kvalitetno hidroenergetsko
rješenje. No s druge strane takva ideja otvara niz pitanja vezanih uz smanjivanje dotoka
Tare u rijeku Drinu, i posljedično smanjenje proizvodnje (odn. raspoloživog hidropotencijala)
hidroelektrana u susjednoj državi.
____________________________________________________________________________________________________________________
54/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Integralnim pristupom korišćenju voda Tare i Morače otvara se mogućnost racionalnog
korišćenja hidroenergetskog potencijala, a bez potrebe za izgradnjom akumulacionih jezera
u zaštićenom kanjonu Tare. Konkretno rješenje za korišćenje ovog potencijala formulisano
je kroz projekat izgradnje hidroelektrane Koštanica.
Prema Glavnom i Idejnom projektu koji su napravljeni, te na temelju ostale relevantne
dokumentacije, HE Koštanica bi imala snagu od 552 MW, uz ostvarivu prosječnu godišnju
proizvodnju od 1 332 GWh (uglavnom vršne električne energije), pri varijanti s prevođenjem
22 m 3 /s voda Tare u Moraču. To bi bila derivacijska hidroelektrana s akumulacionim
basenom „Žuti krš“, u koga bi se uvelo i dodatnih 3,7 m 3 /s voda Gornje Morače, i
kompenzacijskim basenom „Bakovića klisura“. Akumulacijski basen „Žuti krš“ predstavljao
bi čeonu akumulaciju hidroenergetskog sistema Tara-Morača, što bi u kombinaciji s HE
Andrijevo, kao čeonom akumulacijom lanca hidroelektrana na Morači, omogućilo kvalitetno
iskorišćenje potencijala ova dva sliva.
Tehnički i ekonomski parametri HE Koštanica prikazani su u Tabeli 2.8.
Objekat
HE
Koštanica
Tabela 2.8. Tehnički i ekonomski pokazatelji HE Koštanica
Kota
norm.
uspora
Korisna
zapr.
akum.
Inst.
protok
Inst.
snaga
Godišnja
proizv.
Troškovi
izgradnje
Spec.
invest.
Invest.
količnik
m.n.m. hm 3 m 3 /s MW GWh mil. EUR EUR/kW cEUR/kWh
1000 198 92 552 1332 373,4 676,4 28,0
Prilikom razmišljanja o mogućnosti dogovora o izgradnji ovog potencijalno vrlo vrijednog
postrojenja predložena je koncepcija sa mogućom faznom gradnjom tog postrojenja, i to
kroz dispozicionu koncepciju reverzibilne HE (RHE) sa šemom sa četiri mašine (posebno
turbina i generator, a posebno pumpa i motor), koja bi se u prvoj fazi realizovala kao
klasična hidroelektrana, u podzemnoj izvedbi. Podzemna strojara HE Koštanica pogodna je
zato što se u toj izvedbi jednostavno može u okviru projekta predvidjeti mogućnost
dogradnje posebne podzemne hale za smještaj pumpnih agregata, kako je bilo predloženo
u Vodoprivrednoj osnovi crnomorskog sliva Crne Gore. To bi olakšalo pregovaranje sa
nizvodnim partnerima o prevođenju dijela voda, budući da su njihove glavne nedoumice bile
vezane uz pitanje šta kada im zatrebaju prevedene vode. Dogradnjom druge faze HE i
pretvaranjem u RHE u nekom budućem trenutku moći će ponovo da budu uspostavljeni
prirodni bilansi. Ta činjenica, osobito s psihološkog aspekta, bitno olakšava dogovor, jer
pruža nizvodnim subjektima stanovitu sigurnost da se, ako to bude potrebno, ugradnjom
pumpnih agregata i prelaskom na reverzibilan rad, može uspostaviti sadašnji prirodni
prosječni bilans voda na rijeci Tari, uz značajno poboljšanje vodnih režima zbog djelovanja
akumulacija. No, mora se napomenuti kako se radi o ideji koja nije tehnički razrađena u
odnosu na klasično rješenje. Kako bi varijanta sa reverzibilnom hidroelektranom dobila
odgovarajući tretman i status, potrebno ju je adekvatno obraditi kroz izradu tehničke
dokumentacije.
Prema „Dopunskoj investiciono-tehničkoj dokumentaciji o uređenju slivova Drine, Pive, Lima
i Morače“ iz 1976. godine, pri navedenoj preraspodjeli dijela voda Tare u Moraču od 22 m 3 /s
procjenjuje se da bi smanjenje proizvodnje na već izgrađenim hidroelektranama na Drini
iznosilo 5,25%, odnosno 182 GWh, a postoje i mišljenja da bi taj postotak bio i manji. S
druge strane, ovim bi se rješenjem znatno povećala proizvodnja na svim budućim
hidroelektranama na Morači. Za ranije opisane četiri hidroelektrane to bi povećanje iznosilo
360,2 GWh ili oko 52%. No, uticaj na smanjenje hidropotencijala u susjednim državama je
otvoreno pitanje koje treba rješavati na bilateralnim i multilateralnim nivoima, kako bi se
____________________________________________________________________________________________________________________
55/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
usaglasili interesi svih korisnika, prema osnovnom principu međunarodnog vodnog prava o
pravičnom i racionalnom korišćenju voda.
U periodu dok elektrana radi kao klasično postrojenje, nepovoljni efekti prevođenja mogli bi
se kompenzirati izgradnjom više akumulacija na Tari, Komarnici, Ćehotini i pritokama Lima,
koje bi prihvatale poplavne talase i taj veliki dio vodnog bilansa, koji inače protiče u
kratkotrajnim povodnjima, nanoseći velike štete u dolini Drine, prebacivale bi u malovodne
periode, poboljšavajući vodne režime na čitavom toku Drine. Time bi se ostvario i izuzetno
važan vodoprivredni cilj: regulisanje vodnih režima na toku Drine, što je preduslov za njeno
korišćenje za navodnjavanje i druge vodoprivredne potrebe.
Ostali pozitivni učinci izgradnje HE Koštanica uključuju vodosnabdijevanje okolnog
područja, održavanje biološkog minimuma, smanjenje koncentracije otpadnih voda
nizvodno od Podgorice, navodnjavanje poljoprivrednih površina i ostalo.
HE Koštanica, kao dio zamišljenog integralnog hidroenergetskog sistema u gornjem slivu
Drine, pridonosi zadovoljenju nekoliko važnih strateških ciljeva svih zainteresiranih strana
(Crne Gore, Bosne i Hercegovine i Srbije). Interesi Crne Gore s jedne strane uključuju:
maksimalno i racionalno iskorišćenje hidroenergetskog potencijala slivova Drine i Morače,
izgradnju novih izvora električne energije u vidu hidroelektrana visokih instalisanih snaga,
potpuno očuvanje zaštićenog dijela kanjona Tare, i stvaranje najboljih uslova za
urbanizaciju naselja u gornjem toku rijeke Tare (Mojkovac, Kolašin i dr.). Interesi pak Srbije,
odn. Bosne i Hercegovine, kao korisnika toka rijeke Drine, u tom se smislu svode na:
poboljšanje režima malih voda na srednjem i donjem toku Drine, ublažavanje talasa velikih
voda na donjem toku Drine, stvaranje uslova za racionalno hidroenergetsko iskorišćenje
srednje i donje Drine i Lima, i povećavanje snage hidroelektrana koje mogu da djeluju kao
regulaciona i operativna rezerva u EES Srbije (u kojem većinu kapaciteta predstavljaju
termoelektrane na ugalj).
Postrojenje HE Koštanica svakako ima svoju vrijednost, no njezina realizacija uslovljena je
s dva aspekta: 1) potreba dogovora s nizvodnim partnerima na osnovu obostranih
strateških interesa, i 2) Deklaracija o zaštiti rijeke Tare iz decembra 2004., kojom je
Skupština Crne Gore zabranila bilo kakve zahvate u čitavom kanjonu Tare (pa i u dijelu koji
nije pod strogom zaštitom). Iako je dakle izgradnja HE Koštanica uslovljena s ta dva
aspekta, u studiji će se ona uzeti u razmatranje kao kandidat za izgradnju u određenim
scenarijima.
2.2.2.3 HES Buk Bijela
Hidroenergetski sistem „Buk Bijela“ sastoji se od HE “Buk Bijela” i HE “Srbinje”, ukupne
instalisane snage 505,5 MW i godišnje proizvodnje 1 350,3 GWh, sa korisnom zapreminom
akumulacije od 328 hm 3 . Ostali parametri ovog hidroenergetskog sistema prikazani su
Tabelom 2.9.
Objekat
Tabela 2.9. Tehnički i ekonomski pokazatelji HES Buk Bijela
Kota
norm.
uspora
Korisna
zapr.
akum.
Inst.
protok
Inst.
snaga
Godišnja
proizv.
Troškovi
izgradnje
Spec.
invest.
Invest.
količnik
m.n.m. hm 3 m 3 /s MW GWh mil. EUR EUR/kW cEUR/kWh
HE Buk Bijela 500 328 600 450 1158,3
HE Srbinje 404 4,6 450 55,5 192
Ukupno HES Buk Bijela 505,5 1350,3 508,4 1006 37,7
____________________________________________________________________________________________________________________
56/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Izgradnja HE Buk Bijela predviđena je na mjestu gdje spajanjem rijeka Tare i Pive nastaje
rijeka Drina, a koje se nalazi na granici Bosne i Hercegovine i Crne Gore. Usvojeno rješenje
sistema HE Buk Bijela – HE Srbinje bazira se na sezonskom i vršnom radu HE Buk Bijela, i
korišćenju HE Srbinje kao regulacionog rezervoara. U skladu sa usvojenim načinom rada,
HE Buk Bijela bi trebala raditi sa čestim i naglim promjenama proticaja (od 0 do 600 m 3 /s) u
vrlo kratkim vremenskim intervalima. Glavna uloga HE Srbinje, kao regulacionog
rezervoara, je da umanji oscilacije donje vode u zoni grada Srbinje, koje će se javiti kao
posljedica predviđenog rada HE Buk Bijela. Grad Srbinje se nalazi oko 10 km nizvodno od
HE Buk Bijela i maksimalne dnevne oscilacije u zoni grada su limitirane na 1,3 m iz razloga
bezbjednosti njegovih stanovnika, koji koriste rijeku Drinu i njene obale za različite
aktivnosti. Navedeno ograničenje oscilacija vode takođe štiti obale Drine od erozije i
zarušavanja. Predviđeno je da HE Srbinje bude u pogonu cijelog dana ispuštajući proticaje
između minimalnog (50 m 3 /s) i instalisanog proticaja (450 m 3 /s).
Tehničko rješenje HE Buk Bijela koje je verifikovano i prihvaćeno od strane Svjetske banke
još 1987. godine, podrazumijeva izradu betonske lučno-gravitacione brane sa prelivom i
brzotokom postavljenim preko mašinske zgrade. Izgradnjom brane formira se akumulaciono
jezero ukupne zapremine 410 hm 3 (korisne 328 hm 3 ), s kotom uspora od 500 m.n.m. Za
ovo rješenje je urađena tehnička dokumentacija na nivou Glavnog projekta (1987-1989.
godine), a usvojena tehnička rješenja su potvrđena modelskim ispitivanjima. Odabrana kota
uspora poštuje uslove za očuvanje zaštićenog dijela kanjona Tare, a buduća
hidroakumulacija doseže do kampa Brštanovica. Akumulacija bi potopila tok rijeke Tare u
dužini od 12 km, a rijeke Pive u dužini od 10 km, odnosno do brane HE Piva.
Prema Sporazumu o zajedničkoj izgradnji i korišćenju HES “Buk Bijela” između Crne Gore i
Republike Srpske bilo je predviđeno da Crnoj Gori pripada 1/3 snage i proizvedene
električne energije, jer bi se dio buduće akumulacije HE “Buk Bijela” nalazio na teritoriji
Crne Gore. U energetskom bi smislu taj doprinos iznosio oko 450 GWh godišnje. Zbog
izuzetnog pritiska javnosti (a posebno ekoloških društava) za očuvanje dijela kanjona Tare,
koji bi se našao pod usporom akumulacije Buk Bijela (kota normalnog uspora 500 m.n.m.),
kao i zbog usvajanja Deklaracije o zaštiti rijeke Tare krajem 2004. godine, Vlada Crne Gore
je tokom 2005. godine morala do daljnjega suspendovati aktivnosti vezane uz prvobitni
sporazum o izgradnji HES Buk Bijela. Daljnja je sudbina sporazuma stoga neizvjesna.
Bez obzira na tu neizvjesnost, zbog svoje ekonomske i energetske atraktivnosti, u okviru
ove studije ona će se razmatrati kao kandidat za izgradnju, barem u nekim scenarijima.
2.2.2.4 HE Komarnica
Pregradno mjesto za HE Komarnica predviđeno je u profilu Lonci, 45 km uzvodno od
postojeće brane Mratinje (HE Piva) na rijeci Pivi. S obzirom na zahtjev iz Prostornog plana
Crne Gore za izbjegavanje potapanja Šavnika, rješenje HE Komarnica određeno je u profilu
Lonci s kotom normalnog uspora od 816 m.n.m. Ovakvim rješenjem nije potrebno spuštanje
nivoa vode u akumulaciji HE Piva, odnosno ne bi bilo uticaja na njezin rad. Prednost ovog
profila je i mogućnost energetskog korišćenja dodatnog pada kod nižih nivoa vode u
akumulaciji HE Piva, do kote 660 m.n.m., što je moguće realizovati adekvatnim visinskim
smještajem agregata u strojarnici.
Lučno-betonska brana buduće HE Komarnica bila bi smještena u vrlo uskom „V“ profilu
kanjona, i imala bi konstruktivnu visinu od 176 m. Predviđena snaga elektrane iznosi
168 MW, a moguća godišnja proizvodnja 231,8 GWh. Ostali tehničko-ekonomski pokazatelji
HE Komarnica prikazani su u Tabeli 2.10.
____________________________________________________________________________________________________________________
57/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Objekat
Tabela 2.10. Tehnički i ekonomski pokazatelji HE Komarnica
Kota
norm.
uspora
Korisna
zapr. akum.
Inst.
protok
Inst.
snaga
Godišnja
proizv.
Troškovi
izgradnje
Spec.
invest.
Invest.
količnik
m.n.m. hm 3 m 3 /s MW GWh mil. EUR EUR/kW cEUR/kWh
HE Komarnica 816 160 130 168 231,8 134,1 798 57,9
Izgradnja HE Komarnica predviđena je i prostornim i vodoprivrednim planovima Crne Gore,
i nema značajnih prepreka njezinoj izgradnji. Ne postoje industrijski kapaciteti,
saobraćajnice, privredni objekti ili domaćinstva koja bi bila ugrožena njezinom izgradnjom,
već bi HE Komarnica potopila jedino kanjon i nenaseljeno i neplodno područje. Realizacijom
HE Komarnice, u uslovima turističke valorizacije akvatorija jezera „Piva“ i „Komarnica“,
ekonomski trenutno vrlo nerazvijen grad Šavnik dobio bi veliku šansu da razvojem
tercijarnih djelatnosti (posebno u oblasti turizma) ostvari ubrzaniji razvoj.
U sadašnjoj fazi se izvode istražni radovi s ciljem osiguranja dovoljno kvalitetnih podloga za
izradu Idejnog projekta, kao temelja za donošenje investicionih odluka.
2.2.2.5 HE Ljutica i HE Tepca
Na toku Tare nizvodno od Mojkovca razrađena su dva alternativna hidroenergetska
rješenja: akumulacija "Tepca", odnosno akumulacija "Ljutica". Akumulacija "Tepca" ima
znatno veće energetske i vodoprivredne efekte od akumulacije "Ljutica", ali potapa za oko
20 km riječnog toka na teritoriji Nacionalnog parka "Durmitor" više od akumulacije "Ljutica".
S druge strane, i akumulacija "Ljutica" potapala bi oko 21 km riječnog toka kroz Nacionalni
park, od čega 3 km u zoni sa režimom stroge zaštite. Tehnički i ekonomski parametri
varijanti HE Tepca i HE Ljutica prikazani su u Tabeli 2.11.
Objekat
Tabela 2.11. Tehnički i ekonomski pokazatelji HE Tepca i HE Ljutica
Kota
norm.
uspora
Korisna
zapr. akum.
Inst.
protok
Inst.
snaga
Godišnja
proizv.
Troškovi
izgradnje
Spec.
invest.
Invest.
količnik
m.n.m. hm 3 m 3 /s MW GWh mil. EUR EUR/kW cEUR/kWh
HE Tepca 733 960 245 352 843 405,7 1153 48,1
HE Ljutica 770 316,3 200 250 484 324,8 1299 67,1
S obzirom na zahtjeve za maksimalnim očuvanjem dijela toka Tare pod zaštitom UNESCOa,
na kojem se odvijaju turističke aktivnosti poput splavarenja, postoji svojevrsni konsenzus
da se ne bi trebala dopustiti izgradnja nikakvih pregradnih objekata na tom dijelu. To je dio
toka na potezu od Ljutice, na srednjem dijelu toka (nizvodno od mosta Đurđevića Tara), pa
do isklinjavanja uspora planirane HE Buk Bijela. Zbog toga je sada apsolutno
preovladavajuće mišljenje većine stručnjaka i javnosti kako, usprkos izraženijim
energetskim efektima, za razumno i ekološki prihvatljivo korišćenje rijeke Tare nije
prihvatljiva podvarijanta sa HE Tepca, koja potapa veći dio Nacionalnog parka Durmitor.
Stoga će kao kandidat u okviru ove studije biti razmatrana samo HE Ljutica.
Projektno rješenje HE Ljutica (s izborom kote normalnog uspora od 770 m.n.m.) zamišljeno
je u skladu sa zahtjevima očuvanja ekoloških i turističkih funkcija tog i čitavog nizvodnog
dijela toka. Ti zahtjevi uključuju: povećanje malih voda, posebno u toplom dijelu godine,
kada se donji dio toka koristi za turizam; upravljanje temperaturnim i kiseoničnim režimima
____________________________________________________________________________________________________________________
58/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
toka i njihovim održavanjem u najpovoljnijem ekološkom stanju, kao i u stanju koje
obezbjeđuje najpovoljniju turističku valorizaciju toka; zaštitu manastira Dobrilovina; zaštitu
prirodnog rezervata endemskog crnog bora Crne Podi; i zaštitu Donjih polja nizvodno od
Mojkovca.
Konačno rješenje za energetsko korišćenje rijeke Tare, uz pretpostavku osiguranja svih
ostalih uslova, prvenstveno će zavisiti od ekoloških zahtjeva koji proizlaze iz zaštićenog
statusa ovog vodotoka. Pri tome treba posebnu pažnju posvetiti odnosima sa UNESCO-m i
drugim relevantnim međunarodnim organizacijama, polazeći od činjenice da je za Crnu
Goru korišćenje hidropotencijala voda rijeke Tare od posebnog interesa. Dakako, mora se
voditi računa da negativni efekti na životnu sredinu budu što manji, a uticaj ovih radova i
objekata na ukupni kvalitet životne sredine i život ljudi na tim prostorima bude što pozitivniji.
Regulisanim ispuštanjem protoka na HE Ljutica u sušnijim i poplavnim periodima poboljšale
bi se hidrološke karakteristike Tare, odnosno Drine i Save, čime bi se vrlo povoljno uticalo
na vodoprivredne uslove u Crnoj Gori, Bosni i Hercegovini i Srbiji. HE Ljutica mogla bi
donekle kompenzovati eventualno smanjenje prirodnog oticanja vode (uslijed prevođenja
22,2 m 3 /s voda Tare u Moraču), zbog svog povoljnog djelovanja na vodne režime Tare,
Drine i Save i poboljšanja performansi drinskih hidroelektrana u energetski kritičnim
periodima godine (što ne bi bio slučaj u varijanti korišćenja voda u prirodnom pravcu
oticanja Tare i Morače).
Smatra se da se ovakvo hidroenergetsko rješenje na Tari može uklopiti u ekološke ciljeve
zaštite, dakako uz jasno definisanje uslova za poboljšanje vodnih režima u ciljevima
projekta. HE Ljutica, kao najnizvodniji objekat na Tari, u toplom dijelu godine bila bi u
funkciji održavanja najpovoljnijih uslova ekosistema u zaštićenom dijelu kanjona. U
turističkoj sezoni akumulacija se ne bi energetski koristila, (zbog bezbjednosti turista u
kanjonu), već bi se iz akumulacije ispuštao garantovani ekološki protok preko selektivnog
vodozahvata. Takav zahvat omogućio bi ispuštanje vode s različitih dubina akumulacije,
odnosno iz onog temperaturnog sloja koji je ekološki u tom momentu najpovoljniji, kako bi
se zaštićeni kanjon mogao što uspješnije koristiti za turizam (splavarenje, izletnički turizam,
sportski ribolov, itd). Temperaturnim režimima rijeke Tare bi se upravljalo u skladu sa
potrebama nizvodnih biocenoza. Time bi se omogućilo očuvanje ili čak unaprjeđenje
ekoloških karakteristika vodotoka, zbog mogućnosti namjenskog ispuštanja vode i u
malovodnom dijelu godine.
Zbog navedenih karakteristika, smatra se da je potrebno intenzivirati dalje aktivnosti na
istraživanju energetskog korišćenja srednjeg toka rijeke Tare. Svakako, i HE Ljutica je
postrojenje čija je budućnost dovedena u pitanje donošenjem Deklaracije o zaštiti rijeke
Tare, kojom je spriječena bilo kakva izgradnja duž cijelog toka Tare (iako je prvenstveno
donesena kako bi se spriječile aktivnosti na realizaciji projekta HES Buk Bijela). Stoga je
budućnost projekta HE Ljutica uslovljena eventualnim ublažavanjem stava iz spomenute
Deklaracije.
2.2.2.6 Hidroelektrane na Limu
Pri razmatranju različitih hidroenergetskih rješenja na toku rijeke Lima razrađeno je nekoliko
varijanti, s obzirom na energetsko iskorišćenje i mogućnost potapanja. Podaci s kojima će
se razmatrati potencijalne kandidate za izgradnju preuzeti su iz projekta „Idejno rješenje HE
Lukin Vir – optimalno korišćenje hidroenergetskog potencijala Lima na potezu Plav –
Berane“, projektanta Energoprojekt-Hidroinženjering iz 2001. god. Koncepcija korišćenja
hidropotencijala gornjeg Lima na potezu Plav-Berane u ovom projektu je razmatrana kroz tri
varijantna rješenja:
____________________________________________________________________________________________________________________
59/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Varijanta I: Hidroenergetski potencijal se realizuje formiranjem većih akumulacija, koliko to
morfološki uslovi na terenu dozvoljavaju. Ukupnim korisnim akumulacionim
prostorom, smještenim u okviru dvije akumulacije, kontroliše se 24% proticaja,
a energetski efekti su oko 440 GWh godišnje. Ovo rješenje se u najvećoj mjeri
poklapa sa postojećim rješenjima koja figuriraju u studijskoj dokumentaciji.
Izgradile bi se četiri hidroelektrane, od čega dvije akumulacione pribranske
(HE Andrijevica i HE Lukin Vir), a dvije kanalske derivacione (HE Plav i HE
Berane). Ovom varijantom se značajno narušava prirodni ambijent, izložena je
velikim eksproprijacionim zahvatima, potapanjem i izmještanjem puteva, a
postiže se maksimum energetskih efekata. Ovo rješenje daje i znatan doprinos
na nizvodnim hidroelektranama na Limu i Drini. Valja napomenuti kako HE
Lukin Vir i HE Berane imaju karakteristike navedene u Tabeli 2.12. samo
ukoliko je izgrađena HE Andrijevica. Ukupno instalisana snaga ove četiri
hidroelektrane je 166,6 MW a godišnja proizvodnja 439,9 GWh.
Varijanta II: Hidroenergetski potencijal se koristi u osam protočnih derivacionih postrojenja
(bez akumulisanja vode) na pojedinačnom padu od oko 20-30 m. Ovo rješenje
minimalno narušava prirodno okruženje, troškovi otkupa i odštete su svedeni
na minimum, ali nema efekata odbrane od poplava, niti regulisanja velikih i
minimalnih proticaja, dok se energetska proizvodnja kreće oko 300 GWh
godišnje. Izgradnjom osam kanalskih derivacionih hidroelektrana (Plav,
Murino, Mostine, Jagnjilo, Sutjeska, Trešnjevo, Navotina, Lužac) postiže se
minimum energetskih efekata i nema pozitivnih uticaja na nizvodne elektrane,
jer nema akumulacionog prostora. Uspor se uglavnom zadržava samo u okviru
korita za veliku vodu, a elektrane su izvedene sa kratkim kanalskim
derivacijama i manjim padovima. Ukupno instalisana snaga ovih hidroelektrana
je 95 MW, a godišnja proizvodnja 300,9 GWh.
Varijanta III: Predstavlja modifikaciju varijante I nakon analize brojnih ograničenja u slivu
(izgrađenost doline Lima, magistralni put Berane-Plav). Po ovoj varijanti,
razmatraju se akumulacije zapremine oko 9% godišnjeg proticaja. Energetska
proizvodnja iznosi 325 do 372 GWh, zavisno od toga da li je HE Andrijevica
izvedena kao pribranska ili derivaciona elektrana. Godišnja proizvodnja u ovoj
varijanti iznosi 74%, odnosno 84% od proizvodnje po varijanti I (koja se može
uzeti kao maksimalna energetska proizvodnja koja se može ostvariti na
razmatranom potezu Lima, između Plavskog jezera i Berana). Ovom
varijantom gradile bi se četiri hidroelektrane, od čega su dvije akumulacionopribranske
(Andrijevica i Lukin Vir – sa nižim kotama u odnosu na varijantu I) i
dvije kanalske derivacione (Murino i Novotina). HE Lukin Vir i HE Navotina
imaju karakteristike navedene u Tabeli 2.12. samo ukoliko je izgrađena HE
Andrijevica. Ukupno instalisana snaga ovih hidroelektrana iznosi 101,8 MW (sa
pribranskom HE Andrijevica), odnosno 124,2 MW (sa derivacionom HE
Andrijevica), dok godišnja proizvodnja iznosi 324,9 GWh (sa pribranskom HE
Andrijevica), odnosno 371,7 GWh (sa derivacionom HE Andrijevica).
Energetsko-ekonomski pokazatelji elektrana koje čine pojedine varijante prikazane su
sumarno u Tabeli 2.12. U Tabeli 2.13. su prikazane i potrebe za potapanjem zemljišta,
stambenih objekata i magistralnih puteva po pojedinim varijantama.
____________________________________________________________________________________________________________________
60/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Objekat
Tabela 2.12. Tehnički i ekonomski pokazatelji HE na Limu u tri varijante
Tip
postrojenja
Kota
normalnog
uspora
Korisna
zapremina
akumulacije
Inst.
protok
Inst.
snaga
Godišnja
proizv.
Troškovi
izgradnje
m.n.m. hm 3 m 3 Varijanta I
/s MW GWh mil. EUR
Plav Deriv. 906 0 40 14,5 53,9
Andrijevica Pribr. 860 224 120 96 208,4
Lukin Vir Pribr. 763 52,5 90 31,9 105,8
Berane Deriv. 720,5 0 90 24,2 71,8
Ukupno 166,6 439,9 394,8
Plav Deriv. 906
Varijanta II
0 40 13,1 48,8
Murino Deriv. 864 0 40 11,2 43,4
Mostine Deriv. 828 0 60 12,9 36,9
Jagnjilo Deriv. 800 0 60 11,4 33,5
Sutjeska Deriv. 775 0 60 12 37,0
Trešnjevo Deriv. 750 0 60 11,1 34,5
Navotina Deriv. 725 0 80 15 42,2
Lužac Deriv. 700 0 80 8,3 24,6
Ukupno 95 300,9 404,5
Murino Deriv. 906
Varijanta III
0 40 24,2 90,2
Andrijevica Pribr. 830 82 100 51 140,5
(Deriv.) (830) (94) (100) (73,4) (187,3)
Lukin Vir Pribr. 740 12 80 13,3 50,3
Navotina Deriv. 720 0 80 13,3 43,9
Ukupno
101,8
(124,2)
324,9
(371,7)
287,6
Tabela 2.13. Potapanje zemljišta i infrastrukture za tri varijante izgradnje HE na Limu
Zemljište (ha)
Stambeni i privredni
objekti (m 2 )
Magistralni putevi (km)
Varijanta I 1 174,6 95 497 11
Varijanta II 190 5 685 -
Varijanta III 570,3 8 976 5
HE Lukin Vir u okviru hidroenergetskog korišćenja gornjeg toka rijeke Lim (Varijante I i III)
ima ulogu kompenzacionog bazena uzvodnoj vršnoj HE Andrijevica. Izgradnja HE Lukin Vir
bez uzvodne čeone HE Andrijevica nije opravdana iz dva razloga: 1) energetski efekti bi bili
manji oko 15%, i 2) akumulacija bi u veoma kratkom periodu bila ispunjena nanosom sa
uzvodnog dijela sliva.
U svakoj varijanti predviđeno je i rješenje regulacije korita Lima na potezu Lukin Vir –
Berane. Ovom investicijom, koja iznosi 4,96 mil. EUR dobija se oko 600 hektara zemljišta
za intenzivnu poljoprivrednu proizvodnju, i praktično se kompenzira ukupno potapanje
zemljišta iz Varijante III.
____________________________________________________________________________________________________________________
61/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Navedene varijante u određenoj mjeri, iako ne sasvim, korespondiraju s nekim usvojenim
planskim dokumentima. Naime, Varijanta I sadrži elektrane koje su predviđene i Programom
razvoja Elektroprivrede Crne Gore, s približno jednakim tehničkim parametrima. S druge
strane, Varijanta II donekle slijedi logiku alternative iz Vodoprivredne osnove (gdje se
naziva varijantom 2), prema kojoj je takođe predviđena izgradnja kaskade protočnih
kanalsko-derivacionih elektrana u glavnom toku Lima, radi nepovoljnih uslova za podizanje
akumulacija. Za razliku od ovdje opisane Varijante II, u Vodoprivrednoj je osnovi predviđena
izgradnja većih akumulacija na pritokama Lima (Ljuboviđi, Lješnici, Grlji – Grnčaru, Zlorečici
i Đuričkoj rijeci). Po toj bi se varijanti glavna dolina Lima maksimalno čuvala od
zaposjedanja akvatorijama, dok bi se težište regulisanja protoka prebacilo u bočne doline,
koje nijesu zaposjednute naseljima i drugim objektima.
U skladu sa sugestijama Naručioca, u scenarije Strategije razvoja energetike Crne Gore
uvrstit će se i analizirati Varijanta III, dok će Varijanta II biti analizirana u zasebnom
scenariju u kojem je prethodno bila uvrštena Varijanta III. Varijantu I nije moguće realizovati
zbog potapanja velikih površina zemljišta, objekata i puteva. No, i izvjesnost Varijante III se
smanjuje kako vrijeme prolazi, jer izgradnjom novih objekata dolazi do zauzimanja
potrebnog prostora.
2.2.2.7 Hidroelektrane na Ćehotini
U Vodoprivrednoj osnovi Crne Gore rijeka Ćehotina se u hidroenergetskom smislu rješava u
dvije varijante. Varijantu 1 čine akumulacione i derivacione HE Gradac (23 MW) i HE
Mekote (26 MW). U novije vrijeme se zbog boljih energetskih i vodoprivrednih efekata
Varijanta 2 ocjenjuje kao mnogo pogodnija, a čine je HE Gradac (25 MW) i HE Milovci
(50 MW). Vrijednost druge varijante je što se može realizovati velika akumulacija Milovci
(386 hm 3 ), koja se može dosta uspješno uklopiti u okruženje, a koja sa svojom velikom
korisnom zapreminom može da bude atraktivna za regulisanje vodnih režima toka Drine, što
je snažan argument Crne Gore u dogovoru sa nizvodnim partnerima o načinu korišćenja
voda gornjeg sliva Drine. Naime, vode iz akumulacije Milovci u jednoj bi se podvarijanti
prevodile derivacijom u rijeku Taru, odnosno u pravcu akumulacionog jezera planirane HE
Buk Bijela. Pokazatelji planiranih hidroelektrana na Ćehotini prikazani su u Tabeli 2.14.
Tabela 2.14. Tehnički i ekonomski pokazatelji hidroelektrana na Ćehotini
Objekat
Kota norm. uspora Korisna zapr. akum. Inst. protok Inst. snaga Godišnja proizv.
m.n.m. hm 3 m 3 /s MW GWh
Varijanta 1
HE Gradac 742 85 38 23 65,5
HE Mekote 657 74 38 26 70,6
Varijanta 2
HE Gradac 742 85 38 25 72
HE Milovci 650 386 50 50 149,7
Za sada je izvjesno da će realizacija HE Milovci zavisiti od obezbjeđenja međudržavne
saglasnosti oko korišćenja energetskog potencijala rijeke Ćehotine. Olakšavajuća okolnost
je da nizvodno od akumulacije Milovci nema značajnijih naselja, niti posebnih zaštićenih
područja, pa bi uz adekvatno rješenje ispuštanja garantovanih ekoloških proticaja ekološki
kriterijumi bili zadovoljeni. Što se tiče socioloških kriterijuma, ova hidroelektrana bila bi
izuzetno povoljna sa stanovišta obezbjeđenja ostanka stanovništva na ovim prostorima,
stvaranjem povoljnih uslova za privredni razvoj.
____________________________________________________________________________________________________________________
62/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Hidroenergetski objekti na rijeci Ćehotini, iako nesporni sa gledišta uklapanja u okruženje,
imaju nešto manje atraktivne energetske i ekonomske pokazatelje. Svakako je potrebno
hidroelektrane na Ćehotini, radi njihove ispravne valorizacije u budućim planovima razvoja,
na odgovarajući način projektno razraditi, što uključuje i studijsku analizu optimalne
koncepcije razvoja sistema objekata na Ćehotini. Potencijalne prednosti tih objekata
ogledaju se, osim u njihovoj velikoj korisnoj zapremini i proizvodnji kvalitetne vršne energije,
i kroz argument za pregovaranje o prevođenju dijela voda Tare, jer se njihovim korišćenjem
u malovodnim periodima mogu povećavati protoci na donjem toku Drine, što je od interesa
za nizvodne partnere.
S obzirom na relativno veću atraktivnost objekata na drugim slivovima, te na nepostojanje
preciznih podataka o potrebnim investicionim sredstvima za izgradnju hidroelektrana na
Ćehotini, u okviru ove studije neće se razmatrati izgradnja novih hidroelektrana na rijeci
Ćehotini do kraja planskog perioda (2025. godina).
2.2.3 Izgradnja novih termoelektrana
U Crnoj Gori je do sada pušten u pogon tek jedan veći termoenergetski blok, i to onaj u TE
Pljevlja snage 210 MW iz 1982. godine. S obzirom na rastući deficit u elektroenergetskom
bilansu Crne Gore, i sve manji udio domaće proizvodnje u pokrivanju potreba za
električnom energijom, potrebno je relativno žurno razmatrati opcije izgradnje novih izvora
električne energije u budućnosti.
Pored hidropotencijala, koji se opravdano smatra najvećim prirodnim resursom Crne Gore,
najvažniji (neobnovljivi) energent svakako je ugalj. S obzirom na postojeće zalihe uglja u
Crnoj Gori, stanje njihove istraženosti, i iskustvo u korišćenju uglja za proizvodnju električne
energije u već izgrađenim objektima (TE Pljevlja), smatra se da je ugalj najizglednije
primarno gorivo koje dolazi u obzir kao energent za termoelektrane koje bi se gradile u
budućnosti. Zbog udaljenosti od glavnih transportnih pravaca prirodnog gasa i nedovoljne
istraženosti domaćih rezervi gasa u posmatranom periodu ne očekuje se izgradnja
termoelektrana na gas u Crnoj Gori u doglednoj budućnosti.
Rezerve uglja u Crnoj Gori zahvataju mrko-lignitni ugalj u širem području Pljevalja, te mrki
ugalj na prostoru opštine Berane. Radi se o uglju relativno niske kalorijske vrijednosti, što
ima za posljedicu da se većina uglja iskoristi u bliskoj okolini nalazišta, budući da bi
transport na veće udaljenosti za takve vrste uglja bio neekonomičan. Potencijalne lokacije
za nove blokove termoelektrana treba stoga tražiti upravo u ta dva područja.
Za potrebe ove studije uzete su u razmatranje dvije termoelektrane-kandidati za izgradnju u
budućnosti: TE Pljevlja 2 (drugi blok na postojećoj lokaciji) i TE Berane.
2.2.3.1 TE Pljevlja 2
Kao što je već spomenuto, prilikom izgradnje i puštanja u pogon prvog bloka TE Pljevlja
1982. godine velik dio izgrađene infrastrukture dimenzionisan je za zajednički pogon oba
bloka. Osim toga, na području Pljevalja postoji značajna i dobro istražena sirovinska osnova
u obliku zaliha uglja potrebnih za pogon oba bloka termoelektrane. Iz ova dva razloga
lokacija TE Pljevlja je svakako prvi kandidat za izgradnju novog termoenergetskog bloka u
Crnoj Gori.
Novi bi blok, s obzirom na razvoj tehnologije do kojeg je došlo u međuvremenu mogao biti
izgrađen i s većom snagom od prvog, jer bi uz efikasniji proces konverzije mogao s istom
količinom uglja proizvoditi više električne energije. Stoga će u okviru ove studije biti
____________________________________________________________________________________________________________________
63/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
pretpostavljeno da je instalisana snaga novog bloka 225 MW, jer će s jedne strane toliko
iznositi snaga prvog bloka nakon rekonstrukcije, a s druge strane se istovjetni blokovi u
Rusiji izrađuju sa navedenom snagom.
Izgradnjom prvog bloka TE Pljevlja izvedeni su radovi na sljedećim objektima zajedničkim
za oba bloka:
• Lučno-betonska brana Otilovići visine 59 m, koja osigurava potrebnu količinu vode
za rad blokova I i II,
• Dovodni cjevovod od brane do termoelektrane u dužini od 8 km,
• Dimnjak visine 250 m,
• Doprema uglja,
• Mazutna stanica,
• Pomoćna kotlovnica,
• Hemijska priprema vode,
• Bager stanica (građevinski dio),
• Skladišta i radionice,
• Upravna zgrada i laboratoriji,
• Regulacija rijeke Vezišnice,
• Podstanica za kisjelinsko pranje,
• Transformator 32 MVA,
• Nosna dizalica 100/20 u strojarnici,
• Postrojenje za prečišćavanje zamuljenih i zamazućenih voda,
• Rasklopno postrojenje.
Lokacija drugog bloka predviđena je na odobrenoj lokaciji bloka I i dispozicijom Idejnog
projekta TE 2×210 MW. Na osnovu predračuna investicionih ulaganja za izgradnju bloka II
iz 1978. i stvarno izvedenih radova u toku izgradnje bloka I TE Pljevlja, procjena vrijednosti
zajedničkih objekata iznosi 66,6 miliona USD.
Za pogon prvog bloka TE Pljevlja snage 210 MW (225 MW nakon rekonstrukcije) koristi se
ugalj iz pljevaljskog basena. Godišnja potrošnja uglja garantovanog kvaliteta od 9 211 kJ/kg
za 6 000 sati rada godišnje iznosi oko 1,35 miliona tona. S obzirom da se od 2007. planira
potpuni prelazak na korišćenje uglja iz PK „Potrlica“, toplotne vrijednosti od oko 10,7 MJ/kg,
a i s obzirom na planirano povećanje efikasnosti kotla u termoelektrani, za godišnji rad
termoelektrane (na nivou od oko 1 000 GWh) trebat će nešto manje, odnosno oko 1,1
miliona tona uglja. Za preostali vijek rada prvog bloka potrebno je stoga osigurati ukupno
još oko 20 miliona tona uglja. Za pogon drugog bloka sličnih karakteristika, uz
pretpostavljeni životni vijek od 40 godina, trebalo bi oko 45 miliona tona uglja navedenih
parametara. Kako pljevaljski basen raspolaže s oko 65 miliona tona eksploatacionih rezervi,
od čega će jedan dio biti usmjeren za široku potrošnju, količine uglja pljevaljskog basena
nisu dovoljne za potpuno snabdijevanje dva bloka sličnih karakteristika za vrijeme trajanja
njihovog čitavog životnog vijeka.
Eksploatacione rezerve u obližnjem basenu Maoče, s druge strane, iznose oko 113 miliona
tona uglja toplotne moći od 12,3 MJ/kg. Stoga bi za proizvodnju električne energije na nivou
jednog bloka snage 225 MW bilo potrebno oko 1 milion tona uglja iz maočkog basena
godišnje. Pretpostavi li se životni vijek bloka od 40 godina (u što je uračunato i produljenje
uslijed revitalizacije), može se zaključiti kako je za pogon drugog bloka potrebno osigurati
ukupno oko 40 miliona tona uglja iz maočkog basena. No, maočki je ugalj dislociran u
odnosu na već postojeći kompleks TE Pljevlja (udaljenost iznosi oko 25 km), pa bi za
njegovo korišćenje bilo potrebno ili osigurati transport uglja do postojeće lokacije TE
____________________________________________________________________________________________________________________
64/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Pljevlja, uz nešto veću cijenu uglja na ulazu u elektranu, ili izgraditi elektranu na maočkom
području, što bi bila skuplja varijanta u pogledu investicija.
Sumarni prikaz rezervi i kvaliteta uglja u pljevaljskom regionu, prema [25] nalazi se u Tabeli
2.15.
Tabela 2.15. Rezerve i kvalitet uglja u području Pljevalja
Podaci o uglju Pljevlja
(Potrlica)
Šumani I
(Borovica)
Basen/revir Ukupno
Otilovići Bakrenjače Cementara Maoče
Eksploatacione rezerve (mil. t) 63,1 1,5 3,0 1,0 5,2 93,0 166,8
Toplotna moć (kJ/kg) 10 720 8 161 10 510 10 194 11 314 12 504
Vlaga (%) 29,28 31,64 37,42 39,90 32,27 30,74
Pepeo (%) 23,75 29,54 13,70 15,14 19,14 17,38
Sumpor (%) 1,17 1,12 0,80 0,96 1,83 0,84
Prema informacijama dobivenim iz Rudnika uglja Pljevlja, uslovi eksploatacije u ležištu
Maoče takvi su da se smatra da je ekonomična eksploatacija u tom ležištu ostvariva tek uz
relativno visok nivo proizvodnje (oko 2-3 miliona tona godišnje). Te količine uglja bile bi
dostatne za snabdijevanje jednog velikog termoenergetskog potrošača, npr. termoelektrane
snage 300 do 500 MW, koju bi u tom slučaju bilo najisplativije izgraditi na samoj lokaciji
Maoča. Eksploatacione rezerve uglja u ležištu Maoče posve su dovoljne za pokrivanje
potreba za ugljem termoelektrane te veličine.
Zbog raspoloživih količina uglja u pojedinim ležištima pljevaljskog regiona, prema do sada
usvojenim planskim dokumentima vezanim uz izgradnju drugog bloka TE Pljevlja
pretpostavlja se da će budući drugi blok koristiti ugalj s ležišta Maoče. Prema Programu
dugoročne stabilizacije EPCG, potrebne investicije za otvaranje rudnika uglja Maoče iznose
106,9 miliona eura. Uz pretpostavljeni nivo proizvodnje od oko 1 milion tona uglja godišnje,
cijena uglja iznosila bi 28,8 EUR/t. Predviđeni rok izgradnje ovog rudnika je 7 godina.
Pritom nije do kraja riješeno pitanje transporta uglja od ležišta do elektrane, a još je donekle
otvoreno i pitanje lokacije (Maoče ili pri postojećem bloku TE Pljevlja 1).
Za definisanje neophodnih tehničko-ekonomskih parametara koji utiču na odluku o izgradnji,
potrebno je uraditi dodatnu dokumentaciju vezanu uz definisanje kapaciteta i tehnologije
eksploatacije uglja u maočkom basenu, iz koje će proizići i cijena uglja iz ovog basena, te
definisati trajanje i potrebna sredstva za otvaranje kopa.
S obzirom na spremnost lokacije, postojeću investiciono-tehničku dokumentaciju,
izgrađenost zajedničkih objekta i iskustva kadrova koji su gradili blok I, trajanje izgradnje
bloka II procjenjuje se na 4 godine, računajući i pripremne radove. Na osnovu vrijednosti
izgrađenih objekata, preliminarnih ponuda za izgradnju bloka II, potrebnih ulaganja za
rješavanje ekoloških pitanja tog prostora i iskustva u gradnji bloka I procjenjuje se da su
ukupna potrebna ulaganja u blok II TE Pljevlja oko 120 miliona EUR [2]. Proračuni
optimizacije razvoja elektroenergetskog sistema opisani u poglavlju 2.6. ove studije
obavljeni su najprije s tom visinom investicija, no na osnovi iskustva, činjenice da su dotične
analize pomalo zastarjele (a i sprovedene su za blok snage 210 MW), studije [8] i nekih
viših procjena [25], ocijenjeno je realnijim računati s nešto većim nivoom investicija, pa su
proračuni obavljeni i s investicijama u visini 135 miliona EUR, što, međutim, ipak nije uticalo
na rezultate proračuna. Ove investicije obuhvataju samo sredstva za izgradnju bloka
elektrane, bez sredstava za otvaranje rudnika.
____________________________________________________________________________________________________________________
65/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Cijena uglja iz ležišta Maoče za rad bloka II u okviru ove studije, pretpostavljena je u iznosu
od 28,77 EUR/t, ili u energetskim jedinicama 2,3 EUR/GJ.
2.2.3.2 TE Berane
Kako bi se kvalitetno iskoristio energetski potencijal uglja u beranskom basenu, u okviru
ove studije kao kandidat za buduću izgradnju u obzir je uzeta i termoelektrana Berane.
Pritom treba snažno naglasiti kako je budućnost termoelektrane na beranski ugalj
uslovljena poboljšanjem stanja istraženosti bilansnih rezervi uglja. Uz tu pretpostavku,
odnosno ogradu, termoelektrana Berane uzet će se u razmatranje kao kandidat za buduću
izgradnju u elektroenergetskom sistemu.
Lokacija TE Berane predviđa se na periferiji grada Berana, u industrijskoj zoni, gdje su već
locirani drugi industrijski objekati. Plato predviđen za smještaj termoelektrane nalazi se
između tvornice celuloze i ciglane, udaljen oko 800-1000 m od rijeke Lim, u neposrednoj
blizini puta Berane-Rožaje. Samo područje nalazi se na 630 m nadmorske visine. Izvor
vode za potrebe tehnološkog procesa proizvodnje električne i/ili toplotne energije može se
osigurati iz rijeke Lima, za što je potrebno još sprovesti istraživanja vodnog režima rijeke u
tom profilu.
Na prostoru opštine Berane utvrđeno je postojanje mrkog uglja i to u dva basena:
beranskom (ležišta Petnjik, Berane, Zagorje i Budimlje, u kome je završena eksploatacija) i
poličkom (ležište Polica). Ukupne geološke rezerve procjenjuju se na oko 158 miliona tona,
od čega se zbog nedovoljne istraženosti samo 33,5 miliona tona prikazuju kao bilansne, a
18,5 miliona tona kao eksploatacijske rezerve. U Tabeli 2.16. prikazane su značajke
mogućeg razvoja eksploatacije uglja u beranskom basenu povezanog s izgradnjom TE
Berane.
Tabela 2.16. Parametri razvoja eksploatacije uglja u beranskom basenu [7]
Podaci o uglju
Revir
Petnjik Polica
Ukupno
Eksploatacione rezerve (t) 9 665 303 8 846 567 18 551 870
Toplotna moć (kJ/kg) 15 993 11 760
Vlaga (%) 19,30 24,00
Pepeo (%) 18,01 28,22
Sumpor (%) 1,91 1,32
Ukupna godišnja proizvodnja 600 000 t/god
Trajanje eksploatacije (god) 15 14 29
Vrijeme izgradnje rudnika 3-4 g.
Ukupna vrijednost investicionih ulaganja 31,2 mil. EUR
Prema gornjoj tabeli, ponderirani prosjek toplotne moći eksploatacijskih rezervi uglja u
revirima Petnjik i Polica iznosi 13 970 kJ/kg. To znači da je energetski ekvivalent
eksploatacijskih rezervi ovih dvaju revira jednak 259,17 PJ.
U okviru ove studije pretpostavljeni su sljedeći parametri buduće TE Berane:
• Instalisana snaga: 125 MW
• Snaga na pragu: 110 MW
• Specifična potrošnja toplote: 11 540 kJ/kWh (η = 31,2%)
• Srednja toplotna moć uglja: 13 970 kJ/kg
____________________________________________________________________________________________________________________
66/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
• Specifična potrošnja uglja: 0,83 kg/kWh
• Investicije u izgradnju elektrane: 109,5 mil. EUR
• Cijena uglja: 26,03 EUR/t
• Životni vijek elektrane: 30 godina
• Trajanje izgradnje: 4 godine
Većina parametara preuzeta je iz [7], dok su neki procijenjeni (kao npr. specifična
potrošnja). Na osnovu iskustava s izgradnjom sličnih objekata u svijetu i studije [8],
pretpostavljen je nešto viši nivo investicija u izgradnju elektrane od 123 miliona EUR (ova
sredstva ne uključuju investicije u proširenje rudnika, jer su ona uzeta u obzir kroz cijenu
uglja).
Prema gornjim podacima, ukupna količina toplote potrebna za pogon elektrane s
navedenim parametrima u toku godine dana, uz pretpostavku rada od 6 000 sati godišnje,
iznosi 7,62 PJ. Odatle se može procijeniti da su trenutno poznate eksploatacijske rezerve
uglja u beranskoj opštini dovoljne za 34 godine rada elektrane.
U elaboratu [7] procjenjuje se i da potreban nivo investicija u rudnik uglja za
osposobljavanje za rad s kapacitetom od 600 000 tona godišnje iznosi 31,25 miliona EUR.
Vrijeme izgradnje rudnika procjenjuje se na 3-4 godine, što bi se odvijalo paralelno s
izgradnjom elektrane. Naravno, potrebno je intenzivirati aktivnosti na verifikaciji postojećih
rezervi, kako bi se poboljšalo stanje istraženosti zaliha.
2.2.4 Uvoz električne energije
S obzirom na veliki deficit između proizvodnje i potrošnje u elektroenergetskom bilansu
Crne Gore, kao i nemogućnost izgradnje proizvodnih kapaciteta dovoljnih za pokrivanje tog
deficita u kratkom roku, u ovoj studiji je i uvoz električne energije iz susjednih država uzet u
razmatranje kao opcija za pokrivanje potrošnje električne energije u budućnosti.
Pritom je posebno modeliran uvoz bazne električne energije i uvoz vršne električne
energije. Zbog nepostojanja točnih podataka o cijenama uvozne energije, pretpostavljene
su cijene uvozne energije u skladu s kretanjima terminskih ugovora (futures) na berzi
električne energije EEX u Leipzigu. Na slici 2.5. nalazi se prikaz indeksa cijena (Phelix)
mjesečnih terminskih ugovora (Month Futures) za baznu i vršnu energiju, na datum 13.
januara 2006.
____________________________________________________________________________________________________________________
67/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
120
100
80
60
40
20
0
EUR/MWh
EEX Phelix Month Futures
Jan-06 Feb-06 Mar-06 Apr-06 May-06 Jun-06
Slika 2.5. Vrijednosti indeksa Phelix Month Futures za baznu i vršnu energiju u toku
prve polovine 2006. godine (na dan 13.1.2006.)
Pretpostavljene cijene uvozne električne energije u studiji stoga iznose:
• Bazna energija: 55 EUR/MWh
• Vršna energija: 80 EUR/MWh
S obzirom na izrazitu neizvjesnost kretanja cijena električne energije, smatra se da
odabrane cijene predstavljaju zadovoljavajuću indikaciju u smislu kretanja cijena i u regiji JI
Evrope. U tom smislu se može smatrati da navedene cijene već sadrže naknade za
prekogranični prenos, odnosno da predstavljaju cijene na granici sistema Crne Gore.
____________________________________________________________________________________________________________________
68/524
Base
Peak
2.2.5 Identifikovane elektrane koje koriste obnovljive izvore energije
Vrijednost obnovljivih izvora energije u svijetu se u zadnje vrijeme sve više prepoznaje,
zbog njihovog povoljnijeg uticaja na životnu sredinu i supstitucije fosilnih goriva s
ograničenim rezervama. Budući da tehnologije proizvodnje električne energije iz obnovljivih
izvora trenutno još nijesu ekonomski konkurentne klasičnim tehnologijama, većina država u
svijetu osmislila je različite mehanizme poticaja razvoju obnovljivih tehnologija (garantovane
i povlašćene tarife, subvencije, porezne olakšice i dr.).
Procjenjuje se da na nivou Crne Gore najveći potencijal razvoja među obnovljivim izvorima
imaju male hidroelektrane i vjetroelektrane. Stoga će njima u okviru ove studije biti
posvećena dodatna pažnja. Treba pritom imati na umu da se ne može očekivati neko
snažnije oslanjanje na ove izvore kada se radi o proizvodnji električne energije, već će
njihova uloga biti da u određenom manjem postotku učestvuju u elektroenergetskom
bilansu, kojim će i dalje dominirati velike klasične proizvodne jedinice.
2.2.5.1 Izgradnja novih malih hidroelektrana
Istraženi hidroenergetski potencijal malih vodotoka u Crnoj Gori obrađen je na nivou studija
u periodu od 1980. do 1986. godine, osim HE Otilovići (Idejni projekat i Natječajna
dokumentacija iz 2001.), HE Šavnik 2 (Idejno rješenje iz 1992.), HE Krupac i HE Slano

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
(Generalni projekat iz 2002.). Ukupno je na nivou studija analizirano 68 malih
hidroelektrana ukupne instalisane snage 226,18 MW i godišnje proizvodnje električne
energije 637,53 GWh.
Sve napravljene studije o potencijalnim malim hidroelektranama, uz mnoštvo definisanih
hidroloških, energetskih, tehničkih i ekonomskih podataka, pružaju širok izbor interesantnih
lokacija. Rješenja elektrana na malim vodotocima uglavnom karakterišu mali protoci i
relativno veliki padovi.
Osnovni problemi kod procjene moguće izgradnje malih hidroelektrana u budućnosti su
starost dokumentacije i datih rješenja, nepostojanje hidroloških podloga, te nizak stepen
obrade projektne dokumentacije. Zbog nemogućnosti tačne reprezentacije brojnih projekta
malih hidroelektrana u Crnoj Gori, u okviru ove studije pretpostaviće se kao kandidati dvije
grupe malih hidroelektrana. Parametri pojedinih grupa prikazani su u Tabeli 2.17.
Tabela 2.17. Parametri grupa novih malih hidroelektrana
Grupa
Instalisana snaga
MW
Godišnja proizvodnja
GWh
MHE1 10 28
MHE2 20 50
Veličine grupa malih hidroelektrana uglavnom se poklapaju s dinamikom izgradnje novih
malih hidroelektrana prema Višem scenariju iz „Strategije razvoja malih hidroelektrana u
Crnoj Gori“, prema kojem je u razdoblju do 2010. godine predviđena izgradnja mHE s
ukupnom instalisanom snagom od 10 MW, te izgradnja dodatnih 20 MW na odgovarajućem
broju lokacija u razdoblju do 2015. godine.
2.2.5.2 Korišćenje energije vjetra
Iako vjetar sadrži veliki energetski potencijal, njegovo značajnije korišćenje kao
energetskog izvora je ograničeno malom koncentracijom energije na jedinicu površine,
zatim čestim promjenama pravca, smjera, brzine i intenziteta, kao i promjenama
temperature i sastava vazduha. I pored intenzivnih istraživanjima mogućnosti korišćenja
energije vjetra, ovaj energetski izvor se danas uglavnom koristi za zadovoljenje energetskih
potreba u relativno ograničenom opsegu i namjeni, pri čemu postrojenja koja koriste
energiju vjetra najčešće supstituiraju druge vrste goriva i smanjuju troškove goriva i štetne
emisije u životnu sredinu. Zbog svoje stohastičke prirode, energija vjetra ne može se
koristiti u elektroenergetskom sistemu u skladu s oscilacijama u potražnji, pa uz
vjetroelektrane u sistemu uvijek moraju postojati i klasični izvori.
Republički hidrometeorološki zavod Crne Gore već više od 20 godina na većem broju
lokacija (meteorološke stanice) vrši sistematsko mjerenje hidrometeoroloških parametara za
svoje potrebe, pa tako i parametara vjetra. Podaci se mjere u tačkama koje su u urbanim
sredinama (uglavnom gradovima) i koje su najčešće u nižim predjelima i dolinama.
Mnogobrojni podaci koji se na ovaj način dobivaju i analiziraju su pretežno namijenjeni
potrebama raznih analiza i studija koje se vrše u Republičkom hidrometeorološkom zavodu.
Na osnovu ovih podataka nije moguće s većom tačnošću odrediti makrolokacije s najvećom
snagom vjetra, već oni mogu poslužiti samo za približno lociranje područja u kojima treba
tražiti lokacije s kvalitetnim vjetropotencijalom. Na osnovu dosadašnjih istraživanja i
podataka iz meteoroloških stanica, potencijalno dobra područja za korišćenje energije vjetra
su područja oko Nikšića, planinski prijevoji iznad mora i područje primorja.
____________________________________________________________________________________________________________________
69/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Krajem 2001. godine holandska je vlada odobrila donaciju za realizaciju Pilot projekta
izgradnje prve elektrane na vjetar u Crnoj Gori, snage 500 kW, na lokaciji Ilino brdo.
Projekat je realizovan na način da je holandski izvođač radova izgradio elektranu po
principu „ključ u ruke“, isporučio je lokalnom primaocu donacije, koji se brine o održavanju
elektrane, a sklopio je s Elektroprivredom Crne Gore ugovor o priključenju na mrežu i
otkupu proizvedene električne energije. Nakon kratkotrajnog rada ta vjetroelektrana je,
uslijed udara groma, onesposobljena za pogon.
U posljednjih je nekoliko godina energija vjetra svojevrsni hit u Evropi, a snaga instalisanih
vjetroelektrana raste sa stopama preko 20% godišnje. Logična posljedica takvog naglog
razvoja je i pojava velikog broja proizvođača opreme i firmi specijalizovanih za izgradnju
vjetroelektrana, čime je zbog djelovanja konkurencije cijena ovih elektrana bitno smanjena.
Usto su u Evropi, u skladu s politikom poticanja korišćenja obnovljivih izvora energije,
razrađeni kvalitetni i atraktivni sistemi poticanja proizvodnje električne energije iz vjetra i
drugih obnovljivih izvora. U zadnje vrijeme pojavilo se i u Crnoj Gori više inicijativa i
konkretnih ponuda za izgradnju takvih objekata, no snažniji razvoj u tom smjeru može se
očekivati kad se uspostavi transparentni i poticajni zakonodavni i institucionalni okvir koji bi
minimizirao rizik investitora u izgradnju vjetroelektrana.
U okviru ove studije pretpostavljena je mogućnost izgradnje farmi vjetroelektrana snage po
5 MW, uz investicione troškove od 1 000 EUR/kW, i očekivani broj sati rada godišnje od
2 200 h. Kao što je već rečeno, njihove točne lokacije trenutno nije moguće pouzdano
odrediti, obzirom na kvalitetu podataka o vjetropotencijalu na teritoriji Crne Gore.
Vjetroelektrane su formirane u grupe od po 5 MW iz razloga poredbe sa velikim
elektranama, čija se izgradnja obrađuje u okviru studije. Dakako da će u stvarnim
slučajevima izgradnje dolaziti do neophodnih odstupanja, no za potrebe ove studije ovo će
se smatrati dovoljnom aproksimacijom.
2.2.5.3 Proizvodnja energije iz otpada
Čvrsti komunalni i drugi otpad, ne računajući radioaktivni i drugi opasni otpad, sve više se
koristi i kao energetsko gorivo. Spaljivanjem otpada u postrojenjima za spaljivanje smeća
moguće je proizvoditi električnu i toplotnu energiju, uz ostale proizvode (metal, staklo,
plastika, đubrivo i šljaka). U svijetu danas postoje razvijene tehnologije za industrijski
tretman otpada, od kojih neke naglasak stavljaju na veću proizvodnju energije (cjelovito
sagorijevanje otpada), a neke na proizvodnju đubriva.
U Crnoj Gori do sada ovaj problem nije rješavan, ni sa komunalnog, ni sa energetskog
aspekta, iako u zadnje vrijeme postoji nekoliko inicijativa na istraživanju i projektovanju
takvih postrojenja. Procjenjuje se da se na prostoru Crne Gore godišnje formira 200-
250 000 tona čvrstog komunalnog otpada, što predstavlja mogućnost za izgradnju 3-5
industrijskih postrojenja za njegovo spaljivanje, zavisno o kapacitetu. Kapaciteti se u
principu standardizuju na 50-100 000 tona otpada godišnje. U okviru njih energetska
postrojenja su 7-15 MW za proizvodnju električne energije i 10-20 MW za proizvodnju
toplotne energije, što zavisi od primijenjene tehnologije i kapaciteta. Predviđa se da bi
potencijalne lokacije za takva postrojenja bile u blizini većih gradova (Podgorice i Nikšića) s
obzirom na volumen stvorenog otpada.
U okviru ove studije predviđena je mogućnost izgradnje jednog takvog objekta kapaciteta
proizvodnje električne energije od 10 MW, uz investicione troškove od oko 3 200 EUR/kW.
Pretpostavlja se da bi takvo postrojenje, s obzirom na efikasnost kogeneracijskog procesa,
istovremeno proizvodilo i toplotu, te snabdijevalo toplotnom energijom određen broj
____________________________________________________________________________________________________________________
70/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
domaćinstava u relativnoj blizini postrojenja. Naravno, za donošenje odluke o izgradnji i
izboru parametara postrojenja bit će potrebno izvršiti dodatne analize.
2.2.5.4 Korišćenje sunčevog zračenja
Zbog praktično neiscrpne količine energije sunčevog zračenja, koje predstavlja osnovni
izvor života na zemlji, i velikog broja prednosti u odnosu na sve ostale energetske izvore, u
zadnjih nekoliko decenija sprovode se brojna istraživanja u cilju razvoja učinkovitih
tehnologija korišćenja energije sunčevog zračenja za zadovoljavanje energetskih potreba.
Pritom se ulažu veliki napori da se mnogobrojne tehnologije korišćenja sunčeve energije,
razvijene u laboratorijima, što prije komercijaliziraju i učine konkurentnima postojećim
energetskim izvorima. Na taj bi se način omogućila supstitucija ograničenih i ekološki
nepovoljnih fosilnih goriva.
Široka potencijalna primjena energije direktnog sunčevog zračenja zahtijeva i poznavanje
podataka o zračenju Sunca iz veoma rasprostranjene mreže mjernih stanica, i to u toku
dužeg vremenskog perioda. Kako na teritoriji Crne Gore nema dovoljno kvalitetnih podataka
o prostornoj i sezonskoj raspodjeli sunčevog zračenja, osim za mali broj stanica, za početne
analize bi bilo neophodno izvršiti njihovu procjenu na osnovu raspoloživih podataka.
Na osnovu raspoložive dokumentacije za područje Podgorice, srednji dnevni broj sunčanih
sati u toku juna i jula je 11,2 h, a u ovim mjesecima ukupan broj sunčanih sati doseže i do
346 sati, dok se ukupan broj sunčanih sati u toku godine kreće i preko 2 500. Stoga se
može zaključiti da ovo područje spada u red područja sa vrlo povoljnim osnovnim
parametrima za značajnije korišćenje energije neposrednog sunčevog zračenja.
Direktno pretvaranje sunčeve energije u električnu energiju obavlja se relativno lako i
jednostavno, i tehnologije za to su poznate već duže vremena. Najčešće se radi o
korišćenju fotonaponskog efekta, odnosno solarnih fotonaponskih (PV) ćelija. Osnovni
problemi za veće korišćenje ovog procesa su:
• Mala koncentracija sunčevog zračenja po jedinici površine,
• Neravnodnosnost i nepostojanost toka sunčevog zračenja,
• Raspoložst samo u vidljivom dijelu dana,
• Velika zavisnost o stanju oblačnosti.
I pored postignutih rezultata, današnja saznanja ne pružaju veliki optimizam u pogledu
značajnijeg korišćenja energije direktnog sunčevog zračenja za proizvodnju električne
energije. Vrlo velika prepreka značajnijem korišćenju fotonaponskih sistema je cijena
instalacije takvih sistema, koja se još uvijek kreće između 5 000 i 7 000 USD/kW, dok je
njihova učinkovitost pretvaranja relativno mala (do 20%). Nešto se više može očekivati od
korišćenja neposredne energije sunčeva isijavanja za grijanje, pripremu tople vode i druge
niskotemperaturne procese, što se može povoljno odraziti na racionalniju upotrebu i uštedu
električne energije u pojedinim sektorima potrošnje gdje se električna energija do sada
najčešće koristila za ove namjene.
2.2.5.5 Proizvodnja električne energije iz biomase
Jedini relevantan resurs na području Crne Gore koji bi se mogao koristiti kao biomasa je
šumsko drvo. Ukupne količine drvne mase koju čini otpad u šumi eksploatacijom šuma,
godišnje se kreće oko 150-200 000 m 3 . Njihovo skupljanje i korišćenje kao energetsko
____________________________________________________________________________________________________________________
71/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
gorivo nema ekonomsku opravdanost. Otpad koji je rezultat industrijske prerade u
postrojenjima za preradu drveta već se koristi kao energetsko gorivo za vlastite potrebe.
Ovo upućuje na zaključak da u postojećim uslovima nema ekonomskog i energetskog
osnova da se biomasa ozbiljnije računa kao potencijal za proizvodnju električne energije i
druge energije.
2.2.6 Elektrane na kojima će biti primijenjene buduće nove tehnologije
Kao što je već izneseno u dosadašnjem tekstu, elektrane za koje se očekuje da bi mogle
ući u pogon u toku planskog perioda (2005-2025) počivaju na već poznatim i primijenjenim
tehnologijama proizvodnje električne energije: hidroelektrane i termoelektrane na ugalj.
Radi se o zrelim tehnologijama koje su u Crnoj Gori u primjeni već nekoliko desetljeća, i s
kojima domaći stručnjaci imaju već priličnu količinu iskustva.
Segment u kojem se može očekivati određena penetracija novih tehnologija su svakako
obnovljivi izvori. U prvom redu to se odnosi na male hidroelektrane i vjetroelektrane, a nešto
manje na energetsko korišćenje sunca, otpada ili biomase. Usprkos vrlo visokim stopama
porasta u svijetu, postoje još brojne prepreke njihovoj snažnijoj penetraciji, u vidu inercije
postojećih energetskih sistema, ograničene svijei o koristi od obnovljivih izvora, te
ograničene informisanosti potrošača. Očekuje se da će smanjenje specifičnog troška
obnovljivih tehnologija u budućnosti biti brže nego kod klasičnih tehnologija. Napredak u
povećanju udjela obnovljivih izvora uvijek je rezultat poticajne državne politike s jedne
strane, te poboljšanju samih tehnoloških procesa s druge strane. Poznato je da nove
tehnologije zahtijevaju tzv. „investicije učenja“, koje su nužne u početku kako bi kroz
akumulaciju znanja i iskustva tehnologija postigla nivo komercijalne prihvatljivosti. Dobar
primjer za to su vjetroelektrane, koje su kroz nagli porast broja instalisanih jedinica u
posljednjih nekoliko godina uzrokovale osjetno smanjenje troškova instalacije, tako da se
oni sad kreću oko 1 000 EUR/kW.
Osim obnovljivih tehnologija, u svijetu se radi na više desetina naprednih tehnologija
povećanja učinkovitosti i veće čistoće procesa sagorijevanja uglja. Dvije najznačajnije
tehnologije „čistog uglja“ su:
• Sagorijevanje u fluidiziranom sloju (FBC). Ugalj se mrvi i miješa s krečnjakom.
Fluidizirana mješavina, koja leži na snažnoj vertikalnoj struji vazduha, ima svojstva
tečnosti koja ključa, i daljim turbulentnim miješanjem omogućava sagorijevanje. Kod
ove tehnologije nijesu potrebni uređaji za odsumporavanje (FGD) za kontrolu emisije
SO2. Stvaranje spojeva azotnih oksida je u velikoj mjeri smanjeno jer je pogonska
temperatura niža nego u klasičnim kotlovima. Iz tog razloga ova tehnologija
omogućava konstrukciju manjih kotlova, a shodno tome i smanjenje investicionih i
drugih troškova, uz isti proizvodni kapacitet.
• Gasifikacija uglja (IGCC). Tehnologija gasifikacije uglja doživjela je veliki napredak u
razvoju i predstavlja tehnologiju koja je direktna alternativa direktnom sagorijevanju
uglja. Proizvedeni gas se može koristiti kao gorivo za gasne turbine, a proizvedena
toplotna energija za proizvodnju turbinske pare. Ova tehnologija je izuzetno čista i
efikasna i emisije sagorijevanja su uporedive sa emisijama postrojenja na prirodni
gas.
Napredne tehnologije čistog uglja trebale bi postizati veću učinkovitost procesa pretvaranja
(preko 45 %), te smanjenje troškova pogona i održavanja. Neke od tih tehnologija stvaraju
nusproizvode koji se mogu dalje plasirati na tržište, a neke omogućavaju bolju kontrolu
zagađenja životne sredine.
____________________________________________________________________________________________________________________
72/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.3 GORIVA ZA TERMOELEKTRANE
Razmatrana su tri vrste goriva kao potencijalni energenti za termoelektrane: ugalj, gas i lož
ulje. U studiji su, međutim, kao potencijalni kandidati za ulazak u pogon u budućnosti
pretpostavljene jedino termoelektrane na ugalj. Razlozi za to objašnjeni su u daljem tekstu.
2.3.1 Ugalj
Dosadašnja istraživanja i postojeći status korišćenja ukazuju na to da ugalj predstavlja
najznačajniji neobnovljivi energetski resurs u Republici Crnoj Gori, a po svemu sudeći takvu
će ulogu zadržati i u budućim decenijama. Rezerve uglja u Crnoj Gori zahvataju mrkolignitni
ugalj u širem području Pljevalja, te mrki ugalj na prostoru opštine Berane. Rezerve
uglja potpuno su definisane u pljevaljskom području, a nedovoljno u beranskom.
Eksploatacijske rezerve uglja na pljevaljskom području iznose oko 200 miliona tona.
Prosječna kalorijska vrijednost uglja pljevaljskih basena je oko 10,4 MJ/kg, a u maočkom
basenu 12,3 MJ/kg. Ukupne pretpostavljene eksploatacijske rezerve beranskog basena
iznose oko 18,5 miliona tona, uz višestruko veće vanbilansne rezerve. Prosječna kalorijska
vrijednost uglja u beranskom basenu je 13,68 MJ/kg.
Očekuje se da dominantna upotreba uglja u Crnoj Gori bude potrošnja u termoenergetskim
postrojenjima za proizvodnju električne i eventualno toplotne energije. Proizvodnja
električne energije na bazi uglja za sada predstavlja najbolji način valorizacije ovog
energetskog resursa, a njime se postiže i najbolji stepen iskorišćenja ležišta. Rezerve uglja
u pljevaljskom području mogu zadovoljiti potrebe termoenergetskih postrojenja proizvodnju
električne i toplotne energije, kao i za široku i industrijsku potrošnju u Republici u narednih
70 do 80 godina. Geološke rezerve uglja u beranskom basenu zahtijevaju dodatne istražne
radove radi povećanja eksploatacijskih rezervi.
Trenutno stanje preduzeća za eksploataciju uglja uopšte je problematično, kao posljedica
restrukturiranja privrede i nestanka velikih potrošača uglja. Stoga se ulažu napori da se kroz
procese privatizacije rudnika osigura njihovo dugoročno stabilno poslovanje. Rudnik uglja
Pljevlja raspolaže proizvodnim kapacitetom od 1,5 milion tona godišnje, od čega 1,35 mil.
tona koristi TE Pljevlja, a 150 000 tona opšta i široka potrošnja. Rudnik uglja Ivangrad –
Berane u novije vrijeme radio je s kapacitetom od oko 65 000 tona godišnje, s tim da je
posljednjih nekoliko godina proizvodnja u zastoju zbog velikih poslovnih problema.
Energetski potencijal uglja u Crnoj Gori moguće je u budućnosti kvalitetno realizovati
proizvodnjom električne i toplotne energije, što će ponajviše zavisiti od strategije razvoja
elektroenergetskog sistema, tačnije njegovog proizvodnog dijela. Zbog realnih okolnosti,
proširenje kapaciteta očekuje se u pljevaljskom basenu, a to za sobom povlači i
odgovarajuće povećanje kapaciteta postrojenja za eksploataciju uglja. U beranskom basenu
preduslovi za izgradnju elektrane su nepovoljniji, zbog neistraženosti rezervi i nepostojanja
osnovne infrastrukture kao u slučaju TE Pljevlja. U slučaju izgradnje novog izvora na
pljevaljskom području, očekuje se povećanje kapaciteta eksploatacije uglja za 1-1,5 milion
tona godišnje kroz period od 4-5 godina. U slučaju gradnje elektrane na beranskom
području potrebni kapacitet tamošnjeg rudnika bi bio oko 600 000 tona, što bi se moglo
dostići kroz period od 3-4 godine.
____________________________________________________________________________________________________________________
73/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.3.2 Prirodni gas
Detaljna hronologija dosadašnjih istraživanja nalazišta nafte i gasa prikazana je u tabeli
2.18.
Tabela 2.18. Hronologija istraživanja nalazišta nafte i gasa u Crnoj Gori
Period Izvođač (koncesionar): Ostvareni radovi
1949-1966. „Nafta-Crna Gora“, Bar
1973-1985.
1997-2002.
Jugopetrol Kotor sa
stranim i domaćim naftnim
kompanijama (Chevron,
Buttes Gas, INA Nafta-gas
Zagreb, Naftagas Novi
Sad, Petrol Ljubljana)
Jugopetrol Kotor s
inozemnim naftnim
kompanijama Ramco
Energy i Star Petroleum
Na kopnu 16 istražnih bušotina od 900 do 4 600
m, gravimetrijska karta Crne Gore,
geomagnetska karta Crne Gore, 800 km
reflektivnih seizmičkih profila.
a) Na kopnu duboka istražna bušotina UK-1
(5 309 m), 1 220 km seizmičkih profila,
lokalna geoelektrična i geomagnetska
mjerenja,
b) U podmorju 4 duboke istražne bušotine
(3 700-4 700 m), preko 10 000 km reflekt.
seizmičkih profila, mnogobrojne studije,
elaborati, analize.
a) Na kopnu napravljeni promotivno-natječajni
elaborati za blokove Crmnica, Grahovo i
Durmitor,
b) U podmorju 1 000 km seizmičkih snimanja
na bloku 3, završena naftno-geološka
interpretacija bloka 3, završena preliminarna
interpretacija blokova 1 i 2, potvrđuju da je
riječ o veoma perspektivnom području, koje
se može potvrditi samo intenzivnijim
istražnim dubokim bušenjem i budućom
proizvodnjom.
Izvor: Sektorske analize za izradu prostornog plana Crne Gore
Sve četiri istražne bušotine bušene u podmorju, od kojih dvije iz tehničkih razloga nijesu
došle do željene dubine, dale su naftu ili gas, ali ne u komercijalnim količinama 1 .
Prema dostavljenim podacima (prezentacija Jugopetrol Kotor), potencijalne rezerve nafte
iznose približno 7 milijardi barela, a potencijalne rezerve prirodnog gasa 425 milijardi m 3 .
Izračunate rezerve nafte i gasa su na nivou geoloških rezervi (perspektivne i potencijalne)
razvrstane u D1 i D2 kategoriju (prepoznavanje sedimentnog basena gdje su mogli postojati
uslovi za stvaranje ugljenvodonika). Realna komercijalnost dosadašnjih pojava nafte i gasa
u podmorju Crne Gore može se utvrditi samo izradom novih dodatnih bušotina na
odgovarajućim strukturama.
S jedne strane, procjenjuje se, da bi se s ovog prostora, s većim opsegom istraživanja, uz
pretpostavku da dođe do skorog otkrivanja komercijalnih ležišta, mogla posmatrati
proizvodnja do 2020. godine 2 .
1 Bušotine: JJ-1: otkriven prirodni gas, JJ-2 i JJ-3 – otkrivena mobilna nafta, JJU-1- otkriveni tragovi nafte
2 Zbog veoma složenih geoloških uslova i velikih dubina na kojima se nalaze potencijalna ležišta, istraživanja u Crnoj Gori
su povezana sa visokim rizicima i ulaganjima. Ocjenjuje se da bi u narednom razdoblju na tom području trebalo izbušiti
____________________________________________________________________________________________________________________
74/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Mogući pravci za snabdijevanje Republike Crne Gore prirodnim gasom jesu preko
Republike Srbije (dobavni pravac Dimitrovgrad – Niš – Kosovska Mitrovica – Berane –
Podgorica) ili spojem na najavljeni interkonektor između Grčke i Italije (koji spada među
prioritetne gasovode od evropskog značaja (TEN-E Priority Projects)).
Jedan od potencijalnih pravaca dobave prirodnog gasa na područje Crne Gore, je i
mogućnost spoja s budućim gasnim sistemom na teritoriji Republike Hrvatske izgradnjom
gasovoda Vrbovsko – Split uz razmatrano produženje do Dubrovnika, čime bi postojala
mogućnost spoja cijelog sistema sa interkonektorom Grčka-Italija, što bi uz zatvaranje
gasnog prstena na relaciji Luka Ploče – Bosanski Brod značajno povećalo pouzdanost rada
gasnog sistema u regiji.
Projekat koji bi mogao biti od posebnog interesa za područje Crne Gore je TAP projekat
(TAP = Trans Adriatic Pipeline) za dopremu gasa iz Kaspijske regije, Srednjeg Istoka te
ruskog gasa uz tranzit preko Grčke i Albanije.
Nadalje, za područje regije u cjelini, a time i Crne Gore interesantan je i projekat gasovoda
Nabucco, kojim bi se takođe otvorio novi koridor za snabdijevanje Evrope, njenim
povezivanjem sa nalazištima prirodnog gasa u Kaspijskoj regiji i na Srednjem istoku. Ovaj
bi gasovod trebao biti dug 3 400 km, protežući se od gruzijsko-turske i iransko-turske
granice do Baumgartena u Austriji (s najavljenom trasom preko Turske, Bugarske,
Rumunije i Mađarske, iako su u razmatranju i alternativne trase npr. preko teritorija zemalja
bivše Jugoslavije).
Značaj za dobavu potrebnih količina gasa na područje Crne Gore ima i njeno pristupanje
tzv. Energetskoj zajednici na osnovu Atenskog memoranduma iz 2003. godine.
Vezano uz terminski plan gasifikacije, ukoliko dođe do spoja Dimitrovgrad – Niš, te do
izgradnje veze Podujevo – Podgorica, procjena je da bi ona mogla biti realizovana oko
2020. godine, odnosno glavnina razvoja gasnog sistema u periodu nakon 2020. godine.
Dovršetak izgradnje gasovoda u Hrvatskoj do Splita je predviđen 2011. godine (odlukom
Vlade ovaj rok je pomaknut na 2009. godinu). Ukoliko dođe do nastavka izgradnje
gasovoda prema Dubrovniku, i nastavka prema Crnoj Gori, pretpostavljeni je vremenski
horizont takođe oko 2020. godine.
Prema najavama, projekat Nabucco bi trebao biti dovršen 2009. godine, ali je ovaj rok,
prema dostupnim informacijama, pomaknut na 2011. godinu. Interkonektor između Grčke i
Italije bi trebao biti pušten u rad 2010. godine. Obzirom da u Albaniji još uvijek nije
adekvatno izgrađen gasovodni sistem, posebno ne u sjevernoj Albaniji u pravcu Crne Gore,
ne očekuje se mogućnost snabdijevanja iz tog pravca prije 2020. godine, što bi, prema
našim procjenama, bio vremenski horizont za početak gasifikacije Crne Gore uopšte.
Proizvodnja električne energije u termoelektranama na gas se ne predviđa u periodu do
2025. godine zbog nedovoljne istraženosti domaćih nalazišta prirodnog gasa i značajnog
hidropotencijala kao i domaćih rezervi uglja. Ipak, ukoliko dođe do povećanja udjela
industrijskih termoenergetskih postrojenja (kogeneracija) realno je očekivati da će takve
kogeneracije koristiti, osim tekućih goriva, i tečni gas.
14 700 m istražnim bušenjem (4 bušotine) na kopnu, 31 500 m razradnog bušenja (7 bušotina) na kopnu, 36 000 m istražnog
bušenja (7 bušotina) na moru i 22 500 m razradnog bušenja (6 bušotina) na moru. S druge strane, podaci Jugopetrola iz
Kotora navode da je u tzv. Fazi 2 - Određivanje lokacija sa komercijalnim količinama, predviđena 1 bušotina na
najperspektivnijem gasnom objektu, 1 bušotina na najperspektivnijem naftnom objektu (ukoliko su pozitivne predviđa se
uraditi još po 3 ocjenske bušotine)
____________________________________________________________________________________________________________________
75/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.3.3 Lož ulje
Pošto komercijalna proizvodnja nafte i gasa još nije ostvarena, u Crnoj Gori ne postoje
nikakvi objekti i postrojenja za proizvodnju naftnih derivata, pa tako i lož ulja (mazuta). Čak i
u slučaju komercijalne proizvodnje nafte, mala je vjerovatnoća da se u Crnoj Gori gradi
rafinerija nafte, iz nekoliko razloga: zaštita turističkog i ekološkog potencijala, nepostojanje
ekonomske opravdanosti zbog strukture i veličine tržišta, te postojanje nekoliko rafinerija
velikog kapaciteta u relativno bliskom okruženju (Rijeka, Brindisi, grčke rafinerije, ...).
Izgradnja termoelektrana na mazut, relativno učestala u toku 70-tih godina 20. vijeka, danas
je u načelu rijetkost. Iako u elektroenergetskim sistemima Evrope (naročito njezinog
mediteranskog dijela) postoje u pogonu značajni kapaciteti u termoelektranama na mazut,
niti jedna država ne planira izgradnju novih izvora na mazut, već se postojeće elektrane
održavaju u pogonu do završetka životnog vijeka, ili se ide u njihovu rekonstrukciju i
prelazak na druga goriva (najčešće prirodni gas). Razlozi za to su prvenstveno ekonomski –
zbog visokih cijena mazuta kao goriva (kao posljedice visokih cijena nafte uopšte) cijena
proizvodnje električne energije iz takvih objekata nije konkurentna drugim gorivima. Osim
toga, korišćenje mazuta u termoelektranama ima i nepovoljne ekološke učinke, a treba imati
na umu da bi odluka o korišćenju takvog goriva zahtijevala i razradu sistema transporta i
skladištenja mazuta do potencijalnih novih objekata, što se u trenutnim okolnostima ne
smatra isplativim.
Zbog tih razloga, kao i zbog nedovoljno istraženih potencijala ležišta nafte u Crnoj Gori i
značajnog hidroenergetskog potencijala, te značajnih (relativno dobro istraženih) rezervi
uglja, u planskom periodu ove studije (do 2025. godine) ne predviđa se početak proizvodnje
električne energije u termoelektranama na lož ulje (tj. mazut).
2.3.4 Predviđeno kretanje cijena goriva u budućnosti
Što se tiče predviđenog kretanja cijena goriva u budućnosti kada se radi o gorivima za
termoelektrane, iz gore navedenih razloga ovdje će biti riječi samo o cijenama uglja iz dvaju
crnogorskih basena: pljevaljskog i beranskog.
2.3.4.1 Cijena uglja za TE Pljevlja
Pitanje kupoprodajne cijene uglja iz Rudnika uglja Pljevlja za potrebe Termoelektrane
Pljevlja trenutno nema riješen status. Praksa do 2002. godine bila je da cijenu uglja
određuje Vlada RCG, godišnjim usuglašavanjem kupoprodajnog ugovora između Rudnika
uglja Pljevlja (RUP) i Elektroprivrede Crne Gore (EPCG). Ta cijena je porasla sa
10,56 EUR/t u 2000. godini na 21,44 EUR/t u 2002. godini. Za 2003. i 2004. godinu zbog
neprovođenja pravno valjanog načina definisanja cijene uglja, odn. nepotpisivanja ugovora,
došlo je do značajnih razlika u tumačenju međusobnih obaveza od strane RUP-a i EPCG-a.
EPCG je donosila poslovni plan računajući sa cijenom uglja od 17,15 EUR/t za garantovanu
donju toplotnu vrijednost od 9 211 kJ/kg (2 200 kcal/kg), koju je nastavila plaćati i u 2003. i
2004. godini. Međutim, RUP je nastavio fakturisati ugalj po cijeni od 21,44 EUR/t za isti
ugalj na osnovu odluke Vlade RCG čije je važenje isteklo 31. marta 2002. godine,
shvaćajući cijenu od 17,15 EUR/t kao privremenu mjeru koja rezultira nagomilavanjem duga
i očekujući da se taj dug naplati od EPCG. Rješavanje ovog duga EPCG-a prema RUP-u od
strane EPCG-a, RUP-a i Vlade RCG je u toku.
S obzirom da nabava uglja predstavlja najveći trošak Termoelektrane Pljevlja (oko 60-70 %
ukupnih troškova), njegova prodajna cijena je ključni faktor opstanka i termoelektrane i
____________________________________________________________________________________________________________________
76/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
rudnika uglja na otvorenom tržištu. Zakon omogućava Regulatornoj agenciji da se za
procjenu cijene uglja za potrebe termoelektrane koristi uslugama renomiranih
konsultantskih firmi. U toku proteklih godina strani su konzultanti načinili nekoliko studija o
opravdanoj cijeni uglja za potrebe termoelektrane, kao i ekonomskoj održivosti ova dva
međuzavisna proizvodna subjekta:
• Studija o opravdanosti i održivosti površinskog iskopavanja uglja u Pljevljima, IPA
Energy Consulting, mart 2003.
• Studija o poslovanju rudnika i termoelektrane kao jedinstvenog kompleksa, s jednim
i s dva bloka termoelektrane, IPA Energy Consulting, septembar 2004.
• Studija o cijeni uglja, RWE, novembar 2004.
IPA u svojoj studiji navodi kako postoji prostor za značajno smanjenje troškova u rudniku i
da bi vlasnik rudnika, kao dio procesa restrukturiranja u energetskom sektoru, trebao
razmotriti mogućnosti povećanja efikasnosti. Konsultantsku kuću RWE Vlada je angažovala
kako bi dobila još jedan prijedlog cijene uglja, posebno za period 2003-2004, u toku kojeg je
RUP fakturisao isporučeni ugalj po cijeni od 21,44 EUR/t, a EPCG priznavala samo
17,15 EUR/t. Prijedlog RWE konsultanta je da za 2003. i 2004. godinu cijena uglja bude
17,85 EUR/t, u periodu 2005-2008. ta bi cijena iznosila 22,44 EUR/t, a od 2009. bi polako
opadala, da bi tek u 2012. bila maksimalno 17 EUR/t. Ta bi dinamika cijena trebala
omogućiti prijelazni period u toku kojeg bi se u rudniku provele mjere povećanja efikasnosti
poslovanja.
S druge strane, prema podlogama dobivenim iz Rudnika uglja Pljevlja, cijena uglja iz ležišta
Potrlica, s kojeg se očekuje da će se snabdijevati prvi blok TE Pljevlja do kraja svog
životnog vijeka, iznosi oko 25 EUR/t na pragu elektrane (odn. oko 2,33 EUR/GJ u
energetskim jedinicama).
U skladu s navedenim razmatranjima, pretpostavljena je cijena uglja za postojeći blok TE
Pljevlja na nivou 21,46 EUR/t za period 2006-2008., dok je nakon toga pretpostavljena na
nivou 17,85 EUR/t.
Što se tiče novog bloka TE Pljevlja, koji je jedan od potencijalnih kandidata za izgradnju u
okviru ove studije, pretpostavljena je cijena uglja kao i za prvi blok nakon revitalizacije
(17,85 EUR/t), s obzirom da je, kako je već prije razjašnjeno, pretpostavljeno da će se oba
bloka snabdijevati ugljem iz PK Potrlica. Cijena energije za ugalj iz Potrlica tada bi iznosila
1,72 EUR/GJ (obzirom na prosječnu toplotnu moć od 10,4 MJ/kg).
2.3.4.2 Cijena uglja za potencijalnu TE Berane
S obzirom na neizvjesno poslovno stanje Rudnika mrkog uglja „Ivangrad“ – Berane, nijesu
dostupni aktualni podaci o proizvodnoj cijeni uglja u tom rudniku. Stoga su u ovoj studiji
pretpostavljene proizvodne cijene uglja iz proširenog, odn. novoizgrađenog beranskog
rudnika prema elaboratu [7]. Naime, prema tom materijalu, pretpostavljeni parametri novog
rudnika su: godišnja proizvodnja od 600 000 tona, investicije od oko 31 milion EUR, te
radna snaga od oko 500 radnika. Novi rudnik bi ugljem snabdijevao termoelektranu snage
110 MW na beranskom području.
Uz ove i još neke druge pretpostavke, u okviru materijala [7], dobivena je proizvodna cijena
koštanja uglja iz rudnika Berane u iznosu od 26,03 EUR/t. Izraženo u energetskim
jedinicama, radi se o cijeni od 1,9 EUR/GJ. U navedenoj cijeni obuhvaćeni su proizvodni
troškovi i troškovi kamata po kreditima, a troškovi otplata po kreditima su planirani da se
vraćaju iz sredstava amortizacije.
____________________________________________________________________________________________________________________
77/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.4 POTENCIJAL OBNOVLJIVIH IZVORA ENERGIJE ZA PROIZVODNJU ELEKTRIČNE
ENERGIJE
2.4.1 Elektrane na vjetar
Kao i većina ostalih raspoloživih energetskih izvora, vjetar je posljedica djelovanja Sunca na
Zemlju. Vjetar se već odavno koristio kao izvor energije – u domaćinstvima i poljoprivredi za
pogon vjetrenjača različitih namjena (mlinovi, navodnjavanje i dr.), za pogon brodova, a
kasnije i u druge svrhe.
Energetski potencijal vjetra je značajan, ali njegovo značajnije korišćenje kao izvora
energije je ograničeno malom koncentracijom snage po jedinici površine, čestim
promjenama pravca smjera, brzine i jačine, kao i promjenama temperature i sastava
vazduha. Postrojenja koja koriste energije vjetra prije svega predstavljaju zamjenu za druge
vrste goriva i smanjivanja troškova goriva u sistema, tj. ne predstavljaju pouzdanu snagu u
sistemu.
Kako bi se utvrdio tehnički iskoristivi energetski potencijal vjetra na nekom području,
potrebno je poznavati istorijogram brzina vjetra na visini na kojoj se postavlja vjetroturbina.
Budući da je na visinama na kojima se instališu savremeni vjetrogeneratori (do 120 m)
lokalitet pojave vjetra vrlo izražen, za precizno određivanje vjetropotencijala potreban je
relativno veliki broj mjernih sistema za stalna mjerenja u dužem periodu – 2 do 3 godine. U
praksi je ovakva mjerenja gotovo nemoguće uraditi na širem području te se koristi procjena
na osnovu raspoloživih meteoroloških podataka. Obzirom da meteorološke stanice daju
parametre za relativno mali broj lokacija u posmatranom području, razvijeni su različiti
matematički modeli koji na osnovu meteoroloških podataka i topografije terena simuliraju
vjetrove na širem području. U pogledu određivanja energetskog potencijala vjetra modeli
daju rezultate u širokom rasponu vrijednosti te su i odstupanja u procjeni energetskog
potencijala određenog područja velika. Osnovni razlog za ovakve razlike u procjenama je
visoka osjetljivost energije vjetra na brzinu vjetra koja je funkcija velikog broja
meteoroloških i topografskih parametara.
Za procjenu količine električne energije koja se može dobiti iz energije vjetra neophodno je,
osim parametara vjetra (brzina, trajanje, učestalost, pravac, smjer, turbulencija, gustina
vazduha, vertikalni profil brzine, dnevna periodičnost brzine i sl.), poznavati i tehničke
karakteristike vjetrogeneratora, visinu tornja na kom se on instališe, nadmorsku visinu
lokacije, topografiju, hrapavost terena i sl. Uvažavanjem svih parametara koji utiču na
elektromehaničku konverziju energije vjetra u električnu, može se zaključiti da se samo
jedan manji dio ukupne kinetičke energije vjetra može pretvoriti u električnu energiju.
U Crnoj Gori do sada nijesu rađena opsežnija namjenska mjerenja vjetra za određivanje
energetskog potencijala vjetra. Malobrojne analize i studije energetskog potencijala vjetra
na ovom području u potpunosti počivaju na anemografskim podacima iz hidrometeoroloških
stanica, koji se ne mogu direktno koristiti za globalnu procjenu vjetropotencijala. Za
određivanje pogodnih mikrolokacija neophodno je vršiti specijalna i dugotrajna mjerenja.
Republički hidrometeorološki zavod Crne Gore na većem broju lokacija sistematski mjeri i
prati hidrometeorološke parametre (uključujući i parametre vjetra) za vlastite potrebe.
Mjerne stanice uglavnom se nalaze u urbanim sredinama i na nižim kotama. Na osnovu
takvih podataka nije moguće s potrebnom pouzdanošću odrediti tačke s najvećom snagom
____________________________________________________________________________________________________________________
78/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
vjetra. Ovi podaci mogu poslužiti za približno određivanje položaja oblasti u kojima treba
istraziti tačke s najvećom snagom vjetra i koje su pogodne za izgradnju vjetroelektrana.
Anemografska mjerenja u Crnoj Gori napravljena su na 9 lokacija. Zabilježeni su pravac
vjetra, srednja i trenutna brzina vjetra na visini od 10 m iznad tla. Lokacije meteoroloških
stanica nijesu reprezentativne sa stanovišta utvrđivanja energetskog potencijala vjetra, niti
mjere parametre vjetra na visinama na kojima se postavljaju vjetrogeneratori. Njihova
direktna upotreba za procjenu prostorne i sezonske raspodjele energetskog potencijala
vjetra nije moguća. Međutim, ovi podaci mogu biti dragocjeni za procjenu energetskog
potencijala vjetra u kombinaciji s meteorološkim podacima iz viših slojeva atmosfere koji se
čuvaju u Evropskom centru za srednjoročnu prognozu vremena u Readingu kraj Londona.
Uz pomoć istorijskih meteoroloških podataka i digitalizovanih podataka o orografiji u Crnoj
Gori visoke rezolucije, moguće je numeričkim modeliranjem rekonstruisati prostornu
raspodjelu polja vjetra u prizemnom graničnom sloju. Ovim putem moguće je dobiti
prostornu i sezonsku raspodjelu energetskog potencijala vjetra. To je prvi korak u planiranju
eventualnog korišćenja energije vjetra.
Mada analiza energetskog potencijala vjetra u Crnoj Gori nije potpuna, postoje optimističke
procjene obzirom na kombinaciju planinskog terena i mediteranskog uticaja. Na osnovu
podataka iz meteoroloških stanica, potencijalne lokacije u smislu korišćenja energije vjetra
su područja oko Nikšića (Ilino brdo, Vučje...), jugozapadno područje, planinski lanac i
prijevoji iznad mora i oblast primorja. Pretpostavlja se da je u tim područjima vrlo povoljan
energetski potencijal vjetra od 1-2 MWh/m 2 godišnje. Mjerenja iz marta 2002. godine za
područje Nikšića dala su snagu vjetra od 30 W/m 2 , dok je izmjerena snaga za isti mjesec na
Vučju bila čak 225 W/m 2 .
Prema Evropskom atlasu vjetrova, južni Jadran spada u srednje vjetrovita mora, što znači
da postoji i mogućnost izgradnje off-shore vjetroelektrana (kapaciteti na moru).
Ograničavajući faktor može biti dubina mora na ovom području. Na osnovu podataka iz
Evropskog atlasa vjetrova, područja potencijalno pogodna za izgradnju vjetroelektrana su
Crnogorsko primorje, odnosno pojas morske obale od Ulcinja do Herceg Novog, širine oko
20 km i površine oko 1000 km 2 . U ovom području srednje brzine vjetrova su Vsr = 7 m/s,
snage Psr = 400-600 W/m 2 . Ova lokacija ima i drugih prednosti za izgradnju vjetroelektrana,
kao što su slaba pošumljenost, blizina prenosne/distributivne mreže, vizualna prihvatljivost i
sl. Pretpostavlja se da na grebenima i visokim brdima duž Primorja postoje lokacije na
kojima srednja snaga vjetra na visinama od 50 m može biti i iznad 800 W/m 2 (iznad Budve,
Tivta, Kotora...). Predjeli u okolini Žabljaka su područja bogata vjetrom na kojima treba
mjerenjima potvrditi potencijal i odrediti pogodne mikrolokacije za izgradnju vjetroelektrana.
Krajem 2001. godine holandska Vlada odobrila je donaciju za realizaciju pilot projekta
izgradnje prve vjetroelektrane u Crnoj Gori, snage 500 kW, radnog opsega 3,5-25 m/s,
visine stupa 46 m, rotora s tri elise raspona 42 m, s očekivanom godišnjom proizvodnjom
između 1,25 i 1,8 GWh. Projekat su realizovali:
• Main Wind, Holandija – isporuka elektrane po načelu "ključ u ruke",
• Mezon, Podgorica – nosilac donacije, obavlja mjerenja vjetra, gradi, eksploatiše i
održava elektranu,
• EPCG – osigurava zemljište za elektranu, gradi pristupni put i priključak na mrežu,
otkupljuje proizvedenu električnu energiju.
Koliko je poznato, do sada je u Crnoj Gori jedino Mezon radio istraživačka mjerenja
isključivo zbog određivanja potencijala energije vjetra za opisani pilot projekat. Na osnovu
mjerenja, Main Wind i Mezon odredili su da se vjetroelektrana izgradi na lokaciji Ilino brdo.
____________________________________________________________________________________________________________________
79/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Zemljište za lokaciju je otkupljeno, pristupni put je izgrađen, elektrana je postavljena i
puštena u probni pogon. U ovom trenutku postoji više inicijativa i konkretnih ponuda u
pokušajima da se ostvari veće korišćenje energetskog potencijala vjetra u Crnoj Gori.
2.4.2 Male hidroelektrane
U Crnoj Gori je prije dvadesetak godina izrađen veći broj studija u cilju definisanja
potencijala za male hidroelektrane. Pristup istraživanjima potencijala malih hidroelektrana
zasnivao se na obradi pritoka glavnih vodotoka, iako se na nekim lokacijama na pritokama
ispostavilo da je moguće izgraditi i objekte snage veće od 10 MW (što je granica kriterijuma
za male hidroelektrane).
Postoji izvjesna razlika u procjenama potencijala malih vodnih snaga, tj. potencijala koji
može da bude iskorišćen na malim hidroelektranama. U dosadašnjim planskim
dokumentima bruto hidroenergetski potencijal na manjim vodotocima je procjenjivan na
800-1 000 GWh godišnje. Zbog nedovoljne hidrološke izučenosti malih vodotoka (pritoke),
koji u suštini i čine ukupni potencijal glavnih vodotoka, u sadašnjem trenutku nije moguće
izdvojeno prikazati ukupne vodne potencijale po svakoj pritoci u zapreminskim iznosima.
Izučeni tehnički iskoristivi hidroenergetski potencijal malih vodotoka Crne Gore, koji je
uglavnom obrađen na nivou studija u razdoblju od 1980. do 1986. g., izuzev malog dijela
dokumentacije koja je obradila određene lokacije na većem nivou (idejni ili generalni
projekat), procjenjuje se na iznos od 643 GWh, i to na 70 obrađenih lokacija (Tabela 2.18).
Takav je pristup usvojen i u dokumentu Elektroprivrede Crne Gore „Smjernice razvoja i
izgradnje malih hidroelektrana (MHE) u Crnoj Gori“ iz 2001. godine [28].
Pregled procjene tehnički iskoristivog potencijala na nivou slivova glavnih vodotoka dat je u
Tabeli 2.19. Uz podatke u tabeli treba napomenuti da jedna lokacija na Ćehotini, dvije
lokacije na Limu i dvije na Zeti, zbog činjenice da se nalaze na glavnim vodotokovima,
zapravo u formalnom smislu čine potencijal glavnih vodotokova koji je obrađen u poglavlju
1. Isto tako, kod jedne lokacije u slivu Lima i jedne lokacije u slivu Komarnice radi se o
snagama preko 10 MW, što prelazi granicu kriterijuma od 10 MW za male hidroelektrane.
Tabela 2.19. Tehnički iskoristivi potencijal malih hidroelektrana u Crnoj Gori
Sliv Broj potencijalnih lokacija
Ukupna
instalisana snaga
(MW)
Ukupna moguća
godišnja proizvodnja
(GWh)
Piva 6 23,5 81,6
Ćehotina 1 2,961 11,52
Lim 35 117,445 337,653
Komarnica 17 50,555 116,61
Zeta 5 13,194 48,05
Morača 6 23,35 47,5
Ukupno 70 231,005 642,933
U okviru subsektorske studije energetike za potrebe Prostornog plana, koji nije službeno
prihvaćen, tehnički iskoristivi potencijal izučenih pritoka na nivou sliva procijenjen je
oduzimanjem potencijala lokacija na glavnim vodotocima iz gornje tabele na iznos od
599 GWh, dok je ostatak potencijala (neizučeni pritoci) procijenjen na indirektan način
(korišćenjem specifičnog površinskog hidroenergetskog potencijala) na iznos od 358 GWh,
što uslovno daje sumu od 957 GWh. Ova procjena je prilično optimistična, jer se nalazi na
samoj gornjoj granici bruto potencijala na manjim vodotocima, a naročito imajući u vidu da
____________________________________________________________________________________________________________________
80/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
za velik broj lokacija ne postoje višegodišnja hidrološka mjerenja temeljem kojih bi se došlo
do točnijih procjena.
Sve ove vrijednosti potrebno je uzeti s rezervom, jer velik dio potencijalnih lokacija je u
ruralnim područjima, a s tim u vezi potrebno je napomenuti da prilikom definisanja
potencijala za male hidroelektrane nijesu uzeta u obzir načelna ograničenja zaštite životne
sredine, kao ni garantovani ekološki protok. Isto tako potrebno je naglasiti da za veći dio
posmatranih vodotoka ne postoje višegodišnja mjerenja protoka što takođe utiče na
vjerodostojnost procjene potencijala te mogućnost analiza isplativosti ulaganja, jer detaljnija
istraživanja izvršena su samo za manji broj lokacija.
Prethodnim aktivnostima potencijalne lokacije su grupisane s obzirom na kriterijume
energetske opravdanosti i hidrološke izučenosti u tri grupe (tri faze prioriteta): energetski
prihvatljive i hidrološki izučene lokacije, energetski prihvatljive i hidrološki neizučene
lokacije, te energetski neprihvatljive i hidrološki izučene lokacije. Međutim, imajući u vidu da
se radi o tehničkim rješenjima od prije 15 godina, te uvažavajući primjedbu da uslovi zaštite
životne sredine i ograničenja uslijed raspoloživosti vode (garantovani ekološki protok) nijesu
uzeti u obzir prilikom definisanja lokacija, ocjena je da ove grupe ne daju realnu sliku o
današnjim mogućnosti realizacije projekta malih hidroelektrana. Naime, u ekološki
jedinstvenim nedirnutim prostorima planinskih dijelova Crne Gore ekološke posljedice
realizacije nekih projekata izgradnje malih hidroelektrana (ostavljanje dugačkih poteza
planinskih rijeka sa jako izmijenjenim vodnim režimima, kidanje lanaca ishrane u vrlo
osjetljivim vodenim ekosistemima malih vodotoka, itd.) mogu da budu prilično, nepovoljne, a
u nekim slučajevima čak i nepovoljnije od posljedica gradnje hidroelektrana na velikim
rijekama.
Uvažavajući sve prethodno navedeno, potrebno je naglasak dati lokacijama s realno
ostvarivim projektima, uvažavajući sva ograničenja i uslove koji proizilaze iz propisa, pravila
struke, te javnog mišljenja – lokacijama koje predstavljaju realno iskoristivi potencijal.
Prema procjenama u stručnim krugovima (prof. B. Đorđević) kao najrealnija procjena
iskoristivog potencijala malih hidroelektrana smatra se 400 GWh/god. Ta procjena je data
na bazi ocjene dosta rezolutnih ekoloških i prostornih ograničenja koja se postavljaju na
nizu malih vodotoka.
2.4.3 Elektrane na biomasu
Biomasa je specifičan oblik Sunčeve energije. Ona predstavlja sve biljne i životinjske
materije na Zemljinoj površini. Biomasa je veoma širok pojam, kojim se opisuju materije
biološkog porijekla koje mogu biti korišćene bilo kao energetski izvor bilo kao njegove
hemijske komponente. To su ustvari organske materije, sirove ili prerađene, čija se
hemijska energija može pretvoriti u toplotu, električnu energiju ili gorivo. Biomasa se može
koristiti za zagrijavanje, za proizvodnju električne energije i za transport. Svakim danom se
javljaju novi načini korišćenja biomase u raznim oblastima.
Biomasa uključuje: drveće, trave, usjeve, alge i druge biljke, kao i sav poljoprivredni, biljni i
životinjski otpad. Nju čine i mnogobrojne druge organske otpadne materije, kao što su
ostaci nakon pripreme hrane ili pića te organski djelovi otpada domaćinstava. Drvo je
sigurno najstariji oblik energije koji je čovjek upotrijebio, prije svega za pripremanje hrane i
grijanje. Najvjerovatnije je i za prvu vještačku rasvjetu poslužila drvena baklja. I nakon
otkrića fosilnih goriva, drvo je u pojedinim oblastima svijeta ostalo glavni oblik energije.
Zbog toga je potrošnja drveta bila vrlo velika i veća od priraštaja drvne mase. Tako su npr.
u Indiji potpuno uništene šume, što je zemlju pretvorilo u pustinju. Ipak, može se reći da
drvo nije imalo značajniju ulogu u osiguranju toplotne energije u zadnjih nekoliko stoljeća.
____________________________________________________________________________________________________________________
81/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Iako je potencijal biomase kao goriva veoma veliki, njegovo značajnije korišćenje javlja se
tek nakon ozbiljnih upozorenja o ograničenosti rezervi fosilnih goriva i sve izraženijih
ekoloških problema koji su posljedica korišćenja fosilnih goriva.
Ekološka vrijednost biomase dolazi do izražaja u poređenju biomase kao goriva s klasičnim
fosilnim gorivima (npr. ugljem). Korišćenjem biomase moguća je i značajnija zamjena uglja
u posebnim ili zajedničkim sistemima za sagorijevanje. Ekonomski učinak zajedničkog
sagorijevanja zavisi od procenta biomase u sistemu zajedničkog sagorijevanja. Biomasa se
može pretvoriti u električnu ili toplotnu energiju na različite načine. Tehnologije za
iskorišćenje biomase za proizvodnju različitih vrsta upotrebnih oblika energije i biogoriva
zasnivaju se na dobro poznatim klasičnim tehnologijama, prije svega, termo-hemijskog
pretvaranja, kao što su sagorijevanje, rasplinjavanje, piroliza i ukapljivanje (pretvaranje
gasa u tečnost). Koriste se i hemijski procesi (esterifikacija) i bio-hemijski procesi
(kisjelinska hidroliza, enzimska hidroliza i fermentacija).
Najveći dio električne energije iz biomase dobiva se korišćenjem parnog ciklusa. Biomasa
se najprije u kotlu pretvara u paru, a zatim se para koristi za pokretanje turbine povezane
sa generatorom. Biomasa se može koristiti zajedno sa ugljem za proizvodnju električne
energije u postojećim elektranama. Zajedničko sagorijevanje je vrlo ekonomična opcija za
povećanje proizvodnje električne energije iz biomase i za smanjenje štetnih emisija iz
termoelektrana na ugalj. Uzimajući u obzir relativno nisku investiciju potrebnu za preinaku
postojećih postrojenja na ugalj u sisteme za zajedničko sagorijevanje biomase i uglja, kao i
značajno smanjenje potrošnje uglja i mogućnost smanjenja štetnih emisija, primjena
procesa zajedničkog sagorijevanja biomase i uglja u posljednje vrijeme sve je popularnija.
Za modifikaciju termoelektrane na ugalj za proces zajedničkog sagorijevanja potrebno je 2
do 3 godine. Osim razvoja sistema zajedničkog sagorijevanja biomase i uglja, razvijene
zemlje ulažu značajna sredstva i istraživačke napore u razvoj sistema primjene biomase u
procesima kogeneracije, odnosno zajedničke proizvodnje električne i toplotne energije.
Rasplinjavanje je proces pretvaranja čvrste biomase u gas. Ovako dobiven gas može se
koristiti za pokretanje visoko učinkovitih gasnih turbina, gasnih motora ili u raznim
industrijskim procesima. Tipične veličine ovih postrojenja su od nekoliko kW do reda
80 MW.
Cijena električne energije dobivene iz biomase zavisi o tehnologiji, veličini elektrane i cijeni
biomase kao goriva. U današnjim elektranama s direktnim sagorijevanjem biomase
proizvodna cijena je oko 9 USc/kWh. Očekuje se da će u budućnosti napredne tehnologije,
kao što su sistemi zasnovani na rasplinjavanju, kogeneraciji i sl. sniziti cijenu na
5 USc/kWh. U slučaju tehnologije zajedničkog sagorijevanja, biomasa kao gorivo (naročito
ako se koristi jeftina biomasa) može koštati manje nego ugalj.
U budućnosti se očekuje povećani interes za upotrebu biomase zbog porasta potreba
industrije, potreba za redukcijom otpadnih materija, strožih propisa za očuvanje životne
sredine, kao i stalno rastućih zahtjeva za većim iskorišćenjem obnovljivih izvora energije.
Iako su na polju iskorišćenja biomase postignuti značajni rezultati i dalje se ulažu znatna
sredstva i izvode intenzivna istraživanja s ciljem povećanja efikasnosti tehnologija za
iskorišćenje biomase i optimizacija postojećih tehničko-tehnoloških sistema.
Osim značajnih prednosti korišćenja biomase kao izvora energije potrebno je ukazati i na
određene nedostatke kao što su: niska gustina, heterogenost sastava, vremenska
promjenljivost sastava i količinska raspoloživost, problemi prikupljanja, prijevoza i
skladištenje biomase.
____________________________________________________________________________________________________________________
82/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
U Crnoj Gori najveći značaj imaju drvo i drvni otpad (iver, piljevina, kora, strugotina i sl.). U
nekim djelovima značajni su i ostaci ratarske proizvodnje i industrijske prerade (slama,
pljeva, kukuruzovina, klasovi, ljuske sjemenki i sl.). Na prostoru Crne Gore kao biomasa
jedino je relevantno šumsko drvo, naročito bukva. Šume u Crnoj Gori pokrivaju površinu od
oko 6 750 km 2 , što predstavlja oko 42% ukupne teritorije. Kao energetski izvor drvo se
najčešće koristilo u domaćinstvima za grijanje prostora i pripremu tople vode te u nekim
granama industrije za proizvodnju tehnološke pare. Izuzimajući drvo, ostale vrste biomase
(biljni i životinjski otpad) do sada nijesu korišćeni kao energetski izvori. U Crnoj Gori se iz
državnih šuma ukupno godišnje posiječe oko 381 000 m 3 drveta. Od toga se za grijanje
koristi oko 121 000 m 3 . Ako se tome doda procjena da se godišnje iz privatnih šuma
posiječe još oko 60 000 m 3 , i da se ono uglavnom koristi za grijanje, može se reći da se u
Crnoj Gori za grijanje godišnje koristi oko 180 000 m 3 drveta. Ukupne količine drvne mase
koju čini otpad u šumi nastao eksploatacijom, godišnje se kreće oko 150-200 000 m 3 .
Njihovo skupljanje i korišćenje kao energetsko gorivo nema ekonomsku opravdanost. Otpad
koji je predmet industrijske prerade u drvoprerađivačkim djelatnostima već se djelimično
koristi kao energetsko gorivo za vlastite potrebe (npr. proizvodnja tehnološke pare).
Drugim riječima nameće se zaključak da u postojećim uslovima nema ekonomskog i
energetskog osnova da se s biomasom ozbiljnije računa kao potencijalom za proizvodnju
električne i drugih oblika energije.
2.4.4 Elektrane koje koriste solarnu energiju
Sunce predstavlja ogromni reaktor u kome se neprestano odigravaju nuklearni procesi
fuzije. Zemlja prima samo jedan dio energije koju Sunce izrači u okolni prostor. Svake
sekunde na Zemljinu površinu dopire Sunčeva energija od 1,37 kWh/m 2 (solarna
konstanta). Količina zračenja i intenzitet osvijetljenosti zavise od niza promjenljivih
astronomskih, meteoroloških i geografskih faktora, kao što su: nadmorska visina, oblačnost,
zamućenost atmosfere, trajanje Sunčevog zračenja, doba dana, godišnje doba, geografskih
širina i sl. Primjena energije direktnog Sunčevog zračenja zahtijeva poznavanje podataka o
zračenju Sunca iz rasprostranjene mreže mjernih stanica u toku dužeg perioda.
Zbog praktično neispumpne količine energije Sunčevog zračenja, koje predstavlja osnovni
izvor života na zemlji i prednosti u odnosu na ostale energetske izvore, danas se istražuju i
razvijaju tehnologija za upotrebu energije Sunčevog zračenja za zadovoljenje rastućih
energetskih potreba savremenog društva.
Direktno pretvaranje Sunčeve energije u druge oblike (npr. u električnu energiju) je relativno
lako i jednostavno. Osnovni problemi za širu upotrebu Sunčeve energije su:
• niska koncentracija Sunčevog strujanja (fluksa) po jedinici površine,
• neravnodnosan i nepostojan tok Sunčevog zračenja,
• raspoloživost samo u vidljivom dijelu dana,
• izrazita zavisnost od stanja oblačnosti.
Zavisno od tehnologije pretvaranja Sunčeve energije u druge oblike energije postojeće
tehnologije mogu se podijeliti u dvije osnovne grupe:
• Direktno pretvaranje energije Sunčevog zračenja u toplotnu energiju - može biti
nisko, srednje i visoko temperaturno. Dobivena toplota može se koristiti kao
procesna toplota za zadovoljavanje različitih toplotnih potreba u industriji i
poljoprivredi, za pripremu sanitarne tople vode, za sušenje, za grijanje, hlađenje ili
klimatizaciju prostora, za proizvodnju procesne pare i sl. Ovako dobivena toplota
____________________________________________________________________________________________________________________
83/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
može se putem termodinamičkog ciklusa iskoristiti za proizvodnju mehaničke
energije, a u određenim uslovima i za proizvodnju električne energije
(koncentracijom Sunčevog zračenja i akumulacijom toplote koja može povećati
temperaturu radnog fluida do nivoa za dobivanje pare potrebnih karakteristika za
proizvodnju električne energije). Sunčana termalna konverzija za dobivanje
električne energije ima veliku prednost i u mogućnosti korišćenja konvencionalne
tehnologije i materijala koji su u upotrebi u postojećim termoelektranama. Razlika je
samo u dobivanju pare koja se koristi za pogon parnih turbina. Tri su osnovne
metode za koncentraciju energije Sunčevog zračenja: centralni prijemnik (Central
Receiver), parabolično-lučni (Parabolic Trough-Based) i tanjirasti (Dish-Based)
sistem. Parabolični sistem s linearnim fokusom može proizvesti temperature do
400 °C. Sistem s fokusom u tački (sistem s centralnim prijemnikom i tanjirasti
sistem) može postići temperature u rasponu od 300 do 1500 °C. U svijetu postoji
veći broj malih i eksperimentalnih sunčanih termoelektrana.
• Direktno pretvaranje energije Sunčevog zračenja u električnu energiju putem
fotonaponskog efekta, odnosno sunčanih fotonaponskih (PV) ćelija. Za izradu PV
ćelija koriste se razni poluprovodnički materijali (galij-arsenid, kristalni silicij, amorfni
silicij i dr.). Stepen iskorišćenja konverzije Sunčevog zračenja u električnu energiju
PV ćelije na bazi monokristalnog silicijuma je između 11 i 13 % (maksimalno 15 do
16 %). Komercijalni moduli od amorfnog silicija imaju stepen iskorišćenja konverzije
između 5 i 6 %. U laboratorijskim uslovima je za pojedine PV ćelije dostignut stepen
iskorišćenja konverzije od oko 30 %.
Uprkos pozitivnim rezultatima, današnja saznanja ne pružaju veliki optimizam u pogledu
značajnijeg korišćenja energije direktnog Sunčevog zračenja za proizvodnju električne
energije. Znatno su veća očekivanja u korišćenju energije Sunčevog isijavanja za grijanje
prostora, pripremu tople vode i druge niskotemperaturne namjene. Ovakvi načini upotrebe
mogu pozitivno uticati na racionalnu upotrebu i uštedu električne energije za pojedine
namjene.
Energija Sunčevog zračenja može biti značajan energetski izvor u Crnoj Gori. Područje
Crne Gore izloženo je direktnom Sunčevom zračenju oko 1500 do 2000 sati godišnje (tj. 17-
18% od ukupnog godišnjeg vremena). Naročito se to odnosi na obalni dio Crne Gore i
područje oko Podgorice. Kvalitetna dugoročna procjena prostorne i sezonske raspodjele
energetskog potencijala Sunca na teritoriji Crne Gore nije rađena. Mali broj meteoroloških
stanica u Crnoj Gori mjeri Sunčevo zračenje, a pogotovo ne u kontinuitetu u dužem periodu.
U većini meteoroloških stanica mjeri se trajanje osunčanosti i posmatra se količina
oblačnosti. Na osnovu tih podataka moguće je procijeniti vrijednosti globalnog zračenja
Sunca. U mreži meteoroloških stanica mjereno je globalno Sunčevo zračenje na 3 lokacije:
Žabljak, Podgorica i Bar. U Baru je osim globalnog mjereno i difuzno Sunčevo zračenje. Na
žalost, niz mjerenih podataka je kratak uz prekide u radu opreme. Za područje Bara postoje
podaci za period od 1980. do 1990. godine (nedostaje 46 mjeseci). Za područje Žabljaka
postoje podaci za period od 1977. do 2004. godine (nedostaje 60 mjeseci). Za područje
Podgorice postoje podaci za period od 1977. do 1990. godine (nedostaje 48 mjeseci).
Podaci za područje Bara mogu se smatrati najpovoljnijima i mogu poslužiti za procjenu
energije Sunčevog zračenja u sličnim oblastima (oblast primorja i područja oko Podgorice).
Ovi podaci nijesu dovoljni za izradu prostorne i sezonske raspodjele energetskog
potencijala Sunca niti za procjenu dnevne raspodjele energije Sunčevog zračenja.
Kao pomoć za procjenu prostorne raspodjele globalnog Sunčevog zračenja mogu poslužiti
podaci o trajanju sijanja Sunca koji se prikupljaju na većem broju meteoroloških stanica u
Crnoj Gori. Podaci o trajanju sijanja Sunca raspoloživi su za 14 lokacija u Crnoj Gori:
Podgorica, Pljevlja, Herceg Novi, Budva, Nikšić, Bar, Kolašin, Ulcinj, Bijelo Polje, Žabljak,
____________________________________________________________________________________________________________________
84/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Kotor, Tivat i Berane. Osam od ovih stanica imaju niz mjerenja duži od 40 godina, dok
ostale imaju značajno kraći niz, ali dovoljan za procjenu globalnog Sunčevog zračenja. Na
području Crne Gore prosječna godišnja suma globalnog zračenja kreće se između 3,5 i
4,45 kWh/m 2 dnevno. Mjerenja pokazuju da ono u toku ljetnih mjeseci dostiže do 8 kWh/m 2
dnevno.
Uprkos povoljnim mogućnostima za korišćenje direktnog Sunčevog zračenja za
zadovoljavanje dijela energetskih potreba, u Crnoj Gori je tek nakon 1980. godine došlo do
znatnije primjene ove energije, prije svega u sistemima za pripremu tople vode. Najveći broj
sistema za pripremu sanitarne tople vode ugrađen je na turističkim objektima na području
primorja i Podgorice. Manji broj instalacija izveden je i na porodičnim kućama, manjim
stambenim zgradama te vojnim objektima. Od do sada instalisanih sistema za pripremu
sanitarne tople vode, oko 12% ugrađeno je na području Podgorice, a ostatak na području
Crnogorskog primorja.
Od 2004. godine Republički hidrometeorološki zavod instalisao je pet automatskih
meteoroloških stanica, koje pored ostalih meteoroloških parametara kontinuisano mjere i
globalno zračenje Sunca. Planirana je nabavka još tri stanice tog tipa, te se očekuje
kvalitetnije prikupljanje podataka na osnovu kojih se može procijeniti energetski potencijal
Sunca.
____________________________________________________________________________________________________________________
85/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.5 POLAZNE PRETPOSTAVKE ZA PRORAČUN DINAMIKE IZGRADNJE ELEKTRANA
2.5.1 Razvoj tržišta električne energije u regiji
Prva multilateralna i pravno obavezujuća povelja na području jugoistočne Evrope potpisana
je 25. oktobra 2005. godine u Atini – Povelja o Energetskoj zajednici 3 . Potpisivanjem
Povelje o Energetskoj zajednici, Evropska unija i devet partnera na jugoistoku Evrope –
Hrvatska, Bosna i Hercegovina, Srbija, Crna Gora, Makedonija, Albanija, Bugarska,
Rumunjska i UNMIK (Kosovo), stvoriće jedinstveni pravni okvir za organizovanje
zajedničkog energetskog tržišta u regiji. Na ovaj način uspostaviće se jedinstveno tržište
električne energije i gasa u 34 zemlje Evrope. Pregovori s priključenjem Turske Energetskoj
zajednici su u toku. Moldavija, Ukrajina i Norveška su takođe zatražile priključenje, ali su za
sada uključeni kao posmatrači.
Potpisivanje Povelje o Energetskoj zajednici je nastavak Atinskog procesa koji je započeo u
martu 2002. godine prijedlogom Evropske komisije o stvaranju regionalnog tržišta električne
energije na području jugoistočne Evrope. Prvi memorandum o razumijevanju potpisan je u
novembru 2002. godine (tzv. Atinski memorandum 4 ). U 2003. godini inicijativa je proširena i
na gasni sektor potpisivanjem drugog Atinskog memoranduma 5 . Tri su osnovna razloga za
pokretanje ovog procesa i potpisivanje povelje:
• Poboljšanje ravnoteže između proizvodnje i potrošnje energije kako bi se unaprijedio
i omogućio nesmetani razvoj privreda država jugoistočne Evrope. Ovaj cilj zahtijeva
odluku i snažnu podršku svih zemalja regije u sprovođenju tržišnih reformi,
regionalnom udruživanju, održivom razvoju i stvaranju povoljnog i stabilnog okvira
za investicije u energetski sektor,
• Sigurnost snabdijevanja Evropske Unije zasniva se na diversifikaciji snabdijevanja
gasom i električnom energijom te se povezivanjem ove strateški značajne regije i EU
povećava sigurnost snabdijevanja energijom i Evropske Unije i zemalja regije,
• Razaranja energetske strukture u toku ratnih sukoba 90-tih godina prošle decenije
na ovim prostorima i zastoj u razvoju privrede imala su veoma negativan učinak na
sigurnost lica u regiji. Cilj je uspostaviti daleko viši standard i raspoloživost
energetske infrastrukture za sve države u regiji.
Potpisivanjem Povelje o Energetskoj zajednici države regije obavezale su se na usvajanje i
primjenu pravne regulative EU iz oblasti energetike, zaštite životne sredine te tržišnog
nadmetanja. Drugim riječima države regije obavezale su se na sprovođenje procesa koji će
omogućiti stvaranje usklađenih nacionalnih tržišta energije, međusobno povezivanje
sistema i tržišta i stvaranje mogućnosti trgovine energijom, podizanje nivoa zaštite životne
sredine u skladu s jednakim standardima za sve države, poticanje razvoja obnovljivih izvora
energije, uklanjanje barijera za slobodno tržišno takmičenje i međusobnu pomoć u
slučajevima poremećenog snabdijevanja energijom.
Organizovanje regionalnog tržišta energije i razvoj energetske infrastrukture je značajan za
budući razvoj elektroenergetskog sistema Crne Gore obzirom na činjenicu da se već danas
veliki dio potreba za električnom energijom zadovoljava uvozom iz susjednih sistema.
3 Treaty establishing the Energy Community, 25 October 2005
4 Memorandum of Understanding on the Regional Electricity Market in South East Europe and its Integration
into the European Union Internal Electricity Market ("The Athens Memorandum – 2002"), 25 November 2002
5 Memorandum of Understanding on the Regional Energy Market in South East Europe and its Integration into
the European Community Internal Energy Market – The Athens Memorandum – 2003, 8 December 2003
____________________________________________________________________________________________________________________
86/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Razvojem tržišta i realizacijom novih objekata (prenosna mreža i nove elektrane) otvoriće
se veći broj mogućnosti nabave električne energije.
Obzirom na različito vrijeme početka reformi energetskih sektora zemalja regije može se
zapaziti i različita organizacija i vlasništvo nad pojedinih dijelovima elektroenergetskog
sistema.
U Rumuniji je napravljena podjela jedinstvene nacionalne elektroprivredne kompanije na
samostalne kompanije za proizvodnju (tri nezavisne kompanije – za pogon hidroelektrana,
termoelektrana i nuklearne elektrane Cerna Voda), operatora prenosnog sistema (koji
posjeduje i prenosni sistem), operatora tržišta i nekoliko distributivnih firmi. Dio distributivnih
firmi je privatizovan. Novi vlasnici su elektroprivredne kompanije zapadnoevropskih
zemalja. U Bugarskoj je vertikalna nacionalna elektroprivreda (NEK) postepeno
privatizovana, tako da su iz nje izdvojene distributivne kompanije, većina firmi za
proizvodnju električne energije. Unutar NEK-a zadržana je prenosna mreža, upravljanje i
vođenje sistema i organizovanje tržišta električne energije.
U Srbiji i Makedoniji izdvojen je operator prenosnog sistema (tj. kompanija koja posjeduje
mrežu i upravlja prenosnim sistemom). Proizvodnja i distribucija ostali su u matičnoj
elektroprivredi. Očekuje se privatizacija distributivnih firmi. U BiH je situacija specifična jer
tri elektroprivredna preduzeća posjeduju dijelove sistema i vertikalno su organizovana
(proizvodnja, prenos, distribucija, snabdijevanje unutar jednog preduzeća). U Albaniji
posluje jedna vertikalna nacionalna elektroprivreda (KESH) u državnom vlasništvu. U
Hrvatskoj nacionalna elektroprivreda u državnom vlasništvu ima 100% vlasništvo nad
sredstvima sistema i kompanijama kćerima koje obavljaju pojedine djelatnosti (operator
prenosnog sistema, operator distribucije, proizvodnja, snabdijevanje). Predviđeno je
izdvajanje operatora tržišta. U Crnoj Gori je EPCG podijeljen na funkcionalne cjeline.
Predviđena je privatizacija dijela proizvodnih postrojenja.
Osnovna karakteristika svih tržišta električne energije u regiji je postojanje manjih ili većih
subvencija u cijenama za električnu energiju. Drugim riječima, postojeći nivo cijena
najčešće nije dovoljan za poslovanje elektroprivrednih firmi što za posljedicu ima
nedovoljna ulaganja u razvoj sistema (nedovoljna izgrađenost i zastarjelost proizvodnih
kapaciteta, prenosne i distributivne mreže), nisku sigurnost i kvalitet snabdijevanja
električnom energijom. Na taj način otvara se prostor za velike investicije u
elektroenergetski sistem kompletne regije. Obzirom da većina državnih elektroprivrednih
firmi nijesu u stanju realizovati velike investicione projekte očekuje se dalji prodor firmi iz
EU na tržište jugoistočne Evrope. Kao glavni investitori i novi vlasnici javljaju se EDF, RWE,
EON, ENEL i CEZ.
Nova očekivana struktura vlasništva (većinsko privatno vlasništvo u djelatnostima
proizvodnje i distribucije/snabdijevanja) i potrebna ulaganja u razvoj i obnovu sistema
značiće i postepeno podizanje cijene električne energije za krajnje kupce. Prema nekim
procjenama 6 u regiji je do 2020. godine potrebno izgraditi oko 11 GW novih i obnoviti oko
11,5 GW postojećih proizvodnih kapaciteta. Trošak izgradnje novih elektrana procjenjuje se
na oko 9,5 milijardi EUR, dok se ukupni trošak izgradnje i obnove procjenjuje na oko 15,4
milijarde EUR. U periodu do 2010. godine očekuju se podjednako ulaganja u nove i obnovu
postojećih elektrana, dok se nakon 2010. godine većina ulaganja odnosi na nove elektrane.
Povećanje instalisanih kapaciteta za proizvodnju električne energije mora biti praćeno
odgovarajućim pojačanjima i dogradnjom prenosnog i distributivnog sistema.
6 Region Balkans Infrastructure Study – Electricity (REBIS) and Generation Investment Study (GIS), Final
Report, The EU CARDS Programme for the Balkan Region, PwC Consortium, 31 December 2004
____________________________________________________________________________________________________________________
87/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Drugim riječima u budućnosti se mogu očekivati više cijene električne energije koje će se
postepeno izjednačiti i sa cijenama električne energije na zapadno-evropskim tržištima. U
takvim uslovima potrebno je naći kompromis između opcije uvoza električne energije
(zavisnost o drugim sistemima) i izgradnje proizvodnih kapaciteta na vlastitoj teritoriji
(naročito ako zemlja posjeduje vlastite izvore primarne energije – gas, nafta, ugalj, vodne
snage i drugo).
2.5.2 Potrebna rezerva u EES-u i sigurnost snabdijevanja
Osnovna karakteristika i zadatak elektroenergetskog sistema je da osigura ravnotežu
između proizvodnje i potrošnje električne energije u svakom trenutku i to uz minimalne
troškove. Da bi elektroenergetski sistem mogao izvršiti taj zadatak, potrebno ga je
kontinualno održavati, razvijati i graditi. Stalan porast potrošnje električne energije zahtijeva
i stalnu izgradnju EES-a, odnosno postrojenja za proizvodnju, prenos i distribuciju električne
energije. Razvoj i izgradnja, a naravno i eksploatacija EES-a je vrlo složen i skup tehnološki
proces. Zato planiranju i izgradnji EES-a treba pokloniti veliku pažnju, jer eventualne
pogreške je vrlo teško ispravljati, s jedne strane zato što su elektroenergetski objekti
investicioni vrlo skupi, a s druge strane jer im je životni vijek prilično dug (30, 50 i više
godina).
Svaki EES, dijelom zbog redovnog održavanja (remonta), a dijelom zbog neplaniranog
ispada (to propisuju i pravila UCTE), treba imati određenu rezervu u proizvodnim
kapacitetima (rezerva snage). Ta rezerva bi, u načelu, trebala biti funkcija maksimalnog
opterećenja EES-a i snage najvećeg agregata u EES-u.
Kod čistog termo-sistema smatra se da je dovoljna rezerva snage 15 do 20 % (to, kao što je
navedeno, zavisi o veličini samog sistema i veličini najveće jedinice u sistemu). Kod
mješovitog hidro-termo sistema potrebna je veća rezerva snage, skladno udjelu
hidroelektrana u ukupnoj proizvodnji električne energije u EES-u. Što je taj udio veći,
potrebna je i veća rezerva snage. Ako bi se rad sistema posmatrao samo u određenom
kratkom periodu ili pak u stvarnom (realnom) vremenu, onda veći udio hidroelektrana ne
mora nužno značiti i veću potrebnu rezervu. Posebno ako hidroelektrane sa znatno
promjenljivim padom (akumulacione za sezonsko ili višegodišnje regulisanje protoka) u tom
periodu rade s padom koji je maksimalan ili blizu maksimalnom. Međutim, kod dugoročnog
planiranja razvoja EES-a u obzir se mora uzimati vjerovatnost hidrologije, ili dinamička
raspoloživost dotoka. Hidroelektrane imaju bitno manji faktor iskorišćenja maksimalne
snage (zato jer se instališu na puno veći protok od prosječnog, a i zbog oscilacija protoka
koji je stohastičkog karaktera) nego termoelektrane (osim izuzetnih slučajeva vršnih
termoelektrana ili elektrana sa skupim gorivom). Stoga je u mješovitom hidro-termo ili
pretežno hidro sistemu potrebna veća rezerva snage nego u čistom termo-sistemu.
Za sistem kao što je crnogorski, procijenjen je potrebni gornji nivo rezerve snage od 80%, te
donji nivo od 20%. Ova dva nivoa rezerve su potrebna kao ograničenja za model WASP za
dugoročno optimisanje izgradnje elektrana. Svaka kombinacija elektrana (struktura sistema)
koja u bilo kojoj godini perioda planiranja ne zadovoljava uslov rezerve, će biti odbačena, tj.
ne može ući u konkurenciju kao mogući plan izgradnje EES-a.
Donji i gornji nivo rezerve snage u EES-u se mogu postaviti tako da raspon između njih
bude dosta širok. Unutar tog raspona rezerve snage, rezerva se može regulisati na dva
načina. Jedan način je promjena troškova neisporučene energije. Povećanjem troškova
neisporučene energije povećavaće se i rezerva snage u EES-u, i obrnuto smanjivanjem
troškova neisporučene energije smanjivaće se i rezerva snage u EES-u. S druge strane,
____________________________________________________________________________________________________________________
88/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
oštriji zahtjev na LOLP 7 (niža vrijednost LOLP-a) će automatski povećavati rezervu snage, a
blaži zahtjev na LOLP (dozvoljena viša vrijednost) će rezultirati manjom rezervom snage u
EES-u, odnosno manjom izgradnjom novih elektrana. Rezerva se inače uvijek računa iz
kombinacije postojećih elektrana i elektrana koje mogu doći u obzir za izgradnju u pojedinoj
godini.
Iznos potrebne rezerve u sistemu i sigurnost snabdijevanja potrošača su u direktnoj vezi.
Naime, veća rezerva u sistemu odgovara i većoj sigurnosti snabdijevanja potrošača, ali su
veći i troškovi u sistemu. Zato između rezerve u sistemu odnosno sigurnosti snabdijevanja
potrošača s jedne strane i povećanih troškova u sistemu s druge strane treba tražiti
kompromis. Energetsko-ekonomski je neopravdano izgraditi sistem sa sigurnošću
snabdijevanja potrošača od 100%. Mjera koja izražava nivo sigurnosti snabdijevanja
potrošača električnom energijom, odnosno količinu neisporučene električne energije EES-u
naziva se LOLP (Loss of Load Probability). Međutim, iznos troškova neisporučene
električne energije je vrlo teško odrediti, jer zavise od brojnih faktora, a ne postoji neka
univerzalna ili opšte prihvaćena metodologija za njihovo određivanje. Zapravo može se reći
da ti troškovi zavise od strukture potrošnje pojedine zemlje ili regije, zatim o tipu potrošača
kojem se redukuje potrošnja, od iznosa i vremenskog trajanja ograničenja potrošnje, itd.
Naime, vrlo je teško odrediti štete potrošačima koje nastaju redukcijom ili smanjenom
isporukom električne energije, jer u elektroenergetskom sistemu postoje različiti potrošači, i
svakako su različite i štete, pogotovo kad se uzmu u obzir npr. i njihovi tehnološki procesi,
zbog kojih potrošačima izostanak električne energije stvara ogromne štete. Stoga, zbog
nepoznavanja iznosa šteta kod potrošača zbog neisporučene električne energije, problem
se rješava analizom osjetljivosti.
Na kraju, model koji će se ovdje koristiti (WASP) zasniva se na minimumu ukupnih
troškova. To konkretno znači: što su troškovi neisporučene energije veći, rezerva snage u
sistemu je veća, odnosno vrijednost LOLP-a niža i obrnuto. Kad je riječ o LOLP-u, njegova
vrijednost zavisna je od povezanosti ili izoliranosti sistema, jer kod povezanih sistema
(UCTE) postoji mogućnost ispomoći u slučaju poremećaja u snabdijevanju potrošača, ali
onda treba poštovati propise i pravila UCTE-a.
2.5.3 Trošak neisporučene električne energije
Iznos troškova neisporučene energije (izražen u EUR/kWh) je vrijednost koju je vrlo teško,
ili uistinu nemoguće potpuno tačno odrediti, jer ne postoji opšte prihvaćena metoda za
određivanje tih troškova. Zbog toga su oni različiti od zemlje do zemlje, a njihova visina
zavisi od brojnih faktora. Jedan od njih je struktura potrošnje, odnosno tip potrošača kojem
je redukovano ili uskraćeno snabdijevanje. Nadalje, troškovi zavise od količine
neisporučene energije, a isto tako i od trajanja prekida isporuke. Samo ovih nekoliko
spomenutih pojedinosti pokazuju da su troškovi ili štete zbog neisporučene energije,
teoretski gledano, različiti za svaki tip potrošača. Zbog toga je vrlo teško korektno odrediti
troškove koje izaziva 1 neisporučeni kWh na nivou cijelog sistema.
Svaki elektroenergetski sistem ima zadatak snabdijevati potrošače kvalitetnom električnom
energijom i to uz maksimalnu sigurnost snabdijevanja. Bez obzira što je krajnji cilj
neprekidno snabdijevanje potrošača električnom energijom, okolnosti zbog kojih dolazi do
poremećaja u snabdijevanju nije uvijek moguće izbjeći. Kod planiranja razvoja EES-a cilj je
umanjiti broj takvih stanja i njihovo trajanje koliko je to moguće. Međutim, dostizanje takvog
cilja izaziva relativno velike troškove. Mjera koja izražava nivo sigurnosti snabdijevanja
potrošača električnom energijom, odnosno količinu neisporučene energije u EES-u naziva
7 LOLP = Loss of Load Probability
____________________________________________________________________________________________________________________
89/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
se LOLP (Loss of Load Probability). Uvođenjem parametra koji se zove trošak neisporučene
energije, a koji se izražava u novčanim jedinicama po kWh, reguliše se odnos između
neisporučene energije, odnosno troškova koji nastaju zbog toga i rezerve snage u EES-u,
odnosno troškova koje izaziva veća rezerva snage. Količina neisporučene energije u
sistemu, primjenom ovog modela, može se smanjivati na nekoliko načina. Jedan od njih je
prilagođenje nivoa minimalne rezerve u sistemu. Drugi način je postavljanje visoke
vrijednosti za penalizaciju neisporučene energije. Treći način je postavljanje oštrog
kriterijuma za prihvatljiv nivo LOLP-a. Pitanje potrebne rezerve u sistemu je već naprijed
obrađeno. Što se tiče LOLP-a, u svjetskoj literaturi postoje različiti pristupi prema tom
kriterijumu izgradnje sistema. On direktno utiče na količinu neisporučene energije, pa se
iznosom faktora penalizacije (cijene) neisporučene energije direktno može uticati na visinu
LOLP-a. U modelu se, znači, traži minimum ukupnih troškova. Što je vrijednost troškova
neisporučene energije veća, sistem je prisiljen osigurati veću rezervu snage, odnosno nižu
vrijednost LOLP-a i obrnuto. Što se tiče visine LOLP-a, njega treba drukčije tretirati u
izoliranom sistemu, nego u sistemu koji je dobro povezan sa susjednim sistemima. Kod
povezanih sistema (UCTE propisuje i pravila o tomu) postoji kategorija ispomoći u
slučajevima kada u nekom od povezanih dijelova dođe do određenih poremećaja.
Vrijednosti koje se koriste kao penalizacija za neisporučenu energiju su bitno drukčije u
različitim zemljama, tako da je moguće u literaturi naći vrijednosti od 0,5 EUR/kWh pa do
5 EUR/kWh ili čak i više. Budući da je iznos tih troškova neisporučene energije povezan s
velikim nivoom nesigurnosti, taj parametar je najčešće predmet analize osjetljivosti.
Referentna vrijednost korišćena prilikom izrade Master plana za Crnu Goru je
0,5 EUR/kWh. Za potrebe analize osjetljivosti korišćene su vrijednosti 0,3 EUR/kWh i
1,0 EUR/kWh.
2.5.4 Diskontna stopa
Model korišćen za izradu plana razvoja EES-a Crne Gore (WASP model) temelji se na
proračunu ukupnih troškova EES-a u toku cijelog perioda planiranja. Funkcija cilja je
minimum ukupnih troškova. postoji nekoliko kategorija troškova u EES-u, koji nastaju
različitom dinamikom. Kako bi se troškovi mogli usporediti potrebno je svesti ih na istu točku
na vremenskoj skali, tj. na isti datum. Kao referentni datum utvrđivanja svih troškova (tj.
diskontiranja) uzet je 1. januar 2005. godine. Diskontiranje se obavlja s jedinstvenom
stopom za sve kategorije troškova.
Diskontna stopa je parametar koji nije jednostavno utvrditi na egzaktan način. U određenom
smislu, diskontna stopa odražava cijenu kapitala koji se koristi za financiranje izgradnje
pojedinih objekata. Cijena kapitala, u praksi, nije jednaka za sve objekte koji se grade u
jednom dužem periodu. Zavisno o sigurnosti ulaganja, u pojedinoj zemlji se pretpostavlja i
različita diskontna stopa. Iznos diskontne stope može imati određeni uticaj na rezultate
proračuna. Stoga je, u slučajevima gdje se uoči znatan uticaj veličine diskontne stope,
potrebno napraviti proračun za nekoliko različitih vrijednosti, odnosno provesti analizu
osjetljivosti na veličinu diskontne stope.
Za proračune provedene u ovom Master planu, korišćena je referentna vrijednost diskontne
stope od 8 %. Za potrebe analize osjetljivosti u proračunima su korišćene stope od 6 i 10 %.
____________________________________________________________________________________________________________________
90/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.5.5 Ulazne cijene prirodnog gasa i uglja
Kod planiranja razvoja proizvodnih kapaciteta elektroenergetskog sistema kao mogući
kandidati za izgradnju od termoelektrana su uzete u obzir samo one na ugalj, i to u
pljevaljskom i beranskom području. Nije predviđena izgradnja termoelektrana na prirodni
gas, budući da se do kraja planskog perioda ne očekuje razvoj eksploatacije ovog resursa.
Iz tih razloga ovdje se neće iznositi prognoza kretanja cijena prirodnog gasa (u tom smislu
određene naznake može pružiti Knjiga C Stručnih osnova), već će se jedino razmatrati
cijene uglja iz dvaju crnogorskih basena: pljevaljskog i beranskog.
Skladno razmatranju iz tačke 2.3.4., pretpostavljena je cijena uglja za postojeći blok TE
Pljevlja na nivou 21,44 EUR/t za period 2006-2008., dok je nakon toga pretpostavljena na
nivou 17,85 EUR/t. Ugalj za pogon bloka nakon 2008. dobivao bi se isključivo s PK
„Potrlica“. Uz prosječnu toplotnu moć potrličkog uglja od 10,4 MJ/kg, cijena energije iznosi
1,72 EUR/GJ.
Što se tiče novog bloka TE Pljevlja, koji je jedan od potencijalnih kandidata za izgradnju u
okviru ove studije, pretpostavljena je cijena uglja na pragu elektrane u skladu s podatkom
dobivenim od Rudnika uglja Pljevlja o cijeni uglja iz ležišta Potrlica, otkud bi se ovaj blok
trebao snabdijevati ugljem tokom svog životnog vijeka. Cijena potrličkog uglja na pragu
elektrane imala bi isti iznos kao i za prvi blok.
Proizvodna cijena koštanja uglja iz rudnika Berane pretpostavljena je u skladu s [7] u iznosu
od 26,03 EUR/t. Izraženo u energetskim jedinicama, radi se o cijeni od 1,9 EUR/GJ.
____________________________________________________________________________________________________________________
91/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.6 POTREBNA DINAMIKA IZGRADNJE ELEKTRANA
Kad se pristupa izradi studija planiranja razvoja, treba imati u vidu brojne neizvjesnosti koje
su inherentne procesu planiranja. Te su neizvjesnosti, s jedne strane, rezultat nesigurnosti
u ulaznim parametrima, što se prvenstveno odnosi na prognozu potrošnje. Iz tog se razloga
prognoza potrošnje u pravilu radi kroz nekoliko scenarija, kako bi se pokrio čitav raspon
mogućih kretanja potrošnje u budućnosti. Neizvjesnosti u ulaznim parametrima mogu
proizlaziti i iz nesigurnosti tehničkih i ekonomskih parametara postrojenja u sistemu,
pretpostavljenih cijena goriva, procjene investicionih sredstava za izgradnju budućih
objekata itd.
Osim nesigurnosti u ulaznim parametrima, proces planiranja pod velikim je uticajem
odrednica energetske politike pojedine države ili regije za koju se radi plan. Naime,
planiranje je u suštini alat koji omogućava donositelju odluka (vodstvu neke države) da na
osnovu argumentiranih i vjerodostojnih pokazatelja izabere elemente svoje energetske
politike, imajući u vidu sve prednosti i nedostatke svojeg izbora u odnosu na druge
mogućnosti izbora. Zato se i u izboru opcija za pokrivanje potrošnje često definišu različiti
scenariji kako bi se ispitale ekonomske posljedice odluka iz domene energetske politike.
Rezultati analiza prikazani kroz takve scenarije trebali bi olakšati kreatorima energetske
politike donošenje odluka, naročito u postizanju kompromisa između suprotstavljenih
kriterijuma, kao što su s jedne strane ekonomičnost (niža cijena električne energije), a s
druge zaštita životne sredine (uvođenje obnovljivih izvora), sigurnost snabdijevanja
(pouzdanost, zadovoljavanje potrošnje proizvodnjom na vlastitom teritoriju) i drugi.
Iz tih razloga u ovoj će studiji biti definisani različiti scenariji razvoja elektroenergetskog
sistema u budućnosti, i to s nekoliko najvažnijih aspekata:
1. Mogućnost prevođenja voda rijeke Tare u rijeku Moraču i njihovo energetsko
korišćenje izgradnjom HE Koštanica,
2. Udio uvoza u pokrivanju potrošnje električne energije,
3. Mogućnost izgradnje novih termoelektrana na ugalj,
4. Udio obnovljivih izvora energije u strukturi izvora u sistemu,
5. Uticaj izgradnje novih proizvodnih objekata na životnu sredinu.
Spomenuta pitanja predstavljaju najvažnije elemente energetske politike koju će trebati da
definiše vodstvo države, u skladu sa svojim strateškim usmjerenjima.
2.6.1 Teoretski scenariji razvoja
Skladno navedenim mogućnostima strateških odluka formirano je osam teoretskih scenarija
razvoja elektroenergetskog sistema, koji pokrivaju širok raspon kombinacija različitih
strateških odluka:
Scenarij S-0 Polazni scenarij razvoja, u kojem se ne predviđa mogućnost prevođenja
dijela voda rijeke Tare u rijeku Moraču, pokrivanje potrošnje električnom
energijom iz uvoza dopušteno je bez ograničenja, moguća je izgradnja
termoelektrana na ugalj, a ne predviđa se značajnija penetracija obnovljivih
izvora energije u strukturu izvora za pokrivanje potrošnje električne
energije.
Scenarij S-1 Razlika u odnosu na polazni scenarij je mogućnost izgradnje HE Koštanica,
odnosno energetsko korišćenje dijela voda Tare prevođenjem u Moraču.
____________________________________________________________________________________________________________________
92/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Scenarij S-1-1 Temelji se na istim načelima kao i scenarij S-1, osim što je maksimalno
dopušteni udio uvoza u pokrivanju potrošnje ograničen na 10 %, čime se u
određenoj mjeri garantuje samodovoljnost u snabdijevanju električnom
energijom.
Scenarij S-1-2 U ovom scenariju se u odnosu na scenarij S-1-1, osim maksimalno
dopuštenog udjela uvoza od 10 %, ne dopušta izgradnja novih
termoelektrana na ugalj.
Scenarij S-1-3 U odnosu na scenarij S-1 ne predviđa se nakon 2011. godine potpuna
samodovoljnost u proizvodnji električne energije. Iako se ovakav scenarij
smatra izrazito nerealnim, zanimljivo je razmotriti njegove implikacije.
Scenarij S-2 Razlika u odnosu na polazni scenarij (S-0) je ulazak u pogon određenog
broja objekata za proizvodnju električne energije koji koriste obnovljive
izvore energije. Tako se u ovom scenariju u toku planskog perioda
predviđa izgradnja 30 MW novih malih hidroelektrana, 20 MW elektrana na
vjetar i 10 MW u termoelektrani u kojoj se spaljuje otpad.
Scenarij S-2-1 Uz pretpostavke kao u S-2, ograničen je udio uvoza u pokrivanju potrošnje
na 10%.
Scenarij S-2-2 U odnosu na scenarij S-2-1 nije dopuštena izgradnja novih termoelektrana
na ugalj.
U Tabeli 2.20. sumarno su prikazane odrednice svih osam scenarija korišćenih za potrebe
ove studije.
____________________________________________________________________________________________________________________
93/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Oznaka
Tabela 2.20. Odrednice pojedinih scenarija razvoja EES-a
Prevođenje
Tare u
Moraču
Ograničenje
uvoza
Izgradnja
TE na
ugalj
Penetracija
obnovljivih
izvora
Napomena
S-0 Ne Ne Da Ne Polazni scenarij
S-1 Da Ne Da Ne
Mogućnost izgradnje
HE Koštanica
S-1-1 Da 10% Da Ne + Ograničenje
uvoza
S-1-2 Da 10% Ne Ne +
S-1-3 Da 0% Da Ne +
S-2 Ne Ne Da Da
Ograničenje
uvoza bez
izgradnje TE na
ugalj
Potpuno
eliminiranje
uvoza
Ulazak obnovljivih
izvora energije
S-2-1 Ne 10% Da Da + Ograničenje
uvoza
S-2-2 Ne 10% Ne Da +
Ograničenje
uvoza, bez TE
na ugalj
Polazni scenarij S-0 će biti ovdje opisan nešto detaljnije, dok će se ostali scenariji
posmatrati s aspekta analize osjetljivosti, odnosno u poređenju s osnovnim scenarijem, kao
njegove izvedenice. Razmotriće se kako se pojedine strateške odluke o načinu budućeg
razvoja sistema odražavaju na ekonomske pokazatelje i pokazatelje sigurnosti
snabdijevanja, odn. kakve posljedice sa sobom nosi određena strateška odluka.
2.6.2 Struktura, dinamika i trošak izgradnje elektrana po scenarijima
U daljem tekstu će biti izneseni rezultati optimizacijskih proračuna po pojedinim scenarijima,
što uključuje dinamiku ulaska novih elektrana i strukturu izvora za pokrivanje potrošnje, uz
osvrt na ekonomske aspekte pojedinih scenarija i pokazatelje sigurnosti.
2.6.2.1 Scenarij S-0
Polazni scenarij S-0 formulisan je uz pretpostavke da nema ograničenja na udio električne
energije iz uvoza, da je moguća izgradnja novih termoelektrana na ugalj, da se ne predviđa
značajnija penetracija obnovljivih izvora energije, te da neće doći do realizacije projekta
prevođenja voda Tare u Moraču i njihovog energetskog korišćenja u HE Koštanica.
Tabela 2.21. prikazuje dinamiku ulaska novih elektrana u pogon za scenarij S-0. Kao što se
može viđeti, jedine nove elektrane koje ulaze u pogon su termoelektrane: drugi blok TE
Pljevlja 2010. godine (najranije kad je moguće) i TE Berane 2024. godine. U ovom scenariju
nove hidroelektrane ne nalaze svoje mjesto u strukturi izvora.
____________________________________________________________________________________________________________________
94/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Tabela 2.21. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-0
Godina Elektrana Snaga (MW) Godina Elektrana Snaga (MW)
2005 2016
2006 2017
2007 2018
2008 2019
2009 2020
2010 TE Pljevlja 2 225 2021
2011 2022
2012 2023
2013 2024 TE Berane 110
2014 2025
2015 Ukupno 335
Slika 2.6. prikazuje strukturu izvora u pokrivanju potrošnje električne energije za scenarij S-
0. Može se viđeti kako se nakon ulaska u pogon TE Pljevlja 2 deficit električne energije
(koja se mora uvoziti) bitno smanjuje, ali još uvijek postoji u osjetnom iznosu. Sličan efekat
događa se pred kraj planskog perioda s ulaskom u pogon TE Berane. postojeće elektrane –
TE Pljevlja 1, HE Perućica i HE Piva (odnosno njezin energetski ekvivalent koji se dobiva
razmjenom s EPS-om) – nastavljaju rad do kraja planskog perioda na nivou njihove
očekivane proizvodnje (uz malo povećanje kod TE Pljevlja 1 zbog rekonstrukcije i
povećanja snage).
GWh
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
95/524
Uvoz
TE Berane
TE Pljevlja 2
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Slika 2.6. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-0
Slika 2.7. prikazuje udio pojedinih izvora, odnosno goriva u pokrivanju potrošnje prema
polaznom scenariju S-0. Vidljivo je kako ulaskom u pogon TE Pljevlja 2 značajno raste udio
uglja (na nivo od oko 50%) na račun uvoza, koji pada ispod nivoa od 10%. Nakon toga udio
uvoza ponovno lagano raste (zbog porasta potrošnje), da bi opet ulaskom TE Berane bio
smanjen ispod 10%. Pritom je potrebna raspoloživa snaga za uvoz električne energije oko
500 MW. Udio hidroelektrana stalno se smanjuje, zbog neizgradnje novih hidroelektrana, s
iznosa od 46% u 2005. na nivo od 35% u 2025. godini.

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
100%
80%
60%
40%
20%
Ugljen
Hidroelektrane
____________________________________________________________________________________________________________________
96/524
Uvoz
0%
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.7. Udjeli izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-0
Što se tiče pokazatelja sigurnosti, u ovom scenariju ne očekuju su se nikakvi problemi u
sigurnosti snabdijevanja, kako s aspekta neisporučene električne energije, tako ni s
vjerovatnošću ostanka bez dovoljnih kapaciteta u određenom trenutku (tzv. LOLP faktor –
Loss of Load Probability), koji su u toku planskog perioda praktično jednaki nuli. Osnovni je
razlog za to postojanje dovoljnog kapaciteta za uvoz električne energije (što je realistična
pretpostavka s obzirom na dobru povezanost crnogorskog sistema s okolnim sistemima),
koji može pokriti deficit između proizvodnje i potrošnje, čak i u uslovima lošije hidrologije.
Ekonomska valorizacija scenarija S-0, kao i njegovo poređenje s ekonomskim aspektima
drugih scenarija, može se dati kroz vrijednost funkcije cilja pripadnog planskog problema
(koji je rješavan u modelu WASP). Ta vrijednost sadrži u sebi sve troškove investicija,
pogona i održavanja, troškove goriva, te troškove neisporučene električne energije koji
nastaju u sistemu u toku planskog perioda. Svi se troškovi, naravno, diskontuju na početnu
godinu planskog perioda (ovdje 2005.) od trenutka kada nastaju, tako da funkcija cilja
predstavlja neto sadašnju vrijednost svih troškova. Za scenarij S-0 sadašnja vrijednost svih
troškova iznosi 1 211,4 miliona EUR.
Slika 2.8. prikazuje raspored investicija u toku pojedinih godina planskog perioda za polazni
scenarij S-0. Sa slike se jasno vidi kako potrebe za investicijama postoje u godinama
neposredno prije ulaska novih elektrana u pogon, i to u periodu koje odgovara trajanju
njihove izgradnje. Uz potrebne investicije za dinamiku izgradnje novih elektrana prema
ovom scenariju, na slici su prikazani i iznosi interkalarnih kamata pridruženih investicionim
troškovima. Radi se o dodatnom trošku pri angažovanju kapitala za izgradnju elektrane, koji
nastaje zbog vremenskog razmaka između korišćenja sredstava i početka njihove otplate
(odnosno početka rada elektrane). Uračunavanje interkalarnih kamata uobičajeni je dio
ekonomske analize projekta izgradnje elektrana, jer se pritom angažuju velika kapitalna
sredstva, a izgradnja objekata traje nekoliko godina. U engleskoj literaturi uobičajeno se za
interkalarne kamate koristi kratica IDC (Interest During Construction).

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
mil. EUR
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2005 2010 2015 2020
____________________________________________________________________________________________________________________
97/524
IDC
Investicije
Slika 2.8. Dinamika investicija s interkalarnim kamatama za scenarij S-0
Ukupna neto potrebna investiciona sredstva za realizaciju programa izgradnje elektrana
prema scenariju S-0 iznose 258,7 miliona EUR, a zajedno s interkalarnim kamatama 294,6
miliona EUR. Ti iznosi odgovaraju ukupnim investicionim troškovima za izgradnju
termoelektrana TE Pljevlja 2 i TE Berane. Maksimalni godišnji iznos potrebnih investicija
javlja se u 2008. godini u iznosu od oko 65 miliona EUR (neto), odnosno 71 milion EUR
uključujući i interkalarne kamate.
2.6.2.2 Scenarij S-1
Scenarij S-1 u svim je postavkama identičan scenariju S-0, osim što je dopuštena
mogućnost prevođenja voda rijeke Tare u rijeku Moraču, odnosno energetsko korišćenje tih
voda u HE Koštanica. Tabela 2.22. prikazuje dinamiku ulaska u pogon elektrana za scenarij
S-1. Može se primijetiti kako je dinamika ulaska identična onoj za scenarij S-0. Dakle, može
se zaključiti kako mogućnost realizacije varijante s prevođenjem Tare u Moraču ne mijenja
optimalni raspored ulazaka elektrana u pogon, odnosno da ni uz mogućnost prevođenja
izgradnja hidroelektrana ne predstavlja ekonomičan izbor. I u ovom slučaju nove elektrane
koje ulaze u pogon su termoelektrane na ugalj (TE Pljevlja 2 i TE Berane).
Tabela 2.22. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-1
Godina Elektrana Snaga (MW) Godina Elektrana Snaga (MW)
2005 2016
2006 2017
2007 2018
2008 2019
2009 2020
2010 TE Pljevlja 2 225 2021
2011 2022
2012 2023
2013 2024 TE Berane 110
2014 2025
2015 Ukupno 335

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
S obzirom da su rezultati optimizacije u scenariju S-1 identični onima u scenariju S-0,
identični su i rezultati scenarija u smislu strukture izvora (Slika 2.6), kao i ekonomski
pokazatelji i pokazatelji sigurnosti snabdijevanja. Vrijednost funkcije cilja i ovdje iznosi
1 211,4 miliona EUR, a neisporučena energija praktično je jednaka nuli. Naravno, i
dinamika potrebnih investicija jednaka je kao i za scenarij S-0.
2.6.2.3 Scenarij S-1-1
U scenariju S-1-1 se, pored mogućnosti prevođenja Tare u Moraču, uvodi i ograničenje
uvoza električne energije na nivo od oko 10%. Ovo ograničenje se, naravno, odnosi na
period od 2010. godine nadalje, kada najranije mogu ući u pogon nove elektrane. Na ovaj
način osigurava se u određenoj mjeri samodovoljnost sistema, odnosno sposobnost da
pokrije većinu potrošnje proizvodnjom s vlastite teritorije.
Kao što prikazuje Tabela 2.23, optimalno rješenje za ovaj scenarij predviđa ulazak u pogon
TE Pljevlja 2 i TE Berane već u 2010. godini (najranije moguće), te ulazak u pogon HE
Koštanica 2019. godine. Razlika u odnosu na polazni scenarij S-0 je ovdje u ranijem ulasku
TE Berane, te u ulasku HE Koštanica, oboje stoga što treba pokriti onaj dio potrošnje kojeg
zbog ograničenja ne može pokriti uvoz.
Tabela 2.23. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-1-1
Godina Elektrana Snaga (MW) Godina Elektrana Snaga (MW)
2005 2016
2006 2017
2007 2018
2008 2019 HE Koštanica 552
2009 2020
2010 TE Pljevlja 2, TE Berane 335 2021
2011 2022
2012 2023
2013 2024
2014 2025
2015 Ukupno 887
Slika 2.9. prikazuje strukturu izvora električne energije kroz planski period za scenarij S-1-1.
Na slici se može viđeti kako ulasci u pogon novih elektrana nakon 2010. godine smanjuju
potrebnu količinu uvoza na svega nekoliko procenata. No, s druge strane, linija na vrhu
grafa pokazuje prognozirani nivo potrošnje u planskom periodu, i ukazuje na postojanje
određenog deficita u ovom scenariju između proizvodnje i uvoza s jedne strane i potrošnje s
druge strane.
____________________________________________________________________________________________________________________
98/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
GWh
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
99/524
Uvoz
HE Koštanica
TE Berane
TE Pljevlja 2
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Slika 2.9. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-1-1
Slika 2.10. prikazuje udjele pojedinih izvora u pokrivanju potrošnje električne energije za
scenarij S-1-1. Nakon 2010. i ulaska u pogon dviju termoenergetskih blokova na ugalj udio
uvoza sveden je na svega nekoliko procenata, a potrebna maksimalna snaga uvoza je
100 MW. Udio uglja kreće se nakon 2010. godine oko 55 %, a nakon 2019. zbog ulaska HE
Koštanica smanjuje se na ispod 40 %. Istovremeno udio hidroenergije raste s nivoa od oko
40 % na preko 60 %.
100%
80%
60%
40%
20%
Uvoz
Ugljen
Hidroelektrane
0%
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.10. Udjeli izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-1-1
Zbog manjeg oslanjanja na uvoz električne energije, prirodno je očekivati i nešto lošiju sliku
pokazatelja sigurnosti snabdijevanja. Tako se u ovom scenariju javlja neisporučena
električna energija, s maksimalnom vrijednosti od oko 35 GWh u 2018. godini (godina prije
ulaska u pogon HE Koštanica), što iznosi 0,67 % ukupne potrošnje u toj godini. Vrijednost
faktora LOLP takođe je najviša u toj godini, i iznosi oko 4,6 %, što je vjerovatnost koja
odgovara trajanju poteškoća u snabdijevanju električnom energijom od 16,7 dana godišnje.

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Logično je i da povećani stepen samodovoljnosti u snabdijevanju električnom energijom sa
sobom nosi i veće troškove. Konkretno povećanje može se viđeti poređenjem funkcije cilja
(koja sadrži neto sadašnju vrijednost svih troškova u toku planskog perioda) scenarija S-1-1
i scenarija S-0. Za scenarij S-1-1 funkcija cilja iznosi 1 340,2 miliona EUR. Dakle, razlika
troškova u odnosu na osnovni scenarij iznosi 128,8 miliona EUR, što je povećanje od 10,6
%.
Slika 2.11. prikazuje potrebne investicije za izgradnju elektrana prema scenariju S-1-1.
Ukupno potrebne investicije iznose 665,4 miliona EUR, a zajedno s interkalarnim kamatama
775,6 miliona EUR, što odgovara ukupnim investicionim troškovima za izgradnju TE Pljevlja
2 i TE Berane, te HE Koštanica. Maksimalni godišnji iznos potrebnih investicija javlja se u
2017. godini (u toku investicionog ciklusa izgradnje HE Koštanica) u iznosu od oko 144
miliona EUR bez kamata, odnosno 169 miliona EUR uključujući i interkalarne kamate.
mil. EUR
180
160
140
120
100
80
60
40
20
IDC
Investicije
0
2005 2010 2015 2020
Slika 2.11. Dinamika investicija s interkalarnim kamatama za scenarij S-1-1
2.6.2.4 Scenarij S-1-2
Scenarij S-1-2 pokazuje što bi se dogodilo kada bi se uz ograničenje uvoza na 10 %
donijela i odluka da se u budućnosti neće graditi termoelektrane na ugalj. Tabela 2.24.
sadrži raspored ulazaka u pogon za ovaj scenarij. Kao što se vidi iz tabele, u pogon ulaze
samo hidroelektrane i to HE Koštanica i hidroelektrane na Morači 2012. godine (najranije
moguće), te HE Komarnica i HE Tepca 2021. godine. Budući da se grade samo
hidroelektrane, u ovom scenariju najveća je ukupna instalisana snaga novih objekata
(1 455 MW).
____________________________________________________________________________________________________________________
100/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Tabela 2.24. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-1-2
Godina Elektrana Snaga (MW) Godina Elektrana Snaga (MW)
2005 2016
2006 2017
2007 2018
2008 2019
2009 2020
2010 2021
2011 2022
2012
HE Koštanica,
HE na Morači
910 2023
2013 2024
2014 2025
HE Komarnica,
HE Tepca
2015 Ukupno 1 426
Strukturu izvora električne energije prikazuje Slika 2.12. Na slici se vidi kako nove
hidroelektrane nakon ulaska u pogon 2012. odnosno 2021. godine preuzimaju svoju ulogu u
podmirivanju potrošnje. Zbog stohastičke naravi dotoka u hidroelektrane, ovakva
konfiguracija sistema u uslovima lošije hidrologije rezultira relativno visokim iznosom
neisporučene energije, što se na slici vidi kao razlika između ukupne proizvodnje i linije koja
označava prognoziranu potrošnju električne energije.
GWh
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
101/524
Uvoz
HE Tepca
516
HE Komarnica
HE na Morači
HE Koštanica
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Slika 2.12. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-1-2
Zbog intenzivne gradnje hidroelektrana njihov udio u strukturi izvora raste s 64% u početku
planskog perioda do 83% na njegovom kraju. Shodno tome udio uvoza smanjuje se od
jedne trećine u početnim godinama na tek 5-6 % nakon izgradnje svih hidroelektrana (uz
potrebnu maksimalnu snagu od 100 MW).
Izostavljanjem termoelektrana u budućem razvoju i ograničavanjem uvoza znatno se
povećava očekivana neisporučena električna energija. Stoga je u ovom scenariju
neisporučena električna energija prisutna nakon 2012. godine (odnosno ograničavanja
uvoza), a maksimalnu vrijednost od 211 GWh dostiže u 2020. godini, što u ukupnoj

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
potrošnji u toj godini čini udio od 3,9 %. Vrijednost faktora LOLP u istoj godini iznosi oko
19,5 %, što u godini dana čini čak 71 dan kada sistem ne može pokriti potrošnju.
Osim lošije sigurnosti snabdijevanja, ovaj scenarij sa sobom nosi i veće troškove. Ukupna
sadašnja vrijednost troškova u scenariju S-1-2 iznosi 1 710,9 miliona EUR. Razlika u
odnosu na scenarij S-0 iznosi 500 miliona EUR, ili oko 41,2%.
Jasno je da je ovaj scenarij, zbog intenzivne izgradnje hidroenergetskih objekata,
najzahtjevniji i u pogledu investicija. Ukupne potrebne neto investicije u planskom periodu
iznose 1 259,4 miliona EUR, odnosno 1 526,6 miliona EUR s interkalarnim kamatama.
Kapitalno je najintenzivnija 2010. godina, u kojoj potrebne investicije iznose 279 miliona
EUR (bez interkalarnih kamata), odnosno 326 miliona EUR (s kamatama).
2.6.2.5 Scenarij S-1-3
U scenariju S-1-3 pretpostavljeno je da od 2012. godine nadalje uvoz ne treba učestvovati u
pokrivanju potrošnje u Crnoj Gori. Usto, pretpostavljena je mogućnost prevođenja Tare u
Moraču, i dopuštena je izgradnja termoelektrana na ugalj.
Tabela 2.25. prikazuje dinamiku ulazaka u pogon novih elektrana za ovaj scenarij. U pogon
ulaze TE Pljevlja 2 (2011.), TE Berane (2012.), HE Koštanica (2012.) i HE Andrijevo
(2021.). Zbog zakidanja uvoza nakon 2012. u periodu 2011-2012 u pogon ulazi čak
852 MW novih elektrana.
Tabela 2.25. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-1-3
Godina Elektrana Snaga (MW) Godina Elektrana Snaga (MW)
2005 2016
2006 2017
2007 2018
2008 2019
2009 2020
2010 2021 HE Andrijevo 191
2011 TE Pljevlja 2 225 2022
2012 TE Berane, HE Koštanica 677 2023
2013 2024
2014 2025
2015 Ukupno 1 093
Slika 2.13. prikazuje strukturu izvora za pokrivanje potrošnje u scenariju S-1-3. Nakon
2011. nove elektrane nadomještaju uvoz, no usprkos tome može se viđeti određeni deficit
između proizvodnje i potrošnje (označene crtom), naročito prema kraju planskog perioda.
____________________________________________________________________________________________________________________
102/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
GWh
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
103/524
Uvoz
HE Andrijevo
HE Koštanica
TE Berane
TE Pljevlja 2
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Slika 2.13. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-1-3
U skladu s pretpostavkom u ovom scenariju, udio uvoza nakon 2011. godine pada na nulu,
a u pokrivanju potrošnje učestvuju termoelektrane na ugalj (oko 65 %) i hidroelektrane (oko
35 %).
I u ovom scenariju zbog velikog udjela hidroelektrana dolazi pred kraj perioda do izraženije
pojave neisporučene električne energije. U posljednjoj godini planskog perioda (2025.) ona
iznosi oko 106 GWh, ili oko 1,8 % potrošnje u toj godini. Faktor LOLP u istoj godini iznosi
oko 11,5 %, što odgovara pojavi deficita u sistemu u oko 42 dana.
Troškovi u sistemu, tačnije njihova vrijednost diskontirana na 2005. godinu, iznose 1 432,5
miliona EUR, što je od polaznog scenarija više za 221 milion EUR, ili za 18,3 %. To je,
dakle, povećanje troškova potrebno za zadovoljenje potpune samodovoljnosti
elektroenergetskog sistema.
Ukupne investicije za ovaj scenarij iznose 837,7 miliona EUR, odnosno 979,5 miliona EUR
s uračunatim interkalarnim kamatama. Najveći iznos potrebnih investicija javlja se u 2009.
godini u neto iznosu od 236,6 miliona EUR, ili 256,5 miliona EUR s uključenim interkalarnim
kamatama.
2.6.2.6 Scenarij S-2
Scenarij S-2 se od osnovnog scenarija razlikuje po ambicioznijoj dinamici uvođenja
obnovljivih izvora energije u strukturu proizvodnje električne energije. Ovdje je uvoz opcija
za pokrivanje potrošnje bez posebnih ograničenja, a mogućnost prevođenja voda Tare u
Moraču nije predviđena.
Tabela 2.26. prikazuje dinamiku ulaska novih elektrana u pogon. Može se viđeti relativno
intenzivan ulazak elektrana na obnovljive izvore – vjetroelektrane (20 MW), male
hidroelektrane (30 MW) i elektrane na otpad (10 MW). Ulazak tih elektrana raspoređen je
kroz planski period, budući da se kod takvih objekata radi o bitno manjim jediničnim
snagama nego kod konvencionalnih izvora. Naravno, ti izvori sami po sebi nijesu ni izbliza
dovoljni da pokriju elektroenergetski bilans Crne Gore, pa je pored njih u okviru ovog
scenarija predviđen i ulazak u pogon i TE Pljevlja 2 2010. godine, dok se relativno značajan

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
dio energije i dalje pokriva iz uvoza. Potrebna snaga uvoza u ovom scenariju iznosi oko
600 MW.
Tabela 2.26. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-2
Godina Elektrana Snaga (MW) Godina Elektrana Snaga (MW)
2005 2016
2006 2017
2007 2018
2008 2019
2009 2020 Vjetroelektrane 5
2010
TE Pljevlja 2,
Vjetroelektrane, Male HE
240 2021
2011 2022
2012 2023
2013 2024
2014 2025 Vjetroelektrane 5
2015
Vjetroelektrane, Male HE,
TE na otpad
35 Ukupno 285
Slika 2.14. prikazuje strukturu izvora u ovom „obnovljivom“ scenariju. Slika je vrlo slična
onoj za scenarij S-0, s tom razlikom što ovdje figurišu obnovljivi izvori energije (čiji je udio
još uvijek prilično mali), te što ovdje ne ulazi u pogon TE Berane. Udio obnovljivih izvora u
strukturi pokrivanja potrošnje iznosi u zadnjoj godini (2025.) 3,8% (u to su uključene i
postojeće male hidroelektrane).
GWh
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
104/524
Uvoz
Otpad
Vjetar
TE Pljevlja 2
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Slika 2.14. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-2
Slika 2.15. prikazuje kretanje udjela pojedinih izvora u pokrivanju potrošnje električne
energije. Udjeli su slični kao i u scenariju S-0, uz razliku što pred kraj perioda raste udio
obnovljivih izvora na nivo od 3,8%.

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
100%
80%
60%
40%
20%
Uvoz
Ugljen
Hidroelektrane
Obnovljivi
0%
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.15. Udjeli izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-2
Pokazatelji sigurnosti snabdijevanja su u ovom scenariju, kao i u osnovnom, vrlo dobri,
budući da se iz uvoza mogu pokriti svi eventualni manjkovi usljed loše hidrologije i drugih
razloga. Neisporučena električna energija, kao i faktor LOLP jednaki su nuli.
Sadašnja vrijednost troškova za scenarij S-2 iznosi 1 218,3 miliona EUR, što je u odnosu
na scenarij S-0 više za 6,9 miliona EUR, odnosno za 0,57 %. Iznosi pokazuju da se ne radi
o velikom povećanju, iako ni udio obnovljivih izvora u ukupnoj strukturi nije jako veliki.
Slika 2.16. prikazuje potrebne investicije za izgradnju elektrana prema scenariju S-2.
Ukupno potrebne investicije iznose 223,7 miliona EUR, a zajedno s interkalarnim kamatama
251,1 miliona EUR. Maksimalni godišnji iznos potrebnih investicija javlja se u 2008. godini
(u toku investicionog ciklusa izgradnje TE Pljevlja 2) u iznosu od oko 68 miliona EUR bez
kamata, odnosno 75 miliona EUR uključujući i interkalarne kamate.
mil. EURR
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2005 2010 2015 2020
____________________________________________________________________________________________________________________
105/524
IDC
Investicije
Slika 2.16. Dinamika investicija s interkalarnim kamatama za scenarij S-2

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.6.2.7 Scenarij S-2-1
Scenarij S-2-1 jednak je „obnovljivom“ scenariju S-2, s time da je u njemu ograničen udio
uvoza u pokrivanju potrošnje na 10 %. Tabela 2.27. pokazuje kako se mijenja raspored
ulazaka u pogon u ovom scenariju. Uz TE Pljevlja u ovom scenariju u 2010. godini u pogon
ulazi i TE Berane, nadoknađujući tako dio bilansi koji je prije bio pokriven uvozom. Osim
toga, u 2021. u pogon ulazi i HE Andrijevo (s manjom snagom zbog izostanka prevođenja
voda Tare u Moraču u ovom scenariju).
Tabela 2.27. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-2-1
Godina Elektrana Snaga (MW) Godina Elektrana Snaga (MW)
2005 2016
2006 2017
2007 2018
2008 2019
2009 Vjetroelektrane 5 2020 Vjetroelektrane 5
2010
TE Pljevlja 2, TE Berane,
Male HE
360 2021 HE Andrijevo 127
2011 2022
2012 2023
2013 2024
2014 2025 Vjetroelektrane 5
2015
Vjetroelektrane, Male HE,
TE na otpad
35 Ukupno 567
Slika 2.17. pokazuje kako TE Berane i HE Andrijevo preuzimaju na sebe dio potrošnje,
smanjujući tako udio uvoza ispod 10%. U drugom dijelu planskog perioda ponovno se može
uočiti znatan deficit između potrošnje i proizvodnje s uvozom, pa se može očekivati pojava
određenog iznosa neisporučene električne energije.
GWh
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
106/524
Uvoz
Otpad
Vjetar
HE Andrijevo
TE Berane
TE Pljevlja 2
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Slika 2.17. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-2-1

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Udio uvoza u pokrivanju potrošnje nakon 2010. godine iznosi svega nekoliko procenata.
Glavninu potrošnje pokrivaju termoelektrane na ugalj (50-55 %) i hidroelektrane (40-45 %).
Udio obnovljivih izvora prema kraju planskog perioda i u ovom scenariju iznosi 3,8 %.
Maksimalni iznos neisporučene električne energije ostvaruje se u posljednjoj godini
planskog perioda, kada iznosi oko 46 GWh, ili oko 0,8 % ukupne potrošnje u toj godini.
Vrijednost faktora LOLP u toj godini iznosi 5,1 %, što odgovara trajanju deficita u sistemu
od oko 19 dana.
Vrijednost troškova u ovom scenariju iznosi 1 362,7 miliona EUR, što u poređenju s
polaznim scenarijem znači povećanje od 151,3 miliona EUR, tj. za 12,5 %. U poređenju sa
scenarijem S-1-1, koji je takođe pretpostavljao ograničenje uvoza na nivo od oko 10 % (ali i
mogućnost prevođenja voda Tare u Moraču, te bez većeg ulaska obnovljivih izvora),
troškovi ovog scenarija veći su za 22,5 miliona EUR, ili za oko 1,7 %.
Ukupne potrebne investicije u izgradnju elektrana za ova scenarij iznose 520,1 miliona EUR
neto, tj. 596,2 miliona EUR s uključenim interkalarnim kamatama. Godina najvećeg
investiranja je 2008. sa 136 miliona EUR bez kamata, odnosno 149 milion EUR s
interkalarnim kamatama.
2.6.2.8 Scenarij S-2-2
Konačno, scenarij S-2-2 predstavlja kombinaciju nekoliko, po sigurnost sistema, nepovoljnih
pretpostavki. Naime, pored ubrzanog ulaska obnovljivih izvora energije, i ograničenja uvoza
na 10 %, ovdje je pretpostavljeno i da se neće graditi nove termoelektrane na ugalj.
Tabela 2.28. prikazuje dinamiku ulaska elektrana u pogon za taj slučaj. Uz nepromijenjeni
raspored ulaska obnovljivih izvora, u pogon ulaze jedino hidroelektrane (u skladu s
politikom neizgradnje TE na ugalj), i to praktično svi raspoloživi kandidati, kako bi se uspio
zatvoriti elektroenergetski bilans. Hidroelektrane Andrijevo, Raslovići i Milunovići ulaze u
pogon prve, 2012. godine (najranije kada je moguć njihov ulazak). HE Komarnica ulazi u
pogon 2015. godine, a hidroelektrane Tepca i Zlatica 2016. godine.
Tabela 2.28. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju S-2-2
Godina Elektrana
Snaga
(MW)
Godina Elektrana
Snaga
(MW)
2005 2016
HE Tepca,
HE Zlatica
385
2006 2017
2007 2018
2008 2019
2009 Vjetroelektrane 5 2020 Vjetroelektrane 5
2010 Male HE 10 2021
2011 2022
2012
HE Andrijevo, HE Raslovići,
HE Milunovići
201 2023
2013 2024
2014
HE Komarnica,
2025 Vjetroelektrane 5
2015 Vjetroelektrane,
Male HE, TE na otpad
203 Ukupno 814
____________________________________________________________________________________________________________________
107/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Slika 2.18. prikazuje strukturu izvora za ovaj scenarij. Ono što se prvo uočava je izraziti
deficit nakon smanjivanja udjela uvoza na nivo od 10 %, naročito u periodu 2012-2014. i
pred kraj planskog perioda. Ukupna moguća godišnja proizvodnja izgrađenih elektrana u
ovom scenariju jednostavno nije dovoljna da pokrije svu potrošnju, uz ograničeni uvoz.
Ovdje treba napomenuti kako su pretpostavke ovog scenarija dosta ekstremne, i njihovo
ostvarenje se ne smatra jako realnim.
GWh
6000
5000
4000
3000
2000
1000
____________________________________________________________________________________________________________________
108/524
Uvoz
Otpad
Vjetar
HE Tepca
HE Komarnica
HE Zlatica
HE Milunovići
HE Raslovići
HE Andrijevo
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
0
HE Perućica
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.18. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju S-2-2
I u ovom scenariju udio obnovljivih izvora u pokrivanju potrošnje dostiže vrijednost od 3,7 %
na kraju planskog perioda. Udio hidroelektrana zbog intenzivne izgradnje dostiže i 70 %,
dok se udio uglja zadržava oko nivoa od 20 %. Udio uvoza u zadovoljavanju potreba za
električnom energijom nakon 2015. pada ispod 10 %.
Pokazatelji sigurnosti snabdijevanja u ovome su scenariju najlošiji. Tako neisporučena
električna energija u 2014. godini dostiže vrijednost od čak 439 GWh, što je u toj godini
jednako 8,8 % ukupne potrošnje. Treba napomenuti kako je ovo očekivana vrijednost
neisporučene energije za prosječnu hidrologiju, a da u slučaju nepovoljnih hidroloških prilika
taj iznos može biti čak i dvostruko veći. U istoj godini faktor LOLP iznosi visokih 42,5 %, što
ukazuje na probleme u snabdijevanju u toku čak 155 dana godišnje.
I s ekonomskog je gledišta ovaj scenarij izuzetno nepovoljan. Sadašnja vrijednost troškova
u ovom scenariju iznosi 2 132,9 miliona EUR, što je u odnosu na polazni scenarij više za
921,5 miliona EUR, ili za čak 76 %.
Ovaj scenarij, slično scenariju S-1-2 koji takođe ne predviđa izgradnju novih termoelektrana
na ugalj, takođe karakterišu vrlo visoke investicije u izgradnju elektrana. Ukupni neto iznos
potrebnih investicija iznosi 1 001,0 milion EUR, odnosno s interkalarnim kamatama 1 180,1
milion EUR. Godišnji nivo investicija najveći je u 2013. godini, kada iznosi visokih 300
miliona EUR bez interkalarnih kamata, odnosno 327 miliona EUR s interkalarnim
kamatama.

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.6.3 Realistični scenariji razvoja
Tokom izrade studije prepoznata je potreba da se definiše i obradi i nekoliko scenarija
izgradnje novih elektrana koji su ocijenjeni kao realniji s aspekta ostvarenja. U ovoj grupi
definisano je 6 scenarija, i to u dvije podgrupe od tri scenarija, s time da se druga podgrupa
razlikuje od prve po tome što se u njoj predviđa izgradnja TE Berane. Detaljne
karakteristike pojedinih scenarija prikazane su kako slijedi.
Scenarij N-1 Scenarij ograničene izgradnje, u kojem se do kraja planskog perioda
(2025) predviđa ulazak u pogon drugog bloka TE Pljevlja, te određenog
broja elektrana koje koriste obnovljive izvore energije (male HE,
vjetroelektrane, TE na otpad).
Scenarij N-2 Scenarij umjerene izgradnje, u kojem se do 2025. godine, pored izgradnje
objekata iz scenarija N-1, predviđa i izgradnja HE na Morači, te HE
Komarnica.
Scenarij N-3 Scenarij intenzivne izgradnje, u kojem se osim elektrana iz scenarija N-2,
grade i HE Koštanica (uz prevođenje dijela voda Tare u Moraču), HE
Ljutica i HES Buk Bijela.
Scenarij NB-1 Scenarij u kojem se, u odnosu na scenarij N-1, za izgradnju predviđa i TE
Berane.
Scenarij NB-2 Scenarij u kojem se, u odnosu na scenarij N-2, za izgradnju predviđa i TE
Berane.
Scenarij NB-3 Scenarij u kojem se, u odnosu na scenarij N-3, za izgradnju predviđa i TE
Berane.
Kako je već navedeno u opisu elektrana koje su kandidati za buduću izgradnju, kod TE
Berane prisutan je problem istraženosti rezervi uglja. Zbog uslovljenosti izgradnje TE
Berane dokazivanjem adekvatnih količina uglja u beranskom regionu, ta je elektrana
zasebno dodana u tri scenarija N-grupe, čime su formirana tri scenarija NB-grupe. Naravno,
s obzirom na trajanje procesa dokazivanja rezervi, te na trajanje izgradnje same elektrane,
ne može se očekivati da elektrana uđe u pogon prije 2015. godine, već je vjerovatnije da će
to biti moguće koju godinu kasnije.
S obzirom na zadate ulaske elektrana u pogon prema ovim scenarijima, u onim scenarijima
gdje je izgradnja intenzivnija može se očekivati pojava određenog viška električne energije
u bilansi. Zbog dobre povezanosti crnogorskog EES-a s okolnim sistemima, kao i zbog
uznapredovalog procesa stvaranja regionalnog tržišta električne energije u jugoistočnoj
Evropi, u tim je scenarijima pretpostavljeno da će se ti viškovi plasirati na okolna tržišta.
Radi ravnopravnosti tretmana, cijene po kojima se izvozi električna energija pretpostavljene
su na jednakim nivoima kao i cijene uvoza električne energije, odnosno vezane su uz cijene
terminskih ugovora (futures) na lajpciškoj berzi EEX. Pretpostavljena cijena za baznu
energiju stoga iznosi 55 EUR/MWh, dok za vršnu energiju to iznosi 80 EUR/MWh. Kad je
riječ o konkretnim elektranama, višak proizvodnje termoelektrana pretpostavljen je kao
izvoz bazne energije, dok je za hidroelektrane višak proizvodnje pretpostavljen kao izvoz
vršne energije. Prihodi od prodaje električne energije na tržištu, kao i svi troškovi koji
nastaju tokom planskog perioda, diskontiraju se na početak perioda uz pretpostavljenu
diskontnu stopu, kako bi se dobila funkcija cilja za pojedini scenario.
____________________________________________________________________________________________________________________
109/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Na ovom mjestu treba naglasiti kako je gotovo nemoguće sa zadovoljavajućom tačnošću
predvidjeti kretanje cijena na tržištu električne energije za period od 20 godina u
budućnosti. U posljednje vrijeme moguće je svjedočiti dramatičnim promjenama u svjetskoj
energetici i posljedičnom porastu cijene svih oblika energije. Dalji porast ili eventualna
stabilizacija cijena zavisit će od brojnih političkih i geostrateških faktora koje je na tako dugi
rok nemoguće prognozirati.
U nastavku će biti prikazani rezultati proračuna po navedenim scenarijima, i to u smislu
dinamike ulazaka u pogon novih elektrana, strukture izvora za pokrivanje potrošnje, te
dinamike troškova i eventualnih prihoda od izvoza električne energije.
2.6.3.1 Scenarij N-1
Scenarij N-1 definisan je tako da su zadati objekti koji ulaze u pogon tokom planskog
perioda, a u ovom slučaju to su TE Pljevlja 2 (drugi blok u termoelektrani Pljevlja), te
obnovljivi izvori energije – male hidroelektrane, vjetroelektrane i TE na otpad. Vremenska
dinamika ulazaka u pogon prikazana je Tabelom 2.29. Ukupno izgrađeni proizvodni
kapaciteti, tj. njihova instalisana snaga iznosi 285 MW.
Tabela 2.29. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju N-1
Godina Elektrana Snaga (MW) Godina Elektrana Snaga (MW)
2005 2016
2006 2017
2007 2018
2008 2019
2009 2020 Vjetroelektrane 5
2010 Vjetroelektrane, Male HE 15 2021
2011 TE Pljevlja 2 225 2022
2012 2023
2013 2024
2014 2025 Vjetroelektrane 5
2015
Vjetroelektrane, Male HE,
TE na otpad
35 Ukupno 285
Od većih izvora, u ovom scenariju u pogon ulazi jedino TE Pljevlja 2 i to 2011. godine, dok
manji objekti koji koriste obnovljive izvore ulaze postepeno tokom planskog perioda. S
obzirom da rad TE Pljevlja 2 nije sam po sebi dovoljan za eliminisanje deficita u Crnoj Gori,
dio električne energije i dalje će se nabavljati iz uvoza. Elektroenergetski bilans za period
2005-2025 prikazan je u Tabeli 2.30., a struktura izvora za isti bilans dana je Slikom 2.19.
____________________________________________________________________________________________________________________
110/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Tabela 2.30. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju N-1 (u GWh)
HE Perućica Male HE
Valorizacija
HE Piva
TE Pljevlja 1 TE Pljevlja 2 Vjetroelektrane
TE na
otpad
Uvoz Ukupno
2005 957,5 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 1422,5 4442,4
2006 957,5 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 1497,5 4517,4
2007 957,5 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 1574,3 4594,2
2008 971,0 21,0 1065,4 1152,3 0 0 0 1462,5 4672,2
2009 971,0 21,0 1065,4 1152,3 0 0 0 1541,7 4751,4
2010 971,0 49,0 1065,4 1152,3 0 11,1 0 1515,8 4764,6
2011 971,0 49,0 1065,4 1138,6 1292,8 10,9 0 288,8 4816,5
2012 971,0 49,0 1065,4 1141,8 1320,3 10,9 0 311,1 4869,5
2013 971,0 49,0 1065,4 1144,5 1347,7 10,9 0 334,0 4922,5
2014 971,0 49,0 1065,4 1146,4 1375,4 10,9 0 357,9 4976,0
2015 971,0 99,2 1065,4 1137,5 1303,5 21,6 76,3 307,6 4982,1
2016 971,0 99,2 1065,4 1142,2 1346,0 21,6 76,3 343,5 5065,2
2017 971,0 99,2 1065,4 1145,7 1389,2 21,6 76,3 381,0 5149,4
2018 971,0 99,2 1065,4 1148,5 1424,3 21,9 76,6 428,0 5234,9
2019 971,0 99,2 1065,4 1151,2 1450,6 21,9 76,6 486,6 5322,5
2020 971,0 99,2 1065,4 1151,5 1466,3 32,9 76,6 508,9 5371,8
2021 971,0 99,2 1065,4 1152,3 1480,1 32,9 76,6 580,7 5458,2
2022 971,0 99,2 1065,4 1152,3 1489,7 32,9 76,6 658,7 5545,8
2023 971,0 99,2 1065,4 1152,3 1498,3 32,9 76,6 739,5 5635,2
2024 971,0 99,2 1065,4 1152,3 1506,2 32,9 76,6 822,1 5725,7
2025 971,0 99,2 1065,4 1152,3 1510,5 44,1 76,7 871,5 5790,7
GWh
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
111/524
Uvoz
TE na otpad
Vjetroelektrane
TE Pljevlja 2
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Potrošnja
Slika 2.19. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju N-1
Udio uvoza u pokrivanju potrošnje prema ovom scenariju dosegao bi maksimalnu vrijednost
u 2010. godini (32%), da bi ulaskom u pogon TE Pljevlja 2 pao na samo 6%, uz postepeni
porast do kraja planskog perioda na oko 15%. Udio obnovljivih izvora (male HE,
vjetroelektrane i TE na otpad) nakon 2015. godine, zbog izgradnje novih objekata, kretao bi
se nešto ispod nivoa od 4%.
Neto trenutna vrijednost svih novčanih tokova u ovom scenariju (troškovi investicija, uvoza,
goriva, i pogona i održavanja), što predstavlja funkciju cilja koja se optimira, iznosi 1 215,2
mil. EUR. Tokovi novca, odn. kategorije troškova po pojedinim godinama planskog perioda
prikazane su na Slici 2.20. Sa slike se jasno vidi kako ulaskom u pogon TE Pljevlja 2 (2011)

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
rastu troškovi goriva, kao i pogona i održavanja, dok se s druge strane smanjuju troškovi
uvoza električne energije. Moguće je uočiti i investicione cikluse uoči ulaska u pogon TE
Pljevlja 2 u 2011. godini, odnosno obnovljivih izvora (male HE, TE na otpad i
vjetroelektrane) u 2015. godini. Maksimalni iznos investicija u jednoj godini je 74,7 mil. EUR
u 2009. godini (unutar perioda izgradnje drugog bloka u TE Pljevlja), odnosno 82,2 mil.
EUR ako se uračunaju i interkalarne kamate (IDC). Ukupni iznos investicija za ovaj scenarij
je 231,6 mil. EUR.
mil. EUR
200
150
100
50
0
2.6.3.2 Scenarij N-2
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.20. Dinamika troškova prema scenariju N-1
____________________________________________________________________________________________________________________
112/524
IDC
Investicije
U scenariju N-2 kao objekti za izgradnju zadati su, pored objekata iz scenarija N-1, i
sljedeće elektrane: HE na Morači (HE Andrijevo, HE Raslovići, HE Milunovići i HE Zlatica), i
to u varijanti bez prevođenja voda Tare u Moraču, te HE Komarnica. Raspored ulazaka u
pogon za ovaj scenarij prikazan je Tabelom 2.31. Ukupna snaga svih izgrađenih elektrana
iznosi 691,4 MW.
Uvoz
O&M
Gorivo
Tabela 2.31. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju N-2
Godina Elektrana
Snaga
(MW)
Godina Elektrana
Snaga
(MW)
2005 2016
2006 2017
2007 2018
2008 2019
2009 2020 Vjetroelektrane 5
2010 Vjetroelektrane, Male HE 15 2021
2011 TE Pljevlja 2 225 2022
2012 2023
2013 HE Andrijevo, HE Zlatica 164,4 2024
2014 HE Raslovići
HE Komarnica, HE Milunovići,
37 2025 Vjetroelektrane 5
2015 Vjetroelektrane, Male HE, TE na
otpad
240 Ukupno 691,4

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
U scenariju N-2, osim TE Pljevlja 2, koja i ovdje ulazi u pogon 2011. godine, i obnovljivih
izvora, u pogon ulaze i HE na Morači (između 2013. i 2015. godine) te HE Komarnica
(2015). Elektroenergetski bilansi i struktura izvora za ovaj scenarij prikazani su Tabelom
2.32. i Slikom 2.21.
GWh
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
-1000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
113/524
Uvoz
TE na otpad
Vjetroelektrane
HE Komarnica
HE na Morači
TE Pljevlja 2
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Potrošnja
Uvoz
Izvoz
Saldo uvoz-izvoz
Slika 2.21. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju N-2

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Tabela 2.32. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju N-2 (u GWh)
HE Perućica Male HE HE na Morači HE Komarnica Valorizacija
HE Piva
____________________________________________________________________________________________________________________
114/524
TE Pljevlja 1 TE Pljevlja 2 Vjetroelektrane TE na otpad Uvoz Izvoz
Saldo
uvoz-izvoz Ukupno
2005 957,5 21,0 0 0 1065,4 976,0 0 0 0 1422,6 0 1422,6 4442,5
2006 957,5 21,0 0 0 1065,4 976,0 0 0 0 1497,6 0 1497,6 4517,5
2007 957,5 21,0 0 0 1065,4 976,0 0 0 0 1574,4 0 1574,4 4594,3
2008 971,0 21,0 0 0 1065,4 1152,3 0 0 0 1462,5 0 1462,5 4672,2
2009 971,0 21,0 0 0 1065,4 1152,3 0 0 0 1541,7 0 1541,7 4751,4
2010 971,0 49,0 0 0 1065,4 1152,3 0 11,1 0 1515,9 0 1515,9 4764,7
2011 971,0 49,0 0 0 1065,4 1152,3 1292,8 10,9 0 288,8 13,7 275,1 4816,5
2012 971,0 49,0 0 0 1065,4 1152,3 1320,3 10,9 0 311,1 10,5 300,6 4869,5
2013 971,0 49,0 469,6 0 1065,4 1152,3 1320,3 10,9 0 212,0 328,0 -116 4922,5
2014 971,0 49,0 576,5 0 1065,4 1152,3 1320,3 10,9 0 209,6 378,9 -169,3 4976,1
2015 971,0 99,2 693,7 231,7 1065,4 1152,3 1320,3 21,6 76,3 133,8 783,1 -649,3 4982,2
2016 971,0 99,2 693,7 231,7 1065,4 1152,3 1320,3 21,6 76,3 149,4 715,6 -566,2 5065,3
2017 971,0 99,2 693,7 231,7 1065,4 1152,3 1320,3 21,6 76,3 169,5 651,5 -482 5149,5
2018 971,0 99,2 693,7 231,7 1065,4 1152,3 1320,3 21,9 76,6 194,4 591,6 -397,2 5234,9
2019 971,0 99,2 693,7 231,7 1065,4 1152,3 1320,3 21,9 76,6 224,2 533,7 -309,5 5322,6
2020 971,0 99,2 693,7 231,7 1065,4 1152,3 1320,3 32,9 76,6 240,0 511,3 -271,3 5371,8
2021 971,0 99,2 693,7 231,7 1065,4 1152,3 1320,3 32,9 76,6 271,0 455,9 -184,9 5458,2
2022 971,0 99,2 693,7 231,7 1065,4 1152,3 1320,3 32,9 76,6 303,7 400,9 -97,2 5545,9
2023 971,0 99,2 693,7 231,7 1065,4 1152,3 1320,3 32,9 76,6 337,7 345,6 -7,9 5635,2
2024 971,0 99,2 693,7 231,7 1065,4 1152,3 1320,3 32,9 76,6 372,4 289,8 82,6 5725,7
2025 971,0 99,2 693,7 231,7 1065,4 1152,3 1320,3 44,1 76,7 398,2 261,9 136,3 5790,7

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
U ovom se scenariju u periodu 2013-2015. zbog intenzivnije izgradnje hidroelektrana u
određenim periodima u sistemu javlja višak električne energije, za koju se pretpostavlja da
će se izvoziti. Radi se pretežno o vršnoj proizvodnji hidroelektrana, pa se od prodaje te
energije mogu očekivati solidni prihodi na okolnom tržištu. Neto izvoz maksimalnu
vrijednost ostvaruje u 2015. godini, u iznosu od oko 650 GWh.
Neto sadašnja vrijednost svih tokova novca prema ovom scenariju, što uključuje troškove
investicija, goriva, uvoza, pogona i održavanja, ali i prihode od izvoza električne energije,
iznosi 1 290,3 mil. EUR, od čega 1 413,3 mil. EUR otpada na troškove, a 123 mil. EUR na
prihode ostvarene izvozom električne energije. Slika 2.22. prikazuje tokove novca po svim
godinama planskog perioda. I u ovom scenariju se jasno vidi pad troškova uvoza i porast
troškova goriva i pogona i održavanja (O&M) nakon ulaska u pogon TE Pljevlja 2 (2011).
Zbog izgradnje nekoliko hidroelektrana u periodu 2013-2015. čitav period od 2008. do 2015.
godine predstavlja jedan značajan investicioni ciklus, u kojem potrebna investiciona
sredstva dosežu vrijednost od oko 160 mil. EUR godišnje, odnosno oko 180 mil. EUR
godišnje uključujući i interkalarne kamate. Ukupne investicije potrebne za ostvarenje ovog
scenarija iznose 795,6 mil. EUR. Kako se izgradnjom novih hidroelektrana u sistemu
povremeno javlja višak električne energije, od 2013. godine nadalje prisutan je prihod od
izvoza električne energije. Taj prihod opada s porastom domaće potrošnje, zbog kojeg se
smanjuje i količina energije raspoloživa za izvoz.
mil. EUR
300
250
200
150
100
50
0
-50
2.6.3.3 Scenarij N-3
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.22. Dinamika troškova prema scenariju N-2
____________________________________________________________________________________________________________________
115/524
IDC
Investicije
U scenariju N-3 se, pored izgradnje TE Pljevlja 2 i obnovljivih izvora, predviđa i izgradnja
HE Koštanica, prevođenje dijela voda Tare u Moraču, izgradnja četiri HE na Morači,
izgradnja HE Komarnica, te izgradnja hidroelektrana na srednjem i donjem toku Tare – HE
Ljutica i HES Buk Bijela. Predložena dinamika izgradnje navedenih objekata prikazana je u
Tabeli 2.33. U ovom scenariju izgradnja elektrana je intenzivna, pa ukupan kapacitet
izgrađenih proizvodnih objekata iznosi 1 781,1 MW, što je više nego dvostruko u odnosu na
trenutno instalisanu snagu elektrana u Crnoj Gori.
Uvoz
O&M
Gorivo
Izvoz

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Tabela 2.33. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju N-3
Godina Elektrana
Snaga
(MW)
Godina Elektrana
Snaga
(MW)
2006 2017
2007 2018
HE Raslovići,
HE Milunovići
111
2008 2019
2009 2020 Vjetroelektrane 5
2010
Vjetroelektrane, Male
HE
15 2021 HE Komarnica 168
2011 TE Pljevlja 2 225 2022
2012 2023 HE Ljutica 250
2013
HE Koštanica, HE
Andrijevo, HE Zlatica
798,6 2024
2014 2025
HES Buk Bijela (1/3),
Vjetroelektrane
173,5
2015
Vjetroelektrane, Male
HE, TE na otpad
35 Ukupno 1781,1
Struktura izvora za pokrivanje potrošnje prikazana je Slikom 2.23., dok su elektroenergetski
bilansi za planski period prikazani u Tabeli 2.34.
GWh
10000
8000
6000
4000
2000
-2000
-4000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
116/524
Uvoz
TE na otpad
Vjetroelektrane
HES Buk Bijela
HE Ljutica
HE Komarnica
HE na Morači
HE Koštanica
TE Pljevlja 2
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Potrošnja
Uvoz
Izvoz
Saldo uvoz-izvoz
Slika 2.23. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju N-3
U ovom scenariju, zbog intenzivne izgradnje hidroelektrana, u sistemu postoji priličan višak
električne energije, za koji je pretpostavljeno da će se plasirati na tržišta izvan Crne Gore.
Najveći neto izvoz ostvaruje se u posljednjoj, 2025. godini, u iznosu od oko 2 500 GWh, što
iznosi 43% od predviđene potrošnje u Crnoj Gori u toj godini.

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
God.
HE
Perućica
HE
Koštanica
HE
na
Morači
Tabela 2.34. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju N-3 (u GWh)
HE
Komarnica
HE
Ljutica
HES
Buk Bijela
Male HE Valorizacija
HE Piva
TE Pljevlja 1 TE Pljevlja 2 Vjetroelektrane TE na otpad Uvoz Izvoz
Saldo
uvoz-izvoz Ukupno
2005 957,5 0 0 0 0 0 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 1422,6 0 1422,6 4442,5
2006 957,5 0 0 0 0 0 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 1497,6 0 1497,6 4517,5
2007 957,5 0 0 0 0 0 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 1574,4 0 1574,4 4594,3
2008 971,0 0 0 0 0 0 21,0 1065,4 1152,3 0 0 0 1462,5 0 1462,5 4672,2
2009 971,0 0 0 0 0 0 21,0 1065,4 1152,3 0 0 0 1541,7 0 1541,7 4751,4
2010 971,0 0 0 0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 0 11,1 0 1515,9 0 1515,9 4764,7
2011 971,0 0 0 0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 1292,8 10,9 0 288,8 13,7 275,1 4816,5
2012 971,0 0 0 0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 1320,3 10,9 0 311,1 10,5 300,6 4869,5
2013 971,0 1332,0 721,9 0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 1320,3 10,9 0 67,9 1768,2 -1700,3 4922,5
2014 971,0 1332,0 721,9 0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 1320,3 10,9 0 75,9 1722,6 -1646,7 4976,1
2015 971,0 1332,0 721,9 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 21,6 76,3 59,7 1837,5 -1777,8 4982,2
2016 971,0 1332,0 721,9 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 21,6 76,3 71,9 1766,6 -1694,7 5065,3
2017 971,0 1332,0 721,9 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 21,6 76,3 84,6 1695,1 -1610,5 5149,5
2018 971,0 1332,0 1053,9 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 21,9 76,6 88,0 1945,7 -1857,7 5234,9
2019 971,0 1332,0 1053,9 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 21,9 76,6 91,1 1861,1 -1770,0 5322,6
2020 971,0 1332,0 1053,9 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 32,9 76,6 100,1 1831,9 -1731,8 5371,8
2021 971,0 1332,0 1053,9 231,8 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 32,9 76,6 100,6 1977,8 -1877,2 5458,2
2022 971,0 1332,0 1053,9 231,8 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 32,9 76,6 114,6 1904,1 -1789,5 5545,9
2023 971,0 1332,0 1053,9 231,8 484 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 32,9 76,6 100,5 2284,7 -2184,2 5635,2
2024 971,0 1332,0 1053,9 231,8 484 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 32,9 76,6 115,2 2208,9 -2093,7 5725,7
2025 971,0 1332,0 1053,9 231,8 484 450,1 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 44,1 76,7 150,7 2640,8 -2490,1 5790,7
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
117/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Neto sadašnja vrijednost svih troškova prema scenariju N-3 iznosi 1 566,9 mil. EUR, dok je
neto sadašnja vrijednost očekivanog prihoda od izvoza električne energije 490,6 mil. EUR,
što sumarno daje neto sadašnju vrijednost svih novčanih tokova od 1 076,3 mil. EUR.
Dinamika novčanih tokova, odnosno troškova i prihoda po godinama tokom planskog
perioda, prikazana je Slikom 2.24. Nakon 2013. godine, odnosno nakon ulaska u pogon triju
hidroelektrana, troškovi uvoza postaju vrlo mali, dok prihodi od izvoza prelaze i 100 mil.
EUR godišnje. Zbog izgradnje većeg broja proizvodnih objekata tokom planskog perioda
investiciona ulaganja su prisutna praktički u svim godinama između 2007. i 2025.
Najintenzivnije investiranje očekuje se u periodu 2008-2012, zbog ulaska u pogon nekoliko
velikih objekata (TE Pljevlja 2, HE Koštanica, HE Andrijevo, HE Zlatica), tako da npr. u
2010. godini potrebna investiciona sredstva iznose 257 mil. EUR (s interkalarnim kamatama
287 mil. EUR). Ukupne potrebne investicije kroz čitav planski period iznose 1 617,8 mil.
EUR (nediskontirano).
mil. EUR
400
300
200
100
0
-100
-200
2.6.3.4 Scenarij NB-1
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.24. Dinamika troškova prema scenariju N-3
____________________________________________________________________________________________________________________
118/524
IDC
Investicije
Scenarij NB-1 u svemu je jednak scenariju N-1, osim što je predviđena izgradnja i TE
Berane. U njemu se, dakle, ekspanzija sistema oslanja samo na termoelektrane na ugalj i, u
manjoj mjeri, na obnovljive izvore. Dinamika ulaska u pogon novih elektrana prema
scenariju NB-1 prikazana je u Tabeli 2.35. Ukupna snaga na pragu svih izgrađenih
elektrana tokom planskog perioda iznosi 410 MW.
Uvoz
O&M
Gorivo
Izvoz

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Tabela 2.35. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju NB-1
Godina Elektrana Snaga (MW) Godina Elektrana Snaga (MW)
2005 2016
2006 2017 TE Berane 125
2007 2018
2008 2019
2009 2020 Vjetroelektrane 5
2010 Vjetroelektrane, Male HE 15 2021
2011 TE Pljevlja 2 225 2022
2012 2023
2013 2024
2014 2025 Vjetroelektrane 5
2015
Vjetroelektrane, Male HE,
TE na otpad
35 Ukupno 410
Elektroenergetski bilansi za scenarij NB-1 prikazani su u Tabeli 2.36, dok je struktura izvora
električne energije prikazana na Slici 2.25.
Tabela 2.36. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju NB-1 (u
GWh)
God. HE Perućica Male HE Valorizacija
TE Pljevlja 1 TE Pljevlja 2 TE Berane Vjetroelektrane TE na otpad
HE Piva
Uvoz Ukupno
2005 957,5 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 0 1422,5 4442,4
2006 957,5 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 0 1497,5 4517,4
2007 957,5 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 0 1574,3 4594,2
2008 971,0 21,0 1065,4 1152,3 0 0 0 0 1462,5 4672,2
2009 971,0 21,0 1065,4 1152,3 0 0 0 0 1541,7 4751,4
2010 971,0 49,0 1065,4 1152,3 0 0 11,1 0 1515,8 4764,6
2011 971,0 49,0 1065,4 1138,6 1292,8 0 10,9 0 288,8 4816,5
2012 971,0 49,0 1065,4 1141,8 1320,3 0 10,9 0 311,1 4869,5
2013 971,0 49,0 1065,4 1144,5 1347,7 0 10,9 0 334,0 4922,5
2014 971,0 49,0 1065,4 1146,4 1375,4 0 10,9 0 357,9 4976,0
2015 971,0 99,2 1065,4 1137,5 1303,5 0 21,6 76,3 307,6 4982,1
2016 971,0 99,2 1065,4 1142,2 1346,0 0 21,6 76,3 343,5 5065,2
2017 971,0 99,2 1065,4 1113,5 1068,9 626,2 19,3 73,9 112,0 5149,4
2018 971,0 99,2 1065,4 1120,7 1092,9 657,5 21,2 76,1 130,8 5234,8
2019 971,0 99,2 1065,4 1127,9 1116,5 693,4 21,4 76,1 151,5 5322,4
2020 971,0 99,2 1065,4 1130,5 1128,8 704,4 32,2 76,1 164,3 5371,9
2021 971,0 99,2 1065,4 1135,9 1156,9 735,1 32,2 76,1 186,4 5458,2
2022 971,0 99,2 1065,4 1141,0 1194,4 755,3 32,2 76,1 211,1 5545,7
2023 971,0 99,2 1065,4 1145,0 1234,7 767,9 32,2 76,1 243,6 5635,1
2024 971,0 99,2 1065,4 1148,0 1276,5 773,1 32,6 76,4 283,5 5725,7
2025 971,0 99,2 1065,4 1149,3 1296,9 776,5 43,5 76,4 312,5 5790,7
____________________________________________________________________________________________________________________
119/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
GWh
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
120/524
Uvoz
TE na otpad
Vjetroelektrane
TE Berane
TE Pljevlja 2
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Potrošnja
Slika 2.25. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju NB-1
U scenariju NB-1 potrošnja se zadovoljava iz domaćih hidroelektrana, te postojećih i novih
termoelektrana. Udio uvoza u pokrivanju potrošnje smanjuje se s nivoa od 32% u 2010.
godini na nivo od 2-7% do kraja perioda. Ne predviđa se značajniji izvoz električne energije.
Neto sadašnja vrijednost svih troškova prema scenariju NB-1 iznosi 1 233,3 mil. EUR. Na
Slici 2.26. prikazana je dinamika troškova kroz planski period. Troškovi uvoza električne
energije drastično opadaju nakon 2011. i ulaska u pogon TE Pljevlja 2, a još dodatno od
2017. godine, odnosno nakon izgradnje TE Berane. Troškovi goriva i pogona i održavanja,
s druge strane, razmjerno se povećavaju.
mil. EUR
200
150
100
50
0
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.26. Dinamika troškova prema scenariju NB-1
IDC
Investicije
Na Slici 2.26. moguće je uočiti dva investiciona ciklusa koji slijede izgradnju TE Pljevlja 2 i
TE Berane. Maksimalni iznos investicija u jednoj godini je 74,8 mil. EUR (2009), a ukupna
potrebna investiciona sredstva iznose 354,7 mil. EUR.
Uvoz
O&M
Gorivo

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.6.3.5 Scenarij NB-2
I scenarij NB-2 razlikuje se od svoje polazne varijante, N-2, u tome što je među elektrane
koje će se graditi dodana i TE Berane. Osim nje, prema ovom scenariju grade se i TE
Pljevlja 2, HE Na Morači i HE Komarnica, kao i elektrane na obnovljive izvore. Dinamika
ulaska u pogon novih elektrana prikazana je Tabelom 2.37. Ulazak u pogon TE Berane
predviđa se 2017. godine, a ukupna snaga na pragu novih elektrana iznosi 786,4 MW.
Tabela 2.37. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju NB-2
Godina Elektrana
Snaga
(MW)
Godina Elektrana
Snaga
(MW)
2005 2016
2006 2017 TE Berane 125
2007 2018
2008 2019
2009 2020 Vjetroelektrane 5
2010 Vjetroelektrane, Male HE 15 2021
2011 TE Pljevlja 2 225 2022
2012 2023
2013 HE Andrijevo, HE Zlatica 164,4 2024
2014 HE Raslovići
HE Komarnica, HE Milunovići,
37 2025 Vjetroelektrane 5
2015 Vjetroelektrane, Male HE, TE na
otpad
240 Ukupno 816,4
U Tabeli 2.38. iskazani su bilansi električne energije za scenarij NB-2, a na Slici 2.27.
prikazana je struktura pokrivanja potrošnje za isti scenarij.
GWh
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
-1000
-2000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
121/524
Uvoz
TE na otpad
Vjetroelektrane
TE Berane
HE Komarnica
HE na Morači
TE Pljevlja 2
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Potrošnja
Uvoz
Izvoz
Saldo uvoz-izvoz
Slika 2.27. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju NB-2

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
God. HE Perućica
HE na
Morači
Tabela 2.38. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju NB-2 (u GWh)
HE Komarnica Male HE Valorizacija
HE Piva
TE Pljevlja 1 TE Pljevlja 2 TE Berane Vjetroelektrane TE na otpad Uvoz Raspoloživo Izvoz
Saldo
uvoz-izvoz Ukupno
2005 957,5 0 0 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 0 1422,6 4442,5 0 1422,6 4442,5
2006 957,5 0 0 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 0 1497,6 4517,5 0 1497,6 4517,5
2007 957,5 0 0 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 0 1574,4 4594,3 0 1574,4 4594,3
2008 971,0 0 0 21,0 1065,4 1152,3 0 0 0 0 1462,5 4672,2 0 1462,5 4672,2
2009 971,0 0 0 21,0 1065,4 1152,3 0 0 0 0 1541,7 4751,4 0 1541,7 4751,4
2010 971,0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 0 0 11,1 0 1515,9 4764,7 0 1515,9 4764,7
2011 971,0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 1292,8 0 10,9 0 288,8 4830,2 13,7 275,1 4816,5
2012 971,0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 1320,3 0 10,9 0 311,1 4880,0 10,5 300,6 4869,5
2013 971,0 469,6 0 49,0 1065,4 1152,3 1320,3 0 10,9 0 212,0 5250,5 328,0 -116,0 4922,5
2014 971,0 576,5 0 49,0 1065,4 1152,3 1320,3 0 10,9 0 209,6 5355,0 378,9 -169,3 4976,1
2015 971,0 693,7 231,7 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 0 21,6 76,3 133,8 5781,7 783,1 -649,3 4982,2
2016 971,0 693,7 231,7 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 0 21,6 76,3 149,4 5780,9 715,6 -566,2 5065,3
2017 971,0 693,7 231,7 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 21,6 76,3 169,5 6492,6 1343,1 -1173,6 5149,5
2018 971,0 693,7 231,7 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 21,9 76,6 194,4 6518,1 1283,2 -1088,8 5234,9
2019 971,0 693,7 231,7 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 21,9 76,6 224,2 6547,9 1225,3 -1001,1 5322,6
2020 971,0 693,7 231,7 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 32,9 76,6 240,0 6574,7 1202,9 -962,9 5371,8
2021 971,0 693,7 231,7 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 32,9 76,6 271,0 6605,7 1147,5 -876,5 5458,2
2022 971,0 693,7 231,7 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 32,9 76,6 303,7 6638,4 1092,5 -788,8 5545,9
2023 971,0 693,7 231,7 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 32,9 76,6 337,7 6672,4 1037,2 -699,5 5635,2
2024 971,0 693,7 231,7 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 32,9 76,6 372,4 6707,1 981,4 -609,0 5725,7
2025 971,0 693,7 231,7 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 44,1 76,7 398,2 6744,2 953,5 -555,3 5790,7
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
122/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Struktura izvora električne energije za ovaj scenarij slična je onoj iz scenarija N-2, s tom
razlikom da je zbog izgradnje TE Berane 2017. godine povećan izvoz do kraja planskog
perioda. Najveću vrijednost neto izvoz dostiže upravo u toj 2017. godini, u iznosu od oko
1 170 GWh. Usprkos tome što od 2013. godine nadalje izvoz počinje dominirati nad
izvozom, još se uvijek zadržava određen nivo uvoza bazne električne energije, u periodima
kada je to isplativije od angažmana domaćih elektrana, a osobito u uslovima sušnije
hidrologije od prosječne, kada je i manja očekivana proizvodnja hidroelektrana.
Neto sadašnja vrijednost novčanih tokova za scenarij NB-2 iznosi 1 260 mil. EUR, od čega
je 1 481,1 mil. EUR neto sadašnja vrijednost troškova, dok je 221,1 mil. EUR neto sadašnja
vrijednost prihoda od izvoza električne energije. Vremenska dinamika pojedinih kategorija
troškova i prihoda prikazana je na Slici 2.28.
mil. EUR
300
250
200
150
100
50
0
-50
-100
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.28. Dinamika troškova prema scenariju NB-2
____________________________________________________________________________________________________________________
123/524
IDC
Investicije
U ovom scenariju intenzivan investicioni ciklus obuhvata period 2008-2016, kada se gradi
sedam većih elektrana. Ukupne potrebne investicije tokom planskog perioda iznose 918,6
mil. EUR, s tim da godišnji iznos potrebnih sredstava dostiže nivo od 162,7 mil. EUR (185,9
mil. EUR s interkalarnim kamatama) u 2011. godini. Prihodi od izvoza maksimalnu
vrijednost ostvaruju u 2017. godini (kada u pogon ulazi TE Berane), i to oko 75 mil. EUR.
2.6.3.6 Scenarij NB-3
Scenarij NB-3 zapravo predstavlja scenarij N-3 s dodatkom TE Berane. Kao i u scenariju N-
3, i ovdje se intenzivno grade hidroelektrane na Morači, Tari i Pivi, te TE Pljevlja 2 i
obnovljivi izvori. Pregled dinamike ulaska u pogon novih proizvodnih objekata nalazi se u
Tabeli 2.39.
Uvoz
O&M
Gorivo
Izvoz

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Tabela 2.39. Ulazak u pogon novih elektrana prema scenariju NB-3
Godina Elektrana
Snaga
(MW)
Godina Elektrana
Snaga
(MW)
2006 2017 TE Berane 125
2007 2018 HE Raslovići 55,5
2008 2019 HE Milunovići 55,5
2009 2020 Vjetroelektrane 5
2010
Vjetroelektrane, Male
HE
15 2021 HE Komarnica 168
2011 TE Pljevlja 2 225 2022
2012 2023 HE Ljutica 250
2013
HE Koštanica, HE
Andrijevo, HE Zlatica
798,6 2024
2014 2025
HES Buk Bijela (1/3),
Vjetroelektrane
173,5
2015
Vjetroelektrane, Male
HE, TE na otpad
35 Ukupno 1906,1
Struktura izvora za pokrivanje potrošnje prikazana je Slikom 2.29., dok su elektroenergetski
bilansi za planski period prikazani u Tabeli 2.40.
GWh
10000
8000
6000
4000
2000
-2000
-4000
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
124/524
Uvoz
TE na otpad
Vjetroelektrane
HES Buk Bijela
HE Ljutica
HE Komarnica
TE Berane
HE na Morači
HE Koštanica
TE Pljevlja 2
TE Pljevlja 1
EPS-Piva
Male HE
HE Perućica
Potrošnja
Uvoz
Izvoz
Saldo uvoz-izvoz
Slika 2.29. Struktura izvora u pokrivanju potrošnje prema scenariju NB-3

__________________________________________________________________________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
HE
Perućica
HE
Koštanica
HE
na
Morači
Tabela 2.40. Elektroenergetski bilans za period 2005-2025 prema scenariju NB-3 (u GWh)
HE
Komarnica
HE
Ljutica
HES
Buk Bijela
Male HE Valorizacija
HE Piva
TE Pljevlja 1 TE Pljevlja 2 TE Berane Vjetroelektrane TE na otpad Uvoz Izvoz
Saldo
uvoz-izvoz Ukupno
2005 957,5 0 0 0 0 0 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 0 1422,6 0 1422,6 4442,5
2006 957,5 0 0 0 0 0 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 0 1497,6 0 1497,6 4517,5
2007 957,5 0 0 0 0 0 21,0 1065,4 976,0 0 0 0 0 1574,4 0 1574,4 4594,3
2008 971,0 0 0 0 0 0 21,0 1065,4 1152,3 0 0 0 0 1462,5 0 1462,5 4672,2
2009 971,0 0 0 0 0 0 21,0 1065,4 1152,3 0 0 0 0 1541,7 0 1541,7 4751,4
2010 971,0 0 0 0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 0 0 11,1 0 1515,9 0 1515,9 4764,7
2011 971,0 0 0 0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 1292,8 0 10,9 0 288,8 13,7 275,1 4816,5
2012 971,0 0 0 0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 1320,3 0 10,9 0 311,1 10,5 300,6 4869,5
2013 971,0 1332,0 721,9 0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 1320,3 0 10,9 0 67,9 1768,2 -1700,3 4922,5
2014 971,0 1332,0 721,9 0 0 0 49,0 1065,4 1152,3 1320,3 0 10,9 0 75,9 1722,6 -1646,7 4976,1
2015 971,0 1332,0 721,9 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 0 21,6 76,3 59,7 1837,5 -1777,8 4982,2
2016 971,0 1332,0 721,9 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 0 21,6 76,3 71,9 1766,6 -1694,7 5065,3
2017 971,0 1332,0 721,9 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 21,6 76,3 0,9 2303,0 -2302,1 5149,5
2018 971,0 1332,0 880,8 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 21,9 76,6 1,2 2377,4 -2376,2 5234,9
2019 971,0 1332,0 1053,9 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 21,9 76,6 1,4 2463,0 -2461,6 5322,6
2020 971,0 1332,0 1053,9 0 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 32,9 76,6 2,2 2425,6 -2423,4 5371,8
2021 971,0 1332,0 1053,9 231,8 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 32,9 76,6 3,4 2572,2 -2568,8 5458,2
2022 971,0 1332,0 1053,9 231,8 0 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 32,9 76,6 10,4 2491,5 -2481,1 5545,9
2023 971,0 1332,0 1053,9 231,8 484 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 32,9 76,6 5,0 2880,8 -2875,8 5635,2
2024 971,0 1332,0 1053,9 231,8 484 0 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 32,9 76,6 12,0 2797,3 -2785,3 5725,7
2025 971,0 1332,0 1053,9 231,8 484 450,1 99,2 1065,4 1152,3 1320,3 691,6 44,1 76,7 18,6 3200,3 -3181,7 5790,7
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
125/524

___________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Kako su izgrađeni proizvodni kapaciteti mnogo veći od potreba sistema Crne Gore, velik dio
proizvodnje plasira se u izvoz. Neto izvoz dostiže nivo od gotovo 3 200 GWh u 2025. godini,
što iznosi 55% domaće bruto potrošnje u Crnoj Gori u istoj godini. Zbog intenzivne
izgradnje novih elektrana u ovom scenariju, Crna Gora se u periodu 2010-2013. pretvara iz
neto uvoznika električne energije u izrazitog neto izvoznika. Pritom snaga na pragu
elektrana u sistemu u 2025. godini dostiže vrijednost 2,7 puta veću od vršnog opterećenja u
sistemu (rezerva od 170%).
U scenariju NB-3, za kojeg je karakteristična intenzivna izgradnja novih proizvodnih
objekata, ukupna neto sadašnja vrijednost svih troškova u planskom periodu, svedena na
2005. godinu, iznosi 1 687,8 mil. EUR. Neto sadašnja vrijednost prihoda od izvoza, s druge
strane, iznosi 570 mil. EUR, što rezultira ukupnom neto sadašnjom vrijednosti za ovaj
scenarij od 1 117,8 mil. EUR. Na Slici 2.30. prikazana je dinamika troškova i prihoda (od
izvoza) za period 2005-2025.
mil. EUR
500
400
300
200
100
0
-100
-200
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.30. Dinamika troškova prema scenariju NB-3
____________________________________________________________________________________________________________________
126/524
IDC
Investicije
Scenarij NB-3 investiciono je najintenzivniji od svih N-scenarija. Ukupno potrebne investicije
za izgradnju elektrana u ovom scenariju iznose 1 768,4 mil. EUR, s tim da se najveća
ulaganja očekuju u 2010. godini u iznosu od 291 mil. EUR (324 mil. EUR s interkalarnim
kamatama). Prihodi od izvoza rastu s ulaskom u pogon svake nove elektrane, tako da pri
kraju planskog perioda prihodi od izvoza dostižu preko 150 mil. EUR godišnje.
2.6.4 Analiza osjetljivosti na neke od ulaznih parametara
2.6.4.1 Grupa S-scenarija
Analiza osjetljivosti na ulazne parametre za scenarije grupe S zapravo je već načinjena
samom formulacijom scenarija. Ovdje će stoga biti paralelno prikazane osnovne
karakteristike svakog scenarija s aspekta ekonomičnosti i sigurnosti snabdijevanja. U
sljedećoj tabeli prikazani su paralelno za sve scenarije optimalna vrijednost troškova
(funkcija cilja), najveći iznos neisporučene električne energije i najveća vrijednost faktora
LOLP u toku planskog perioda.
Uvoz
O&M
Gorivo
Izvoz

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Tabela 2.41. Vrijednosti funkcije cilja, neisporučene energije i LOLP-a po scenarijima
Scenarij S-0 S-1-1 S-1-2 S-1-3 S-2 S-2-1 S-2-2
Optimum troškova (mil.
EUR)
1211,4 1340,2 1710,9 1432,5 1218,3 1362,7 2132,9
Max. neisporučena energija
(GWh)
0 34,9 210,8 105,7 0 46,2 439,4
Max. LOLP (%) 0 4,6 19,4 11,5 0 5,1 42,6
Na slikama 2.31, 2.32. i 2.33. grafički je prikazano kretanje vrijednosti funkcije cilja po
scenarijima, te neisporučene energije i faktora LOLP (respektivno) po svim scenarijima za
cijeli planski period.
GWh
500
400
300
200
100
0
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.31. Neisporučena električna energija u toku planskog perioda po scenarijima
grupe S
%
50
40
30
20
10
0
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 2.32. Vrijednosti faktora LOLP u toku planskog perioda po scenarijima grupe S
____________________________________________________________________________________________________________________
127/524
S-0
S-1-1
S-1-2
S-1-3
S-2
S-2-1
S-2-2
S-0
S-1-1
S-1-2
S-1-3
S-2
S-2-1
S-2-2

___________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
mil. EUR
2500
2000
1500
1000
500
0
1211
1340
1711
____________________________________________________________________________________________________________________
128/524
1433
1218
1363
S-0 S-1-1 S-1-2 S-1-3 S-2 S-2-1 S-2-2
Slika 2.33. Neto sadašnje vrijednosti troškova za sve scenarije grupe S
Iz gornjih se slika može zaključiti kako su s aspekta sigurnosti snabdijevanja najnepovoljniji
scenariji S-1-2 i S-2-2, kojima je zajednička karakteristika ograničenje uvoza na nivo od 10
% potrošnje, te izostanak izgradnje novih termoelektrana na ugalj. Neisporučena energija,
kao i faktor LOLP u ta dva scenarija dostižu vrlo visoke vrijednosti, koje s aspekta sigurnosti
snabdijevanja nijesu prihvatljive. S istog su aspekta dosta nepovoljni i scenariji S-1-3 (uvoz
na 0%) i S-2-1 (uvoz na 10%, bez prevođenja Tare u Moraču). Scenarij 1-1 pokazuje
nepovoljne karakteristike do 2019. godine (kada ulazi HE Koštanica), dok scenariji S-0, S-1
i S-2 u potpunosti zadovoljavaju ovaj kriterij.
Kada se pogleda troškovna strana scenarija, jasno je da su polazni scenarij (S-0) i njemu
srodni S-1 ujedno i najekonomičniji. Scenarij S-2 (ulazak obnovljivih izvora) neznatno je
skuplji, dok su ostali scenariji osjetno nepovoljniji. Najveće povećanje troškova prisutno je u
scenarijima S-1-2 i S-2-2, u kojima su zbog nedopuštanja ulaska termoelektrana na ugalj
prisutni visoki investicioni troškovi hidroelektrana, troškovi supstitucije uvoza domaćim
elektranama, te visoki troškovi neisporučene energije.
2.6.4.2 Grupa N- i NB- scenarija
Grupa N- i NB-scenarija konstruisana je tako da su nivoi neisporučene energije i LOLP-a
praktički jednaki nuli. Usporedni prikaz sadašnje neto vrijednosti troškova pokrivanja
potrošnje i prihoda od izvoza električne energije za svih 6 scenarija iz N-grupe predočen je
Slikom 2.34.
Usporedni prikaz pokazuje da najmanju vrijednost funkcije cilja (1 076 mil. EUR) ima
scenarij N-3, u kojem se osim TE Pljevlja 2 i obnovljivih izvora (koji se javljaju u svim
scenarijima) gradi i veći broj hidroelektrana: HE na Morači, HE Koštanica, HE Komarnica,
HE Ljutica i HES Buk Bijela. Nešto slabiju vrijednost funkcije cilja ima scenarij NB-3 (1 118
mil. EUR), koji se od scenarija N-3 razlikuje samo po tome što se u njemu gradi i TE
Berane. Jasno je da prednost ovih dvaju scenarija u odnosu na ostale leži u činjenici da,
usprkos većim troškovima zbog intenzivnije izgradnje proizvodnih objekata, prihodi koji bi
se mogli ostvariti plasmanom viška električne energije u susjedne elektroenergetske
sisteme nadmašuju komparativno povećanje troškova. Pritom valja napomenuti kako su
2133

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
pretpostavljene cijene po kojima se izvozi električna energija jednake onima koje su
pretpostavljene i za uvoz, kako bi se obje situacije ravnopravno tretirale.
Što se tiče izgradnje TE Berane, odnosno usporedbe scenarija N-1 do N-3 sa scenarijima
NB-1 do NB-3, može se primijetiti kako u scenarijima označenim brojkama 1 i 3 izgradnja
TE Berane donosi povećanje funkcije cilja (troškova), dok se u scenariju NB-2 njezinom
izgradnjom smanjuje neto sadašnja vrijednost troškova u odnosu na scenarij N-2.
mil. EUR
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
1215
1290
1076
____________________________________________________________________________________________________________________
129/524
1233
1260
N-1 N-2 N-3 NB-1 NB-2 NB-3
Slika 2.34. Neto sadašnje vrijednosti troškova za sve scenarije grupe N(B)
1118

___________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
2.7 ZAKLJUČNI KOMENTAR O PROIZVODNIM OBJEKTIMA
Rezimirajući cjelokupnu analizu sprovedenu za plan izgradnje proizvodnih objekata kroz
cijeli planski period, između svih važnih pitanja izdvaja se nekoliko njih, za koje se može
reći da su ključna.
1. Mogućnost izgradnje novih termoelektrana na ugalj.
2. Nivo "elektroenergetske suverenosti" Crne Gore (nivo samodovoljnosti ili mjera
oslanjanja na uvoz električne energije).
3. Mogućnost izgradnje novih hidroelektrana.
4. Udio obnovljivih izvora električne energije u podmirivanju ukupne potrošnje.
5. Uticaj izgradnje novih izvora na životnu sredinu i mogućnost harmonizacije s
domaćom i međunarodnom pravnom regulativom koja tretira problem zaštite životne
sredine.
Naravno da pored ovih navedenih pitanja postoje i još neka druga pitanja, kao i podpitanja
unutar ovih navedenih, koja su takođe važna. Međutim, što zbog nedostatka nekih
informacija, što zbog nepostojanja čvrsto definisanog plana za restrukturiranje, ili
eventualnu privatizaciju, ta pitanja nije jednostavno komentarisati na pravi način. Jedno od
tih pitanja je pozicija velikih potrošača, a posebno KAP-a nakon što isteknu garancije koje
im daje Vlada Crne Gore po pitanju cijene električne energije.
Kad se govori o mogućnosti izgradnje novih termoelektrana, iz svih scenarija je vidljivo da u
slučaju prihvatljivosti izgradnje novih termoelektrana na ugalj (s obzirom na opredjeljenje za
Crnu Goru kao ekološku državu), izgradnja drugog bloka u TE Pljevlja je uvijek dio
optimalnog rješenja. To naravno važi uz pretpostavljene investicione troškove, troškove
pogona i održavanja i cijenu uglja na pragu elektrane. Tome bitno pridonose dva razloga.
Prvi je da se na toj lokaciji već raspolože sa oko 30% infrastrukture za drugi blok, jer se kod
izgradnje prvog bloka imala u planu gradnja drugog bloka. Drugi razlog proizilazi iz
činjenice da je udio hidroelektrana u sadašnjoj strukturi proizvodnih objekata vrlo veliki, a
uvažavajući u oblik i dijagram opterećenja, pokazuje se da je EES-u Crne Gore potreban
jedan stabilan objekat za proizvodnju bazne ili temeljne električne energije.
Pored drugog bloka u TE Pljevlja, u nekim scenarijima i TE Berane, u energetskoekonomskom
smislu predstavlja vrlo vrijedan objekat, odnosno dio je optimalnog rješenja.
Ono što je od posebne važnosti za termoelektrane na ugalj je dovođenje rudnika u stanje
koje će osigurati redovno snabdijevanje blokova dovoljnim količinama uglja.
Pitanje elektroenergetske (ili generalno energetske) zavisnosti je jedno od najvažnijih
strateških pitanja. Sadašnja nivo uvoza električne energije se kreće od 35 pa do 40% (to
naravno zavisi od hidroloških prilika). S obzirom na vrijeme potrebno za izgradnju novih
objekata, a uvažavajući porast potrošnje električne energije, jasno je da će ta zavisnost od
uvoza i dalje rasti najmanje do 2010. ili čak realnije do 2011. godine. Naime da se u 2006.
godini donese odluka o gradnji neke od elektrana (bilo termo ili hidro), treba najmanje 4
godine od početka gradnje do puštanja u pogon (za npr. drugi blok TE Pljevlja). To znači da
će zavisnost od uvoza u spomenutom periodu dostizati i nivo oko 50%. Naravno, da u
slučaju pomicanja tih odluka o gradnji novih objekata zavisnost od uvoza će rasti.
Uvoz električne energije sam po sebi i nije nešto tragično, naročito ako su cijene uvezene
energije prihvatljive. Sigurnost snabdijevanja električnom energijom nakon rekonekcije 1. i
2. sinhrone zone UCTE-a, zatim nakon potpisa Povelje o energetskoj zajednici je sigurno
poboljšana. Stoga je uvoz opcija koju koriste mnoge zemlje u regiji. Međutim, sve je u redu
____________________________________________________________________________________________________________________
130/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
dok električne energije ima na tržištu, odnosno dok ima dovoljno proizvodnih kapaciteta u
širem okruženju. Problem nastaje u slučaju poremećaja u snabdijevanju, koji može izazvati
loša hidrologija, niske temperature (jako zahlađenje), kvar(ovi) na nekim većim proizvodnim
objektima ili interkonektivnim vodovima u regiji, ili pak kombinacija navedenih događaja. U
takvim okolnostima, zemlje koje su u velikoj mjeri zavisne od uvoza najviše trpe. Trpe na
nekoliko načina. Najgori slučaj je ako dođe do potpunog kolapsa internog EES-a. Nešto
bolji slučaj je ako se uspije održati snabdijevanje električnom energijom, a cijene uvoza
naglo porastu, što je gotovo u pravilu propratna pojava ovakvih događanja. Tu na scenu
stupaju razne špekulacije i ucjene. Rezultat su veliki financijski izdaci za onoga tko obavlja
uslugu snabdijevanja električnom energijom.
Vršeći analizu u skladu s kriterijumom minimalnog troška, uvoz se prema pretpostavljenim
ulaznim parametrima, odnosno pretpostavljenim cijenama uvoza (referenca je: EEX Phelix
futures – base i peak) čini kao dobro rješenje. Međutim, to je u suprotnosti s nekim
osnovnim opredjeljenjima Vlade Crne Gore, koja su izrečena u dokumentu "Energetska
politika Republike Crne Gore" [24]. Kao jedan od najvažnijih ciljeva tu se vrlo jasno navodi:
smanjenje uvozne energetske zavisnosti, prvenstveno stvaranjem stabilnih uslova za
ulaganja u istraživanje i gradnju novih energetskih izvora (naročito na istraženim
objektima neiskorišćenog hidropotencijala) i ulaganja u ostalu energetsku
infrastrukturu.
To je i bio razlog da su uvedeni u analizu posebni scenariji gdje se jednom tražila potpuna
elektroenergetska samodovoljnost, a drugi put udio uvoza u podmirivanju potrošnje
električne energije do 10%.
Ovi scenariji su pokazali da su ukupni troškovi tada veći, a radi velikog udjela
hidroelektrana i sigurnost snabdijevanja je dosta upitna. Međutim, ova sigurnost
snabdijevanja nije takav problem, jer se ti manjkovi mogu tretirati kao mogući uvoz. Naime,
ako je moguće razmatrati scenarij gdje je uvoz električne energije veći od 50%, onda nije
problem ni eventualne manjkove od npr. 10% riješiti uvozom.
U svim je scenarijima predviđeno da će se ugovor o razmjeni električne energije s
Elektroprivredom Srbije (EPS) na bazi valorizacije proizvodnje HE Piva nastaviti u
sadašnjem obliku do kraja planskog perioda, odn. do 2025. godine. Ukoliko se iz određenih
razloga promijene uslovi razmjene (npr. tako da bude veći omjer dobivene bazne energije
za proizvedenu vršnu) ili da se takva suradnja raskine, to će svakako imati uticaja na
prikazane elektroenergetske bilanse. Jasno, ako se valorizacijom uspije osigurati veća
količina energije, zbog veće raspoložive energije u pojedinom scenariju smanjit će se
manjkovi (odn. uglavnom uvoz) električne energije, ili povećati energija raspoloživa za
izvoz. U suprotnom slučaju, ako se odluči ne nastaviti s ugovorom o razmjeni, već se
proizvodnja HE Piva bude koristila za domaće potrebe, raspoloživa energija u
elektroenergetskom bilansu biće za odgovarajući iznos manja. Nadalje, ukoliko prilike u
okruženju to budu dozvoljavale, postoji mogućnost i da se neka od novoizgrađenih
hidroelektrana valorizira na način sličan HE Piva, odn. razmjenom vršne električne energije
za veću količinu bazne energije.
U okviru nekih scenarija u grupi dodatnih scenarija predviđen je značajniji izvoz električne
energije, kao posljedica intenzivne izgradnje domaćih izvora električne energije, osobito
hidroelektrana. Rezultati proračuna sugeriraju kako bi se ekonomski optimalan pristup
sastojao u izgradnji velikog broja hidroelektrana i plasmanu dijela njihove proizvodnje u
izvoz, čime bi elektroenergetski sistem ostvario značajne prihode od izvoza električne
energije. Međutim, iz nekoliko je razloga diskutabilan ovakav pristup planiranju razvoja
EES-a.
____________________________________________________________________________________________________________________
131/524

___________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Kao prvo, pitanje je koliko je moguće osloniti se na izvoz kao stabilan element
elektroenergetskog bilansa u periodu od čak dvije decenije. Jedno je veliko pitanje kako će
se razvijati cijene na tržištima električne energije u okruženju (kako je već ranije
diskutovano), dok je s druge strane važno imati u vidu da mogućnost izvoza ovisi i o
pravcima razvoja okolnih EES-a, na što se može vrlo malo ili nikako uticati u okviru domaće
strategije razvoja. Kad se promotri praksa evropskih zemalja, samo je u Francuskoj prisutna
dugoročna orijentacija na izvoz u planiranju izgradnje elektrana, no to je prvenstveno
posljedica ukupne energetske, pa i ekonomske orijentacije na razvoj nuklearne energetike i
prateće industrije. Od ostalih zemalja koje su izraziti izvoznici većina pripada u tzv. bivši
socijalistički blok, a njihova je izvozna orijentacija u prvom redu posljedica pojave značajnih
viškova proizvodnih kapaciteta nakon dramatičnih strukturalnih promjena u privredi
početkom 1990-tih godina, kao i rezultat precijenjenih prognoza porasta potrošnje električne
energije (odn. moglo bi se reći: lošeg planiranja).
Drugi se dio problema odnosi na ekonomsku i ekološku komponentu intenzivne izgradnje
hidroelektrana. Naime, hidroelektrane su po svojoj prirodi kapitalno intenzivni objekti, s
dugim periodom povrata investicije, pa je i pitanje kolika je zainteresiranost investitora za
izgradnju takvih objekata u nepredvidivom i promjenjivom okruženju tržišta električne
energije. U pogledu uticaja na životnu sredinu, s čime je povezan i stav javnosti prema
izgradnji novih hidroelektrana i pripadajućih akumulacionih jezera, prilično su upitne sve
elektrane koje koriste vode rijeke Tare (HE Koštanica, HE Ljutica i HE Buk Bijela), imajući u
vidu Deklaraciju o zaštiti rijeke Tare koju je donijela crnogorska skupština u decembru
2004. godine. Očigledno je da u crnogorskoj javnosti, barem trenutno, vlada raspoloženje
uz koje je gradnja bilo koje od navedene tri hidroelektrane upitna, a osobito izgradnja sve tri
elektrane, veoma upitna.
Mogućnost izgradnje novih hidroelektrana je gotovo kao pitanje svih pitanja u energetskom
sektoru Crne Gore. Prema dostupnim podacima i s obzirom na nivo obrađenosti tehničke
dokumentacije, gdje se moglo analizirati samo određeni broj hidroelektrana, kriterij
minimuma troškova ne uključuje hidroelektrane kao dio optimalnog rješenja osim negdje pri
kraju perioda planiranja. Razlog za to su relativno velike instalisane snage hidroelektrane
(što znači i velike ukupne investicije), a prilično male proizvodnje. To se odnosi i na slučaj s
prevođenjem voda Tare u Moraču, a i na slučaj bez prevođenja. Nije lako sada presuđivati
o realnosti te opcije prevođenja voda Tare u Moraču, ali s obzirom na karakter tog zahvata,
koji zadire u prirodni režim voda kroz nekoliko država, odnosno smanjuje proizvodnju
postojećih i nekih budućih hidroelektrana na Drini, sa sadašnjeg stanovišta se to ne čini
realnim u sljedećih 10 do 15 godina. Naime, jedan takav projekat zahtijeva vrlo složene
procedure međudržavnih pregovora, u kojima se mogu postaviti različiti zahtjevi za
obeštećenjima osim onih koji su objektivni, ali vrlo vjerovatno i oni koji nijesu objektivni).
Iskustva oko takvih pitanja u cijeloj regiji, pa i šire pokazuju da je takve projekte vrlo teško
ostvariti. Dakle, iako su u scenarijima razmatrane obje varijante, ova bez prevođenja se za
sada čini više realnom. Pokazano je u proračunima koliko se povećavaju ukupni troškovi u
EES-u ako se umjesto opcije uvoza forsirano grade hidroelektrane (na Morači, Tari i Pivi).
Isto tako je pokazano što to znači za sigurnost snabdijevanja izraženo kroz LOLP kao mjeru
sigurnosti.
Potrebno je u što skorijoj budućnosti i za neke ostale hidroelektrane razraditi tehničku
dokumentaciju kako bi se raspolagalo s preciznijim podacima o mogućoj proizvodnji,
odnosno instalisanoj snazi i investicionim troškovima. Ako se pretpostavi da su ove
hidroelektrane, koje su tretirane kao mogući kandidati za izgradnju, najbolje s energetskoekonomskog
aspekta, onda je logično da njih treba graditi prije ostalih.
____________________________________________________________________________________________________________________
132/524

__________________________________ 2 PLANIRANJE IZGRADNJE PROIZVODNIH KAPACITETA ZA ELEKTRIČNU ENERGIJU
Iako dobar dio hidroelektrana uzetih u razmatranje u ovoj analizi pokazuje dobre
energetsko-ekonomske karakteristike, potrebno ih je razmotriti i s aspekta recentnih
okolnosti u evropskoj elektroenergetici. Naime, s obzirom na proces liberalizacije i
povećanog udjela privatnog sektora u proizvodnji električne energije, atraktivnije su postale
elektrane s nižim specifičnim investicionim troškovima i kraćim periodima povrata
investicije. Ulaganje privatnog kapitala u hidroelektrane u takvim okolnostima postaje manje
atraktivno zbog duljih perioda povrata, ili u slučaju da se period povrata želi skratiti, viših
cijena električne energije. Kad se tome pridodaju poteškoće oko dobivanja potrebnih
dozvola za gradnju zbog sve veće zabrinutosti za pitanja zaštite životne sredine, može se
shvatiti zašto je tempo izgradnje hidroelektrana u posljednje vrijeme puno sporiji nego prije
nekoliko decenija.
Udio obnovljivih izvora u proizvodnji električne energije je pitanje koje sve više dobiva na
težini. Tako se i u zemljama EU donose razni akti (direktive) kojima se nastoji stvoriti
prostor za izgradnju čim više obnovljivih izvora električne energije. Kao što je poznato u tu
kategoriju se ne ubrajaju velike hidroelektrane (veće od 10 MW).
U slučaju Crne Gore najvažniji neiskorišćeni obnovljivi izvor električne energije predstavljaju
male hidroelektrane. Osim 7 postojećih malih hidroelektrana, identifikovano je gotovo 70
potencijalnih lokacija (u skladu s podacima iz "Prostornog plana Crne Gore" radi se o
tehnički iskoristivom potencijalu u iznosu od oko 226 MW ili moguće proizvodnje oko
637 GWh). Veći dio lokacija je definisan na nivou studijskih rješenja, a samo za neke su
napravljene analize višeg stepena obrade.
Zbog karaktera modela, nije primjereno upoređivati malu hidroelektranu od 1 MW ili čak
manju s termoelektranom snage 210 MW ili hidroelektranom snage preko 500 MW. Zato se
u ovim scenarijima gdje su zastupljene male hidroelektrane kao dio budućeg plana
izgradnje nije računalo s konkretnim elektranama na konkretnim lokacijama. Primjenila se
jedna hipotetička analiza gdje su formirane dvije zbirne male hidroelektrane (10 i 20 MW)
gdje prva ulazi u pogon 2010. a druga 2015. godine. Podaci o investicionim troškovima i
mogućoj proizvodnji uzeti su iz studije „Preparation of the Small Hydropower plant
Development Strategy for Montenegro“.
Osim hidroelektrana, na sličan način su uključene četiri farme vjetroelektrana (svaka snage
po 5 MW), s ulascima u pogon 2010., 2015. 2020. i 2025 godine. Takođe je modelirana
jedna spalionica otpada snage 10 MW s ulaskom u pogon u 2015. godini. U obrađenim
scenarijima je pokazano što znači ulazak u pogon ovakve kvote obnovljivih izvora u
troškovnom i sigurnosnom smislu.
Problemu zaštite životne sredine u Crnoj Gori je, barem prema službenim dokumentima,
dan vrlo visoki značaj. Problemi koji se mogu pojaviti izgradnjom novih proizvodnih objekata
različitog su tipa, zavisno od toga jesu li u pitanju termoelektrane na ugalj ili hidroelektrane.
Što se tiče termoelektrana na ugalj, uz pretpostavku da će ih javnost prihvatiti, neophodno
će biti u njih ugraditi moderne tehnologije pročišćavanja dimnih gasova, i sve osim emisije
CO2 se može držati u dopuštenim granicama koje proizlaze iz raznih domaćih zakona ili
podzakonskih akata, te međunarodnim konvencijama i protokolima, uz direktive EU.
Problem emisije CO2 nije sada moguće na taj način komentarisati, jer se ne zna pozicije
Crne Gore s obzirom na Kyoto protokol. Ta će se pozicija vjerovatno definisati u zavisnosti
od pozicije Državne zajednice Srbije i Crne Gore. Uslovi koji budu definisani za Državnu
zajednicu kao cjelinu se trebaju prema nekom kriteriju alocirati na Crnu Goru. Ono što je u
ovom trenutku bilo moguće je izračun emisija CO2 za različite scenarije, što je i učinjeno.
____________________________________________________________________________________________________________________
133/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.1 Postojeće stanje prenosne mreže
3.1.1 Tehničke karakteristike prenosne mreže
Prenosna mreža unutar elektroenergetskog sistema Crne Gore sastoji se od vodova,
transformatorskih stanica i ostale opreme naponskih nivoa 400 kV, 220 kV i 110 kV. Krajem
2005. godine u pogonu je na teritoriji Crne Gore bilo 255 km vodova 400 kV, 402 km
vodova 220 kV te 601 km 110 kV vodova (u pogonu pod nazivnim naponom). Pet vodova
nazivnog napona 110 kV u pogonu je pod 35 kV naponu. Na teritoriji Crne Gore nalazi se 2
transformatorske stanice 400/x kV (jedna 400/220 kV i jedna 400/110 kV), 4 TS 220/110 kV
te 17 TS 110/x kV (15 TS 110/35 kV i 2 TS 110/10 kV). Geografsku šemu prenosne mreže
Crne Gore prikazuje Slika 3.1, dok Slika 3.3 prikazuje jednopolnu šemu EES Crne Gore
(stanje 11. mj. 2005. godine). Principijelnu šemu EES Crne Gore prikazuje Slika 3.2.
(35 kV)
Slika 3.1. Prenosna mreža Crne Gore (prostorna šema)
Prenosna mreža Crne Gore karakteristična je po uglavnom radijalnoj strukturi na sva tri
naponska nivoa i dobroj povezanosti sa susjednim elektroenergetskim sistemima Srbije,
Bosne i Hercegovine i Albanije (Tabela 3.1). S EES Srbije ostvarena je jedna 400 kV veza
(Ribarevine – Kosovo B), dvije 220 kV veze (Pljevlja 2 – Bajina Bašta i Pljevlja 2 – Požega)
____________________________________________________________________________________________________________________
135/520

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
i jedna 110 kV veza (Pljevlja 1 – Potpeć/Višegrad). Sa EES Bosne i Hercegovine ostvarena
je jedna 400 kV veza (Podgorica 2 – Trebinje), dvije 220 kV veze (HE Perućica – Trebinje i
HE Piva – Sarajevo), te dvije 110 kV veze (Herceg Novi – Trebinje i Vilusi/Nikšić – Bileća).
Veza s Albanijom trenutno je ostvarena na 220 kV naponskom nivou (Podgorica 1 – Vau
Dejes), a uskoro će se uspostaviti i 400 kV veza (Podgorica 2 – Tirana/Elbasan, vod u
izgradnji s očekivanim ulaskom u pogon 2007. godine). Snažna povezanost prenosne
mreže Crne Gore sa susjednim sistemima dodatno osigurava EES Crne Gore i omogućava
značajne razmjene između sistema u okruženju, ali izlaže mrežu i značajnim tranzitima
električne energije, prvenstveno uzrokovane potrebama za električnom energijom
deficitarne Albanije.
Tabela 3.1. Interkonektivne veze EES Crne Gore
EES (država) Interkonekcija Prenosna moć
(MVA)
DV 400 kV Ribarevine – Kosovo B 1330,2
DV 220 kV Pljevlja 2 – Bajina Bašta 301,0
Srbija
DV 220 kV Pljevlja 2 – Požega 301,0
DV 110 kV Pljevlja 1 – Potpeć 89,5
UKUPNO *
2021,7
DV 400 kV Podgorica 2 – Trebinje 1330,2
DV 220 kV HE Perućica – Trebinje 301,0
Bosna i Hercegovina DV 220 kV HE Piva – Sarajevo 365,8
DV 110 kV Herceg Novi – Trebinje 89,5
DV 110 kV Vilusi/Nikšić – Bileća 78,1
UKUPNO *
2164,6
DV 220 kV Podgorica 1 – Vau Dejes 301,0
Albanija
DV 400 kV Podgorica 2 – Tirana (u
izgradnji)
1330,2
UKUPNO *
301,0 (1631,2 ** )
UKUPNO *
4487,3 (5817,3 ** )
*
suma prenosnih moći pojedinačnih vodova
**
nakon izgradnje DV 400 kV Podgorica 2 – Elbasan/Tirana
____________________________________________________________________________________________________________________
136/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
400 kV
TS 400/110 kV
1 TS, 2 tr.
600 MVA
110 kV
TS 110/35 kV
15 TS, 27 tr.
822 MVA
11 DV,
401.6 km
33 DV,
601.4 km
4 DV, 255 km
TS 400/220 kV
1 TS, 2 tr.
800 MVA
TS 220/110 kV
4 TS, 5 tr.
700 MVA
TS 110/10 kV
2 TS, 4 tr.
114.5 MVA
35 kV 10 kV 27.5 kV
220 kV
____________________________________________________________________________________________________________________
137/520
G
4 tr.
610 MVA
4 gen.
607 MVA
EVP
4 EVP, 8 tr.
60 MVA
Slika 3.2. Principijelna šema EES Crne Gore
G
7 tr.
330 MVA
7 gen.
330 MVA
Na prenosnu mrežu priključene su tri elektrane (TE Pljevlja, HE Piva i HE Perućica) ukupne
instalisane snage 937 MVA (859 MW). Jedan generator 210 MW TE Pljevlja i tri generatora
114 MW HE Piva priključena su na 220 kV mrežu, dok su generatori (5x40 + 2x65 MVA /
5x38 + 2x58,5 MW) HE Perućica priključeni na 110 kV mrežu. Osnovne podatke generatora
i blok transformatora u EES Crne Gore sadrže Tabele 3.2 i 3.3. Elektroprivreda Crne Gore
upravlja generatorima TE Pljevlja i HE Perućica, dok za HE Piva postoji ugovor o razmjeni
električne energije s EPS-om (elektroprivreda Srbije) prema kojemu EPS upravlja s HE
Piva, a za uzvrat daje EES Crne Gore 105 MW u bandu u toku godine, a za vrijeme
godišnjeg remonta TE Pljevlja (1.4.-20.5. i 15.10.-31.10.) još 105 MW u bandu. Ugovor se
produžuje na godišnjoj osnovi, a nije poznato da li će se dugoročno produžavati.

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
(35 kV)
Žabljak
20+40
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Ribarevine
Mojkovac KT
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
138/524
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
Kosovo B
Trebinje
HE Perućica
Podgorica 2
Podgorica 1
2x7,5
MVA
EVP Trebješica
Vau Dejes
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
KAP
2x31,5 MVA
Podgorica 4
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
2x7,5 63+40
MVA MVA
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
10 MVA
Vilusi
Bileća Vilusi KT
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
30+31,5 MVA 2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
2x40 MVA
Herceg Novi
20 MVA
Danilovgrad
2x20 MVA
Tivat
20+31,5 MVA
Cetinje
40+20 MVA
Budva
2x20
MVA
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
2x20
MVA
20+31,5 MVA
Berane
20 MVA
Podgorica 3
20 MVA
Slika 3.3. Prenosna mreža Crne Gore (jednopolna šema)
2x7,5
MVA
Ulcinj
10 MVA
Andrijevica
Andrijevica KT

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.2. Generatori priključeni na prenosnu mrežu Crne Gore
Generator Broj Instalirana snaga Radna snaga Pmin Faktor snage Qmin Qmax
(MVA) (MW) (MW) (MVAr) (MVAr)
TE Pljevlja 1 247 210 130 0,85 -70 160
HE Piva 1 120 114 80 0,95 -96 69,6
2 120 114 80 0,95 -96 69,6
3 120 114 80 0,95 -96 69,6
HE Perućica 1 40 38 7,6 0,95 0 30
2 40 38 7,6 0,95 0 30
3 40 38 7,6 0,95 0 30
4 40 38 7,6 0,95 0 30
5 40 38 7,6 0,95 0 30
6 65 58,5 11,7 0,9 - -
7 65 58,5 11,7 0,9 - -
UKUPNO 937 859
Tabela 3.3. Karakteristike blok transformatora u EES Crne Gore
Blok transformatori Broj Un1 Un2 Un3 Sn1 Sn2 Sn3 uk12 uk13 uk23 Pfe Pcu Regulacija Godina
(kV) (kV) (kV) (MVA) (MVA) (MVA) (%) (%) (%) (kW) (kW) izgradnje
TE Pljevlja 1 15,75 245 - 250 250 - 11,85 - - 200,00 628,30 - 1982
HE Piva 1 15,75 245 - 120 120 - 11,38 - - 106,24 354,49 - 1976
2 15,75 245 - 120 120 - 11,32 - - 106,24 354,49 - 1976
3 15,75 245 - 120 120 - 11,76 - - 106,24 354,49 - 1976
HE Perućica 1 10,5 121 - 40 40 - 11 35 175 - 1960
2 10,5 121 - 40 40 - 11 35 175 - 1960
3 10,5 121 - 40 40 - 11,09 35 175 - 1962
4 10,5 121 - 40 40 - 11 35 175 - 1962
5 10,5 121 - 40 40 - 11,01 35 175 - 1962
6 10,5 121 - 65 65 - 11 50 300 - 1976
7 10,5 121 - 65 65 - 11,02 50 300 - 1977
Zbog strukture proizvodnih postrojenja unutar elektroenergetskog sistema (76% instalisane
snage u hidroelektranama vrlo promjenljive proizvodnje, 24% instalisane snage u
termoelektrani), prenosna mreža Crne Gore izložena je različitim tokovima snaga koji
dovode do izrazito promjenljivih opterećenja vodova i transformatora zavisno o hidrologiji,
bilansu sistema, opterećenju i tranzitima za potrebe trećih zemalja. Zbog nedovoljne
izgrađenosti mreže i kašnjenja u njenom razvoju topologija se mreže uglavnom održava
nepromijenjenom sa svim jedinicama u pogonu (izuzetak su sekcionirane sabirnice 110 kV
u Nikšiću jer se s jednog dijela napaja nemirni teret Željezare). Zbog snažne povezanosti sa
susjednim sistemima pogonsko stanje u tim sistemima značajno utiče na opterećenost
jedinica crnogorske prenosne mreže. Uticaj je posebno izražen zavisno o angažmanu
električni bliskih elektrana poput TE Gacko i HE Trebinje u Bosni i Hercegovini, TE Kosovo i
RHE Bajina Bašta u Srbiji.
Nepovoljna karakteristika prenosne mreže Crne Gore su paralelne 400 kV i 220 kV veze
(400 kV Pljevlja 2 – Ribarevine – Podgorica 2 – Trebinje i 220 kV HE Piva – Pljevlja 2 –
Podgorica 1 – HE Perućica – Trebinje) nejednakih prenosnih moći (1330 MVA po vodu u
400 kV mreži nasuprot 301 MVA po vodu u 220 kV mreži) pa se ispadom pojedinih dionica
400 kV mreže u određenim pogonskim stanjima preopterećuju pojedine dionice 220 kV
mreže što može izazvati raspad sistema.
Mreža 110 kV nije međusobno povezana na čitavom teritoriju Crne Gore. U sjevernom
dijelu nalazi se TS 110/35 kV Pljevlja 1 koja se napaja preko TS 400/220/110 kV Pljevlja 2,
____________________________________________________________________________________________________________________
139/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
a povezana je još sa TS Potpeć u Srbiji i TS Goražde u Bosni i Hercegovini (vod u pogonu
pod 35 kV). Sjeveroistočni dio mreže 110 kV sastoji se od kraka Bijelo Polje – Berane –
Andrijevica – EVP Trebješica koji se napaja preko TS 220/110 kV Mojkovac na jednom
dijelu te TS 220/110 kV Podgorica 1 na drugom dijelu. Primorska oblast napaja se iz TS
220/110 kV Podgorica 1 (Podgorica 1 – Bar/Budva) te TS 400/110 kV Podgorica 2
(Podgorica 2 – Cetinje – Budva), s ispomoći iz TS 110/x kV Trebinje (Trebinje – Herceg
Novi). Na zapadnom dijelu nalaze se TS 110/35 kV Danilovgrad napajana iz Podgorice 1 i
povezane s TS 110/35 kV Nikšić napajane još iz TS 220/110 kV HE Perućica. Ispomoć u
napajanju ostvaruje se još 110 kV vezom iz TS Bileća.
Određeni broj TS 220/110 kV i 110/35 kV povezano je s ostatkom sistema preko T spojeva
što smanjuje pouzdanost napajanja potrošača. TS 220/110 kV Mojkovac povezana je T
spojem na vod 220 kV Pljevlja 2 – Podgorica 1, dok su TS 110/35 kV Andrijevica i TS
110/35 kV Vilusi povezani T spojevima na vodove EVP Trebješica – Berane, odnosno
Nikšić – Bileća. TS 110/10 kV Podgorica 3 i Podgorica 4 napajaju se radijalno iz TS
220/110 kV Podgorica 1, odnosno TS 400/110 kV Podgorica 2. TS 110/35 kV Ulcinj
napajana je radijalno iz TS 110/35 kV Bar.
Mogućnosti regulacije napona i jalove snage u elektroenergetskom sistemu Crne Gore vrlo
su ograničene i uglavnom se provode generatorima i transformatorima. U mreži ne postoje
kompenzacijski uređaji izuzev kondenzatorskih baterija u postrojenju KAP. Uticaj
generatora na naponske prilike vrlo je ograničen zbog njihovog malog broja i priključnih
napona (220 kV, 110 kV). Regulacija napona na stezaljkama svih generatora može se vršiti
u opsegu ±5% od nazivnog napona generatora. Na 400 kV naponskom nivou nema
mogućnosti regulacije napona i jalove snage. Na tokove jalove snage, time i na napone,
utiču i transformatori 400/220 kV i 400/110 kV koji imaju mogućnost promjene prenosnog
odnosa u beznaponskom stanju, te regulacioni transformatori 220/110 kV. Nedovoljne
mogućnosti regulacije napona i jalove snage dovodile su do nepovoljnih naponskih
okolnosti u mreži Crne Gore (niski naponi) dok je EES Crne Gore radio unutar druge
sinhrone zone UCTE, ali su se rekonekcijom obje zone UCTE naponske prilike značajno
popravile i stabilizovale.
3.1.1.1 Dalekovodi
U ukupnoj dužini dalekovoda na teritoriji Crne Gore 20 % čine dalekovodi 400 kV, 32 % čine
dalekovodi 220 kV, a 48 % predstavljaju dalekovodi 110 kV (Tabela 3.4). Karakteristike
pojedinačnih dalekovoda u prenosnoj mreži Crne Gore prikazuje Tabela 3.7.
Velika većina dalekovoda izgrađena je od Al/Č provodnika, a izuzetak je vod 110 kV Nikšić
– Vilusi – Bileća čiji su provodnici od Cu 120 mm 2 . Dalekovodi 400 kV imaju dva provodnika
po fazi, presjeka 2x490/65 mm 2 što je bila tipizirana veličina u mreži 400 kV na području
bivše Jugoslavije. Vodovi u mreži 220 kV imaju presjeke 360/57 mm 2 i 490/65 mm 2 , dok su
se u mreži 110 kV koristili presjeci 240/40 mm 2 i 150/25 mm 2 (Tabela 3.5). Svi novi vodovi
110 kV biće opremljeni provodnicima Al/Č 240/40 mm 2 , izuzev ako to nije ekonomski
opravdano. Svi dalekovodi imaju čelično-rešetkaste stubove.
____________________________________________________________________________________________________________________
140/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.4. Ukupne dužine dalekovoda u prenosnoj mreži Crne Gore
DV km %
400 kV 255,0 20,3
220 kV 401,6 31,9
110 kV 601,4 47,8
Ukupno 1258,0 100
Tabela 3.5. Materijali i presjeci provodnika dalekovoda u prenosnoj mreži Crne Gore
DV Materijal i presjek km %
400 kV Al/Č 2x490/65 mm2 255,0 20,3
220 kV Al/Č 490/65 mm2 122,8 9,8
220 kV Al/Č 360/57 mm2 278,8 22,2
110 kV Al/Č 2x240/40 mm2 27,8 2,2
110 kV Al/Č 240/40 mm2 143,4 11,4
110 kV Al/Č 150/25 mm2 379,0 30,1
110 kV Cu 120 mm2 51,2 4,1
Ukupno 0,0 1258,0 100,0
____________________________________________________________________________________________________________________
141/524
110 kV
48%
Al/Č 150/25 mm2
110 kV
31%
Al/Č 240/40 mm2
Cu 120 mm2
110 kV
4%
110 kV
11%
Al/Č 2x240/40 mm2
110 kV
2%
400 kV
20%
220 kV
32%
Al/Č 2x490/65 mm2
400 kV
20%
Al/Č 360/57 mm2
220 kV
22%
Al/Č 490/65 mm2
220 kV
10%
Prosječna starost vodova 400 kV iznosi 22 godine, vodova 220 kV 33 godine, dok prosječna
starost 110 kV vodova iznosi 36 godina (po broju vodova određenog naponskog nivoa).
Ukupno 447 km dalekovoda 220 i 110 kV starije je od 40 godina, dok je svega 38 km
dalekovoda mlađe od 20 godina. Očito se vodovi 220 kV i 110 kV približavaju kraju njihovog
očekivanog vijeka trajanja pa će u budućnosti trebati uložiti određena financijska sredstva
za njihovu revitalizaciju ili rekonstrukciju (zamjenu električnih komponenti – provodnika,
zaštitne užadi, izolatora i dr.).

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.6. Starost dalekovoda u prenosnoj mreži Crne Gore
Starost Komada km %
0-10 1 31,7 2,5
10-20 2 6,3 0,5
20-30 15 485,3 38,6
30-40 14 287,4 22,8
40> 16 447,3 35,6
Ukupno 48 1258 100,0
____________________________________________________________________________________________________________________
142/524
40>
35%
30-40
23%
0-10
3%
10-20
1%
20-30
38%

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.7. Karakteristike dalekovoda u prenosnoj mreži Crne Gore
Vod Duljina Materijal Godina Otpor Reaktancija Susceptancija Term. granica Imax
(km) CG (km) i presjek izgradnje R (ohm) X (ohm) B (mS) It (A) (A)
400 kV
Ribarevine - Podgorica 2 85,70 85,7 Al/Č 2x490/65 1983 2,520 29,224 288,895 1920 2000
Ribarevine - Pljevlja 2 54,8 54,8 Al/Č 2x490/65 1982 1,611 18,687 184,731 1920 2000
Ribarevine - Kosovo B 128,1 53,10 Al/Č 2x490/65 1983 3,766 43,682 431,825 1920 2000
Podgorica 2 - Trebinje 89,40 61,40 Al/Č 2x490/65 1983 2,628 30,485 301,367 1920 2000
Podgorica 2 - Tirana* 156 28 Al/Č 2x490/65 u izgradnji 4,586 53,196 525,876 1920 2000
ukupno 400 kV 514,0 255,0
220 kV
Pljevlja 2 - HE Piva /1 49,06 49,6 Al/Č 490/65 1976 2,845 20,949 130,990 960 1000/800
Pljevlja 2 - HE Piva /2 49,08 49,8 Al/Č 490/65 1976 2,847 20,957 131,044 960 1000/800
Pljevlja 2 - Požega 92 14,1 Al/Č 360/57 1975 7,36 40,112 239,2 790 720
Pljevlja 2 - Bajina Bašta 97,2 15,7 Al/Č 360/57 1982 7,776 42,379 252,72 790 720
HE Piva - Buk Bijela 25 23,4 Al/Č 490/65 1977 1,45 10,675 66,75 960 1000/800
Pljevlja 2 - Mojkovac KT 78,7 78,7 Al/Č 360/57 1961/1982 6,296 34,313 204,62 790 720
Mojkovac KT - Mojkovac 2,3 2,3 Al/Č 360/57 1977 0,184 1,003 5,98 790 480
Mojkovac KT - Podgorica 1 70,4 70,4 Al/Č 360/57 1961/1982 5,632 30,694 183,04 790 720
Podgorica 1 - Vau Dejes 65,6 21 Al/Č 360/57 1972 5,248 28,602 170,56 790 720
Podgorica 1 - HE Perućica 34,1 34,1 Al/Č 360/57 1965/1981 2,728 14,868 88,66 790 720
HE Perućica - Trebinje 63,2 42,5 Al/Č 360/57 1965/1981 5,056 27,555 164,32 790 720
ukupno 220 kV 626,64 401,6
110 kV
Pljevlja 2 - Pljevlja 1 2,8 2,8 Al/Č 150/25 1985 0,538 1,168 7,616 645 640
Pljevlja 1 - Potpeč 28,3 8,2 Al/Č 150/25 1960/1967 5,434 11,801 76,976 470 360
Pljevlja 1 - Goražde (35 kV) 46,75 25,85 Al/Č 150/25 1957/1964 8,975 19,493 127,146 470 -
Mojkovac - Bijelo Polje (Ribarevine) 14 14 Al/Č 150/25 1971/1983 2,688 5,838 38,08 470 360
Bijelo Polje - Berane 21,1 21,1 Al/Č 150/25 1971/1983 4,051 8,799 57,392 470 360
Berane - Andrijevica KT 16,3 16,3 Al/Č 150/25 1960/1977 3,13 6,797 44,336 470 240
Andrijevica KT - Andrijevica 1,6 1,6 Al/Č 150/25 1964 0,307 0,667 4,352 470 120
Andrijevica KT - Trebješnica 29,2 29,2 Al/Č 150/25 1960/1977 5,606 12,176 79,424 470 240
Trebješica - Podgorica 1 36,1 36,1 Al/Č 150/25 1960/1977 6,931 15,054 98,192 470 240
Podgorica 1 - HE Perućica /1 32,6 32,6 Al/Č 240/40 1963 3,945 13,073 92,91 645 480
Podgorica 1 - HE Perućica /2 32,6 32,6 Al/Č 240/40 1963 3,945 13,073 92,91 645 480
Podgorica 1 - Danilovgrad 17,6 17,6 Al/Č 150/25 1959/1982 3,379 7,339 47,872 470 360
Danilovgrad - HE Perućica 17,1 17,1 Al/Č 150/25 1959/1982 3,283 7,131 46,512 470 465
Podgorica 1 - Podgorica 2 /1 5,8 5,8 Al/Č 2x240/40 1971/1983 0,351 1,833 21,17 1290 1280
Podgorica 1 - Podgorica 2 /2 5,9 5,9 Al/Č 2x240/40 1971/1983 0,358 1,864 21,535 1290 1280
Podgorica 1 - Podgorica 3 3,9 3,9 Al/Č 240/40 1978/1986 0,472 1,564 11,115 645 640
Podgorica 2 - Podgorica 4 3,5 3,5 Al/Č 240/40 1988 0,424 1,404 9,975 645 360
Podgorica 2 - KAP /1 8,1 8,1 Al/Č 2x240/40 1971/1983 0,491 2,56 29,565 1290 1200
Podgorica 2 - KAP /2 8 8 Al/Č 2x240/40 1971/1983 0,485 2,528 29,2 1290 1200
Podgorica 1 - Bar 50,4 50,4 Al/Č 150/25 1967 9,677 21,017 137,088 470 465
Podgorica 1 - Budva 41,7 41,7 Al/Č 150/25 1962/1982 8,006 17,389 113,424 470 465
Bar - Ulcinj 23,7 23,7 Al/Č 150/25 1971/1985 4,55 9,883 64,464 470 120
Bar - Budva 33,4 33,4 Al/Č 150/25 1977/1983 6,413 13,928 90,848 470 360
Budva - Tivat 16,6 16,6 Al/Č 150/25 1967/1970 3,187 6,922 45,152 470 360
Tivat - Herceg Novi 20,7 20,7 Al/Č 150/25 1967/1970 3,974 8,632 56,304 470 360
Budva - Cetinje** 12,5 12,5 Al/Č 150/25 1978/1983 2,4 5,213 34 470 120
Herceg Novi - Trebinje 30,8 15,5 Al/Č 150/25 1968 5,914 12,844 83,776 470 465
HE Perućica - Nikšić /1 12,8 12,8 Al/Č 240/40 1978 1,549 5,133 36,48 645 480
HE Perućica - Nikšić /2 12,8 12,8 Al/Č 240/40 1978 1,549 5,133 36,48 645 480
HE Perućica - Nikšić /3 13,5 13,5 Al/Č 240/40 1958 1,634 5,414 38,475 645 480
Nikšić - Vilusi KT 37,4 37,4 Cu 120 1956 5,797 16,306 104,72 410 360
Vilusi KT - Bileća 17,7 13,8 Cu 120 1956 2,744 7,717 49,56 410 360
Vilusi KT - Vilusi 0,5 0,5 Al/Č 150/25 1956 0,096 0,209 1,36 470 90
Podgorica 2 - Cetinje 31,7 31,7 Al/Č 240/40 2004 3,8357 12,7117 90,345 645 -
ukupno 110 kV 687,4 601,4
sveukupno 400, 220, 110 kV
* u izgradnji
1828,1 1258,0
** podatak o Imax pogrešan. Vjerojatni Imax = 470 A
3.1.1.2 Transformatorske stanice i transformatori
U prenosnoj mreži Crne Gore postoji 20 transformatorskih stanica (uključujući
transformaciju u HE Perućica) ukupne snage transformacije od 3037 MVA, od čega je 1400
MVA (46%) instalisano u transformacijama 400/x kV (400/220 kV i 400/110 kV), 700 MVA
(23%) u transformacijama 220/110 kV, a 937 MVA (31 %) je instalisano u transformacijama
110/x kV (Tabela 3.8). Transformacije u EVP-ma i elektranama (blok transformatori) pritom
nijesu uzete u obzir.
____________________________________________________________________________________________________________________
143/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.8. Instalisana snaga transformacija u prenosnoj mreži Crne Gore
TS MVA %
400/220 kV 800,0 26,3
400/110 kV 600 19,8
ukupno 400/x kV 1400,0 46,1
220/110 kV 700 23,1
110/35 kV 822 27,1
110/10 kV 114,5 3,8
ukupno 110/x kV 936,5 30,8
Ukupno 3036,5
110/35 kV
27%
220/110 kV
23%
110/10 kV
4%
400/220 kV
26%
400/110 kV
20%
Preko prenosne mreže napajaju se četiri elektrovučna postrojenja (Trebješica, Bar,
Mojkovac i Podgorica 1) ukupne snage transformacije 60 MVA. U svakom EVP-u instalisana
su po dva transformatora 7,5 MVA.
Najveća transformatorska stanica u EES Crne Gore (prema instalisanoj snazi
transformacije) je 400/220/110 kV TE Pljevlja 2 (2x400 MVA + 1x125 MVA). Ista je na 400
kV naponu povezana s RP Ribarevine, a na 220 kV naponu s HE Piva, te TS 220/110 kV
Mojkovac i Podgorica 1. Preko transformacije 220/110 kV napaja se TS 110/35 kV Pljevlja
1.
Sljedeća najveća transformatorska stanica s instalisanom snagom transformacije u iznosu
od 600 MVA je TS 400/110 kV Podgorica 2. Na 400 kV naponu ona je povezana s RP
Ribarevine i TS Trebinje, a preko transformacije 400/110 kV napajaju se KAP, TS 110/10
kV Podgorica 4 i TS 110/35 kV Cetinje. Ista je povezana i s TS 220/110 kV Podgorica 1.
TS 220/110 kV Podgorica 1, s dva transformatora 150 MVA 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 i HE Perućica, te EES Albanije (TS Vau Dejes).
Preko TS 220/110 kV Mojkovac (trafo 220/110 kV direktno spojen na odcjep s voda TE
Pljevlja 2 – Podgorica 1 bez 220 kV rasklopišta) napaja se TS 110/35 kV Bijelo Polje
(Ribarevine) i dalje TS 110/35 kV Berane i Andrijevica.
TS 220/110 kV HE Perućica s jednim transformatorom 125 MVA napaja TS 110/35 kV
Nikšić (uključujući Željezaru), TS 110/35 kV Danilovgrad i Vilusi.
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, ponegdje
različitih snaga. U toku protekle i ove godine izvršene su zamjene transformatora u većem
broju postrojenja (TS Podgorica 1, TS Herceg Novi, TS Budva, TS Bar, TS Pljevlja 1, TS
Cetinje).
Karakteristike pojedinačnih transformatora u EES Crne Gore prikazuje Tabela 3.9.
____________________________________________________________________________________________________________________
144/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.9. Karakteristike transformatora u prenosnoj mreži Crne Gore
Transformator Broj Un1 Un2 Un3 Sn1 Sn2 Sn3 uk12 uk13 uk23 Pfe Pcu Regulacija
Godina
(kV) (kV) (kV) (MVA) (MVA) (MVA) (%) (%) (%) (kW) (kW) izgradnja pogon
400/220
Pljevlja T1 400 231 31,5 400 400 100 11,93 13,37 9,72 127,1 594,5 400+/-5% 1982 1991
400/110
T2 400 231 31,5 400 400 100 11,8 13,27 9,88 131,8 615,5 400+/-5% 1984 1991
Podgorica 2 T1 400 115 31,5 300 300 100 12,25 14 9,3 129,7 619,1 400+/-5% 1981 1984
T2 400 115 31,5 300 300 100 12,15 13,81 9,18 128,75 608,6 400+/-5% 1982 1984
ukupno 400/x kV 1400
220/110
Podgorica 1 T1 220 115 10,5 150 150 50 11,5 13,7 8,8 88,8 410 220+/-12x1,25% 1962 1962
T2 220 115 10,5 150 150 50 10,22 13,13 8,66 52,46 428,2 220+/-12x1,25% 1972 1973
Mojkovac T1 220 115 10,5 150 150 50 10,53 11,73 7,43 59,4 371,08 220+/-12x1,25% 1975 1977
HE Perućica T1 220 115 10,5 125 125 63 10,1 15,2 9,55 80 300 220+/-6x2% 1981
Pljevlja 2 T1 220 115 10,5 125 125 63 10,51 19,7 31,6 80,2 295 220+/-6x2% 1979 1984
ukupno 220/x kV 700
110/x kV
Pljevlja 1 T1 110 36,75 10,5 20 20 6,5 10,38 20,19 113,997 110+/-10x1,5% 1981 1987
T2 110 36,75 10,5 40 40 13,5 10,12 - - 26.907 114.296 110 +/-10 x 1,5% 2005 2005
Mojkovac T1 110 36,75 10,5 20 20 6,7 10,64 - - 110+/-10x1,5% 1970 1977
Berane T1 110 36,75 10,5 20 20 6 10,9 8,9 5,3 43,26 114,33 110+/-10x1,5% 1963 1964
T2 110 36,75 10,5 20 20 6,67 10,58 5,77 1,79 26,08 108,93 110+/-10x1,5% 1964 1964
Bijelo Polje T1 110 36,75 10,5 20 20 6,67 10,95 15,975 102,442 110+/-10x1,5% 1983 1990
T2 110 36,75 10,5 20 20 6,5 10,43 19,92 102,832 110+/-10x1,5% 1997 1999
Andrijevica T1 110 36,75 6,3 10 10 3 10,98 4,85 1,18 21,98 63,88 110+/-10x1,5% 1961 1988
Podgorica 1 T1 110 36,75 10,5 40 40 13,3 10,58 33,06 173,722 110+/-10x1,5% 1975 1978
T5 110 36,76 10,6 63 63 21 10,32 - - 37.292 179.971 110 +/-10 x 1,5% 2005 2005
Danilovgrad T1 110 36,75 10,5 20 20 6 10,63 4,78 1,18 44,2 111 110+/-10x1,5% 1959 1982
Podgorica 3 T1 110 10,5 10,5 31,5 31,5 10,5 10,73 5,71 1,68 26,32 174,741 110+/-10x1,5% 1981 1987
T2 110 10,50 10,5 31,5 31,5 10,5 10,41 5,77 1,60 19.380 165.612 110 +/-10 x 1,5% 1985 2001
Podgorica 4 T1 110 10,5 10,5 31,5 31,5 10,5 11,43 28,031 165,614 110+/-10x1,5% 1988 1988
T2 110 10,5 10,5 31,5 31,5 10,5 11,5 28,5 163,997 110+/-10x1,5% 1988 1988
Bar T1 110 36,75 10,5 40 40 13,5 10,10 - - 26.958 114.110 110 +/-10 x 1,5% 2005 2005
T2 110 36,75 10,5 40 40 13,5 10,06 - - 26.413 119.934 110 +/-10 x 1,5% 2005 2005
Ulcinj T1 110 36,75 20 10,06 110+/-10x1,5% 1952 1985
Budva T1 110 36,75 10,5 40 40 13,5 10,08 - - 27.187 114.167 110 +/-10 x 1,5% 2005 2005
T2 110 36,75 10,5 20 20 6,66 11,05 22,1 137,499 110+/-10x1,5% 1990 1996
Tivat T1 110 36,75 10,5 20 20 6,5 10,43 21,27 116,63 110+/-10x1,5% 1981 1981
T2 110 36,75 10,5 20 20 6,67 11,4 27,1 99,075 110+/-10x1,5% 1968 1975
Herceg Novi T1 110 36,75 10,5 40 40 13,5 10,14 - - 27.388 114.037 110 +/-10 x 1,5% 2005 2005
T2 110 36,75 10,5 40 40 13,5 10,12 - - 27.648 114.427 110 +/-10 x 1,5% 2005 2005
Cetinje T1 110 36,75 10,5 20 20 6,5 10,76 20,475 99,075 110+/-10x1,5% 1977 1979
T2 110 36,75 10,5 31,5 31,5 10,5 10,34 24,57 163,514 110+/-10x1,5% - 2005
Nikšić T1 110 36,75 6,3 31,5 31,5 9,45 10,64 4,83 1,22 64,22 194,901 110+/-12x1,33% 1964 1964
T2 110 36,75 10,5 30 30 10 10,47 5 1,34 46,04 209,889 110+/-12x1,33% 1955 1956
T3 110 36,75 6,3 63 63 21 11,01 11,1 6,74 54,9 302,891 110+/-10x1,5% 1979 1979
T4 110 36,75 6,3 63 63 21 11,23 12,13 7,64 52,04 314,389 110+/-10x1,5% 1979 1979
Vilusi T1 110 36,75 10 10 10,62 11,35 58,693 110+/-12x1,33% 1985 1986
ukupno 110/x kV 916,5
sveukupno 3016,5
Najveći broj transformatora izveden je kao tronamotajni, pri čemu se tercijarni namotaj
koristi kao kompenzacijski. Transformatori 400/231/31,5 kV imaju nazivnu snagu
400/400/100 MVA, a transformatori 400/115/31,5 kV imaju nazivnu snagu 300/300/100
MVA. Promjena prenosnog odnosa tih transformatora u opsegu ±5% u odnosu na napon
primara može se vršiti u beznaponskom stanju.
Transformatori 220/115/10,5 kV i 220/115/6,3 kV imaju nazivne snage 150/150/50 MVA,
odnosno 125/125/63 MVA, a regulacija u opsegu ±12x1,25%, odnosno ±6x2%, vrši se
automatski pod opterećenjem. Proizvođač najvećeg broja transformatora 400/x kV i 220/110
kV je Končar.
U mreži se koriste transformatori 110/36,75/10.5 kV i 110/10,5/10,5 kV različitih nazivnih
snaga (63 MVA, 40 MVA, 31.5 MVA, 20 MVA, 10 MVA) proizvođača Minel, Energoinvest,
Končar i Elta. Svi transformatori 110/x kV imaju mogućnost automatske regulacije u opsegu
±10x1,5%, odnosno ±12x1,33% u odnosu na napon primara.
Prosječne starosti (Tabela 3.10) transformatora 400/x kV i 110/x kV su po 18 godina, dok je
prosječna starost transformatora 220/110 kV 30 godina (računajući od ulaska u pogon).
____________________________________________________________________________________________________________________
145/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.10. Starosti transformatora u prenosnoj mreži Crne Gore
Starost Komada %
0-10 11 27,5
10-20 10 25,0
20-30 13 32,5
30-40 1 2,5
40> 5 12,5
Ukupno 40 100,0
Ukupan broj polja 400 kV, 220 kV i 110 kV (vodna i trafo polja, bez spojnih, mjernih,
rezervnih polja) po pojedinačnim transformatorskim stanicama prikazan je Tabelom 3.11.
____________________________________________________________________________________________________________________
146/524
20-30
32%
30-40
3%
40>
13%
Tabela 3.11. Vodna i trafo polja u transformatorskim stanicama
TS
Polja
400 kV 220 kV 110 kV
TS 400/220/110 kV Pljevlja 2 3 9 -
TS 400/110 kV Podgorica 2 4 - 7
TS 220/110/35 kV Podgorica 1 - 5 15
TS 220/110/35 kV Mojkovac - - 5
TS 220/110 kV HE Perućica - 3 14
TS 110/35 kV Pljevlja 1 - - 5
TS 110/35 kV Berane - - 4
TS 110/35 kV Bijelo Polje - - 4
TS 110/35 kV Andrijevica - - 0
TS 110/35 kV Danilovgrad - - 3
TS 110/10 kV Podgorica 3 - - 3
TS 110/10 kV Podgorica 4 - - 3
TS 110/35 kV Bar - - 7
TS 110/35 kV Ulcinj - - 0
TS 110/35 kV Budva - - 6
TS 110/35 kV Tivat - - 4
TS 110/35 kV Herceg Novi - - 4
TS 110/35 kV Cetinje - - 4
TS 110/35 kV Nikšić - - 8
TS 110/35 kV Vilusi - - 0
Ukupno 7 17 96
U prenosnoj mreži Crne Gore koriste se pneumatski, malouljni i SF6 prekidači. Trenutno je u
toku zamjena svih pneumatskih prekidača SF6 prekidačima.
3.1.1.3 Ostala oprema u prenosnoj mreži
U EES Crne Gore nalazi se 39 strujnih mjernih transformatora na 400 kV nivou, 48 na
220 kV, te 242 na 110 kV naponskom nivou [9] različitih proizvođača (Končar,
Energoinvest, Minel i dr.). Ukupan broj strujnih mjernih transformatora je 329. Na 400 kV,
220 kV i 110 kV naponskim nivoima ugrađeno je ukupno 264 naponska mjerna
transformatora (44 u 400 kV, 37 u 220 kV, 183 u 110 kV mreži).
10-20
25%
0-10
27%

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U većini transformatorskih stanica mjeri se aktivna i reaktivna energija u oba smjera.
Nacionalni dispečerski centar posjeduje zastarjelu opremu, a sve transformatorske stanice
nijesu uključene u sistem daljinskog vođenja pa se nalozi izdaju telefonski.
Telekomunikacijska mreža nije razvijena duž čitavog elektroenergetskog sistema. Software
upotrebljavan u NDC-u za analize sigurnosti zastario je i koristi se samo za brzu provjeru
stanja pri isklapanju vodova za godišnji remont.
3.1.2 Elektroenergetski pokazatelji
Vršna opterećenja u EES Crne Gore u periodu 1998. – 2005. godine prikazana su Tabelom
3.12 i Slikom 3.4.
Tabela 3.12. Vršna opterećenja EES Crne Gore (neto konzum)
Godina Datum Sat Vršno opterećenje (neto) (MW)
1998. 30.12. 19 576
1999. 31.01. 19 594
2000. 26.01. 17 602
2001. 13.12. 18 i 20 683
2002. 21.12. 19 667
2003. 09.02. 21 689
2004. 25.01. 19 698
2005. *
* period do 1.12.2005.
08.02. 19 717
Pmax (MW)
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1998. 1999. 2000. 2001. 2002. 2003. 2004. 2005.
godina
Slika 3.4. Vršna opterećenja EES Crne Gore (neto konzum)
U posmatranom periodu vršno je opterećenje (posmatrano kao neto konzum) poraslo s
576 MW na 717 MW (+25 %). Najveći skok zabilježen je u periodu između 2000. i 2001.
godine kada je vršno opterećenje poraslo s 602 MW na 683 MW, ali već iduće godine
zabilježen je pad na 667 MW. Od 2002. godine vršno opterećenje stalno raste. Prosječna
____________________________________________________________________________________________________________________
147/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
stopa porasta vršnog neto opterećenja u periodu 1998-2005. godine bila je 3,1%, odnosno
po godinama:
1998. – 1999. 3,1 %
1999. – 2000. 1,3 %
2000. – 2001. 13,5 %
2001. – 2002. -2,3 %
2002. – 2003. 3,3 %
2003. – 2004. 1,3 %
2004. – 2005. 2,7 %
Vršna se opterećenja događaju zimi između decembra i februara, isključivo u kasnim
popodnevnim i predvečernjim satima (17-21 h).
Tabela 3.13. i Slika 3.5. prikazuju vršna bruto opterećenja EES Crne Gore. Vršna se bruto
opterećenja poklapaju s neto vršnim opterećenjima u danu nastanka, ali ponekad su
pomaknuta jedan sat u odnosu na trenutak nastanka neto vršnog opterećenja zavisno od
aktualnog pogonskog stanja. Razlika između bruto i neto vršnih opterećenja kreće se u
intervalu od 30 do 70 MW.
Tabela 3.13. Vršna opterećenja EES Crne Gore (bruto konzum)
Godina Datum Sat Vršno opterećenje (bruto) (MW)
1998. 30.12. 19 615
1999. 31.01. 19 630
2000. 26.01. 17 634
2001. 13.12. 17 649
2002. 21.12. 18 705
2003. 09.02. 19 732
2004. 25.01. 19 763
2005. *
* period do 24.11.2005.
08.02. 20 784
____________________________________________________________________________________________________________________
148/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Pmax (MW)
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1998. 1999. 2000. 2001. 2002. 2003. 2004. 2005.
godina
Slika 3.5. Vršna opterećenja EES Crne Gore (bruto konzum)
Gubici u prenosnoj mreži Crne Gore kreću se oko vrijednosti od 150 GWh godišnje,
odnosno oko 3,7% u odnosu na bruto potrošnju. Gubici u prenosnoj mreži čine oko 30%
ukupnih gubitaka u elektroenergetskom sistemu [9].
Tabela 3.14 prikazuje opterećenja pojedinačnih TS 110/x kV u trenutku nastanka vršnog
neto opterećenja sistema za period 1998-2005.
Tabela 3.14. Opterećenja TS 110/x kV u trenutku nastupa vršnog neto opterećenja
(MW)
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
TS Pljevlja 1 27 26 21 28 25 24 27 28
TS Ribarevine 20 18 22 20 19 22 22 24
TS H.Novi 31 36 35 32 32 36 38 34
TS Tivat 33 38 31 36 28 31 30 35
TS Budva 21 22 27 23 22 23 24 31
TS Bar 27 29 35 34 33 33 35 33
TS Ulcinj 12 15 14 16 15 15 15 17
TS Cetinje 18 17 17 18 24 23 24 18
TS Danilovgrad 8 8 19 11 9 15 11 14
TS Berane 20 19 20 22 23 22 22 23
TS Mojkovac 12 8 9 10 9 10 10 9
TS Podgorica 1 70 68 38 70 66 59 77 67
TS Niksic 41 42 43 51 44 48 47 52
TS Podgorica 3 32 35 44 50 45 50 35 48
TS Podgorica 4 29 32 35 34 33 38 39 40
Ostala potrosnja 401 413 410 455 427 449 456 473
KAP(TS Podgorica2) 155 161 172 208 220 220 222 224
zeljezara 20 20 20 20 20 20 20 20
Velepotrosnja 175 181 192 228 240 240 242 244
Neto konzum 576 594 602 683 667 689 698 717
Dnevni dijagram opterećenja za dan nastanka vršnog opterećenja sistema 2005. godine
(8.2.2005.) prikazan je na sljedećoj slici. Minimalno dnevno opterećenje na posmatrani dan
iznosilo je 72% od maksimalnog (518 MW). Relativno visok odnos između maksimalnog i
____________________________________________________________________________________________________________________
149/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
minimalnog dnevnog opterećenja posljedica je uglavnom konstantnog opterećenja
velepotrošača (prvenstveno KAP-a) i zadržava se u toku čitave godine.
P (MW)
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Slika 3.6. Dnevni dijagram opterećenja za 8.2.2005. godine
Maksimalno ljetnje opterećenje 2005. godine (period 1.6. – 31.8.) iznosilo je 563 MW, što
iznosi 79% od maksimalnog opterećenja sistema. U toku ljetnjeg perioda povećana je
potrošnja (opterećenje) primorskog dijela Crne Gore.
Tabela 3.15 prikazuje angažman elektrana, razmjene snage interkonektivnim vodovima i
bilans sistema Crne Gore u satu nastanka maksimalnog bruto opterećenja u periodu 1998-
2005. godine. Vidljivo je da se maksimalno opterećenje redovno značajno zadovoljava
uvozom iz BiH (46 MW – 384 MW) i Srbije (52 MW – 354 MW). Tranziti mrežom u satu
nastanka vršnog bruto opterećenja kretali su se u rasponu od 55 MW do 280 MW.
Tabela 3.15. Angažman elektrana, razmjene i bilans sistema u dane maksimalnog
bruto opterećenja u periodu 1998. – 2005. (MW)
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
TE Pljevlja 117 143 46 137 180 179 161 153
HE Perucica 255 201 249 78 193 263 261 196
HE Piva 309 311 307 74 300 322 0 294
DV 400 kV
Podgorica - Trebinje -149 8 -178 -214 -59 -10 -120 -37
Ribarevine-Kosovo 0 0 0 -84 130 108 -66 -36
DV 220 kV
Pljevlja-B.Basta 46 -79 63 -14 -67 -40 -90 -70
Pljevlja-Pozega 162 52 160 90 47 61 26 66
Piva-Sarajevo 32 36 15 9 10 9 8 0
Perucica-Trebinje -64 -48 -70 -105 -70 -4 -19 -56
Albanija 62 118 0 2 49 -51 -1 -31
DV 110 kV
H.Novi-Trebinje -62 -62 -64 -67 -62 -62 -66 0
Pljevlja-Potpec 23 -16 30 30 -20 0 -13 23
Niksic-Bileca 16 16 12 -7 10 21 21 0
Konzum 615 630 634 649 705 732 763 784
Bilanca
Republika Srpska -227 -50 -285 -384 -171 -46 -197 -93
Srbija -78 -354 -54 -52 -210 -193 -143 -311
Albanija 62 118 0 2 49 -51 -1 -31
Jugoslavija -243 -286 -339 -434 -332 -290 -341 -435
Plan YU totala -175 -205 -215 -445 -335 -300 -315 -428
Odstupanje -68 -81 -124 11 3 10 -26 -7
Tranzit 275 205 280 131 246 167 55 89
____________________________________________________________________________________________________________________
150/524
sat

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.1.3 Organizacija prenosne djelatnosti
Prenosna djelatnost trenutno je organizovana unutar jedinstvenog preduzeća
Elektroprivreda Crne Gore (EPCG) kao funkcionalna cjelina Prenos. Funkcionalna cjelina
Prenos obavlja djelatnost prenosa električne energije preko prenosne mreže na 110 kV,
220 kV i 400 kV nivou, upravljanje elektroenergetskim sistemom, te održavanje i razvoj
prenosne mreže. U okviru Prenosa privremeno se obavlja i funkcija Operatora tržišta.
Objekti Prenosa su: trafo stanice, razvodna postrojenja i dalekovodi različitih naponskih
nivoa od 110 kV do 400 kV. Razgraničenje s Distribucijom trenutno je definisano na trafo
poljima 35 kV ili 10 kV koja pripadaju prenosu, zajedno s transformatorima 110/35 kV i
110/10 kV. Funkcionalna cjelina Prenos napaja najveće potrošače električne energije u
Crnoj Gori: Kombinat aluminijuma Podgorica, Željezaru Nikšić i Željeznice Crne Gore [10].
U restrukturiranju Elektroprivrede Crne Gore, funkcionalna cjelina Prenos je konstituisan
kao jedan profitni centar sa tri licence: za vlasnika mreže, operatora prenosa i privremeno
za operatora tržišta. Buduća organizacija prenosne djelatnosti, kao i moguća privatizacija
iste, Obrađivaču nije poznata.
U Zakonu o energetici [11] definisane su obaveze operatora prenosa, a isti se definiše kao
„operator prenosa označava energetski subjekat koji je pravno ili funkcionalno razdvojen i
odgovoran za korišćenje, pouzdanost, održavanje, upravljanje i razvoj prenosne mreže,
dispečing, usklađivanje proizvodnje i potrošnje, rezerve, vremensko usklađivanje ponude i
tražnje“.
Operator prenosa je funkcionalno razdvojen od integrisanog elektroenergetskog subjekta i
obavlja djelatnost i upravljanje u skladu sa pravilima i propisima koje utvrđuje Agencija.
Nadalje se u zakonu definiše da:
Operator prenosa:
1) poštuje uslove iz svoje licence;
2) posjeduje opremu za mjerenje tokova električne energije u mreži;
3) poštuje pravila i propise Agencije.
Operator prenosa:
1) ne pruža usluge proizvodnje;
2) ne učestvuje u prometu električnom energijom;
3) posluje nezavisno, u skladu sa sljedećim pravilima:
• Ni na koji način ne učestvuje u strukturama bilo kojeg subjekta u
energetskom sektoru koji je direktno ili indirektno odgovoran za dnevnu
isporuku usluga proizvodnje, distribucije i snadbijevanja u Crnoj Gori.
• Ima punu kontrolu nad ukupnim, kao i na jednom dijelu sredstava
neophodnih za održavanje i razvoj mreže.
• Utvrđuje program za obezbjeđenje svojeg nediskriminatornog ponašanja,
kojeg odobrava Agencija. Svi zaposleni kod operatora prenosa su dužni da
poštuju navedeni program.
____________________________________________________________________________________________________________________
151/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Operator prenosa:
1) održava, modernizuje, poboljšava i razvija prenosni sistem;
2) upravlja energetskim tokovima u mreži i prema ostalim interkonekcijskim sistemima;
3) ugovara dostupnost pomoćnih usluga;
4) operatoru tržišta i svim ostalim operatorima sistema pruža usluge neophodne za
obezbjeđivanje:
- pouzdanog i efikasnog rada;
- usklađenog razvoja i rada interkonekcijskih sistema;
- regulisanja frekvencije i snage razmjene;
5) koordinira kvalitet isporučene električne energije sa operatorom tržišta i ostalim
sistemima prenosa i distribucije;
6) vrši usluge u sektoru električne energije kroz komunikaciju između:
- domaćih i međunarodnih proizvodjača;
- operatora prenosa;
- operatora distribucije;
- snabdijevača;
- tarifnih kupaca;
7) obezbjeđuje:
- mjerenje energije;
- kupovinu/prodaju i blagovremeno izvještavanje operatora tržišta o bilansima
sistema u realnom vremenu;
8) vrši dispečing proizvodnje;
9) određuje korišćenja interkonekcije sa ostalim sistemima;
10) po izvršenoj konsultaciji sa operatorom tržišta, kvartalno izvještava Agenciju o:
- planiranim isključenjima radi održavanja;
- zahtjevima za širenje ili izmjenu prenosnog sistema;
- podacima i/ili ostalim informacijama koji prikazuju sposobnost prenosne
mreže;
- ugovorima, bilo zaključenim ili o kojima se vode pregovori za pomoćno i
rezervno snabdijevanje i druge pomoćne usluge;
11) olakšava poravnanje računa koje izvršava operator tržišta;
12) poštuje uslove i rokove iz svoje licence.
U saradnji i uz koordinaciju sa operatorom tržišta, operator prenosa obezbjeđuje pomoćne
usluge na efikasan i ekonomičan način;
Operator prenosa ne vrši diskriminaciju između korisnika mreže ili određenih grupa
korisnika mreže i ne donosi odluke u korist svojih akcionara ili povezanih subjekata.
Operator prenosa bio je dužan pripremiti kodeks mreže (grid code). Prema saznanjima
Obrađivača trenutno se primjenjuje privremeni kodeks mreže [12], o kojemu će više riječi
biti u poglavlju 3.2.
____________________________________________________________________________________________________________________
152/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.1.4 Detektovani problemi u prenosnoj mreži
U posljednjih 15-tak godina nije bilo većih ulaganja u prenosnu mrežu Crne Gore. EES Crne
Gore u tom je periodu (do oktobra 2004. godine) radio unutar druge sinhrone zone UCTE,
zajedno s dijelom BiH, Srbijom, Makedonijom, Albanijom, Grčkom, Bugarskom i
Rumunjskom. Zbog svog položaja, između električnom energijom suficitarnog područja
istočne Hercegovine i električnom energijom deficitarnog područja Albanije, prenosna je
mreža bila izložena značajnim tranzitima električne energije. Istovremeno, elektroprivreda
Crne Gore nije mogla osigurati iz vlastitih izvora dovoljno električne energije za pokrivanje
vlastitih potreba pa su značajne količine električne energije dobavljane iz uvoza. Zbog
nedovoljne izgrađenosti prenosne mreže svi elementi mreže su bili u pogonu ukoliko je to
bilo tehnički moguće. Neraspoloživost bilo kojeg elementa u mreži, bilo radi prisilnog ispada
ili redovnog održavanja, dovodio je do nesigurnih stanja i smanjene pouzdanosti napajanja
potrošača. Naponske prilike u mreži bile su nepovoljne (niski naponi) radi nemogućnosti
efikasne regulacije napona i tokova jalove snage.
Na osnovu [9] u nastavku teksta su navedeni pojedini detektovani problemi u pogonu
prenosne mreže u proteklom periodu.
Vodovi 400 kV su pri punoj topologiji mreže (sve jedinice mreže u pogonu) opterećeni
daleko ispod termičke granice. Najopterećeniji 400 kV vod je Ribarevine – Podgorica 2 čija
se opterećenja kreću u rasponu od 6-25% od njegove termičke granice. Vodovi 220 kV
opterećeni su pri punoj topologiji značajno ispod termičkih granica no u pojedinim
pogonskim stanjima dolazi do visokih opterećenja pojedinih dionica 220 kV mreže. Pri tom
treba voditi računa o činjenici da su dvije crnogorske elektrane (TE Pljevlja i HE Piva)
priključene na mrežu te naponske nivoe, te da se u blizini EES Crne Gore nalazi RHE
Bajina Bašta s kojom je TS Pljevlja 2 direktno povezana na 220 kV naponskom nivou.
Najopterećeniji 220 kV vod je Pljevlja 2 – Mojkovac KT – Podgorica 1, posebno u ljetnim
mjesecima kada se preko njega napaja TS 220/110 kV Podgorica 1 te dalje preko nje
primorski dio Crne Gore čija je ljetnja potrošnja električne energije povećana. Visoko je u
pojedinim režimima rada opterećen i 220 kV vod Podgorica 1 – Vau Dejes (Albanija) radi
velikih tranzita za potrebe Albanije. Uopšte se može konstatovati da opterećenja vodova
400 kV i 220 kV rastu kao posljedica povećanja konzuma Crne Gore, povećanog uvoza
električne energije kao i tranzita za potrebe trećih zemalja.
Opterećenja 110 kV mreže su neravnomjerna, pojedini vodovi su slabo opterećeni, dok se
pojedini vodovi preopterećuju. Najopterećeniji vodovi 110 kV mreže u proteklom periodu bili
su: Podgorica 1 – Budva, Podgorica 1 – Bar, Podgorica 1 – Danilovgrad, Danilovgrad – HE
Perućica, H.Novi – Trebinje i Podgorica 2 – KAP. Vodovi od Podgorice 1 do Budve i Bara
su visoko opterećeni posebno u ljetnim mjesecima kada se njima napaja najveći dio
primorskog dijela Crne Gore. Opterećenje voda H.Novi – Trebinje visoko je u zimskim
mjesecima kada se njime napaja dio primorskog dijela. Preko vodova HE Perućica –
Danilovgrad – Podgorica 1 plasira se proizvodnja HE Perućica prema konzumu vezanom za
TS Podgorica 1. Vodovima Podgorica 2 – KAP napaja se najveći potrošač električne
energije u Crnoj Gori, a opterećenje ovih vodova približno je konstantno i zavisno od
trenutne snage potrošnje KAP-a.
Transformatori 400/220 kV Pljevlja 2 slabo su opterećeni radi priključka TE Pljevlja na
220 kV naponski nivo i vezanosti najvećeg dijela konzuma Crne Gore na 220 kV mrežu. Na
opterećenje ovih transformatora velik uticaj ima način angažovanja generatora i pumpi u
EES Srbije jer su na 220 kV rasklopište ove TS vezani vodovi prema Bajinoj Bašti i Požegi,
____________________________________________________________________________________________________________________
153/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
a na 110 kV rasklopište i vod prema Potpeću. Transformatori 400/110 kV u TS Podgorica 2
relativno su visoko opterećeni (25 – 55 % Sn), ali opterećenje im je približno stalno radi
priključka velikog potrošača KAP-a na 110 kV sabirnice tog postrojenja. Transformatori
220/110 kV uglavnom su slabo opterećeni, ali se ponekad pojavljuju viša opterećenja tih
transformatora zavisno od opterećenja u sistemu, posebno transformatora u TS Pljevlja 2 i
TS Mojkovac. Opterećenja transformatora 220/110 kV viša su u zimskim mjesecima.
U transformacijama 110/x kV uopšte postoji mala rezerva što se vidi i iz ukupne instalisane
snage u tim transformacijama (937 MVA) u odnosu na ukupan neto konzum (717 MW u
periodu do 24.11.2005. godine), usprkos značajnom udjelu snage potrošnje KAP-a u
ukupnom opterećenju.
Naponske prilike u EES Crne Gore zavise od angažmana vlastitih elektrana, elektrana u
okruženju, potrošnji jalove energije, tranzitima energije preko mreže i prvenstveno o
naponskim prilikama u susjednim sistemima.
Kritični režimi u radu EES Crne Gore su sljedeći:
- Neraspoloživost elektrana u Crnoj Gori i istačnoj Hercegovini praćen
ispadom 220 kV voda Pljevlja – Mojkovac KT – Podgorica 1. Sjeverni dio
Crne Gore napaja se tad iz TS Podgorica 1 i 2 što uzrokuje povećane gubitke
i velike padove napona na pravcu Trebješica, Andrijevica, Berane, Bijelo
Polje. Rješenje ovog problema vidi se u ugradnji transformacije 400/110 kV u
Ribarevinama (Bijelom Polju).
- Ispad pojedinih 110 kV vodova u primorskom dijelu Crne Gore. Napajanje
primorske oblasti vrši se preko TS Podgorica 1 i TS Trebinje, što čitav pravac
čini vrlo osjetljivim na moguće poremećaje i ispade pojedinih vodova.
Situacija je ublažena izgradnjom voda Podgorica 2 – Cetinje (2004. godine).
Dalje rješavanje problema vidi se u izgradnji 110 kV vodova HE Perućica –
Kotor – Tivat, Budva – Bar 2 i Bar – Ulcinj 2.
- Ispad DV 400 kV Podgorica 2 – Ribarevine. U uslovima visokog opterećenja
tog voda može doći do preopterećenja paralelne 220 kV veze Pljevlja 2 –
Mojkovac KT – Podgorica 1.
- Ispad DV 400 kV Podgorica 2 – Trebinje. Kod velikog uvoza iz istočne
Hercegovine sigurnost pogona je narušena ispadom tog voda.
3.1.5 Model EES Crne Gore i verifikacija modela
U cilju izvršenja proračuna u nastavku postavljen je model EES Crne Gore na računaru i
upoređen s raspoloživim podacima o stvarno zabilježenom pogonskom stanju pri
dosadašnjem maksimumu opterećenja 2005. godine koje se dogodilo 8.2. u 19 h. Ukupan
neto konzum iznosio je tad 717 MW.
Model EES Crne Gore kao i kompletne regije jugoistočne Evrope za 2005. godinu, zajedno
s ekvivalentom sistema UCTE, postavljen je u PSS/E formatu (Power System Simulator for
Engineering, Siemens PTI). Radi se o službenom modelu za 2005. godinu izrađenom u
sklopu SECI projekta (South East Europe Cooperation Initiative) „Regional transmission
system planning project“. Ista grupa izradila je i model za 2010. godinu koji se koristi u
daljim analizama. Model su izradili predstavnici svih operatora sistema na području
jugoistočne Evrope, a osim EES Crne Gore i ekvivalenta UCTE model uključuje detaljan
prikaz pogodan za statičke (tokovi snaga, kratki spoj) i dinamičke analize elektroenergetskih
____________________________________________________________________________________________________________________
154/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
sistema Slovenije, Hrvatske, Bosne i Hercegovine, Mađarske, Srbije, Bugarske, Rumunije,
Makedonije, Albanije, Grčke i zapadne Ukrajine. Model uključuje 400 kV, 220 kV i 110 kV
naponskog nivoa s opterećenjem modeliranim na 110 kV nivou. Model za 2010. godinu
uključuje službene planove razvoja svih elektroprivreda i operatora sistema na području
jugoistočne Evrope. U nastavku se daje detaljniji prikaz modela EES Crne Gore.
U model je uključena kompletna 400, 220 i 110 kV mreža Crne Gore, s podacima vodova i
transformatora prikazanim u Tabelama 3.6 i 3.9. Kao maksimalno dozvoljeno opterećenje
vodova definisana je vrijednost Imax iz Tabele 3.6, koja predstavlja ograničenje dozvoljenog
opterećenja radi podešavanja nadstrujne zaštite ili ograničenja strujnih mjernih
transformatora. Slučajevi nastanka preopterećenja nekog voda na modelu, a kod veće
razlike za pojedinačni vod u veličinama dozvoljenog termičkog i maksimalnog opterećenja,
posebno su komentarisani te je predloženo kako se dozvoljeno opterećenje tih vodova
može povećati. Kao maksimalno opterećenje transformatora definisana je njegova prividna
snaga (ne dozvoljava se preopterećenje mrežnih transformatora). Prenosni odnosi
transformatora inicijalno su postavljeni na nazivne vrijednosti napona što znači da su
preklopke transformatora 400/x kV u nultom položaju dok se automatska regulacija na
transformatorima 220/110 kV ne koristi. U slučaju narušavanja naponskih ograničenja
provjeren je uticaj automatske regulacije i drugačijeg postavljanja preklopki sezonske
regulacije.
Elektrane su detaljno modelirane kao grupe generatora i blok transformatora s parametrima
prema Tabelama 3.2 i 3.3. Čvorišta generatora definisana su kao PV čvorišta (poznati
iznosi P i U, nepoznati Q i ugao napona). Dozvoljeni angažman jalove snage (Qmin i Qmax)
definisan je u jednom rasponu nezavisno od angažmana radne snage jer nijesu bile
dostupne pogonske karte pojedinačnih generatora. Dozvoljava se odstupanje napona na
stezaljkama generatora u rasponu od ±5 % u odnosu na nazivni napon generatora. Kao
generator koji pokriva bilans sistema Crne Gore (slack bus) definisan je generator TE
Pljevlja.
Opterećenja su modelirana u 110 kV čvorištima mreže, dakle model ne uključuje
transformatore 110/x kV. Čvorišta tereta definisana su kao PQ čvorišta (poznati P i Q,
nepoznati U i ugao napona).
Ukupni broj modeliranih jedinica mreže Crne Gore, te sistema u okruženju, prikazan je
Tabelom 3.16.
Tabela 3.16. Broj elemenata na modelu korišćenom za analize
Element mreže Model ukupno Model Crne Gore
Čvorišta 5250 45
Elektrane 812 3
Generatori 1208 11
Tereti 3222 22
Regulacijski
uređaji
kompenzacijski
264 0
Vodovi 7982 72
Transformatori 1919 21
U cilju provjere valjanosti modela izvršena je njegova verifikacija s obzirom na zabilježeno
pogonsko stanje 8.2.2005. godine u 19 sati. Za analizirano stanje poznati su bili sljedeći
podaci:
____________________________________________________________________________________________________________________
155/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
- neto konzum od 717 MW,
- opterećenja čvorišta 110 kV prema Tabeli 3.14. (uključena i potrošnja jalove
snage koja u Tabeli 3.14. nije prikazana),
- tokovi snaga interkonektivnim vodovima, angažman generatora u Crnoj Gori i
razmjene sa susjednim EES prema Tabeli 3.15.
Podaci koji nijesu bili poznati, a nužni su za valjanu verifikaciju modela, su sljedeći:
- bilansi sistema u okruženju (opterećenja, angažman generatora, razmjene),
- angažmani električno bliskih elektrana u okruženju (TE Gacko, HE Trebinje, TE
Kosovo B, RHE Bajina Bašta),
- naponske prilike u mreži Crne Gore i graničnim čvorištima susjednih sistema
(Kosovo, Bajina Bašta, Požega, Trebinje, Sarajevo, Vau Dejes i dr.),
- tokovi jalove snage DV 220 kV Pljevlja 2 – Bajina Bašta i Pljevlja 2 – Požega,
- topologija (uklopno stanje) mreže Crne Gore i okolnih sistema,
- opterećenja EVP-a u Crnoj Gori te TS Vilusi i TS Andrijevica.
S obzirom na veliki broj nedostajućih podataka neophodnih za ispravno postavljanje i
verifikaciju modela izvršeno je približno podešavanje prvenstveno s obzirom na poznate
razmjene sa susjednim sistemima. Model radi toga značajno odstupa od stvarnog stanja,
prvenstveno u pogledu tokova jalove snage.
Na osnovu podataka iz Tabele 3.15. pretpostavljeno je da su u analiziranom pogonskom
stanju izvan pogona bili sljedeći vodovi:
- DV 220 kV HE Piva – Sarajevo,
- DV 110 kV Vilusi – Bileća,
- DV 110 kV H. Novi – Trebinje.
Pretpostavlja se da su svi interni vodovi prenosne mreže Crne Gore, kao i transformatori,
bili u pogonu.
Tokove snage na modelu prikazuju Slike P1 (400 kV i 220 kV mreža) i P2 (110 kV mreža) u
prilogu. Na tim slikama, kao i svima koje slijede, tokovi snaga su ucrtani na način da
predznak '+' predstavlja snagu koja izlazi iz čvorišta kraj kojega se oznaka nalazi, dok
predznak '-' predstavlja snagu koja ulazi u čvorište kraj kojega se oznaka nalazi.
Poređenje pojedinih vrijednosti na modelu i poznatih vrijednosti iz dispečerskog izvještaja
prikazana je Tabelom 3.17.
____________________________________________________________________________________________________________________
156/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.17. Poređenje vrijednosti na modelu i vrijednosti iz dispečerskog izvještaja
Element mreže Dispečerski izvještaj Model
Neto konzum Crne Gore (MW) 717 717
Angažman elektrana Crna Gora
(MW)
647 607
Razmjena (MW) -134 -134
- razmjena BiH (MW) -82 -97
- razmjena Srbija (MW) -20 -1
- razmjena Albanija (MW)
Tokovi snaga
-32 -36
- DV 400 kV Ribarevine – Kosovo -39 MW / 0 Mvar -47 MW / 14 Mvar
- DV 220 kV Pljevlja 2 – B.Bašta -68 MW / ? Mvar -47 MW / 22 Mvar
- DV 220 kV Pljevlja 2 – Požega 65 MW / ? Mvar 59 MW / 39 Mvar
- DV 400 kV Podgorica 2 –
Trebinje
-29 MW / -159 Mvar -42 MW / -57 Mvar
- DV 220 kV HE Piva – Sarajevo 0 MW / -10 Mvar 0 MW / -4 Mvar
- DV 220 kV Podgorica 1 – Vau
Dejes
-32 MW / -20 Mvar -36 MW / -23 Mvar
- DV 110 kV Pljevlja 1 – Potpeć 22 MW / ? Mvar 34 MW / 13 Mvar
- DV 110 kV Nikšić – Bileća 0 MW / 10 Mvar 0 MW / 0 Mvar
- DV 110 kV H.Novi – Trebinje 0 MW / 0 Mvar 0 MW / 0 Mvar
Usprkos većim odstupanjima tokova jalove snage na nekim vodovima, a imajući u vidu
nedostatak velikog broja podataka neophodnih za ispravno postavljanje varijabli na modelu,
ocjenjeno je da model zadovoljava za buduće analize.
3.1.6 Ispitivanja na modelu 2005. godine
U modeliranom stanju elektroenergetskog sistema Crne Gore na dan 8.2.2005. godine u 19
sati kad je zabilježen maksimum neto opterećenja za godinu 2005. (posmatrajući nepotpuni
period od 1.1. do 24.11.) dolazi do preopterećenja:
DV 110 kV Budva – Tivat 109.1 % Imax (71 MW / 21 Mvar)
Maksimalna dozvoljena struja (360 A) za taj vod postavljena je znatno ispod termičke
granice (470 A za Al/Č 150/25 mm 2 koliko iznosi presjek provodnika). Ako bi se kao
dozvoljeno opterećenje posmatrala termička granica, opterećenje voda ostalo bi ispod
dozvoljene vrijednosti (84% It).
Iznad 50% od dozvoljenog opterećenja, opterećene su sljedeće grane:
TR 400/110 kV Podgorica 2 51 % Sn
TR 220/110 kV Podgorica 1 52 % Sn
DV 110 kV Mojkovac – Bijelo Polje 69 % Imax
DV 110 kV Tivat – Herceg Novi 55 % Imax
DV 110 kV Podgorica 1 – Budva 69 % Imax
DV 110 kV Bar – Ulcinj 79 % Imax
DV 110 kV Podgorica 1 – Bar 58 % Imax
DV 110 kV Podgorica 2 – Cetinje 53 % Imax
DV 110 kV Podgorica 2 –Podgorica 4 57 % Imax
____________________________________________________________________________________________________________________
157/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Najopterećeniji vod u 400 kV mreži je Ribarevine – Podgorica (19 % Imax), a u 220 kV mreži
Pljevlja – Mojkovac (43 % Imax).
Naponske prilike su zadovoljavajuće, naponi se u 400 kV mreži kreću u rasponu 408 kV –
410 kV, u 220 kV mreži iznose između 226 kV i 237 kV, dok se u 110 kV mreži kreću u
intervalu od 103 kV (H. Novi) do 122 kV (Pljevlja 2).
Rezultati ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazani su Tabelom 3.18. Iz rezultata su
izuzeti svi slučajevi preopterećenja voda Budva – Tivat koji je preopterećen već u
inicijalnom stanju.
Za analizirano pogonsko stanje ugroženi su bili vodovi 110 kV u primorskom dijelu Crne
Gore (ispomoć vodom H. Novi – Trebinje onemogućena je jer je isti inicijalno van pogona) i
sjevernom dijelu između TS Podgorica 1 i TS Berane. Naponske prilike bile su ugrožene u
većem broju čvorišta 110 kV gdje su se naponi spuštali do vrijednosti od 95 kV.
Ukoliko bi u analiziranom pogonskom stanju bili uključeni vodovi koji su bili van pogona (HE
Piva – Sarajevo, Vilusi – Bileća i H.Novi – Trebinje) postigli bi se tokovi snaga prema
Slikama P3 i P4 u prilogu.
Na topologiji mreže sa svim granama u pogonu značajno bi se rasteretili kritični 110 kV
vodovi primorskog dijela, Podgorica 1 – Bar, Podgorica 1 – Budva, Podgorica 2 – Cetinje,
Budva – Cetinje, Budva – Tivat. Do blažeg rasterećenja došlo bi i u mrežama 400 kV i
220 kV, te transformacijama 400/220 kV u TE Pljevlja i 220/110 kV u TS Podgorica 1.
Pri raspoloživosti svih grana mreže ne bi bilo preopterećenih grana. Iznad 50% od
dozvoljenog opterećenja, opterećene su sljedeće grane:
DV 110 kV Mojkovac – Bijelo Polje 65 % Imax
DV 110 kV Herceg Novi – Trebinje 62 % Imax
DV 110 kV Bar – Ulcinj 78 % Imax
DV 110 kV Podgorica 2 –Podgorica 4 57 % Imax
____________________________________________________________________________________________________________________
158/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.18. Nesigurna stanja sistema na modelu 8.2.2005. u 19h (stvarna topologija)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 145
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 144
KT DV 110 kV Andrijevica KT – 144
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 144
TR 220/110 kV Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 143
DV 110 kV Andrijevica KT – 143
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 113
DV 110 kV Bijelo Polje – DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 112
Mojkovac DV 110 kV Andrijevica KT – 113
DV 110 kV Budva – Cetinje
Trebješnica
DV 110 kV Podgorica 1 – Budva 109
DV 110 kV Podgorica 1 – Budva DV 110 kV Budva – Cetinje 103
DV 110 kV Podgorica 1 – Bar DV 110 kV Podgorica 1 – Budva 104
DV 110 kV Podgorica 2 – Cetinje DV 110 kV Podgorica 1 – Budva 127
Ispad Čvorište Napon (kV)
Mojkovac 220 kV 182,6
Mojkovac 110 kV 95,7
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac Berane 110 kV 98,8
KT Bijelo Polje 110 kV 96,4
Mojkovac 110 kV 95,7
TR 220/110 kV Mojkovac Berane 110 kV 98,9
Bijelo Polje 110 kV 96,6
DV 110 kV Budva – Cetinje H.Novi 110 kV 97,9
DV 110 kV Podgorica 1 – Budva H.Novi 110 kV 97,6
DV 110 kV Podgorica 1 – Bar Ulcinj 110 kV 98,5
DV 110 kV Podgorica 2 – Cetinje
H.Novi 110 kV
Tivat 110 kV
95,5
97,9
Najopterećeniji vod u 400 kV mreži je Ribarevine – Podgorica (16% Imax), a u 220 kV mreži
Pljevlja – Mojkovac (37% Imax).
Rezultati ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazani su Tabelom 3.19.
U analiziranom pogonskom stanju postoji više kritičnih događaja koji ugrožavaju sigurnost
pogona s aspekta preopterećenja u mreži i naponskih prilika. Ugroženi su 110 kV vodovi i
110 kV čvorišta na potezu Trebješnica – Andrijevica – Berane – Bijelo Polje, te 110 kV
vodovi u primorskom dijelu Crne Gore.
Detaljnija ispitivanja na modelu 2005. godine za različite scenarije zavisne od hidrologije,
angažmanu elektrana, bilansu sistema, razmjenama i tranzitima uključena su u poglavlje
3.4.
____________________________________________________________________________________________________________________
159/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.19. Nesigurna stanja sistema na modelu 8.2.2005. u 19h (sve grane u
pogonu)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 143
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 142
KT DV 110 kV Andrijevica KT – 143
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 143
TR 220/110 kV Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 142
DV 110 kV Andrijevica KT – 142
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 112
DV 110 kV Bijelo Polje – DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 111
Mojkovac DV 110 kV Andrijevica KT – 112
DV 110 kV H.Novi – Tivat
Trebješnica
DV 110 kV Budva – Cetinje 135
DV 110 kV Budva – Cetinje DV 110 kV Podgorica 1 – Budva 109
Ispad Čvorište Napon (kV)
Mojkovac 220 kV 184,8
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac Mojkovac 110 kV 96,6
KT Bijelo Polje 110 kV 97,1
TR 220/110 kV Mojkovac
Mojkovac 110 kV
Bijelo Polje 110 kV
96,9
97,5
____________________________________________________________________________________________________________________
160/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.2 METODOLOGIJA PLANIRANJA PRENOSNE MREŽE
Kriterijumi za planiranje prenosne mreže Crne Gore sadržani su u privremenom kodeksu
mreže [12], unutar kodeksa planiranja (poglavlje 3). Tamo se navodi sljedeće:
Kodeks planiranja određuje tehničke i projektne kriterijume i procedure koje moraju
primijeniti Prenos i OPM u planiranju i razvoju prenosnog sistema i koje moraju uzeti u
obzir korisnici prenosnog sistema u planiranju i razvoju svojih sopstvenih sistema. Kodeks
planiranja precizira informacije i podatke koje korisnici prenosnog sistema moraju dati
Prenosu i OPM-u, kao i informacije koje Prenos i OPM moraju dati korisnicima prenosnog
sistema.
Planiranje i razvoj prenosnog sistema se mora bazirati na sljedećim zahtjevima:
• očuvanju postojeće i daljem povećanju sposobnosti mreže da održava ugovoreni
nivo usluga,
• zadovoljenju zahtjeva korisnika mreže za povećanjem kapaciteta mreže u cilju
obezbjeđenja utvrđenih standarda napajanja, i
• izbjegavanju ograničenja u mreži kojima se onemogućava ostvarenje bilateralnih
ugovora između snabdjevača i potrošača.
Planiranje i razvoj prenosnog sistema bazirani su na zahtjevima korisnika sistema, odnosno
potrebom za novim prenosnim kapacitetima, koja može biti uzrokovana:
• povećanjem opterećenja (postojećih direktnih potrošača i distributivnih sistema),
• priključenjem novih proizvodnih jedinica ili novih direktnih potrošača kao i novih
distributivnih sistema,
• zahtjevom za povećanjem opšte sigurnosti i kvalitet funkcionisanja sistema i
• bilo kojom kombinacijom gore navedenih razloga.
Razvoj prenosnog sistema podrazumijeva:
• izgradnju novog elementa prenosne mreže,
• jačanje postojećih elemenata prenosne mreže (rekonstrukcije i povećanje
kapaciteta),
• podešavanje sistema zaštite i njihovo osavremenjavanje,
• promjena topologije mreže i
• stalno praćenje i primjena novih tehnoloških rješenja.
Pod procedurama planiranja navodi se sljedeće:
Na osnovu neposrednog, stalnog praćenja rada sistema i sagledavanja trenda potreba,
kao i podataka i informacija dobijenih od svih relevantnih subjekata, Prenos i OPM
pripremaju planove razvoja prenosnog sistema. Svi ovako prikupljeni podaci
provjeravaju se individualno ili zajedno. Na osnovu objedinjenih podataka utvrđuju se
elementi razvoja prenosnog sistema, imajući u vidu poštovanje standarda planiranja.
Prema periodu za koji se donose, planovi se dijele na:
• srednjeročne – petogodišnje, i
• kratkoročne – jednogodišnje.
____________________________________________________________________________________________________________________
161/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Srednjeročni plan razvoja prenosnog sistema predstavlja detaljan plan petogodišnjeg
razvoja, dinamički razvrstan po godinama sa ostvarenim i predviđenim podacima.
Jednogodišnji plan je detaljan plan realizacije razvojnih projekta za određenu godinu.
Pod standardima planiranja navode se kriterijumi za planiranje prenosne mreže:
Pod standardima planiranja se podrazumijevaju tehnički standardi i dijele se na:
• standarde vezane za normalne režime rada, i
• standarde-kriterijume vezane za poremećene režime rada.
U standarde vezane za normalne režime rada spadaju:
• odstupanje napona od nominalnih vrijednosti, na mjestu isporuke električne energije,
može biti ± 10%,
• nominalna frekvencija u mreži je 50 Hz uz dozvoljeno odstupanje od ± 0,1 Hz,
• potrošač čiji uređaji preuzimaju iz mreže veću reaktivnu energiju nego što odgovara
faktoru snage 0,95, dužan je ugraditi odgovarajuće uređaje za kompenzaciju
reaktivne energije.
U standarde-kriterijume koji se odnose na poremećene režime rada spadaju kriterijum n-1 i
dinamička stabilnost sistema.
Kriterijum n-1 obavezuje da neraspoloživost jedne grane (nadzemnog voda, kabla,
transformatora, interkonektivnog voda) ili bilo kojeg generatora ne smije izazvati:
• narušavanje graničnih vrijednosti napona i frekvencije ili strujna preopterećenja, koja
mogu biti opasna za siguran rad sistema ili mogu izazvati oštećenja opreme i
smanjenje njenog radnog vijeka,
• gubitak stabilnosti u radu neke elektrane ili sistema u cjelini,
• prekid napajanja potrošača i pored angažovanja rezervnih kapaciteta mreže i
• širenja poremećaja u sistemu kao posledica rada zaštite.
Kriterijum n-1 mora biti zadovoljen i u najnepovoljnijem stanju sistema.
Kriterijumom dinamička stabilnost sistema se mora garantovati stabilan rad sistema za sva
radna stanja. OPM mora od korisnika prenosne mreže dobiti podatke o dinamičkom
ponašanju potrošača priključenih na mrežu kako bi izvršio potrebne analize i planirao
odgovarajuće mjere za održavanje stabilnosti, ako dođe do bitnijih promjena tehničkih ili
radnih parametara postrojenja ili do novog priključenja.
Unutar Operativnog kodeksa, poglavlje 5.14 Pomoćne usluge, definišu se dozvoljene
vrijednosti napona u EES Crne Gore (Tabela 3.20).
____________________________________________________________________________________________________________________
162/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Naponski
nivo
Tabela 3.20. Dozvoljene vrijednosti napona
Preporučeni napon Najviše
dopušteni
110 kV 104.5 121 123
220 kV 220 240 245
400 kV 380 415 420
U skladu s kriterijumima definisanim unutar privremenog kodeksa mreže izvršeno je
planiranje razvoja prenosne mreže Crne Gore prema sljedećim kriterijumima.
- pri raspoloživosti svih grana u sistemu opterećenja grana i naponske prilike moraju
ostati unutar dozvoljenih granica,
- u slučaju ispada bilo koje grane mreže mora biti zadovoljeno sljedeće:
o opterećenja preostalih grana moraju ostati unutar dozvoljenih vrijednosti,
o naponske prilike u svim čvorištima mreže moraju biti zadovoljavajuće (Tabela
3.20),
o ne smije doći do redukcije potrošnje,
o mora biti očuvana stabilnost svih agregata u sistemu.
Ispitivanje gornjih kriterijuma vrši se za stanje prognoziranog vršnog opterećenja sistema, i
to za više scenarija rada sistema zavisnih od hidroloških prilika, angažmanu generatora
unutar Crne Gore, bilansu sistema i razmjenama snage te tranzitima snage za potrebe
trećih zemalja. Scenariji ispitivanja objašnjeni su detaljno u idućem poglavlju. Budući
bilateralni ugovori na tržištu električne energije ne uzimaju se u obzir s obzirom da u ovom
trenutku nije moguće procijeniti veličinu i pravce takvih tržišnih aktivnosti. Takođe se ne
posmatra tržišni angažman elektrana na području jugoistočne Evrope, a time ni mjesto i
uloga crnogorskih elektrana.
U slučaju detektovanja određenih ograničenja u mreži ispituje se mogućnost preraspodjele
angažmana generatora i ostalih dispečerskih akcija (sekcioniranje mreže) u cilju otklanjanja
tog/tih ograničenja, te se analizirano pogonsko stanje ocjenjuje kao sigurno ukoliko se
preraspodjelom angažmana ili dispečerskim mjerama može otkloniti ograničenje ili
nesigurno ukoliko kritični događaj nužno dovodi do redukcije potrošnje ili lančanih
preopterećenja.
U slučaju detektovanja određenih kritičnih događaja za različite scenarije pogona EES Crne
Gore koji se ocjenjuju kao nesigurni, ispituju se sljedeće mjere usmjerene na razvoj mreže,
redom prema troškovima njihovog sprovođenja:
- povećanje prenosne moći postojećih vodova kroz prepodešenje zaštite ili zamjenu
strujnih mjernih transformatora (u cilju povećanja Imax kod vodova),
- povećanje prenosne moći postojećih vodova kroz zamjene i rekonstrukcije
(revitalizaciju vodova),
- izgradnja novih vodova,
- izgradnja novih transformatorskih stanica ili ugradnja transformatora u postojećim
TS.
Kod ispitivanja kriterijuma planiranja mreže vodi se računa o planu revitalizacije postojećih
objekata u mreži (poglavlje 3.5). Ukoliko je zamjenom provodnika ili rekonstrukcijom
____________________________________________________________________________________________________________________
163/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
postojećeg voda moguće zadovoljiti kriterijume planiranja odustaje se od izgradnje novog
voda.
Ispitivanja prenosne mreže s obzirom na dinamičku stabilnost izvršena su samo za trenutnu
topologiju mreže i uključenost agregata. Ispitivanje dinamičke stabilnosti u srednjoročnom
periodu ne ocjenjuje se potrebnim jer nijesu poznati parametri generatora u novim
elektranama i ostali podaci nužni za takvu vrstu analiza.
____________________________________________________________________________________________________________________
164/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.3 POLAZNE PRETPOSTAVKE
3.3.1 Scenariji ispitivanja
Kriterijumi planiranja razvoja prenosne mreže ispitani su za različite scenarije pogona EES
Crne Gore zavisne od:
- hidrologije (ekstremno loša, normalna, ekstremno dobra),
- angažmana elektrana (HE van pogona, HE maksimalno angažovane, TE van
pogona, TE maksimalno angažovane),
- bilansa sistema (uvoz snage različitih vrijednosti iz različitih pravaca),
- angažmana električno bliskih elektrana u susjednim sistemima,
- tranzitima snage za potrebe Albanije.
Scenariji pogona EES za koje se vrše ispitivanja kriterijuma planiranja prenosne mreže
prikazani su Tabelom 3.21.
Tabela 3.21. Scenariji pogona EES Crne Gore
Hidrologija Angažman elektrana Razmjene snage Oznaka
scenarija
Ekstremno
HE van pogona, TE van pogona
loša HE van pogona, TE maksimalno
angažovane
HE u pogonu, TE van pogona
Normalna
HE u pogonu, TE maksimalno
angažovane
HE angažovane maksimalno, TE
Ekstremno van pogona
dobra HE angažovane maksimalno, TE
maksimalno angažovane
Uvoz snage iz BiH,
Rumunije i Bugarske
Uvoz snage iz BiH,
Rumunije i Bugarske
____________________________________________________________________________________________________________________
165/524
A1
A2
Uvoz snage iz BiH B1
Uvoz snage iz Rumunije i
Bugarske
Uvoz snage iz BiH *
B2
B3
Uvoz snage iz BiH C1
Izvoz snage u Srbiju
* izvoz u Srbiju u slučaju izgradnje TE Pljevlja 2 i ostalih novih elektrana i pozitivnog
bilansa sistema
Ukupno je definisano 7 osnovnih scenarija mogućeg pogona EES Crne Gore. Za svaki
pojedini scenarij dodatno je ispitan uticaj sljedećih faktora na pogon prenosne mreže Crne
Gore:
- angažman bliskih elektrana u susjednim sistemima (TE Kosovo B, RHE Bajina
Bašta, TE Gacko),
- tranziti snage do 300 MW za EES Albanije.
Scenariji označeni s A1 predstavljaju situaciju potpunog uvoza električne energije u EES
Crne Gore (proizvodnja domaćih elektrana = 0 MW), pa služe za određivanje konfiguracije
mreže u slučaju neizgradnje novih elektrana.
C2

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.3.2 Prognozirana vršna opterećenja EES Crne Gore i raspodjela
opterećenja na čvorišta 110 kV
Tabela 3.22. prikazuje prognozirana vršna opterećenja EES Crne Gore za srednji scenarij
porasta potrošnje električne energije prema knjizi B (Predviđanja potrošnje finalne energije).
Taj je scenarij izabran za planiranje razvoja prenosne mreže.
Tabela 3.22. Vršna opterećenja EES Crne Gore u periodu 2010 - 2025
Godina Potrošnja
(TWh)
Maksimalno
opterećenje (MW)
Faktor opterećenja
(%)
2010. 4,765 818 66,49
2015. 4,982 863,6 65,86
2020. 5,372 937,9 65,38
2025. 5,791 1015,8 65,08
Prognozirano vršno opterećenje EES Crne Gore raspodijeljeno je na pojedina čvorišta
110/x kV na osnovu njihova prosječnog udjela u neto vršnim opterećenjima zabilježenim u
periodu 1998. – 2005. godine. Postupak je prikazan u nastavku. Opterećenje velepotrošača
(KAP i željezare Nikšić) pretpostavljeno je kako prikazuje Tabela 3.23.
Tabela 3.23. Opterećenja velepotrošača u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES
Crne Gore za period 2010 - 2025
Godina Godišnja
potrošnja
(TWh)
KAP Željezara
Opterećenje
(MW)
Godišnja
potrošnja
(TWh)
Opterećenje
(MW)
2010. 1,9 220 270 20
2015. 1,9 220 350 25
2020. 1,9 220 350 25
2025. 1,9 220 350 25
Budući da službeni planovi potrošnje i opterećenja elektrovučnih postrojenja, kao i
eventualni planovi izgradnje novih, Obrađivaču nijesu bili dostupni, opterećenja svih
elektrovučnih postrojenja (Bar, Trebješica, Podgorica 1, Mojkovac) pretpostavljena su da
iznose 1 MW po EVP-u, za čitavi period posmatranja do 2025. godine (ukupno opterećenje
svih EVP-a u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES tako iznosi 4 MW). Opterećenja TS
Vilusi i TS Andrijevica koja se ne navode u službenim dispečerskim izvještajima određena
su prema sagledavanjima distributivne mreže koju napajaju.
Opterećenja distributivnih potrošača izračunata su kao razlika između prognoziranog vršnog
opterećenja EES u posmatranom vremenskom presjeku, te sume opterećenja
velepotrošača (KAP-a i Željezare) i elektrovučnih postrojenja, te gubitaka u mreži na
modelu. Budući da gubici na modelu nijesu unaprijed poznati, početno se pretpostavlja
njihov iznos, a zatim se iterativnom metodom izračunavaju opterećenja pojedinih čvorišta
mreže, te koriguju na osnovu izračunatih gubitaka dok se ne postigne približno tačan bilans
sistema na modelu.
____________________________________________________________________________________________________________________
166/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.24. prikazuje pretpostavljenu raspodjelu vršnog opterećenja na velepotrošače,
elektrovučna postrojenja, gubitke u prenosnoj mreži i distributivne potrošače.
Tabela 3.24. Raspodjela opterećenja na pojedine kategorije potrošača i gubitke u
prenosnoj mreži u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES Crne Gore za period
2010 - 2025
Godina
Opterećenja (MW)
1.Vršno 2.Velepotrošači 3.EVP 4.Gubici 5.Distribucija *
2010. 818 240 4 19,9 554,1
2015. 863,6 245 4 20,2 594,4
2020. 937,9 245 4 20,9 668
2025. 1015,8 245 4 21,8 745
* 5=1-2-3-4
Tabela 3.25. prikazuje ostvarene udjele pojedinih distributivnih TS 110/x kV u trenutku
nastupa vršnog opterećenja EES Crne Gore (neto konzum) u razlici između vršnog
opterećenja EES i trenutnog opterećenja velepotrošača (KAP i željezara).
Tabela 3.25. Ostvareni udjeli distributivnih TS 110/x kV u razlici između vršnog
opterećenja EES i trenutnog opterećenja velepotrošača (u % od Pmax-Pvelepotrošnja)
TS 110/x kV 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Prosjek (%)
TS Pljevlja 1 6,7 6,3 5,1 6,2 5,9 5,3 5,9 5,9 5,9
TS Ribarevine 5,0 4,4 5,4 4,4 4,4 4,9 4,8 5,1 4,8
TS H.Novi 7,7 8,7 8,5 7,0 7,5 8,0 8,3 7,2 7,9
TS Tivat 8,2 9,2 7,6 7,9 6,6 6,9 6,6 7,4 7,5
TS Budva 5,2 5,3 6,6 5,1 5,2 5,1 5,3 6,6 5,5
TS Bar 6,7 7,0 8,5 7,5 7,7 7,3 7,7 7,0 7,4
TS Ulcinj 3,0 3,6 3,4 3,5 3,5 3,3 3,3 3,6 3,4
TS Cetinje 4,5 4,1 4,1 4,0 5,6 5,1 5,3 3,8 4,6
TS Danilovgrad 2,0 1,9 4,6 2,4 2,1 3,3 2,4 3,0 2,7
TS Berane 5,0 4,6 4,9 4,8 5,4 4,9 4,8 4,9 4,9
TS Mojkovac 3,0 1,9 2,2 2,2 2,1 2,2 2,2 1,9 2,2
TS Podgorica 1 17,5 16,5 9,3 15,4 15,5 13,1 16,9 14,2 14,8
TS Niksic 10,2 10,2 10,5 11,2 10,3 10,7 10,3 11,0 10,5
TS Podgorica 3 8,0 8,5 10,7 11,0 10,5 11,1 7,7 10,1 9,7
TS Podgorica 4 7,2 7,7 8,5 7,5 7,7 8,5 8,6 8,5 8,0
Na osnovu pretpostavljenih ukupnih opterećenja distributivnih potrošača u trenutku nastupa
vršnog opterećenja EES (Tabela 3.24, stupac 5.) i prosječnih udjela distributivnih TS 110/x
kV u razlici između vršnog opterećenja EES (neto konzum) i pretpostavljenih opterećenja
velepotrošača, izračunata je prostorna raspodjela opterećenja EES na pojedine TS 110/x
kV unutar EES Crne Gore, kako je prikazano Tabelom 3.26.
____________________________________________________________________________________________________________________
167/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.26. Prostorna raspodjela vršnog opterećenja EES na pojedine TS 110/x kV
unutar EES Crne Gore
2010 2015 2020 2025
TS cos fi P Q P Q P Q P Q
TS Pljevlja 1 0,97 32 8 30 8 33 8 37 9
TS Žabljak 0,95 - - 5 2 6 2 6 2
TS Ribarevine 0,98 26 5 28 6 31 6 35 7
TS H.Novi 0,96 43 12 46 13 52 15 58 17
TS Tivat 0,97 18 5 19 5 22 6 24 6
TS Kotor 0,95 23 8 25 8 27 9 31 10
TS Budva 0,96 19 5 18 5 16 5 23 7
TS Bar 0,97 40 10 40 10 46 11 35 9
TS Bar 2 0,95 - - - - - - 15 5
TS Buljarica 0,95 - - 9 3 10 3 12 4
TS Ulcinj 0,95 19 6 20 7 22 7 25 8
TS Cetinje 0,97 23 6 26 6 28 7 32 8
TS Danilovgrad 0,96 15 4 16 5 18 5 20 6
TS Berane 0,96 27 8 18 5 20 6 23 7
TS Rožaje 0,95 - - 11 4 12 4 13 4
TS Mojkovac 0,89 2 1 2 1 2 1 1 1
TS Kolašin 0,95 10 3 11 4 13 4 15 5
TS Podgorica 1 0,97 55 14 52 13 32 8 7 2
TS Podgorica 5 0,95 20 7 30 10 30 10 41 13
TS Tuzi 0,95 - - - - 10 3 11 4
TS Niksic 0,95 34 11 33 11 37 12 21 7
TS Nikšić-Kličevo 0,95 23 8 24 8 27 9 26 9
TS Nikšić-Bistrica 0,95 - - - - - - 24 8
TS Brezna 0,95 - - 5 2 5 2 6 2
TS Podgorica 3 0,995 53 5 57 6 64 6 71 7
TS Podgorica 4 0,99 44 6 47 7 45 6 46 7
TS Podgorica-Centar 0,95 - - - - 26 9 41 13
TS Andrijevica 0,95 10 3 10 3 11 4 12 4
TS Vilusi 0,95 1 0 1 0 1 0 2 1
TS Virpazar 0,95 19 6 14 5 23 8 15 5
TS Golubovci 0,95 - - - - - - 20 7
EVP Trebješica 0,89 1 1 1 1 1 1 1 1
EVP Bar 0,89 1 1 1 1 1 1 1 1
EVP Podgorica 1 0,89 1 1 1 1 1 1 1 1
EVP Mojkovac 0,89 1 1 1 1 1 1 1 1
KAP(TS Podgorica2) 0,96 220 64 220 64 220 64 220 64
Željezara 0,52 20 33 25 41 25 41 25 41
UKUPNO (neto konzum) 798 241 845 262 917 284 996 309
Plan izgradnje novih TS 110/x kV (prema poglavlju 4 – Distributivna mreža), te njihova
opterećenja, prikazana su Tabelom 3.27.
____________________________________________________________________________________________________________________
168/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.27. Plan izgradnje novih TS 110/x kV u EES Crne Gore
TS 110/35 kV / Sins Sproj
Sv (MVA)
TS 110/10(20) kV (MVA) (MVA) 2010 2015 2020 2025
110/35 kV KOTOR - ŠKALJARI 2x20 2x40 26,7 28,7 32,1 35,8
110/10 kV PODGORICA 5 2x31,5 2x63 23,0 31,7 35,6 47,5
110/10 kV NIKŠIĆ - KLIČEVO 2x20 2x40 26,6 28,6 32,0 30,9
110/35 kV VIRPAZAR 2x20 2x40 22,4 23,7 26,6 17,7
110/35 kV KOLAŠIN 20 2x40 11,5 12,4 15,6 17,4
110/35 kV BULJARICA 20 2x40 11,0 12,3 13,7
110/35 kV ROŽAJE 20 2x40 12,6 14,1 15,7
110/35 kV ŽABLJAK 10 2x20 6,1 6,8 7,6
110/35 kV BREZNA 10 2x20 5,6 6,3 7,0
110/10 kV TUZI 10+10 2x40 10,7 12,0 13,3
110/10 kV PODGORICA 6 - CENTAR 2x31,5 2x63 30,8 47,4
110/10 kV NIKŠIĆ - BISTRICA 2x20 2x40 28,5
110/10 kV BAR 2 20+20 2x40 17,6
110/35 kV GOLUBOVCI 20 2x40 23,5
Faktori snage (cosφ) pojedinih TS 110/x kV izračunata su na osnovu zabilježenih radnih i
jalovih snaga potrošnje u trenutku nastupa vršnog opterećenja EES u periodu 1998-2005.
godine, prema Tabeli 3.28.
Tabela 3.28. Faktori snage pojedinih TS 110/x kV u trenutku nastupa vršnog
opterećenja EES
TS 110/x kV 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 Prosjek
TS Pljevlja 1 0,97 0,98 0,96 0,98 0,98 0,96 0,97 0,97 0,97
TS Ribarevine 0,97 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,96 0,98 0,98
TS H.Novi 0,95 0,96 0,96 0,95 0,96 0,97 0,97 0,96 0,96
TS Tivat 0,98 0,97 0,98 0,97 0,95 0,98 0,98 0,98 0,97
TS Budva 0,97 0,97 0,97 0,96 0,96 0,96 0,96 0,96 0,96
TS Bar 0,97 0,97 0,98 0,96 0,97 0,97 0,98 0,97 0,97
TS Ulcinj 0,96 0,95 0,97 0,95 0,95 0,94 0,97 0,92 0,95
TS Cetinje 0,96 0,98 0,98 0,97 0,96 0,96 0,97 0,96 0,97
TS Danilovgrad 0,99 0,96 0,95 0,91 1,00 0,95 0,94 0,94 0,96
TS Berane 0,97 0,96 0,96 0,96 0,97 0,96 0,98 0,96 0,96
TS Mojkovac 0,87 0,89 0,89 0,87 0,87 0,91 0,89 0,89 0,89
TS Podgorica 1 0,97 0,97 0,97 0,96 0,97 0,98 0,97 0,97 0,97
TS Niksic - - - - - - - - -
TS Podgorica 3 0,99 0,99 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 0,995
TS Podgorica 4 0,98 0,99 0,99 0,98 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99
KAP(TS Podgorica2) 0,95 0,94 0,90 0,92 1,00 1,00 1,00 1,00 0,96
zeljezara 0,35 0,52 0,55 0,48 0,38 0,60 0,66 0,66 0,52
Za TS 110/35 kV Nikšić (distributivna potrošnja bez željezare) pretpostavljen je faktor snage
0,95, kao i za sve nove TS 110/x kV. Za EVP-a pretpostavljeni su faktori snage od 0,89.
____________________________________________________________________________________________________________________
169/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.3.3 Izgradnja novih elektrana u EES Crne Gore
S obzirom na izgradnju novih elektrana unutar EES Crne Gore (poglavlje 2), definisana su
tri reprezentativna scenarija prikazana Tabelom 3.29., na temelju kojih je određen razvoj
prenosne mreže. Prikazani scenariji odabrani su tako da se uključi što više varijanti
mogućeg razvoja mreže.
Tabela 3.29. Scenariji izgradnje novih elektrana u EES Crne Gore
Scenarij Elektrana Snaga (MW) Godina ulaska u pogon
S-1
TE Pljevlja 2 210 2010.
TE Berane 110 2024.
N-2
N-3
TE Pljevlja 2 210 2011.
HE Andrijevo 191,1 2013.
HE Zlatica 55,5 2013.
HE Raslovići 55,5 2014.
HE Milunovići 55,5 2015.
HE Komarnica 168 2015.
TE Pljevlja 2 210 2011.
HE Andrijevo 191,1 2013.
HE Zlatica 55,5 2013.
HE Koštanica 532 2013.
HE Raslovići 55,5 2018.
HE Milunovići 55,5 2018.
HE Komarnica 168 2021.
HE Ljutica 250 2023.
HE Buk Bijela (1/3) 168.5 2025.
U prvom scenariju pretpostavlja se da će se jedan dio potreba za električnom energijom
trajno pokrivati uvozom, a biće potrebno sagraditi još jedan blok TE Pljevlja (istovjetan
postojećem) 2010. godine, i TE Berane na kraju posmatranog perioda planiranja (2024.
godine).
U drugom scenariju koji pretpostavlja formiranje samodovoljnog EES Crne Gore planira se
izgradnja drugog bloka TE Pljevlja do 2011. godine, te HE Andrijevo, HE Zlatica, HE
Raslovići, HE Milunovići i HE Komarnica do 2015. godine.
U trećem scenariju forsira se granja hidroelektrana, pa uz TE Pljevlja 2, u pogon još ulaze
HE na Morači (Andrijevo, Raslovići, Milunovići, Zlatica), te HE Koštanica, HE Komarnica,
HE Ljutica i HE Buk Bijela (zajedno s HE Srbinje). EES Crne Gore preuzima 1/3 snage HE
Buk Bijela i HE Srbinje dok ostatak pripada EES BiH (Republika Srpska).
U pojedinim scenarijima potrebne izgradnje novih elektrana u EES Crne Gore (poglavlje 2)
računa se s određenom izgradnjom obnovljivih izvora energije (male HE, vjetroelektrane i
dr.). Zbog njihove veličine predviđeno je da se priključak takvih izvora izvrši na distributivnu
mrežu, pa isti nijesu analizirani s aspekta razvoja prenosne mreže. Eventualno smanjenje
____________________________________________________________________________________________________________________
170/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
snage pojedinih čvorišta 110/x kV radi proizvodnje obnovljivih izvora priključenih na
distributivnu mrežu napajanu preko tih čvorišta u daljnim je proračunima zanemaren jer
nijesu poznate točne lokacije i snage takvih izvora. Uticaj na razvoj prenosne mreže pri
očekivanoj veličini izgradnje obnovljivih izvora biti će neznatan. Taj zaključak neće vrediti
ako je ukupna snaga obnovljivih izvora značajna (nekoliko stotina MW).
Planiranje razvoja prenosne mreže izvršeno je za sva tri scenarija izgradnje novih elektrana
u EES Crne Gore. U prvom scenariju na model za 2010. godinu uključena je TE Pljevlja 2,
dok je TE Berane uključena na model za 2025. godinu. U drugom scenariju TE Pljevlja, HE
Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE Komarnica su uključene na model
2015. godine (te modele 2020. i 2025.). U trećem scenariju su na model 2015. godine
uključene TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica i HE Koštanica, dok su na model 2020.
uključene još HE Milunovići i HE Raslovići, te HE Komarnica, HE Ljutica i HE Buk Bijela na
model 2025. godine.
Definisani scenariji angažmana elektrana u EES Crne Gore (Tabela 3.21) su takvi da
scenarijima označenim s A1 odgovaraju scenariji kada nema izgradnje novih elektrana, a
angažman hidroelektrana je 0 MW. To odgovara situaciji kad se cjelokupna potrošnja Crne
Gore namiruje iz uvoza, pa je mreža dimenzionisana tako da omogućava i potpun uvoz
električne energije.
Priključak novih elektrana definisan je prema dosadašnjim studijama [1, 6]. Blok 2 TE
Pljevlja priključuje se na 220 kV sabirnice TS 400/220/110 kV Pljevlja, bez dodatnih
pojačanja prenosne mreže. HE Komarnica priključuje se na mrežu 110 kV, pri čemu se
formira tzv. Durmitorski prsten (Slika 3.7). Realizacija Durmitorskog prstena izvodi se
izgradnjom vodova 110 kV Grebice – Brezna (Al/Č 240/40 mm 2 , 24 km, novi vod), Brezna –
Komarnica (Al/Č 240/40 mm 2 , dvostruki vod, 8 km) i Komarnica – Šavnik – Žabljak (Al/Č
240/40 mm 2 , 45 km), dok se postojeći vodovi Grebice – Brezna i Pljevlja – Žabljak puštaju u
pogon pod nazivnim naponom 110 kV (trenutno u pogonu pod 35 kV). U sklopu
Durmitorskog prstena predviđena je izgradnja TS 110/35 kV Brezna i Žabljak.
HE Koštanica priključuje se na dalekovod 400 kV Podgorica 2 – Ribarevine, na udaljenosti
od oko 45 km od TS 400/110 kV Podgorica 2 [14].
HE Andrijevo se priključuje na DV 220 kV Podgorica 1 – Mojkovac, na udaljenosti 33 km od
TS Podgorica 1, te 43 km od TS Mojkovac [14].
HE Zlatica se uklapa na vod 110 kV Podgorica 1 – Tuzi (sada u pogonu pod 35 kV), uz
izgradnju DV 110 kV HE Zlatica – Podgorica 1 (4 km, Al/Č 240/40 mm 2 ).
HE Milunovići se uklapa u postojeći DV 110 kV Podgorica 1 – Trebješica, uz dodatnu
izgradnju DV 2x110 kV HE Milunovići – HE Zlatica (8 km, Al/Č 240/40 mm 2 ) i DV 110 kV HE
Milunovići – Podgorica 1 (13 km, Al/Č 240/40 mm 2 ) [14].
HE Raslovići s uklapa u mrežu izgradnjom DV 2x110 kV HE Raslovići – HE Milunovići (8
km, Al/Č 240/40 mm 2 ) i DV 110 kV HE Raslovići – Kolašin (30 km, Al/Č 240/40 mm 2 ).
Obrađivaču rješenje priključka TE Berane nije bilo poznato, pa je isto određeno kasnijim
ispitivanjima na modelu. Pretpostavlja se da će se TE Berane priključiti na 110 kV sabirnice
TS 110/35 kV Berane, pri čemu će na odgovarajući način eventualno trebati pojačati mrežu
110 kV.
____________________________________________________________________________________________________________________
171/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Isto vrijedi i za HE Buk Bijela i HE Ljutica. Njihov priključak određen je kasnijim ispitivanjima
na modelu. HES Buk Bijela se sastoji od dvije elektrane, HE Buk Bijela, koja ima 3 agregata
po 150 MW (ukupno 450 MW), od kojih bi Crna Gora raspolagala s jednim agregatom, a EP
RS s ostala dva. Druga elektrana u sistemu je HE Srbinje (55,5 MW), koja je 8,5 km
nizvodno na Drini i ima ulogu kompenzacijskog bazena. U njoj bi se nalazila tri agregata,
svaki s 18,5 MW. HE Buk Bijela treba da se na prenosnu mrežu priključi preko postojećih
DV 400 kV Buk Bijela-Sarajevo (sada radi pod naponom 220 kV) i DV 220 kV Buk Bijela -
Piva. Za siguran plasman energije neophodno je izgraditi jedan od DV 400 kV Buk Bijela -
Višegrad, Buk Bijela - Gacko ili Buk Bijela – Pljevlja 2. Podloge za Prostorni plan Republike
Crne Gore predviđaju izgradnju DV 400 kV Buk Bijela – Pljevlja 2. Pri određivanju rješenja
priključka HE Buk Bijela moguće je varirati priključak pojedinih agregata (3x150+3x55,5
MW) na 400 kV i 220 kV naponski nivo. Ispitivanje svih mogućih varijanti premašuje opseg
ove studije pa će se mogućnosti sažeti na dvije varijante:
- u prvoj varijanti svi agregati HE Buk Bijela priključuju se na 400 kV naponski nivo,
- u drugoj varijanti jedan agregat 150 MW priključuje se na 220 kV naponski nivo
(ostali agregati priključeni na 400 kV mrežu).
Budući da tačne dužine novih potencijalnih dalekovoda kojima se HE Buk Bijela priključuje
na mrežu 400 kV nijesu poznate, procijenjene su sljedeće dužine i izvedbe dalekovoda:
HE Buk Bijela – Pljevlja 2 Al/Č 2x490/65 mm 2 , L = 67 km
HE Buk Bijela – Gacko Al/Č 2x490/65 mm 2 , L = 42 km
HE Buk Bijela – Višegrad Al/Č 2x490/65 mm 2 , L = 60 km
U oba rješenja pretpostavlja se priključak agregata 3x18,5 MW HE Srbinje na 220 kV
naponski nivo (rasklopište 220 kV u krugu elektrane i vod 220 kV do HE Buk Bijela u dužini
od 8,5 km). Ostale kombinacije raspodjele agregata po pojedinim naponskim nivoima
potrebno je odrediti na temelju istraživanja u zasebnoj studiji.
Izvođenje HE Ljutica je predviđeno s 2 agregata po 112 MW i jednim od 26 MW što daje
ukupnu snagu hidroelektrane od 250 MW. U do sada urađenoj tehničkoj dokumentaciji za
HE Ljutica nije obrađivana problematika priključenja ove elektrane na prenosnu mrežu, te ni
odgovarajući dalekovodi nijesu obuhvaćeni podlogama za Prostorni plan. Sagledavajući
postojeće stanje i planirana rešenja prenosne mreže, povezivanje na 220 kV mrežu moglo
bi se izvršiti izgradnjom DV 220 kV HE Ljutica - TE Pljevlja 2 i DV 220 kV HE Ljutica-
Mojkovac. Eventualno, povezivanje sa 110 kV mrežom bi se moglo izvršiti uvođenjem DV
110 kV Žabljak-Pljevlja 1 u HE Ljutica, odnosno TS 220/110 kV Ljutica (dalekovod prolazi u
neposrednoj blizini buduće elektrane) – Slika 3.42.b. Početno se pretpostalja da se svi
agregati HE Ljutica priključuju na 220 kV naponski nivo.
Budući da tačne dužine novih potencijalnih dalekovoda kojima se HE Ljutica priključuje na
mrežu 220 kV nijesu poznate, procijenjene su sljedeće dužine i izvedbe dalekovoda:
HE Ljutica – Pljevlja 2 Al/Č 360/57 mm 2 , L=25 km
HE Ljutica – Mojkovac Al/Č 360/57 mm 2 , L=33 km
____________________________________________________________________________________________________________________
172/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Iz kasnije sprovedenih proračuna (poglavlje 3.4.6.4) možemo preliminarno zaključiti da je
priključak HE Buk Bijela potrebno izvršiti izgradnjom novog DV 400 kV Buk Bijela – Pljevlja
2 i transformacije 400/220 kV u Buk Bijeloj, pri čemu se agregati trebaju priključiti na 400 kV
sabirnice. Priključak HE Ljutica je potrebno ostvariti izgradnjom TS 220/110 kV Ljutica, DV
220 kV HE Ljutica – Pljevlja 2 i HE Ljutica – Mojkovac, te uvodom/izvodom DV 110 kV
Pljevlja 1 – Žabljak u HE Ljuticu. Mrežu je potrebno dodatno pojačati ugradnjom drugog
transformatora 220/110 kV u Mojkovcu i izgradnjom voda 220 kV HE Andrijevo – Podgorica
1.
HE BUK BIJELA
HE SRBINJE
HE KOMARNICA
GREBICE
ŽABLJAK
BREZNA
(35 kV)
HE LJUTICA
HE KOŠTANICA
HE ANDRIJEVO
HE MILUNOVICI
____________________________________________________________________________________________________________________
173/524
HE ZLATICA
HE RASLOVICI
TE BERANE
Slika 3.7. Priključak novih elektrana na prenosnu mrežu
3.3.4 Jedinične cijene visokonaponske opreme te troškovi izgradnje novih
objekata i revitalizacije postojećih jedinica mreže
Troškovi razvoja i revitalizacije prenosne mreže grubo su procijenjeni na osnovu jediničnih
cijena visokonaponske opreme prema Tabelama 3.30 do 3.32. Cijene novih dalekovoda
pribavljene su od EPCG (Prenos), dok su cijene ostale opreme (polja, transformatori, ostali
troškovi TS) procijenjene višegodišnjim praćenjem cijena na svjetskom tržištu.
Tabela 3.30. Jedinične cijene dalekovoda
Napon Materijal i presjek provodnika Cijena (eura/km)
400 kV Al/Č 2x490/65 mm 2 280 000
220 kV
Al/Č 490/65 mm 2 125 000 *
Al/Č 360/57 mm 2 110 000
110 kV Al/Č 240/40 mm 2 85 000
* procjena

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Prenosni
odnos
Tabela 3.31. Cijene transformatora
Snaga (MVA) Cijena (eura/kom)
400/220 kV 400 2 700 000
400/110 kV 300 2 400 000
220/110 kV 150 1 200 000
110/x kV 63 425 000
110/x kV 40 283 000
110/x kV 31.5 250 000
110/x kV 20 220 000
110/x kV 10 170 000
Tabela 3.32. Cijene polja
Napon Izvedba Cijena (eura/kom)
400 kV Klasična 400 000
220 kV Klasična 260 000
110 kV Klasična 140 000
110 kV SF6 500 000
Potrebno je napomenuti da su prikazane cijene samo orijentacione jer se iste znatno
razlikuju zavisno od proizvođača, a služe za grubu procjenu troškova izgradnje novih
objekata u prenosnoj mreži Crne Gore. U slučajevima kada su cijene pojedinih objekata ili
zahvata na mreži iskazane u službenim planovima razvoja Naručioca, tako iskazani troškovi
se smatraju mjerodavnim.
U troškovima izgradnje dalekovoda procjenjuje se sljedeći odnos troškova za električni
(provodnici, zaštitno uže, izolatori i dr.) i građevinski dio (stubovi, temelji, građevinski
radovi) voda:
- za 400 kV dalekovode: električni dio 39 %, građevinski dio 61 %
- za 220 kV dalekovode: električni dio 40 %, građevinski dio 60 %
- za 110 kV dalekovode: električni dio 41 %, građevinski dio 59 %
Ostali troškovi izgradnje ili proširenja transformatorskih stanica (svi troškovi izuzev troškova
novih polja i transformatora) procjenjuju se na sljedeće iznose:
- 40 % u odnosu na troškove transformatora i polja u novim TS,
- 10 % u odnosu na troškove novih transformatora i polja u postojećim TS.
____________________________________________________________________________________________________________________
174/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4 POTREBNA IZGRADNJA OBJEKATA PRENOSNE MREŽE
U ovom poglavlju ispitani su svi prethodno definisani scenariji s obzirom na angažman
elektrana u EES Crne Gore (Tabela 3.21) i izgradnju novih elektrana (Tabela 3.29).
Scenariji su označeni kako slijedi:
Scenariji s obzirom na izgradnju novih elektrana:
S-1 – izgradnja TE Pljevlja 2 (2010.) i TE Berane (2024.)
N-2 – izgradnja TE Pljevlja 2 (2011.), HE Andrijevo (2013.), HE Zlatica (2013.), HE
Raslovići (2014.), HE Milunovići (2015.) i HE Komarnica (2015.), bez obnovljivih
izvora energije
N-3 – izgradnja TE Pljevlja 2 (2011.), HE Andrijevo (2013.), HE Zlatica (2013.), HE
Koštanica (2013.), HE Raslovići (2018.), HE Milunovići (2018.), HE Komarnica
(2021.), HE Ljutica (2023.) i HE Buk Bijela (2025.), bez obnovljivih izvora energije
Scenariji s obzirom na angažman elektrana:
A1 – ekstremno loša hidrologija, sve TE u EES Crne Gore van pogona, uvoz iz BiH,
Rumunije i Bugarske (situuacija potpunog uvoza el. energije),
A2 – ekstremno loša hidrologija, TE u EES Crne Gore maksimalno angažovane, uvoz iz
BiH, Rumunije i Bugarske,
B1 – normalna hidrologija, HE u pogonu angažovane snagom koja odgovara normalnoj
hidrologiji, sve TE u EES Crne Gore van pogona, uvoz iz BiH
B2 – normalna hidrologija, HE u pogonu angažovane snagom koja odgovara normalnoj
hidrologiji, sve TE u EES Crne Gore van pogona, uvoz iz Rumunije i Bugarske
B3 – normalna hidrologija, HE u pogonu angažovane snagom koja odgovara normalnoj
hidrologiji, sve TE u EES Crne Gore maksimalno angažovane, uvoz iz BiH ili izvoz u
Srbiju ovisno o bilansu sistema unutar analiziranih vremenskih presjeka
C1 – ekstremno dobra hidrologija, HE u pogonu angažovane maksimalnom snagom, sve
TE u EES Crne Gore van pogona, uvoz iz BiH
C2 – ekstremno dobra hidrologija, HE u pogonu angažovane maksimalnom snagom, sve
TE u EES Crne Gore maksimalno angažovane, izvoz u Srbiju
Konačni scenariji označeni su pojedinačno ili kombinacijom gornjih oznaka, na primjer,
scenarij označen s S-1/A1 predstavlja situaciju kad je izgrađena TE Pljevlja 2 2010. godine i
TE Berane 2024. godine, u pogonskom stanju kad su sve elektrane u Crnoj Gori (HE i TE)
van pogona pa se ukupna snaga potrošnje podmiruje potpuno iz uvoza.
____________________________________________________________________________________________________________________
175/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.1 2005. godina
3.4.1.1 Tokovi snaga i n-1 sigurnost za različite scenarije pogona EES
Na osnovu modela opisanog u poglavlju 3.1.5, analize opisane u poglavlju 3.1.6 dopunjene
su različitim scenarijima pogona EES Crne Gore prema Tabeli 3.21, kako bi se stekla šira
slika o postojećem stanju mreže i potrebnim investicijama u njen razvoj u kratkoročnom
periodu. U posmatranom vremenskom presjeku nema novih elektrana na mreži.
Prikazi tokova snaga u mrežama 400 kV i 220 kV, te u mreži 110 kV Crne Gore, za različite
ispitivane scenarije pogona nalaze se u prilogu studije (Tabele P5 – P18).
Situacija ekstremno loše hidrologije
U scenariju A1 (sve elektrane u Crnoj Gori van pogona) na modelu se ukupno opterećenje u
iznosu 730 MW (konzum+gubici) pokriva iz BiH (300 MW, TE Gacko maksimalno
angažovana), te Bugarske (215 MW) i Rumunije (215 MW). Tokove snaga u mreži prikazuju
Slike P5 i P6 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -332 MW
Srbija -312 MW
Albanija - 86 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Najopterećeniji vod u 400 kV
mreži, u odnosu na maksimalno dozvoljeno opterećenje, je Podgorica 2 – Trebinje (15%
Imax), a u 220 kV mreži HE Perućica – Trebinje (43% Imax). Transformacija 400/110 kV u TS
Podgorica 2 opterećena je 63% Sn. Najopterećenija transformacija 220/110 kV je ona u HE
Perućica (69 % Sn). Naponske prilike u mreži su unutar dozvoljenih granica.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje sljedeća tabela. U analiziranom
scenariju postoji veći broj nesigurnih stanja sistema s aspekta preopterećenja grana i
naponskih prilika. Ugroženi su:
1) 110 kV potez između TS Podgorica 1 i TS Mojkovac,
2) transformacija 400/110 kV u Podgorici.
Preopterećenja vodova 110 kV između EVP Trebješica i TS Mojkovac ne mogu se izbjeći
dispečerskim mjerama budući da svako isklapanje u mreži vodi daljem slabljenju tog
pravca. Redukcijom konzuma u TS Bijelo Polje i TS Mojkovac ili isključenjem 110 kV voda
Bijelo Polje – Berane opterećenja preostalih vodova od Podgorice 1 do Berana ostaće
unutar dozvoljenih granica. Isto važi i za naponske prilike u TS Andrijevica i TS Berane.
Da bi se izbjeglo preopterećenje transformatora 400/110 kV u TS Podgorica 2 pri ispadu
jednog od dva paralelna transformatora HE Perućica mora biti angažovana barem s 30 MW.
____________________________________________________________________________________________________________________
176/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.33. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju A1
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 400/110 kV Podgorica 2 TR 400/110 kV Podgorica 2 105
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 150
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 149
KT DV 110 kV Andrijevica KT – 150
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 149
TR 220/110 kV Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 148
DV 110 kV Andrijevica KT – 149
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 116
DV 110 kV Bijelo Polje – DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 115
Mojkovac DV 110 kV Andrijevica KT – 116
Trebješnica
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac
KT
TR 220/110 kV Mojkovac
DV 110 kV Bijelo Polje –
Mojkovac
Mojkovac 220 kV 176,0
Mojkovac 110 kV 92,2
Bijelo Polje 110 kV 92,7
Andrijevica 110 kV 98,5
Berane 110 kV 95,3
Mojkovac 110 kV 92,4
Bijelo Polje 110 kV 93,0
Andrijevica 110 kV 98,6
Berane 110 kV
Bijelo Polje 110 kV
95,5
99,0
U scenariju A2 (HE u Crnoj Gori van pogona, TE Pljevlja u pogonu maksimalnom snagom)
na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 730 MW (konzum+gubici) pokriva iz BiH (300
MW, TE Gacko maksimalno angažovana), te Bugarske (110 MW) i Rumunije (110 MW).
Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P7 i P8 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -289 MW
Srbija -169 MW
Albanija - 66 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Najopterećeniji vod u 400 kV
mreži je Ribarevine – Podgorica 2 (15% Imax), a u 220 kV mreži HE Perućica – Trebinje
(42% Imax). Transformacija 400/110 kV u TS Podgorica 2 opterećena je 63% Sn.
____________________________________________________________________________________________________________________
177/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Najopterećenija transformacija 220/110 kV je ona u HE Perućica (68% Sn). Naponske prilike
u mreži su unutar dozvoljenih granica.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.34. U analiziranom
scenariju postoji veći broj nesigurnih stanja sistema s aspekta preopterećenja grana i
naponskih prilika. Kao u prethodnim ispitivanjima ugroženi su:
1) 110 kV potez između TS Podgorica 1 i TS Mojkovac,
2) transformacija 400/110 kV u Podgorici 2.
Tabela 3.34. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju A2
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 400/110 kV Podgorica 2 TR 400/110 kV Podgorica 2 106
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 148
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 147
KT DV 110 kV Andrijevica KT – 148
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 148
TR 220/110 kV Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 147
DV 110 kV Andrijevica KT – 147
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 115
DV 110 kV Bijelo Polje – DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 114
Mojkovac DV 110 kV Andrijevica KT – 115
Trebješnica
Ispad Čvorište Napon (kV)
Mojkovac 220 kV 178,2
Mojkovac 110 kV 93,2
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac Bijelo Polje 110 kV 93,7
KT Berane 110 kV 96,3
Mojkovac 110 kV 93,4
TR 220/110 kV Mojkovac Bijelo Polje 110 kV 94,1
Berane 110 kV 96,5
Svi kritični događaji ostaju kritični i ukoliko je TE Gacko u BiH u analiziranim pogonskim
stanjima van pogona. Preopterećenja transformacije 400/110 kV u TS Podgorica 2 tada su
nešto manja.
Ukoliko je RHE Bajina Bašta van pogona ne pojavljuju se nova, niti iščezavaju već
nabrojana nesigurna stanja u EES Crne Gore. Isto važi i ukoliko je TE Kosovo B u pogonu
maksimalnom snagom ili van pogona.
U slučaju tranzita 300 MW u Albaniju iz pravca BiH (angažovana RHE Čapljina) pojavljuju
se nova nesigurna stanja u EES Crne Gore prikazana Tabelom 3.35. (uz postojeća
nesigurna stanja kad nema tranzita prikazana Tabelama 3.33. i 3.34.) Dolazi do blagih
____________________________________________________________________________________________________________________
178/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
preopterećenja transformacije 220/110 kV u HE Perućica pri ispadu 220 kV voda Podgorica
1 – Perućica, te preopterećenja voda 110 kV između Podgorice 2 i KAP-a pri ispadu
paralelnog voda. U slučaju ispada voda Podgorica 1 – Bar napon u TS Ulcinj pada malo
ispod dozvoljene vrijednosti. Slična je situacija kod tranzita za Albaniju u scenariju A2.
Tabela 3.35. Dodatna nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenarijima
A1 i A2, s tranzitom 300 MW iz BiH u Albaniju
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 220 kV Podgorica 1 – TR 220/110 kV Perućica 101
Perućica
DV 110 kV Podgorica – KAP 1/2 DV 110 kV Podgorica – KAP 2/1 101
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Podgorica 1 – Bar Ulcinj 110 kV 98.8
Situacija normalne hidrologije
Pretpostavljen je angažman HE Piva i HE Perućica u stanjima normalne hidrologije u iznosu
70% maksimalnih snaga tih elektrana:
HE Piva 240 MW
HE Perućica 217 MW
U scenariju B1 (HE u pogonu, TE Pljevlja van pogona) na modelu se ukupno opterećenje u
iznosu 733 MW (konzum+gubici) pokriva iz BiH (276 MW, TE Gacko angažovana tom
snagom). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P9 i P10 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -176 MW
Srbija - 77 MW
Albanija - 23 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Najopterećeniji vod u 400 kV
mreži je Podgorica 2 – Trebinje (12% Imax), a u 220 kV mreži Mojkovac KT - Mojkovac (29%
Imax). Transformacija 400/110 kV u TS Podgorica 2 opterećena je 46% Sn. Najopterećenija
transformacija 220/110 kV je ona u TS Pljevlja 2 (44% Sn). Naponske prilike u mreži su
unutar dozvoljenih granica.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.36. U analiziranom
scenariju postoji veći broj nesigurnih stanja sistema s aspekta preopterećenja grana i
naponskih prilika, a ugrožen je 110 kV potez između TS Podgorica 1 i TS Mojkovac.
____________________________________________________________________________________________________________________
179/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.36. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju B1
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 143
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 142
KT DV 110 kV Andrijevica KT – 143
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 143
TR 220/110 kV Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 142
DV 110 kV Andrijevica KT – 142
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 112
DV 110 kV Bijelo Polje – DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 111
Mojkovac DV 110 kV Andrijevica KT – 112
Trebješnica
Ispad Čvorište Napon (kV)
Mojkovac 220 kV 184,8
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac Mojkovac 110 kV 96,6
KT Bijelo Polje 110 kV 97,2
Mojkovac 110 kV 96,9
TR 220/110 kV Mojkovac Bijelo Polje 110 kV 97,5
U scenariju B2 (HE u pogonu, TE Pljevlja van pogona) na modelu se ukupno opterećenje u
iznosu 733 MW (konzum+gubici) pokriva iz Bugarske i Rumunije (138 MW iz svake).
Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P11 i P12 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 38 MW
Srbija -185 MW
Albanija - 54 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Najopterećeniji 400 kV vod je
Ribarevine – Podgorica 2 (16% Imax), a u 220 kV mreži Pljevlja 2 – Bajina Bašta (32% Imax).
Transformacija 400/110 kV u TS Podgorica 2 opterećena je 44% Sn, a 220/110 kV u TS
Podgorica 1 46% Sn.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.37. U analiziranom
scenariju postoji više nesigurnih stanja sistema s aspekta preopterećenja grana i naponskih
prilika, a ugrožen je 110 kV potez između TS Podgorica 1 i TS Mojkovac.
____________________________________________________________________________________________________________________
180/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.37. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju B2
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 144
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 143
KT DV 110 kV Andrijevica KT – 144
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 143
TR 220/110 kV Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 142
DV 110 kV Andrijevica KT – 143
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 112
DV 110 kV Bijelo Polje – DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 112
Mojkovac DV 110 kV Andrijevica KT – 112
Trebješnica
Ispad Čvorište Napon (kV)
Mojkovac 220 kV 183,9
Mojkovac 110 kV 96,1
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac Bijelo Polje 110 kV
KT
96,7
Mojkovac 110 kV 96,5
TR 220/110 kV Mojkovac Bijelo Polje 110 kV 97,0
U scenariju B3 (HE u pogonu, TE Pljevlja maksimalno angažovana) na modelu se ukupno
opterećenje u iznosu 733 MW (konzum + gubici) pokriva iz BiH (67 MW izvoz prema Crnoj
Gori). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P13 i P14 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 44 MW
Srbija 1 MW
Albanija - 24 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Najopterećeniji 400 kV vod je
Ribarevine – Podgorica 2 (14% Imax), a u 220 kV mreži Pljevlja 2 – Mojkovac KT (36% Imax).
Transformacija 400/110 kV u TS Podgorica 2 opterećena je 46% Sn, a 220/110 kV u TS
Pljevlja 2 49% Sn.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.38. I u ovom analiziranom
scenariju postoji više nesigurnih stanja sistema s aspekta preopterećenja grana i naponskih
prilika, a ugroženi je ponovno 110 kV potez između TS Podgorica 1 i TS Mojkovac.
____________________________________________________________________________________________________________________
181/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.38. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju B3
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 143
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 142
KT DV 110 kV Andrijevica KT – 142
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 142
TR 220/110 kV Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 141
DV 110 kV Andrijevica KT – 142
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 111
DV 110 kV Bijelo Polje – DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 111
Mojkovac DV 110 kV Andrijevica KT – 111
Trebješnica
Ispad Čvorište Napon (kV)
Mojkovac 220 kV 185,5
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac Mojkovac 110 kV 97,0
KT Bijelo Polje 110 kV 97,6
TR 220/110 kV Mojkovac
Mojkovac 110 kV
Bijelo Polje 110 kV
97,4
97,8
Svi kritični događaji ostaju kritični u scenarijima B1 – B3 nezavisno od angažmana i pogona
TE Gacko, RHE Bajina Bašta i TE Kosovo B. U slučaju tranzita 300 MW u Albaniju iz
pravca BiH ne pojavljuju se nova nesigurna stanja u EES Crne Gore.
Situacija ekstremno dobre hidrologije
Ispituje se maksimalan angažman HE Piva i HE Perućica u iznosima:
HE Piva 342 MW
HE Perućica 307 MW
U scenariju C1 (HE maksimalno angažovane, TE Pljevlja van pogona) na modelu se
ukupno opterećenje u iznosu 736 MW (konzum + gubici) pokriva iz BiH (87 MW izvoz
prema Crnoj Gori). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P15 i P16 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 36 MW
Srbija - 36 MW
Albanija - 15 MW
____________________________________________________________________________________________________________________
182/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U analiziranom pogonskom stanju nema preopterećenja pri punoj topologiji mreže.
Najopterećeniji 400 kV vod je Ribarevine – Podgorica 2 (11% Imax), a u 220 kV mreži HE
Piva – Sarajevo (32% Imax). Transformacija 400/110 kV u TS Podgorica 2 opterećena je
40% Sn, a najopterećenija transformacija 220/110 kV je ona u TS Pljevlja 2 (46% Sn).
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.39. I u ovom analiziranom
scenariju postoji više nesigurnih stanja sistema s aspekta preopterećenja grana i naponskih
prilika, a ugrožen je ponovno 110 kV potez između TS Podgorica 1 i TS Mojkovac.
Tabela 3.39. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju C1
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 144
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 143
KT DV 110 kV Andrijevica KT – 143
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 143
TR 220/110 kV Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 142
DV 110 kV Andrijevica KT – 143
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 112
DV 110 kV Bijelo Polje – DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 111
Mojkovac DV 110 kV Andrijevica KT – 112
Trebješnica
Ispad Čvorište Napon (kV)
Mojkovac 220 kV 184,4
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac Mojkovac 110 kV 96,4
KT Bijelo Polje 110 kV 96,9
TR 220/110 kV Mojkovac
Mojkovac 110 kV
Bijelo Polje 110 kV
96,7
97,1
U scenariju C2 (HE i TE Pljevlja maksimalno angažovane) na modelu se ukupno
opterećenje Crne Gore pokriva elektranama na njenoj teritoriji, te izvozi višak od 121 MW u
Srbiju (zanemaruje se pritom upravljanje HE Piva od strane EES Srbije, iako bi se prema
postojećem ugovoru o upravljanju HE Piva radilo o uvozu 221 MW iz Srbije u Crnu Goru).
Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P17 i P18 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH 94 MW
Srbija 42 MW
Albanija - 15 MW
____________________________________________________________________________________________________________________
183/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U analiziranom pogonskom stanju nema preopterećenja pri punoj topologiji mreže.
Najopterećeniji 400 kV vod je Ribarevine – Podgorica 2 (16% Imax), a u 220 kV mreži HE
Piva – Sarajevo (41% Imax). Transformacija 400/110 kV u TS Podgorica 2 opterećena je
39% Sn, a najopterećenija transformacija 220/110 kV je ona u TS Pljevlja 2 (51% Sn).
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.40. I u ovom analiziranom
scenariju postoji više nesigurnih stanja sistema s aspekta preopterećenja grana i naponskih
prilika, a ugrožen je 110 kV potez između TS Podgorica 1 i TS Mojkovac.
Svi kritični događaji ostaju kritični u scenarijima C1 i C2 nezavisno o angažmanu i pogonu
TE Gacko, RHE Bajina Bašta i TE Kosovo B. U slučaju tranzita 300 MW u Albaniju iz
pravca BiH ne pojavljuju se nova nesigurna stanja u EES Crne Gore.
Tabela 3.40. Nesigurna stanja sistema na modelu 2005. godine u scenariju C2
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 144
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 143
KT DV 110 kV Andrijevica KT – 143
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 143
TR 220/110 kV Mojkovac DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 142
DV 110 kV Andrijevica KT – 143
Trebješnica
DV 110 kV Berane – Andrijevica KT 112
DV 110 kV Bijelo Polje – DV 110 kV Trebješica - Podgorica 1 111
Mojkovac DV 110 kV Andrijevica KT – 112
Trebješnica
Ispad Čvorište Napon (kV)
Mojkovac 220 kV 184,1
DV 220 kV Mojkovac – Mojkovac Mojkovac 110 kV 96,3
KT Bijelo Polje 110 kV 96,9
TR 220/110 kV Mojkovac
Mojkovac 110 kV
Bijelo Polje 110 kV
96,6
97,1
3.4.1.2 Kandidati za izgradnju
Prethodnim ispitivanjima detektovani su kritični događaji i kritične grane u prenosnoj mreži
Crne Gore pri sadašnjoj topologiji mreže. Osim radijalno napajanih dijelova mreže (TS
Andrijevica, TS Vilusi, TS Podgorica 3, TS Podgorica 4, TS Ulcinj) ugroženi su 110 kV
vodovi na potezu TS Podgorica 1 – EVP Trebješica – Andrijevica KT – Berane – Bijelo Polje
– Mojkovac. Transformacija 400/110 kV u TS Podgorica 2 ugrožena je kod ispada jednog
od dva transformatora 300 MVA u stanju ekstremno loše hidrologije, odnosno u uslovima
izrazito niskog angažmana HE Perućica. Problem preopterećenja te transformacije ne
pojavljuje se ako je HE Perućica angažovana snagom većom od 30 MW. Blaga
preopterećenja 110 kV voda Podgorica 2 – KAP pri ispadu jednog od dva paralelna voda, te
____________________________________________________________________________________________________________________
184/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
transformacije 220/110 kV u HE Perućica pri ispadu DV 220 kV Podgorica 1 – Perućica,
pojavljuju se samo u stanjima ekstremno loše hidrologije i tranzitu velike snage iz BiH u
Albaniju (na modelu ispitan tranzit od 300 MW).
Veza 110 kV od TS Podgorica 1 do TS Mojkovac preko Trebješice, Berana i Bijelog Polja
preopterećuje se u svim analiziranim pogonskim stanjima, a preopterećenja se ne mogu
otkloniti dispečerskim mjerama poput preraspodijele proizvodnje ili sekcioniranja mreže.
Razmatrani potez se rasterećuje tek u slučaju redukcije konzuma napajanog preko TS
Mojkovac i TS Bijelo Polje, odnosno isključenjem voda 110 kV Bijelo Polje – Berane.
Preopterećenja razmatranog pravca popraćena su nepovoljnim naponskim prilikama,
odnosno nedozvoljeno niskim naponima u Mojkovcu, Bijelom Polju, Beranama i Andrijevici.
Kritični događaji koji uzrokuju preopterećenje tog pravca i nedozvoljene naponske prilike su
pojedinačni ispadi DV 220 kV Mojkovac KT – Mojkovac, transformatora 220/110 kV u
Mojkovcu ili DV 110 kV Mojkovac – Bijelo Polje. Svi ugroženi vodovi imaju provodnike Al/Č
150/25 mm 2 , a maksimalno dozvoljena opterećenja ugroženih vodova (240 A) manja su od
maksimalno dozvoljenog termičkog opterećenja (470 A). Razlog za to je u nepoznatom
faktoru preopterećenja strujnih mjernih transformatora ugrađenih na tom pravcu nazivne
struje 200 A (pretpostavljen faktor preopterećenja 1,2). Ukoliko bi se dozvoljavala
opterećenja razmatranog pravca do termičke granice, razmatrani se vodovi ne bi
preopterećivali, no problem naponskih prilika ostao bi neriješen.
Detektovani problem moguće je riješiti ugradnjom transformacije 400/110 kV u
Ribarevinama (Bijelom Polju) te rješavanjem T priključka TS 220/110 kV Mojkovac na
mrežu (formiranje sabirnica 220 kV u TS Mojkovac i uvod/izvod DV 220 kV Pljevlja 2 –
Podgorica 1 u TS Mojkovac). Alternativa ugradnji transformacije 400/110 kV u
Ribarevinama je ugradnja drugog transformatora 220/110 kV u TS Mojkovac nakon
rješavanja priključka TS Mojkovac na 220 kV mrežu te izgradnja novog 110 kV voda
Mojkovac – Bijelo Polje dužine oko 15 km. U nastavku su obje varijante pojačanja mreže
analizirane te su uspoređeni procijenjeni troškovi.
Formiranjem sabirničkog sistema 220 kV u TS Mojkovac i uvodom/izvodom voda Pljevlja 2
– Podgorica 1 u TS Mojkovac kritični pravac se preopterećuje u odnosu na maksimalne
dozvoljene struje pojedinih dionica pri pojedinačnim ispadima transformatora 220/110 kV u
TS Mojkovac (praćeno preniskim naponima u Mojkovcu i Bijelom Polju) i DV 110 kV
Mojkovac – Bijelo Polje. Ukoliko bi se 110 kV vodovi mogli opterećivati do termičke granice
ostao bi samo problem preniskih napona na 110 kV nivou u Mojkovcu, Bijelom Polju i
Beranama pri navedenim kritičnim događajima.
Ugradnjom transformatora 400/110 kV (150 MVA) u TS Ribarevine u potpunosti se rješava
problem napajanja 110 kV pravca od TS Podgorica 1 do TS Mojkovac, čak i ako nije
izveden uvod/izvod DV 220 kV Pljevlja 2 – Podgorica 1 u TS Mojkovac. Transformacija
400/110 kV Ribarevine rasterećuje i transformator 400/110 kV Podgorica 2 u stanjima
ekstremno loše hidrologije kada pri ispadu jednog transformatora može doći do
preopterećenja preostalog.
Ukoliko se uz formiranje sabirničkog sistema 220 kV u TS 220/110 kV Mojkovac i
uvod/izvod voda 220 kV Pljevlja 2 – Podgorica 1 u Mojkovac, ugradi i drugi transformator
220/110 kV (bez transformacije 400/110 kV u Ribarevinama) kritični događaj ostaje ispad
DV 110 kV Bijelo Polje – Mojkovac kad se preopterećuje 110 kV veza Podgorica 1 – EVP
Trebješica – Andrijevica – Berane (do 117 % Imax), a napon ostaje preniski u Bijelom Polju.
Svi problemi se otklanjaju ukoliko se dodatno izgradi vod 110 kV Mojkovac – Bijelo Polje 2.
____________________________________________________________________________________________________________________
185/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Ukoliko promotrimo visinu pojedinačnih investicija prednost dajemo ugradnji transformacije
400/110 kV Ribarevine kao kratkoročnog načina rješavanja razmatranog problema. Ukoliko
iz razmatranja ispustimo investiciju u rješavanje T spoja TS Mojkovac koju svakako treba
izvršiti odmah po ugradnji transformacije 400/110 kV ili neposredno nakon toga, ugradnja
transformacije 400/110 kV u TS Ribarevine (2.700.000 eura) jeftinija je od ugradnje drugog
transformatora 220/110 kV u TS Mojkovac i izgradnje voda 110 kV Mojkovac – Bijelo Polje
(ukupno 3.582.600 eura).
3.4.1.3 Konfiguracija mreže u kratkoročnom periodu
Slike 3.8 i 3.9 prikazuju željenu konfiguraciju prenosne mreže (prostorna i jednopolna
šema) u kratkoročnom periodu od idućih godinu dana (kraj 2006. godine), određenu prema
kriterijumima planiranja i iskazanom planu razvoja F.C. Prenos.
KOTOR
(35 kV)
Slika 3.8. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore u kratkoročnom periodu
(prostorna šema)
U kratkoročnom periodu treba izgraditi sljedeće:
- transformaciju 400/110 kV u Ribarevinama (150 MVA),
- proširiti RP 400 kV Ribarevine jednim trafo poljem 400 kV i sabirnice 110 kV u TS
Bijelo Polje jednim trafo poljem 110 kV,
- DV 400 kV Podgorica 2 – Tirana, uz proširenje TS Podgorica 2 jednim vodnim
poljem 400 kV,
- TS 110/35 kV Kotor (2x20 MVA) i DV 110 kV Tivat – Kotor,
____________________________________________________________________________________________________________________
186/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
- Proširiti TS Tivat jednim vodnim poljem 110 kV,
- izvesti uvod/izvod DV 110 kV Trebješica – Berane u TS 110/35 kV Andrijevica i
proširiti TS Andrijevica s dva vodna polja, jednim trafo poljem i transformatorom 20
MVA,
- proširiti TS 110/35 kV Ulcinj jednim transformatorom 20 MVA, te zamijeniti postojeći
transformator 20 MVA novim iste grupe spoja. Proširiti 110 kV sabirnice jednim trafo
poljem 110 kV.
____________________________________________________________________________________________________________________
187/524

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Goražde
Potpeč
(35 kV)
Pljevlja 2
Sarajevo
(Buk Bijela)
Trebinje
Trebinje
Požega
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
10 MVA
20+40
MVA
Bileća Vilusi KT
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Vilusi
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
30+31,5+2x63 MVA
Nikšić
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
HE Perućica
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
KAP
2x31,5 MVA
20 MVA
2x20 MVA
Kotor
Podgorica 4
Danilovgrad
2x20 MVA
Tivat
20+31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
Podgorica 2
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
Mojkovac KT
Podgorica 1
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
188/524
40+20 MVA
Budva
2x7,5
MVA
2x20
MVA
63+40
MVA
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
2x20
MVA
20+31,5 MVA
Berane
Andrijevica
Podgorica 3
2x20 MVA
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
20 MVA 2x7,5 MVA
Slika 3.9. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore u kratkoročnom periodu (jednopolna šema)
2x10 MVA
Ulcinj
2x7,5
MVA
EVP Trebješica

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.2 Analiza prijelazne stabilnosti elektroenergetskog sistema Crne Gore
2005. godine
3.4.2.1 Stabilnost pogona i glavni parametri agregata
Stabilnost elektroenergetskog sistema definiše se kao svojstvo sistema koje omogućava
zadržavanje ravnotežnog pogonskog stanja u normalnim pogonskim uslovima te postizanje
zadovoljavajućeg ravnotežnog stanja nakon pojave poremećaja. Nestabilnost EES-a očituje
se na više različitih načina u zavisnosti o konfiguraciji ees-a i pogonskom stanju (Slika
3.10).
Slika 3.10. Klasifikacija stabilnosti elektroenergetskog sistema
____________________________________________________________________________________________________________________
189/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Stabilnost elektroenergetskog sistema predstavlja jedinstven problem koji je vrlo
nepraktično analizirati kao cjelinu. Nestabilnost može poprimiti različite oblike i biti
predmetom uticaja velikog broja različitih faktora. Predočena klasifikacija stabilnosti od
velikog je značenja u analizi stabilnosti, prepoznavanju ključnih faktora koji doprinose
nestabilnosti te stvaranju metoda za poboljšanje stabilnog pogona. Klasifikacija sadrži
uticaje fizikalne naravi rezultirajuće nestabilnosti, veličinu poremećaja koji uzrokuje
nestabilnost, uređaje, procese i vremenski raspon razmatranja prijelazne pojave te
najodgovarajuće metode proračuna i predviđanja stabilnosti pogona ees-a. Iz praktičnih je
razloga klasifikacija stabilnosti zasnovana na većem broju različitih razmatranja tako da se
na prvi pogled teže razlikuje potpuna odvojenost različitih kategorija. Zbog toga je otežano i
postavljanje jasnih definicija koje bi zadovoljile rigorozne matematičke postavke i
istovremeno bile prihvatljive za praktično korišćenje.
Nestabilnost sistema manifestira se na različite načine. Tradicionalno se problem stabilnosti
povezuje s održavanjem sinhronog pogona. Obzirom da je pogon elektroenergetskog
sistema zasnovan na sinhronizmu, neophodan uslov zadovoljavajućeg pogona predstavlja
zadržavanje sinhronizma sinhronih strojeva u svim uslovima pogona. Na ovaj aspekt
stabilnosti najviše utiče dinamika ugla rotora generatora te odnos između radne snage i
ugla rotora.
U procjeni stabilnosti razlog zabrinutosti nalazi se u ponašanju sistema nakon prolaznih
poremećaja. Poremećaj može biti mali ili veliki. Mali poremećaji poput promjene opterećenja
događaju se kontinuirano i sistem se prilagođava prema uslovima nakon promjene. Sistem
treba biti u zadovoljavajućim uslovima pogona pri tim poremećajima te uspješno napajati
najveći iznos opterećenja. Takođe, sistem treba izdržati brojne druge poremećaje znatno
ozbiljnije naravi poput kratkih spojeva na prenosnim vodovima, ispad velikog generatora ili
tereta, ispad poveznice između dva podsistema…
Tri su osnovna regulacijska sistema koji u najvećoj mjeri imaju uticaj na vladanje sinhronog
generatora kao jednog od najbitijih elemenata ees-a: regulacija brzine vrtnje i radne snage,
regulacija uzbude i regulacija parogeneratora (kod termoagregata). Ovaj pojednostavljeni
pogled moguće je predočiti u obliku dijagrama (Slika 3.11).
Slika 3.11. Dijagram osnovnih regulacijskih sistema
____________________________________________________________________________________________________________________
190/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Iznos snage primarnog pogonskog medija (para ili voda) privedenog turbini reguliše se
pomoću regulatora brzine vrtnje (eng. governor). Regulacijskim sistemom pogonskog stroja
reguliše se djelatna snaga i frekvencija, dakle uvodi se funkcija najčešće poznata pod
nazivom regulacija frekvencije ili AGC (eng. Automatic Generation Control). Uzbudnim
sistemom reguliše se generirani unutarnji inducirani napon generatora (EMF) te tako djeluje
ne samo na izlazni napon već i na faktor snage i iznos struje.
Spomenuti regulacijski krugovi uvelike doprinose zadovoljavajućem pogonu ees-a
održavanjem napona, frekvencije i ostalih veličina sistema unutar prihvatljivih granica. Oni
osim toga imaju i naglašen uticaj na dinamička svojstva ees-a te na njegovu sposobnost
odupiranja poremećajima.
Istraživanjima koja su provedena u okviru ovog podpoglavlja nastoji se pridonijeti analizi
osobina sinhronih generatora, uzbudnih sistema i pogonskih strojeva u elektroenergetskom
sistemu Crne Gore i to sa stanovišta prijelazne stabilnosti ugla rotora generatora. Pri tome
je pozornost posvećena trofaznom kratkom spoju kao najvećem poremećaju koji može
nastati u bližoj okolini lokacija priključenja generatora na visokonaponsku prenosnu mrežu s
obzirom na tip agregata i vrstu regulacijskih sistema zbog procjene vladanja agregata u
sistemu.
U ovom su dijelu stoga sadržani rezultati izvršenih istraživanja prijelazne stabilnosti ugla
rotora sinhronih generatora u sadašnjem stanju izgrađenosti elektroenergetskog sistema
Crne Gore. Istraživanje je utemeljeno na statičkim i dinamičkim proračunima vladanja
agregata i cjelokupnog sistema u uslovima pojave velikih poremećaja (trofazni kratki
spojevi) koji se događaju u vanjskoj prenosnoj mreži (110 kV, 220 kV i 400 kV). Analiza
sadrži proračun stabilnosti ugla rotora sinhronih generatora priključenih na ees Crne Gore
uz pojavu velikih poremećaja. Sekvencija velikog poremećaja se sastoji od elektrani bliskog
trofaznog kratkog spoja koji se prekida isključenjem voda pogođenog kvarom bez ponovnog
uključenja. Proračunati su odzivi karakterističnih veličina s obzirom na nastali poremećaj te
je na osnovu tih rezultata ocijenjena stabilnost pogona generatora u ees-u Crne Gore.
Ocjena stabilnosti pogona izvodi se na osnovu zahtjeva vezanih uz stabilnost koje je
postavila Elektroprivreda Crne Gore AD Nikšić (EPCG) kao nositelj obaveza operatora
prenosne mreže (OPM) u Privremenom kodeksu mreže (02/2005). Kodeks propisuje
zahtjeve vezane uz stabilnost obzirom na vođenje, planiranje razvoja i priključenje u
sljedećim točkama:
3.6. Standardi planiranja (u okviru 3. Kodeks planiranja)
4.6.4. Tehnički kriterijumi zaštite (u okviru 4. Uslovi za priključke)
5.2.4. Kriterijumi sistemske sigurnosti prenosnog sistema za operativno planiranje
(u okviru 5. Operativni kodeks).
Sukus navedenih zahtjeva ukazuje na sljedeće najznačajnije elemente u procjeni
stabilnosti:
- U standarde-kriterijume vezane za poremećene režime rada spadaju kriterijum n-1 i
dinamička stabilnost sistema.
- Kriterijum n-1 obavezuje da neraspoloživost jedne grane (nadzemnog voda, kabla,
transformatora, interkonektivnog voda) ili bilo kojeg generatora ne smije izazvati
gubitak stabilnosti u radu neke elektrane ili sistema u cjelini.
____________________________________________________________________________________________________________________
191/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
- Kriterijumom dinamička stabilnost sistema se mora garantovati stabilan rad sistema
za sva radna stanja. OPM mora od korisnika prenosne mreže dobiti podatke o
dinamičkom ponašanju potrošača priključenih na mrežu kako bi izvršio potrebne
analize i planirao potrebne mjere za održavanje stabilnosti, ako dođe do bitnijih
promjena tehničkih ili radnih parametara postrojenja ili do novog priključenja.
- Ukupno vrijeme potrebno za isključenje elementa mreže na kojem je došlo do kvara,
koje uključuje reagovanje zaštitnog releja, rad prekidača i telekomunikacionu
signalizaciju iznosi:
o za 400 kV dalekovode 5 ciklusa (100 msec),
o za 220 kV dalekovode 6 do 7 ciklusa (120 do 140 msec) i
o za 110 kV dalekovode 6 do 7 ciklusa (120 do 140 msec).
- OPM je odgovoran za procjenu, održavanje i obnovu sigurnosti rada EES-a.
Procjena sigurnosti mora uzeti u obzir konfiguraciju mreže, moguće prekide pogona
elemenata sistema, statičku i dinamičku stabilnost EES-a.
Ocjena stabilnosti, dakle, nužno treba imati u vidu prethodno navedene zahtjeve koje
postavlja operator prenosne mreže. Navedeni su zahtjevi u ovoj ocjeni tretirani kao
obavezujući za korisnika mreže, odnosno za sve generatore u koji su priključeni na
prenosnu mrežu elektroenergetskog sistema Crne Gore.
U nastavku su predočeni korišćeni računski parametri agregata prema glavnim djelovima
vezanim uz stabilnost: sinhroni generator, sistem uzbude i regulacija brzine vrtnje i/ili
snage. Za svaki od navedenih glavnih dijelova opisani su modeli s odgovarajućim
parametriranjem. Postavljeni modeli korišćeni su u proračunima prijelaznih
elektromehaničkih pojava koji se provode u cilju procjene stabilnosti pogona
elektroenergetskog sistema Crne Gore.
Sinhroni generatori
Za potrebe predmetnih proračuna stabilnosti agregata u ees-u Crne Gore pretpostavljeno je
da se električna energija za presječnu 2005. godinu proizvodi iz sljedećih 11 agregata:
• HE Piva 3x114MW/120MVA;
• TE Pljevlja 1x210/MW/247MVA;
• HE Perućica 5x38MW/40MVA + 2x58.5MW/65MVA.
Ukupna instalisana snaga generatora u navedenim elektranama iznosi 859MW/937MVA.
Razmatrane lokacija priključenja tih agregata odnose se na sljedeća čvorišta:
• HE Piva 220 kV (3 izlazna elementa);
• Pljevlja 2 220 kV (8 izlaznih elemenata);
• HE Perućica 110 kV (7 izlaznih elemenata).
Računski parametri sinhronih generatora u EES-u Crne Gore koji su neophodni u analizi
predmetnih dinamičkih stanja predočeni su u nastavku u Tabeli 3.41. Parametri sadrže
opšte podatke generatora, te njihove reaktancije i vremenske konstante s kojima su
izvedeni numerički proračuni vladanja agregata u prijelaznim stanjima.
____________________________________________________________________________________________________________________
192/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
PARAMETAR
(JEDINICA)
Tabela 3.41. Računski parametri sinhronih generatora u ees-u Crne Gore
HE PIVA TE PLJEVLJA HE PERUĆICA HE PERUĆICA
Sn (MVA) 120 247 40 65
cos ϕn 0.95 0.85 0.95 0.9
Pn (MW) 114 210 38 58.5
Qn (Mvar) ind. 37.5 130 12.5 28.3
UnG (kV) 15.75 15.5 10.5 10.5
H (Ws/VA) 4.3 3.0 2.17 2.12
xd (pu) 1.00 2.06 1.455 1.38
xq (pu) 0.60 2.00 0.77 0.77
xd' (pu) 0.36 0.45 0.347 0.325
xq' (pu) / 0.58 / /
xd" (pu) 0.207 0.25 0.31 0.195
xL (pu) 0.14 0.166 0.12 0.13
td0' (s) 6.5 6.48 1.44 1.99
td0" (s) 0.068 0.15 0.136 0.195
tq0' (s) / 0.33 / /
tq0" (s) 0.060 0.036 0.070 0.073
S(1.0) 0.03 0.03 0.03 0.03
S(1.2) 0.25 0.4 0.25 0.25
Sistemi regulacije uzbude sinhronih generatora
Osnovna funkcija uzbudnog sistema nalazi se u dobavi istosmjerne struje rotorskom
uzbudnom krugu. Štoviše, uzbudni sistem preuzima obaveze regulacije i štićenja
neophodnih za zadovoljavajući pogon ees-a putem regulišenja uzbudnog napona i uzbudne
struje. Regulacijska uloga uzbudnog sistema prije svega odnosi se na regulaciju napona i
tokova jalove snage putem kojih se poboljšava stabilnost ees-a.
Obzirom na primjenu unutar agregata u ees-u Crne Gore, sistemi regulacije uzbude
predmetnih agregata modelirani su pomoću IEEET1 (agregati HE Piva i HE Perućica), te
ESAC1A (agregat TE Pljevlja) modela uzbudnog sistema (Slike 3.12.: IEEET1 - 3.13.:
ESAC1A).
Za potrebe ovih proračuna stabilnosti pretpostavljeni su pripadni parametri predmetnih
standardnih modela (Tabela 3.42). Navedeni parametri dobiveni su na osnovu procjene i
iskustava s obzirom na vrstu i tip uzbudnog sistema te provjere odziva u otvorenom krugu.
____________________________________________________________________________________________________________________
193/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Slika 3.12. Model IEEET1 sistema uzbude (HE Piva i HE Perućica)
Slika 3.13. Model ESAC1A sistema uzbude (TE Pljevlja)
____________________________________________________________________________________________________________________
194/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.42. Parametri modela sistema uzbude generatora u EES-u Crne Gore
PARAMETAR
(JEDINICA)
HE PIVA TE
PLJEVLJA
HE
PERUĆICA
HE
PERUĆICA
Model uzbude IEEET1 ESAC1A IEEET1 IEEET1
TR (s) 0.01 0.01 0.01 0.01
TB (s) / 0.0 / /
TC (s) / 0.0 / /
KA (pu/pu) 50.00 200 50.00 50.00
TA (s) 0.05 0.04 0.06 0.06
VRmax (pu) 1.50 7.00 3.00 3.00
VRmin (pu) -1.50 -7.00 -2.50 -2.50
VAmax (pu) / 14.5 / /
VAmin (pu) / -14.5 / /
KE (pu/pu) 0.10 0.8 0.10 -0.10
TE (s) 0.08 0.05 0.50 0.50
KF (pu/pu) 0.03 0.02 0.13 0.10
TF (s) 1.50 1.50 1.00 1.00
switch 0.0 / 0.0 0.0
KC (pu/pu) / 0.2 / /
KD (pu/pu) / 0.38 / /
E1 2.47 3.14 2.47 2.47
S(E1) 0.035 0.03 0.035 0.035
E2 3.5 4.18 3.5 3.5
S(E2) 0.30 0.1 0.30 0.50
KEvar (pu/pu) 0.1 / 0.1 -0.1
EFD naz 1.802 3.01 2.128 2.203
RR (response ratio) 5.02 1.44 1.88 2.05
Sistemi regulacije brzine vrtnje i snage
Analiza dinamike agregata u elektranama nužno zahtijeva izgradnju odgovarajućih modela
zavisno o naravi pojava koje se želi istraživati. Jedan od sistema koji je pri tome potrebno, u
većini slučajeva, uzeti u obzir je sistem regulacije brzine vrtnje odnosno radne snage
pogonskih strojeva agregata. U slučaju istraživanja brzih prijelaznih pojava (npr. stabilnosti
prvog njihaja ugla rotora sinhronog generatora) uticaj dinamike sistema regulacije brzine
vrtnje odnosno snage može se i zanemariti osim ukoliko nijesu uvedene brzo djelujuće
zaštite poput PLU-a (eng. Power Load Unbalance). U slučaju istraživanja dugotrajne
stabilnosti te otačnog pogona uticaj navedenog sistema ne smije se izostaviti.
Svaka detaljnija analiza dinamičkog vladanja agregata nužno bi, dakle, uključivala i
uvođenje različitih modela turbine i pripadnog regulatora. Na osnovi procjene i iskustava
obzirom na vrstu i tip agregata, postavljeni su modeli sistema regulacije brzine vrtnje i
radne snage predmetnih agregata u ees-u Crne Gore. Sistemi regulacije brzine vrtnje
predmetnih agregata modelirani su pomoću IEEEG3 (agregati HE Piva i HE Perućica), te
IEEEG1 (agregat TE Pljevlja) modela (Slike 14.: IEEEG3 - 3.15.:IEEEG1).
Za potrebe ovih proračuna stabilnosti pretpostavljeni su pripadni parametri predmetnih
standardnih modela (Tabela 3.43:IEEEG3 i 3.44.:IEEEG1). Navedeni parametri dobiveni su
na osnovu procjene i iskustava s obzirom na vrstu i tip sistema regulacije brzine vrtnje te
provjere odziva u otvorenom krugu.
____________________________________________________________________________________________________________________
195/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Slika 3.14. Model IEEEG3 sistema regulacije brzine vrtnje (HE Piva i HE Perućica)
Slika 3.15. Model IEEEG1 sistema regulacije brzine vrtnje (TE Pljevlja)
Tabela 3.43. Parametri modela sistema regulacije brzine vrtnje agregata u EES-u Crne
Gore
PARAMETAR
(JEDINICA)
HE PIVA HE
PERUĆICA
HE
PERUĆICA
Model turbine IEEEG3 IEEEG3 IEEEG3
TG (s) 0.2 0.2 0.2
TP (s) 0.04 0.04 0.04
U0 (pu/s) 0.1 0.1 0.1
UC (pu/s) -0.1 -0.1 -0.1
PMAX (pu) 0.95 0.95 0.90
PMIN (pu) 0.00 0.00 0.00
ρ (pu) 0.05 0.05 0.05
δ (pu) 0.31 0.50 0.50
TR (s) 5.00 3.50 3.50
TW (s) 1.16 0.50 0.50
A11 0.50 0.50 0.50
A13 1.00 1.00 1.00
A21 1.50 1.50 1.50
A23 1.00 1.00 1.00
____________________________________________________________________________________________________________________
196/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.44. Parametri modela sistema regulacije brzine vrtnje agregata u ees-u Crne
Gore
PARAMETAR
(JEDINICA)
TE
PLJEVLJA
Model turbine IEEEG1
K (pu/pu) 16.67
T1 (s) 1.00
T2 (s) 1.00
T3 (s) 0.10
U0 (pu/s) 0.10
UC (pu/s) -0.10
PMAX (pu) 0.85
PMIN (pu) 0.40
T4 (s) 0.40
K1 (pu/pu) 0.30
K2 (pu/pu) 0.00
T5 (s) 5.50
K3 (pu/pu) 0.40
K4 (pu/pu) 0.00
T6 (s) 0.50
K5 (pu/pu) 0.30
K6 (pu/pu) 0.00
T7(s) 0.00
K7 (pu/pu) 0.00
K8 (pu/pu) 0.00
3.4.2.2 Uticaj trofaznog kratkog spoja u vanjskoj mreži na stabilnost agregata
u Crnoj Gori
U ovom su poglavlju opisani rezultati proračuna uticaja trofaznog kratkog spoja u vanjskoj
mreži na stabilnost pogona agregata u Crnoj Gori. Najprije je fenomenološki opisano
kritično vrijeme trajanja trofaznog kratkog spoja putem odziva karakterističnih varijabli
agregata u kritičnom (graničnom) stabilnom i nestabilnom slučaju, a zatim su predočena
kritična vremena trajanja trofaznog kratkog spoja u zavisnosti o početnom pogonskom
stanju agregata (iznos napona generatora, opterećenje djelatnom snagom, opterećenje
jalovom snagom) i mjestu nastanka kvara (čvorišta vanjske 110 kV/220 kV/400 kV mreže,
jednostruki ispadi izlaznih vodova iz tih čvorišta koji su pogođeni kvarom). Kritična vremena
su izračunata i korelirana sa zahtjevima iz Privremenog kodeksa mreže (02/2005).
Odzivi glavnih varijabli generatora u Crnoj Gori u uslovima trofaznog kratkog spoja
U nastavku su predočeni rezultati dinamičke analize obzirom na pojavu velikih poremećaja
u okolini elektrana u ees-u Crne Gore. Takvi poremećaji mogu inicirati neželjene ispade
proizvodnih jedinica te elektromehanička njihanja. U ees-u Crne Gore, svaki generator koji
je priključen na 400/220/110 kV naponskom nivou predstavljen je odgovarajućim
suptranzijentnim modelom opremljenim s uzbudnim sistemom te regulatorom brzine vrtnje.
Ti su modeli parametrirani na osnovu prethodnih studija stabilnosti. Štoviše, generatori u
jugoistačnoj Evropi takođe su predstavljeni pomoću detaljnog suptranzijentnog modela i
____________________________________________________________________________________________________________________
197/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
pripadnih regulacijskih sistema. Generatori u zapadnoj Evropi aproksimativno su modelirani
samo pomoću njihovih suptranzijentnih modela.
Prije izvođenja proračuna kritičnih vremena potrebno je provjeriti parametrizaciju sistema
regulacije uzbude i brzine vrtnje agregata u ees-u Crne Gore.
U svrhu provjere parametara uzbudnog sistema najprije je potrebno simulirati odziv
uzbudnog sistema u otvorenom krugu na udarnu promjenu referentne veličine VREF.
Simulacije se izvode za veliki (eng. Response Ratio, RR) i mali odziv uzbudnog sistema.
Kod velikog odziva referentna se veličina automatski povećava u velikom iznosu kako bi se
uzbudni napon što prije dovelo do stropne vrijednosti i na taj način procijenilo brzinu odziva
uzbudnog sistema. Iako je provjeru obzirom na veliki odziv moguće izvesti za sve vrste
uzbude, njezino prvenstveno značenje dolazi do izražaja kod rotirajućih strojnih uzbudnih
sistema. Statički tiristorski uzbudni sistemi iskazuju vrlo visok RR odziv obzirom da su
praktično trenutno u mogućnosti doseći stropnu vrijednost uzbudnog napona. U poređenju
sa statičkim uzbudnim sistemima, rotirajući strojni uzbudni sistemi iskazuju značajno niže
vrijednosti RR odziva obzirom na postojanje vremenske konstante rotirajućeg uzbudnika i
uobičajeno se kreću oko RR=1.
Na slici 3.16 predočeni su veliki odzivi sistema uzbude za sve agregate u ees-u Crne Gore.
Odzivi ukazuju na visoku RR vrijednost agregata HE Piva (RR=5.02; EFDnaz=1.802 pu) te na
niže vrijednosti agregata TE Pljevlja (RR=1.44; EFDnaz=3.011 pu), HE Perućica 40 MVA
(RR=1.88; EFDnaz=2.128 pu) i HE Perućica 65 MVA (RR=2.05; EFDnaz=2.203 pu). Za TE
Pljevlja RR vrijednost poprima najniži iznos što je posljedica vrste uzbude tog generatora
(visokofrekventna uzbuda s induktorskim generatorom 500Hz, uzbudni generator 400 Hz,
diodni ispravljač). Obzirom na vrstu uzbude, RR vrijednosti poprimaju očekivane iznose.
Na osnovu izvođenja ove provjere prepoznata su tri bitna elementa čiji su iznosi navedeni u
Tabeli 3.42, a koji pružaju informacije o uspješnosti kombinacije generator-uzbudnik:
• Uzbudni napon pri nazivnom opterećenju EFD naz uz nazivni faktor snage;
• Stropni uzbudni napon EFDmax;
• Brzina odziva na veliku udarnu promjenu referentne veličine RR.
____________________________________________________________________________________________________________________
198/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
455) HE Piva
458) TE Pljevlja
459) HE Perućica 40 MVA
464) HE Perućica 65 MVA
Slika 3.16. Uzbudni napon pri velikom odzivu sistema uzbude agregata u EES-u Crne
Gore u otvorenom krugu
Sprovođenjem provjere brzine odziva dobiva se informacija o uspješnosti modeliranja
uzbudnih sistema, ali da bi ona bila potpunija potrebno je procijeniti i prihvatljivost
parametara regulatora napona poput pojačanja i vremenskih konstanti. Ti se parametri
provjeravaju prema malim odzivima uzbudnog sistema koji trebaju biti stabilni te učinkovito
regulišeti napon generatora kada je on u pogonu s nazivnom brzinom u otvorenom krugu
(neposredno prije sinhronizacije na mrežu). Provjera prema malim odzivima temelji se na
uvođenju male +5%-tne udarne promjene referentne veličine regulatora napona i
posmatranju odziva uzbudnog napona i napona generatora. Na Slikama 3.17 (uzbudni
napon) i 3.18 (napon generatora) predočeni su odzivi agregata u ees-u Crne Gore.
Simulacije su izvedene u trajanju od 5 sekundi kako bi se omogućilo postizanje zadate nove
stacionarne vrijednosti. Jasno se uočava zadovoljavajuća brzina postizanja zadate
vrijednosti kod primijenjenih uzbudnih sistema svih agregata. Uopšte uzevši, ukoliko se od
agregata očekuje brže i značajnije sudjelovanje u regulaciji napona u sistemu tada je
potrebno preferirati tiristorski upravljive statičke uzbudne sisteme. Ako se k tome dodaje i
zahtjev da agregat ima sposobnost crnog starta tada je potrebno osigurati nezavisni izvor
napajanja uzbude. Odzivi ukazuju da su parametri uzbudnih sistema definisani u
prihvatljivim okvirima (Tabela 3.42) te da omogućavaju dovoljno prigušeno, ali ne i presporo
postizanje zadatih vrijednosti. Udarna promjena referentne veličine od 0.05 pu takvog je
iznosa da ukazuje kako na nadvišenje tako i na prigušenje bez njihanja u odzivima napona
generatora u otvorenom krugu te bez ulaska u područje gornjeg ograničenja uzbudnog
napona.
____________________________________________________________________________________________________________________
199/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
909) HE Piva
915) TE Pljevlja
917) HE Perućica 40 MVA
927) HE Perućica 65 MVA
Slika 3.17. Uzbudni naponi generatora u EES-u Crne Gore pri +5% promjeni VREF u
otvorenom krugu
Provjera parametriranja sistema regulacije brzine vrtnje agregata u ees-u Crne Gore izvodi
se u svrhu osiguravanja kvaliteta prijelazne pojave pri promjeni referentne veličine brzine
vrtnje agregata odvojenog od mreže. Osnovni cilj nalazi se u potvrđivanju odabranih
vrijednosti parametara poput pojačanja i vremenskih konstanti regulatora brzine vrtnje koje
omogućavaju dovoljno brzi te dovoljno prigušeni odziv na udarnu promjenu referentne
veličine. Ovom se provjerom ukazuje na prigušenje vezano samo uz turbinu i regulator
brzine vrtnje obzirom da je riječ o otvorenom regulacijskom krugu.
Udarna promjena referentne veličine definiše se na način da agregati povećavaju
opterećenje s 0.7 pu na 0.8 pu, pri čemu je 1 pu jednak nazivnoj prividnoj snazi generatora.
Obzirom da najmanji nazivni faktor snage agregata u ees-u Crne Gore iznosi 0.85, ovom se
udarnom promjenom ne uzrokuje preopterećenje agregata.
Na Slikama 3.19 i 3.20 predočeni su odzivi odstupanja brzine vrtnje te mehaničke snage
agregata u ees-u Crne Gore. Ovom se provjerom ukazuje na kvalitet prijelazne promjene
brzine vrtnje i snage turbine. Sve jedinice imaju zadovoljavajuće prigušene odzive uz
odabrane vrijednosti parametara koje su predočene u Tabeli 3.43 - 3.44. Za ovu je udarnu
promjenu početni propad brzine vrtnje manji od 0.05 pu, a njezino trajno odstupanje u
novom stacionarnom stanju zavisi o statizmu regulatora (za potrebe ove studije iznos
statizma nije značajan, a pretpostavljen je u iznosu od 5%).
Ova se provjera izvodi za agregate koji su odvojeni od mreže tako da nije potrebno tražiti
rješenje cijelog sistema. Stoga se ovim postupkom značajno ubrzava parametriranje
regulatora brzine vrtnje.
____________________________________________________________________________________________________________________
200/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
910) HE Piva
916) TE Pljevlja
918) HE Perućica 40 MVA
928) HE Perućica 65 MVA
Slika 3.18. Naponi generatora u EES-u Crne Gore pri +5% promjeni VREF u otvorenom
krugu
____________________________________________________________________________________________________________________
201/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
927) HE Piva
933) TE Pljevlja
935) HE Perućica 40 MVA
945) HE Perućica 65 MVA
Slika 3.19. Promjena brzine vrtnje agregata u EES-u Crne Gore pri +0.1 pu promjeni
PMECH u otvorenom krugu
928) HE Piva
934) TE Pljevlja
936) HE Perućica 40 MVA
946) HE Perućica 65 MVA
Slika 3.20. Mehanička snaga agregata u EES-u Crne Gore pri +0.1 pu promjeni PMECH u
otvorenom krugu
____________________________________________________________________________________________________________________
202/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Nakon parametriranja sistema regulacije uzbude te sistema regulacije brzine vrtnje
agregata u EES-u Crne Gore izveden je proračun stabilnosti ugla rotora generatora.
Stabilnost elektromehaničkog njihanja ugla rotora generatora u ees-u Crne Gore istražena
je sprovođenjem simulacija u vremenskoj domeni korišćenjem opisanih modela.
Razmatranja su provedena za nazivno stanje opterećenja svih agregata.
Izvedeni su proračuni kritičnih vremena trajanja trofaznog kratkog spoja u uticajnoj okolini
agregata uz jednostruke ispade izlaznih vodova koji su izazvani pojavom kratkog spoja.
Prijelazne pojave izazvane nastankom trofaznog kratkog spoja proračunate su uz korak
integracije 0.001 s, korišćenjem metode pokušavanja zbog načina rada koji definiše
programski paket PSS/E.
Kao početno stanje agregata pretpostavljeno je stanje opterećenja nazivnom djelatnom
snagom te malim iznosom jalove snage koja se postiže uz najniži dozvoljeni iznos napona
generatora od 0.95 pu. Sa stanovišta proračuna kritičnog vremena trajanja trofaznog
kratkog spoja radi se o teškom pogonskom stanju agregata za koje se dobivaju niski iznosi
trajanja kratkog spoja u zavisnosti o mjestu njegovog nastanka. Stoga se to stanje tretira
kao jedno od najkritičnijih. Riječ je o sljedećim opterećenjima:
• HE Piva: PG=114 MW, QG=7.8 Mvar, VG=0.95 pu
• TE Pljevlja: PG=209 MW, QG=21.2 Mvar, VG=0.95 pu
• HE Perućica: PG=38 MW, QG=3.2 Mvar, VG=0.95 pu
• HE Perućica: PG=58.5 MW, QG=4.9 Mvar, VG=0.95 pu
Za ilustraciju na Slikama 3.21-3.26. predočen je primjer pronalaženja kritičnog vremena za
slučaj da trofazni kratki spoj nastaje u čvorištu HE Perućica 110 kV (visokonaponska strana
generatorskog blok-transformatora) i da se prekida isključenjem 110 kV voda HE Perućica –
TS Danilovgrad. Riječ je o bliskom kvaru koji predstavlja najteži slučaj obzirom da se mjeo
njegovog nastanka nalazi najbliže agregatu za koji je utvrđeno da je najkritičniji obzirom na
prijelaznu stabilnost prvog njihaja ugla rotora.
Ukoliko trofazni kratki spoj traje 0,145 s svi generatori zadržavaju sinhronizam pri prvom
njihaju, dok u slučaju da isti kratki spoj traje 0.150 s generator HE Perućica 40 MVA gubi
sinhronizam. Iznos vremena od 0,145 s naziva se kritičnim trajanjem bliskog trofaznog
kratkog spoja s jednostrukim ispadom incidentnog voda HE Perućica 110 kV – TS
Danilovgrad 110 kV pri kojem svi generatori u sistemu još uvijek zadržavaju sinhronizam
tako da je sistem stabilan obzirom na prijelaznu stabilnost ugla rotora u toku prvog njihaja.
Stabilni i nestabilni slučajevi ilustrirani su u nastavku na Slikama 3.21-3.26 u obliku odziva
karakterističnih varijabli generatora HE Perućica 40 MVA na osnovu kojih se prepoznaje
kritično vrijeme trajanja trofaznog kratkog spoja s ispadom incidentnog voda. Najprije su na
slici 3.21 predočeni odzivi iznosa napona u čvorištu HE Perućica 110 kV u kojem dolazi do
pojave kratkog spoja i to u graničnom stabilnom i nestabilnom slučaju. Zatim su na slici 3.22
predočene krivulje njihanja ugla rotora generatora HE Perućica 40 MVA za slučaj kritičnog
trajanja trofaznog kratkog spoja koji uzrokuje ispad incidentnog voda.
Stabilnost/nestabilnost pogona jasno se prepoznaje i u odzivima iznosa napona generatora
(Slika 3.23), uzbudnog napona generatora (Slika 3.24), električne radne snage generatora
(Slika 3.25) te brzine vrtnje stroja (Slika 3.26).
U nastavku su tablično i grafički predočeni rezultati proračuna kritičnog vremena za različita
mjea nastanka kratkog spoja i ispade različitih vodova.
____________________________________________________________________________________________________________________
203/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Slika 3.21. Iznos napona u čvorištu HE Perućica 110 kV pri kritičnom trajanju
trofaznog kratkog spoja u HE Perućica 110 kV
Slika 3.22. Ugao rotora generatora HE Perućica 40 MVA pri kritičnom trajanju
trofaznog kratkog spoja u HE Perućica 110 kV
____________________________________________________________________________________________________________________
204/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Slika 3.23. Iznos napona generatora HE Perućica 40 MVA pri kritičnom trajanju
trofaznog kratkog spoja u HE Perućica 110 kV
Slika 3.24. Uzbudni napon generatora HE Perućica 40 MVA pri kritičnom trajanju
trofaznog kratkog spoja u HE Perućica 110 kV
____________________________________________________________________________________________________________________
205/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Slika 3.25. Djelatna snaga generatora HE Perućica 40 MVA pri kritičnom trajanju
trofaznog kratkog spoja u HE Perućica 110 kV
Slika 3.26. Promjena brzine vrtnje stroja HE Perućica 40MVA pri kritičnom trajanju
trofaznog kratkog spoja u HE Perućica 110kV
____________________________________________________________________________________________________________________
206/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Kritična vremena trajanja trofaznog kratkog spoja obzirom na parametriranje
Na osnovu postupka opisanog u prethodnom podpoglavlju provedena je serija proračuna
kritičnog vremena trajanja trofaznog kratkog spoja. Proračuni za cilj imaju utvrditi okvir
unutar kojeg se očekuje kretanje vrijednosti kritičnog vremena u zavisnosti o odabranom
početnom stanju agregata te mjestu nastanka kratkog spoja i posljedici koju izaziva
(jednostruki ispad incidentnog voda). U Tabeli 3.45. predočeni su rezultati proračuna
kritičnog vremena. Pored svakog kritičnog vremena tkrit navedeno je mjeo nastanka kvara te
krajnja čvorišta voda (OD i DO) čijim ispadom se prekida stanje kvara.
Na osnovu rezultata predočenih u Tabeli 3.45. i na Slici 3.27. uočava se da najmanje
kritično vrijeme trajanja trofaznog kratkog spoja iznosi 145 msec pri čemu sinhronizam
najranije gubi generator HE Perućica 40 MVA.
Prema Privremenom kodeksu mreže (02/2005, član 4.6.4), ukupno vrijeme potrebno za
isključenje elementa mreže na kojem je došlo do kvara, koje uključuje reagovanje zaštitnog
releja, rad prekidača i telekomunikacionu signalizaciju iznosi:
• za 400 kV dalekovode 5 ciklusa (100 msec),
• za 220 kV dalekovode 6 do 7 ciklusa (120 do 140 msec) i
• za 110 kV dalekovode 6 do 7 ciklusa (120 do 140 msec).
Dakle, najniže kritično vrijeme (145 msec) većeg je iznosa od zahtijevanog vremena trajanja
isključenja kvara (120-140 msec) prema Privremenom kodeksu mreže (02/2005, član 4.6.4).
Generatori u EES-u Crne Gore zadovoljavaju postavljeni zahtjev u svim proračunatim
slučajevima.
Najniža kritična vremena se javljaju u okolini agregata HE Perućica 40 MVA kada dolazi do
ispada izlaznih 110 kV vodova iz čvorišta HE Perućica 110 kV.
Obzirom na rezultate proračuna, iznosi kritičnih vremena nemaju veće značenje i ne
stvaraju dodatni uticaj na definisanje konfiguracije vanjske mreže.
Prilikom izbora glavnih parametara novih proizvodnih jedinica koje bi u budućnosti trebale
biti priključene na EES Crne Gore treba voditi računa da se ne naruše postojeća kritična
vremena koja su opisana u ovom podpoglavlju.
____________________________________________________________________________________________________________________
207/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.45. Kritična vremena trajanja trofaznog kratkog spoja u EES-u Crne Gore
Čvorište OD
tkrit (msec)
Ispad generatora
HE Perućica 110 kV
145 msec
HE Perućica 40 MVA
HE Perućica 110 kV
150 msec
HE Perućica 40 MVA
HE Perućica 110 kV
145 msec
HE Perućica 40 MVA
HE Perućica 110 kV
145 msec
HE Perućica 40 MVA
HE Piva 220 kV
215 msec
HE Piva 120 MVA
HE Piva 220 kV
215 msec
HE Piva 120 MVA
TS Pljevlja 2 220 kV
185 msec
TE Pljevlja 247 MVA
TS Pljevlja 2 220 kV
185 msec
TE Pljevlja 247 MVA
TS Pljevlja 2 220 kV
185 msec
TE Pljevlja 247 MVA
TS Pljevlja 2 220 kV
185 msec
TE Pljevlja 247 MVA
TS Pljevlja 2 220 kV
185 msec
TE Pljevlja 247 MVA
TS Pljevlja 2 400 kV
300 msec
TE Pljevlja 247 MVA
Čvorište DO
tkrit (msec)
Ispad generatora
HE Perućica 220 kV
305 msec
HE Perućica 40 MVA
TS Nikšić 110 kV
225 msec
HE Perućica 40 MVA
TS Danilovgrad 110 kV
485 msec
HE Perućica 40 MVA
TS Podgorica 1 110 kV
210 msec
HE Perućica 40 MVA
TS Sarajevo 220 kV
370 msec
HE Piva 120 MVA
TS Pljevlja 2 220 kV
185 msec
TE Pljevlja 247 MVA
TS Požega 220 kV
345 msec
TE Pljevlja 247 MVA
TS B. Bašta 220 kV
365 msec
TE Pljevlja 247 MVA
TS Mojkovac KT 220 kV
>1.00 s
TS Pljevlja 1 110 kV
>1.00 s
TS Pljevlja 2 400 kV
300 msec
TE Pljevlja 247 MVA
TS Ribarevina 400 kV
395 msec
TE Pljevlja 247 MVA
____________________________________________________________________________________________________________________
208/524

__________________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Slika 3.27. Kritična vremena trajanja trofaznog kratkog spoja u ees-u Crne Gore
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
209/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.2.3 Zaključno o prijelaznoj stabilnosti EES-a Crne Gore 2005. godine
Istraživanjima koja su provedena u okviru ovog podpoglavlja nastoji se pridonijeti analizi
osobina sinhronih generatora, uzbudnih sistema i pogonskih strojeva u elektroenergetskom
sistemu Crne Gore i to sa stanovišta prijelazne stabilnosti ugla rotora generatora. Pri tome
je pozornost posvećena trofaznom kratkom spoju kao najvećem poremećaju koji može
nastati u bližoj okolini lokacija priključenja generatora na visokonaponsku prenosnu mrežu s
obzirom na tip agregata i vrstu regulacijskih sistema zbog procjene vladanja agregata u
sistemu.
U ovom su dijelu stoga sadržani rezultati izvršenih istraživanja prijelazne stabilnosti ugla
rotora sinhronih generatora u sadašnjem stanju izgrađenosti elektroenergetskog sistema
Crne Gore. Istraživanje je utemeljeno na statičkim i dinamičkim proračunima vladanja
agregata i cjelokupnog sistema u uslovima pojave velikih poremećaja (trofazni kratki
spojevi) koji se događaju u vanjskoj prenosnoj mreži (110 kV, 220 kV i 400 kV). Analiza
sadrži proračun stabilnosti ugla rotora sinhronih generatora priključenih na ees Crne Gore
uz pojavu velikih poremećaja. Sekvencija velikog poremećaja se sastoji od elektrani bliskog
trofaznog kratkog spoja koji se prekida isključenjem voda pogođenog kvarom bez ponovnog
uključenja. Proračunati su odzivi karakterističnih veličina s obzirom na nastali poremećaj te
je na osnovu tih rezultata ocijenjena stabilnost pogona generatora u ees-u Crne Gore.
Ocjena stabilnosti pogona izvodi se na osnovu zahtjeva vezanih uz stabilnost koje je
postavila Elektroprivreda Crne Gore AD Nikšić (EPCG) kao nositelj obaveza operatora
prenosne mreže (OPM) u Privremenom kodeksu mreže (02/2005). Kodeks propisuje
zahtjeve vezane uz stabilnost obzirom na vođenje, planiranje razvoja i priključenje u
sljedećim točkama:
3.6. Standardi planiranja (u okviru 3. Kodeks planiranja)
4.6.4. Tehnički kriterijumi zaštite (u okviru 4. Uslovi za priključke)
5.2.4. Kriterijumi sistemske sigurnosti prenosnog sistema za operativno planiranje
(u okviru 5. Operativni kodeks).
Sukus navedenih zahtjeva ukazuje na sljedeće najznačajnije elemente u procjeni
stabilnosti:
• U standarde-kriterijume vezane za poremećene režime rada spadaju kriterijum n-1 i
dinamička stabilnost sistema.
• Kriterijum n-1 obavezuje da neraspoloživost jedne grane (nadzemnog voda, kabla,
transformatora, interkonektivnog voda) ili bilo kojeg generatora ne smije izazvati
gubitak stabilnosti u radu neke elektrane ili sistema u cjelini.
• Kriterijumom dinamička stabilnost sistema se mora garantovati stabilan rad sistema
za sva radna stanja. OPM mora od korisnika prenosne mreže dobiti podatke o
dinamičkom ponašanju potrošača priključenih na mrežu kako bi izvršio potrebne
analize i planirao potrebne mjere za održavanje stabilnosti, ako dođe do bitnijih
promjena tehničkih ili radnih parametara postrojenja ili do novog priključenja.
• Ukupno vrijeme potrebno za isključenje elementa mreže na kojem je došlo do kvara,
koje uključuje reagovanje zaštitnog releja, rad prekidača i telekomunikacionu
signalizaciju iznosi:
____________________________________________________________________________________________________________________
210/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
o za 400 kV dalekovode 5 ciklusa (100 msec),
o za 220 kV dalekovode 6 do 7 ciklusa (120 do 140 msec) i
o za 110 kV dalekovode 6 do 7 ciklusa (120 do 140 msec).
• OPM je odgovoran za procjenu, održavanje i obnovu sigurnosti rada EES-a.
Procjena sigurnosti mora uzeti u obzir konfiguraciju mreže, moguće prekide pogona
elemenata sistema, statičku i dinamičku stabilnost EES-a.
Ocjena stabilnosti, dakle, nužno treba imati u vidu prethodno navedene zahtjeve koje
postavlja operator prenosne mreže. Navedeni su zahtjevi u ovoj ocjeni tretirani kao
obavezujući za korisnika mreže, odnosno za sve generatore u koji su priključeni na
prenosnu mrežu elektroenergetskog sistema Crne Gore.
Na početku su najprije predočeni korišćeni računski parametri agregata prema glavnim
djelovima vezanim uz stabilnost: sinhroni generator, sistem uzbude i regulacija brzine vrtnje
i/ili snage. Za svaki od navedenih glavnih dijelova opisani su modeli s odgovarajućim
parametriranjem. Postavljeni modeli korišćeni su u proračunima prijelaznih
elektromehaničkih pojava koji se provode u cilju procjene stabilnosti pogona
elektroenergetskog sistema Crne Gore.
Zatim su opisani rezultati proračuna uticaja trofaznog kratkog spoja u vanjskoj mreži na
stabilnost pogona agregata u Crnoj Gori. Najprije je fenomenološki opisano kritično vrijeme
trajanja trofaznog kratkog spoja putem odziva karakterističnih varijabli agregata u kritičnom
(graničnom) stabilnom i nestabilnom slučaju, a zatim su predočena kritična vremena
trajanja trofaznog kratkog spoja u zavisnosti o početnom pogonskom stanju agregata (iznos
napona generatora, opterećenje djelatnom snagom, opterećenje jalovom snagom) i mjestu
nastanka kvara (čvorišta vanjske 110 kV/220 kV/400 kV mreže, jednostruki ispadi izlaznih
vodova iz tih čvorišta koji su pogođeni kvarom).
Kritična vremena su izračunata i korelirana sa zahtjevima iz Privremenog kodeksa mreže
(02/2005).
Na osnovu dobivenih rezultata zaključuje se da najmanje kritično vrijeme trajanja trofaznog
kratkog spoja iznosi 145 msec pri čemu sinhronizam najranije gubi generator HE Perućica
40 MVA.
Dakle, najniže kritično vrijeme (145 msec) većeg je iznosa od zahtijevanog vremena trajanja
isključenja kvara (120-140 msec) prema Privremenom kodeksu mreže (02/2005, član 4.6.4).
Generatori u EES-u Crne Gore zadovoljavaju postavljeni zahtjev u svim proračunatim
slučajevima.
Najniža kritična vremena se javljaju u okolini agregata HE Perućica 40 MVA kada dolazi do
ispada izlaznih 110 kV vodova iz čvorišta HE Perućica 110 kV.
Obzirom na rezultate proračuna, iznosi kritičnih vremena nemaju veće značenje i ne
stvaraju dodatni uticaj na definisanje konfiguracije vanjske mreže.
Prilikom izbora glavnih parametara novih proizvodnih jedinica koje bi u budućnosti trebale
biti priključene na ees Crne Gore treba voditi računa da se ne naruše postojeća kritična
vremena koja su opisana u ovom podpoglavlju.
____________________________________________________________________________________________________________________
211/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.3 2010. godina
U nastavku su prikazani rezultati proračuna tokova snaga i (n-1) sigurnosti za polaznu
konfiguraciju prenosne mreže Crne Gore 2010. godine. U odnosu na predviđenu
konfiguraciju mreže u kratkoročnom periodu (Slike 3.8 i 3.9) predviđa se izvođenje sljedećih
zahvata u mreži do posmatranog vremenskog presjeka:
- priključak bloka 210 MW TE Pljevlja 2 na 220 kV sabirnice TS 400/220/110 kV
Pljevlja 2 (u scenariju S-1 izgradnje novih elektrana unutar EES Crne Gore),
- uvod/izvod DV 220 kV Pljevlja 2 – Mojkovac KT – Podgorica 1 u TS 220/110 kV
Mojkovac (na osnovu analiza prethodnog vremenskog presjeka),
- izgradnja TS 110/x kV Podgorica 5, Kolašin, Nikšić - Kličevo i Virpazar (prema
planovima razvoja distributivne mreže – poglavlje 4),
- DV 110 kV KAP – Podgorica 5,
- KB 110 kV Podgorica 3 – Podgorica 5,
- DV 110 kV Bar – Ulcinj 2 (osiguranje dvostranog napajanja Ulcinja, alternativa toj
vezi je DV 110 kV Ulcinj – Skadar koji se ne ispituje ovom prilikom radi postojećih
problema u EES Albanije s napajanjem u vrijeme loše hidrologije, radi kojih se daje
prednost vezi prema Baru),
- uvod/izvod DV 110 kV Podgorica 1 – Bar u TS Virpazar,
- puštanje u pogon pod naponom 110 kV voda Mojkovac – Kolašin, te dijela voda
Nikšić – Brezna do TS Nikšić-Kličevo.
Unutar razmatrana tri scenarija izgradnje novih elektrana u EES Crne Gore prema Tabeli
3.29, za razmatrani vremenski presjek 2010. godine razlikujemo dvije mogućnosti:
1) u pogonu nova TE Pljevlja 2 (scenarij S-1 prema Tabeli 3.29),
2) u pogonu niti jedna nova elektrana (scenariji N-2 i N-3 prema Tabeli 3.29).
Polazne konfiguracije prenosne mreže Crne Gore prikazuju Slike 3.28 i 3.29. Polazne
konfiguracije temelje se na unaprijed određenim rješenjima priključka novih elektrana,
planovima razvoja distributivne mreže (poglavlje 4) i pojačanjima mreže koja su ocjenjena
nužnim na temelju ispitivanja prethodnog vremenskog presjeka, ali nijesu uvrštena u plan
za prethodni vremenski presjek. U takve investicije spadaju rješavanja T spojeva TS
Mojkovac i TS Andrijevo.
Za osiguravanje dvostranog napajanja TS Ulcinj planirana je i alternativa formiranjem 110
kV voda Ulcinj-Skadar (Albanija). Iz razloga samodostatnosti prednost se daje drugoj vezi
110 kV Bar – Ulcinj, budući da u EES Albanije postoje veliki problemi s napajanjem
potrošača u slučajevima loše hidrologije.
Slike se odnose na scenarij s izgrađenom TE Pljevlja 2 (scenarij S-1 izgradnje elektrana
prema Tabeli 3.29), te na scenarije bez izgrađene TE Pljevlja 2 (scenariji N-2 i N-3
izgradnje elektrana iz tablele 3.29).
Za razmatrani vremenski presjek analizirano je stanje vršnog opterećenja u iznosu od 818
MW (Tabela 3.24), raspoređeno na čvorišta 110/x kV prema Tabeli 3.26.
Analizirani su scenariji pogona ovisni o hidrološkim prilikama, angažmanu elektrana, bilansu
sistema i pravcima uvoza prema Tabeli 3.21.
____________________________________________________________________________________________________________________
212/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.46. Karakteristike novih vodova u prenosnoj mreži do 2010. godine
Vod (novi) Duljina
Materijal Godina Otpor Reaktancija Susceptancija Term. granica Imax
2007. - 2010.
110 kV
(km) CG (km) i presjek izgradnje R (ohm) X (ohm) B (mS) It (A) (A)
Tivat-Kotor 7,00 7 Al/Č 240/40 2007-2010 0,847 2,807 19,950 645 -
Trebješnica - Andrijevica* 30,80 30,8 Al/Č 150/25 1960/77/2010 5,914 12,844 83,776 470 -
Andrijevica - Berane* 17,90 17,9 Al/Č 150/25 1960/77/2010 3,437 7,464 48,688 470 -
Podgorica 3 - Podgorica 5 4,00 4 Al 1000 2007-2010 0,120 0,440 280,000 740 -
KAP - Podgorica 5 4,00 4 Al/Č 240/40 2007-2010 0,484 1,604 11,400 645 -
Mojkovac - Kolašin (pog. 110 kV) 15,30 15,3 Al/Č 150/25 1984 2,938 6,380 41,616 470 -
Bar - Ulcinj 2 23,7 23,7 Al/Č 240/40 2007-2010 2,868 9,504 67,545 645 -
* uvod/izvod DV 110 kV Trebješica-Berane u TS Andrijevica
____________________________________________________________________________________________________________________
213/524

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Goražde
Potpeč
(35 kV)
Pljevlja 2
Sarajevo
(Buk Bijela)
Trebinje
Trebinje
Požega
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Bileća Vilusi KT
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
2x20 MVA
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
Kličevo
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
HE Perućica
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
KAP
2x31,5 MVA
20 MVA
2x20 MVA
Kotor
Podgorica 4
Danilovgrad
2x20 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
Podgorica 2
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
Mojkovac KT
Podgorica 1
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
214/524
40+20 MVA
2x31,5 MVA
Budva
2x7,5
MVA
Podgorica 5
2x20
MVA
63+40
MVA
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
2x31,5 MVA
2x20 MVA
Virpazar
Berane
Andrijevica
Podgorica 3
2x20 MVA
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
2x10 MVA
Ulcinj
2x7,5
MVA
EVP Trebješica
Slika 3.28. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2010. godine (scenarij s izgrađenom TE Pljevlja 2, scenarij S-1)

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Mojkovac KT
Trebinje Podgorica 1
2x7,5
Vau Dejes
MVA
Podgorica 2
HE Perućica
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Bileća Vilusi KT
2x20 MVA
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
Kličevo
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
KAP
2x31,5 MVA
20 MVA
2x20 MVA
Kotor
Podgorica 4
Danilovgrad
2x20 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
40+20 MVA
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
215/524
2x31,5 MVA
Budva
2x7,5
MVA
Podgorica 5
2x20
MVA
63+40
MVA
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
2x31,5 MVA
2x20 MVA
Virpazar
Berane
Andrijevica
Podgorica 3
2x20 MVA
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
2x10 MVA
Ulcinj
EVP Trebješica
Kosovo B
Slika 3.29. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2010. godine (scenariji N-2 i N-3 bez izgrađene TE Pljevlja 2)
Tirana

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.3.1 Tokovi snaga i n-1 sigurnost za različite scenarije pogona EES
Prikazi tokova snaga u mrežama 400 kV i 220 kV, te u mreži 110 kV Crne Gore, za različite
ispitivane scenarije pogona nalaze se u prilogu studije (Tabele P19 – P36).
Situacija ekstremno loše hidrologije
U scenariju A1 (sve elektrane u Crnoj Gori van pogona) na modelu se ukupno opterećenje u
iznosu 818 MW (konzum + gubici) pokriva iz BiH (300 MW, TE Gacko maksimalno
angažovana), te Bugarske (259 MW) i Rumunije (259 MW). Tokove snaga u mreži prikazuju
Slike P19 i P20 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -469 MW
Srbija -257 MW
Albanija - 90 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Najopterećeniji vod u 400 kV
mreži, u odnosu na maksimalno dozvoljeno opterećenje, je Podgorica 2 – Trebinje (19 %
Imax), a u 220 kV mreži HE Perućica – Trebinje (52 % Imax). Transformacija 400/110 kV u TS
Podgorica 2 opterećena je 67 % Sn. Najopterećenija transformacija 220/110 kV je ona u HE
Perućica (73 % Sn). Naponske prilike u mreži su unutar dozvoljenih granica.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje sljedeća tabela. U analiziranom
scenariju postoji veći broj nesigurnih stanja sistema s aspekta preopterećenja grana i
naponskih prilika. Ugroženi su:
• DV 110 kV Podgorica 1 – Podgorica 3,
• DV 110 kV Bar – Budva,
• DV 110 kV Podgorica 1 – Virpazar,
• transformacija 400/110 kV u Podgorici.
Pri ispadu DV 110 kV KAP – Podgorica 2 preopterećuje se DV 110 kV Podgorica 1 –
Podgorica 3. Preopterećenje se otklanja isključenjem DV 110 kV KAP – Podgorica 5.
DV 110 kV Bar – Budva preopterećuje se pri ispadu DV 110 kV Podgorica 1 – Virpazar, te
Bar - Virpazar. Ukoliko bi maksimalno dozvoljena struja (sada 360 A) bila jednaka termičkoj
granici (470 A) ne bi dolazilo do preopterećenja tog voda, što ukazuje na potrebu zamjene
strujnih mjernih transformatora u TS Bar i/ili TS Budva koji ne bi smjeli ograničavati
dozvoljenu struju na vrijednosti ispod termičke granice, istovremeno s izgradnjom TS
110/35 kV Virpazar. Drugi način izbjegavanja preopterećenja razmatranog voda je
prebacivanje tereta u 35 kV mreži napajanog iz TS Virpazar na TS Podgorica 1 pri visokim
opterećenjima.
Transformatori 400/110 kV u TS Podgorica 2 ugroženi su pri neraspoloživosti jednog od
njih, ili pri neraspoloživosti jednog od vodova između Podgorica 2 i KAP-a. Da bi se izbjegla
____________________________________________________________________________________________________________________
216/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
preopterećenja transformatora 400/110 kV u TS Podgorica 2 HE Perućica mora biti
angažovana barem s 50 MW.
Loše naponske prilike u pojedinim TS u primorskom dijelu Crne Gore (Bar, Ulcinj, Tivat,
Kotor, Virpazar) pri ispadima nekih vodova 110 kV moguće je popraviti i održati iznad
dopuštene donje granice ručnim ili automatskim podešenjem prenosnog odnosa
transformatora 400/x kV i 220/110 kV.
Tabela 3.47. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju A1
(scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 400/110 kV Podgorica 2 TR 400/110 kV Podgorica 2 109
DV 110 kV Podgorica – KAP 1 ili DV 110 kV Podgorica 1 – 103
2
Podgorica 3
DV 110 kV Bar – Budva DV 110 kV Podgorica 1 – 101
DV 110 kV Bar – Virpazar
Virpazar
DV 110 kV Bar – Budva 101
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Bar – Budva 139
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Tivat – Budva
Tivat 110 kV
Kotor 110 kV
98,0
97,7
DV 110 kV Bar – Virpazar
Bar 110 kV
Ulcinj 110 kV
98,9
98,1
Bar 110 kV 96,9
DV 110 kV Podgorica 1 – Ulcinj 110 kV 96,1
Virpazar Virpazar 110 kV 96,4
U scenariju A2 (HE u Crnoj Gori van pogona, TE Pljevlja 1 u pogonu maksimalnom
snagom), u scenariju se s uključenim novim blokom TE Pljevlja 2 na modelu (scenarij S-
1/A2) ukupno opterećenje u iznosu 818 MW (konzum+gubici) pokriva iz BiH (300 MW, TE
Gacko maksimalno angažovana), te Bugarske (49 MW) i Rumunije (49 MW). Tokove snaga
u mreži prikazuju Slike P21 i P22 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -382 MW
Srbija -1 MW
Albanija -17 MW
U razmatranom scenariju nema preopterećenih grana pri njihovoj punoj raspoloživosti, a
naponske su prilike unutar dozvoljenih granica. Rezultate ispitivanja (n-1) sigurnosti
prikazuje Tabela 3.48.
____________________________________________________________________________________________________________________
217/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.48. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju A2
(scenariji S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 400/110 kV Podgorica 2 TR 400/110 kV Podgorica 2 109
DV 110 kV Podgorica – KAP 1 ili DV 110 kV Podgorica 1 – 101
2
Podgorica 3
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Bar – Budva 137
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Tivat – Budva
DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
Tivat 110 kV 98,7
Kotor 110 kV
Bar 110 kV
98,3
98,3
Ulcinj 110 kV 97,6
Virpazar 110 kV 97,9
Ukoliko je za razmatrani scenarij TE Pljevlja 2 izvan pogona ili nije izgrađena (scenariji N-
1/A2 i N-3/A2), na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 818 MW (konzum+gubici)
pokriva iz BiH (300 MW, TE Gacko maksimalno angažovana), te Bugarske (154 MW) i
Rumunije (154 MW). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P23 i P24 u prilogu. Tabela 3.49
prikazuje rezultate ispitivanja (n-1) sigurnosti.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 428 MW
Srbija - 130 MW
Albanija - 53 MW
____________________________________________________________________________________________________________________
218/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.49. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju A2
(scenariji N-2 i N-3 izgradnje novih elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 400/110 kV Podgorica 2 TR 400/110 kV Podgorica 2 109
DV 110 kV Podgorica – KAP 1 ili DV 110 kV Podgorica 1 – 102
2
Podgorica 3
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Bar – Budva 138
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Tivat – Budva
Tivat 110 kV
Kotor 110 kV
98,5
98,1
Bar 110 kV 97,8
DV 110 kV Podgorica 1 – Ulcinj 110 kV 97,0
Virpazar Virpazar 110 kV 97,4
Svi kritični događaji ostaju kritični i ukoliko je TE Gacko u BiH u analiziranim pogonskim
stanjima van pogona. Ukoliko je RHE Bajina Bašta van pogona ne pojavljuju se nova, niti
iščezavaju već nabrojana nesigurna stanja u EES Crne Gore. Isto važi i ukoliko je TE
Kosovo B u pogonu maksimalnom snagom ili van pogona.
U slučaju tranzita 300 MW u Albaniju iz pravca BiH (angažovana RHE Čapljina) u
scenarijima loše hidrologije (A1, A2) pojavljuje se novo nesigurno stanje u EES Crne Gore.
Dolazi do blagih preopterećenja transformacije 220/110 kV u HE Perućica (do 106 % Sn) pri
ispadu 220 kV voda Podgorica 1 – Perućica.
Tabela 3.50. Dodatna nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenarijima
A1 i A2 pri tranzitu 300 MW za Albaniju (scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje novih
elektrana)
Ispad Preopterećenje
DV 220 kV Podgorica 1 –
Perućica
Situacija normalne hidrologije
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 220/110 kV HE Perućica 106
Pretpostavljen je angažman HE Piva i HE Perućica u stanjima normalne hidrologije u iznosu
70 % maksimalnih snaga tih elektrana:
HE Piva 240 MW
HE Perućica 217 MW
____________________________________________________________________________________________________________________
219/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U scenariju B1 (HE u pogonu, TE Pljevlja 1 i 2 van pogona, vrijedi za sve scenarije
izgradnje elektrana S-1, N-2, N-3) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 818 MW
(konzum+gubici) pokriva iz BiH (361 MW, TE Gacko angažovana maksimalnom snagom).
Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P25 i P26 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -348 MW
Srbija - 39 MW
Albanija 26 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Najopterećeniji vod u 400 kV
mreži je Podgorica 2 – Trebinje (18 % Imax), a u 220 kV mreži Perućica – Trebinje (37 %
Imax). Transformacija 400/110 kV u TS Podgorica 2 opterećena je 49 % Sn. Najopterećenija
transformacija 220/110 kV je ona u TS Podgorica 1 (44 % Sn). Naponske prilike u mreži su
unutar dozvoljenih granica.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.51. U analiziranom
scenariju postoje dva nesigurna stanja sistema s aspekta preopterećenja grana, a ugroženi
su 110 kV vodovi Podgorica 1 – Podgorica 3 i Bar – Budva. Pri ispadu DV 110 kV
Podgorica 1 – Virpazar naponi su preniski u Baru, Ulcinju i Virpazaru.
Tabela 3.51. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju B1
(scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Podgorica 2 – KAP 1 DV 110 kV Podgorica 1 – 109
ili 2
Podgorica 3
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Bar – Budva 134
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
Bar 110 kV 97,9
DV 110 kV Podgorica 1 – Ulcinj 110 kV 97,2
Virpazar Virpazar 110 kV 97,0
U scenariju B2 (HE u pogonu, TE Pljevlja 1 i 2 van pogona, vrijedi za sve scenarije
izgradnje elektrana S-1, N-2, N-3) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 818 MW
(konzum+gubici) pokriva iz Bugarske i Rumunije (180,5 MW iz svake). Tokove snaga u
mreži prikazuju Slike P27 i P28 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 206 MW
Srbija - 116 MW
____________________________________________________________________________________________________________________
220/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Albanija - 39 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Tabela 3.52 prikazuje rezultate
ispitivanja (n-1) sigurnosti.
Tabela 3.52. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju B2
(scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Podgorica 2 – KAP 1 DV 110 kV Podgorica 1 – 109
ili 2
Podgorica 3
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Bar – Budva 134
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
Bar 110 kV 97,9
DV 110 kV Podgorica 1 – Ulcinj 110 kV 97,1
Virpazar Virpazar 110 kV 96,9
U scenariju B3 (HE u pogonu, TE Pljevlja 1 i 2 u pogonu za scenarij S-1 izgradnje novih
elektrana) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 818 MW (konzum+gubici) pokriva
angažmanom crnogorskih elektrana, a višak od 59 MW izvozi se u Srbiju. Tokove snaga u
mreži prikazuju Slike P29 i P30 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 148 MW
Srbija 168 MW
Albanija 37 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Tabela 3.53 prikazuje rezultate
ispitivanja (n-1) sigurnosti.
Tabela 3.53. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju B3
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Podgorica 2 – KAP 1 DV 110 kV Podgorica 1 – 109
ili 2
Podgorica 3
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Bar – Budva 133
Virpazar
____________________________________________________________________________________________________________________
221/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Ispad Čvorište Napon (kV)
Bar 110 kV 98,6
DV 110 kV Podgorica 1 – Ulcinj 110 kV 97,8
Virpazar Virpazar 110 kV 97,6
Ukoliko se za razmatrani scenarij TE Pljevlja 2 ne izgradi do analiziranog vremenskog
presjeka (scenariji N-2 i N-3 izgradnje elektrana), EES Crne Gore je u manjku za 151 MW,
koji se na modelu uvoze iz BiH. Razmjene su tada sljedeće:
BiH - 273 MW
Srbija 84 MW
Albanija 37 MW
Tokove snaga za analizirani scenarij prikazuju Slike P31 i P32 u prilogu. Pri raspoloživosti
svih grana mreže nema preopterećenja. Kritični događaji i preopterećenja kritičnih grana
(DV 110 kV Podgorica 1 – Podgorica 3 i Bar – Budva) ostaju ista kao u gornjoj tabeli.
Za sve scenarije normalne hidrologije ne pojavljuju se novi slučajevi preopterećenja bez
obzira na angažman TE Gacko, RHE Bajina Bašta ili TE Kosovo. U ekstremnom slučaju kad
su TE Pljevlja 1 i 2, te RHE Bajina Bašta maksimalno angažovane, a TE Kosovo van
pogona, ispad DV 400 kV Pljevlja 2 – Ribarevine visoko opterećuje DV 220 kV Pljevlja 2 –
Mojkovac (97 % It) i preopterećuje DV 110 kV Mojkovac – Bijelo Polje (136 % It). Dodatni
slučajevi preopterećenja ne javljaju se pri tranzitima 300 MW iz BiH u Albaniju za sve
scenarije normalne hidrologije bez obzira na scenarij izgradnje novih elektrana.
Situacija ekstremno dobre hidrologije
Ispituje se maksimalan angažman HE Piva i HE Perućica u iznosima:
HE Piva 342 MW
HE Perućica 307 MW
U scenariju C1 (HE maksimalno angažovane, TE Pljevlja 1 i 2 van pogona, scenariji S-1. N-
2 i N-3 izgradnje elektrana) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 818 MW (konzum +
gubici) pokriva iz BiH (169 MW izvoz prema Crnoj Gori). Tokove snaga u mreži prikazuju
Slike P33 i P34 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 207 MW
Srbija 3 MW
Albanija 34 MW
U analiziranom pogonskom stanju nema preopterećenja pri punoj topologiji mreže.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.54.
____________________________________________________________________________________________________________________
222/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.54. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju C1
(scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Podgorica 2 – KAP 1 DV 110 kV Podgorica 1 –
113
ili 2
Podgorica 3
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Bar – Budva 134
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
Bar 110 kV 97,7
DV 110 kV Podgorica 1 – Ulcinj 110 kV 96,9
Virpazar Virpazar 110 kV 96,7
U scenariju C2 (HE maksimalno angažovane, TE Pljevlja 1 i 2 maksimalno angažovane,
scenarij S-1 izgradnje elektrana) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 818 MW
(konzum + gubici) pokriva iz Crne Gore, a višak od 251 MW se izvozi u Srbiju. Tokove
snaga u mreži prikazuju Slike P35 i P36 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 102 MW
Srbija 262 MW
Albanija 86 MW
U analiziranom pogonskom stanju nema preopterećenja pri punoj topologiji mreže.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.55.
Tabela 3.55. Nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenariju C2
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Podgorica 2 – KAP 1 DV 110 kV Podgorica 1 –
112
ili 2
Podgorica 3
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Bar – Budva 134
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
Bar 110 kV 98,0
DV 110 kV Podgorica 1 – Ulcinj 110 kV 97,4
Virpazar Virpazar 110 kV 97,1
____________________________________________________________________________________________________________________
223/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Ukoliko do razmatranog vremenskog presjeka TE Pljevlja 2 nije izgrađena (scenariji S-1, N-
2 i N-3 izgradnje elektrana), u analiziranom se scenariju višak Crne Gore od 41 MW izvozi u
Srbiju, a razmjene su kako slijedi:
BiH - 167 MW
Srbija 135 MW
Albanija 68 MW
I u ovom slučaju kritične događaje prikazuje Tabela 3.55.
Za sve scenarije ekstremno dobre hidrologije ne pojavljuju se novi slučajevi preopterećenja
bez obzira na angažman TE Gacko, RHE Bajina Bašta ili TE Kosovo. Dodatni slučajevi
preopterećenja ne javljaju se ni pri tranzitima 300 MW iz BiH u Albaniju pri ekstremno
dobroj hidrologiji (scenariji C1, C2).
3.4.3.2 Kandidati za izgradnju u periodu 2007. – 2010.
Prethodnim proračunima uočeni su mogući kritični događaji i kritične grane na konfiguraciji
prenosne mreže Crne Gore u posmatranom vremenskom presjeku 2010. godine.
Do razmatrane godine moguća je izgradnja TE Pljevlja 2, koja se priključuje na 220 kV
sabirnice TS 400/220/110 kV Pljevlja 2. Priključak tog bloka ne utiče na prenosnu mrežu,
odnosno kritični događaji ne zavise od toga hoće li ovaj blok biti u pogonu ili ne.
Do razmatrane godine predviđa se formiranje četiri nove TS 110/x kV (Podgorica 5, Kolašin,
Nikšić - Kličevo, Virpazar) koje se na odgovarajući način priključuju na mrežu.
Priključak dvije nove TS 110/x kV može uzrokovati određena kritična stanja u 110 kV mreži
Crne Gore. Ukoliko se TS 110/10 kV Podgorica 5 priključi kablom na TS 110/10 kV
Podgorica 3 i nadzemnim vodom na 110 kV postrojenje KAP, zatvara se 110 kV prsten
Podgorica 1 – Podgorica 3 – Podgorica 5 – KAP – Podgorica 2, kojime pri visokim
opterećenjima sistema snaga teče od TS Podgorica 1 preko TS Podgorica 3 i 5 do KAP-a,
te se visoko opterećuje 110 kV vod između TS Podgorica 1 i TS Podgorica 3. Razmatrani
vod ima provodnike od Al/Č 240/40 mm 2 , a maksimalna dozvoljena struja iznosi 640 A, što
znači da ne postoji jednostavan način povećanja prenosne moći tog voda. Isti se
preopterećuje pri ispadu jednog od 110 kV vodova između TS Podgorica 2 i KAP-a.
Preopterećenja iznose do 15 % iznad njegove maksimalne granice. Pri daljem porastu
opterećenja TS Podgorica 3 i TS Podgorica 5 preopterećenja tog voda će biti sve veća. U
slučaju isključenja DV 110 kV KAP – Podgorica 5, TS Podgorica 3 i Podgorica 5 napajale bi
se radijalno iz TS Podgorica 1, čime vod Podgorica 1 – Podgorica 3 ne bi bio ugrožen, no
ispadom tog voda TS Podgorica 3 i Podgorica 5 ostajale bi bez napajanja. Ukoliko bi se
kabel 110 kV između TS Podgorica 3 i TS Podgorica 5 isključio, a konzum TS Podgorica 5
napajao preko KAP-a, ukupno maksimalno opterećenje KAP-a i TS Podgorica 5 (do 250
MW) ne bi se moglo napajati iz TS Podgorica 2 pri ispadu jednog od DV 110 kV Podgorica
2 – KAP, a konzum TS Podgorica 5 ostajao bi bez napajanja i pri ispadu DV 110 kV KAP –
Podgorica 5. Prema tome, priključak TS Podgorica 5 treba ostvariti na predviđeni način
izgradnjom KB 110 kV Podgorica 3 – Podgorica 5 i DV 110 kV KAP – Podgorica 5, ali pri
____________________________________________________________________________________________________________________
224/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
visokim opterećenjima TS Podgorica 3 i TS Podgorica 5 moguća preopterećenja DV 110 kV
Podgorica 1 – Podgorica 3 pri ispadu DV 110 kV Podgorica 2 – KAP treba otklanjati
isključenjem DV 110 kV KAP – Podgorica 5.
Formiranjem TS 110/35 kV Virpazar na koju se prebacuje dio tereta TS Podgorica 1, TS
Budva i TS Cetinje, ugrožava se vod 110 kV Budva – Bar pri ispadu voda Podgorica 1 –
Virpazar. Maksimalnu dozvoljenu struju tog voda od 360 A treba radi toga povećati barem
do termičke granice od 470 A zamjenom strujnih mjernih transformatora koji tu struju
ograničavaju na postojeći iznos. Na taj način se vod opterećuje najviše 92 % od termičke
granice pri ispadu voda Podgorica 1 – Virpazar. Ukoliko se to ne uradi, pri visokim
opterećenjima treba prebacivati teret u 35 kV mreži između TS Virpazar i TS Podgorica 1
kako bi se vod Budva – Bar rasteretio.
U slučaju niskog angažmana elektrana u Crnoj Gori i zadovoljavanja potrošnje najvećim
dijelom ili isključivo uvozom, napone u 110 kV mreži treba održavati što višima 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 Budva – Tivat ili Podgorica 1 – Virpazar.
Moguće preopterećenje transformatora 400/110 kV u TS Podgorica 2, pri ispadu jednog od
dva transformatora, treba otklanjati odgovarajućim angažmanom HE Perućica. Minimalan
angažman HE Perućica uz koji do preopterećenja transformatora neće dolaziti u
razmatranom vremenskom presjeku iznosi 50 MW.
Na osnovu gornjih sagledavanja zaključujemo da do razmatranog vremenskog presjeka
neće trebati dodatno pojačavati mrežu u odnosu na njene polazne konfiguracije prikazane
Slikama 3.28. i 3.29.
Neriješeni ostaju problemi radijalnog napajanja pojedinih TS 110/x kV (Vilusi, Kotor,
Podgorica 4, Kolašin, Nikšić - Kličevo).
3.4.3.3 Konfiguracija mreže do 2010. godine
Slike 3.28 - 3.29 prikazuju željene konfiguracije prenosne mreže (prostorne i jednopolne
šeme) za razmatrani vremenski presjek (2010. godina), određene prema kriterijumima
planiranja i iskazanom planu razvoja F.C.Prenos. Budući da u odnosu na polazne
konfiguracije mreže ne treba dodatno pojačavati mrežu, „konačne“ konfiguracije identične
su „polaznim“ konfiguracijama.
U periodu između 2007. i 2010. godine treba izgraditi sljedeće:
- proširiti postrojenje 220 kV TS Pljevlja 2 za jedno trafo polje u slučaju izgradnje TE
Pljevlja 2,
- uvod/izvod DV 220 kV Pljevlja 2 – Mojkovac KT – Podgorica 1 u TS 220/110 kV
Mojkovac,
- TS 110/x kV Podgorica 5, Kolašin, Nikšić – Kličevo i Virpazar,
- DV 110 kV KAP – Podgorica 5, te proširiti postrojenje KAP jednim vodnim poljem
110 kV,
____________________________________________________________________________________________________________________
225/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
- KB 110 kV Podgorica 3 – Podgorica 5, te proširiti postrojenje Podgorica 3 jednim
vodnim poljem 110 kV,
- DV 110 kV Bar – Ulcinj 2, uz proširenje 110 kV postrojenja TS Bar i TS Ulcinj sa po
jednim vodnim poljem,
- uvod/izvod DV 110 kV Podgorica 1 – Bar u TS Virpazar, te
- pustiti u pogon pod nazivnim naponom 110 kV vod Mojkovac – Kolašin, uključujući
proširenje TS Mojkovac jednim vodnim poljem 110 kV,
- pustiti u pogon pod nazivnim naponom dio voda Nikšić – Brezna do TS Nikšić –
Kličevo, uključujući proširenje TS Nikšić jednim vodnim poljem 110 kV.
____________________________________________________________________________________________________________________
226/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.4 2015. godina
U nastavku su prikazani rezultati proračuna tokova snaga i (n-1) sigurnosti za polaznu
konfiguraciju prenosne mreže Crne Gore 2015. godine. U odnosu na predviđenu
konfiguraciju mreže 2010. godine predviđa se izvođenje sljedećih zahvata u mreži do
posmatranog vremenskog presjeka:
- priključak niti jedne nove elektrane u periodu 2010. – 2015. godine nakon izgradnje
TE Pljevlja 2 (scenarij S-1 izgradnje elektrana prema Tabeli 3.29)
- odgovarajući priključak bloka 210 MW TE Pljevlja 2 na 220 kV sabirnice TS
400/220/110 kV Pljevlja 2, HE Andrijevo i HE Zlatica, te HE Raslovići, HE Milunovići
i HE Komarnica u scenariju N-2 izgradnje novih elektrana unutar EES Crne Gore,
odnosno HE Koštanica u scenariju N-3 izgradnje novih elektrana.
- izgradnja TS 110/x kV Rožaje, Brezna, Buljarica i Žabljak,
- uvod/izvod DV 110 kV Budva – Bar u TS Buljarica,
- puštanje u pogon pod naponom 110 kV vodova Berane – Rožaje, Nikšić – Brezna i
Pljevlja 1 - Žabljak.
Polazna konfiguracija temelji se na unaprijed određenim rješenjima priključka novih
elektrana i planovima razvoja distributivne mreže (poglavlje 4). U odnosu na polaznu
konfiguraciju 2010. godine, pretpostavlja se povećanje dozvoljenog opterećenja 110 kV
voda Budva – (Buljarica) – Bar na termičku granicu istog (470 A), te isključenje voda 110 kV
KAP – Podgorica 5 pri visokim opterećenjima sistema.
U scenariju S-1 izgradnje novih elektrana u razmatranom vremenskom presjeku 2015.
godine u pogonu je samo novi blok TE Pljevlja 2.
U scenariju N-2 izgradnje elektrana u pogon ulaze TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica,
HE Raslovići, HE Milunovići i HE Komarnica na odgovarajući način priključeni na mrežu.
U scenariju N-3 izgradnje elektrana u pogon ulaze TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica i
HE Koštanica na odgovarajući način priključeni na mrežu.
Polazne konfiguracije prenosne mreže Crne Gore prikazuju Slike 3.30, 3.31. i 3.32.
Za razmatrani vremenski presjek analizirano je stanje vršnog opterećenja u iznosu od 864
MW (Tabela 3.24), raspoređeno na čvorišta 110/x kV prema Tabeli 3.26.
Analizirani su scenariji pogona u zavisnosti od hidroloških prilika, angažmana elektrana,
bilansa sistema i pravcima uvoza prema Tabeli 3.21.
____________________________________________________________________________________________________________________
227/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.56. Karakteristike novih vodova u prenosnoj mreži od 2010. do 2015. godine
(prikazani svi vodovi za sve scenarije izgradnje elektrana)
Vod (novi) Duljina
Materijal Godina Otpor Reaktancija Susceptancija Term. granica Imax
2010. - 2015.
400 kV
(km) CG (km) i presjek izgradnje R (ohm) X (ohm) B (mS) It (A) (A)
Podgorica 2 - HE Koštanica* 45 45 Al/Č 2x490/65 1983/2012 1,323 15,345 151,695 1920 2000
Ribarevine - HE Koštanica*
220 kV
40,7 40,7 Al/Č 2x490/65 1982/2012 1,197 13,879 137,200 1920 2000
Podgorica 1 - HE Andrijevo** 33 33 Al/Č 360/57 1961/82/2013 2,64 14,388 85,8 790 720
HE Andrijevo - Mojkovac**
110 kV
43 43 Al/Č 360/57 1961/82/2013 3,44 18,748 111,8 790 720
HE Milunovići - Trebješica* 25 25 Al/Č 150/25 1960/77/2017 4,800 10,425 68,000 470 -
HE Milunovići - Podgorica 1/1* 13 13 Al/Č 150/25 1960/77/2017 2,496 5,421 35,360 470 -
HE Milunovići - HE Raslovići 1 8 8 Al/Č 240/40 2010-2015 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Milunovići - HE Raslovići 2 8 8 Al/Č 240/40 2010-2015 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Milunovići - Podgorica 1/2 13 13 Al/Č 240/40 2010-2015 1,573 5,213 37,050 645 -
HE Zlatica - Podgorica 1/1 4 4 Al/Č 240/40 2010-2015 0,484 1,604 11,400 645 -
HE Zlatica - Podgorica 2/2 4 4 Al/Č 240/40 2010-2015 0,484 1,604 11,400 645 -
HE Zlatica - Tuzi 13,5 13,5 Al/Č 240/40 2010-2015 1,634 5,414 38,475 645 -
Tuzi - Virpazar 25,0 25 Al/Č 240/40 2010-2015 3,025 10,025 71,250 645 -
HE Milunovići - HE Zlatica 1 8 8 Al/Č 240/40 2010-2015 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Milunovići - HE Zlatica 2 8 8 Al/Č 240/40 2010-2015 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Raslovići - Kolašin 30 30 Al/Č 240/40 2010-2015 3,630 12,030 85,500 645 -
HE Raslovići - (HE Milunovići) -Podgorica 1*** 21 21 Al/Č 240/40 2010-2015 2,541 8,421 59,850 645 -
Berane - Rožaje (pog. 110 kV) 24,73 24,73 Al/Č 150/25 1981 4,748 10,312 67,266 470 -
Pljevlja 1 - Žabljak 38,52 38,52 Al/Č 150/25 1978 7,396 16,063 104,774 470 -
HE Komarnica - Brezna 1 8,0 8 Al/Č 240/40 2015-2020 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Komarnica - Brezna 2 8,0 8 Al/Č 240/40 2015-2020 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Komarnica - Šavnik - Žabljak 45 45 Al/Č 240/40 2015-2020 5,445 18,045 128,250 645 -
Nikšić - Brezna 24,20 24,2 Al/Č 240/40 1988. 2,928 9,704 68,970 645 -
Bar - Buljarica**** 16,70 16,70 Al/Č 150/25 1977/1983 3,207 6,964 45,424 470 470
Budva - Buljarica****
* uvod/izvod HE Koštanica u Ribarevine-Podgorica2
** uvod/izvod HE Andrijevo u Podgorica 1 - Mojkovac
16,70 16,7 Al/Č 150/25 1977/1983 3,207 6,964 45,424 470 470
***DV 2x110 kV na dionici HE Raslovići - HE Milunovići
**** uvod/izvod u vod Bar - Budva
____________________________________________________________________________________________________________________
228/524

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
1x10
MVA
1x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
229/524
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
Kosovo B
Trebinje
HE Perućica
Podgorica 2
Podgorica 1
2x7,5
MVA
EVP Trebješica
Vau Dejes
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
KAP
2x31,5 MVA
Podgorica 4
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
2x7,5 63+40
MVA MVA
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
Brezna
Bileća Vilusi KT
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
20 MVA
2x20 MVA
Kotor
Danilovgrad
2x20 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
40+20 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
2x31,5
MVA
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
Andrijevica
2x10 MVA 2x7,5 MVA
2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
2x10 MVA
Tuzi
Slika 3.30. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine (scenarij S-1 s izgrađenom TE Pljevlja 2)
1x20 MVA
Buljarica
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Rožaje
Tirana

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Goražde
Potpeč
(35 kV)
1x10
MVA
1x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
230/524
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
Kosovo B
Trebinje
HE Komarnica
168 MW
HE Perućica
Podgorica 2
Podgorica 1 HE Milunovici 2x7,5
55,5 MW MVA
EVP Trebješica
Vau Dejes
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
KAP
2x31,5 MVA
Podgorica 4
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
2x7,5 63+40
MVA MVA
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
Brezna
Bileća Vilusi KT
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
20 MVA
2x20 MVA
Kotor
Danilovgrad
2x20 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
40+20 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
2x31,5
MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
2x10 MVA 2x7,5 MVA
HE Raslovici
55,5 MW 2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
2x10 MVA
Tuzi
Slika 3.31. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine (scenarij N-2 s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE
Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE Komarnica)
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
HE Zlatica
55,5 MW
Tirana

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
1x10
MVA
1x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Brezna
Bileća Vilusi KT
Pljevlja 1
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Trebinje Podgorica 1
2x7,5
Vau Dejes
MVA
Podgorica 2
HE Perućica
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
KAP
2x31,5 MVA
20 MVA
2x20 MVA
Kotor
HE Koštanica
532 MW
Podgorica 4
Danilovgrad
2x20 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
40+20 MVA
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
231/524
2x31,5 MVA
Budva
2x7,5
MVA
Podgorica 5
1x20 MVA
2x31,5
MVA
63+40
MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
2x31,5 MVA
Podgorica 3
2x10 MVA
Tuzi
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
2x20 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
EVP Trebješica
Slika 3.32. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine (scenarij N-3 s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE
Zlatica i HE Koštanica)
HE Zlatica
55,5 MW
Kosovo B
Tirana

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.4.1 Tokovi snaga i n-1 sigurnost za različite scenarije pogona EES
Prikazi tokova snaga u mrežama 400 kV i 220 kV, te u mreži 110 kV Crne Gore, za različite
ispitivane scenarije pogona nalaze se u prilogu studije (Tabele P37 – P48).
Situacija ekstremno loše hidrologije
U scenariju A1 (sve elektrane u Crnoj Gori van pogona, scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje
elektrana) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 864 MW (konzum+gubici) pokriva iz
BiH (300 MW, TE Gacko maksimalno angažovana), te Bugarske (282 MW) i Rumunije (282
MW). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P37 i P38 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -484 MW
Srbija -276 MW
Albanija -103 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Najopterećeniji vod u 400 kV
mreži, u odnosu na maksimalno dozvoljeno opterećenje, je Podgorica 2 – Trebinje (19 %
Imax), a u 220 kV mreži HE Perućica – Trebinje (54 % Imax). Transformacija 400/110 kV u TS
Podgorica 2 opterećena je 71 % Sn. Najopterećenija transformacija 220/110 kV je ona u HE
Perućica (78 % Sn). Naponske prilike u mreži su unutar dozvoljenih granica.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.57. U analiziranom
scenariju postoji veći broj nesigurnih stanja sistema s aspekta preopterećenja grana i
naponskih prilika. Ugroženi su:
- DV 110 kV Podgorica 1 – Virpazar,
- DV 110 kV Bar – Buljarica,
- DV 110 kV Budva – Buljarica,
- transformacija 400/110 kV u Podgorici.
DV 110 kV Bar – Buljarica i Budva – Buljarica preopterećuju se pri ispadu DV 110 kV
Podgorica 1 – Virpazar. Budući da se do razmatranog vremenskog presjeka pretpostavlja
povećanje prenosne moći voda 110 kV Bar – Buljarica – Budva do termičke granice istoga
(470 A) ne može se dalje povećati dozvoljeno opterećenje tog voda bez većih zahvata na
njemu.
DV 110 kV Podgorica 1 – Virpazar preopterećuje se pri ispadu DV 110 kV Budva –
Buljarica. Maksimalno dozvoljena struja ugroženog dalekovoda iznosi 465 A, što je u blizini
termičke granice tog voda (470 A) pa i u ovom slučaju važi zaključak kao i za vod Bar –
Buljarica – Budva.
Transformatori 400/110 kV u TS Podgorica 2 ugroženi su pri neraspoloživosti jednog od
njih. Da bi se izbjegla preopterećenja transformatora 400/110 kV u TS Podgorica 2 HE
Perućica mora biti angažovana barem s 95 MW.
____________________________________________________________________________________________________________________
232/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Pri ispadima nekih vodova 110 kV (Budva – Tivat, Budva – Buljarica, Bar – Buljarica, Bar –
Virpazar, Podgorica 1 – Virpazar) dolazi do loših naponskih prilika u primorskom dijelu Crne
Gore (Tivat, Kotor, Bar, Ulcinj, Buljarica, Virpazar), a naponi se spuštaju do 91 kV (Ulcinj).
Tabela 3.57. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju A1
(scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 400/110 kV Podgorica 2 TR 400/110 kV Podgorica 2 117
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
111
DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
DV 110 kV Bar – Buljarica 104
DV 110 kV Budva – Buljarica 116
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Tivat – Budva
Tivat 110 kV
Kotor 110 kV
96,0
95,6
Bar 110 kV 97,6
DV 110 kV Budva – Buljarica Ulcinj 110 kV 96,8
Buljarica 110 kV 97,1
DV 110 kV Bar – Virpazar
Bar 110 kV
Ulcinj 110 kV
95,9
95,0
DV 110 kV Bar – Buljarica Ulcinj 110 kV 98,9
Bar 110 kV 92,3
DV 110
Virpazar
kV Podgorica 1 –
Ulcinj 110 kV
Virpazar 110 kV
Buljarica 110 kV
91,4
91,5
96,6
U scenariju A2 (HE u Crnoj Gori van pogona, TE Pljevlja 1 u pogonu maksimalnom
snagom), u scenariju se s uključenim novim blokom TE Pljevlja 2 (scenarij S-1) na modelu
ukupno opterećenje u iznosu 864 MW (konzum+gubici) pokriva iz BiH (300 MW, TE Gacko
maksimalno angažovana), te Bugarske (72 MW) i Rumunije (72 MW). Tokove snage u
mreži prikazuju Slike P39 i P40 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 400 MW
Srbija - 19 MW
Albanija - 29 MW
U razmatranom scenariju nema preopterećenih grana pri njihovoj punoj raspoloživosti, a
naponske su prilike unutar dozvoljenih granica. Rezultate ispitivanja (n-1) sigurnosti
prikazuje Tabela 3.58.
____________________________________________________________________________________________________________________
233/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Svi kritični događaji ostaju kritični i ukoliko je TE Gacko u BiH u analiziranim pogonskim
stanjima van pogona. Ukoliko je RHE Bajina Bašta van pogona ne pojavljuju se nova, niti
iščezavaju već nabrojana nesigurna stanja u EES Crne Gore. Isto važi i ukoliko je TE
Kosovo B u pogonu maksimalnom snagom ili van pogona U slučaju tranzita 300 MW u
Albaniju iz pravca BiH (angažovana RHE Čapljina) u scenarijima loše hidrologije (A1, A2)
dolazi do blagih preopterećenja transformacije 220/110 kV u HE Perućica (do 108 % Sn) pri
ispadu 220 kV voda Podgorica 1 – Perućica (tabela 3.59.).
Tabela 3.58. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju A2
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 400/110 kV Podgorica 2 TR 400/110 kV Podgorica 2 116
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
109
DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
DV 110 kV Bar – Buljarica 102
DV 110 kV Budva – Buljarica 114
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Tivat – Budva
Tivat 110 kV
Kotor 110 kV
96,8
96,4
DV 110 kV Budva – Buljarica Buljarica 110 kV 98,8
DV 110 kV Bar – Virpazar
Bar 110 kV
Ulcinj 110 kV
97,5
96,7
Bar 110 kV 94,1
DV 110
Virpazar
kV Podgorica 1 –
Ulcinj 110 kV
Virpazar 110 kV
Buljarica 110 kV
93,2
93,3
98,2
Tabela 3.59. Dodatna nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenarijima
A1 i A2 pri tranzitu 300 MW za Albaniju (scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje novih
elektrana)
Ispad Preopterećenje
DV 220 kV Podgorica 1 –
Perućica
Situacija normalne hidrologije
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 220/110 kV HE Perućica 108
Pretpostavljen je angažman HE Piva i HE Perućica u stanjima normalne hidrologije u iznosu
70 % maksimalnih snaga tih elektrana:
HE Piva 240 MW
____________________________________________________________________________________________________________________
234/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
HE Perućica 217 MW
U scenariju B1 (HE u pogonu, TE van pogona, scenarij S-1 izgradnje elektrana) na modelu
se ukupno opterećenje u iznosu 864 MW (konzum+gubici) pokriva iz BiH (407 MW, TE
Gacko angažovana maksimalnom snagom). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P41 i
P42 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -404 MW
Srbija - 35 MW
Albanija 29 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Naponske prilike u mreži su
unutar dozvoljenih granica.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.60.
Tabela 3.60. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju B1
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
106
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Budva – Buljarica 111
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Tivat – Budva
Tivat 110 kV
Kotor 110 kV
98,2
97,8
DV 110 kV Bar – Virpazar Ulcinj 110 kV 98,9
Bar 110 kV 96,5
DV 110
Virpazar
kV Podgorica 1 –
Ulcinj 110 kV
Virpazar 110 kV
95,6
95,7
U scenariju B2 (HE u pogonu, TE van pogona, scenarij S-1 izgradnje elektrana) na modelu
se ukupno opterećenje u iznosu 864 MW (konzum+gubici) pokriva iz Bugarske i Rumunije
(208,5 MW iz svake). Tokove snage u mreži prikazuju Slike P43 i P44 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 211 MW
Srbija - 143 MW
____________________________________________________________________________________________________________________
235/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Albanija - 56 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Tabela 3.61. prikazuje rezultate
ispitivanja (n-1) sigurnosti.
Tabela 3.61. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju B2
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
106
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Budva – Buljarica 111
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Tivat – Budva
Tivat 110 kV
Kotor 110 kV
98,0
97,6
DV 110 kV Bar – Virpazar Ulcinj 110 kV 98,8
Bar 110 kV 96,3
DV 110
Virpazar
kV Podgorica 1 –
Ulcinj 110 kV
Virpazar 110 kV
95,5
95,6
U scenariju N-2 izgradnje elektrana (Tabela 3.29) angažovane su još:
• HE Andrijevo 134 MW
• HE Zlatica 39 MW
• HE Raslovići 39 MW
• HE Milunovići 39 MW
• HE Komarnica 118 MW
U scenariju N-3 izgradnje elektrana (Tabela 3.29) angažovane su još:
• HE Koštanica 372 MW
• HE Andrijevo 134 MW
• HE Zlatica 39 MW
Uz normalan angažman svih HE u iznosu od 826 MW (scenarij N-2 izgradnje elektrana),
odnosno 1002 MW (scenarij N-3 izgradnje elektrana), te analizirani konzum od 864 MW,
Crna Gora uvozi 38 MW (iz BiH na modelu) u scenariju N-2, odnosno izvozi 138 MW u
scenariju N-3 (u Srbiju na modelu), pri čemu pri punoj raspoloživosti grana u mreži nema
preopterećenih grana, dok se u analizi (n-1) sigurnosti ne pojavljuju dodatna preopterećenja
u mreži u odnosu na prije prikazana (Tabela 3.61).
U scenariju B3 (HE u pogonu, TE Pljevlja 1 i 2 u pogonu) na modelu se ukupno opterećenje
u iznosu 864 MW (konzum+gubici) pokriva angažmanom crnogorskih elektrana, a sistem je
izbalansiran (bez razmjena). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P45 i P46 u prilogu.
____________________________________________________________________________________________________________________
236/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 126 MW
Srbija 115 MW
Albanija 19 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Tabela 3.62 prikazuje rezultate
ispitivanja (n-1) sigurnosti.
Tabela 3.62. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju B3
(scenariji S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
105
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Budva – Buljarica 110
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Tivat – Budva
DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
Tivat 110 kV 98,3
Kotor 110 kV 97,9
Bar 110 kV 97,0
Ulcinj 110 kV 96,1
Virpazar 110 kV
96,3
U scenarijima N-2 i N-3 izgradnje elektrana ne pojavljuju se dodatna preopterećenja u
mreži, kako pri punoj raspoloživosti grana, tako i pri analizi (n-1) sigurnosti.
U odnosu na prikazane tabele u situaciji normalne hidrologije nijesu detektovana nova
preopterećenja kao posljedica drugačijeg angažovanja elektrana u okolici Crne Gore
(Gacko, Bajina Bašta, Kosovo), kao ni pri tranzitima do 300 MW za Albaniju.
Situacija ekstremno dobre hidrologije
Ispituje se maksimalan angažman HE Piva i HE Perućica u iznosima (za scenarij S-1
izgradnje elektrana):
HE Piva 342 MW
HE Perućica 307 MW
U scenariju C1 (HE maksimalno angažovane, TE van pogona, scenarij S-1 izgradnje
elektrana) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 864 MW (konzum + gubici) pokriva iz
BiH (215 MW izvoz prema Crnoj Gori). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P47 i P48 u
prilogu.
____________________________________________________________________________________________________________________
237/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 260 MW
Srbija 4 MW
Albanija 35 MW
U analiziranom pogonskom stanju nema preopterećenja pri punoj topologiji mreže.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.63.
Tabela 3.63. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju C1
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
106
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Budva – Buljarica 111
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Tivat – Budva
Tivat 110 kV
Kotor 110 kV
98,1
97,7
DV 110 kV Bar – Virpazar Ulcinj 110 kV 98,8
Bar 110 kV 96,3
DV 110
Virpazar
kV Podgorica 1 –
Ulcinj 110 kV
Virpazar 110 kV
95,5
95,5
U scenariju N-2 izgradnje elektrana (Tabela 3.29) angažovane su još:
• HE Andrijevo 191,1 MW
• HE Zlatica 55,5 MW
• HE Raslovići 55,5 MW
• HE Milunovići 55,5 MW
• HE Komarnica 168 MW
U scenariju N-3 izgradnje elektrana (Tabela 3.29) angažovane su još:
• HE Koštanica 532 MW
• HE Andrijevo 191,1 MW
• HE Zlatica 55,5 MW
Uz normalan angažman svih HE u iznosu od 1174,6 MW (scenarij 2 izgradnje elektrana),
odnosno 1427,6 MW (scenarij 3 izgradnje elektrana), te analizirani konzum od 864 MW,
Crna Gora izvozi od 311 MW do 564 MW (u Srbiju na modelu), pri čemu pri punoj
raspoloživosti grana u mreži nema preopterećenih grana, dok se u analizi (n-1) sigurnosti
ne pojavljuju dodatna preopterećenja u mreži.
____________________________________________________________________________________________________________________
238/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U scenariju C2 (HE maksimalno angažovane, TE Pljevlja 1 i 2 maksimalno angažovane,
scenarij S-1 izgradnje elektrana) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 864 MW
(konzum+gubici) pokriva iz Crne Gore, a višak od 205 MW se izvozi u Srbiju.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 106 MW
Srbija 239 MW
Albanija 63 MW
U analiziranom pogonskom stanju nema preopterećenja pri punoj topologiji mreže.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.64.
Tabela 3.64. Nesigurna stanja sistema na modelu 2015. godine u scenariju C2
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
106
DV 110 kV Podgorica 1 – DV 110 kV Budva – Buljarica 111
Virpazar
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Tivat – Budva
DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
Tivat 110 kV 98,5
Kotor 110 kV 98,0
Bar 110 kV 96,8
Ulcinj 110 kV 96,0
Virpazar 110 kV
96,0
Novi slučajevi preopterećenja ne pojavljuju se ni u preostala dva scenarija izgradnje
elektrana, kao ni u slučajevima drugačijeg angažovanja TE Gacko, RHE Bajina Bašta i TE
na Kosovu, te tranzitima do 300 MW u pravcu Albanije, za sve analizirane scenarije
ekstremno dobre hidrologije.
3.4.4.2 Kandidati za izgradnju
Na polaznim konfiguracijama mreže 2015. godine, prikazanim Slikama 3.30. do 3.32.,
detektovane su sljedeće kritične grane:
1) Transformatori 400/110 kV u TS 400/110 kV Podgorica 2
Pri neraspoloživosti jednog transformatora drugi se preopterećuje pri vršnom opterećenju
ukoliko je angažman HE Perućica manji od 95 MW. Budući da je takva situacija malo
____________________________________________________________________________________________________________________
239/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
vjerovatna, u razmatranom vremenskom presjeku neće se planirati pojačanje transformacije
400/110 kV u TS Podgorica 2.
2) DV 110 kV Budva – Buljarica i DV 110 kV Bar – Buljarica
Nakon povećanja prenosne moći voda Budva – Bar do njegove termičke granice (470 A),
predviđenog do 2010. godine odnosno ulaska TS 110/35 kV Virpazar u pogon, dolazi do
preopterećenja vodova Budva – Buljarica i Bar – Buljarica pri ispadu DV 110 kV Podgorica
1 – Virpazar. Preopterećenja voda 110 kV Budva – Buljarica (do 116% It) su izraženija, i
događaju se u svim ispitivanim scenarijima pogona pri navedenom kritičnom događaju.
Ugrožani vodovi imaju provodnike presjeka Al/Č 150/25 mm 2 . Mogući zahvati radi
otklanjanja preopterećenja su:
• prijevremena revitalizacija voda Bar – Budva i povećanje njegove prenosne moći,
• izgradnja voda Bar – Budva 2 (dužine 33,4 km),
• pojačanje mreže 110 kV između TS Podgorica 1 i TS Virpazar, npr. izgradnjom DV
110 kV Podgorica 1 – (Tuzi) – Golubovci – Virpazar (dužina oko 28 km zavisno o
trasi),
• izgradnja novog napojnog voda primorskog dijela Crne Gore, npr. HE Perućica –
Kotor (H. Novi) dužine oko 40 km (50 km u slučaju priključka na H. Novi).
3) DV 110 kV Podgorica 1 – Virpazar
Ovaj se dalekovod preopterećuje pri ispadu DV 110 kV Budva – Buljarica. Najveće
preopterećenje detektovano na modelu iznosi 111 % Imax. Vod ima provodnike Al/Č 150/25
mm 2 , a maksimalno dozvoljena struja (465 A) u blizini je termičke granice voda (470 A).
Mogući zahvati radi otklanjanja preopterećenja su:
• povećanje prenosne moći u sklopu revitalizacije voda Podgorica 1 – Virpazar (Bar)
predviđene u periodu 2010. – 2015. godine (poglavlje 3.5),
• izgradnja voda Bar – Budva 2 (dužine 33,4 km),
• pojačanje mreže 110 kV između TS Podgorica 1 i TS Virpazar, npr. izgradnjom DV
110 kV Podgorica 1 – (Tuzi) – Golubovci – Virpazar (dužina oko 28 km),
• izgradnja novog pojnog voda primorskog dijela Crne Gore, npr. HE Perućica – Kotor
(H. Novi) dužine oko 40 km (50 km u slučaju priključka na H. Novi).
Osim mogućih preopterećenja gore navedenih grana, kriterij (n-1) nije zadovoljen i s
obzirom na naponske prilike u primorskom dijelu Crne Gore. Naponi u TS Tivat i TS Kotor
poprimaju nedozvoljeno niske vrijednosti pri neraspoloživosti voda 110 kV Tivat – Budva,
dok naponi u TS Bar, TS Ulcinj, TS Buljarica i TS Virpazar poprimaju nedozvoljeno niske
vrijednosti pri ispadu DV 110 kV Podgorica 1 – Virpazar ili Bar – Virpazar ili Budva –
Buljarica. Rješavanje naponskih prilika moguće je postići izgradnjom novih DV 110 kV (HE
Perućica – Kotor, TS Podgorica 1 – Golubovci – Virpazar) ili ugradnjom kondenzatorskih
baterija u pojedinim čvorištima mreže (npr. TS Bar ili Ulcinj, te TS Tivat ili Kotor).
Ukoliko se do razmatranog vremenskog presjeka izgrade hidroelektrane prema razmatranim
scenarijima (N-2 i N-3 iz Tabele 3.29), te priključak istih izvede na predviđeni način, u mreži
neće biti novih preopterećenja niti dodatnih kritičnih grana izuzev gore nabrojanih.
____________________________________________________________________________________________________________________
240/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tokovi snaga i (n-1) analiza s uključenim kandidatima za izgradnju
Povećanje prenosne moći voda Bar – Buljarica – Budva moguće je izvesti na dva načina: 1)
izgradnjom novog voda s provodnicima Al/Č 240/40 mm 2 koristeći trasu starog voda ili 2)
ugradnjom „crnih“ provodnika (BTAL Acs 154/19 mm 2 ) na postojećim stubovima. Oba
provodnika imaju približno jednaku dozvoljenu maksimalnu struju. Prednost „crnih“
provodnika je manje trajanje ugradnje i jeftinije rješenje u odnosu na izgradnju novog voda
s provodnicima Al/Č 240/40 mm 2 , ali je nedostatak povećanje gubitaka na vodu u odnosu
na vod s većim presjekom.
Ukoliko se poveća prenosna moć vodu Bar – Buljarica – Budva neće dolaziti do njegovog
preopterećenja u niti jednom razmatranom scenariju, a pri ispadu voda Podgorica 1 –
Virpazar vod Budva – Buljarica maksimalno će se opterećivati 82 % It uz pretpostavku da je
It = 645 A. Ostaju nerješena preopterećenja voda Podgorica 1 – Virpazar pri ispadu voda
Budva – Buljarica, te loše naponske prilike u primorskom dijelu Crne Gore.
U slučaju izgradnje novog voda Bar – Budva 2 (L=33,4 km), s provodnicima Al/Č 240/40
mm 2 , otklonit će se sva preopterećenja vodova Bar – Buljarica, Budva – Buljarica pri ispadu
DV 110 kV Podgorica 1 – Virpazar, te preopterećenja voda Podgorica 1 – Virpazar pri
ispadu voda Budva – Buljarica. Opterećenja vodova između Bara i Budve pri
neraspoloživosti voda Podgorica 1 – Virpazar su sljedeća (posmatran scenarij A2):
Bar – Buljarica 43 % It
Budva – Buljarica 54 % It
Bar – Budva 2 39 % It
Kod ispada voda Budva – Buljarica opterećenje voda Podgorica 1 – Virpazar iznosi 66 %
Imax (scenarij A2).
Problemi preniskih napona u Baru, Virpazaru i Ulcinju pri neraspoloživosti voda Podgorica 1
– Virpazar, a na mreži s uključenim DV 110 kV Bar – Budva 2, ostaju prisutni.
Ukoliko se izgradi novi vod 110 kV između Podgorice 1 i Virpazara (npr. po trasi Podgorica
1 – Smokovac – Tuzi – Golubovci – Virpazar ili Podgorica 1 – Golubovac – Virpazar [3])
nestaju preopterećenja vodova Bar – Buljarica i Budva – Buljarica, te Podgorica 1 –
Virpazar, te se popravljaju naponske prilike u primorskom dijelu Crne Gore. Naponi su sada
nedozvoljeno niski u Baru i Ulcinju pri neraspoloživosti voda Bar – Virpazar, i u Tivtu i
Kotoru pri neraspoloživosti voda Budva – Tivat.
Izgradnjom novog voda HE Perućica – Kotor dužine 40 km (Al/Č 240/40 mm 2 ) popravljaju
se naponske prilike u Kotoru i Tivtu pri neraspoloživosti voda Budva – Tivat, ali se ne
rješavaju slučajevi preopterećenja vodova Podgorica 1 – Virpazar i Budva – Buljarica – Bar.
Kao najbolje rješenje otklanjanja detektovanih problema na polaznoj konfiguraciji mreže
2015. godine izabrano je rješenje s izgradnjom novih vodova:
- DV 110 kV Podgorica 1 – Virpazar (trasa preko budućih TS 110/10 kV Tuzi i TS
110/35 kV Golubovci),
- DV 110 kV HE Perućica – Kotor.
____________________________________________________________________________________________________________________
241/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Potreba izgradnje gore navedenih vodova ne ovisi o scenariju izgradnje elektrana u EES
Crne Gore, odnosno ti vodovi trebaju biti izgrađeni bez obzira na izgradnju novih elektrana
(investicije vrijede za sva tri scenarija izgradnje elektrana prema Tabeli 3.29.).
3.4.4.3 Konfiguracija mreže do 2015. godine
Slike 3.33. do 3.38. prikazuju željenu konfiguraciju prenosne mreže (prostorna i jednopolna
šema) za razmatrani vremenski presjek (2015. godina), određenu prema kriterijumima
planiranja i dosadašnjim studijama razvoja mreže Crne Gore. Konfiguracija prenosne mreže
generalno ne zavisi o scenariju izgradnje elektrana, izuzev u dijelu izvođenja predviđenih
priključaka novih elektrana na mrežu.
U periodu između 2010. i 2015. godine treba izgraditi sljedeće:
- izgraditi TS 110/x kV Rožaje, Brezna, Buljarica, Žabljak i Tuzi,
- izvesti uvod/izvod DV 110 kV Budva – Bar u TS Buljarica,
- pustiti u pogon pod naponom 110 kV vodove Berane – Rožaje, Nikšić – Brezna i
Pljevlja 1 - Žabljak,
- proširiti TS Berane za jedno vodno polje 110 kV,
- proširiti TS Nikšić-Kličevo za jedno vodno polje 110 kV,
- proširiti TS Pljevlja 1 za jedno vodno polje 110 kV,
- izgraditi DV 110 kV Podgorica 1 – Virpazar (trasa preko Tuzi i Golubovca radi
izgradnje TS 110/35 kV Tuzi i moguće izgradnje u budućnosti TS 110/35 kV
Golubovac), dužine 2.5 km (Podgorica 1 – Smokovac) + 8 km (Tuzi – Golubovac) +
17 km (Golubovac – Virpazar), uz izgrađen vod 110 kV Smokovac – Tuzi (15 km),
ukupno 42,5 km (za izgradnju 27,5 km),
- proširiti TS Podgorica 1 i TS Virpazar za po jedno vodno polje 110 kV,
- izgraditi DV 110 kV HE Perućica – Kotor, dužine 40 km,
- proširiti TS Perućica i TS Kotor za po jedno vodno polje 110 kV,
U scenariju N-2 izgradnje elektrana, s izgrađenim HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići,
HE Milunovići i HE Komarnica dodatno treba izgraditi:
- uvod/izvod voda 220 kV Podgorica 1 – Mojkovac u HE Andrijevo,
- uvod/izvod voda 110 kV Podgorica 1 – Tuzi u HE Zlatica,
- DV 110 kV HE Zlatica – Podgorica 1,
- DV 2x110 kV HE Zlatica – HE Milunovići,
- uvod/izvod voda 110 kV Podgorica 1 – EVP Trebješica u HE Milunovići,
- DV 110 kV HE Milunovići – Podgorica 1,
- DV 110 kV HE Raslovići – Kolašin,
- DV 2x110 kV HE Raslovići – HE Milunovići,
- DV 2x110 kV HE Komarnica – Brezna,
- DV 110 kV HE Komarnica – Žabljak,
- DV 110 kV Brezna – Nikšić,
- proširiti TS Kolašin s jednim vodnim poljem 110 kV,
- dodatno proširiti TS Podgorica 1 s dva vodna polja 110 kV,
- proširiti TS Nikšić s jednim vodnim poljem 110 kV
____________________________________________________________________________________________________________________
242/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U scenariju N-3 izgradnje elektrana, s izgrađenim HE Andrijevo, HE Zlatica i HE Koštanica
dodatno (u odnosu na scenarij S-1) treba izgraditi:
- uvod/izvod voda 400 kV Podgorica 2 – Ribarevine u HE Koštanica,
- uvod/izvod voda 220 kV Podgorica 1 – Mojkovac u HE Andrijevo,
- uvod/izvod voda 110 kV Podgorica 1 – Tuzi u HE Zlatica,
- DV 110 kV HE Zlatica – Podgorica 1,
- dodatno proširiti TS Podgorica 1 s jednim vodnim poljem 110 kV.
BREZNA
KOTOR
KLICEVO
BULJARICA
ZABLJAK
(35 kV)
5
VIRPAZAR
TUZI
Slika 3.33. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s
izgrađenom TE Pljevlja 2 (prostorna šema) – scenarij S-1 izgradnje elektrana
____________________________________________________________________________________________________________________
243/524
ROZAJE

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
BREZNA
KOTOR
HE KOMARNICA
KLICEVO
BULJARICA
ZABLJAK
(35 kV)
HE ANDRIJEVO
5
VIRPAZAR
____________________________________________________________________________________________________________________
244/524
TUZI
HE MILUNOVICI
HE ZLATICA
HE RASLOVICI
Slika 3.34. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s
izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE
Komarnica (prostorna šema) – scenarij N-2 izgradnje elektrana
BREZNA
KOTOR
KLICEVO
BULJARICA
ZABLJAK
(35 kV)
HE KOŠTANICA
HE ANDRIJEVO
5
VIRPAZAR
Slika 3.35. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s
izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica i HE Koštanica (prostorna šema) -
scenarij N-3 izgradnje elektrana
HE ZLATICA
TUZI
ROZAJE
ROZAJE

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
1x10
MVA
1x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
____________________________________________________________________________________________________________________
245/524
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
Kosovo B
Trebinje
HE Perućica
Podgorica 2
Podgorica 1
2x7,5
MVA
EVP Trebješica
Vau Dejes
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
KAP
2x31,5 MVA
Podgorica 4
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
2x7,5 63+40
MVA MVA
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
Brezna
Bileća Vilusi KT
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
20 MVA
2x20 MVA
Kotor
Danilovgrad
2x20 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
40+20 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
2x31,5
MVA
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
Andrijevica
2x10 MVA 2x7,5 MVA
2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
2x10 MVA
Tuzi
Slika 3.36. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2 (jednopolna šema) –
scenarij S-1 izgradnje elektrana
1x20 MVA
Buljarica
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Rožaje
Tirana

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
1x10
MVA
1x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Brezna
Bileća Vilusi KT
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Trebinje Podgorica 1 HE Milunovici 2x7,5
Vau Dejes
55,5 MW MVA
Podgorica 2
HE Perućica
HE Komarnica
168 MW
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
KAP
2x31,5 MVA
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
____________________________________________________________________________________________________________________
246/524
20 MVA
2x20 MVA
Kotor
Podgorica 4
Danilovgrad
2x20 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
40+20 MVA
2x31,5 MVA
Budva
2x7,5
MVA
Podgorica 5
1x20 MVA
2x31,5
MVA
63+40
MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
Berane
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
HE Raslovici
55,5 MW 2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
2x10 MVA
Tuzi
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
EVP Trebješica
Slika 3.37. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica,
HE Raslovići, HE Milunovići i HE Komarnica (jednopolna šema) – scenarij N-2 izgradnje elektrana
HE Zlatica
55,5 MW
Kosovo B
Tirana

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
1x10
MVA
1x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Brezna
Bileća Vilusi KT
Pljevlja 1
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Trebinje Podgorica 1
2x7,5
Vau Dejes
MVA
Podgorica 2
HE Perućica
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
KAP
2x31,5 MVA
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
____________________________________________________________________________________________________________________
247/524
20 MVA
2x20 MVA
Kotor
HE Koštanica
532 MW
Podgorica 4
Danilovgrad
2x20 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
40+20 MVA
2x31,5 MVA
Budva
2x7,5
MVA
Podgorica 5
1x20 MVA
2x31,5
MVA
63+40
MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
Berane
2x31,5 MVA
Podgorica 3
2x10 MVA
Tuzi
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
2x20 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
EVP Trebješica
Slika 3.38. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2015. godine u scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica i
HE Koštanica (jednopolna šema) – scenarij N-3 izgradnje elektrana
HE Zlatica
55,5 MW
Kosovo B
Tirana

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.5 2020. godina
U nastavku su prikazani rezultati proračuna tokova snaga i (n-1) sigurnosti za polaznu
konfiguraciju prenosne mreže Crne Gore 2020. godine. U odnosu na predviđenu
konfiguraciju mreže 2015. godine predviđa se izvođenje sljedećih zahvata u mreži do
posmatranog vremenskog presjeka:
- Izgradnja HE Raslovići i HE Milunovići (u scenariju N-3 izgradnje novih elektrana
unutar EES Crne Gore),
- Izgradnja TS 110/10 kV Podgorica Centar i TS 110/10 kV Tuzi (naknadnim
proračunima distributivne mreže uvrštena za izgradnju u period 2010-2015. godine)
- KB 110 kV Podgorica 1 – Podgorica Centar (3,4 km) i KB 110 kV Podgorica 2 –
Podgorica Centar (5 km).
U scenarijima S-1 i N-2 izgradnje novih elektrana nije predviđena izgradnja niti jedne
elektrane u periodu 2015. – 2020. godine.
U scenariju N-3 izgradnje elektrana u pogon ulaze HE Milunovići i HE Raslovići.
Polazne konfiguracije prenosne mreže Crne Gore prikazuju Slike 3.39. – 3.41.
Za razmatrani vremenski presjek analizirano je stanje vršnog opterećenja u iznosu od
938 MW (Tabela 3.24), raspoređeno na čvorišta 110/x kV prema Tabeli 3.26.
Analizirani su scenariji pogona ovisni o hidrološkim prilikama, angažmanu elektrana, bilansu
sistema i pravcima uvoza prema Tabeli 3.21.
Tabela 3.65. Karakteristike novih vodova u prenosnoj mreži od 2015. do 2020. godine
(prikazani vodovi za sve scenarije izgradnje elektrana)
Vod (novi) Duljina
Materijal Godina Otpor Reaktancija Susceptancija Term. granica Imax
2015. - 2020.
110 kV
(km) CG (km) i presjek izgradnje R (ohm) X (ohm) B (mS) It (A) (A)
HE Milunovići - Trebješica* 25 25 Al/Č 150/25 1960/77/2017 4,800 10,425 68,000 470 -
HE Milunovići - Podgorica 1/1* 13 13 Al/Č 150/25 1960/77/2017 2,496 5,421 35,360 470 -
HE Milunovići - HE Raslovići 1 8 8 Al/Č 240/40 2015-2020 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Milunovići - HE Raslovići 2 8 8 Al/Č 240/40 2015-2020 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Milunovići - HE Zlatica 1 8 8 Al/Č 240/40 2015-2020 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Milunovići - HE Zlatica 2 8 8 Al/Č 240/40 2015-2020 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Milunovići - Podgorica 1/2 13 13 Al/Č 240/40 2015-2020 1,573 5,213 37,050 645 -
HE Raslovići - Kolašin 30 30 Al/Č 240/40 2015-2020 3,630 12,030 85,500 645 -
Podgorica 1 - Podgorica Centar 3,4 3,4 Al 1000 2015-2020 0,102 0,374 238,000 740 -
Podgorica 2 - Podgorica Centar
* uvod/izvod HE Milunovići u Podgorica 1 - Trebješica
5,0 5 Al 1000 2015-2020 0,150 0,550 350,000 740 -
____________________________________________________________________________________________________________________
248/524

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
2x10
MVA
2x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Brezna
Bileća Vilusi KT
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
249/524
Kosovo B
Trebinje
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
HE Perućica
2x40 MVA
KAP
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
Podgorica 4
Podgorica 2
Podgorica
2x7,5 63+40
Centar
MVA MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 1
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x7,5
MVA
EVP Trebješica
Vau Dejes
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
20+10 MVA
2x20 MVA
Kotor
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
2x40 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
2x31,5
MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
Andrijevica
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
Tuzi
Slika 3.39. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (scenarij s izgrađenom TE Pljevlja 2) – scenarij S-1
izgradnje elektrana
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Rožaje
Tirana

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
2x10
MVA
2x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Brezna
Bileća Vilusi KT
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Trebinje Podgorica 1 HE Milunovici 2x7,5
Vau Dejes
55,5 MW MVA
HE Komarnica
Podgorica 2
168 MW
HE Perućica
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
KAP
2x40 MVA
10+20 MVA
2x20 MVA
Kotor
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
Podgorica 4
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
250/524
2x31,5
MVA
Podgorica
Centar 2x7,5 63+40
MVA MVA
2x31,5 MVA
2x40 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
HE Raslovici
55,5 MW 2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
Tuzi
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
EVP Trebješica
Slika 3.40. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (scenarij s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andijevo, HE
Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE Komarnica) – scenarij N-2 izgradnje elektrana
HE Zlatica
55,5 MW
Kosovo B
Tirana

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
2x10
MVA
2x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Brezna
Bileća Vilusi KT
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Trebinje Podgorica 1 HE Milunovici 2x7,5
Vau Dejes
55,5 MW MVA
Podgorica 2
HE Perućica
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
KAP
2x40 MVA
10+20 MVA
2x20 MVA
Kotor
HE Koštanica
532 MW
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
Podgorica 4
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
2x40 MVA
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
251/524
Budva
2x31,5
MVA
Podgorica
Centar 2x7,5 63+40
MVA MVA
2x31,5 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 5
1x20 MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
HE Raslovici
55,5 MW 2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
Tuzi
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
EVP Trebješica
Slika 3.41. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (scenarij s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE
Zlatica, HE Koštanica, HE Milunovići i HE Raslovići) – scenarij N-3 izgradnje elektrana
HE Zlatica
55,5 MW
Kosovo B
Tirana

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.5.1 Tokovi snaga i n-1 sigurnost za različite scenarije pogona EES
Prikazi tokova snaga u mrežama 400 kV i 220 kV, te u mreži 110 kV Crne Gore, za različite
ispitivane scenarije pogona nalaze se u prilogu studije (Tabele P49 – P62).
Situacija ekstremno loše hidrologije
U scenariju A1 (sve elektrane u Crnoj Gori van pogona, scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje
elektrana) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 938 MW (konzum+gubici) pokriva iz
BiH (300 MW, TE Gacko maksimalno angažovana), te Bugarske (319 MW) i Rumunije
(319 MW). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P53 i P54 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -506 MW
Srbija -306 MW
Albanija -124 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Naponske prilike u mreži su
unutar dozvoljenih granica.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje sljedeća tabela. U analiziranom
scenariju postoji veći broj nesigurnih stanja sistema s aspekta preopterećenja grana i
naponskih prilika. Ugroženi su:
1) transformacija 400/110 kV u Podgorici,
2) transformacija 220/110 kV u HE Perućica,
3) DV 110 kV Podgorica 1 - Trebješica,
4) DV 110 kV Budva – Buljarica,
5) DV 110 kV Bar – Virpazar i
6) DV 110 kV Bar – Ulcinj 1.
Transformatori 400/110 kV u TS Podgorica 2 ugroženi su pri neraspoloživosti jednog od
njih. Da bi se izbjegla preopterećenja transformatora 400/110 kV u TS Podgorica 2 HE
Perućica mora biti angažovana barem s 175 MW.
Transformacija 220/110 kV u HE Perućica blago se preopterećuje pri ispadu transformatora
400/110 kV u Podgorici 2, DV 220 kV Podgorica 1 – Perućica ili transformatora 220/110 kV
u Podgorici 1. Preopterećenja transformatora izbjegnuta su ako je HE Perućica minimalno
angažovana.
Ispadi DV 110 kV Bar – Virpazar ili Budva – Buljarica izazivaju blaga međusobna
preopterećenja. Ispad voda Bar – Virpazar popraćen je preniskim naponima u Baru,
Buljarici i Ulcinju.
Ispad DV 110 kV Berane – Bijelo Polje izaziva preopterećenje DV 110 kV Podgorica 1 –
Trebješica (Imax=240 A) pa treba povećati njegovu prenosnu moć do termičke granice.
Naponi su preniski u Beranama i Rožajama.
____________________________________________________________________________________________________________________
252/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Ispad DV 110 kV Bar – Ulcinj 2 izaziva preopterećenje starog paralelnog voda pa treba
povećati njegovo dozvoljeno opterećenje do termičke granice zamjenom odgovarajućih
strujnih mjernih transformatora.
Tabela 3.66. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju A1
(scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 400/110 kV Podgorica 2
TR 400/110 kV Podgorica 2
TR 220/110 kV HE Perućica
127
103
DV 220 kV Podgorica 1 - TR 220/110 kV HE Perućica 106
Perućica
TR 220/110 kV Podgorica 1 TR 220/110 kV HE Perućica 103
DV 110 kV Bijelo Polje – Berane DV 110 kV Podgorica 1 –
Trebješica
111
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Bar – Virpazar 100
DV 110 kV Bar – Ulcinj 2 DV 110 kV Bar – Ulcinj 1 107
DV 110 kV Bar – Virpazar DV 110 kV Budva – Buljarica 105
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Bijelo Polje – Berane
Berane 110 kV
Rožaje 110 kV
98,3
97,5
Bar 110 kV 95,3
DV 110 kV Bar – Virpazar Ulcinj 110 kV 94,4
Buljarica 110 kV 98,9
U scenariju A2 (HE u Crnoj Gori van pogona, TE u pogonu maksimalnom snagom), u
scenariju samo s uključenim novim blokom TE Pljevlja 2 na modelu (scenarij S-1 izgradnje
elektrana) ukupno opterećenje u iznosu 938 MW (konzum+gubici) pokriva iz BiH (300 MW,
TE Gacko maksimalno angažovana), te Bugarske (109 MW) i Rumunije (109 MW). Tokove
snaga u mreži prikazuju Slike P51 i P52 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 414 MW
Srbija - 51 MW
Albanija - 55 MW
U razmatranom scenariju pri punoj raspoloživosti grana nema preopterećenja. Naponske su
prilike unutar dozvoljenih granica. Rezultate ispitivanja (n-1) sigurnosti prikazuje Tabela
3.67.
Svi kritični događaji ostaju kritični neovisno o angažovanju elektrana u susjednim
sistemima. U slučaju tranzita 300 MW u Albaniju iz pravca BiH (angažovana RHE Čapljina)
u scenarijima loše hidrologije (A1, A2) dolazi do preopterećenja transformacije 220/110 kV
u HE Perućica (do 110 % Sn) pri ispadu 220 kV voda Podgorica 1 – Perućica (Tabela 3.68.).
____________________________________________________________________________________________________________________
253/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.67. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju A2
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 400/110 kV Podgorica 2
TR 400/110 kV Podgorica 2
TR 220/110 kV HE Perućica
126
102
DV 220 kV Podgorica 1 - TR 220/110 kV HE Perućica 102
Perućica
TR 220/110 kV Podgorica 1 TR 220/110 kV HE Perućica 102
DV 110 kV Bijelo Polje – Berane DV 110 kV Podgorica 1 – 109
DV 110 kV Bar – Ulcinj 2
Trebješica
DV 110 kV Bar – Ulcinj 1 106
DV 110 kV Bar – Virpazar DV 110 kV Budva – Buljarica 103
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Bar – Virpazar
Bar 110 kV 97,0
Ulcinj 110 kV 96,3
Tabela 3.68. Dodatna nesigurna stanja sistema na modelu 2010. godine u scenarijima
A1 i A2 pri tranzitu 300 MW za Albaniju (scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje novih
elektrana)
Ispad Preopterećenje
DV 220 kV Podgorica 1 –
Perućica
Situacija normalne hidrologije
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 220/110 kV HE Perućica 110
Pretpostavljen je angažman HE Piva i HE Perućica u stanjima normalne hidrologije u iznosu
70 % maksimalnih snaga tih elektrana:
HE Piva 240 MW
HE Perućica 217 MW
U scenariju B1 (HE u pogonu, TE van pogona, scenarij S-1 izgradnje elektrana) na modelu
se ukupno opterećenje u iznosu 938 MW (konzum + gubici) pokriva iz BiH (481 MW, TE
Gacko angažovana maksimalnom snagom). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P53 i
P54 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -449 MW
____________________________________________________________________________________________________________________
254/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Srbija - 52 MW
Albanija 19 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Naponske prilike u mreži su
unutar dozvoljenih granica.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.69.
Tabela 3.69. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju B1
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Bijelo Polje – Berane DV 110 kV Podgorica 1 –
106
DV 110 kV Bar – Ulcinj 2
Trebješica
DV 110 kV Bar – Ulcinj 1 103
Ukoliko su do razmatranog vremenskog presjeka izgrađene hidroelektrane prema
scenarijima N-2 i N-3 izgradnje elektrana, kod njihovog 70%-nog angažmana na modelu se
smanjuje uvoz iz BiH u razmatranom scenariju, a analiza (n-1) sigurnosti pokazuje da u
mreži ne dolazi do novih preopterećenja ukoliko se priključak svih novih hidroelektrana
izvrši na odgovarajući način.
U scenariju B2 (HE u pogonu, TE van pogona, scenarij S-1 izgradnje elektrana) na modelu
se ukupno opterećenje u iznosu 938 MW (konzum+gubici) pokriva iz Bugarske i Rumunije
(240,5 MW iz svake). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P55 i P56 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 279 MW
Srbija - 142 MW
Albanija - 60 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Tabela 3.70. prikazuje rezultate
ispitivanja (n-1) sigurnosti.
Tabela 3.70. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju B2
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Bijelo Polje – Berane DV 110 kV Podgorica 1 –
106
DV 110 kV Bar – Ulcinj 2
Trebješica
DV 110 kV Bar – Ulcinj 1 103
S uključenim novim hidroelektranama (scenariji N-2 i N-3 izgradnje elektrana) nema novih
slučajeva preopterećenja.
____________________________________________________________________________________________________________________
255/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U scenariju B3 (HE u pogonu, TE u pogonu, scenarij S-1 izgradnje elektrana) na modelu se
ukupno opterećenje u iznosu 938 MW (konzum+gubici) pokriva angažmanom crnogorskih
elektrana, a manjak od 62 MW se uvozi iz BiH. Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P57 i
P58 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 216 MW
Srbija 127 MW
Albanija 25 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Tabela 3.71. prikazuje rezultate
ispitivanja (n-1) sigurnosti.
Tabela 3.71. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju B3
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Bijelo Polje – Berane DV 110 kV Podgorica 1 –
105
DV 110 kV Bar – Ulcinj 2
Trebješica
DV 110 kV Bar – Ulcinj 1 102
Ukoliko su angažovane nove hidroelektrane (scenariji N-2 i N-3 izgradnje elektrana, viškovi
Crne Gore se na modelu izvoze u Srbiju), na odgovarajućim konfiguracijama mreže (Slike
3.40. i 3.41.) nema novih slučajeva preopterećenja.
Dodatna se preopterećenja ne javljaju ni u slučaju tranzita do 300 MW za Albaniju.
Situacija ekstremno dobre hidrologije
Ispituje se maksimalan angažman HE Piva i HE Perućica u iznosima (scenarij S-1 izgradnje
elektrana):
HE Piva 342 MW
HE Perućica 307 MW
U scenariju C1 (HE maksimalno angažovane, TE van pogona) na modelu se ukupno
opterećenje u iznosu 938 MW (konzum+gubici) pokriva iz BiH (289 MW izvoz prema Crnoj
Gori). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P59 i P60 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 324 MW
Srbija 0 MW
____________________________________________________________________________________________________________________
256/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Albanija 32 MW
U analiziranom pogonskom stanju nema preopterećenja pri punoj topologiji mreže.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.72.
Tabela 3.72. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju C1
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Bijelo Polje – Berane DV 110 kV Podgorica 1 –
106
DV 110 kV Bar – Ulcinj 2
Trebješica
DV 110 kV Bar – Ulcinj 1 103
Ukoliko su u razmatranom scenariju u pogonu nove hidroelektrane prema scenarijima N-2 i
N-3 izgradnje elektrana, angažovane maksimalnom snagom, nema novih preopterećenja u
mreži.
U scenariju C2 (HE maksimalno angažovane, TE maksimalno angažovane, scenarij S-1
izgradnje elektrana) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 938 MW (konzum + gubici)
pokriva iz Crne Gore, a višak od 131 MW se izvozi u Srbiju. Tokove snaga u mreži prikazuju
Slike P61 i P62 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 154 MW
Srbija 221 MW
Albanija 58 MW
U analiziranom pogonskom stanju nema preopterećenja pri punoj topologiji mreže.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.73.
Tabela 3.73. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju C2
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Bijelo Polje – Berane DV 110 kV Podgorica 1 –
105
DV 110 kV Bar – Ulcinj 2
Trebješica
DV 110 kV Bar – Ulcinj 1 102
Ukoliko su do razmatranog vremenskog presjeka izgrađene hidroelektrane prema
scenarijima N-2 i N-3 izgradnje novih elektrana (Tabela 3.29) višak na modelu izvozi se u
Srbiju. Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Pri analizi (n-1) sigurnosti
ne pojavljuju se dodatna preopterećenja u mreži.
Tranzit do 300 MW za Albaniju ne izaziva nova preopterećenja u mreži bez obzira na
analizirano hidrološko stanje.
____________________________________________________________________________________________________________________
257/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.5.2 Kandidati za izgradnju
Za analizirani vremenski presjek detektovane su sljedeće kritične grane u mreži:
1) TR 400/110 kV Podgorica 2
Do preopterećenja transformatora dolazi pri neraspoloživosti paralelnog transformatora u
uslovima visokog opterećenja i smanjenog angažmana HE Perućica. Radi otklanjanja
mogućnosti preopterećenja do razmatranog je vremenskog presjeka potrebno ugraditi treći
transformator 400/110 kV u Podgorici 2.
2) TR 220/110 kV HE Perućica
Ovaj se transformator preopterećuje pri pojedinim ispadima u slučaju da HE Perućica nije u
pogonu. Budući da već mali angažman HE Perućica otklanja opasnost od preopterećenja
ne predviđa se pojačanje ove transformacije.
3) DV 110 kV Podgorica 1 – Trebješica
U scenariju s izgrađenom samo TE Pljevlja 2, do razmatranog je vremenskog presjeka
potrebno povećati prenosnu moć ovog DV do njegove termičke granice (470 A).
4) DV 110 kV Bar – Ulcinj 1
Zbog porasta opterećenja TS Ulcinj, do razmatranog je vremenskog presjeka potrebno
povećati prenosnu moć ovog DV do njegove termičke granice (470 A).
5) DV 110 kV Budva – Buljarica
Ovaj se DV blago preopterećuje (do 105 % od termičke granice) pri ispadu voda 110 kV Bar
– Virpazar u uvijetima kada je HE Perućica van pogona ili nisko angažovana. Zbog male
vjerovatnoće tih događaja neće se posmatrati pojačanje mreže na tom području do
razmatranog vremenskog presjeka 2020. godine.
3.4.5.3 Konfiguracija mreže do 2020. godine
Slike 3.42. – 3.47. prikazuju željenu konfiguraciju prenosne mreže (prostorna i jednopolna
šema) za razmatrani vremenski presjek (2020. godina), određenu prema kriterijumima
planiranja i dosadašnjim studijama razvoja mreže Crne Gore. U scenariju sa izgrađenom
samo TE Pljevlja 2 (S-1), do razmatrane godine treba povećati prenosnu moć 110 kV voda
Podgorica 1 – Trebješica do njegove termičke granice. Prenosnu moć treba povećati i za
vod 110 kV Bar – Ulcinj.
U periodu između 2015. i 2020. godine treba izgraditi sljedeće:
- izgraditi TS 110/10 kV Podgorica – Centar,
- položiti kabal 110 kV Podgorica 2 – Podgorica Centar,
- kabal Podgorica 1 – Podgorica Centar (predviđen za izgradnju do 2010. godine pod
naponom 35 kV) pustiti u pogon pod nazivnim naponom,
____________________________________________________________________________________________________________________
258/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
- proširiti TS Podgorica 1 s jednim vodnim poljem 110 kV,
- ugraditi treći transformator 400/110 kV u TS Podgorica 2,
- proširiti TS Podgorica 2 s jednim trafo poljem 400 kV, te po jednim vodnim i trafo
poljem 110 kV.
U scenariju N-2 izgradnje elektrana (Tabela 3.29) do razmatrane godine ne treba izvršiti niti
jednu dodatnu investiciju u odnosu na prethodno opisane pošto u periodu 2015. – 2020.
godine prema predviđenoj dinamici u pogon ne ulazi niti jedna nova elektrana.
U scenariju N-3 izgradnje elektrana dodatno treba izvrišti priključak HE Raslovići i HE
Milunovići izgradnjom:
- DV 2x110 kV HE Zlatica – HE Milunovići,
- uvod/izvod voda 110 kV Podgorica 1 – EVP Trebješica u HE Milunovići,
- DV 110 kV HE Milunovići – Podgorica 1,
- DV 110 kV HE Raslovići – Kolašin,
- DV 2x110 kV HE Raslovići – HE Milunovići,
- proširiti TS Kolašin s jednim vodnim poljem 110 kV,
- dodatno proširiti TS Podgorica 1 s jednim vodnim poljem 110 kV.
BREZNA
KOTOR
KLICEVO
ZABLJAK
PODG.
CENTAR
BULJARICA
(35 kV)
5
VIRPAZAR
TUZI
Slika 3.42. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (prostorna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2 – scenarij S-1 izgradnje elektrana
____________________________________________________________________________________________________________________
259/524
ROZAJE

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
BREZNA
KOTOR
HE KOMARNICA
KLICEVO
BULJARICA
ZABLJAK
(35 kV)
HE ANDRIJEVO
PODG.
CENTAR
5
VIRPAZAR
____________________________________________________________________________________________________________________
260/524
TUZI
HE RASLOVICI
HE MILUNOVICI
Slika 3.43. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (prostorna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE
Milunovići i HE Komarnica – scenarij N-2 izgradnje elektrana
BREZNA
KOTOR
KLICEVO
BULJARICA
ZABLJAK
(35 kV)
HE KOŠTANICA
HE ANDRIJEVO
PODG.
CENTAR
5
VIRPAZAR
TUZI
HE ZLATICA
HE ZLATICA
HE RASLOVICI
HE MILUNOVICI
Slika 3.44. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (prostorna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE
Milunovići i HE Koštanica – scenarij N-3 izgradnje elektrana
ROZAJE
ROZAJE

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
2x10
MVA
2x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Brezna
Bileća Vilusi KT
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
261/524
Kosovo B
Trebinje
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
HE Perućica
2x40 MVA
KAP
T1,T2, T3
400/115/31,5 kV
300 MVA
Podgorica 4
Podgorica 2
Podgorica
2x7,5 63+40
Centar
MVA MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 1
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x7,5
MVA
EVP Trebješica
Vau Dejes
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
20+10 MVA
2x20 MVA
Kotor
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
2x40 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
2x31,5
MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
Andrijevica
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
Tuzi
Slika 3.45. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (jednopolna šema) u scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2 –
scenarij S-1 izgradnje elektrana
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Rožaje
Tirana

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
2x10
MVA
2x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
262/524
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
Kosovo B
Trebinje
HE Komarnica
168 MW
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
HE Perućica
2x40 MVA
KAP
T1, T2, T3
400/115/31,5 kV
300 MVA
Podgorica 4
Podgorica 2
Podgorica
Centar 2x7,5 63+40
MVA MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 1
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
HE Milunovici 2x7,5
55,5 MW MVA
EVP Trebješica
Vau Dejes
Brezna
Bileća Vilusi KT
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
10+20 MVA
2x20 MVA
Kotor
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
2x40 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
2x31,5
MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
2x10 MVA 2x7,5 MVA
HE Raslovici
55,5 MW 2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
Tuzi
Slika 3.46. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (jednopolna šema) u scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE
Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE Komarnica – scenarij N-2 izgradnje elektrana
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
HE Zlatica
55,5 MW
Tirana

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
2x10
MVA
2x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
263/524
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
Kosovo B
Trebinje
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
HE Perućica
2x40 MVA
KAP
T1 i T2
400/115/31,5 kV
300 MVA
Podgorica 4
Podgorica 2
Podgorica
Centar 2x7,5 63+40
MVA MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 1
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
HE Milunovici 2x7,5
55,5 MW MVA
EVP Trebješica
Vau Dejes
Brezna
Bileća Vilusi KT
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
2x20 MVA
Kličevo
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+2x63 MVA
Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
10+20 MVA
2x20 MVA
Kotor
HE Koštanica
532 MW
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
2x40 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
2x31,5
MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
2x10 MVA 2x7,5 MVA
HE Raslovici
55,5 MW 2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
Tuzi
Slika 3.47. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2020. godine (jednopolna šema) u scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE
Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE Koštanica – scenarij N-3 izgradnje elektrana
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
HE Zlatica
55,5 MW
Tirana

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.6 2025. godina
U nastavku su prikazani rezultati proračuna tokova snaga i (n-1) sigurnosti za polaznu
konfiguraciju prenosne mreže Crne Gore 2025. godine. U odnosu na predviđenu
konfiguraciju mreže 2020. godine predviđa se izvođenje sljedećih zahvata u mreži do
posmatranog vremenskog presjeka:
- izgradnja TE Berane (u scenariju S-1 izgradnje novih elektrana unutar EES Crne
Gore),
- izgradnja HE Komarnica, HE Ljutica i HE Buk Bijela u scenariju N-3 izgradnje
elektrana,
- izgradnja TS 110/10 kV Bar 2 i Nikšić-Bistrica, te TS 110/35 kV Golubovci,
- KB 110 kV Bar – Bar 2 (~1 km),
- uvod/izvod voda 110 kV Podgorica 1 – Tuzi – Virpazar u TS Golubovci,
- formiranje sabirničkog sistema 110 kV u TS Vilusi i uvod/izvod voda 110 kV Nikšić -
Bileća u TS Vilusi,
- izgradnja DV 110 kV Kolašin – Mateševo (izuzev u scenarijima N-2 i N-3 izgradnje
elektrana),
- izgradnja DV 110 kV Brezna – Žabljak u scenariju bez HE Komarnica (scenarij S-1),
- DV 2x110 kV HE Komarnica – Brezna (u scenariju N-3 izgradnje elektrana),
- DV 110 kV HE Komarnica – Žabljak (u scenariju N-3 izgradnje elektrana),
- DV 110 kV Brezna – Nikšić (u scenariju N-3 izgradnje elektrana),
- izgradnja DV 110 kV Rožaje – Tutin.
Pretpostavljeno je da ce do krajnjeg vremenskog presjeka prenosna mreža Crne Gore biti
dovedena do konačnog stanja koje će zadovoljavati n-1 kriterij napajanja svih
transformatorskih stanica 110/x kV. Time su određene pojedine investicije poput rješavanja
T spoja TS Vilusi, te osiguravanja dvostranog napajanja TS Kolašin, TS Žabljak i TS Brezna
u scenariju 1 izgradnje elektrana.
U scenariju N-3 izgradnje novih elektrana predviđena je izgradnja HE Komarnica, HE
Ljutica i HE Buk Bijela u periodu 2020. – 2025. godine. Priključak HE Buk Bijela i posebno
HE Ljutica nije u dosadašnjim studijama detaljno obrađivan pa je scenariju N-3 izgradnje
novih elektrana posvećeno posebno poglavlje s rezultatima analize priključka novih HE Buk
Bijela i HE Ljutica.
Polazne konfiguracije prenosne mreže Crne Gore u scenarijima S-1 i N-2 izgradnje
elektrana prikazuju Slike 3.48. i 3.49.
Za razmatrani vremenski presjek analizirano je stanje vršnog opterećenja u iznosu od
1016 MW (Tabela 3.24), raspoređeno na čvorišta 110/x kV prema Tabeli 3.26.
Analizirani su scenariji pogona ovisni o hidrološkim prilikama, angažmanu elektrana, bilansu
sistema i pravcima uvoza prema Tabeli 3.21.
____________________________________________________________________________________________________________________
264/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.74. Karakteristike novih vodova u prenosnoj mreži od 2020. do 2025. godine
(prikazani svi vodovi za scenarije S-1 i N-2 izgradnje elektrana)
Vod (novi) Duljina
Materijal Godina Otpor Reaktancija Susceptancija Term. granica Imax
2020. - 2025.
110 kV
(km) CG (km) i presjek izgradnje R (ohm) X (ohm) B (mS) It (A) (A)
Bar - Bar2 1,0 1 Al 1000 2020-2025 0,030 0,110 70,000 740 -
Brezna-Žabljak* 53,0 53 Al/Č 240/40 2020-2025 6,413 21,253 151,050 645 -
Tuzi - Golubovci** 8,0 8 Al/Č 240/40 2020-2025 0,968 3,208 22,800 645 -
Golubovci - Virpazar** 17,0 17 Al/Č 240/40 2020-2025 2,057 6,817 48,450 645 -
Kolašin - Mateševo 8,0 8 Al/Č 240/40 2020-2025 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Komarnica - Brezna 1 8,0 8 Al/Č 240/40 2015-2020 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Komarnica - Brezna 2 8,0 8 Al/Č 240/40 2015-2020 0,968 3,208 22,800 645 -
HE Komarnica - Šavnik - Žabljak 45 45 Al/Č 240/40 2015-2020 5,445 18,045 128,250 645 -
Nikšić - Brezna 24,20 24,2 Al/Č 240/40 1988. 2,928 9,704 68,970 645 -
Nikšić - Vilusi 37,9 37,9 Al/Č 240/40 2020-2025 4,586 15,198 108,015 645 -
Vilusi - Bileća
* u scenariju bez HE Komarnica
** uvod/izvod Podgorica1-Tuzi-Virpazar u TS Golubovci
18,2 14,3 Al/Č 240/40 2020-2025 1,730 5,734 40,755 645 -
____________________________________________________________________________________________________________________
265/524

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
2x10
MVA
2x40
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Trebinje T1 i T2
2x7,5
Vau Dejes
400/115/31,5 kV
MVA
300 MVA
Podgorica 2
HE Perućica
Brezna
2x10 MVA
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
Bileća
10 MVA
Vilusi
Žabljak
HE Perućica
5x38 MW
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x20 Bistrica
2x20 MVA +2x63 MVA2x20
MVA
Kličevo Nikšić
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
KAP
2x40 MVA
20+10 MVA
Podgorica 4
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Kotor 2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
266/524
2x31,5
MVA
Podgorica 2x7,5 2x31,5
Centar
2x31,5 MVA
MVA MVA
40+63 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
Bijelo Polje
Podgorica 1
Buljarica
TE Berane 10,5/121 kV
110 MW 120 MVA
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Mojkovac KT
Bar
2x20
MVA
Kolašin
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x20 MVA
Virpazar
2x20
MVA
Berane
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
2x31,5 MVA
2x20 MVA
Bar 2
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
Tuzi
2x20 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
Mateševo
EVP Trebješica
1x20 MVA
Golubovci
Tutin
Kosovo B
Tirana

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Slika 3.48. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (scenarij s izgrađenom TE Pljevlja 2 i TE Berane) –
scenarij S-1 izgradnje elektrana
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
2x10
MVA
Bileća
2x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Brezna
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Trebinje Podgorica 1 HE Milunovici 2x7,5
Vau Dejes
55,5 MW MVA
HE Komarnica
Podgorica 2
168 MW
HE Perućica
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+ Bistrica
2x20 MVA 2x63 MVA2x20
MVA
Kličevo Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
KAP
2x40 MVA
10+20 MVA
2x20 MVA
Kotor
T1, T2, T3
400/115/31,5 kV
300 MVA
Podgorica 4
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
267/524
2x31,5
MVA
Podgorica
Centar 2x7,5 63+40
MVA MVA
2x31,5 MVA
2x40 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
HE Raslovici
55,5 MW 2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
Tuzi
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
2x20 MVA
Bar 2
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
EVP Trebješica
HE Zlatica
55,5 MW
1x20 MVA
Golubovci
Tutin
Kosovo B
Tirana

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Slika 3.49. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (scenarij s izgrađenim TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE
Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE Komarnica) – scenarij N-2 izgradnje elektrana
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
268/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.6.1 Tokovi snaga i n-1 sigurnost za različite scenarije pogona EES
Prikazi tokova snaga u mrežama 400 kV i 220 kV, te u mreži 110 kV Crne Gore, za različite
ispitivane scenarije pogona nalaze se u prilogu studije (Tabele P63 – P76).
Situacija ekstremno loše hidrologije
U scenariju A1 (sve elektrane u Crnoj Gori van pogona, scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje
elektrana) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 1016 MW (konzum + gubici) pokriva
iz BiH (300 MW, TE Gacko maksimalno angažovana), te Bugarske (358 MW) i Rumunije
(358 MW). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P63 i P64 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -546 MW
Srbija -342 MW
Albanija -131 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Naponske prilike u mreži su
unutar dozvoljenih granica.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje sljedeća tabela. U analiziranom
scenariju postoji veći broj nesigurnih stanja sistema s aspekta preopterećenja grana i
naponskih prilika. Ugroženi su:
1. transformacija 220/110 kV u HE Perućica,
2. DV 110 kV Budva – Buljarica,
3. DV 110 kV Bar – Virpazar,
4. DV 110 kV Bar – Buljarica,
5. DV 110 kV Podgorica 1 – Virpazar.
Transformacija 220/110 kV u HE Perućica blago se preopterećuje pri ispadu DV 220 kV
Podgorica 1 – Perućica. Preopterećenja transformatora izbjegnuta su ako je HE Perućica
minimalno angažovana.
Ispadi DV 110 kV Bar – Virpazar ili Budva – Buljarica izazivaju blaga međusobna
preopterećenja. Ispad voda Bar – Virpazar popraćen je preniskim naponima u Baru,
Buljarici i Ulcinju, a ispad voda Budva – Buljarica niskim naponima u Ulcinju i Buljarici.
Ispad DV 110 kV Podgorica 1 – Tuzi preopterećuje paralelnu vezu od Podgorice 1 do
Virpazara.
____________________________________________________________________________________________________________________
269/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.75. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju A1
(scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 220 kV Podgorica 1 - TR 220/110 kV HE Perućica 101
Perućica
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Bar – Virpazar 115
DV 110 kV Bar – Virpazar
DV 110 kV Budva – Buljarica
DV 110 kV Bar – Buljarica
122
106
DV 110 kV Podgorica 1 – Tuzi DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
106
Ispad Čvorište Napon (kV)
Bar 110 kV 92,1
DV 110 kV Bar – Virpazar Ulcinj 110 kV 91,0
Buljarica 110 kV 96,5
DV 110 kV Budva – Buljarica
Ulcinj 110 kV
Buljarica 110 kV
98,3
98,7
DV 110 kV Podgorica 1 – Tuzi Ulcinj 110 kV 98,1
U scenariju A2 (HE u Crnoj Gori van pogona, TE Pljevlja 1 u pogonu maksimalnom
snagom), u scenariju se s uključenim novim blokom TE Pljevlja 2 i TE Berane (scenarij S-1
izgradnje elektrana) na modelu ukupno opterećenje u iznosu 1016 MW (konzum+gubici)
pokriva iz BiH (300 MW, TE Gacko maksimalno angažovana), te Bugarske (93 MW) i
Rumunije (93 MW). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P65 i P66 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 412 MW
Srbija - 42 MW
Albanija - 38 MW
U razmatranom scenariju pri punoj raspoloživosti grana nema preopterećenja. Naponske su
prilike unutar dozvoljenih granica. Rezultate ispitivanja (n-1) sigurnosti prikazuje Tabela
3.76.
____________________________________________________________________________________________________________________
270/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.76. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju A2
(scenariji S-1, N-2 i N-3 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Bar – Virpazar
DV 110 kV Budva – Buljarica
DV 110 kV Bar – Buljarica
118
103
DV 110 kV Podgorica 1 – Tuzi DV 110 kV Podgorica 1 –
Virpazar
104
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Bar – Virpazar
Bar 110 kV 94,6
Ulcinj 110 kV 93,6
Buljarica 110 kV 98,9
Pri tranzitu 300 MW u Albaniju u svim analiziranim scenarijima izgradnje elektrana javlja se
dodatno preopterećenje transformacije 220/110 kV u HE Perućica pri ispadu DV 220 kV
Podgorica 1 – Perućica (do 116% It).
Situacija normalne hidrologije
Pretpostavljen je angažman HE Piva i HE Perućica u stanjima normalne hidrologije u iznosu
70 % maksimalnih snaga tih elektrana za scenarij S-1 izgradnje elektrana:
HE Piva 240 MW
HE Perućica 217 MW
U scenariju B1 (HE u pogonu, TE Pljevlja 1 i 2, te TE Berane van pogona u scenariju S-1
izgradnje elektrana) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 1016 MW (konzum +
gubici) pokriva iz BiH (559 MW, TE Gacko angažovana maksimalnom snagom). Tokove
snaga u mreži prikazuju Slike P67 i P68 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH -503 MW
Srbija - 74 MW
Albanija 15 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Naponske prilike u mreži su
unutar dozvoljenih granica.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.77.
____________________________________________________________________________________________________________________
271/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.77. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju B1
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Bar – Virpazar DV 110 kV Budva – Buljarica 115
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Bar – Virpazar 110
Ispad Čvorište Napon (kV)
Bar 110 kV 97,7
DV 110 kV Bar – Virpazar Ulcinj 110 kV 96,7
Ukoliko su do razmatranog vremenskog presjeka izgrađene hidroelektrane prema scenariju
N-2 izgradnje elektrana, analiza (n-1) sigurnosti pokazuje da u mreži ne dolazi do novih
preopterećenja.
U scenariju S-1/B2 (HE u pogonu, TE Pljevlja 1 i 2, te TE Berane van pogona) na modelu
se ukupno opterećenje u iznosu 1016 MW (konzum+gubici) pokriva iz Bugarske i Rumunije
(279,5 MW iz svake). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P69 i P70 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 269 MW
Srbija - 204 MW
Albanija - 89 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Tabela 3.78. prikazuje rezultate
ispitivanja (n-1) sigurnosti.
Tabela 3.78. Nesigurna stanja sistema na modelu 2020. godine u scenariju B2
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Bar – Virpazar DV 110 kV Budva – Buljarica 115
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Bar – Virpazar 110
Ispad Čvorište Napon (kV)
Bar 110 kV 97,7
DV 110 kV Bar – Virpazar Ulcinj 110 kV 96,7
Ukoliko su do razmatranog vremenskog presjeka izgrađene hidroelektrane prema scenariju
N-2 izgradnje elektrana, analiza (n-1) sigurnosti pokazuje da u mreži ne dolazi do novih
preopterećenja.
____________________________________________________________________________________________________________________
272/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U scenariju S-1/B3 (HE u pogonu, TE Pljevlja 1 i 2 i TE Berane u pogonu) na modelu se
ukupno opterećenje u iznosu 1016 MW (konzum+gubici) pokriva angažmanom crnogorskih
elektrana, a manjak od 29 MW se uvozi iz BiH. Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P71 i
P72 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 166 MW
Srbija 112 MW
Albanija 18 MW
Pri raspoloživosti svih grana mreže nema preopterećenja. Tabela 3.79. prikazuje rezultate
ispitivanja (n-1) sigurnosti.
____________________________________________________________________________________________________________________
273/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.79. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju B3
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Bar – Virpazar DV 110 kV Budva – Buljarica 114
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Bar – Virpazar 109
Ispad Čvorište Napon (kV)
Bar 110 kV 98,7
DV 110 kV Bar – Virpazar Ulcinj 110 kV 97,7
Ukoliko su angažovane HE prema scenariju N-2 izgradnje elektrana (višak Crne Gore izvozi
se u Srbiju na modelu), na odgovarajućoj konfiguracijama mreže nema novih slučajeva
preopterećenja.
Dodatna preopterećenja ne javljaju se za sve analizirane scenarije izgradnje elektrana u
scenarijima karakterističnim po normalnoj hidrologiji ni pri tranzitima 300 MW za Albaniju.
Situacija ekstremno dobre hidrologije
Ispituje se maksimalan angažman HE Piva i HE Perućica u iznosima (za scenarij S-1):
HE Piva 342 MW
HE Perućica 307 MW
U scenariju S-1/C1 (HE maksimalno angažovane, TE Pljevlja 1 i 2, te TE Berane van
pogona) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 1016 MW (konzum+gubici) pokriva iz
BiH (367 MW izvoz prema Crnoj Gori). Tokove snaga u mreži prikazuju Slike P73 i P74 u
prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 361 MW
Srbija - 34 MW
Albanija 21 MW
U analiziranom pogonskom stanju nema preopterećenja pri punoj topologiji mreže.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.80.
____________________________________________________________________________________________________________________
274/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.80. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju C1
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Bar – Virpazar DV 110 kV Budva – Buljarica 115
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Bar – Virpazar 110
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Bar – Virpazar
Bar 110 kV 97,8
Ulcinj 110 kV 96,8
Ukoliko su angažovane HE prema scenariju N-2 izgradnje elektrana (višak Crne Gore izvozi
se u Srbiju na modelu), na odgovarajućoj konfiguraciji mreže nema novih slučajeva
preopterećenja.
U scenariju S-1/C2 (HE maksimalno angažovane, TE Pljevlja 1 i 2 i TE Berane maksimalno
angažovane) na modelu se ukupno opterećenje u iznosu 1016 MW (konzum + gubici)
pokriva iz Crne Gore, a višak od 163 MW se izvozi u Srbiju. Tokove snaga u mreži prikazuju
Slike P75 i P76 u prilogu.
U analiziranom pogonskom stanju razmjene EES Crne Gore sa susjednim sistemima su:
BiH - 82 MW
Srbija 193 MW
Albanija 42 MW
U analiziranom pogonskom stanju nema preopterećenja pri punoj topologiji mreže.
Rezultate ispitivanja n-1 kriterijuma sigurnosti prikazuje Tabela 3.81.
Tabela 3.81. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju C2
(scenarij S-1 izgradnje elektrana)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 110 kV Bar – Virpazar DV 110 kV Budva – Buljarica 114
DV 110 kV Budva – Buljarica DV 110 kV Bar – Virpazar 109
Ispad Čvorište Napon (kV)
DV 110 kV Bar – Virpazar
Bar 110 kV 98,6
Ulcinj 110 kV 97,7
Ukoliko su u razmatranom scenariju angažovane HE prema scenariju N-2 izgradnje
elektrana (višak Crne Gore izvozi se u Srbiju na modelu), na odgovarajućoj konfiguraciji
mreže nema novih slučajeva preopterećenja.
____________________________________________________________________________________________________________________
275/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tranzit do 300 MW za Albaniju ne izaziva nova preopterećenja u mreži bez obzira na
analizirano hidrološko stanje.
3.4.6.2 Kandidati za izgradnju
Za analizirani vremenski presjek detektovane su sljedeće kritične grane u mreži:
1) TR 220/110 kV HE Perućica
Ovaj se transformator preopterećuje pri ispadu DV 220 kV Podgorica 1 – HE Perućica u
slučaju da HE Perućica nije u pogonu. Budući da već mali angažman HE Perućica otklanja
opasnost od preopterećenja ne predviđa se pojačanje ove transformacije.
2) DV 110 kV Budva – Buljarica
Ovaj se DV preopterećuje (do 115 % od termičke granice) pri ispadu voda 110 kV Bar –
Virpazar u svim analiziranim pogonskim stanjima. Preopterećenje ovog voda otklanja novi
DV 110 kV Bar – Budva.
3) DV 110 kV Bar – Virpazar
Ovaj se DV preopterećuje (do 110 % od termičke granice) pri ispadu voda 110 kV Bar –
Virpazar u svim analiziranim pogonskim stanjima. Preopterećenje ovog voda otklanja novi
DV 110 kV Bar – Budva.
4) DV 110 kV Podgorica 1 – Virpazar
Ovaj se DV blago preopterećuje (do 106 % od termičke granice) pri ispadu voda 110 kV
Podgorica 1 – Tuzi u pogonskim stanjima karakterističnim po niskom angažmanu HE.
Preopterećenje ovog voda otklanja novi DV 110 kV Bar – Budva.
3.4.6.3 Konfiguracija mreže do 2025. godine
Slike 3.50. - 3.53. prikazuju željenu konfiguraciju prenosne mreže (prostorna i jednopolna
šema) za razmatrani vremenski presjek (2025. godina), određenu prema kriterijumima
planiranja i dosadašnjim studijama razvoja mreže Crne Gore. Prikazane konfiguracije
odnose se na scenarije S-1 i N-2 izgradnje novih elektrana u EES Crne Gore prema Tabeli
3.29. Konfiguracija mreže za scenarij N-3 izgradnje elektrana koji obuhvaća izgradnju novih
HE Buk Bijela i HE Ljutica obrađen je u slijedećem poglavlju.
U periodu između 2020. i 2025. godine treba izgraditi sljedeće bez obzira na scenarij
izgradnje elektrana:
- izgraditi TS 110/10 kV Bar 2 i Nikšić-Bistrica, te TS 110/35 kV Golubovci,
- položiti kabel 110 kV Bar – Bar 2 (~1 km),
- izvesti uvod/izvod voda 110 kV Podgorica 1 – Tuzi – Virpazar u TS Golubovci,
- formirati sabirnički sistem 110 kV u TS Vilusi i izvesti uvod/izvod voda 110 kV Nikšić
- Bileća u TS Vilusi,
____________________________________________________________________________________________________________________
276/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
- izgraditi DV 110 kV Rožaje – Tutin,
- proširiti TS Rožaje jednim vodnim poljem 110 kV,
- izgraditi vod Budva – Bar 2,
- proširiti TS Budva s jednim vodnim poljem 110 kV i TS Bar sa dva vodna polja 110
kV.
U scenariju N-2 izgradnje elektrana nijesu potrebne dodatne investicije u mreži. U scenariju
S-1 još treba:
- proširiti TS Berane za jedno novo trafo polje radi priključka TE Berane,
- izgraditi DV 110 kV Kolašin – Mateševo,
- proširiti TS Kolašin jednim vodnim poljem 110 kV,
- izgraditi DV 110 kV Brezna – Žabljak,
- proširiti TS Brezna i TS Žabljak sa po jednim vodnim poljem 110 kV,
BREZNA
KOTOR
BISTRICA
KLICEVO
BULJARICA
ZABLJAK
6
5
GOLUBOVCI
VIRPAZAR
Slika 3.50. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (prostorna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2 i TE Berane - scenarij S-1 izgradnje elektrana
____________________________________________________________________________________________________________________
277/524
TUZI
TUTIN
ROZAJE

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
BREZNA
KOTOR
HE KOMARNICA
BISTRICA
KLICEVO
BULJARICA
ZABLJAK
(35 kV)
HE ANDRIJEVO
6
5
GOLUBOVCI
VIRPAZAR
TUZI
____________________________________________________________________________________________________________________
278/524
HE RASLOVICI
HE MILUNOVICI
Slika 3.51. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (prostorna šema) u
scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE
Milunovići i HE Komarnica - scenarij N-2 izgradnje elektrana
TUTIN
ROZAJE

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
2x10
MVA
Bileća
2x40
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Podgorica 1
Mojkovac KT
Trebinje T1 i T2
2x7,5
Vau Dejes
400/115/31,5 kV
MVA
300 MVA
Podgorica 2
HE Perućica
Brezna
2x10 MVA
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
10 MVA
Vilusi
Žabljak
HE Perućica
5x38 MW
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x20 Bistrica
2x20 MVA +2x63 MVA2x20
MVA
Kličevo Nikšić
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
KAP
2x40 MVA
20+10 MVA
Podgorica 4
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Kotor
2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
Podgorica 2x7,5
Centar
2x31,5 MVA
MVA
40+63 MVA
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
279/524
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
2x31,5
MVA
2x31,5
MVA
Buljarica
TE Berane 10,5/121 kV
110 MW 120 MVA
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
2x20
MVA
Kolašin
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x20 MVA
Virpazar
2x20
MVA
Berane
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
2x31,5 MVA
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
Tuzi
2x20 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
EVP Trebješica
Slika 3.52. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (jednopolna šema) u scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2 i TE Berane -
scenarij S-1 izgradnje elektrana
2x20 MVA
Bar 2
Mateševo
1x20 MVA
Golubovci
Tutin
Kosovo B
Tirana

_____________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
(35 kV)
2x10
MVA
Bileća
2x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 2
T1
220/115/10,5
kV
125 MVA
Pljevlja 1
Sarajevo
(Buk Bijela)
Žabljak
Brezna
Trebinje
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Trebinje Podgorica 1 HE Milunovici 2x7,5
Vau Dejes
55,5 MW MVA
HE Komarnica
Podgorica 2
168 MW
HE Perućica
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+ Bistrica
2x20 MVA 2x63 MVA2x20
MVA
Kličevo Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
KAP
2x40 MVA
10+20 MVA
2x20 MVA
Kotor
T1, T2, T3
400/115/31,5 kV
300 MVA
Podgorica 4
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
280/524
2x31,5
MVA
Podgorica
Centar 2x7,5 63+40
MVA MVA
2x31,5 MVA
2x40 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
HE Raslovici
55,5 MW 2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
Tuzi
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
EVP Trebješica
Slika 3.53. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (jednopolna šema) u scenariju s izgrađenom TE Pljevlja 2, HE
Andrijevo, HE Zlatica, HE Raslovići, HE Milunovići i HE Komarnica - scenarij N-2 izgradnje elektrana
2x20 MVA
Bar 2
HE Zlatica
55,5 MW
1x20 MVA
Golubovci
Tutin
Kosovo B
Tirana

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.6.4 Priključak HE Buk Bijela i HE Ljutica
Rješenje priključka HE Buk Bijela i HE Ljutica određeno je ispitivanjem konfiguracije mreže
(Slika 3.54.) koja uključuje rješenja priključka svih novih elektrana definisanih scenarijom N-
3 iz Tabele 3.29 i potrebne dogradnje mreže određene u prethodnim poglavljima, a čija
izgradnja ne ovisi o priključku nove HE Buk Bijela i HE Ljutica. Pri određivanju priključka
razmatranih hidroelektrana posmatrano je pogonsko stanje u kojemu dolazi do plasmana
njihove maksimalne snage u mrežu, te je variran angažman ostalih elektrana unutar EES
Crne Gore i bilans sistema.
HES Buk Bijela se sastoji od dvije elektrane, HE Buk Bijela, koja ima 3 agregata po 150
MW (ukupno 450 MW), od kojih bi Crna Gora raspolagala s jednim agregatom, a EP RS s
ostala dva. Druga elektrana u sistemu je HE Srbinje (55,5 MW), koja je 8,5 km nizvodno na
Drini i ima ulogu kompenzacijskog bazena. U njoj bi se nalazila tri agregata, svaki s 18,5
MW.
HE Buk Bijela treba da se na prenosnu mrežu priključi preko postojećih DV 400 kV Buk
Bijela-Sarajevo (sada radi pod naponom 220 kV) i DV 220 kV Buk Bijela - Piva. Za siguran
plasman energije neophodno je izgraditi jedan od DV 400 kV Buk Bijela - Višegrad, Buk
Bijela - Gacko ili Buk Bijela – Pljevlja 2. Podloge za Prostorni plan Republike Crne Gore
predviđaju izgradnju DV 400 kV Buk Bijela – Pljevlja 2.
Pri određivanju rješenja priključka HE Buk Bijela moguće je varirati priključak pojedinih
agregata (3x150+3x55,5 MW) na 400 kV i 220 kV naponski nivo. Ispitivanje svih mogućih
varijanti premašuje opseg ove studije pa će se mogućnosti sažeti na dvije varijante:
- u prvoj varijanti svi agregati HE Buk Bijela priključuju se na 400 kV naponski nivo –
Slika 3.55.,
- u drugoj varijanti jedan agregat 150 MW priključuje se na 220 kV naponski nivo
(ostali agregati priključeni na 400 kV mrežu) – Slika 3.56.
Budući da točne dužine novih potencijalnih dalekovoda kojima se HE Buk Bijela priključuje
na mrežu 400 kV nijesu poznate, procijenjene su slijedeće dužine i izvedbe dalekovoda:
HE Buk Bijela – Pljevlja 2 Al/Č 2x490/65 mm 2 , L = 67 km
HE Buk Bijela – Gacko Al/Č 2x490/65 mm 2 , L = 42 km
HE Buk Bijela – Višegrad Al/Č 2x490/65 mm 2 , L = 60 km
U oba rješenja pretpostavlja se priključak agregata 3x18,5 MW HE Srbinje na 220 kV
naponski nivo (rasklopište 220 kV u krugu elektrane i vod 220 kV do HE Buk Bijela u duljini
od 8,5 km). Ostale kombinacije raspodjele agregata po pojedinim naponskim nivoima
potrebno je odrediti na temelju istraživanja u zasebnoj studiji.
Izvedba HE Ljutica je predviđena s 2 agregata po 112 MW i jednim od 26 MW što daje
ukupnu snagu hidroelektrane od 250 MW. U do sada urađenoj tehničkoj dokumentaciji za
HE Ljutica nije obrađivana problematika priključenja ove elektrane na prenosnu mrežu, te ni
odgovarajući dalekovodi nijesu obuhvaćeni podlogama za Prostorni plan. Sagledavajući
postojeće stanje i planirana rešenja prenosne mreže, povezivanje na 220 kV mrežu moglo
bi se izvršiti izgradnjom DV 220 kV HE Ljutica - TE Pljevlja 2 i DV 220 kV HE Ljutica-
Mojkovac (Slika 3.57.). Eventualno, povezivanje sa 110 kV mrežom bi se moglo izvršiti
____________________________________________________________________________________________________________________
281/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
uvođenjem DV 110 kV Žabljak-Pljevlja 1 u HE Ljutica, odnosno TS 220/110 kV Ljutica
(dalekovod prolazi u neposrednoj blizini buduće elektrane) – Slika 3.58. Početno se
pretpostalja da se svi agregati HE Ljutica priključuju na 220 kV naponski nivo.
Budući da točne dužine novih potencijalnih dalekovoda kojima se HE Ljutica priključuje na
mrežu 220 kV nijesu poznate, procijenjene su slijedeće dužine i izvedbe dalekovoda:
HE Ljutica – Pljevlja 2 Al/Č 360/57 mm 2 , L=25 km
HE Ljutica – Mojkovac Al/Č 360/57 mm 2 , L=33 km
____________________________________________________________________________________________________________________
282/524

__________________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
2x10
MVA
(35 kV)
Bileća
2x31,5
MVA
Gacko
Sarajevo
2x10 MVA
10 MVA
Vilusi
Žabljak
Brezna
Požega
Pljevlja 1
Višegrad
Trebinje
Pljevlja 2
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
HE Piva
3x114 MW
Trebinje Podgorica 1 HE Milunovici 2x7,5
Vau Dejes
55,5 MW MVA
HE Komarnica
Podgorica 2
168 MW
HE Perućica
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
Buk Bijela
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+ Bistrica
2x20 MVA 2x63 MVA2x20
MVA
Kličevo Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
HE Ljutica
2x112+26 MW
KAP
2x40 MVA
10+20 MVA
2x20 MVA
Kotor
HE Koštanica
532 MW
T1, T2, T3
400/115/31,5 kV
300 MVA
Podgorica 4
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
283/524
2x31,5
MVA
Podgorica
Centar 2x7,5 63+40
MVA MVA
2x31,5 MVA
2x40 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
Mojkovac
T1
220/115/10,5 kV
150 MVA
2x10 MVA 2x7,5 MVA
HE Raslovici
55,5 MW 2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
Tuzi
Slika 3.54. Polazna konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (scenarij s izgrađenim TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica,
HE Raslovići, HE Milunovići, HE Koštanica, HE Buk Bijela, HE Ljutica i HE Komarnica)
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
2x20 MVA
Bar 2
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
EVP Trebješica
HE Zlatica
55,5 MW
1x20 MVA
Golubovci
Tutin
Kosovo B
Tirana

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
HE Višegrad
TE Gacko
Sarajevo
T1
400/231/x kV
400 MVA
HE Srbinje
18,5 MW 18,5 MW 18,5 MW
HE Piva
TE Pljevlja
150 MW 150 MW 150 MW
HE Buk Bijela
Slika 3.55. Priključak agregata HE Buk Bijela na 400 kV mrežu
150 MW
HE Višegrad
TE Gacko
Sarajevo
T1
400/231/x kV
400 MVA
HE Srbinje
18,5 MW 18,5 MW 18,5 MW
150 MW 150 MW
HE Piva
TE Pljevlja
HE Buk Bijela
Slika 3.56. Priključak agregata HE Buk Bijela na 400 kV i 220 kV mrežu
____________________________________________________________________________________________________________________
284/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
TE Pljevlja
112 MW 112 MW 26 MW
Mojkovac
HE Ljutica
Slika 3.57. Priključak agregata HE Ljutica na 220 kV mrežu (varijanta 1)
Pljevlja 1
TE Pljevlja
T1
220/115/x kV
150 MVA
112 MW 112 MW 26 MW
Žabljak
Mojkovac
HE Ljutica
Slika 3.58. Priključak agregata HE Ljutica na 220 kV mrežu (varijanta 2)
Ukoliko promotrimo uravnotežen sistem Crne Gore 2025. godine, u kojemu su maksimalno
angažirane HE Buk Bijela (168.5 MW za EES Crne Gore) i HE Ljutica (250 MW), te TE
Pljevlja 1 (250 MW), TE Pljevlja 2 (210 MW) i HE Andrijevo (191 MW), na konfiguraciji
mreže gdje su svi agregati HE Buk Bijela priključeni na 400 kV mrežu uz izgrađen 400 kV
vod prema TE Pljevlja 2, dok je HE Ljutica povezana na mrežu novim DV 220 kV prema
Pljevlji i Mojkovcu, ne dolazi do ikakvih preopterećenja u mreži pri raspoloživosti svih grana.
Najopterećenije grane u odnosu na njihovu termičku granicu, odnosno prividnu snagu, tada
su:
DV 220 kV Podgorica – HE Andrijevo 92 % It
DV 220 kV HE Ljutica – Mojkovac 51 % It
Transformator 220/110 kV u Mojkovcu 79 % Sn
Transformatori 220/110 kV u Podgorici 1 65 % - 73 % Sn
Transformator 220/110 kV u TE Pljevlja 2 79 % Sn
Transformator 220/110 kV u HE Perućica 79 % Sn
Analiza (n-1) sigurnosti pokazuje veći broj nesigurnih stanja (Tabela 3.82).
____________________________________________________________________________________________________________________
285/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.82. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju N-3
izgradnje elektrana (EES Crne Gore uravnotežen, HE Buk Bijela i HE Ljutica
maksimalno angažirane, u pogonu TE Pljevlja 1 i 2, HE Andrijevo, izgrađeni vodovi
400 kV Buk Bijela – Pljevlja 2, 220 kV HE Ljutica – Pljevlja 2 i HE Ljutica – Mojkovac)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
DV 220 kV HE Ljutica – Pljevlja 2 DV 220 kV HE Andrijevo –
Podgorica
102
DV 220 kV HE Andrijevo – 111
DV 400 kV Ribarevine – Pljevlja Podgorica
2
TR 220/110 kV Mojkovac 118
TR 220/110 kV Pljevlja 2 102
DV 110 kV Bijelo Polje – 135
Mojkovac
TR 400/110 kV Ribarevine DV 110 kV Bijelo Polje – 116
Mojkovac
DV 400 kV Ribarevine – DV 220 kV HE Andrijevo – 106
Koštanica
Podgorica
DV 400 kV Podgorica 2 – DV 220 kV HE Andrijevo – 106
Koštanica
Podgorica
TR 220/110 kV Mojkovac 127
DV 220 kV HE Andrijevo – DV 110 kV Bijelo Polje – 113
Podgorica
Mojkovac
DV 110 kV Mojkovac – Kolašin 109
TR 220/110 kV Mojkovac DV 220 kV HE Andrijevo – 106
Podgorica
DV 110 kV Mojkovac – Kolašin DV 110 kV Bijelo Polje – 112
Mojkovac
DV 110 kV HE Raslovići – DV 110 kV Bijelo Polje – 102
Kolašin
Mojkovac
U analiziranom pogonskom stanju ugrožene postaju pojedine dionice 220 kV mreže (HE
Andrijevo – Podgorica), 110 kV mreža na potezu od TS Mojkovac i Bijelog Polja, te
transformacija 220/110 kV u Mojkovcu. U slučaju kada HE Ljutica ne bi bila angažirana sva
preopterećenja bi nestala izuzev preopterećenja voda 110 kV Bijelo Polje – Mojkovac
(109% It) pri neraspoloživosti transformatora 400/110 kV u Ribarevinama, pa zaključujemo
da njen priključak na mrežu izaziva većinu gore spomenutih preopterećenja.
Ukoliko je u analiziranom pogonskom stanju smanjen angažman HE Andrijevo i TE Pljevlja
1, uz maksimalno angažiranu HE Piva pojavljuju se preopterećenja mreže prema Tabeli
3.83.
____________________________________________________________________________________________________________________
286/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.83. Nesigurna stanja sistema na modelu 2025. godine u scenariju N-3
izgradnje elektrana (EES Crne Gore uravnotežen, HE Buk Bijela i HE Ljutica
maksimalno angažirane, u pogonu TE Pljevlja 2, HE Piva, izgrađeni vodovi 400 kV Buk
Bijela – Pljevlja 2, 220 kV HE Ljutica – Pljevlja 2 i HE Ljutica – Mojkovac)
Ispad Preopterećenje
Iznos
preopterećenja
(% Imax ili % Sn)
TR 220/110 kV Mojkovac 106
DV 400 kV Ribarevine – Pljevlja TR 220/110 kV Pljevlja 2 102
2 DV 110 kV Bijelo Polje – 115
Mojkovac
TR 400/110 kV Ribarevine DV 110 kV Bijelo Polje – 114
DV 220 kV HE Andrijevo –
Podgorica
Mojkovac
TR 220/110 kV Mojkovac 100
Ukoliko bi se priključak HE Ljutica izveo i ugradnjom transformacije 220/110 kV u
hidroelektrani te uvodom voda 110 kV Pljevlja 1 – Žabljak, situacija u mreži bi se znatno
popravila, ali ugroženi bi ostali DV 220 kV HE Andrijevo – Podgorica i transformacija
220/110 kV u Mojkovcu.
Eventualna izvedba priključka HE Buk Bijela preko novog voda 400 kV prema TE Gacko ili
HE Višegrad (nije izgrađen vod 400 kV HE Buk Bijela – Pljevlja 2) ne utječe znatno na
prilike u crnogorskoj mreži s aspekta pojave novih preopterećenja ili izčezavanja postojećih.
Priključkom agregata 150 MW HE Buk Bijela na 220 kV sabirnice dolazi do uzlaznih tokova
snaga kroz transformator 400/220 kV u HE Buk Bijela što je indikacija da agregat treba biti
spojen na 400 kV mrežu.
Pri izvozu 500 MW Crne Gore na modelu u Srbiju (angažirane još HE Piva i HE Komarnica)
ostaju u mreži ograničenja na dionici 220 kV HE Andrijevo – Podgorica 1 i transformaciji
220/110 kV u Mojkovcu. Ni pri izvozu 800 MW (angažirana i HE Koštanica) ne pojavljuju se
nova ograničenja u mreži izuzev prethodno spomenutih.
Iz provedenih proračuna možemo preliminarno zaključiti da je priključak HE Buk Bijela
potrebno izvršiti izgradnjom novog DV 400 kV Buk Bijela – Pljevlja 2 i transformacije
400/220 kV u Buk Bijeloj, pri čemu se agregati trebaju priključiti na 400 kV sabirnice.
Priključak HE Ljutica je potrebno ostvariti izgradnjom TS 220/110 kV Ljutica, DV 220 kV HE
Ljutica – Pljevlja 2 i HE Ljutica – Mojkovac, te uvodom/izvodom DV 110 kV Pljevlja 1 –
Žabljak u HE Ljuticu. Mrežu je potrebno dodatno pojačati ugradnjom drugog transformatora
220/110 kV u Mojkovcu i izgradnjom voda 220 kV HE Andrijevo – Podgorica 1. Konačnu
konfiguraciju prenosne mreže u razmatranom scenariju izgradnje elektrana u EES Crne
Gore prikazuje Slika 3.59.
____________________________________________________________________________________________________________________
287/524

__________________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Bajina
Bašta
Potpeč
Goražde
2x10
MVA
(35 kV)
Bileća
2x10 MVA
10 MVA
Vilusi
2x31,5
MVA
Požega
Pljevlja 1
Sarajevo
Žabljak
Trebinje
HE Piva
3x114 MW
Pljevlja 2
T1 i T2
400/231/31,5 kV
400 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja
210 MW
HE Piva
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
288/524
Mojkovac
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
Kosovo B
Trebinje
HE Komarnica
168 MW
T1
220/115/10,5 kV
125 MVA
HE Perućica
2x40 MVA
KAP
T1, T2, T3
400/115/31,5 kV
300 MVA
Podgorica 4
Podgorica 2
Podgorica
Centar 2x7,5 63+40
MVA MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 1
T1 i T2
220/115/10,5 kV
150 MVA
HE Milunovici 2x7,5
55,5 MW MVA
EVP Trebješica
Vau Dejes
Brezna
Višegrad
Buk
Bijela
T1-T5
10,5/121 kV
40 MVA
HE Perućica
5x38 MW
T6 i T7
10,5/121 kV
65 MVA
HE Perućica
2x58,5 MW
2x31,5+ Bistrica
2x20 MVA 2x63 MVA2x20
MVA
Kličevo Nikšić
Trebinje
Herceg Novi
2x40 MVA
15,75/245 kV
250 MVA
TE Pljevlja 2
210 MW
HE Ljutica
2x112+26 MW
10+20 MVA
2x20 MVA
Kotor
HE Koštanica
532 MW
Danilovgrad
2x31,5 MVA
Tivat
2x31,5 MVA
Cetinje
Ribarevine
HE Andrijevo
191 MW
2x40 MVA
2x31,5 MVA
Budva
Podgorica 5
1x20 MVA
2x31,5
MVA
Buljarica
Bijelo Polje
2x7,5
MVA
2x40 MVA
Bar
1x20
MVA
Kolašin
2x20
MVA
Berane
2x10 MVA 2x7,5 MVA
HE Raslovici
55,5 MW 2x20 MVA
2x31,5 MVA
Podgorica 3
10+20 MVA
Tuzi
Slika 3.59. Konfiguracija prenosne mreže Crne Gore 2025. godine (scenarij s izgrađenim TE Pljevlja 2, HE Andrijevo, HE Zlatica, HE
Raslovići, HE Milunovići, HE Koštanica, HE Buk Bijela, HE Ljutica i HE Komarnica – scenarij N-3 izgradnje elektrana
2x20 MVA
Virpazar
2x31,5 MVA
2x20 MVA
Bar 2
Ulcinj
2x20
MVA
Andrijevica
Rožaje
HE Zlatica
55,5 MW
1x20 MVA
Golubovci
Tutin
Tirana

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.7 Prenosna mreža u slučaju velikih uvoza električne energije
Konfiguracije prenosna mreže EES Crne Gore određene u prethodnim ispitivanjima
počivaju na tri reprezentativna scenarija izgradnje novih elektrana unutar EES-a Crne Gore
(Tabela 3.29). Izgradnja novih elektrana predstavlja važnu nesigurnost koja utieče na
dinamiku i plan razvoja prenosna mreže.
Situaciju u kojoj se dinamika izgradnje novih elektrana ne bi ostvarila po predviđenim
planovima djelimično obuhvataju analizirani scenariji pogona (Tabela 3.21.), a krajnji slučaj
predstavljaju scenariji označeni s A1 gdje se cjelokupne potrebe Crne Gore za električnom
energijom (snagom) u svim analiziranim vremenskim presjecima podmiruju iz uvoza. U
scenariju izgradnje novih elektrana označenim s S-1 (u razmatranom razdoblju do 2025.
godine predviđena izgradnja samo TE Pljevlja 2 i TE Berane, bez novih HE), situacije
djelimičnog ali značajnog uvoza predstavljaju i scenariji pogona označeni s B1 i B2
(normalna hidrologija), te C1 (ekstremno dobra hidrologija), u kojima su u pogonu samo
postojeće HE Piva i HE Perućica, različito angažovane.
Prema tome, svi scenariji označeni s A1, te razni ostali scenariji predstavljaju situacije
potpunog ili djelimičnog uvoza električne energije u EES Crne Gore za sve analizirane
vremenske presjeke (Tabela 3.84). U Tabeli 3.84. prikazane su sve analizirane situacije u
kojima dolazi do uvoza električne energije (snage). Negativan predznak predstavlja uvoz
snage, dok pozitivan predznak predstavlja izvoz snage u susjedni EES. Ograničenja u
mreži prema n-1 kriterijumu planiranja, uzrokovana samo uvozom električne energije, a
uočena unutar tih scenarija su sljedeća:
• preopterećenja transformatora 400/110 kV u TS Podgorica 2 pri ispadu paralelnog
transformatora u situaciji potpunog uvoza električne energije,
• preopterećenja transformatora 220/110 kV u HE Perućica pri ispadu DV 220 kV
Podgorica 1 – Perućica u situaciji potpunog uvoza električne energije te s HE
Perućica van pogona i tranzitom 300 MW za Albaniju,
• preopterećenja transformatora 220/110 kV u HE Perućica pri ispadu TR 400/110 kV
Podgorica 2 u situaciji potpunog uvoza električne energije.
Do preopterećenja transformatora 400/110 kV u TS Podgorica 2 pri ispadu paralelnog
transformatora dolazi već od 2005. godine (preopterećenja do 106% od prividne snage
transformatora) ukoliko se pretpostavi potpun uvoz eleketrične energije (snage) u EES Crne
Gore. Preopterećenja u razmatranim situacijama se povećavaju na iznose do 109% Sn
(2010. godina), 117%Sn (2015. godina), te 127%Sn (2020. godina) kada je predviđena
ugradnja i trećeg transformatora pa se preopterećenja otklanjaju. Procjenjeno je da
prijevremena ugradnja trećeg transformatora nije potrebna prije 2020. godine jer je
vjerojatnost da će u situaciji vršnog opterećenja EES doći do potpunog uvoza el. energije,
te da će u tom trenutku doći do ispada jednog od dva transformatora 400/110 kV u TS
Podgorica 2 izuzetno mala.
Do preopterećenja transformatora 220/110 kV u HE Perućica pri ispadu DV 220 kV
Podgorica 1 – Perućica dolazi već od 2005. godine (preopterećenja do 101% od prividne
snage) ali samo pri potpunom uvozu električne energije (snage) i istovremenom tranzitu
300 MW za Albaniju. Već mali angažman HE Perućica otklanja opasnost od preopterećenja
razmatranog transformatora. U razmatranim situacijama nulte proizvodnje u EES Crne
Gore, vršnom opterećenju i tranzitima za Albaniju preopterećenja transformatora 220/110
kV u HE Perućica pri ispadu DV 220 kV Podgorica 1 – Perućica biti će sve veća (do 115%
Sn 2025. godine), ali će ga otklanjati angažman elektrana priključenih na 110 kV mrežu
____________________________________________________________________________________________________________________
289/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
(postojeća HE Perućica, buduće HE Zlatica, Raslovići, Milunovići, Komarnica), pa je ocjena
da neće biti potrebno pojačavati transformaciju 220/110 kV u HE Perućica.
Iz svih sprovedenih analiza možemo zaključiti kako će planirane konfiguracije
prenosne mreže po pojedinim vremenskim presjecima u potpunosti omogućavati
uvoz električne energije u EES Crne Gore s (n-1) sigurnošću, bez obzira na dinamiku
izgradnje novih elektrana unutar EES Crne Gore.
Vremenski
presjek
2005.
2010.
2015.
2020.
2025.
Tabela 3.84. Situacije uvoza električne energije (snage) u EES Crne Gore
Oznaka Opterećenje
Uvoz (MW)
scenarija (MW) BiH Srbija Albanija UKUPNO
A1 730 -332 -312 -86 -732
A2 730 -289 -169 -66 -524
B1 730 -176 -77 -23 -276
B2 730 -38 -185 -54 -277
B3 730 -44 1 -24 -67
C1 730 -36 -36 -15 -87
A1 818 -469 -257 -90 -818
S-1/A2 818 -382 -1 -17 -400
N-2/A2 818 -428 -130 -53 -611
N-3/A2 818 -428 -130 -53 -611
B1 818 -348 -39 26 -361
B2 818 -206 -116 -39 -361
C1 818 -207 3 34 -170
A1 864 -484 -276 -103 -864
S-1/A2 864 -400 -19 -29 -448
S-1/B1 864 -404 -35 29 -410
S-1/B2 864 -211 -143 -56 -410
S-1/C1 864 -260 4 35 -221
A1 938 -506 -306 -124 -938
S-1/A2 938 -414 -51 -55 -520
S-1/B1 938 -449 -52 19 -482
S-1/B2 938 -279 -142 -60 -481
S-1/B3 938 -216 127 25 -64
S-1/C1 938 -324 0 32 -292
A1 1016 -546 -342 -131 -1016
S-1/A2 1016 -412 -42 -38 -492
S-1/B1 1016 -503 -74 15 -562
S-1/B2 1016 -269 -204 -89 -562
S-1/B3 1016 -166 112 18 -36
S-1/C1 1016 -361 -34 21 -374
____________________________________________________________________________________________________________________
290/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.4.8 Potreba za izgradnjom novih poveznih vodova sa susjednim EES
Dinamika razvoja prenosne mreže Crne Gore, kako je to prikazano u prethodnim
poglavljima, određena je na osnovu principa samodostatnosti, uvažavajući moguću
izgradnju novih elektrana unutar EES-a Crne Gore. Kako je prikazano u prethodnom
poglavlju, takve konfiguracije mreže omogućavaju i potpun uvoz električne energije (snage)
u trenutku nastupa vršnog opterećenja sistema uz n-1 sigurnost.
Pojedine planirane investicije unutar prenosne mreže moguće je zamijeniti alternativnim
planovima koji bi uključivali nova povezivanja sa susjednim EES. Takve investicije vezane
su na primjer za:
1. Dvostrano napajanje TS 110/35 kV Ulcinj,
2. Jače povezivanje primorske oblasti izgradnjom TS 220/110 kV u području Grblja i
veze 220 kV s EES-om Hrvatske.
U prethodnim analizama kao rješenje dvostranog napajanja TS 110/35 kV Ulcinj predviđena
je izgradnja novog voda 110 kV Bar – Ulcinj. Mogućnost izgradnje veze 110 kV Ulcinj –
Skadar nije analizirana s obzirom da je ocjenjeno kako postojeća situacija unutar EES-a
Albanije, karakteristična po izrazitim manjkovima električne energije uzrokovanim 100postotnim
oslanjanjem na hidroproizvodnju, ne jamči dovoljnu digurnost napajanja Ulcinja u
slučaju ispada postojećeg voda 110 kV kojim se Ulcinj napaja iz Bara. Iz razloga sigurnosti
prednost se u ovom Master Planu daje formiranju 110 kV paralelne veze prema Baru, iako
je kroz studije izvodljivosti moguće analizirati i opravdanost formiranja veze 110 kV prema
Skadru, što prelazi okvire ovih studijskih analiza.
Čvršće povezivanje primorske oblasti Crne Gore s ostatkom prenosne mreže prema
prethodno prikazanom planu razvoja prenosna mreže predviđeno je izgradnjom DV 110 kV
HE Perućica – Kotor do vremenskog presjeka 2015. godine. Analize pokazuju da je uz taj
dalekovod omogućeno sigurno napajanje primorske oblasti do krajnje promatranog
vremenskog horizonta 2025. godine. Čvršće povezivanje primorske oblasti moguće je
ostvariti i formiranjem TS 220/110 kV u području Grblja i povezivanjem te transformatorske
stanice 220 kV vezom prema EES-u Hrvatske, što je znatno skuplje rješenje pa se prednost
daje izgradnji 110 kV voda HE Perućica – Kotor. Prepreka povezivanju 220 kV vezom s
EES-om Hrvatske je i nedostatak 220 kV mreže na području južne Hrvatske (predio
Dubrovnika), a prema posljednjim planovima razvoja Hrvatske elektroprivrede na područje
Dubrovnika se ne planira dovesti 220 kV naponska razina, već 400 kV (TS 400/110 kV Plat
i DV 2x400 kV Zagvozd – Plat).
Prema tome, eventualna izgradnja novih poveznih vodova EES Crne Gore sa susjednim
EES ne predstavlja nužnu investiciju s aspekta sigurnosti napajanja potrošača unutar Crne
Gore. To je očito i iz Tabele 3.1. iz koje se pokazuje da suma prijenosnih moći vodova koji
povezuju EES Crne Gore sa susjednim EES iznosi 5817 MVA nakon izgradnje 400 kV voda
Podgorica – Elbassan, što je više od 5 puta veće od prognoziranog vršnog opterećenja
Crne Gore 2025. godine.
____________________________________________________________________________________________________________________
291/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.5 REVITALIZACIJA OBJEKATA PRENOSNE MREŽE
3.5.1 Uvodno objašnjenje
Kako je prikazano u poglavlju 3.1 (Tabele 3.7 i 3.10) prenosna mreža Crne Gore razvija se
od kraja 50-tih godina prošlog stoljeća. Prvo su u pogon ulazili 110 kV dalekovodi, slijedila
je izgradnja 220 kV mreže intenzivno u 70-tim godinama, te konačno 400 kV mreže
početkom 80-tih godina prošlog stoljeća. U periodu do 2025. godine realno je očekivati da
će u revitalizaciju gotovo svih postojećih objekata prenosne mreže biti potrebno uložiti
značajna financijska sredstva. Razmatranje samo izgradnje novih objekata prenosne
mreže, bez planiranja revitalizacije postojećih, kod dugoročnog planiranja ne bi dovelo do
potpunih rezultata kako u operativnom, tako i u financijskom pogledu. Iz tog je razloga
nužno definisati kriterijume po kojima bi se određivali kandidati za revitalizaciju u pojedinim
vremenskim periodima koje studija zahvata, te izračunala ukupna financijska sredstva koje
će trebati uložiti u revitalizaciju postojećih objekata prenosne mreže.
U sljedećim je poglavljima opisana metodologija planiranja revitalizacije objekata prenosne
mreže na osnovu očekivane vijeka trajanja jedinica prenosne mreže, te su na osnovu
opisane metodologije okvirno izračunata ukupna financijska sredstva koje će biti potrebno
uložiti u revitalizaciju.
3.5.2 Metodologija i kriterijumi dugoročnog planiranja revitalizacije objekata
prenosne mreže
Realno provediva metodologija dugoročnog planiranja revitalizacije prenosne mreže treba
biti što koherentnija dugoročnom planiranju izgradnje mreže. Odgovor koji metodologija
mora dati je koliko kilometara vodova, komada transformatora i komada polja treba
revitalizirati po pojedinoj naponskom nivou u nekom posmatranom budućem periodu,
odnosno koliko financijskih sredstava treba uložiti u to. Polazno je potrebno definisati
predmet posmatranja i njegova obilježja, te metodološki omogućiti njihovu kvantifikaciju.
Jedinica posmatranja
Nivoa posmatranja moguće je stupnjevati prema shemi:
Nivo Primjeri
sistem prenosna mreža
jedinica nadzemni vod polje transformator
komponenta izolatorski lanac prekidač aktivni dio
element nos. stezaljka sklopna komora namotaj
dio vijak pomični kontakt izolacijski umetak
Kao jedinica posmatranja za potrebe dugoročnog planiranja revitalizacije izabrana je
jedinica prenosne mreže (nadzemni vod, kablovski vod, polje, transformator), dijelom
razrađene na električni (elektromontažni) i građevinski dio. Revitalizaciju prenosne mreže
iskazujemo zbrojem revitalizacija izabranih posmatranih jedinica.
____________________________________________________________________________________________________________________
292/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Posmatrana jedinica kom km
kablovski vod k l�k
nadzemni vod – električni dio
nadzemni vod – građevinski dio
v l�v
transformator t
polje p
transformatorska stanica – građevinski
dio
transformatorska stanica – električni dio
s
Okvirne investicione vrijednosti (cijene) revitalizacije nadzemnih vodova izračunate su na
osnovu Tabele 3.30 (poglavlje 3.3.4). Investiciona vrijednost revitalizacije polja i
transformatora jednaka je cijeni novog polja ili transformatora (Tabele 3.31 i 3.32). Pod
stavkom transformatorska stanica – električni dio, uključeni su srednjenaponski,
niskonaponski i zajednički nadzorni, upravljački i telekomunikacijski djelovi za koje se
pretpostavlja da će se revitalizirati istovremeno s poljima, a njena financijska vrijednost je
izražena 10 %-im uvećanjem ukupne investicione vrijednosti revitalizacije polja. Provodnici
svih 110 kV dalekovoda se financijski vrednuju na jednaki način bez obzira na njihov
postojeći materijal i presjek (prema cijeni za Al/Č 240/40).
Ispravnost i raspoloživost kao mjere potrebe revitalizacije
Potrebno je razlikovati pojmove ispravnosti posmatrane jedinice mreže i pogonskog stanja
posmatrane jedinice. Ispravna jedinica može biti u pogonu i izvan pogona, kao i neispravna
jedinica. I jedno i drugo pruža osnovu za poimanje potrebe revitalizacije. Najgrublje
klasificirana stanja ispravnosti posmatrane jedinice su:
Ispravno Neispravno
bez nedostataka s nedostatkom privremeno trajno = kvar
Ispravno i neispravno su stanja koja traju, a prelazak iz stanja ispravno u stanje neispravno
je događaj koji zovemo greška. Jedinica je s nedostatkom ako omogućuje pogon – donekle
reducirano (na primjer posmatrana jedinica je nadzemni vod, jedan član u izolatorskom
lancu je neispravan, prenaponska čvrstoća je nešto umanjena prema stanju bez tog
nedostatka, ali pogon je moguć). Jedinica je privremeno neispravna, ako je nakon greške
koja je dovela do prekida pogona, pogon ponovno moguć bez ikakva materijalnog zahvata
na jedinici (na primjer električni luk se ugasio, led je otpao s provodnika). Jedinica je trajno
neispravna ako njezin pogon nije moguć bez popravka ili zamjene neke komponente ili
elementa jedinice.
Revitalizacija je zahvat radi smanjenja vjerovatnoće da u stanovitom periodu dođe do kvara.
Izostanak revitalizacije postepeno vodi do sve češćih kvarova u jedinici vremena, i konačno
do tolike učestalosti da bismo govorili o praktičnom okončanju vijeka trajanja te jedinice.
____________________________________________________________________________________________________________________
293/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Najgrublje klasificirana pogonska stanja posmatrane jedinice su:
Raspolož Neraspolož
u pogonu u rezervi planirani zastoj prisilni zastoj
Prelazak iz stanja u pogonu u stanje izvan pogona je događaj koji zovemo otkaz – za
prisilni zastoj, a planirani isklop – za planirani zastoj ili stavljanje u rezervu. Smisao riječi
planiran je unaprijed smišljen – prema vremenu, predvidivu trajanju i namjeri radi koje se
čini. Prisilni znači iznenadni, nastao bez naše volje, time neplaniran. Revitalizacijom
nastojimo povećati udio trajanja raspoloživosti u ukupno posmatranom trajanju, dakle da
planirani i prisilni zastoji budu što rjeđi i traju što kraće.
Predmet posmatranja
Revitalizacija je sistemni materijalni zahvat u postojećoj mreži kojim se opravdano
produljuje (obnavlja) vijek trajanja jedinica mreže.
Kvalitativna dogradnja novih funkcija postojećoj mreži (naprimjer sveobuhvatno dodavanje
sistema daljinskog vođenja u mrežu koja tu funkciju prije nije imala ili sveobuhvatno
dodavanje svjetlovoda na postojeće nadzemne vodove) bila bi izgradnja a ne revitalizacija.
Kvantitativna i kvalitativna poboljšanja koja se poluče revitalizacijom (na primjer povećanje
presjeka provodnika jer je zatečeni bio nestandardan, ili poboljšanje svojstava neke opreme
u odnosu na zatečenu – što je vrlo vjerovatno), su poželjna i time ne premještaju objekat
revitalizacije u izgradnju.
Opravdano produljenje (obnavljanje) vijeka trajanja je ključni i primarni motiv revitalizacije.
Opravdano, jer načelno može biti takvih jedinica u zatečenoj mreži čije dalje korišćenje nije
potrebno, te je naravno nerazumna revitalizacija. Sekundarni efekti revitalizacije ne mogu
biti motiv za dugoročno planiranje revitalizacije. Dakle, ako je jedinica u periodu normalnog
korišćenja nerazumno ju je revitalizirati zamjenom komponente samo zato što je na tržištu
počela biti raspoloživa mnogo kvalitetnija komponenta. To može biti razlog ubrzanju
operativnog planiranja revitalizacije, kao što će biti i razloga usporenju, no to ne treba biti
predmetom dugoročnog planiranja.
Revitalizacija je ono što se tradicionalno zahvata planovima zamjene, rekonstrukcije i
modernizacije. Revitalizacija nije ono što zahvatamo planovima izgradnje, niti ono što
zahvatamo planovima redovnog poslovanja ili investicionog održavanja. Revitalizacija nije
sanacija ikakvih iznenadnih šteta. Revitalizacija nije ni premještanje postojećih
komponenata, ili čak jedinica u periodu normalnog korišćenja, po mreži radi usklađivanja s
opterećenjem ili kakvim drugim promjenljivim zahtjevima u čvorovima mreže (na primjer
transformatora prema potrebnoj instalisanoj snazi, prekidača prema potrebnoj rasklopnoj
struji ili mjernih transformatora prema razredu tačnosti).
Očekivano prosječno trajanje normalnog korišćenja
Za svaku izabranu posmatranu jedinicu trebalo bi ekspertno (na osnovu statistike pogonskih
događaja i statistike održavanja iz reprezentativnog prošlog perioda, kritički korigirano
podacima drugih korisnika i proizvođača opreme), odrediti očekivano prosječno trajanje
normalnog korišćenja, dakle period od puštanja u pogon do vremena kada bi počeo
sistemno (a ne tolerantno i sporadično) rasti intenzitet kvara posmatrane jedinice (da nije
moguć njezin pogon bez popravka ili zamjene komponente ili elementa).
____________________________________________________________________________________________________________________
294/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Posmatrajmo intenzitet kvara f(t), koji kaže koliki je očekivani (ili ostvareni) broj kvarova
posmatrane jedinice u jedinici vremena (1/god). Funkcija intenziteta kvara f(t) ima
karakteristični oblik kade (Slika 3.60.). Istaknuta su tri dijela te funkcije koje karakterizira
prirast intenziteta:
df/dt < 0 period početnog korišćenja, obično reda veličine nekoliko mjeseci
df/dt ≈ 0 period normalnog korišćenja (f≈konst. i prihvatljivo mali)
df/dt > 0 period dotrajalosti, f neprekidno sve veći, postao bi netolerantan, bez
sistemne intervencije vodio bi realno trajnom onemogućenju korišćenja
posmatrane jedinice ikraju vijeka trajanja
Očekivano prosječno trajanje normalnog korišćenja T je dakle trajanje do vremena kada bi
počelo sistemno i nesporadično df/dt > 0. Za definisane jedinice posmatranja u prenosnoj
mreži mjeri se desetljećima, te je nebitno da li se uvrštava trajanje perioda početnog
korišćenja ili ne.
Možemo uslovno prihvatiti izraz očekivana vijek trajanja, umjeo očekivano trajanje
normalnog korišćenja, zanemarujući period dotrajalosti koje slijedi iza perioda normalnog
korišćenja, i u kojem je, načelno, pogon još uvijek moguć, ali uz sve manju raspoložst (na
primjer sve do totalne havarije transformatora ili urušavanje stubova).
Dugoročno planiranje revitalizacije
U posmatranom nekom budućem trenutku t je starost posmatrane jedinice S, iskazana
trajanjem (u godinama) od puštanja u pogon. Ako su periodi za koje se sagledava
dugoročni razvoj mreže R (naprimjer 5 godina), tada treba planirati revitalizaciju onih
jedinica za koje je u vrijeme t
S+R≥T
gdje je T očekivano prosječno trajanje normalnog korišćenja posmatrane jedinice. Ta će se
revitalizacija odviti u vremenu između t i t+R, dakle u predstojećem periodu dugoročnog
planiranja.
Pri takvom dugoročnom planiranju, revitalizaciju treba zamišljati potpunom zamjenom
jedinice, vrijednosno – a praktično govoreći i fizički. Dakle, ako je dobro određeno da će
nakon prosječno T vremena nastupiti period dotrajalosti građevinskog dijela dalekovoda,
tada treba planirati sredstva za potpunu uspostavu novog građevinskog dijela, a u
operativnoj sprovedbi na konkretnom vodu će se to stvarno izvesti u nešto drugačijem
vremenu, i nešto drugačijeg obima. Na primjer zamijeniće se u potpunosti čelik stubova, a
betonski temelji samo sanirati i prilagoditi toj zamjeni, sve skupa nešto ranije ili nešto
kasnije od T, istovremeno ili u kakvim višekratnim vremenskim fazama.
Dakle, očekivano prosječno trajanje normalnog korišćenja, količina i starost posmatranih
jedinica u mreži u nekom vremenu posmatranja, te cijene tih jedinica, tvorile bi temelje iz
kojih bi se računski utvrdila vrijednost potrebne revitalizacije u nekom predstojećem periodu
od posmatranog trenutka.
____________________________________________________________________________________________________________________
295/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
intenzitet kvarova - f(t)
(1/god.)
0
razdoblje
početnog
korištenja
f(t) ~ konstantno
razdoblje normalnog korištenja razdoblje
dotrajalosti
vrijeme t
(god.)
____________________________________________________________________________________________________________________
296/524
f(t)
T (očekivana životna dob)
Slika 3.60. Intenzitet kvara i perioda korišćenja jedinica prenosne mreže
Opaska o operativnom planiranju revitalizacije
Za operativno planiranje revitalizacije nivo posmatranja treba spustiti niže, na komponentu,
te su komponente tada jedinice posmatranja revitalizacije.
U operativnom vremenskom mjerilu: krajem tekuće godine za sljedećih 3-5 godina,
planiranje revitalizacije je kompleksnije. Kandidati za izbor su sve posmatrane jedinice
kojima je starost u nekom rasponu oko T (naprimjer ±10 godina ili ±5 godina) ili one jedinice
o kojima informacije iz pogona govore o netolerantnom stanju. Takav skup se kritički
podvrgava djelovanju gledišta koja usporavaju, potvrđuju ili ubrzavaju stepen hitnosti
(prioritet) revitalizacije, te određuju obim revitalizacije.
Prioritet revitalizacije određuju primarno:
- stvarno stanje jedinice (podaci statistike pogonskih događaja i statistike održavanja,
objekativni kvantificirani nalazi preventivnih ispitivanja, ekspertni nalazi uz
kvalitativnu kvalifikaciju tipa dobro-srednje-kritično, kumulirani stepen opterećenja,
kumulirana izloženost agresivnoj okolini i slično);
- udio jedinice u sigurnosti sistema u predstojećem vremenu (dakle funkcija
vjerovatnoće izostanka snage snabdijevanja ako je pojedinačno neraspoloživa
posmatrana jedinica u mreži, do krajnjih slučajeva da jedinica zapravo u
predstojećim prilikama ne treba ili da je bez nje nezamislivo održanje elementarnog
funkcionisanja sistema);
- stepen eventualnog rizika prema okolini (što može biti razlog radikalnog ubrzanja,
naprimjer ugrožena statička stabilnost ili sigurnosna geometrija - opasnost za ljude i
imovinu; može biti i naglo uslovljeno nadležnom promjenom pravnih prilika i rokom
njihovog sprovođenja na postojećim jedinicama).
Sekundarna obilježja stanja posmatrane jedinice koja dopunski ubrzavaju, usporavaju, ili
određuju obim revitalizacije:

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
- tehničko - tehnološka zastarjelost, objektivna ograničenost kvalitativnih osobina;
- međusobna uslovljenost revitalizacijom druge postojeće jedinice u mreži ili
neracionalno njihovo razdvajanje ili međusobna uslovljenost izgradnjom druge nove
jedinice;
- sistemsko gašenje ili poticanje korišćenja neke opreme ili rješenja u mreži (radi
unifikacije pogona i održavanja, boljeg stepena djelovanja, bolje zaštite okoline,
principijelno povećane pouzdanosti i slično).
I opšte stanje izvan posmatranih jedinica, čak i izvan mreže, može djelovati ubrzavajuće ili
usporavajuće na konačnu formulaciju operativnih planova revitalizacija. Ponajprije i –
praktično nezaobilazno – gornje ograničenje će biti objektivno raspoloživa sredstva za takve
svrhe, a praktičko donje ograničenje će biti neodložno potrebno sprovođenje izričitog
zahtjeva postojećih ili novodonesenih propisa, te pojedinačnih naloga nadležnih državnih
organa (inspekcije, eventualno suda), odnosno uspostava prihvatljive raspoloživosti onih
jedinica mreže čija je raspoloživost neprihvatljiva u vrijeme formulisanja plana revitalizacije
ili bi postala neprihvatljiva u periodu za koje se taj plan sagledava.
Dugoročno planiranje revitalizacije prema očekivanom vijeku trajanja jedinica prenosne
mreže
Očekivana prosječna trajanja normalnog korišćenja T (uslovno jednaka očekivanom vijeku
trajanja) za odabrani skup posmatranih jedinica prikazana su sljedećom tabelom,
definisanom na osnovu literature [13]. Električni i građevinski dio nadzemnog voda
posmatraju se odvojeno. Transformatori i polja imaju samo električni dio, a sav građevinski
dio je iskazan u trafostanici u cjelini. Električnom dijelu trafostanice je pridružena najmanja
vrijednost T svojstveno prosječnoj opremi koja je tu uključena, ali su ukupni investicioni
troškovi revitalizacije električnih dijelova TS uračunati pri obračunu revitalizacije polja (dakle
u periodu u kojem ističe očekivani vijek trajanja polja).
Tabela 3.85. Očekivani vijek trajanja jedinica prenosne mreže
Posmatrana jedinica Očekivani vijek trajanja
(godina)
Standardna devijacija
(godina)
nadzemni vod – električni dio 46 15
nadzemni vod – građevinski dio 63 21
transformator 42 8
polje 40 8
transformatorska stanica – građevinski
dio
transformatorska stanica – električni
dio
100 -
15 -
____________________________________________________________________________________________________________________
297/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Odstupanja od dugoročnog planiranja revitalizacije prema očekivanom vijeku trajanja
jedinica prenosne mreže opravdana su, i uključena u konačne rezultate, u sljedećim
slučajevima:
1. prijevremena revitalizacija radi povećanja prenosne moći voda, u cilju otklanjanja
mogućih poremećaja detektovanih pri ispitivanjima potrebne izgradnje prenosne
mreže u posmatranom periodu,
2. prijevremena revitalizacija voda radi interpolacije nove TS 110/x kV.
3.5.3 Plan kratkoročne i srednjoročne revitalizacije objekata prenosne mreže
Plan revitalizacije, kao i troškovi iste, u periodu do 2010. godine preuzet je iz službenog
plana razvoja F.C.Prenos dobivenog od Naručioca, a prikazan je sljedećom tabelom.
Tabela 3.86. Plan revitalizacije objekata prenosne mreže do 2010. godine
Objekat / jedinica mreže Trošak (eura)
Zamjena rastavljača 220, 110 i 35 kV na pneumatski pogon u TS
220/110 kV Podgorica 1 i TS 110/35 kV Nikšić
850.000,00
Zamjena zastarjelih nepouzdanih prekidača 2.480.000,00
Zamjena zastarjelih nepouzdanih rastavljača 873.750,00
Zamjena mjernih transformatora 1.200.000,00
Zamjena odvodnika prenapona 337.500,00
Zamjena energetskih transformatora (220/110-1, 400/110-1, 110/35-
2)
2.800.000,00
Elektromontažni radovi na TS 6.300.950,00
Građevinski radovi na TS 625.000,00
Rekonstrukcija DV 220 kV Podgorica 1 – Pljevlja 2 5.134.000,00
Ulaganja u postojeće dalekovode 5.068.000,00
Revitalizacija DV 110 kV Podgorica 1 – Trebješica – Berane 2.100.000,00
UKUPNO revitalizacija (2005. – 2010.)
3.5.4 Plan dugoročne revitalizacije objekata prenosne mreže
3.5.4.1 Dalekovodi
27.769.200,00
Tabela 3.87. prikazuje godine izgradnje, starost u odnosu na 2005. godinu, te godine isteka
očekivanog vijeka trajanja električnih komponenti (46 godina) i građevinskih dijelova (63
godine) svih vodova 400 kV, 220 kV i 110 kV u prenosnoj mreži Crne Gore. Na osnovu te
tabele izrađena je Tabela 3.88. koja prikazuje plan revitalizacije nadzemnih vodova u
prenosnoj mreži Crne Gore prema očekivanom vijeku trajanja električnih i građevinskih
dijelova voda.
____________________________________________________________________________________________________________________
298/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Budući da je F.C. Prenos definiše srednjoročni plan razvoja prenosne mreže (do 2010.
godine) koji uključuje revitalizaciju vodova 220 kV Podgorica 1 – Pljevlja 2 i 110 kV
Podgorica 1 – Trebješica – Berane, pri tome ne iskazujući potrebu revitalizacije ostalih
vodova iz Tabele 3.88. smještenih u period 2005. – 2010. godina (čime se implicira
relativno dobro stvarno stanje tih vodova), svi vodovi iz Tabele 3.88. predviđeni za
revitalizaciju u periodu 2005. – 2010. prebacuju se u iduće petogodište (2010. – 2015.
godine), pa konačni dugoročni plan revitalizacije odgovara Tabeli 3.89. S obzirom na
revitalizaciju građevinskih dijelova nadzemnih vodova, isti su iskazani preko odgovarajućih
troškova u periodu između 2020. – 2025. godine, izuzev za vodove Nikšić – Vilusi i Vilusi –
Bileća koji se predviđaju rekonstruisati i u električnom i u građevinskom dijelu u periodu
2010. do 2015. godine.
____________________________________________________________________________________________________________________
299/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.87. Starost i očekivani vijek trajanja nadzemnih vodova prenosne mreže
Crne Gore
Vod Duljina Godina Starost Istek očekivane životne dobi (god.)
CG (km) izgradnje (god.) električki dio građevinski dio
400 kV
Ribarevine - Podgorica 2 85,7 1983 22 2029 2046
Ribarevine - Pljevlja 2 54,8 1982 23 2028 2045
Ribarevine - Kosovo B 53,10 1983 22 2029 2046
Podgorica 2 - Trebinje 61,40 1983 22 2029 2046
Podgorica 2 - Tirana*
220 kV
28 u izgradnji -
Pljevlja 2 - HE Piva /1 49,6 1976 29 2022 2039
Pljevlja 2 - HE Piva /2 49,8 1976 29 2022 2039
Pljevlja 2 - Požega 14,1 1975 30 2021 2038
Pljevlja 2 - Bajina Bašta 15,7 1982 23 2028 2045
HE Piva - Buk Bijela 23,4 1977 28 2023 2040
Pljevlja 2 - Mojkovac KT 78,7 1961/1982 44 2007 2024
Mojkovac KT - Mojkovac 2,3 1977 28 2023 2040
Mojkovac KT - Podgorica 1 70,4 1961/1982 44 2007 2024
Podgorica 1 - Vau Dejes 21 1972 33 2018 2035
Podgorica 1 - HE Perućica 34,1 1965/1981 40 2011 2028
HE Perućica - Trebinje
110 kV
42,5 1965/1981 40 2011 2028
Pljevlja 2 - Pljevlja 1 2,8 1985 20 2031 2048
Pljevlja 1 - Potpeč 8,2 1960/1967 45 2006 2023
Pljevlja 1 - Goražde (35 kV) 25,85 1957/1964 48 2003 2020
Mojkovac - Bijelo Polje 14 1971/1983 34 2017 2034
Bijelo Polje - Berane 21,1 1971/1983 34 2017 2034
Berane - Andrijevica KT 16,3 1960/1977 45 2006 2023
Andrijevica KT - Andrijevica 1,6 1964 41 2010 2027
Andrijevica KT - Trebješnica 29,2 1960/1977 45 2006 2023
Trebješica - Podgorica 1 36,1 1960/1977 45 2006 2023
Podgorica 1 - HE Perućica /1 32,6 1963 42 2009 2026
Podgorica 1 - HE Perućica /2 32,6 1963 42 2009 2026
Podgorica 1 - Danilovgrad 17,6 1959/1982 46 2005 2022
Danilovgrad - HE Perućica 17,1 1959/1982 46 2005 2022
Podgorica 1 - Podgorica 2 /1 5,8 1971/1983 34 2017 2034
Podgorica 1 - Podgorica 2 /2 5,9 1971/1983 34 2017 2034
Podgorica 1 - Podgorica 3 3,9 1978/1986 27 2024 2041
Podgorica 2 - Podgorica 4 3,5 1988 17 2034 2051
Podgorica 2 - KAP /1 8,1 1971/1983 34 2017 2034
Podgorica 2 - KAP /2 8 1971/1983 34 2017 2034
Podgorica 1 - Bar 50,4 1967 38 2013 2030
Podgorica 1 - Budva 41,7 1962/1982 43 2008 2025
Bar - Ulcinj 23,7 1971/1985 34 2017 2034
Bar - Budva 33,4 1977/1983 28 2023 2040
Budva - Tivat 16,6 1967/1970 38 2013 2030
Tivat - Herceg Novi 20,7 1967/1970 38 2013 2030
Budva - Cetinje** 12,5 1978/1983 27 2024 2041
Herceg Novi - Trebinje 15,5 1968 37 2014 2031
HE Perućica - Nikšić /1 12,8 1978 27 2024 2041
HE Perućica - Nikšić /2 12,8 1978 27 2024 2041
HE Perućica - Nikšić /3 13,5 1958 47 2004 2021
Nikšić - Vilusi KT 37,4 1956 49 2002 2019
Vilusi KT - Bileća 13,8 1956 49 2002 2019
Vilusi KT - Vilusi 0,5 1956 49 2002 2019
Podgorica 2 - Cetinje 31,7 2004 1 2050 2067
Berane - Rožaje (35 kV) 24,73 1981 24 2027 2044
Bijelo Polje - Nedjakusi (35 kV) 8,7 1983 22 2029 2046
Pljevlja 1 - Žabljak (35 kV) 38,52 1978 27 2024 2041
Mojkovac - Kolašin (35 kV) 15,3 1984 2030 2047
____________________________________________________________________________________________________________________
300/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.88. Plan revitalizacije vodova prema isteku očekivanog vijeka trajanja
razdoblje vod duljina (km)
2005-2010 Pljevlja 2 - Mojkovac KT 78,7
Mojkovac KT - Podgorica 1 70,4
Pljevlja 1 - Potpeč 8,2
Pljevlja 1 - Goražde (35 kV) 25,85
Berane - Andrijevica KT 16,3
Andrijevica KT - Andrijevica 1,6
Andrijevica KT - Trebješnica 29,2
Trebješica - Podgorica 1 36,1
Podgorica 1 - HE Perućica /1 32,6
Podgorica 1 - HE Perućica /2 32,6
Podgorica 1 - Danilovgrad 17,6
Danilovgrad - HE Perućica 17,1
Podgorica 1 - Budva 41,7
HE Perućica - Nikšić /3 13,5
Nikšić - Vilusi KT 37,4
Vilusi KT - Bileća 13,8
Vilusi KT - Vilusi 0,5
ukupno 220 kV (2005 - 2010) 149,10
ukupno 110 kV (2005 - 2010) 324,045
2010-2015 Podgorica 1 - HE Perućica 34,1
HE Perućica - Trebinje 42,5
Podgorica 1 - Bar 50,4
Budva - Tivat 16,6
Tivat - Herceg Novi 20,7
Herceg Novi - Trebinje 15,5
ukupno 220 kV (2010 - 2015) 76,6
ukupno 110 kV (2010 - 2015) 103,2
2015-2020 Podgorica 1 - Vau Dejes 21
Mojkovac - Bijelo Polje 14
Bijelo Polje - Berane 21,1
Podgorica 1 - Podgorica 2 /1 5,8
Podgorica 1 - Podgorica 2 /2 5,9
Podgorica 2 - KAP /1 8,1
Podgorica 2 - KAP /2 8
Bar - Ulcinj 23,7
ukupno 220 kV (2015 - 2020) 21
ukupno 110 kV (2015 - 2020) 86,6
2020-2025 Pljevlja 2 - HE Piva /1 49,6
Pljevlja 2 - HE Piva /2 49,8
Pljevlja 2 - Požega 14,1
HE Piva - Buk Bijela 23,4
Mojkovac KT - Mojkovac 2,3
Podgorica 1 - Podgorica 3 3,9
Bar - Budva 33,4
Budva - Cetinje 12,5
HE Perućica - Nikšić /1 12,8
HE Perućica - Nikšić /2 12,8
Pljevlja 1 - Žabljak (35 kV) 38,52
ukupno 220 kV (2020 - 2025) 139,2
ukupno 110 kV (2020 - 2025) 113,92
a) Električni dio b) Građevinski dio
period vod dužina (km)
2020-2025 Pljevlja 2 - Mojkovac KT 78,7
Mojkovac KT - Podgorica 1 70,4
Pljevlja 1 - Potpeč 8,2
Pljevlja 1 - Goražde (35 kV)
Berane - Andrijevica KT
25,85
16,3
Andrijevica KT - Trebješnica 29,2
Trebješica - Podgorica 1
Podgorica 1 - Danilovgrad
36,1
17,6
Danilovgrad - HE Perućica
HE Perućica - Nikšić /3
17,1
13,5
Nikšić - Vilusi KT 37,4
Vilusi KT - Bileća 13,8
Vilusi KT - Vilusi 0,5
ukupno 220 kV (2020 - 2025)
149,1
ukupno 110 kV (2020 - 2025) 215,55
____________________________________________________________________________________________________________________
301/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.89. Dugoročni plan revitalizacije električnih dijelova nadzemnih vodova
razdoblje vod duljina (km) trošak (eura)
2010-2015 Podgorica 1 - HE Perućica 34,1 2.318.800,00
HE Perućica - Trebinje 42,5 2.890.000,00
Pljevlja 1 - Potpeč 8,2 285.770,00
Pljevlja 1 - Goražde (35 kV) 25,85 900.698,25
Podgorica 1 - HE Perućica /1 32,6 1.136.110,00
Podgorica 1 - HE Perućica /2 32,6 1.136.110,00
Podgorica 1 - Danilovgrad 17,6 613.360,00
Danilovgrad - HE Perućica 17,1 595.935,00
Podgorica 1 - Budva 41,7 1.453.245,00
HE Perućica - Nikšić /3 13,5 470.475,00
Nikšić - Vilusi KT 37,4 1.303.390,00
Vilusi KT - Bileća 13,8 480.930,00
Vilusi KT - Vilusi 0,5 17.425,00
Podgorica 1 - Bar 50,4 1.756.440,00
Budva - Tivat 16,6 578.510,00
Tivat - Herceg Novi 20,7 721.395,00
Herceg Novi - Trebinje 15,5 540.175,00
ukupno 220 kV (2010 - 2015) 76,6 5.208.800,00
ukupno 110 kV (2010 - 2015) 344,045 11.989.968,25
2015-2020 Podgorica 1 - Vau Dejes 21 1.428.000,00
Mojkovac - Bijelo Polje 14 487.900,00
Bijelo Polje - Berane 21,1 735.335,00
Podgorica 1 - Podgorica 2 /1 5,8 202.130,00
Podgorica 1 - Podgorica 2 /2 5,9 205.615,00
Podgorica 2 - KAP /1 8,1 282.285,00
Podgorica 2 - KAP /2 8 278.800,00
Bar - Ulcinj 23,7 825.945,00
ukupno 220 kV (2015 - 2020) 21 1.428.000,00
ukupno 110 kV (2015 - 2020) 86,6 3.018.010,00
2020-2025 Pljevlja 2 - HE Piva /1 49,6 3.372.800,00
Pljevlja 2 - HE Piva /2 49,8 3.386.400,00
Pljevlja 2 - Požega 14,1 958.800,00
HE Piva - Buk Bijela 23,4 1.591.200,00
Mojkovac KT - Mojkovac 2,3 156.400,00
Podgorica 1 - Podgorica 3 3,9 135.915,00
Bar - Budva 33,4 1.163.990,00
Budva - Cetinje 12,5 435.625,00
HE Perućica - Nikšić /1 12,8 446.080,00
HE Perućica - Nikšić /2 12,8 446.080,00
Pljevlja 1 - Žabljak (35 kV) 38,52 1.342.422,00
ukupno 220 kV (2020 - 2025) 139,2 9.465.600,00
ukupno 110 kV (2020 - 2025) 113,92 3.970.112,00
Trošak revitalizacije električnih dijelova nadzemnih vodova izračunava se kao 41 % (40 %
za 220 kV vod) jediničnog troška izgradnje novog voda 110 kV od Al/Č 240/40 mm 2 (Tabela
3.30) pomnožen s dužinom voda. Trošak revitalizacije građevinskih dijelova nadzemnih
vodova izračunava se kao 59 % (60 % za 220 kV vod) jediničnog troška izgradnje novog
voda 110 kV pomnožen s dužinom voda. Ukupne troškove revitalizacije nadzemnih vodova
prikazuje Tabela 3.90.
Tabela 3.90. Trošak revitalizacije nadzemnih vodova
Razdoblje
Trošak (eura)
električki dijelovi građevinski dijelovi ukupno
2010-2015 15.360.368,25 2.567.680,00 17.928.048,25
2015-2020 3.942.010,00 - 3.942.010,00
2020-2025 13.042.112,00 18.082.501,75 31.124.613,75
UKUPNO 32.344.490,25 20.650.181,75 52.994.672,00
____________________________________________________________________________________________________________________
302/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.5.4.2 Transformatori
Tabela 3.91. prikazuje godine izgradnje i puštanja u pogon, starost u odnosu na 2005.
godinu (računajući od godine puštanja u pogon), te godine isteka očekivanog vijeka trajanja
transformatora 400/x kV, 220/110 kV i 110/x kV u prenosnoj mreži Crne Gore. Na osnovu
tih podataka izrađena je Tabela 3.92. koja prikazuje plan zamjene transformatora u
prenosnoj mreži Crne Gore prema njihovoj očekivanom vijeku trajanja (42 godine).
Tabela 3.91. Starost i očekivani vijek trajanja transformatora u prenosnoj mreži Crne
Gore
Transformator Broj Sn1 Godina Starost
Istek očekivane životne
dobi
(MVA) izgradnja pogon (god.) (god.)
Pljevlja T1 400 1982 1991 14 2033
T2 400 1984 1991 14 2033
Podgorica 2 T1 300 1981 1984 21 2026
T2 300 1982 1984 21 2026
Podgorica 1 T1 150 1962 1962 43 2004
T2 150 1972 1973 32 2015
Mojkovac T1 150 1975 1977 28 2019
HE Perućica* T1 125 1981 24 2023
Pljevlja 2 T1 125 1979 1984 21 2026
Pljevlja 1 T1 20 1981 1987 18 2029
T2 40 - 2005 0 2047
Mojkovac T1 20 1970 1977 28 2019
Berane T1 20 1963 1964 41 2006
T2 20 1964 1964 41 2006
Bijelo Polje T1 20 1983 1990 15 2032
T2 20 1997 1999 6 2041
Andrijevica T1 10 1961 1988 17 2030
Podgorica 1 T1 40 1975 1978 27 2020
T5 63 - 2005 0 2047
Danilovgrad T1 20 1959 1982 23 2024
Podgorica 3 T1 31,5 1981 1987 18 2029
T2 31,5 1987 1999 6 2041
Podgorica 4 T1 31,5 1988 1988 17 2030
T2 31,5 1988 1988 17 2030
Bar T1 40 - 2005 0 2047
T2 40 - 2005 0 2047
Ulcinj T1 20 1952 1985 20 2027
Budva T1 40 - 2005 0 2047
T2 20 1990 1996 9 2038
Tivat T1 20 1981 1981 24 2023
T2 20 1968 1975 30 2017
Herceg Novi T1 40 - 2005 0 2047
T2 40 - 2005 0 2047
Cetinje T1 20 1977 1979 26 2021
T2 31,5 - 2005 0 2047
Nikšić T1 31,5 1964 1964 41 2006
T2 30 1955 1956 49 1998
T3 63 1979 1979 26 2021
T4 63 1979 1979 26 2021
Vilusi T1 10 1985 1986 19 2028
____________________________________________________________________________________________________________________
303/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.92. Plan zamjene transformatora prema isteku očekivanog vijeka trajanja
razdoblje transformator snaga (MVA) / komada
2005-2010 Podgorica 1 - T1 150
Berane - T1 20
Berane - T2 20
Nikšić - T1 31,5
Nikšić - T2 30
ukupno 220/110 kV (2005 - 2010)
1 kom
ukupno 110/x kV (2005 - 2010)
4 kom
2010-2015 Podgorica 1 - T2 150
ukupno 220/110 kV (2010 - 2015)
1 kom
ukupno 110/x kV (2010 - 2015)
0 kom
2015-2020 Mojkovac - T1 150
Mojkovac - T1 20
Podgorica 1 - T1 40
Tivat - T2 20
ukupno 220/110 kV (2015 - 2020)
1 kom
ukupno 110/x kV (2015 - 2020)
3 kom
2020-2025 HE Peručica - T1 125
Danilovgrad - T1 20
Tivat - T1 20
Cetinje - T1 20
Nikšić - T3 63
Nikšić - T4 63
ukupno 220/110 kV (2020 - 2025)
1 kom
ukupno 110/x kV (2020 - 2025)
5 kom
Budući da je u službenom planu F.C. Prenos predviđena nabavka jednog transformatora
220/110 kV (150 MVA), te dva transformatora 110/35 kV (20 MVA) pretpostavljeno je da će
se isti ugraditi u TS 220/110 kV Podgorica 1 i TS 110/35 kV Berane, pa dugoročni plan
zamjene transformatora sadrži Tabela 3.93.
Tabela 3.93. Dugoročni plan zamjene transformatora
razdoblje transformator snaga (MVA) / komada
2010-2015 Podgorica 1 - T2 150
Nikšić - T1 31,5
Nikšić - T2 30
ukupno 220/110 kV (2010 - 2015)
1 kom
ukupno 110/x kV (2010 - 2015)
2 kom
2015-2020 Mojkovac - T1 150
Mojkovac - T1 20
Podgorica 1 - T1 40
Tivat - T2 20
ukupno 220/110 kV (2015 - 2020)
1 kom
ukupno 110/x kV (2015 - 2020)
3 kom
2020-2025 HE Peručica - T1 125
Danilovgrad - T1 20
Tivat - T1 20
Cetinje - T1 20
Nikšić - T3 63
Nikšić - T4 63
ukupno 220/110 kV (2020 - 2025)
1 kom
ukupno 110/x kV (2020 - 2025)
5 kom
Trošak zamjene transformatora izračunava se na osnovu cijene novog transformatora
određene snage, uvećane za 10 % koliko se pretpostavlja trošak zamjene ostalih
komponenti u odgovarajućoj transformatorskoj stanici. Tako izračunate troškove zamjene
transformatora u prenosnoj mreži Crne Gore prikazuje Tabela 3.94.
____________________________________________________________________________________________________________________
304/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.94. Trošak zamjene transformatora
Razdoblje Trošak (eura)
2010-2015 2.134.000,00
2015-2020 2.409.000,00
2020-2025 3.591.500,00
UKUPNO 8.134.500,00
Tabela 3.95. prikazuje instalisane snage transformacije u pojedinim TS 110/x kV.
Tabela 3.95. Instalisane snage transformacije u TS 110/35 kV i 110/10 kV
TS 110/35 kV / SEKUNDARNI Sproj
TS 110/10(20) kV NAPON (MVA)
Sins (MVA)
2004 2010 2015 2020
110/10 kV PODGORICA 3 10 2x63 20,0 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5
110/10 kV PODGORICA 4 10 2x63 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 40,0 40,0 40,0 40,0
110/35 kV ANDRIJEVICA 35 2x40 10,0 10,0 10,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0
110/35 kV BAR 35 2x40 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0
110/35 kV BERANE 35 2x40 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0
110/35 kV BIJELO POLJE 35 2x40 20,0 20,0 20,0 20,0 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5
110/35 kV BUDVA 35 2x40 20,0 40,0 20,0 40,0 20,0 40,0 40,0 40,0 40,0 63,0
110/35 kV CETINJE 35 2x40 20,0 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5
110/35 kV DANILOVGRAD 35 2x40 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0
110/35 kV HERCEG NOVI 35 2x40 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0
110/35 kV MOJKOVAC 35 2x40 20,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0
110/35 kV NIKŠIĆ 35 2x63 30,0 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 20,0 20,0
110/35 kV PLJEVLJA 1 35 2x40 20,0 20,0 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 40,0 40,0
110/35 kV PODGORICA 1 35 2x63 40,0 63,0 40,0 63,0 40,0 63,0 40,0 63,0 31,5 31,5
110/35 kV TIVAT 35 2x40 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 31,5 31,5 31,5 31,5
110/35 kV ULCINJ 35 2x40 20,0 20,0 20,0 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5
110/35 kV VILUSI 35 2x40 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0
110/35 kV KOTOR - ŠKALJARI 35 2x40 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 31,5 31,5
110/10 kV PODGORICA 5 10 2x63 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5
110/10 kV NIKŠIĆ - KLIČEVO 10 2x40 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0
110/35 kV VIRPAZAR 35 2x40 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0
110/35 kV KOLAŠIN 35 2x40 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0
110/35 kV BULJARICA 35 2x40 20,0 20,0 20,0
110/35 kV ROŽAJE 35 2x40 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0
110/35 kV ŽABLJAK 35 2x20 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0
110/35 kV BREZNA 35 2x20 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0
110/10 kV TUZI 10 2x40 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0
110/10 kV PODGORICA 6 - CENTAR 10 2x63 31,5 31,5 31,5 31,5
110/10 kV NIKŠIĆ - BISTRICA 10 2x40 20,0 20,0
110/10 kV BAR 2 10 2x40 20,0 20,0
110/35 kV GOLUBOVCI 35 2x40 20,0
U posmatranim petogodišnjim periodima do 2025. godine biće potrebno usklađivati
instalisanu snagu transformacije prema očekivanom vršnom opterećenju pojedine
transformatorske stanice 110/x kV, te vršiti zamjene starih i dotrajalih transformatora.
Sljedeća tabela prikazuje plan nabave novih transformatora 110/x kV na osnovu
____________________________________________________________________________________________________________________
305/524
2025

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
prognoziranog porasta opterećenja, te proračuna razvoja prenosne i distributivne mreže, a
Tabela 3.97. prikazuje trošak nabave novih transformatora iskazan u eurima (prema
cijenama transformatora iz tabele 3.31).
Tabela 3.96. Plan nabave novih transformatora 110/x kV
POTREBNO ISTIČE ŽIVOTNI VIJEK (42 GOD.) RAZLIKA NABAVITI
2005 2010 2015 2020 2025 2005 2010 2015 2020 2025 2005 2010 2015 2020 2025 2010 2015 2020 2025
110/10 10 MVA 2 4 4 0 2 2 0 0 2 2 0
20 MVA 1 2 3 4 10 1 1 1 6 1 1 1 6
31,5 MVA 3 6 6 6 6 3 0 0 0 3 0 0 0
40 MVA 2 2 0 0 2 0 0 0 2 0
63 MVA 0 0 0 0 0 0 0 0
110/35 10 MVA 2 5 5 5 5 3 0 0 0 3 0 0 0
20 MVA 13 15 15 11 11 2 2 3 4 0 -2 3 4 0 0 1
31,5 MVA 3 6 10 12 12 2 5 4 2 0 5 4 2 0
40 MVA 6 6 6 7 7 1 0 0 2 0 0 0 2 0
63 MVA 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0
UKUPNO 29 41 48 52 58 0 4 0 3 3 0 16 7 7 9
Napomena: 2020-2025 na skladištu (višak) 2 transformatora 110/35 kV 20 MVA
3.5.4.3 Polja
Tabela 3.97. Trošak nabave novih transformatora 110/x kV (eura)
TROŠAK NABAVE TRANSFORMATORA (eura)
2010 2015 2020 2025
110/10 10 MVA 0 340.000 340.000 0
20 MVA 220.000 220.000 220.000 1.320.000
31,5 MVA 750.000 0 0 0
40 MVA 0 0 566.000 0
63 MVA 0 0 0 0
110/35 10 MVA 510.000 0 0 0
20 MVA 880.000 0 0 220.000
31,5 MVA 1.250.000 5.000.000 10.000.000 0
40 MVA 0 0 566.000 0
63 MVA 0 0 0 0
UKUPNO 3.610.000 5.560.000 11.692.000 1.540.000
Tabela 3.98. prikazuje starost transformatorskih stanica u prenosnoj mreži Crne Gore, te
istek očekivanog vijeka trajanja vodnih i trafo polja 400 kV, 220 kV i 110 kV (Obrađivač ne
posjeduje podatke o ostalim poljima u transformatorskim stanicama), uz pretpostavku da je
očekivani vijek trajanja polja 40 godina, i uz pretpostavku da su sva vodna i trafo polja
opremljena prilikom izgradnje transformatorske stanice. Tabela 3.99. prikazuje popis
____________________________________________________________________________________________________________________
306/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
transformatorskih stanica po studiranim petogodišnjim periodima s obzirom na istek
očekivanog vijeka trajanja polja u njima.
Tabela 3.98. Starost i očekivani vijek trajanja polja u transformatorskim stanicama
Crne Gore
TS Polja
God. izgradnje Starost Istek očekivane životne dobi
400 kV 220 kV 110 kV (god.) (god.)
TS 400/220/110 kV Pljevlja 2 3 9 - 1982 23 2022
TS 400/110 kV Podgorica 2 4 - 7 1983 22 2023
TS 220/110/35 kV Podgorica 1 - 5 15 1960 45 2000
TS 220/110/35 kV Mojkovac - - 5 1974 31 2014
TS 220/110 kV HE Perućica - 3 13 1981 24 2021
TS 110/35 kV Pljevlja 1 - - 5 1974 31 2014
TS 110/35 kV Berane - - 4 1964 41 2004
TS 110/35 kV Bijelo Polje - - 4 1983 22 2023
TS 110/35 kV Andrijevica - - 0 - - -
TS 110/35 kV Danilovgrad - - 3 1982 23 2022
TS 110/10 kV Podgorica 3 - - 3 1986 19 2026
TS 110/10 kV Podgorica 4 - - 3 - - -
TS 110/35 kV Bar - - 7 1969 36 2009
TS 110/35 kV Ulcinj - - 0 1985 20 2025
TS 110/35 kV Budva - - 6 1983 22 2023
TS 110/35 kV Tivat - - 4 1964 41 2004
TS 110/35 kV Herceg Novi - - 4 1970 35 2010
TS 110/35 kV Cetinje - - 4 1978 27 2018
TS 110/35 kV Nikšić - - 8 1957 48 1997
TS 110/35 kV Vilusi - - 0 1985 20 2025
Tabela 3.99. Kandidati za revitalizaciju polja u transformatorskim stanicama prema
očekivanom vijeku trajanja
Razdoblje TS
2005-2010 TS 220/110/35 kV Podgorica 1
TS 110/35 kV Berane
TS 110/35 kV Bar
TS 110/35 kV Tivat
TS 110/35 kV Herceg Novi
TS 110/35 kV Nikšić
2010-2015 TS 220/110/35 kV Mojkovac
TS 110/35 kV Pljevlja 1
2015-2020 TS 110/35 kV Cetinje
2020-2025 TS 400/220/110 kV Pljevlja 2
TS 400/110 kV Podgorica 2
TS 220/110 kV HE Perućica
TS 110/35 kV Bijelo Polje
TS 110/35 kV Danilovgrad
TS 110/35 kV Ulcinj
TS 110/35 kV Budva
Obrađivač takođe ne posjeduje podatke o vrstama i karakteristikama prekidača i ostale
opreme ugrađene u transformatorske stanice, kao ni popis objekata na kojima se trenutno
vrši, ili se uskoro planira, zamjena pneumatskih prekidača SF6 prekidačima, zamjena
dotrajalih rastavljača, mjernih transformatora i odvodnika prenapona. Budući da su te
zamjene uključene u službeni plan razvoja F.C. Prenos, te financijski vrednovane u iznosu
od ukupno 12.667.200 eura unutar perioda 2005. – 2010. (zamjene prekidača, rastavljača,
mjernih transformatora, odvodnika prenapona, elektromontažni i građevinski radovi na TS –
poglavlje 3.5.3), isti iznos biće odbijen od izračunatih ukupnih troškova revitalizacije polja u
periodu 2010. – 2025. godine, a koji se iskazuje za sve objekte bez obzira da li je
revitalizacija (zamjena) određene opreme i polja tamo već izvršena.
____________________________________________________________________________________________________________________
307/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U nastavku je procijenjena prava starost polja u pojedinim transformatorskim stanicama, uz
pretpostavku da su ista bila opremljena po ulasku novog dalekovoda ili transformatora u
pogon, a ne u godini izgradnje pojedine transformatorske stanice. Tabela 3.100. prikazuje
procijenjeni broj polja za dugoročnu revitalizaciju po pojedinim vremenskim presjecima, te
su procijenjeni ukupni troškovi revitalizacije polja na način da su pomnoženi broj polja,
jedinična vrijednost polja odgovarajućeg naponskog nivoa i faktor uvećanja troškova od
10%. U periodu od 2010. – 2025. godine, procijenjeni trošak u iznosu od 18.348.000 eura
umanjen je za iznos od 12.667.200 eura koliko je iskazan trošak revitalizacije pojedine
opreme u poljima u periodu do 2010. godine. Iskazani trošak ne uključuje revitalizaciju
spojnih i mjernih polja u pojedinim transformatorskim stanicama jer nije bio poznat broj istih.
Tabela 3.100. Procijenjeni trošak revitalizacije vodnih i trafo polja 400 kV, 220 kV i 110
kV
Razdoblje
Polja (komada)
400 kV 220 kV 110 kV
2010-2015 - 5 38
2015-2020 - - 8
2020-2025 5 10 31
Razdoblje Polja (eura)
Ukupno
400 kV 220 kV 110 kV (eura)
2010-2015 - 1.430.000,00 5.852.000,00 7.282.000,00
2015-2020 - - 1.232.000,00 1.232.000,00
2020-2025 2.200.000,00 2.860.000,00 4.774.000,00 9.834.000,00
UKUPNO 2.200.000,00 4.290.000,00 11.858.000,00 18.348.000,00
Trošak do 2010. godine 12.667.200,00
Ukupno nakon korekcije 5.680.800,00
3.5.4.4 Sistem upravljanja i telekomunikacijska mreža
Informatički sistemi instalirani u dispečerskim centrima imaju očekivanu životnu dob od 10
do 15 godina. Njihovu zamjenu potrebno je obavljati radi novih zahtjeva koji se postavljaju,
zastoja u razvoju primijenjenog softvera, nemogućnosti primjene starog softvera na novim
hardverskim platformama, te oštećenja pojedinih komponenti sistema poput diskova, traka i
drugog.
Očekivana životna dob daljinskih stanica iznosi 15-20 godina, a zamjena opreme je
uslovljena njezinim nezadovoljavajućim mogućnostima nakon tog razdoblja, oštećenjem
pojedinih komponenti, nedostatkom rezervnih djelova i povećanim brojem poremećaja na
elektroničkoj i elektromehaničkoj opremi.
Životna dob telekomunikacijskih sistema uslovljena je tehničkim razvojem. Očekivana
životna dob VF veza po vodovima s jednim ili više kanala je 15-20 godina, uz moguće
produljenje usprkos vjerojatno nedovoljnim kapacitetima za razmjenu podataka i nedostatku
rezervnih dijelova.
Očekivana životna dob radiorelejnih veza iznosi 20 godina, a razlog za zamjenu je
nadogradnja digitalne opreme. Ista životna dob očekuje se i za optičke kable.
Na osnovu postojećeg stanja Nacionalnog dispečerskog centra, cjelokupnog sistema
upravljanja i telekomunikacijske mreže, ocjenjuje se da će u sistem upravljanja i
telekomunikacijsku mrežu trebati uložiti značajna financijska sredstva. Grubo je moguće
pretpostaviti da će u sistem upravljanja (NDC, SCADA, hardver, softver) biti nužno uložiti
____________________________________________________________________________________________________________________
308/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
dodatnih 10-20 miliona eura. Ukoliko se pretpostavi razvoj telekomunikacijske mreže
usporedan s revitalizacijom postojećih nadzemnih vodova, te trošak razvoja
telekomunikacijske mreže u iznosu od 10% od troškova revitalizacije pojedinačnih vodova,
moguće je procijeniti dodatan iznos od 5,3 miliona eura potrebnih za razvoj
telekomunikacijske mreže.
Ukoliko se takođe pretpostavi iznos od 20% od troškova revitalizacije polja radi uključivanja
svih transformatorskih stanica u sistem daljinskog upravljanja, treba predvidjeti dodatnih 3,7
miliona eura za tu svrhu.
Na osnovu gornjih pretpostavki moguće je odrediti ukupan iznos potreban za sistem
upravljanja i razvoj telekomunikacijske mreže između 19 i 29 miliona eura.
3.5.5 Procijenjeni troškovi revitalizacije objekata prenosne mreže
Na osnovu prethodnih sagledavanja procijenjeni su ukupni troškovi revitalizacije objekata
prenosne mreže Crne Gore do 2025. godine. Troškovi revitalizacije ne uključuju neke
kategorije koje na osnovu dostupnih podataka nije bilo moguće obraditi, poput zamjene
zaštitnih uređaja, opreme u dispečerskom centru, telekomunikacijske opreme i dr.
Procijenjeni troškovi su grubo određeni i orijentacioni.
Tabela 3.101. Procijenjeni troškovi revitalizacije objekata prenosne mreže Crne Gore
(eura)
Razdoblje Jedinica prijenosne mreže
Ukupno
DV TS-transformatori TS-polja (eura)
2005-2010 12.302.000,00 2.800.000,00 12.667.200,00 27.769.200,00
2010-2015 17.928.048,25 2.134.000,00
2015-2020 3.942.010,00 2.409.000,00
2020-2025 31.124.613,75 3.591.500,00 5.680.800,00 66.809.972,00
UKUPNO 65.296.672,00 10.934.500,00 18.348.000,00 94.579.172,00
* uz dodatnih 19 do 29 milijuna eura za sistem upravljanja i telekomunikacijsku
mrežu
____________________________________________________________________________________________________________________
309/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.6 UKUPNI TROŠAK RAZVOJA I REVITALIZACIJE PRENOSNE MREŽE
Na osnovu proračuna potrebne izgradnje prenosne mreže i sagledavanja potrebe
revitalizacije objekata prenosne mreže, izračunati su ukupni troškovi razvoja i revitalizacije
prenosne mreže Crne Gore do razmatranog vremenskog presjeka 2025. godine, iskazani
po pojedinim petogodištima. Troškovi su prikazani u sljedećim tabelama.
Tabela 3.102. prikazuje investicije radi potrebne izgradnje objekata prenosne mreže u
razmatranom periodu. U prikazane investicije nijesu uključeni troškovi nabave novih
transformatora 110/35 kV i 110/10 kV (iskazani u zasebnoj tabeli) koji se predviđaju za
ugradnju u postojećim TS (nove TS uzete u obzir). Investicije su iskazane za tri scenarija
izgradnje elektrana u EES Crne Gore:
� Scenarij S-1: izgradnja TE Pljevlja 2 do 2010. godine i TE Berane do 2024. godine.
� Scenarij N-2: izgradnja TE Pljevlja 2 do 2011. godine, HE Andrijevo i HE Zlatica
2013. godine, HE Raslovići 2014. godine, HE Milunovići i HE
Komarnica do 2015. godine.
� Scenarij N-3: izgradnja TE Pljevlja 2 do 2011. godine, HE Andrijevo, HE Zlatica i
HE Koštanica 2013. godine, HE Raslovići i HE Milunovići do 2018.
godine, HE Komarnica do 2021. godine, HE Ljutica 2023. i HE Buk
Bijela do 2025. godine.
Tabela 3.103. prikazuje sumarne investicije u potrebnu izgradnju po posmatranim
petogodištima. U izgradnju objekata prenosne mreže (ne uključujući nove transformatore
110/x kV u postojećim TS) trebati će uložiti oko 75 mil. eura za 1. scenarij izgradnje
elektrana, 83 mil. eura za drugi scenarij izgradnje elektrana, te 113 mil. eura u trećem
scenariju izgradnje elektrana. U kratkoročnom periodu (do kraja 2006. godine) potrebno je
uložiti oko 15,5 miliona eura u izgradnju prenosne mreže.
Tabele 3.104. i 3.105. prikazuju potrebne investicije u proširenje postojećih i novih
transformatorskih stanica u prenosnoj mreži Crne Gore radi priključka novih elektrana,
vodova i transformatora. Troškovi izgradnje rasklopnih postrojenja novih elektrana, odnosno
njihovih proširenja, nijesu u prikazanoj tabeli uzeti u obzir. Vidljivo je da će u proširenja TS
u razmatranom periodu trebati uložiti oko 5,2 mil. eura za S-1 i N-2 scenarij izgradnje
elektrana, te 6,2 mil. eura u N-3 scenariju izgradnje elektrana.
Tabela 3.106. prikazuje troškove nabave novih transformatora 110/35 kV i 110/10 kV u
prenosnoj mreži Crne Gore radi porasta opterećenja pojedinih TS. Transformatori u novim
TS nijesu uključeni u tabelu budući da su njihovi troškovi iskazani u Tabeli 3.98. Za nove
transformatore 110/35 kV i 110/10 kV koji će se ugraditi u postojećim TS, trebaće izdvojiti
oko 9,2 mil. eura do 2025. godine.
Tabela 3.107. prikazuje troškove revitalizacije vodova, transformatora i polja u prenosnoj
mreži Crne Gore. Ukupno će za revitalizaciju do 2025. godine trebati uložiti oko 94,6
miliona eura.
Tabela 3.108. prikazuje ostale troškove iskazane u srednjoročnom planu investicija F.C.
Prenos. Troškovi zamjene zaštitnih uređaja i pripreme TS za daljinsko upravljanje nijesu
iskazani zbog njihovog nepoznatog iznosa. Sumarnu tabelu ukupnih troškova izgradnje i
revitalizacije objekata prenosne mreže prikazuje Tabela 3.109.
U izgradnju i revitalizaciju prenosne mreže u razmatranom periodu trebaće uložiti:
____________________________________________________________________________________________________________________
310/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
� ~ 191 mil. eura za S-1 scenarij izgradnje elektrana,
� ~ 199 mil. eura za N-2 scenarij izgradnje elektrana,
� ~ 230 mil. eura za N-3 scenarij izgradnje elektrana.
U ukupne troškove razvoja prenosne mreže nijesu uračunati troškovi izgradnje
telekomunikacijske mreže, kao ni troškovi koje će biti potrebno uložiti u sistem vođenja
(NDC, daljinsko upravljanje, software, hardware, SCADA i dr.) i razvoj telekomunikacijske
mreže, izuzev u dijelu iskazanom u srednjeročnom planu razvoja F.C. Prenos. Grubo je
moguće pretpostaviti da će u sistem upravljanja i razvoj telekomunikacijske mreže biti
nužno uložiti dodatnih 19-29 mil. eura.
____________________________________________________________________________________________________________________
311/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.102. Investicije u izgradnju objekata prenosne mreže Crne Gore (eura)
Godina/investicija
2005-2006
scenarij 1
Iznos (eura)
scenarij 2 scenarij 3
Tansformacija 400/110 kV, 150 MVA u RP Ribarevine 2.700.000,00 2.700.000,00 2.700.000,00
DV 400 kV Podgorica 2 - Tirana 10.000.000,00 10.000.000,00 10.000.000,00
TS 110/35 kV Kotor i DV 110 kV Tivat - Kotor 1.700.000,00 1.700.000,00 1.700.000,00
Proširenje i napajanje TS 110/35 kV Andrijevica 1.045.000,00 1.045.000,00 1.045.000,00
Proširenje TS Ulcinj trafoom 20 MVA i zamjena postojećeg 100.000,00 100.000,00 100.000,00
UKUPNO 2005-2006
2007-2010
15.545.000,00 15.545.000,00 15.545.000,00
Rješavanje T-spoja TS 220/110/35 kV Mojkovac 1.743.000,00 1.743.000,00 1.743.000,00
TS 110/10 kV Podgorica 5 2.935.000,00 2.935.000,00 2.935.000,00
DV 110 kV Podgorica 5 - KAP 340.000,00 340.000,00 340.000,00
KB 110 kV Podgorica 3 - Podgorica 5 2.080.000,00 2.080.000,00 2.080.000,00
TS 110/35 kV Kolašin 1.655.000,00 1.655.000,00 1.655.000,00
TS 110/10 kV Nikšić-Kličevo 2.055.000,00 2.055.000,00 2.055.000,00
TS 110/35 kV Virpazar 2.205.000,00 2.205.000,00 2.205.000,00
KB 110 (35 kV) kV Podgorica-Centar - Podgorica 1 1.768.000,00 1.768.000,00 1.768.000,00
DV 110 kV (35 kV) H. Novi - Igalo 255.000,00 255.000,00 255.000,00
DV 110 (35 kV) Tuzi - Golubovci 765.000,00 765.000,00 765.000,00
Dv 110 (35 kV) Podgorica 1 - Smokovac 255.000,00 255.000,00 255.000,00
DV 110 kV Bar - Ulcinj 2 2.799.900,00 2.799.900,00 2.799.900,00
UKUPNO 2007-2010
2011-2015
18.855.900,00 18.855.900,00 18.855.900,00
TS 110/35 kV Rožaje 1.655.000,00 1.655.000,00 1.655.000,00
TS 110/35 kV Brezna 1.605.000,00 1.605.000,00 1.605.000,00
TS 110/35 kV Buljarica 1.835.000,00 1.835.000,00 1.835.000,00
TS 110/35 kV Žabljak 1.605.000,00 1.605.000,00 1.605.000,00
TS 110/10 kV Tuzi 1.925.000,00 1.925.000,00 1.925.000,00
DV 110 kV (Podgorica 1 - Tuzi) - Golubovci - Virpazar 1.445.000,00 1.445.000,00 1.445.000,00
DV 110 kV HE Peručica - Kotor 3.400.000,00 3.400.000,00 3.400.000,00
DV 2x110 kV HE Zlatica - HE Milunovići 0,00 1.080.000,00 0,00
DV 110 kV HE Zlatica - Podgorica 1 0,00 340.000,00 340.000,00
DV 110 kV HE Komarnica - Šavnik - Žabljak 0,00 3.825.000,00 0,00
DV 2x110 kV HE Komarnica - Brezna 0,00 1.080.000,00 0,00
DV 110 kV Brezna - Nikšić 0,00 2.057.000,00 0,00
DV 110 kV HE Raslovići - Kolašin 0,00 2.550.000,00 0,00
DV 110 kV HE Milunovići - Podgorica 1 0,00 1.105.000,00 0,00
DV 2x110 kV HE Raslovići - HE Milunovići 0,00 1.080.000,00 0,00
UKUPNO 2011-2015
2016-2020
13.470.000,00 26.587.000,00 13.810.000,00
TS 110/10 kV Podgorica-Centar (pretpostavljeno GIS) 5.185.000,00 5.185.000,00 5.185.000,00
KB 110 kV Podgorica-Centar - Podgorica 2 2.600.000,00 2.600.000,00 2.600.000,00
Transformator 400/110 kV, 300 MVA, u TS Podgorica 2 2.640.000,00 2.640.000,00 2.640.000,00
DV 110 kV HE Raslovići - Kolašin 0,00 0,00 2.550.000,00
DV 110 kV HE Milunovići - Podgorica 1 0,00 0,00 1.105.000,00
DV 2x110 kV HE Raslovići - HE Milunovići 0,00 0,00 1.080.000,00
UKUPNO 2016-2020
2021-2025
10.425.000,00 10.425.000,00 15.160.000,00
DV 110 kV Rožaje - Tutin 2.040.000,00 2.040.000,00 2.040.000,00
TS 110/10 kV Bar2 2.055.000,00 2.055.000,00 2.055.000,00
TS 110/10 kV Nikšić-Bistrica 2.205.000,00 2.205.000,00 2.205.000,00
TS 110/35 kV Golubovci 1.985.000,00 1.985.000,00 1.985.000,00
KB 110 kV Bar - Bar2 520.000,00 520.000,00 520.000,00
uvod/izvod DV 110 kV Nikšić - Bileća u TS Vilusi 67.500,00 67.500,00 67.500,00
DV 110 kV Kolašin - Mateševo 680.000,00 0,00 0,00
DV 110 kV Brezna - Žabljak 4.505.000,00 0,00 0,00
DV 110 kV HE Komarnica - Šavnik - Žabljak 0,00 0,00 3.825.000,00
DV 2x110 kV HE Komarnica - Brezna 0,00 0,00 1.080.000,00
DV 110 kV Brezna - Nikšić 0,00 0,00 2.057.000,00
DV Bar - Budva 2 2.839.000,00 2.839.000,00 2.839.000,00
DV 400 kV Buk Bijela - Pljevlja 0,00 0,00 18.760.000,00
TR 400/220 kV Buk Bijela 0,00 0,00 3.780.000,00
DV 220 kV HE Ljutica - Pljevlja 0,00 0,00 2.750.000,00
DV 220 kV HE Ljutica - Mojkovac 0,00 0,00 3.630.000,00
TR 220/110 kV HE Ljutica 0,00 0,00 1.680.000,00
UKUPNO 2021-2025 16.896.500,00 11.711.500,00 49.273.500,00
____________________________________________________________________________________________________________________
312/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.103. Investicije u izgradnju objekata prenosne mreže Crne Gore - sumarno
(eura)
Izgradnja scenarij 1 scenarij 2 scenarij 3
2005 - 2006 15.545.000,00 15.545.000,00 15.545.000,00
2007-2010 18.855.900,00 18.855.900,00 18.855.900,00
2011-2015 13.470.000,00 26.587.000,00 13.810.000,00
2016-2020 10.425.000,00 10.425.000,00 15.160.000,00
2021-2025 16.896.500,00 11.711.500,00 49.273.500,00
UKUPNO (eura) 75.192.400,00 83.124.400,00 112.644.400,00
Tabela 3.104. Investicije u proširenje TS u prenosnoj mreži Crne Gore (eura)
Godina/trošak
2005-2006
scenarij 1
Iznos (eura)
scenarij 2 scenarij 3
(iskazano pod izgradnjom) - - -
UKUPNO 2005-2006
2007-2010
0,00 0,00 0,00
TS Pljevlja 2 286.000,00 0,00 0,00
KAP 154.000,00 154.000,00 154.000,00
TS Podgorica 3 154.000,00 154.000,00 154.000,00
TS Bar 154.000,00 154.000,00 154.000,00
TS Ulcinj 308.000,00 308.000,00 308.000,00
TS Mojkovac 308.000,00 308.000,00 308.000,00
TS Nikšić 154.000,00 154.000,00 154.000,00
UKUPNO 2007-2010
2011-2015
1.518.000,00 1.232.000,00 1.232.000,00
TS Pljevlja 2 0,00 286.000,00 286.000,00
TS Berane 154.000,00 154.000,00 154.000,00
TS Nikšić 154.000,00 308.000,00 154.000,00
TS Pljevlja 1 154.000,00 154.000,00 154.000,00
TS Podgorica 1 154.000,00 462.000,00 308.000,00
TS Virpazar 154.000,00 154.000,00 154.000,00
TS Peručica 154.000,00 154.000,00 154.000,00
TS Kotor 154.000,00 154.000,00 154.000,00
TS Kolašin 0,00 154.000,00 0,00
UKUPNO 2011-2015
2016-2020
1.078.000,00 1.980.000,00 1.518.000,00
TS Podgorica 1 154.000,00 154.000,00 308.000,00
TS Podgorica 2 308.000,00 308.000,00 308.000,00
TS Podgorica 2 (400 kV) 440.000,00 440.000,00 440.000,00
TS Kolašin 0,00 0,00 154.000,00
UKUPNO 2016-2020
2021-2025
902.000,00 902.000,00 1.210.000,00
TS Berane 154.000,00 0,00 0,00
TS Bar 308.000,00 308.000,00 308.000,00
TS Budva 154.000,00 154.000,00 154.000,00
TS Vilusi 462.000,00 462.000,00 462.000,00
TS Kolašin 154.000,00 0,00 0,00
TS Brezna 154.000,00 0,00 0,00
TS Žabljak 154.000,00 0,00 154.000,00
TS Rožaje 154.000,00 154.000,00 154.000,00
TE Pljevlja 400 0,00 0,00 440.000,00
TE Pljevlja 220 0,00 0,00 286.000,00
TS Mojkovac 220 0,00 0,00 286.000,00
UKUPNO 2021-2025 1.694.000,00 1.078.000,00 2.244.000,00
____________________________________________________________________________________________________________________
313/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.105. Investicije u proširenje TS u prenosnoj mreži Crne Gore - sumarno
(eura)
Proširenja TS scenarij 1 scenarij 2 scenarij 3
2005 - 2006* 0,00 0,00 0,00
2007-2010 1.518.000,00 1.232.000,00 1.232.000,00
2011-2015 1.078.000,00 1.980.000,00 1.518.000,00
2016-2020 902.000,00 902.000,00 1.210.000,00
2021-2025 1.694.000,00 1.078.000,00 2.244.000,00
UKUPNO (eura) 5.192.000,00 5.192.000,00 6.204.000,00
Tabela 3.106. Troškovi nabave novih transformatora 110/35 kV i 110/10 kV u postojećim
TS (eura)
Transformatori 110/x kV 10 MVA 20 MVA 31.5 MVA 40 MVA 63 MVA UKUPNO (eura)
2006. - 2010. 510.000 0 1.000.000 0 0 1.510.000
2011. - 2015. 170.000 0 2.000.000 0 0 2.170.000
2016. - 2020. 170.000 0 2.000.000 849.000 0 3.019.000
2021. - 2025. 170.000 0 1.500.000 849.000 0 2.519.000
SVEUKUPNO 1.020.000 0 6.500.000 1.698.000 0 9.218.000
Tabela 3.107. Troškovi revitalizacije (eura)
Razdoblje Dalekovodi Transformatori Polja UKUPNO revitalizacija
2006-2010 12.302.000,00 2.800.000,00 12.667.200,00 27.769.200,00
2011-2015 17.928.048,25 2.134.000,00 20.062.048,25
2016-2020 3.942.010,00 2.409.000,00 6.351.010,00
2021-2025 31.124.613,75 3.591.500,00 5.680.800,00 40.396.913,75
UKUPNO 65.296.672,00 10.934.500,00 18.348.000,00 94.579.172,00
Tabela 3.108. Ostali troškovi u prenosnoj mreži (eura)
Uzemljenje neutralne točke mreže 35 kV
Zamjena postojećih zaštitnih uređaja digitalnom zaštitom
Priprema TS za daljinsko upravljanje
Trošak (eura)
276.830,00
Vozni park 420.000,00
Ostala osnovna sredstva 528.000,00
Ulaganja u NDC 6.050.000,00
UKUPNO ostalo do 2010. 7.274.830,00
____________________________________________________________________________________________________________________
314/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Tabela 3.109. Ukupni troškovi izgradnje i revitalizacije prenosne mreže Crne Gore
(eura)
Razdoblje scenarij 1 scenarij 2 scenarij 3
2006-2010 72.472.930,00 72.186.930,00 72.186.930,00
2011-2015 36.780.048,25 50.799.048,25 37.560.048,25
2016-2020 20.697.010,00 20.697.010,00 25.740.010,00
2021-2025 61.506.413,75 55.705.413,75 94.433.413,75
UKUPNO (eura) 191.456.402,00 199.388.402,00 229.920.402,00
____________________________________________________________________________________________________________________
315/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
3.7 ZAKLJUČNI KOMENTAR O PRENOSNOJ MREŽI
Prenosna mreža unutar elektroenergetskog sistema Crne Gore sastoji se od vodova,
transformatorskih stanica i ostale opreme naponskih nivoa 400 kV, 220 kV i 110 kV. Krajem
2005. godine u pogonu je na teritoriji Crne Gore bilo 255 km vodova 400 kV, 402 km
vodova 220 kV te 601 km 110 kV vodova (u pogonu pod nazivnim naponom). Na teritoriji
Crne Gore nalaze se 2 transformatorske stanice 400/x kV (jedna 400/220 kV i jedna
400/110 kV), 4 TS 220/110 kV te 17 TS 110/x kV (15 TS 110/35 kV i 2 TS 110/10 kV).
Prenosna mreža Crne Gore karakteristična je po uglavnom radijalnoj strukturi na sva tri
naponska nivoa i dobroj povezanosti sa susjednim elektroenergetskim sistemima Srbije,
Bosne i Hercegovine i Albanije. Snažna povezanost prenosne mreže Crne Gore sa
susjednim sistemima dodatno osigurava EES Crne Gore i omogućava značajne razmjene
između sistema u okruženju, ali izlaže mrežu i značajnim tranzitima električne energije,
prvenstveno uzrokovane potrebama za električnom energijom deficitarne Albanije.
Na prenosnu mrežu priključene su tri elektrane (TE Pljevlja, HE Piva i HE Perućica) ukupne
instalisane snage 937 MVA (859 MW). Jedan generator 210 MW TE Pljevlja i tri generatora
114 MW HE Piva priključena su na 220 kV mrežu, dok su generatori (5x40 + 2x65 MVA /
5x38 + 2x58,5 MW) HE Perućica priključeni na 110 kV mrežu.
Zbog strukture proizvodnih postrojenja unutar elektroenergetskog sistema (76% instalisane
snage u hidroelektranama vrlo promjenljive proizvodnje, 24% instalisane snage u
termoelektrani) i značajnih razmjena električne energije sa susjednim sistemima, prenosna
mreža Crne Gore izložena je različitim tokovima snaga koji dovode do izrazito promjenljivih
opterećenja vodova i transformatora u zavisnosti od hidrologije, bilansa sistema,
opterećenja i tranzita za potrebe trećih zemalja. Zbog nedovoljne izgrađenosti mreže i
kašnjenja u njenom razvoju topologija se mreže uglavnom održava nepromijenjenom sa
svim jedinicama u pogonu. Zbog snažne povezanosti sa susjednim sistemima pogonsko
stanje u tim sistemima značajno utiče na opterećenost jedinica crnogorske prenosne mreže.
Uticaj je posebno izražen zavisno od angažmana električno bliskih elektrana poput TE
Gacko i HE Trebinje u Bosni i Hercegovini, TE Kosovo i RHE Bajina Bašta u Srbiji.
Nepovoljna karakteristika prenosne mreže Crne Gore su paralelne 400 kV i 220 kV veze
(400 kV Pljevlja 2 – Ribarevine – Podgorica 2 – Trebinje i 220 kV HE Piva – Pljevlja 2 –
Podgorica 1 – HE Perućica – Trebinje) nejednakih prenosnih moći (1330 MVA po vodu u
400 kV mreži nasuprot 301 MVA po vodu u 220 kV mreži) pa se ispadom pojedinih dionica
400 kV mreže u određenim pogonskim stanjima preopterećuju pojedine dionice 220 kV
mreže što može izazvati raspad sistema.
Određeni broj TS 220/110 kV i 110/35 kV povezano je s ostatkom sistema preko T spojeva
što smanjuje pouzdanost napajanja potrošača. TS 220/110 kV Mojkovac povezana je T
spojem na vod 220 kV Pljevlja 2 – Podgorica 1, dok su TS 110/35 kV Andrijevica i TS
110/35 kV Vilusi povezani T spojevima na vodove EVP Trebješica – Berane, odnosno
Nikšić – Bileća. TS 110/10 kV Podgorica 3 i Podgorica 4 napajaju se radijalno iz TS
220/110 kV Podgorica 1, odnosno TS 400/110 kV Podgorica 2. TS 110/35 kV Ulcinj
napajana je radijalno iz TS 110/35 kV Bar.
Mogućnosti regulacije napona i jalove snage u elektroenergetskom sistemu Crne Gore vrlo
su ograničene i uglavnom se provode generatorima i transformatorima. U mreži ne postoje
kompenzacijski uređaji izuzev kondenzatorskih baterija u postrojenju KAP. Uticaj
generatora na naponske prilike vrlo je ograničen zbog njihovog malog broja i priključnih
napona (220 kV, 110 kV). Regulacija napona na stezaljkama svih generatora može se vršiti
____________________________________________________________________________________________________________________
316/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
u opsegu ±5% od nazivnog napona generatora. Na 400 kV naponskom nivou nema
mogućnosti regulacije napona i jalove snage. Na tokove jalove snage, time i na napone,
utiču i transformatori 400/220 kV i 400/110 kV koji imaju mogućnost promjene prenosnog
odnosa u beznaponskom stanju, te regulacioni transformatori 220/110 kV. Nedovoljne
mogućnosti regulacije napona i jalove snage dovodile su do nepovoljnih naponskih
okolnosti u mreži Crne Gore (niski naponi) dok je EES Crne Gore radio unutar druge
sinhrone zone UCTE ali su se rekonekcijom obje zone UCTE naponske prilike značajno
popravile i stabilizovale.
Prosječna starost vodova 400 kV iznosi 22 godine, vodova 220 kV 33 godine, dok
prosječna starost 110 kV vodova iznosi 36 godina (po broju vodova određenog naponskog
nivoa). Ukupno 447 km dalekovoda 220 i 110 kV starije je od 40 godina, dok je svega 38
km dalekovoda mlađe od 20 godina. Očito se vodovi 220 kV i 110 kV približavaju kraju
njihovog očekivanog vijeka trajanja pa će u budućnosti trebati uložiti određena financijska
sredstva za njihovu revitalizaciju ili rekonstrukciju. Prosječne starosti transformatora 400/x
kV i 110/x kV su po 18 godina, dok je prosječna starost transformatora 220/110 kV 30
godina (računajući od ulaska u pogon).
U krakoročnom periodu prenosnu je mrežu potrebno pojačati ugradnjom transformacije
400/110 kV u Ribarevinama (Bijelom Polju), rješavanjem priključka TS Andrijevica na 110
kV mrežu (uvod/izvod voda Trebješica – Berane), izgradnjom TS 110/35 kV Kotor i njenim
priključkom na TS 110/35 kV Tivat, te zamjenom postojećeg i ugradnjom novog
transformatora 20 MVA u TS 110/35 kV Ulcinj. U predviđenom roku (početak 2007. godine)
treba dovršiti izgradnju 400 kV DV Podgorica – Elbassan.
Za postojeću konfiguraciju prenosne mreže nijesu detektovani problemi vezani uz prelaznu
stabilnost elektroenergetskog sistema.
U srednjoročnom periodu do 2010. godine potrebno je riješiti T spoj TS 220/110 kV
Mojkovac (uvod/izvod DV 220 kV Podgorica 1 – Pljevlja 2 u TS Mojkovac) i ugraditi
sabirnički sistem 220 kV u toj TS, rješiti dvostrano napajanje TS 110/35 kV Ulcinj
izgradnjom paralelnog voda prema TS 110/35 kV Bar, te izgraditi nove TS 110/x kV te ih na
odgovarajući način priključiti na 110 kV mrežu (Podgorica 5, Kolašin, Nikšić-Kličevo,
Virpazar).
Dugoročni razvoj prenosne mreže prvenstveno zavisi od porasta opterećenja u sistemu i
izgradnji novih elektrana u Crnoj Gori. U prethodnim proračunima razmatrana su tri
scenarija izgradnje elektrana:
� Scenarij S-1: izgradnja TE Pljevlja 2 do 2010. godine i TE Berane do 2024. godine.
� Scenarij N-2: izgradnja TE Pljevlja 2 do 2011. godine, HE Andrijevo i HE Zlatica
2013. godine, HE Raslovići 2014. godine, HE Milunovići i HE
Komarnica do 2015. godine.
� Scenarij N-3: izgradnja TE Pljevlja 2 do 2011. godine, HE Andrijevo, HE Zlatica i HE
Koštanica 2013. godine, HE Raslovići i HE Milunovići do 2018.
godine, HE Komarnica do 2021. godine, HE Ljutica 2023. i HE Buk
Bijela do 2025. godine.
Rješenja priključka pojedinih elektrana opisana su u studiji. HE Koštanica i HE Buk Bijela se
priključuju na 400 kV mrežu, TE Pljevlja 2, HE Andrijevo i HE Ljutica na 220 kV mrežu, dok
se sve ostale elektrane priključuju na 110 kV mrežu.
____________________________________________________________________________________________________________________
317/524

__________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
U dugoročnom će periodu, nezavisno o scenariju izgradnje novih elektrana u EES Crne
Gore, biti potrebno na odgovarajući način priključiti nove TS 110/35 kV i 110/10 kV na 110
kV mrežu (Rožaje, Brezna, Žabljak, Buljarica, Tuzi, Podgorica-Centar, Bar 2, Nikšić-
Bistrica, Golubovci), te izgraditi nove 110 kV vodove Podgorica 1 – Tuzi – Golubovci –
Virpazar, Kotor – Perućica, Bar – Budva 2, Brezna – Žabljak i dr.
Prema predviđenom je planu sagledano u periodu do 2025. godine osigurati dvostrani
priključak gotovo svih TS 110/x kV.
Uz predviđeni razvoj prenosne mreže, EES Crne Gore će u budućnosti moći učestvovati u
značajnim razmjenama električne energije, uvozu, izvozu i tranzitima, a prenosna mreža
neće onemogućavati tržišne aktivnosti proizvođača, snbdjevača i trgovaca električne
energije.
Prenosna mreža Crne Gore, kako je planirana u ovom Master planu, omogućava potpuni
uvoz električne energije (snage) s željenom sigurnošću čime se nesigurnost od ostvarenja
dinamike izgradnje novih elektrana smanjuje na minimum.
Prenosnu mrežu, s aspekta sigurnosti napajanja potrošača električnom energijom, nakon
izgradnje 400 kV voda prema Albaniji nije potrebno dodatno pojačavati izgradnjom novih
poveznih vodova s susjednim EES-ima. Moguća nova povezivanja na prenosnoj razini treba
utemeljiti na ekonomskoj i tržišnoj logici, a eventualne buduće veze sagledavati kroz studije
izvodljivosti.
Ukupan iznos predviđen za izgradnju objekata prenosne mreže (uključujući transformatore
110/x kV u postojećim TS i proširenja postojećih TS) kreće se od 90 mil. eura do 128 mil.
eura, u zavisnosti od izgradnje novih elektrana.
U revitalizaciju objekata prenosne mreže trebaće uložiti značajna financijska sredstva,
procijenjena na oko 94,6 mil. eura.
Ukupni troškovi izgradnje i revitalizacije prenosne mreže do 2025. godine iznosit će od 191
mil. eura do 230 mil. eura, zavisno od izgradnje novih elektrana, te dodatnih 19 do 29 mil.
eura potrebnih za sistem upravljanja i razvoj telekomunikacijske mreže.
____________________________________________________________________________________________________________________
318/524

______________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Distributivna mreža je električna mreža srednjeg i niskog napona, koja služi za dovođenje
električne energije od prenosne mreže ili elektrana priključenih na distributivnu mrežu do
kupaca priključenih na distributivnu mrežu. U sistemu Elektroprivrede Crne Gore
distributivna mreža zahvata sljedeće elemente:
• vodove 35 kV
• transformatorske stanice 35/10 kV
• postrojenja 10 kV u transformatorskim stanicama 110/10 kV
• vodove 10 kV
• transformatorske stanice 10/0,4 kV
• vodove niskog napona
Planiranje distributivne mreže je geografska tehnička i ekonomska analiza različitih rješenja
pružanja pouzdane i ekonomski povoljne usluge korisnicima mreže s obzirom na njihove
buduće potrebe. Prema periodu planiranja distributivne mreže, proces planiranja dijelimo na
kratkoročno, srednjoročno i dugoročno planiranje. Dugoročno planiranje zahvata period od
10 do 30 godina u odnosu na trenutak planiranja. Cilj dugoročnog planiranja je postavljanje
globalnih smjernica razvoja mreže s obzirom na njenu konfiguraciju, razvoj pojedinih
naponskih nivoa, primjenu novih tehnologija, izgradnju novih vodova 35 kV po približno
određenim trasama te formiranje i određivanje makrolokacija novih transformatorskih
stanica 110/35 kV, 110/10 kV i 35/10 kV zavisno od porasta opterećenja.
Svrha planiranja razvoja distributivne mreže je primjereno dimenzionisanje za pouzdan rad i
održavanje parametara kvaliteta električne energije u skladu s normama te usklađeno
djelovanje distributivne mreže s prenosnom mrežom i priključenim postrojenjima korisnika
distributivne mreže. Planiranjem razvoja distributivne mreže potrebno je osigurati
zadovoljavajuću nivo kvaliteta usluge korisnika mreže pri poremećajima značajnije
vjerovatnoće nastanka.
Svrha planiranja razvoja distributivne mreže je takođe i omogućavanje funkcionisanja tržišta
električnom energijom kroz omogućavanje nepristranog pristupa distributivnoj mreži prema
utvrđenim uslovima.
U nastavku je dat pregled postojećeg stanja distributivne mreže Crne Gore po svim
elementima. Zatim su definisana načela i kriterijumi planiranja izgradnje novih i obnove
postojećih objekata distributivne mreže te je dat pregled polaznih tehničkih, energetskih i
ekonomskih postavki za planiranje. U četvrtom poglavlju su prikazane potrebe izgradnje
novih i obnove postojećih objekata po planskim periodima te po vrstama i naponskim
nivoima elemenata distributivne mreže. Pregled objekata nazivnog napona 110 kV i 35 kV
dan je pojedinačno, a ostale planske stavke su prikazane globalno. Na kraju je dan sumarni
pregled ukupnih potrebnih ulaganja te zaključak.
____________________________________________________________________________________________________________________
319/524

______________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
4.1 POSTOJEĆE STANJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
U ovom poglavlju prikazane su glavne karakteristike postojeće distributivne mreže Crne
Gore. Podaci najvećim dijelom odgovaraju onima prikupljenim za dobivanje licence za
distribuciju električne energije [15], uz korekcije zasnovane na literaturi [3,14,16,17,18] te
kontaktima sa stručnjacima FC Distribucije EPCG. S obzirom na kratkoću roka izrade
studije i opseg distributivne mreže te količinu podataka, moguće su određene manje
netačnosti, no za dalju analizu to nije presudno.
Tabela 4.1. daje pregled glavnih dijelova distributivne mreže EPCG (vlasništvo FC
Distribucije, osim transformacije 110/10 kV, koja je vlasništvo FC Prenosa) i njihovih glavnih
karakteristika.
Tabela 4.1. Distributivna mreža EPCG
TRAFOSTANICE Broj TS
Instalisana snaga
(MVA)
TS 110/10 kV 2 114,5
TS 35/10 kV 84 648
TS 35/6 kV 2 13,9
TS 35/0,4 kV 21 3,3
TS 10/0,4 kV 3 719 1 191
VODOVI
Dužina
(km)
Ekvivalentni
presjek
(mm 2 )
Nadzemni vodovi 35 kV
Kablovi 35 kV
1 029
49
85
Nadzemni vodovi 10 kV 3 544
Kablovi 10 kV 998
Nadzemna mreža niskog napona 11 542
Kablovi niskog napona 1 394
Struktura i karakteristike objekata distributivne mreže ukazuju na istorijski razvoj mreže
srednjeg napona zasnovan na dva stepena transformacije: 110/35 kV i 35/10 kV. No, s
porastom potrošnje električne energije takva koncepcija distributivne mreže postepeno je
postala nedovoljna, naročito u urbanim područjima s većom gustinom opterećenja.
Provedene analize i međunarodna iskustva ukazala su na potrebu uvođenja direktne
transformacije 110/10 kV. Proces je započet 80-tih godina prošlog stoljeća izgradnjom TS
110/10 kV Podgorica 3 i Podgorica 4, no nedostatak sredstava u toku 90-tih godina doveo
je do prekida značajnijeg planiranog razvoja. Izgradnja novih TS 35/10 kV i vodova 35 kV je
kratkoročno jeftinije ali često ne i dugoročno zadovoljavajuće rješenje.
U nastavku je dat detaljni prikaz pojedinih dijelova distributivne mreže s posebnim osvrtom
na istorijski razvoj i najznačajnije uočene nedostatke u sadašnjem stanju.
____________________________________________________________________________________________________________________
320/524
55
41

______________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
4.1.1 Vodovi 35 kV
U prvoj fazi elektrifikacije Crne Gore, koja je trajala do početka 60-tih godina prošlog
stoljeća, mreža 35 kV je građena i služila je kao prenosna mreža za povezivanje
novoizgrađenih proizvodnih postrojenja s centrima potrošnje. Početkom šezdesetih godina
izgrađeni su i pušteni u pogon prvi vodovi 110 kV, a mreža 35 kV je dobila distributivni
karakter. Radi se o dalekovodima izgrađenim na čelično-rešetkastim stubovima, sa
provodnicima od bakra i Al/Č presjeka 35 mm 2 i 50 mm 2 , ukupne dužine 360 km, koji su
uopšte u lošem stanju radi dugogodišnje eksploatacije u teškim pogonskim uslovima,
brojnih havarija i odsutnosti bilo kakvog sistemnog održavanja posljednjih decenija.
Unatoč tome, dio tih vodova još uvijek služi kao osnovno napajanje značajnih potrošača,
kao na primjer izvorišta Podgor, odakle se vodom snabdijeva Cetinje i Budva, područja Zete
i Virpazara. Na sjeveru Crne Gore događale su se havarije poslije kojih nije bila ekonomski
opravdana sanacija dalekovoda 35 kV. Radi posljedica teških havarija isključeni su vodovi:
Šćepanica – Berane, Slijepač Most – Mojkovac, Rudeš – Andrijevica, Vrulja – Čokrlije i
Žabljak – Đurđevića Tara. Neraspoloživost tih vodova dovela je do gubitka petljaste
strukture mreže i nemogućnosti dvostranog napajanja pojedinih TS 35/10 kV i 35/0,4 kV.
____________________________________________________________________________________________________________________
321/524

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 3 PLANIRANJE IZGRADNJE PRENOSNE MREŽE
Slika 4.1. Jednopolna shema mreže 110 kV i 35 kV
__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
322/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Ostatak dalekovoda 35 kV su vodovi na čelično-rešetkastim pocinčanim stubovima,
presjeka 95 mm 2 i 70 mm 2 i vodovi građeni za nazivni napon 110 kV presjeka 150 mm 2 i
240 mm 2 (Smokovac – Tuzi, Kolašin – Mojkovac, Ribarevine – Nedakusi, Pljevlja – Žabljak,
Kličevo – Brezna, Berane – Rožaje).
Slika 4.1. prikazuje jednopolnu shemu mreže 110 kV i 35 kV. Slika 4.2. prikazuje mrežu 35
kV s naglaskom na presjek provodnika, a Slika 4.3. strukturu nadzemnih vodova 35 kV
prema materijalu i presjeku provodnika, pri čemu vodovi građeni za 110 kV nijesu uvršteni.
Vidljivo je da je preko 2/3 vodova relativno malog presjeka (manjeg ili jednakog Al/Č 70,
odnosno Cu 50), a gotovo 1/3 vodova izrazito malog presjeka.
Slika 4.2. Presjeci vodiča 35 kV
____________________________________________________________________________________________________________________
323/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Udio kablova u mreži 35 kV je samo 5% (Slika 4.4.). Kablovska mreža 35 kV nalazi se u
gradskim područjima Podgorice, Nikšića, Cetinja, Bara, Tivta, Berana i Pljevalja. Kako se u
prošlosti nije vodilo dovoljno računa o tipizaciji opreme, unatoč relativno maloj ukupnoj
dužini (oko 49 km), prisutna je velika šarolikost presjeka (od 70 mm 2 do 400 mm 2 s
provodnicima od bakra i aluminija) te dva tipa kablova, XHP 48 i IPZO.
Mreža 35 kV u načelu radi u režimu izolovane neutralne tačke, osim područja ED Tivat. U
tom pogledu pogon nekih djelova mreže, naprimjer Podgorice, Nikšića i Bara, već duže
vrijeme nije u skladu s propisima, budući da je nekompenzirana struja zemljospoja
višestruko veća od dopuštenih vrijednosti. To dodatno i značajno smanjuje pogonsku
sigurnost mreže i uzrokuje česte i obimne havarije u postrojenjima, posebno na najskupljoj
opremi, transformatorima, prekidačima i kablovima.
(%)
35
30
25
20
15
10
5
0

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
U mreži 35 kV postoji nekoliko dijelova s uočenim nedostacima, bilo u redovnom pogonu ili
u pogledu osiguranja rezervnog napajanja. Najveći je problem visokog opterećenja vodova
koji napajaju TS 35/10 kV na trasi Podgorica – Virpazar – Budva, jer se dijelom radi o
provodnicima malog presjeka. Ukupno opterećenje je oko 34 MVA te je s jedne strane vod
TS 110/35 kV Budva – TS 35/10 kV Miločer opterećen je s 91% termičke struje, a s druge
strane vod TS 110/35 kV Podgorica 1 – TS 35/10 kV Gornja Zeta s 87% te vod TS 35/10 kV
Gornja Zeta – TS 35/10 kV Golubovci s 82% termičke struje. Sličan problem postoji na trasi
Podgorica – Kolašin – Mojkovac. Vod 35 kV od TS 110/35 kV Podgorica 1 do T-spoja za TS
35/10 kV Tuzi je tipa Al/Č 50 i može se očekivati čak i njeno preopterećenje (104%), ako se
vremenski poklope vršna opterećenja većine TS 35/10 kV. Iz smjera Mojkovca, odnosno
Kolašina, veći su problem padovi napona. Osnovno napajanje TS 35/10 kV Škaljari je
takođe ugroženo, jer vršno opterećenje voda 35 kV iz Tivta dostiže 99%, a uz to ne postoji
niti rezerva u transformaciji u TS 110/35 kV Tivat, radi visokog opterećenja i radi različitih
režima uzemljenja neutralne tačke. Ostali visoko opterećeni vodovi su: TS 110/35 kV
Podgorica 1 TS 35/10 kV – Ljubović (84%), TS 110/35 kV Bar – TS 35/10 kV Bar (Topolica)
(82%), TS 35/10 kV Nikšić 3 (Trebjesa) – TS 35/10 kV Nikšić 2 (Kličevo) (76%) te TS
110/35 kV Danilovgrad – TS 35/10 kV Danilovgrad (76%).
4.1.2 Transformatorske stanice 110/10 kV i 35/10 kV
U nadležnosti distribucije su dva 10 kV postrojenja koja su dio postrojenja 110/10 kV
Podgorica 3 i Podgorica 4 te 84 postrojenja 35/10 kV. Instalisana snaga transformacije ovih
postrojenja je različita i kreće se od 1 MVA do 8+12,5 MVA u TS 35/10 kV Nikšić 1 (Bistrica)
i 3×8 MVA u TS 35/10 kV Centar u Podgorici. Prosječna instalisana snaga TS 35/10 kV je
7,7 MVA, a prosječno neistovremeno vršno opterećenje 5,6 MVA. To znači da je
transformacija 35/10 kV relativno vrlo visoko opterećena (prosječno 73%) i narušena je
pouzdanost pogona mreže.
Prosječna starost postrojenja je preko 25 godina, a izgrađena su kao postrojenja za
unutrašnju montažu, osim objekata Golubovci, Barutana i Unač gdje su postrojenja 35 kV u
vanjskoj izvedbi.
Kod procjene prosječne starosti i realnog stanja ovih postrojenja ne smije se zanemariti
činjenica da je određeni broj "novih" objekata, puštenih u pogon u posljednjih 15 godina,
izgrađen korišćenjem već upotrebljavane opreme, u nekim slučajevima stare i preko 20
godina. Takva postrojenja su npr. TS 35/10 kV Ostros, TS 35/10 kV Tuzi, TS 35/10 kV Ubli,
TS 35/10 kV Barutana (10 kV postrojenje), TS 35/10 kV Vladimir, TS 35/10 kV Polica (35 kV
postrojenje), TS 35/10 kV Unač, TS 35/10 kV Golubovci...
U pogledu tehničkog rješenja, udio savremenih 10 kV postrojenja sa sklopnim blokovima s
izvlačivim prekidačima i 35 kV postrojenja u GIS tehnici sa vakuumskim prekidačima je
zanemariv. U novim objektima se i na naponu 10 kV planira primjena GIS postrojenja, što
predstavlja najsavremenije tehničko rješenje. Gotovo sve TS 35/10 kV, osim pet izgrađenih
nakon 2000. godine (TS 35/10 kV Virpazar, Gorica Nova, Rudeš, Nikšić 3 (Trebjesa) i
Morinj), imaju postrojenja sa vazduhom izoliranim klasičnim ćelijama, sa malouljnim
prekidačima i elektromehaničkom relejnom zaštitom.
Gotovo sva postrojenja 35/10 kV su prošla kroz izuzetno teške periode eksploatacije, kako
u pogledu režima rada tako i u pogledu nemogućnosti kvalitetnog i pravovremenog
održavanja. Osim toga, na stanje postrojenja i pogonsku sigurnost utiče i stanje
građevinskog objekata, koji je u pravilu vlažan i prokišnjava. Radi popravljanja takvog stanja
postrojenja i radi brojnih havarija na opremi, vršene su značajne rekonstrukcije i zamjene u
____________________________________________________________________________________________________________________
325/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
postrojenjima. Međutim, postoji značajan broj objekata gdje bilo kakvi zahvati osim
kompletne zamjene, nijesu racionalni.
Slika 4.5. prikazuje podjelu TS 35/10 kV prema ukupnom broju izvoda 10 kV.
Najzastupljenije su transformatorske stanice s 4 i 5 izvoda, a prosjek je 5,8 po TS 35/10 kV.
(%)
40
30
20
10
0
(%)
25
20
15
10
5
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
BROJ IZVODA 10 kV
Slika 4.5. TS 35/10 kV prema broju izvoda 10 kV
1 MVA 1,6 MVA 2,5 MVA 4 MVA 8 MVA 12,5 MVA 31,5 MVA
NAZIVNA SNAGA
Slika 4.6. Transformatori 35/10 kV i 110/10 kV prema nazivnoj snazi
____________________________________________________________________________________________________________________
326/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Slika 4.6. prikazuje zastupljenost transformatora 35/10 kV i 110/10 kV prema nazivnoj
snazi. Prosječna snaga transformatora 35/10 kV je 4,7 MVA. Prema statistikama kvarova,
neki energetski transformatori su najnepouzdaniji dio transformatorskih stanica. Radi se o
transformatorima često starijim od 40 godina koji su bili izloženi različitim naprezanjima i,
što je još važnije, više puta demontirani i transportovani na nove lokacije. Zamjena je u
pravilu jedino tehnički i ekonomski opravdano rješenje.
Upravljanje mrežom 35 kV je na nivou tehničkih rješenja iz vremena prve faze
elektrifikacije. Dežurni dispečer upravlja mrežom preko uklopničara u onim postrojenjima
koja imaju posadu. Sistemi daljinskog upravljanja i nadzora instalisani u ED Ulcinj i
djelimično ED Podgorica datiraju iz kraja 80-tih godina prošlog stoljeća i u kontekstu
savremenih tehnologija predstavljaju zastarjela rješenja.
Ukupna ugrađena snaga transformacije u 84 TS 35/10 kV je 648 MVA, a zbir neistodobnih
vršnih opterećenja je oko 480 MVA, što znači da je transformacija 35/10 kV u prosjeku vrlo
visoko opterećena te naravno postoje i TS 35/10 kV vrlo visokog ili čak nedopušteno
visokog opterećenja:
� TS 35/10 kV koje su u trenucima vršnog opterećenja opterećene više od nazivnog
opterećenja: Danilovgrad 113%, Cetinje 1 (Stari Obod) 106%, Cetinje 2 (Humci)
105% i Podgor 103%:
� TS 35/10 kV s dva transformatora opterećene od 90% do 100% nazivnog
opterećenja: Nikšić 2 (Kličevo) 100%, Nikšić 1 (Bistrica) 98%, Tivat 1 100%, Cetinje
3 (Novi Obod) 99%, Sutomore 100%, Miločer 100%, Ulcinj (Grad) 99%, Rožaje 99%,
Buljarica 97%, Bar (Topolica) 94%, Plav 95%, Poddubovica 93%, Nedakusi 93%,
Podgorica Ljubović 92%, Berane (Centar) 91%, Pljevlja (Guke) 90%, Risan 90%;
� TS 35/10 kV s dva transformatora opterećene od 80% do 89% nazivnog
opterećenja: Nikšić 3 (Trebjesa) 88%, Herceg Novi 88%, Škaljari 88%, Dobrota 88%,
Medanovići 86%, Podgorica Centar 85%, Veliki Pijesak 85%, Andrijevica 84%,
Končar (Bar) 83%, Budva (Lazi) 83%, Kolašin (Drijenak) 83%, Kolašin (Breza) 81%;
� TS 35/10 kV vršnog opterećenja većeg od 2,5 MVA, s jednim transformatorom,
opterećene od 80% do 100% nazivnog opterećenja: Tuzi 100%, Gusinje 92%.
4.1.3 Vodovi 10 kV
Vodovi 10 kV su vrlo bitan element distributivne mreže u pogledu pouzdanosti pogona,
stalnosti napajanja korisnika mreže i gubitaka električne energije. Razvoj mreže 10 kV se
često odvija prema trenutno nastalim potrebama i mogućnostima, a ne po unaprijed brižljivo
i odgovorno usvojenom konceptu u pogledu oblikovanja, vrste i karakteristika vodova, što
rezultira neracionalnim ulaganjem i komplikovanim pogonom. Kablovi 10 kV čine 22%
mreže 10 kV, što je znatno više nego udio kablova u mreži 35 kV.
____________________________________________________________________________________________________________________
327/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
78%
22%
Slika 4.7. Struktura mreže 10 kV
KABELI 10 kV
NADZEMNI VODOVI 10 kV
U prigradskim i seoskim područjima prevladava nadzemna mreža 10 kV, sa strukturom
stubova prikazanom na sljedećoj slici. Dalekovodi 10 kV na čelično-rešetkastim stubovima
datiraju uglavnom iz perioda početka elektrifikacije, dok je danas i porastu upotreba
betonskih stubova.
5%
80%
____________________________________________________________________________________________________________________
328/524
15%
ČELIČNI STUPOVI BETONSKI STUPOVI DRVENI STUPOVI
Slika 4.8. Nadzemni vodovi prema izvedbi
Dominantni tip provodnika je Al/Č 35. Gotovo 90% nadzemnih vodova izvedeno je s
provodnicima tipa Al/Č 35 ili Al/Č 25.
Nadzemna mreža 10 kV je u pravilu radijalna, bez mogućnosti dvostranog napajanja. Zbog
karakteristika i dužine, na mreža 10 kV, uz niskonaponsku mrežu, otpada najveći dio
vremena i troškova održavanja. Pri tom su osnovni problemi pronalaženje mjea kvara i
zamjena dotrajalih stubova.
Kablovi se primjenjuju uglavnom su u gradskim mrežama, koje su po strukturi u pravilu
petljaste, ali u pogonu rade kao radijalne, s mogućnošću dvostranog napajanja KTS
10/0,4 kV. Kao i u slučaju nadzemnih mreža, razvoj kablovske mreže često nije slijedio

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
unaprijed utvrđenu koncepciju, što je rezultiralo kompliciranim pogonom i uklopnim stanjima
koja ne omogućavaju optimalnu pouzdanost napajanja i nivo gubitaka električne energije.
Budući da ne postoji unificirana primjena određenih tipova, materijala i presjeka kablova,
postoje presjeci od neupotrebljivih 25 mm 2 do 300 mm 2 . Unutar pojedinih distribucija stanje
je nešto povoljnije. U najvećim distribucijama, Podgorici i Nikšiću, koriste se većinom
kablovi s papirnom izolacijom, u većini ostalih distribucija kablovi s izolacijom od umreženog
polietilena, ali ima i distribucija koje su koristile isključivo kablove sa PVC izolacijom, što se
pokazalo kao znatno lošiji izbor. Pozitivnu promjenu u pogledu izbora vrste kablova
predstavlja nedavno uvedena centralizirana nabava.
Kablovske mreže 10 kV u pravilu rade u režimu izoliranog zvjezdišta, osim u Tivtu i
djelimično u Podgorici (TS 110/10 kV Podgorica 3 i Podgorica 4). Budući da je na nekim
područjima, kao što je npr. područje ED Herceg Novi, nekompenzirana struja zemljospoja
peterostruko veća od dopuštene, pogon mreže je nepouzdan sa čestim havarijama.
Provedene analize su pokazale da pogon mreže 10 kV nepropisan u 80% ukupne mreže
(ED Podgorica, ED Nikšić, ED Bar, ED Herceg Novi, ED Kotor, ED Pljevlja), a u
međuvremenu se stanje dodatno pogoršalo, radi izgradnje novih kablova 10 kV.
(%)
70
60
50
40
30
20
10
0
25 Al/Č 35 Al/Č 50-120 Al/Č 150-240 Al/Č 50-70 Cu 95 Cu 150 Cu ostali
MATERIJAL I PRESJEK (mm 2 ) VODIČA
Slika 4.9. Nadzemni i kabelski vodovi 10 kV prema materijalu i presjeku vodiča
Iz statistike kvarova na kablovskim vodovima srednjeg i niskog napona može se uočiti da je
u skoro 70 % slučajeva uzrok kvara mehaničko oštećenje. Posljedica ovako nastalih
kvarova u mrežama izolirane neutralne tačke su višestruki kvarovi na kablovskim vodovima
i postrojenjima, pa i onim udaljenim od same lokacije mehaničkog oštećenja.
U mreži 10 kV su česti problem veliki padovi napona. Uzrok su dugački izvodi, posebno u
seoskim područjima, ali i u starim gradskim jezgrama, gdje postoje kablovi malog presjeka.
Na osnovu podatka o prosječnom broju izvoda 10 kV iz TS 35/10 kV te ukupne dužine
mreže 10 kV dobiva se prosječna dužina izvoda 10 kV jednaka 9,3 km. Podaci iz 1998.
____________________________________________________________________________________________________________________
329/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
godine iz literature [17] daju prosječnu duljinu izvoda gradske mreže jednaku 1,9 km te
prosječnu duljinu izvoda seoske mreže jednaku 11,6 km.
4.1.4 Transformatorske stanice 10/0,4 kV
TS 10/0,4 kV dijele se na stupne (STS) i kablovske (KTS) trafostanice. Starija varijanta
trafostanica priključenih na nadzemnu mrežu je tip – kula. U pogledu smještaja, kablovske
transformatorske stanice mogu biti u objekatu, zidane, blindirane i montažno betonske.
Prema dostupnim podacima, procijenjeno stanje broja transformatorskih stanica po vrstama
za 1996. i 2004. godinu je sljedeće:
� 1996. godine: 1 655 STS, 1 349 KTS, 3 004 ukupno,
� 2004. godine: 1 987 STS, 1 732 KTS, 3 719 ukupno.
Preporuke za projektovanje, izbor i izgradnju distributivnih stanica 10/0,4 kV u
Elektroprivredi Crne Gore definisane 1995. godine sigurno su doprinijele postojećem
zadovoljavajućem stanju tipizacije ovih postrojenja. Logični nastavak su bile preporuke od
2000.godine, koje se odnose na primjenu postrojenja izolovana gasom SF6 tzv. Ring Main
Unit (RMU). Od tada je ugrađeno više od 300 transformatorskih stanica ovog tipa. Osnovna
prednost u pogledu pogona distributivne mreže je minimalno održavanje i gotovo potpuno
sigurno rukovanje, a dodatna prednost je smanjeni potrebni prostor, što je posebno važno u
gradskim jezgrama i područjima zaštićenih prirodnih vrijednosti.
Pouzdanost postrojenja 10/0,4 kV u neposrednoj je vezi sa režimom rada i stanjem mreže
niskog napona. Najveći broj kvarova je posljedica preopterećenja ili kratkih spojeva u mreži
niskog napona. Najčešći su kvarovi na razvodu niskog napona i energetskim
transformatorima. Značajni uzrok kvarova na transformatorima su takođe i atmosferski i
sklopni prenaponi, što je naročito izraženo kod starijih obnovljenih transformatora. Radi
toga se sve češće umjeo relativno skupih obnova starih transformatora izbore nabava
zamjenskh transformatora 10/0,4 kV.
(%)
40
30
20
10
0

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Slika 4.10. Transformatori 10/0,4 kV prema nazivnoj snazi
Podaci iz 1996. godine iz literature [17] daju prosječni broj izvoda niskog napona po TS
10/0,4 kV jednak 5,4 u gradskoj mreži, 2,9 u seoskoj mreži, odnosno 3,8 ukupno.
Poznato je da su u mreži niskog napona prisutni veliki problemi s vrijednostima napona.
Poređenje s mrežom HEP-a i EDF-a ukazuje na pogrešnu strategiju razvoja u prošlosti na
području Crne Gore i uopšte bivše Jugoslavije. Naime, broj TS 10/0,4 kV na 100 km 2 u
Crnoj Gori je 27, prema 35 u Hrvatskoj, odnosno 124 u Francuskoj. Posljedica je dugačka
mreža niskog napona po TS 10/0,4 kV: 3,5 km u EPCG prema 2,6 km u HEP-u, odnosno
manje od 1 km u EDF-u. Posredno se isto stanje vidi ako se usporedi prosječna ugrađena
snaga TS 10/0,4 kV: 320 kVA u EPCG prema 260 kVA u HEP-u, odnosno 172 kVA u EDFu.
Iz ovoga slijedi da porast potrošnje u budućnosti treba pratiti interpolacijom novih TS 10
kV u postojeću niskonaponsku mrežu. Takav pristup je opravdan i s obzirom na odnos
cijena.
4.1.5 Mreža niskog napona
Mreža niskog napona je najveći i prostorno najrazgranatiji dio distributivne mreže. Na
područjima gradova izvedena je kao Kablovska, a u vangradskim područjima kao
nadzemna. Udio kablova je 11%.
Nadzemna mreža niskog napona je najvećim dijelom izvedena na drvenim impregniranim
stubovima, a samo oko 18% na betonskim stubovima. Primjena betonskih stubova sa
izoliranim provodnicima (samonosivi kablovski snop - SKS) intenzivno se primjenjuje u
posljednja dva desetljeća.
Slika 4.13 prikazuje razdiobu provodnika prema materijalu i presjeku. Vidljivo je da više od
3/4 mreže čine vodovi s provodnicima malog presjeka (35 mm 2 ili manjeg). Osim toga, u
pojedinim mrežama središnjeg i sjevernog dijelu Crne Gore brojni su izvodi niskog napona
dugački više desetina kilometara, što je u suprotnosti sa svim standardima i normama.
16%
11%
____________________________________________________________________________________________________________________
331/524
73%
KABELI
Slika 4.11. Struktura mreže niskog napona
NADZEMNI VODOVI SA SKS
NADZEMNI VODOVI S
NEIZOLIRANIM VODIČIMA

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
18%
____________________________________________________________________________________________________________________
332/524
82%
DRVENI STUPOVI BETONSKI STUPOVI
Slika 4.12. Izvedbe nadzemne mreže niskog napona
U prosjeku, na jednu TS 10(20)/0,4 kV priključeno je 3,5 km mreže niskog napona, što je
izrazito puno u poređenju s praksom u razvijenim zemljama, ali i primjerima iz susjednih
zemalja. Naprimjer, u Francuskoj je prosječna dužina mreže niskog napona po
transformatorskoj stanici SN/NN manja od 1 km, a u Hrvatskoj 2,6 km. No, prema podacima
iz 1998. godine iz literature [17] ostvaren je značajan napredak, jer je tada prosječna dužina
mreže niskog napona po TS 10/0,4 kV bila 4,3 km, (2,1 km u gradskoj mreži, odnosno
5,4 km u seoskoj mreži). Uz prosječni broj izvoda niskog napona po TS 10/0,4 kV jednak
5,4 u gradskoj mreži, 2,9 u seoskoj mreži, odnosno 3,8 ukupno, dobivene su prosječne
dužine izvoda niskog napona jednake 390 m u gradskoj mreži, 1 870 m u seoskoj mreži,
odnosno 1 130 m ukupno.
Posljedica dugačke mreže niskog napona su veliki padovi napona. Kao što je već rečeno,
rješenje je u interpolaciji novih TS 10(20)/0,4 kV u postojeću mrežu niskog napona. Takav
pristup je opravdan i s privredniog stanovišta, s obzirom na odnos cijena trafostanice i
vodova. Međutim, dio mreže niskog napona će se ipak morati revitalizirati. To se u prvom
redu odnosi na provodnike malih presjeka, koji će se u načelu zamjenjivati SKS-om
presjeka 70 mm 2 , ali taj će proces teći postepeno i vrlo dugotrajno, jer se radi o velikim
troškovima.

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
(%)
40
30
20
10
0
50 Al/Č - Al vodiči Cu
MATERIJAL I PRESJEK (mm2) VODIČA
Slika 4.13. Razdioba nadzemne i kablovske mreže niskog napona po presjecima i
materijalu provodnika
4.2 METODOLOGIJA PLANIRANJA DISTRIBUTIVNE MREŽE
U ovom poglavlju definisana su osnovna načela razvoja distributivne mreže srednjeg i
niskog napona te kriterijumi za određivanje potrebne dinamike ulaganja, kako bi se pogon
mreže održavao u skladu s važećim tehničkim propisima i zahtjevima za određenim nivoom
kvaliteta električne energije u pogledu stalnosti napajanja.
4.2.1 Osnovna načela razvoja mreže srednjeg napona
Veći dio postojećeg sistema distribucije električne energije na nivou srednjeg napona
zasniva se na dva stepena transformacije (110/35 kV i 35/10 kV) te dvije mreže srednjeg
napona (35 kV i 10 kV). Dugoročno posmatrano, cilj je postojeći sistem transformisati u
sistem s jednim nivoom srednjeg napona (20 kV) i jednom direktnom transformacijom
(110/20 kV). Osnovne prednosti takvog sistema su:
• Povećanje prenosnog kapaciteta mreže 10 kV pri prijelazu na 20 kV za faktor 2,
• Smanjenje relativnog pada napona u mreži 10 kV pri prijelazu na 20 kV za faktor 4,
• Smanjenje trajanja prekida napajanja kroz izgradnju poveznih vodova između izvoda
20 kV za osiguranje rezervnog napajanja, što u slučaju napona 10 kV najčešće nije
moguće, radi visokih vrijednosti pada napona,
• Izbjegavanje problema ograničenog prijenosnog kapaciteta mreže 35 kV i/ili
transformacije 35/10 kV izgradnjom direktne transformacije 110/20 kV i
• Izbjegavanje potrebe obnove mreže 35 kV i postrojenja 35 kV u TS 35/10 kV
izgradnjom direktne transformacije 110/20 kV.
____________________________________________________________________________________________________________________
333/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Potrebno je posebno naglasiti da se radi o dugoročnim procesima, jer bi svako forsiranje
spomenutih rješenja rezultiralo značajnim, a nepotrebnim troškovima. To se posebno
odnosi na proces prijelaza s naponskog nivoa 10 kV na 20 kV. Uz pravilnu pripremu i
koordinaciju postupna zamjena izolatora 10 kV s 20 kV na nadzemnim vodovima i
postrojenja 10 kV u TS 35/10 kV i 10/0,4 kV sa postrojenjima 20 kV kroz redovno
održavanje i obnavljanje uzrokuje zanemarivo veće troškove od zadržavanja napona 10 kV.
Značajnija je razlika u cijenama transformatora 20/0,4 kV, koji su za oko 10% skuplji od
transformatora 10/0,4 kV iste snage, dok su preklopivi transformatori 10(20)/0,4 kV skuplji
za oko 30%. Osobito značajni mogu biti troškovi novih kabela 20 kV kao zamjene za kabele
10 kV.
Druga važna karakteristika dvaju procesa na kojima se temelji dugoročni razvoj mreže
srednjeg napona je da su oni međusobno samo djelimično povezani:
• Cilj prelaza s naponskog nivoa 10 kV na 20 kV je, kao što sam naziv kaže, u prvom
redu zamjena mreže 10 kV mrežom 20 kV,
• Cilj uvođenja izravne transformacije 110/10(20) kV je, kao što sam naziv kaže, u
prvom redu „preskakanje“ dodatne međutransformacije 35/10(20) kV i mreže 35 kV,
• Jedan proces nije u pravilu uvjetovan drugim, ali
• Koordinacija dva procesa vrlo često omogućava sinergijski efekat u pogledu
minimiziranja ukupnih troškova razvoja mreže srednjeg napona, osobito u pogledu
kriterija pouzdanosti pogona, odnosno kvalitete napajanja (iznosa napona i stalnosti
napajanja).
Jedan od osnovnih zadataka planiranja distributivne mreže je pronalaženje optimalnih
prelaznih rješenja, koja će omogućiti postepeni prelaz na novu koncepciju, uz iskorišćenje
postojeće mreže. Radi se o dugoročnim procesima, koji u pravilu teku različito u
vangradskim i gradskim mrežama. U nadzemnoj vangradskoj mreži prioritetni proces je
prelaz s 10 kV na 20 kV, koji započinje sistemskom ugradnjom opreme 20 kV kroz redovno
održavanje tijekom perioda od 20 do 40 godina. Prije konačnog ulaska u pogon napona
20 kV rješava se pitanje zamjene transformatora 10/0,4 kV. U gradskim kablovskim
mrežama napon 10 kV nije ni približno tako izraženi ograničavajući faktor. Tu proces
prelaza na novu koncepciju mreže srednjeg napona započinje rješavanjem problema
visokog opterećenja mreže 35 kV i TS 35/10 kV pomoću uvođenja direktne transformacije
110/10 kV. U budućnosti se može očekivati i prelaz gradova na 20 kV, a zatim, uz razvoj
mreže 110 kV radi potreba prenosa električne energije, i razvoj direktne transformacije
110/20 kV u vangradskim mrežama. No, budući da su u Crnoj Gori oba procesa tek u
začetku, ovaj 20-godišnji plan razvoja predviđa da će većina vangradskih vodova 35 kV i TS
35/10 kV ostati u pogonu, uz moguću zamjenu mreže 10 kV sa 20 kV, dok će većina
gradskih kablovskih mreža ostati na naponskoj razini 10 kV, uz moguću zamjenu TS 35/10
kV i vodova 35 kV sa TS 110/10 kV.
Detaljno ekonomsko vrednovanje uvođenja direktne transformacije i s njom donekle
povezanog prijelaza na pogon na naponskom nivou 20 kV je svakako potrebno, ali nije
predmet ove studije. Za vjerodostojne rezultate bila bi potrebna energetska analiza (tokovi
snaga i vrijednosti napona) te analiza pouzdanosti pogona mreža 35 kV i 10 kV.
4.2.1.1 Postepena zamjena naponskog nivoa 10 kV sa 20 kV
Osnovni kriterij za prijelaz na naponski nivo 20 kV na nekom području je nedostatak
prenosnog kapaciteta postojeće mreže 10 kV. U nadzemnim mrežama to se u pravilu svodi
____________________________________________________________________________________________________________________
334/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
na kriterij dopuštenog odstupanja napona, a u kablovskim mrežama na strujno opterećenje
provodnika.
U skladu s navedenom koncepcijom razvoja, mogu se odrediti neke temeljne smjernice
izbora tehnologije pri izgradnji novih ili obnovi postojećih objekata distributivne mreže. Sve
nove kablove i nadzemne vodove te transformatorske stanice 10/0,4 kV i linijske rastavljače
u mreži 10 kV treba graditi sa stepenom izolacije 24 kV. Na područjima gdje se predviđa
mogućnost uvođenja u pogon napona 20 kV u sljedećih dvadesetak godina svi novi
transformatori u TS 10(20)/0,4 kV trebaju biti preklopivi ili prespojivi. Vodove 10(20) kV
treba graditi na betonskim stubovima, a ne na bitno skupljim čelično-rešetkastim. Novi
magistralni vodovi 10(20) kV trebaju imati provodnike tipa barem Al/Č 95. Suvremene
metode polaganja čine kablove konkurentnima nadzemnim vodovima. Osim toga, bez
obzira na ekonomske kriterijume planiranja, u visoko urbaniziranim područjima te u slučaju
nepovoljnih klimatskih uslova prednost pri izgradnji imaju kablovi.
Dijelove postojeće mreže 10 kV moguće je koristiti na naponskom nivou 20 kV i bez
potpune rekonstrukcije. To se odnosi na nadzemne vodove i kablove sa papirnom
izolacijom, dok je kabele s izolacijom od plastičnih masa potrebno zamijeniti. Opsežna
iskustva u procesu prijelaza s 10 kV na 20 kV u HEP-u upućuju na slijedeće uslove:
• zvjezdište u točki napajanja treba uzemljiti radi smanjivanja unutrašnjih prenapona;
• 10 kV kablovi s papirnom izolacijom mogu se nastaziti koristiti na naponskom nivou
20 kV; kablovske glave nazivnog napona 10 kV potrebno je zamijeniti odgovarajućim
20 kV glavama; ako je moguće, treba zamijeniti i 10 kV kablovske spojnice;
• izolatore nazivnog napona 10 kV na nadzemnim vodovima potrebno je zamijeniti
odgovarajućim 20 kV kroz redovno održavanje voda; u HEP-u je za taj proces
pravilnikom propisan rok od 10 godina od trenutka puštanja u pogon napona 20 kV.
Kvalitet električne energije treba održavati na definisanom nivou u prvom redu primjenom
savremenih i relativno jeftinih rješenja predviđenih upravo za tu svrhu, umjesto dosadašnje
vrlo neracionalne prakse izgradnje primarnih postrojenja (novih izvoda i transformatorskih
stanica). Takva rješenja su:
• indikatori kvarova,
• prekidači na stubovima vodova 10(20) kV,
• daljinski upravljani rastavljači na stubovima vodova 10(20) kV i
• automatski regulatori napona u posebnim slučajevima dugačkih izvoda 10(20) kV.
Između bliskih izvoda 10(20) kV treba graditi povezne 10(20) kV vodove. Uvidom u
karakteristike naših nadzemnih mreža 10(20) kV utvrđeno je da je u većini slučajeva
moguće uspostaviti vezu između pojedinih izvoda i između transformatorskih stanica
110/10(20) kV i 35/10(20) kV izgradnjom relativno kratkih spojnih vodova.
4.2.1.2 Postepeno uvođenje direktne transformacije 110/10(20) kV i ukidanje mreže
35 kV
Prijelaz na direktnu transformaciju 110/10(20) kV i napuštanje mreže 35 kV nije nužno
neposredno povezano s procesom zamjene napona 10 kV sa 20 kV. Osnovni kriterijum je
nedostatak prenosnog kapaciteta postojeće mreže 35 kV i transformacije 35/10 kV, ali osim
toga treba uzeti u obzir i moguće izbjegavanje troškova vezanih uz potrebu buduće obnove
postrojenja 35 kV i potpuno dotrajalih vodova 35 kV.
____________________________________________________________________________________________________________________
335/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Posebno je važno uočiti da je uloga TS 110/10(20) kV u elektroenergetskom sistemu bitno
drukčija od uloge TS 110/35 kV (Slika 4.14).
110 kV 110 kV
35 kV
35 kV
10(20) kV 10(20) kV
Slika 4.14. Poređenje koncepcije distributivne mreže s direktnom transformacijom
110/10(20) kV i koncepcije s mrežom 35 kV i međutransformacijom 35/10(20) kV
Vidljivo je da TS 110/10(20) kV predstavlja zamjenu ne samo za TS 110/35 kV, nego i TS
35/10 kV. Prema tome, prilikom analize opravdanosti izgradnje tih stanica nije moguće
prihvatiti pojednostavljeni pristup utemeljen na snazi ugrađene transformacije u postojećim
TS 110/35 kV, jer bi se uvažavanjem samo tog kriterijuma razvoj distributivne mreže često
unaprijed usmjeravao u smjeru daljih ulaganja u mrežu 35 kV, što u mnogim slučajevima
nije opravdano. Pravilan tehničko-ekonomski pristup podrazumijeva sljedeće:
• Analizu stanja svih mjerodavnih djelova distributivne mreže na posmatranom
području (TS 110/35 kV, 110/10(20) kV, vodova 35 kV, TS 35/10(20) kV, mreže
10(20) kV);
• Detaljne energetske proračune u mreži 35 i 10 kV, za sadašnje i buduće stanje;
• Upoređenje mogućih tehničkih rješenja, posebno koncepcije utemeljene na izgradnji
direktne transformacije 110/10(20) kV (što znači odumiranje mreže 35 kV) te
koncepcije bazirane na daljem širenju mreže 35 kV; pri tome, osim energetske
analize posebnu pozornost treba posvetiti revitalizaciji dotrajalih djelova mreže
35 kV i postrojenja 35 kV u transformatorskim stanicama;
• Upoređenje ekonomskih pokazatelja za sve posmatrane mogućnosti.
____________________________________________________________________________________________________________________
336/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Samo nakon sprovođenja ovih analiza može se donijeti odluka o (ne)opravdanosti izgradnje
nove TS 110/10(20) kV, nezavisno od raspoloživoj snazi transformacije u postojećim TS
110/35 kV.
Načelna orijentacija na direktnu transformaciju 110/10(20) kV ne znači da se neće graditi ili
obnavljati vodovi 35 kV i TS 35/10(20) kV, naročito u područjima male gustine opterećenja
ili u mrežama u kojima nije vršena sistemska ugradnja opreme nazivnog napona 20 kV.
Prilikom rekonstrukcije postojećih TS 35/10 kV i TS 10/0,4 kV treba ugrađivati opremu
stepena izolacije 24 kV. Kod izgradnje novih vodova 35 kV treba koristiti racionalnija
rješenja od postojećih vodova na čelično rešetkastim stubovima sa zaštitnim provodnicima,
kao što su vodovi s betonskim stubovima bez zaštitnog provodnika ili, u uslovima teške
primjene betonskih stubova, vodovi na čelično-rešetkastim stubovima bez zaštitnog
provodnika. Umjesto nadzemnih vodova 35 kV na čelično-rešetkastim stubovima treba
takođe koristiti kablove 35 kV, s obzirom da im je cijena postala konkurentna. Nakon
uvođenja u pogon napona 20 kV, ti vodovi će raditi pod naponom 20 kV. Alternativa
izgradnji vodova 35 kV je izgradnja vodova 110 kV, koji bi u prvoj fazi radili pod naponom
35 kV, a u završnici služili za napajanje TS 110/10(20) kV.
Prilikom izgradnje transformatorskih stanica 110/10(20) kV i 35/10(20) kV treba usvojiti
takva rješenja koja će omogućiti fleksibilan razvoj mreže u budućnosti. Na području većih
gradskih cjelina treba nastojati maksimalno iskoristiti postojeću transformaciju 35/10 kV.
Nakon iskorišćenja raspoložive snage postojeće transformacije 35/10 kV, napajanje tih
gradova treba rješavati gradnjom novih TS 110/10(20) kV. Te stanice će u početku raditi
kao TS 110/10 kV, dok se ne stvore uslovi za prelazak na rad kao TS 110/20 kV. Brzina
prelaska prvenstveno će zavisiti od dužine postojećih 10 kV kablova, koji se neće uvijek
moći brzo zamijeniti 20 kV kablovima. Na području malih gradova, ako se pokaže da nije
opravdana izgradnja novih TS 110/10(20) kV, dolazi u obzir izgradnja novih TS 35/10(20)
kV, koje će u prvoj fazi raditi kao TS 35/10 kV, a kada se stvore uslovi kao TS 35/20 kV.
Prilikom toga treba rezervisati dovoljno velike lokacije, kako bi se u budućnosti te stanice
mogle pretvoriti u TS 110/10(20) kV (uz iskorišćenje postrojenja 10(20) kV). Kod TS
35/10(20) kV u vangradskim područjima u pravilu postoji dovoljno rezerve u snazi
transformacije. Kod takvih mreža problem nije u transformaciji, nego u gubitku napona na
vodovima 10 kV. S porastom opterećenja broj izvoda 10 kV s povećanim gubicima napona
će se povećati. U tim situacijama treba rekonstruisati TS 35/10 kV u TS 35/20 kV. Na taj
način se na duži rok popravlja situacija u mrežama 10 kV. U daljoj budućnosti TS 35/20 kV
zamijeniće se sa TS 110/20 kV, kada to bude opravdano s energetskog stanovišta. Kao
privremeno rješenje treba koristiti naprave za automatsku regulaciju napona.
Koncepcija direktne transformacije 110/10(20) kV zahtijeva upotrebu jednostavnijih
tehnoloških rješenja te je potrebno tipizirati pojednostavljene jednotransformatorske TS
110/10(20) kV s transformatorom male snage (8 ili 10 MVA). Takvo rješenje se može
primijeniti u ruralnim područjima gdje postoje izgrađeni vodovi 110 kV, na koje se
pojednostavljena stanica priključuje putem kratkih ogranaka. Pritom se može raditi o novoj
transformatorskoj stanici ili rekonstrukciji postojeće TS 35/10(20) kV u TS 110/10(20) kV
radi izbjegavanja troškova obnove mreže i postrojenja 35 kV.
Kao karakterističan primjer primjene jednotransformatorske TS 110/10(20) kV s
transformatorom male snage može se navesti problem dotrajalosti nadzemnih vodova 35
kV (Slika 4.15). Nadzemni vod 35 km obično je puno stariji od paralelno izgrađenog voda
110 kV. U slučaju izrazite dotrajalosti postavlja se zahtjev za gradnjom novog, zamjenskog
voda 35 kV. Alternativa je gradnja pojednostavljene TS 110/10(20) kV, koja bi se priključila
na susjedni vod 110 kV te bi zamijenila TS 35/10 kV. Ako se radi o novijoj TS 35/10 kV,
____________________________________________________________________________________________________________________
337/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
može se iskoristiti 10 kV postrojenje u toj stanici kao “produžena” sabirnica nove TS
110/10(20) kV.
110 kV
35 kV
10 - 30 km
35 kV
10 kV
35 kV
Slika 4.15. Primjer korišćenja transformacije 110/35/10 kV
110 kV
Uz važeće odnose cijena, pojednostavljena TS 110/10(20) kV košta kao 10-12 km
nadzemnog voda 35 kV (zavisno od lokalnih uslova). No, potrebno je napomenuti da
upotreba pojednostavljenih TS 110/10(20) kV zahtijeva kvalitetno održavanje postrojenja,
kako bi se minimizirao broj kvarova, jer ne postoji rezerva u transformaciji. Moguće rješenje
je držanje nekoliko rezervnih transformatora na odgovarajućim lokacijama u Crnoj Gori te
obučavanje ekipa, koje bi se eventualne zamjene pokvarenih transformatora izvršile u što
kraćem vremenu. Nužna rezerva može se osigurati kroz veznu mrežu 10(20) kV.
Budući da će se u budućnosti morati izgraditi (rekonstruisati) određeni broj TS 35/10(20)
kV, treba usvojiti sljedeće smjernice:
• stanice treba projektovati za maksimalnu moguću instalisanu snagu 2x8 MVA;
• postrojenje 10(20) kV treba izvoditi samo sa 20 kV opremom;
• potrebno je predviđeti i takvo rješenje, koje omogućava da se u budućnosti TS
35/20 kV pretvori u TS 110/10(20), uz korišćenje postojećeg 10(20) kV postrojenja.
Kao netipično rješenje, dolazi u obzir i gradnja TS 35/10(20) kV za snagu 2x16 MVA. Takve
stanice treba rješavati od slučaja do slučaja.
S obzirom na osobine postojećih distributivnih mreža, često će trebati u TS 110/10(20) kV i
TS 35/10(20) kV u sklopu prelaza na pogon na naponskom nivou 20 kV osigurati upotrebu
dva sekundarna napona. Slika 4.16. prikazuje neke šeme koje omogućavaju napajanje
mreža srednjeg napona na fleksibilan način, uz stvaranje mogućnosti za postepeno
uvođenje novih koncepcijskih rješenja te istovremeno zadržavanje zadovoljavajuće
pouzdanosti pogona mreže.
Šema (A) koristi se u situacijama kada nije moguće odjednom cijelu mrežu prevesti sa
napona 10 kV na napon 20 kV. Česta je situacija da se nadzemna mreža može brzo staviti
pod napon 20 kV, a Kablovska mreža zahtijeva vrijeme za prelazak zbog visokih troškova
zamjene 10 kV kablova. Šema (B) može se koristiti za napajanje gradskih mreža putem
napona 10(20) kV, dok se transformator 110/35 kV koristi za napajanje postojeće mreže
35 kV. Ova šema dolazi u obzir za primjenu i kod rekonstrukcije postojećih TS 110/35 kV.
____________________________________________________________________________________________________________________
338/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Šema (C) nije uobičajena u distributivnim mrežama. Ona bi se mogla koristiti za napajanje
gradskih mreža 10(20) kV, dok bi se putem tercijara napajala vangradska mreža 35 kV, koja
je obično slabo opterećena. Šema (D) zasnovana je na istoj ideji kao i prethodna. Razlika je
u tome što se u ovom slučaju može iskoristiti postojeća TS 35/10 kV za dobivanje napona
35 kV, tj. za dalje napajanje vangradske mreže 35 kV. Šema (E) može se koristiti kod
stanica koje napajaju dobro opterećenu mrežu 35 kV, a kod kojih postoji potreba i za
napajanjem 10(20) kV mreža koje su locirane blizu TS 110/35/10 kV. Time se izbjegava
gradnja TS 35/10 kV u neposrednoj okolini TS 110/10 kV. Potrebno je upozoriti da pri
korišćenju tercijara transformatora 110/X kV za napajanje nadzemnih mreža treba osigurati
kvalitetnu prenaponsku zaštitu te uzemljiti zvjezdište.
A B C
110(35) kV 110 kV
10 kV
(O)
D
20 kV
10(20) kV
10(20) kV
110 kV
(O)
35 kV
____________________________________________________________________________________________________________________
339/524
35 kV
35 kV 35 kV
10(20) kV
E
110 kV
110 kV
10(20) kV 10(20) kV
35 kV
Slika 4.16. Moguće šeme TS 110/10(20) kV i 35/10(20) kV
4.2.2 Osnovna načela razvoja mreže niskog napona
(O) - OPCIJA
Optimalan broj i instalisana snaga transformacije 10(20)/0,4 kV na nekom području
uslovljeni su gustoćom opterećenja. postojeća mreža niskog napona, naročito u
vangradskim mrežama, nije optimalno izgrađena. Prosječno je po TS 10(20)/0,4 kV
priključena prevelika dužina mreže niskog napona, uglavnom malog presjeka provodnika.
Razvoj mreže niskog napona treba temeljiti na sljedećim načelima:
• kratki izvodi niskog napona i
• pojednostavnjene TS 10(20)/0,4 s transformatorima relativno male nazivne snage i
kratkom priključenom mrežom niskog napona.
Ovakva koncepcija razvoja mreže niskog napona znači da nijesu predviđena veća ulaganja
u vodove niskog napona, već se snabdijevanje povećanog opterećenja rješava povećanjem

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
broja izvoda niskog napona ugradnjom novih TS 10(20)/0,4 kV u postojeću mrežu.
Alternativno rješenje, zamjena provodnika malog presjeka novim dionicama sa SKS-om, je
u načelu skuplje. Sistemna zamjena vodova niskog napona radi dotrajalosti nije predviđena,
već samo zamjena dotrajalih stubova i neispravnih izolatora. Zamjenska izgradnja je
opravdana u mrežama u kojima nije moguće na bolji način omogućiti napajanje kvalitetnom
električnom energijom (u pogledu napona i stalnosti napajanja) ili zbog sigurnosnih razloga.
4.2.3 Modernizacija sistema distribucije električne energije
Pri planiranju razvoja složenog sistema kakav je distribucija električne energije potrebno je
predviđeti stalnu modernizaciju, odnosno postupnu zamjenu pojedinih uređaja novim i
modernijim te ugradnju savremenih uređaja koji doprinose pouzdanijem pogonu
distributivne mreže i kvalitetnijem napajanju njenih korisnika. Međutim, pritom odlučujući
trebaju biti ekonomski kriterijumi planiranja distributivne mreže kroz vrednovanje dobiti i
troškova ugradnje ili zamjene uređaja. To znači da u pravilu važe sljedeća načela
modernizacije sistema distribucije električne energije:
• primjenjivati savremena tehnička rješenja, kao što su optički kablovi u zaštitnim
provodnicima, gasom izolovana postrojenja s vakuumskim prekidačima i
integrisanom numeričkom zaštitom na srednjem naponu u transformatorskim
stanicama VN/SN i SN/SN, gasom izolovana postrojenja (RMU) u KTS SN/NN,
samonosive kablovske snopove na niskom naponu te sisteme daljinskog upravljanja
i nadzora,
• izbor moderne opreme za ugradnju u distributivnoj mreži potrebno je vršiti imajući u
vidu stvarne potrebe,
• u slučaju zadovoljavajućeg rada i karakteristika postojećih uređaja u distributivnoj
mreži nije opravdano vršiti modernizaciju zamjenom uređaja u kratkom roku, osim
izuzetaka, na primjer kada je otežano održavanje radi prestanka proizvodnje
rezervnih dijelova,
• nije opravdano ugrađivati nove uređaje čije se sve karakteristike u njihovom
životnom vijeku neće moći iskoristiti,
• najsavremenije tehnologije treba koristiti samo onda kada je to tehnički nužno i
ekonomski opravdano.
U ovu kategoriju ulaze i projekti koji nijesu uslovljeni tehničkim kriterijumima, ali mogu
donijeti značajnu ekonomsku korist operatoru distributivne mreže kroz smanjenje troškova i
reorganizaciju redovnog poslovanja. Tu se u prvom redu misli na dugoročne strateške
projekte, na primjer smanjenje gubitaka električne energije i snage, smanjenje neovlašćene
potrošnje rekonstrukcijom priključaka i postavljanjem mjernih uređaja na fasadu ili granicu
vlasništva posjeda, automatizaciju i daljinsko upravljanje mrežom, ugradnju elektroničkih
brojila električne energije i omogućavanje daljinskog očitavanja i upravljanja potrošnjom i
slično.
4.2.4 Tehnički kriterijumi planiranja distributivne mreže
Tehnički kriterij pouzdanosti određuje željeno ponašanje sistema distribucije električne
energije pri nastanku poremećaja značajnije vjerovatnoće i manje vjerovatnoće u
distributivnoj mreži.
Distributivna mreža mora biti dimenzionisana tako da su u stanju raspoloživosti svih
elemenata mreže (normalni pogon, odnosno stanje bez poremećaja) vrijednosti svih
____________________________________________________________________________________________________________________
340/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
pogonskih veličina (napon, struja) unutar dopuštenih granica, bez obzira na nivo
opterećenja i angažman proizvodnih postrojenja.
Distributivna mreža mora biti dimenzionisana tako da su u slučaju nastanka poremećaja
značajnije vjerovatnoće isključeni sljedeći učinci:
• trajno narušavanje graničnih vrijednosti pogonskih veličina u distributivnoj mreži
(napon, struja), što dovodi u opasnost siguran pogon ili prouzrokuje oštećenje,
odnosno nedopušteno skraćivanje vijeka trajanja opreme distributivne mreže ili
uređaja u vlasništvu korisnika mreže,
• broj i trajanje prekida napajanja korisnika veći od dopuštenih vrijednosti uprkos
iskorišćenju rezervnih prenosnih kapaciteta u mreži, ako je na ekonomski opravdan
način moguće izvesti odgovarajuće pojačanje mreže,
• širenje poremećaja, odnosno dalje isključivanje djelovanjem uređaja zaštite dijelova
distributivne mreže koji nijesu direktno zahvaćeni poremećajem.
Pri nastanku poremećaja značajne vjerovatnoće sistem mora biti sposoban postići novo
ravnotežno stanje te se u najkraćem mogućem roku primjenom dispečerskih mjera ili
korektivnih akcija te otklanjanjem poremećaja vratiti u stanje u kojemu će kriterij
pouzdanosti biti zadovoljen.
Tehnički kriterij pouzdanosti pri planiranju razvoja i izgradnje distributivne mreže primjenjuje
se u svim studijama kratkoročnog, srednjoročnog i dugoročnog planiranja kroz statičke
simulacije rada elektroenergetskog sistema (proračuni tokova snaga).
Poremećaji značajne vjerovatnoće označavaju se oznakom (N-1) i zahvataju sljedeće
događaje koji se javljaju u pogonu distributivne mreže:
• neraspoloživost jednog jednosistemnog ili jednostrukog voda (nadzemni vod/kabal),
• neraspoloživost jedne trojke dvosistemnog voda,
• neraspoloživost jednog energetskog transformatora.
Sposobnost mreže da zadovolji kriterij (N-1) ispituje se na dva načina, zavisno od uzroka
poremećaja. U slučaju ispada radi kvara na jednom od navedenih elemenata distributivne
mreže radi se o neplaniranoj neraspoloživosti te se kriterij (N-1) ispituje s obzirom na vršno
opterećenje u razmatranom vremenskom presjeku. Kao dopuštene granice opterećenja
nadzemnih vodova i energetskih transformatora koriste se maksimalno dopuštene struje
odnosno opterećenja u normalnom pogonu u sezoni vršnog opterećenja. Ako je (N-1) kriterij
moguće zadovoljiti primjenom neke od dispečerskih mjera ili korektivnih akcija (u vremenu
dok traje otklanjanje poremećaja, kao mjerodavne se uzimaju maksimalno dozvoljene struje
odnosno opterećenja u poremećenom pogonu u sezoni vršnog opterećenja. Za dopušteno
maksimalno opterećenje kablovskog voda uzima se struja koju preporučuje proizvođač
kablova.
U slučaju planiranog održavanja koje zahtijeva rad u beznaponskom stanju radi se o
planiranoj neraspoloživosti. Kriterij (N-1) se ispituje s obzirom na prosječno opterećenje u
sezoni minimalnog opterećenja (zavisi o zastupljenosti različitih vrsta potrošnje). Pritom se
pretpostavlja da je dispečer, korišćenjem neke od dispečerskih mjera ili korektivnih akcija,
prije prekida napajanja postavio najpovoljnije pogonsko stanje, koje omogućava optimalno
napajanje svih ili najvećeg mogućeg broja korisnika mreže. Kao dopuštene granice
opterećenja nadzemnih vodova i energetskih transformatora koriste se maksimalno
dopuštene struje odnosno opterećenja u poremećenom pogonu u sezoni minimalnog
____________________________________________________________________________________________________________________
341/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
opterećenja. Za dozvoljeno maksimalno opterećenje kablovskog voda uzima se struja koju
preporučuje proizvođač kablova.
Kao moguće dispečerske mjere odnosno korektivne akcije radi zadovoljenja kriterijuma
pouzdanosti (N-1) u distributivnoj mreži smatraju se:
• promjena uklopnog stanja mreže primjenom automatski, daljinski ili ručno
upravljanih rastavnih uređaja,
• korišćenje automatske uzdužne regulacije transformatora 110/35 kV, 110/20 kV i
110/10 kV te ručne uzdužne regulacije transformatora 35/10 kV i 35/20 kV,
• regulacija, odnosno uključenje i isključenje kompenzacijskih uređaja u mreži.
Pri planiranju razvoja distributivne mreže nužno je analizirati sva moguća rješenja kojima se
zadovoljavaju tehnički i ekonomski kriterijumi planiranja. Osnovna rješenja pojačanja
distributivne mreže srednjeg napona su:
• izgradnja novog voda,
• izgradnja nove transformatorske stanice za napajanje mreže srednjeg napona,
• povećavanje prenosne moći postojećih vodova ili transformatora kroz prijevremenu
ili nužnu rekonstrukciju,
• prijelaz dijela mreže na pogon na većem naponskom nivou,
• korišćenje posebnih uređaja (daljinski vođene linijske sklopke ili prekidači, linijski
regulatori napona i dr.),
• promjena uklopnog stanja mreže u kombinaciji s odlaganjem nekog od gore
navedenih rješenja.
Pri izboru osnovnih (strukturnih) rješenja tehnički kriterijumi propisuju vrste rješenja, a
ekonomski kriterijumi nalaze najprikladnije (najpovoljnije) rješenje. Promjena redovnog
uklopnog stanja (odstupanje od optimalnog uklopnog stanja) distributivne mreže radi
odgađanja potrebnih ulaganja ekonomski se vrednuje kao jedno ulaganje i nakon pojačanja
mreže treba ponovo uspostaviti optimalno uklopno stanje.
Osnovna rješenja pojačanja distributivne mreže niskog napona su:
• ugradnja nove transformatorske stanice 10(20)/0,4 kV u postojeću mrežu niskog
napona,
• povećavanje prenosne moći postojećih vodova kroz prijevremenu ili nužnu
rekonstrukciju.
Planove razvoja i izgradnje te planove zamjena i rekonstrukcija distributivne mreže treba
međusobno usklađivati, kako bi se odredilo najpovoljnije rješenje razvoja mreže (npr.
povećanje prenosne moći postojećeg voda kroz zamjene i rekonstrukcije može otkloniti
potrebu za izgradnjom novog voda).
Kriterij (N-1) smatra se zadovoljenim ako je nakon nastanka poremećaja i izvršenih
korektivnih akcija uspostavljeno novo uklopno stanje s dopuštenim vrijednostima pogonskih
veličina (napon, struja) bez redukcije potrošnje koja bi dovodila do broja i/ili trajanje prekida
napajanja korisnika mreže većih od dopuštenih vrijednosti.
Tehnički kriterijumi pouzdanosti distributivne mreže definišu dopuštene vrijednosti
opterećenja vodova i transformatora te napona na mjestu priključka korisnika u
____________________________________________________________________________________________________________________
342/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
distributivnoj mreži u slučaju normalnog pogona i pri nastanku poremećaja značajne
vjerovatnoće.
Tabela 4.2. Dopuštena opterećenja vodova i transformatora u distributivnoj mreži
ELEMENT MREŽE
NADZEMNI VOD
TRAJNO
DOPUŠTENO
OPTEREĆENJE
maksimalno
dopuštena struja u
normalnom pogonu
u sezoni vršnog
opterećenja
DOPUŠTENO
OPTEREĆENJE ZA
VRIJEME
TRAJANJA
NEPLANIRANOG
POREMEĆAJA
maksimalno
dopuštena struja u
poremećenom
pogonu u sezoni
vršnog opterećenja
DOPUŠTENO
OPTEREĆENJE ZA
VRIJEME
TRAJANJA
PLANIRANOG
POREMEĆAJA
maksimalno
dopuštena struja u
poremećenom
pogonu u sezoni
minimalnog
opterećenja
KABAL maksimalno dopuštena struja u normalnom pogonu
TRANSFORMATO
R
maksimalno
dopušteno
opterećenje u
normalnom pogonu
u sezoni vršnog
opterećenja
maksimalno
dopušteno
opterećenje u
poremećenom
pogonu u sezoni
vršnog opterećenja
maksimalno
dopušteno
opterećenje u
poremećenom
pogonu u sezoni
minimalnog
opterećenja
Napon u sistemu distribucije električne energije, odnosno odstupanje napona od
odgovarajućeg nazivnog napona, treba biti u granicama propisanim važećim normama. Pri
analizi napona treba uzeti u obzir mogućnosti regulacije napona. Dopuštena odstupanja
napona u distributivnoj mreži srednjeg i niskog napona su:
• trajno dopušteno odstupanje napona na priključku korisnika distributivne mreže:
nazivni napon ±10%,
• dopušteno odstupanje napona na priključku korisnika distributivne mreže za vrijeme
trajanja poremećaja: nazivni napon +10% / -15%
4.2.5 Ekonomski kriterijumi planiranja distributivne mreže
Ekonomski kriterijum primijenjen na ovom nivou planiranja distributivne mreže svodi se na
izbor rješenja s minimalnim diskontiranim troškovima ulaganja. Moguća smanjenja troškova
pogona (gubitaka električne energije i neisporučene električne energije) i održavanja nijesu
uzimana u obzir, jer su u načelu višestruko manja od iznosa ulaganja i reda su veličine
greške koju unosi vrlo grubo modeliranje mreže 10(20) kV.
U nastavku je ukratko obrazložena metodologija šire primjene ekonomskog kriterijuma u
planiranju distributivne mreže.
U troškove ulaganja u djelatnost električne distribucije ubrajaju se investicioni troškovi te
troškovi pogona i održavanja. Investicioni troškovi se izračunavaju koristeći planske
jedinične cijene elemenata mreže. Ukupni troškovi pogona i održavanja pojedinih
____________________________________________________________________________________________________________________
343/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
elemenata mreže uzimaju se u obzir pri procjeni ukupne investicije u posmatrani element
putem povećanja ukupnih investicionih troškova za 2% (faktor 1,02).
Dobit od ulaganja u djelatnost distribucije električne energije najčešće se svodi na
smanjenje troškova distribucije električne energije. Pri ekonomskim analizama treba
obuhvatiti sve moguće izvore dobiti, a posebno sljedeće:
• dobit radi smanjenja troškova gubitaka električne energije,
• dobit radi smanjenja očekivanih troškova neisporučene električne energije,
• dobit radi smanjenja troškova održavanja distributivne mreže.
Ekonomsko vrednovanje i poređenje različitih planova razvoja distributivne mreže bazira se
na metodi diskontiranja (aktualizacije), uz pomoć koje se sve novčane vrijednosti u
posmatranom periodu svode na sadašnju vrijednost upotrebom diskontne stope. Koriste se
dvije metode: neto sadašnja vrijednost projekta i indeks profitabilnosti.
Neto sadašnja vrijednost (eng. Net Present Value – NPV) projekta je zbir vrijednosti
godišnjih neto prihoda (razlika prihoda i rashoda) u toku perioda planiranja diskontiranih na
početnu godinu planiranja. Pritom treba uzeti u obzir preostalu vrijednost projekta sa
životnim vijekom dužim od perioda planiranja. Neto sadašnja vrijednost vrednuje projekat u
toku cijelog perioda planiranja.
Indeks profitabilnosti definiše se kao odnos između godišnjih dobitaka od izgradnje i
anuitetnog troška izgradnje posmatranog elementa distributivne mreže. Indeks
profitabilnosti vrednuje projekat u posmatranoj godini planiranja.
Cilj ekonomskih analiza je određivanje ekonomski optimalnog plana razvoja distributivne
mreže u posmatranom periodu planiranja. Pritom se pod planom razvoja podrazumijeva
vremenska dinamika (u toku cijelog perioda planiranja) ulaska u pogon svih projekata
neophodnih za funkcionisanje sistema distribucije električne energije u skladu s tehničkim
kriterijumima te mogućih dodatnih projekata koji nijesu nužni u pogledu zadovoljavanja
tehničkih kriterijuma planiranja distributivne mreže, ali su ekonomski opravdani.
Osnovni ekonomski kriterij planiranja distributivne mreže je sljedeći: ekonomski optimalan
plan razvoja distributivne mreže je onaj koji ima najveću neto sadašnju vrijednost.
4.2.6 Kriterijumi za zamjene i rekonstrukcije distributivne mreže
Elementi distributivne mreže za koje se pojedinačno analiziraju potrebe zamjene i
rekonstrukcije su: postrojenja srednjeg napona u transformatorskim stanicama 110/35 kV,
110/10 kV i 110/20 kV, vodovi 35 kV, transformatorske stanice 35/10 kV i 35/20 kV te
vodovi 10 kV i 20 kV. Mreža niskog napona i transformatorske stanice SN/NN se ne
posmatraju.
Na nivou planiranja zamjena i rekonstrukcija elemenata distributivne mreže u ovom tipu
studijskog rada kriterijumi se svode na:
� svrstavanje elemenata mreže u grupe prema njihovoj ulozi u sistemu i njihovu
stanju (starosti, dotrajalosti) te
� definisanje vrlo pojednostavnjene dinamike zamjene po tim grupama.
____________________________________________________________________________________________________________________
344/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
U nastavku je ukratko prikazana detaljnija i dosljednija metodologija planiranja zamjena i
rekonstrukcija distributivne mreže.
Element mreže se definiše kao kandidat za plan zamjena i rekonstrukcija distributivne
mreže ako zadovoljava jedan ili više od sljedećih uslova:
• starost u posmatranom periodu jednaka ili veća od očekivanog vijeka trajanja,
• prosječna neraspoloživost radi planiranih i prisilnih zastoja u posljednjem
petogodišnjem periodu obuhvaćenom statistikom pogonskih događaja veća od
ukupne prosječne neraspoloživosti istovrsnih elemenata mreže u posmatranom
periodu,
• prosječni broj kvarova u posljednjem petogodištu obuhvaćenom statistikom
pogonskih događaja veći od ukupnog prosječnog broja kvarova istovrsnih elemenata
mreže u posmatranom periodu,
• ne zadovoljava postavljene tehničke zahtjeve,
• knjigovodstveno otpisan (amortizovan).
Pod tehničkim kriterijumima zamjena i rekonstrukcija elemenata i komponenti elemenata
distributivne mreže podrazumijevaju se razlozi tehničke prirode radi kojih je bezuslovno
potrebna zamjena ili rekonstrukcija, odnosno demontaža ako elemenat ili komponenta
elementa više nijesu bitni za funkcionisanje distribucije električne energije. Tu spadaju:
tehnička neispravnost elementa ili komponente elementa, tehnička greška elementa ili
komponente elementa mreže takva da je ekonomski neisplativo tu grešku otkloniti,
nezadovoljavajuće karakteristike elementa ili komponente elementa mreže s obzirom na
očekivane pogonske uslove u planskom periodu (opterećenja, kratki spoj),
nezadovoljavanje postojećih i budućih tehničkih propisa koje element mreže mora
zadovoljavati, nedostatak osoblja obučenog za održavanje pojedinih vrsta starih
komponenata elemenata mreže te nedostatak rezervnih dijelova neophodnih za normalan
pogon elementa ili komponente elementa mreže.
Pod tehnički neispravnim elementima ili komponentama elemenata distributivne mreže
podrazumijevaju se oni koji su trajno u stanju zastoja radi kvara te oni koji su u pogonu, ali
predstavljaju opasnost ili rizik za ljude ili imovinu i ispravno funkcionisanje ostalih
elemenata i komponenata mreže.
Pod tehničkom greškom elementa ili komponente elementa distributivne mreže
podrazumijevaju se posljedice događaja koji posmatrani element stavlja u stanje
privremene ili trajne neispravnosti.
Pod nezadovoljavajućim karakteristikama elementa ili komponente elementa distributivne
mreže podrazumijevaju se one koje dovode do narušavanja tehničkih kriterijuma
pouzdanosti i stalnosti napajanja korisnika distributivne mreže. Zadovoljenje karakteristika
elemenata ili komponenti elemenata mreže ocjenjuje se s obzirom na planiranu
konfiguraciju distributivne mreže u posmatranom budućem periodu.
Elementi i komponente elemenata distributivne mreže koje zadovoljavaju jedan od gore
postavljenih tehničkih kriterijuma automatski ili ulaze u plan zamjena i rekonstrukcija
distributivne mreže ili treba predviđeti njihovu demontažu i zbrinjavanje. Ako je potrebna
zamjena ili rekonstrukcija elementa distributivne mreže, treba analizirati mogućnost
izgradnje nekog novog elementa ili drugačijeg tehnološkog rješenja istog problema. Izabere
se rješenje koje zadovoljava ekonomski kriterij, odnosno kod kojeg je neto sadašnja
vrijednost investicije veća.
____________________________________________________________________________________________________________________
345/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Radi obima analiza, ranije definisani detaljni ekonomski kriterijumi primjenjuju se samo na
one projekte zamjena i rekonstrukcija elemenata i komponenata distributivne mreže čija
zamjena ili rekonstrukcija izaziva troškove veće od određene minimalne vrijednosti (a
primjer 150.000 €, koliko je predloženo u slučaju HEP-a). Naravno, to ne znači da i ostala
ulaganja manje vrijednosti ne treba ekonomski vrednovati, ali dopuštena je primjena manje
detaljnih metodologija.
Lista prioriteta za određivanje plana zamjena i rekonstrukcija distributivne mreže određuje
se vrednovanjem:
• stvarnog stanja elementa ili komponente elementa mreže,
• uloge koju posmatrani element ili komponenta elementa ima u elektroenergetskom
sistemu,
• očekivanih troškova koje posmatrani element ili komponenta elementa uzrokuje u
sistemu.
4.2.7 Pregled primijenjenih kriterijuma
U nastavku su dati kriterijumi i vrijednosti pojedinih parametara primijenjenih u analizama
transformacije 110/35 kV, 110/10(20) kV i 35/10(20) kV te mreže 35 kV koje su izvedene u
ovom studijskom radu.
Tehnički kriterijum
Gornje granice dopuštenog opterećenja transformatora:
� u normalnom pogonu:100 % nazivne snage
� u izvanrednom pogonu: 120 % nazivne snage
Gornje granice dopuštenog opterećenja nadzemnih vodova:
� u normalnom pogonu: 100 % nazivne termičke struje
� u izvanrednom pogonu: 120 % nazivne termičke struje
Gornje granice dopuštenog opterećenja kablovski vodova:
� u normalnom pogonu: 100 % nazivne termičke struje
� u vanrednom pogonu: 100 % nazivne termičke struje
Privremeni distributivni kodeks u Članku 5 ostavlja mogućnost osiguranja veće pouzdanosti
napajanja na dresnjem naponu pojedinih važnijih potrošača ili dijelova mreže s većom
gustoćom opterećenja, ali ne daje jasne kriterijume niti njihove granične vrijednosti. Stoga
su po ugledu na slična iskustva u dosadašnjim radovima u ovom studijskom radu
primijenjena slijedeća dodatna načela primjene (N-1) kriterijuma pouzdanosti:
� transformacija 110/35 kV: tačna analiza uticaja mreže 35 kV, uzimajući u obzir
vrijednosti parametara koji vrijede u vanrednom pogonu;
� transformacija 110/10(20) kV i 35/10(20) kV:
� rezerva u transformaciji nije neophodna ako ne postoji dvostrano napajanje iz
mreže 35 kV (vrlo kratki vodovi su izuzetak);
� rezerva u transformaciji nije nužna za vangradsko područje vršnog opterećenja
manjeg od 2,5 MVA;
� dopušteno opterećenje transformatora u transformatorskoj stanici s dva
ugrađena transformatora, bez povezne mreže 10(20) kV:
____________________________________________________________________________________________________________________
346/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
- 60 % nazivne snage u normalnom pogonu;
- 120 % nazivne snage u izvanrednom pogonu;
� dopušteno opterećenje transformatora u transformatorskoj stanici s dva
ugrađena transformatora, s poveznom mrežom 10(20) kV:
- 75 % nazivne snage u normalnom pogonu;
- 120 % nazivne snage u izvanrednom pogonu;
� dopušteno opterećenje transformatora u transformatorskoj stanici s tri ugrađena
transformatora (netipično rješenje):
- 80 % nazivne snage u normalnom pogonu;
- 120 % nazivne snage u vanrednom pogonu;
� vodovi 35 kV za dvostrano napajanje TS 35/10 kV: zavisno od dužine voda i
opterećenju, ali u načelu dvostrano napajanje jedne ili više TS 35/10 kV tek ako je
ukupno vršno opterećenje veće od 10 MVA.
Dopuštene vrijednosti pada napona u mreži 35 kV, koje uzimaju u obzir mogućnosti
regulacije napona u TS 110/35 kV, 35/10 kV i 10/0,4 kV:
� u redovnom pogonu 8%;
� u vanrednom pogonu 12%.
Ekonomski kriterijum
Ekonomski kriterijum se svodi na izbor rješenja s minimalnim diskontiranim troškovima
ulaganja. Moguća smanjenja troškova pogona (gubitaka električne energije i neisporučene
električne energije) i održavanja nijesu uzimana u obzir, jer su u načelu višestruko manja od
iznosa ulaganja i reda su veličine greške koju unosi vrlo grubo modeliranje mreže 10(20)
kV.
____________________________________________________________________________________________________________________
347/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
4.3 POLAZNE PRETPOSTAVKE
U ovom poglavlju su dati svi podaci o transformaciji 110/35 kV, 110/10 kV i 35/10 kV te
vodovima 35 kV važni za modeliranje mreže 35 kV, podaci o zabilježenom vršnom
opterećenju TS 110/35 kV, TS 110/10 kV i TS 35/10 kV, predviđene stope porasta
opterećenja u budućnosti te podaci za ekonomske analize, koji uključuju i tipične troškove
izgradnje pojedinih objekata distribucije mreže.
4.3.1 Analizirani scenarij
U načelu je moguće posmatrati više scenarija razvoja distributivne mreže 35 kV te
transformacije 110/35 kV, 110/10(20) kV i 35/10(20) kV, zavisno od scenarijima izgradnje
prejenosne mreže i scenarijima izgradnje elektrana priključenih na distributivnu mrežu.
Prema podacima preuzetim iz poglavlja 2 i 3, sve pojedinačno posmatrane elektrane
predviđene su za priključak na prenosnu mrežu, a na distributivnu mrežu se očekuje
priključak ukupno 30 MW malih elektrana, čije lokacije i snage nijesu definisane. No,
priključni vodovi tih nekoliko objekata i njihov mogući uticaj na mrežu mogu se u daljnjim
analizama zanemariti u odnosu na ukupnu duljinu postojeće distributivne mreže. U skladu s
tim, analizira se samo uticaj nesigurnosti razvoja prenosne mreže, odnosno dinamike
ulaska u pogon sljedećih vodova 110 kV:
� vod 110 kV za dvostrano napajanje TS 110/35 kV Kolašin: 2020-2025 ili 2015-2020
u scenariju u kojem ulaze u pogon HE na Morači;
� vod 110 kV TS 110/35 kV Brezna - TS 110/35 kV Žabljak radi osiguranja pouzdanog
napajanja prstena 35 kV Brezna – Pljevlja – Žabljak: 2020-2025 ili 2015-2020 u
scenariju u kojem ulazi u pogon HE Komarnica;
� vod 110 kV Rožaje – Tutin za dvostrano napajanje Rožaja: 2020-2025 ili s
izgradnjom TE Berane 2010-2015, odnosno 2015-2020, zavisno od scenarija
izgradnje proizvodnih objekata.
Zajednička karakteristika ovih vodova 110 kV u pogledu uticaja na distributivnu mrežu jeste
da svi služe za osiguranje napajanja prema (N-1) kriterijumu pouzdanosti pogona, a nijesu
neophodni za redovno napajanje. Dakle, moguća ulaganja na nivou distributivne mreže
služila bi (1) osiguranju pouzdanosti pogona prema (N-1) kriterijumu i to (2) samo dok se
isto ne bi ostvarilo planom razvoja prenosne mreže. Budući da se u sva tri slučaja radi o
relativno malom opterećenju, velikim ulaganjima i kratkom vremenu u kojem ona postaju
suvišna (izgradnjom prenosne mreže), procjenjeno je da takva ulaganja ne bi bila
racionalna te nije potrebno analizirati više različitih scenarija razvoja distributivne mreže.
4.3.2 Model mreže 35 kV
Modeliranje mreže 35 kV za proračune tokova snaga i vrijednosti napona izvršeno je u
programskom paketu PRAO, koji je međunarodno priznati model razvijen i korišćen u EDFu
(Francuska), a odabran je kao najčešće korišćeni model u analizama distributivnih mreža
u Energetskom institutu Hrvoje Požar. Za nivo analize koja je provedena u ovoj studiji
PRAO je, kao i mnogi drugi modeli, u potpunosti prihvatljiv. Model se sastoji od vodova 35
kV te transformacije 110/35 kV, 35/10 kV i 35/6 kV unešenih na geografskoj podlozi u
mjerilu 1:100 000. Osim toga, radi potpunosti je uvrštena i direktna transformacija 110/10
kV.
____________________________________________________________________________________________________________________
348/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.3 prikazuje sve TS 35/10 kV u vlasništvu EPCG te industrijske TS 35/6 kV sa
opterećenjem koje se ne može zanemariti pri analizama tokova snaga i napona u mreži. TS
35/0,4 kV su izostavljene, jer im je opterećenje zanemarivo. Dani su podaci o trenutno
ugrađenoj i maksimalnoj projektovanoj snazi transformacije, vršno opterećenje i izvor
napajanja (uklopno stanje). Na temelju ovih podataka i zadatih kriterijuma biće definisane
potrebe rekonstrukcije ili zamjene transformatora u TS 35/10 kV u vlasništvu EPCG te
modelirati opterećenja mreže 35 kV.
Tabela 4.4. prikazuje transformatorske stanice iz kojih se napaja mreža srednjeg napona.
Dati su podaci o trenutno ugrađenoj i maksimalnoj projektovanoj snazi transformacije te
vršno opterećenje. Na osnovu ovih podataka i zadatih kriterijuma bit će definisane potrebe
rekonstrukcije ili zamjene transformatora u TS 110/35 kV.
U Tabeli 4.5 su dati podaci o vodovima 35 kV potrebni za analize tokova snaga i vrijednosti
napona (tipovi i dužine). Uvršteni su vodovi građeni za naponski nivo 110 kV, koji su još
uvijek u pogonu u mreži 35 kV, a nijesu uvršteni stari vodovi s provodnicima malog
presjeka, koji su radi velikih oštećenja trajno van pogona. Zajedno s parametrima vodova
datim u Prilogu 2, ovi podaci su dovoljni za modeliranje mreže 35 kV.
NAPAJANJE
IZ
TS 110/35 kV
Tabela 4.3. Transformatorske stanice priključene na mrežu 35 kV
ED
TS 35/10 kV /
TS 35/6 kV
NAPONSKI
OMJER (kV)
ANDRIJEVICA BERANE ANDRIJEVICA 35/10
ANDRIJEVICA BERANE PLAV 35/10
ANDRIJEVICA BERANE GUSINJE 35/10
____________________________________________________________________________________________________________________
349/524
VLASNIŠTVO
EPC
G
EPC
G
EPC
G
UGRAĐENA SNAGA
(MVA)
PROJEKTOVANA
SNAGA
(MVA)
VRŠNO
OPTEREĆENJE
(MVA)
2,5+2,5 2 x 4 4,2
1,6+2,5 2 x 4 3,9
2,5 2 x 4 2,3
BAR BAR LUKA BAR 35/6 tuđe 4+4 1,5
BAR BAR ĐURMANI 35/6 tuđe 4 2 x 8 0,5
BAR BAR
BAR BAR
BAR
(TOPOLICA)
KONČAR
(BAR)
35/10
35/10
BAR BAR SUTOMORE 35/10
BAR BAR STARI BAR 35/10
BAR BAR V. PIJESAK 35/10
BAR BAR ČANJ 35/10
BERANE BERANE
CELULOZA
(BERANE)
BERANE ROŽAJE ROŽAJE 35/10
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
8+8 2 x 8
4+8 2 x 8
15,
1
10,
0
4+4 2 x 8 8,0
4+4 2 x 8 5,0
1,6+2,5 2 x 8 3,5
1,6+4 2 x 8 2,6
35/6 tuđe 3,0
EPC
G
4+4 2 x 4 7,9

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
NAPAJANJE
IZ
TS 110/35 kV
ED
BERANE BERANE
BERANE BERANE
TS 35/10 kV /
TS 35/6 kV
BERANE 2
(CENTAR)
BERANE 1
(RUDEŠ)
NAPONSKI
OMJER (kV)
35/10
35/10
BERANE ROŽAJE ZELENI 35/10
BERANE BERANE
BIJELO POLJE BIJELO
POLJE
BIJELO POLJE BIJELO
POLJE
BIJELO POLJE BIJELO
POLJE
BIJELO POLJE BIJELO
POLJE
BIJELO POLJE BIJELO
POLJE
BERANE 3
(POLICA)
35/10
MEDANOVIĆI 35/10
NEDAKUSI 35/10
ČOKRLIJE 35/10
ŠĆEPANICA 35/10
RIBAREVINE 35/10
BUDVA BUDVA BUDVA (LAZI) 35/10
BUDVA BUDVA
PODDUBOVIC
A
35/10
BUDVA BUDVA MILOČER 35/10
BUDVA BUDVA BULJARICA 35/10
BUDVA BAR VIRPAZAR 35/10
____________________________________________________________________________________________________________________
350/524
VLASNIŠTVO
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
UGRAĐENA SNAGA
(MVA)
PROJEKTOVANA
SNAGA
(MVA)
VRŠNO
OPTEREĆENJE
(MVA)
4+4 2 x 4 7,3
8+8 2 x 8 7,0
4+4 2 x 4 2,9
2,5 2 x 4 2,1
4+8 2 x 8
10,
3
4+4 2 x 8 7,4
2,5 2,5 2,0
1,6 2,5 1,5
2,5 2 x 8 0,8
8+8 2 x 8
4+8 2 x 8
13,
2
11,
2
4+4 2 x 8 8,0
2,5+4 2 x 4 6,3
4+4 2 x 8 5,0
CETINJE CETINJE PODGOR 35/6 tuđe 1,6+2,3 2 x 2,5 4,0
CETINJE CETINJE
CETINJE CETINJE
CETINJE CETINJE
CETINJE CETINJE
CETINJE 3
(NOVI OBOD)
CETINJE 1
(STARI OBOD)
CETINJE 2
(HUMCI)
R.CRNOJEVIĆ
A
35/10
35/10
35/10
35/10
CETINJE CETINJE ČEVO 35/10
DANILOVGRA
D
DANILOVGRA
D
PODGORICA
HERCEG NOVI HERCEG
NOVI
DANILOVGRA
D
35/10
PODGORICA PODANJE 35/10
HERCEG NOVI 35/10
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
8+8 2 x 8
15,
9
4+4 2 x 4 8,5
2,5+4 2 x 4 6,8
1 1,6 1,0
1 1 0,9
4+4 2 x 4 9,0
4+4 2 x 4 4,4
8+8 2 x 8
HERCEG NOVI HERCEG IGALO 35/10 EPC 4+8 2 x 8 7,8
14,
0

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
NAPAJANJE
IZ
TS 110/35 kV
ED
HERCEG NOVI HERCEG
NOVI
HERCEG NOVI HERCEG
NOVI
HERCEG NOVI HERCEG
NOVI
MOJKOVAC MOJKOVAC
MOJKOVAC KOLAŠIN
MOJKOVAC KOLAŠIN
TS 35/10 kV /
TS 35/6 kV
NAPONSKI
OMJER (kV)
____________________________________________________________________________________________________________________
351/524
VLASNIŠTVO
NOVI G
TOPLA 35/10
KUMBOR 35/10
BIJELA 35/10
BRSKOVO
(RUDNIK)
KOLAŠIN
(BREZA)
KOLAŠIN
(DRIJENAK)
35/6/0,
4
35/10
35/10
MOJKOVAC MOJKOVAC MOJKOVAC 35/10
MOJKOVAC PODGORICA PTIČ 35/10
EPC
G
EPC
G
EPC
G
UGRAĐENA SNAGA
(MVA)
PROJEKTOVANA
SNAGA
(MVA)
VRŠNO
OPTEREĆENJE
(MVA)
4+4 2 x 8 4,2
4+4 2 x 4 4,0
8 2 x 8 3,6
tuđe 5+5 2 x 5 1,0
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
4+4 2 x 4 6,5
2,5+4 2 x 8 5,4
4+4 2 x 4 4,2
1 4 0,7
NIKŠIĆ NIKŠIĆ SEOCA 35/6 tuđe 2,5+4 1,5
NIKŠIĆ NIKŠIĆ
NIKŠIĆ NIKŠIĆ
NIKŠIĆ NIKŠIĆ
NIKŠIĆ 1
(BISTRICA)
NIKŠIĆ 2
(KLIČEVO)
NIKŠIĆ 3
(TREBJESA)
35/10
35/10
35/10
NIKŠIĆ NIKŠIĆ PLUŽINE 35/10
NIKŠIĆ NIKŠIĆ MAČAK 35/10
NIKŠIĆ NIKŠIĆ BREZNA 35/10
NIKŠIĆ NIKŠIĆ MRATINJE 35/10
NIKŠIĆ NIKŠIĆ UNAČ 35/10
PLJEVLJA 1 PLJEVLJA
PLJEVLJA 1 PLJEVLJA
PLJEVLJA 1 PLJEVLJA
PLJEVLJA 1 PLJEVLJA
PLJEVLJA 1 PLJEVLJA
VELIMIR JAKIĆ
(PLJEVLJA)
PLJEVLJA
(TVRDAŠ)
CEMENTARA
(PLJEVLJA)
PLJEVLJA
(VOLOĐA)
PLJEVLJA
(GUKE)
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
8+12,5 2 x 12,5
8+8 2 x 8
8+8 2 x 8
20,
0
16,
0
14,
0
2,5+4 2 x 4 2,0
2,5 2,5 1,0
1,6+2,5 2 x 2,5 1,0
1,6 2 x 2,5 1,0
1 2,5 0,8
35/6 tuđe 4+4 2,5
35/6 tuđe 8+8+8 3 x 8 3,5
35/6 tuđe 4+4 1,5
35/10
35/10
PLJEVLJA 1 ŽABLJAK ŽABLJAK 35/10
EPC
G
EPC
G
EPC
G
4+8 2 x 8 8,5
4+4 2 x 8 7,2
8+8 2 x 8 3,6

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
NAPAJANJE
IZ
TS 110/35 kV
ED
PLJEVLJA 1 NIKŠIĆ
TS 35/10 kV /
TS 35/6 kV
CRKVIČKO
POLJE
NAPONSKI
OMJER (kV)
35/10
PLJEVLJA 1 PLJEVLJA KOSANICA 35/10
PLJEVLJA 1 PLJEVLJA GRADAC 35/10
PLJEVLJA 1 PLJEVLJA
RUDNIK
(ŠULA)
35/10
PLJEVLJA 1 PLJEVLJA ODŽACI 35/10
PLJEVLJA 1 PLJEVLJA MATARUGE 35/10
PLJEVLJA 1 ŽABLJAK ŠAVNIK 35/10
PLJEVLJA 1 ŽABLJAK NJEGOVUDJA 35/10
PLJEVLJA 1 ŽABLJAK BOAN 35/10
____________________________________________________________________________________________________________________
352/524
VLASNIŠTVO
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
UGRAĐENA SNAGA
(MVA)
PROJEKTOVANA
SNAGA
(MVA)
VRŠNO
OPTEREĆENJE
(MVA)
1,6 2,5 1,0
2,5 2,5 1,0
2,5 4 1,0
1+2,5 2 x 2,5 1,0
1 2,5 0,6
2,5 2,5 0,6
1 1 0,6
2,5 2,5 0,6
1 1 0,4
PLJEVLJA 1 BiH ČAJNIČE 35/10 tuđe 0,0
PLJEVLJA 1 BIH ČELEBIĆI 35/10 tuđe 0,0
PODGORICA 1 PODGORICA CENTAR 35/10
PODGORICA 1 PODGORICA LJUBOVIĆ 35/10
PODGORICA 1 PODGORICA GORICA NOVA 35/10
PODGORICA 1 PODGORICA TUZI 35/10
PODGORICA 1 PODGORICA GOLUBOVCI 35/10
PODGORICA 1 PODGORICA GORNJA ZETA 35/10
PODGORICA 1 PODGORICA
GORICA
STARA
35/10
PODGORICA 1 PODGORICA PONARI 35/10
PODGORICA 1 PODGORICA BARUTANA 35/10
PODGORICA 1 PODGORICA UBLI 35/10
PODGORICA 1 PODGORICA BIOČI 35/10
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
8+8+8 3 x 8
8+8 2 x 8
12,5+12,
5
2 x 12,5
20,
4
14,
7
13,
2
8 12,5 8,0
8 8 6,0
8 8 4,8
4+8 2 x 8 3,4
4 8 2,4
2,5 4 2,1
2,5 2 x 8 1,7
1 4 1,0
TIVAT TIVAT ARSENAL 35/6 tuđe 2,5 1,5
TIVAT KOTOR ŠKALJARI 35/10
EPC
G
8+8 2 x 8
TIVAT TIVAT TIVAT 1 35/10 EPC 4+8 2 x 8 12,
14,
0

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
NAPAJANJE
IZ
TS 110/35 kV
ED
TS 35/10 kV /
TS 35/6 kV
NAPONSKI
OMJER (kV)
TIVAT KOTOR DOBROTA 35/10
TIVAT KOTOR GRBALJ 35/10
TIVAT KOTOR RISAN 35/10
TIVAT TIVAT
TIVAT 2
(RAČICA)
35/10
TIVAT TIVAT PRŽNO 35/10
ULCINJ ULCINJ
ULCINJ ULCINJ
ULCINJ ULCINJ
ULCINJ
(GRAD)
VELIKA PLAŽA
1
VELIKA PLAŽA
2
35/10
35/10
35/10
ULCINJ ULCINJ VLADIMIR 35/10
ULCINJ BAR OSTROS 35/10
VILUSI NIKŠIĆ VILUSI 35/10
____________________________________________________________________________________________________________________
353/524
VLASNIŠTVO
UGRAĐENA SNAGA
(MVA)
PROJEKTOVANA
SNAGA
(MVA)
VRŠNO
OPTEREĆENJE
(MVA)
G 0
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
EPC
G
4+4 2 x 4 7,0
4+4 2 x 8 6,0
2,5+2,5 2 x 4 4,5
1,6+4 2 x 4 2,9
2,5+4 2 x 4 1,8
4+8 2 x 8
11,
9
2,5+4 2 x 8 3,6
4+4 2 x 8 3,2
4 2 x 4 3,1
1,6 4 1,0
1,6 2 x 2,5 1,2
Tabela 4.4. Transformatorske stanice iz kojih se napaja distributivna mreža
TS 110/35 kV /
TS 110/10(20) kV
UGRAĐENA
SNAGA
(MVA)
PROJEKTOVANA
SNAGA
(MVA)
VRŠNO
OPTEREĆENJE
(MVA)
110/10 kV PODGORICA 3 2 x 31,5 2 x 63 50,2
110/10 kV PODGORICA 4 2 x 31,5 2 x 63 42,4
110/35 kV ANDRIJEVICA 10 2 x 40 9,4
110/35 kV BAR 2 x 40 2 x 40 40,3
110/35 kV BERANE 2 x 20 2 x 40 24,7
110/35 kV BIJELO POLJE 2 x 20 2 x 40 22,8
110/35 kV BUDVA 40+20 2 x 40 39,0
110/35 kV CETINJE 31,5+20 2 x 40 27,7
110/35 kV DANILOVGRAD 20 2 x 40 14,1
110/35 kV HERCEG NOVI 2 x 40 2 x 40 39,6
110/35 kV MOJKOVAC 20 2 x 40 12,5
110/35 kV NIKŠIĆ 31,5+30 2 x 63 52,0

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
TS 110/35 kV /
TS 110/10(20) kV
UGRAĐENA
SNAGA
(MVA)
PROJEKTOVANA
SNAGA
(MVA)
VRŠNO
OPTEREĆENJE
(MVA)
110/35 kV PLJEVLJA 1 2 x 20 2 x 40 31,0
110/35 kV PODGORICA 1 63+40 2 x 63 74,7
110/35 kV TIVAT 2 x 20 2 x 40 39,1
110/35 kV ULCINJ 20 2 x 40 21,0
110/35 kV VILUSI 10 2 x 40 1,2
____________________________________________________________________________________________________________________
354/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.5. Vodovi 35 kV
ČVOR 1 ČVOR 2 VOD L
(m)
PTIČ BIOČE 35 kV, AL/Č 3 × 50
TIVAT 110/35 kV TIVAT 1
35 kV, XHP 48 -A 3X(1
×150)
RISAN DOBROTA 35 kV, AL/Č 3 ×95
ČEVO GLAVA ZETE 35 kV, CU 3 ×35
1600
0
____________________________________________________________________________________________________________________
355/524
4000
1040
0
1500
0
SP 1 Ponari - Virpazar PONARI 35 kV, CU 3 ×50 7900
CV Virpazar - Podgor -
Buljarica
PODGOR 35 kV, CU 3 ×50 4529
CENTAR T-spoj Gorica Stara 35 kV, IPZO 13 3 ×150 2160
POD DUBOVICA SP Grbalj - Pod Dubovica 35 kV, AL/Č 3 ×95 1200
NEDAKUSI MEDANOVIĆI 35 kV, AL/Č 3 ×95 5200
BULJARICA ČANJ 35 kV, AL/Č 3 ×95 5000
BAR (TOPOLICA) LUKA BAR 35 kV, IPZO 13 -A 3 ×240 1400
PODGORICA 1 110/35 kV GORICA NOVA 35 kV, IPZO 13 3 ×150 2000
BIJELO POLJE 110/35 kV
SP Bijelo Polje -
Medanovići
35 kV, AL/Č 3 ×95 2100
CV Tivat TIVAT 1 35 kV, AL/Č 3 ×50 100
SP Bijelo Polje -
Medanovići
MEDANOVIĆI 35 kV, AL/Č 3 ×50 3500
BUDVA (LAZI) POD DUBOVICA 35 kV, AL/Č 3 ×95 2200
PLJEVLJA (VOLOĐA) CEMENTARA (PLJEVLJA) 35 kV, EHP 48 3X(1 ×150) 500
CV Volođa PLJEVLJA (VOLOĐA) 35 kV, AL/Č 3 ×95 100
RADE KONČAR (BAR) BAR (TOPOLICA)
35 kV, XHP 48 -A
3X(1X150)
1300
CETINJE 110/35 kV SP Cetinje - Njeguši 35 kV, AL/Č 3 ×70 6000
PODGORICA 1 110/35 kV PODANJE 35 kV, AL/Č 3 ×95 9500
BREZNA ŠAVNIK 35 kV, AL/Č 3 ×70
MRATINJE CRKVIČKO POLJE 35 kV, AL/Č 3 ×70
NIKŠIĆ 2 (KLIČEVO) GLAVA ZETE 35 kV, AL/Č 3 ×70
1830
0
1180
0
1440
0
NIKŠIĆ 1 (BISTRICA) NIKŠIĆ 3 (TREBJESA) 35 kV, IPZO 13 3 ×95 3300
NIKŠIĆ 110/35 kV NIKŠIĆ 1 (BISTRICA) 35 kV, AL/Č 3 ×70 2330
NIKŠIĆ 110/35 kV NIKŠIĆ 3 (TREBJESA) 35 kV, AL/Č 3 ×70 1430
NIKŠIĆ 110/35 kV NIKŠIĆ 3 (TREBJESA) 35 kV, AL/Č 3 ×120 1430

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
ČVOR 1 ČVOR 2 VOD L
(m)
LJUBOVIĆ CENTAR 35 kV, IPZO 13 3 ×150 3200
CETINJE 110/35 kV CETINJE 3 (N. OBOD) 35 kV, IPZO 13 3 ×150 1200
SP Cetinje - Njeguši Njeguši 35 kV, CU 3 ×50 4000
PRŽNO GRBALJ 35 kV, AL/Č 3 ×95 6800
ODC V. PIJESAK ULCINJ (GRAD) 35 kV, AL/Č 3 ×70 1311
ULCINJ 110/35 kV ODC V. PIJESAK 35 kV, AL/Č 3 ×95 1483
T-spoj Cetinje 1 (S. Obod) CETINJE 2 (HUMCI) 35 kV, CU 3 ×70 50
CV Bijela BIJELA 35 kV, AL/Č 3 ×95 30
HERCEG NOVI 110/35 kV HERCEG NOVI 35 kV, AL/Č 3 ×95 830
ANDRIJEVICA 110/35 kV ANDRIJEVICA 35 kV, AL/Č 3 ×95 100
ANDRIJEVICA 110/35 kV PLAV 35 kV, AL/Č 3 ×70
2130
0
PLAV GUSINJE 35 kV, AL/Č 3 ×50 9900
BAR (TOPOLICA) LUKA BAR 35 kV, IPZO 13 -A 3 ×240 1400
BAR 110/35 kV BAR (TOPOLICA)
BAR 110/35 kV RADE KONČAR (BAR)
35 kV, XHP 48 -A 3X(1
×150)
35 kV, XHP 48 -A 3X(1
×150)
____________________________________________________________________________________________________________________
356/524
1400
1400
STARI BAR V. PIJESAK 35 kV, AL/Č 3 ×95 7000
BAR 110/35 kV STARI BAR 35 kV, AL/Č 3 ×150 976
V. PIJESAK ODC V. PIJESAK 35 kV, AL/Č 3 ×95
1183
3
BAR 110/35 kV SUTOMORE 35 kV, AL/Č 3 ×95 5524
ODC ĐURMANI SUTOMORE 35 kV, AL/Č 3 ×95 2300
ODC ĐURMANI ČANJ 35 kV, AL/Č 3 ×95 2300
ODC ĐURMANI ĐURMANI 35 kV, AL/Č 3 ×95 11
BERANE 110/35 kV BERANE 1 (RUDEŠ) 35 kV, AL/Č 3 ×50 140
BERANE 110/35 kV BERANE 2 (CENTAR)
35 kV, XHP 48 -A 3X(1
×150)
2300
BERANE 110/35 kV BERANE 3 (POLICA) 35 kV, AL/Č 3 ×95 1999
BERANE 110/35 kV CELULOZA (BERANE) 35 kV, AL/Č 3 ×70 800
ROŽAJE ZELENI 35 kV, AL/Č 3 ×95 2480
BERANE 110/35 kV SP Berane - Rožaje 110 kV, AL/Č 3 ×150
2370
0
SP Berane - Rožaje ROŽAJE 35 kV, AL/Č 3 ×95 1000
SP Medanovići - Čokrlije MEDANOVIĆI 35 kV, AL/Č 3 ×70 7600
ČOKRLIJE SP Medanovići - Čokrlije 35 kV, AL/Č 3 ×50 5100

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
ČVOR 1 ČVOR 2 VOD L
(m)
BIJELO POLJE 110/35 kV MEDANOVIĆI 35 kV, AL/Č 3 ×95 5400
BIJELO POLJE 110/35 kV NEDAKUSI 110 kV, AL/Č 3 ×240 8700
BIJELO POLJE 110/35 kV RIBAREVINA 35 kV, AL/Č 3 ×95 100
SP 1 Bijelo Polje -
Šćepanica
BIJELO POLJE 110/35 kV
ŠĆEPANICA
SP 2 Bijelo Polje -
Šćepanica
SP 1 Bijelo Polje -
Šćepanica
SP 2 Bijelo Polje -
Šćepanica
35 kV, AL/Č 3 ×70 360
35 kV, AL/Č 3 ×95 2100
35 kV, CU 3 ×35 8490
BUDVA 110/35 kV BUDVA (LAZI) 35 kV, AL/Č 3 ×95 980
MILOČER BULJARICA 35 kV, AL/Č 3 ×95
1040
0
BUDVA 110/35 kV MILOČER 35 kV, AL/Č 3 ×95 8000
CV Virpazar - Podgor -
Buljarica
VIRPAZAR
BULJARICA 35 kV, CU 3 ×50 5999
CV Virpazar - Podgor -
Buljarica
35 kV, CU 3 ×50 6699
SP 1 Ponari - Virpazar SP 2 Ponari - Virpazar 35 kV, AL/Č 3 ×95 1700
VIRPAZAR SP 2 Ponari - Virpazar 35 kV, AL/Č 3 ×70 400
BUDVA 110/35 kV POD DUBOVICA 35 kV, AL/Č 3 ×95 3000
SP 2 Cetinje 2 (Humci) -
Rijeka Crnojevića
RIJEKA CRNOJEVIĆA 35 kV, AL/Č 3 ×50 2500
CETINJE 110/35 kV CETINJE 2 (HUMCI) 35 kV, CU 3 ×70 800
SP 1 Cetinje 2 (Humci) -
Rijeka Crnojevića
CETINJE 2 (HUMCI)
RIJEKA CRNOJEVIĆA
SP Rijeka Crnojevića -
Podgor
SP 2 Cetinje 2 (Humci) -
Rijeka Crnojevića
SP 1 Cetinje 2 (Humci) -
Rijeka Crnojevića
SP Rijeka Crnojevića -
Podgor
CETINJE 110/35 kV CETINJE 3 (N. OBOD)
35 kV, AL/Č 3 ×35
PODGOR 35 kV, AL/Č 3 ×35
1000
0
35 kV, AL/Č 3 ×70 1000
35 kV, AL/Č 3 ×70 2000
35 kV, XHP 48 -A 3X(1
×150)
CETINJE 110/35 kV ČEVO 35 kV, AL/Č 3 ×95
1150
0
____________________________________________________________________________________________________________________
357/524
1200
1680
0
CETINJE 110/35 kV T-spoj Cetinje 1 (S. Obod) 35 kV, CU 3 ×70 1000
T-spoj Cetinje 1 (S. Obod) CETINJE 1 (S. OBOD) 35 kV, CU 3 ×70 900
DANILOVGRAD GLAVA ZETE 35 kV, AL/Č 3 ×95
1600
0
PODANJE DANILOVGRAD 35 kV, AL/Č 3 ×95 7500
DANILOVGRD 110/35 kV DANILOVGRAD 35 kV, AL/Č 3 ×70 2700
HERCEG NOVI 110/35 kV HERCEG NOVI 35 kV, AL/Č 3 ×95 730
HERCEG NOVI 110/35 kV KUMBOR 35 kV, AL/Č 3 ×95 5500

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
ČVOR 1 ČVOR 2 VOD L
(m)
BIJELA KUMBOR 35 kV, AL/Č 3 ×95 4000
TOPLA IGALO 35 kV, AL/Č 3 ×95 1330
HERCEG NOVI 110/35 kV TOPLA 35 kV, AL/Č 3 ×95 1330
MOJKOVAC 110/35 kV BRSKOVO (RUDNIK) 35 kV, AL/Č 3 ×95 99
MOJKOVAC 110/35 kV KOLAŠIN (DRIJENAK) 110 kV, AL/Č 3 ×150
1594
0
KOLAŠIN (DRIJENAK) KOLAŠIN (BREZA) 35 kV, AL/Č 3 ×50 2500
KOLAŠIN (BREZA) RIJEKA MUŠOVIĆA 35 kV, CU 3 ×35 5400
PTIČ KOLAŠIN (BREZA) 35 kV, AL/Č 3 ×50
3000
0
MOJKOVAC 110/35 kV MOJKOVAC 35 kV, AL/Č 3 ×95 99
NIKŠIĆ 110/35 kV NIKŠIĆ 1 (BISTRICA)
35 kV, XHP 48 -A 3X(1
×300)
____________________________________________________________________________________________________________________
358/524
3350
PLUŽINE T- spoj Unač 35 kV, AL/Č 3 ×70 5000
NIKŠIĆ 110/35 kV NIKŠIĆ 3 (TREBJESA)
NIKŠIĆ 3 (TREBJESA) NIKŠIĆ 2 (KLIČEVO)
NIKŠIĆ 2 (KLIČEVO)
CV Grebice (SP Nikšić -
Brezna)
35 kV, XHP 48 -A 3X(1
×300)
35 kV, XHP 48 -A 3X(1
×240)
PLUŽINE BREZNA 35 kV, AL/Č 3 ×70
T- spoj Unač MRATINJE 35 kV, AL/Č 3 ×70
1500
2100
110 kV, AL/Č 3 ×240 4530
2140
0
1103
0
T- spoj Unač UNAČ 35 kV, AL/Č 3 ×70 3000
SEOCA NIKŠIĆ 3 (TREBJESA) 35 kV, AL/Č 3 ×70
1560
0
SEOCA MAČAK 35 kV, AL/Č 3 ×70 2500
BREZNA
CV Grebice (SP Nikšić -
Brezna)
35 kV, AL/Č 3 ×70
1963
0
PLJEVLJA 110/35 kV CV Volođa 35 kV, AL/Č 3 ×95 2500
CV Volođa PLJEVLJA (TVRDAŠ) 35 kV, AL/Č 3 ×95 4460
T-spoj Čelebići ČELEBIĆI 35 kV, AL/Č 3 ×50 1000
PLJEVLJA 110/35 kV GRADAC 35 kV, AL/Č 3 ×70
1700
0
GRADAC RUDNIK (ŠULE) 35 kV, AL/Č 3 ×50 9000
RUDNIK (ŠULE) T-spoj Čelebići 35 kV, AL/Č 3 ×50 7000
T-spoj Čelebići CRKVIČKO POLJE 35 kV, AL/Č 3 ×50 9000
PLJEVLJA 110/35 kV PLJEVLJA (GUKE) 35 kV, AL/Č 3 ×70 2000
PLJEVLJA (GUKE) MATARUGE 35 kV, CU 3 ×50
1500
0
PLJEVLJA (VOLOĐA) CEMENTARA (PLJEVLJA) 35 kV, EHP 48 3X(1 ×150) 500

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
ČVOR 1 ČVOR 2 VOD L
(m)
PLJEVLJA 110/35 kV PLJEVLJA (VOLOĐA) 35 kV, AL/Č 3 ×95 2500
ODŽACI KOSANICA 35 kV, AL/Č 3 ×35
1250
0
ŠUMANI ODŽACI 35 kV, AL/Č 3 ×35 3200
PLJEVLJA 110/35 kV ŠUMANI 35 kV, AL/Č 3 ×95 6300
PLJEVLJA 110/35 kV
VELIMIR JAKIĆ
(PLJEVLJA)
ŽABLJAK T-spoj Slatina 35 kV, AL/Č 3 ×50
35 kV, AL/Č 3 ×50 970
1801
3
T-spoj Slatina BOAN 35 kV, AL/Č 3 ×50 5831
PLJEVLJA 110/35 kV ŽABLJAK 110 kV, AL/Č 3 ×150
4200
0
ŽABLJAK NJEGOVUĐA 35 kV, AL/Č 3 ×95 8500
T-spoj Slatina ŠAVNIK 35 kV, AL/Č 3 ×50 9000
PODGORICA 1 110/35 kV GORICA NOVA 35 kV, IPZO 13 -A 3 ×240 2000
T-spoj Gorica Stara GORICA NOVA 35 kV, IPZO 13 -A 3 ×240 300
T-spoj Gorica Stara GORICA STARA 35 kV, IPZO 13 -A 3 ×240 100
GORNJA ZETA BARUTANA 35 kV, AL/Č 3 ×50 6838
T-spoj Golubovci GOLUBOVCI 35 kV, AL/Č 3 ×50 850
T-spoj Golubovci GORNJA ZETA 35 kV, AL/Č 3 ×50 4000
PODGORICA 1 110/35 kV GORNJA ZETA 35 kV, AL/Č 3 ×70
1150
0
T-spoj Golubovci PONARI 35 kV, AL/Č 3 ×50 4300
CENTAR KS Podgorica 1 - Centar 35 kV, IPZO 13 3 ×120 400
PODGORICA 1 110/35 kV
KS
Podgorica 1 - Centar 35 kV, IPZO 13 3 ×150 3000
PODGORICA 1 110/35 kV LJUBOVIĆ 35 kV, AL/Č 3 ×70 7530
T-spoj Kupusci TUZI 110 kV, AL/Č 3 ×240
1500
0
UBLI T-spoj Kupusci 35 kV, AL/Č 3 ×95 5000
UBLI BIOČE 35 kV, AL/Č 3 ×50 5200
PODGORICA 1 110/35 kV T-spoj Kupusci 35 kV, AL/Č 3 ×50 3500
TIVAT 110/35 kV CV Tivat 35 kV, AL/Č 3 ×50 3500
CV Tivat CV Bijela 35 kV, AL/Č 3 ×50 4470
CV Bijela MORINJ 35 kV, AL/Č 3 ×95 6000
RISAN MORINJ 35 kV, AL/Č 3 ×95 5900
TIVAT 110/35 kV GRBALJ 35 kV, AL/Č 3 ×95 5200
SP Grbalj - Pod Dubovica GRBALJ 35 kV, CU 3 ×35
1500
0
Njeguši ŠKALJARI 35 kV, CU 3 ×50 5000
____________________________________________________________________________________________________________________
359/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
ČVOR 1 ČVOR 2 VOD L
(m)
TIVAT 110/35 kV ŠKALJARI 35 kV, AL/Č 3 ×95 6200
ŠKALJARI Lovćen 35 kV, AL/Č 3 ×35 7500
DOBROTA ŠKALJARI 35 kV, AL/Č 3 ×95 5300
ARSENAL (TIVAT) TIVAT 1 35 kV, IPZO 13 3 ×70 800
TIVAT 110/35 kV TIVAT 1
35 kV, XHP 48 -A 3X(1
×150)
____________________________________________________________________________________________________________________
360/524
4000
PRŽNO TIVAT 2 (RAČICA) 35 kV, AL/Č 3 ×95 3900
TIVAT 110/35 kV TIVAT 2 (RAČICA) 35 kV, XHEKRAA 3 ×95 934
ULCINJ 110/35 kV ULCINJ (GRAD) 35 kV, AL/Č 3 ×95 1800
ULCINJ 110/35 kV V. PLAŽA 1 35 kV, AL/Č 3 ×95 1920
V. PLAŽA 1 V. PLAŽA 2 35 kV, AL/Č 3 ×95 2307
ULCINJ 110/35 kV VLADIMIR 35 kV, AL/Č 3 ×50
OSTROS VLADIMIR 35 kV, AL/Č 3 ×50
4.3.3 Porast potrošnje električne energije i opterećenja distributivne mreže
1050
0
1050
0
Predviđena potrošnja električne energije i vršno opterećenje sistema u Crnoj Gori te
potrošnja električne energije i vršno opterećenje potrošača priključenih direktno na
prenosnu mrežu (KAP i Željezara Nikšić) za period od 2004. do 2025. godine preuzeti su iz
Knjige B ove Strategije (srednji scenarij). Razlika tih podataka daje vrijednosti ulazne
energije i vršnog opterećenja na nivou čitave distributivne mreže (Tabela 4.6.). U stavku
potrošnje električne energije uvrštena je u stvari registrirana potrošnja, dok se dio potrošnje
koja se ne registrira (krađa) u svakom slučaju nalazi u stavci gubitaka električne energije.
Podatak da su gubici jednaki četvrtini registrirane potrošnje električne energije (odnosno
petini energije koja ulazi u distributivnu mrežu) jasno upućuje na činjenicu da je
neregistrirana potrošnja veliki problem, čije rješenje u svakom slučaju treba biti prioritetno.
U skladu s tim pretpostavljeno je smanjenje stavke gubitaka električne energije sa
sadašnjeg izrazito visokog nivoa jednakog 20% energije na ulazu u mrežu na realno
prihvatljivih 10% na kraju posmatranog perioda, pri čemu se veliki dio rezultata očekuje u
već u prvom petogodištu. Smanjenje gubitaka električne energije, u prvom redu kroz
smanjenje neregistrirane potrošnje, vidljivo je na Slikama 4.17. i 4.18.

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.6. Predviđena potrošnja električne energije i vršnog opterećenja
distributivne mreže Crne Gore
Godina 2004. 2010. 2015. 2020. 2025.
Energija koja ulazi u distributivnu mrežu (GWh) 2 214 2 491 2 596 3 048 3 515
Potrošnja energije potrošača priključenih na
distributivnu mrežu (GWh)
1 771 2 111 2 298 2 722 3 167
Gubici energije u distributivnoj mreži (GWh) 443 380 299 327 348
Gubici energije u distributivnoj mreži (%
potrošnje)
25 18 13 12 11
Vršno opterećenje (MW) 501 572 615 689 767
(%)
30
25
20
15
10
5
0
2004. 2010. 2015. 2020. 2025.
GODINA
Slika 4.17. Gubici električne energije (relativno u odnosu na potrošnju)
____________________________________________________________________________________________________________________
361/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
(GWh)
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
2004. 2010. 2015. 2020. 2025.
GODINA
Gubici energije u distribucijskoj mreži (GWh)
Potrošnja energije potrošača priključenih na distribucijsku mrežu (GWh)
Slika 4.18. Potrošnja električne energije potrošača priključenih na distributivnu mrežu
i gubici električne energije (GWh)
(MW)
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
2004. 2010. 2015. 2020. 2025.
GODINA
Slika 4.19. Vršno opterećenje distributivne mreže (MW)
____________________________________________________________________________________________________________________
362/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Vršna opterećenja preuzeta su iz Knjige B. Rezultat je ukupno povećanje vršnog
opterećenja distributivne mreže od 2004. do 2025. godine jednako je 53,1%, odnosno
slijedeći indeksi porasta vršnog opterećenja za posmatrane petogodišnje periode:
• 2004 - 2010: 1,141
• 2004 - 2015: 1,227
• 2004 - 2020: 1,375
• 2004 - 2025: 1,531
Mreža 35 kV i transformacija 35/10 kV, 110/10 kV i 110/35 kV su analizirane primjenom
navedenih indeksa porasta opterećenja na postojeća neistovremena vršna opterećenja TS
35/10 kV i TS 110/10 kV (Tabela 4.3 i 4.4). Kao provjera točnosti modela može poslužiti
prosječni faktor istovremenosti vršnog opterećenja transformacije 110/35 kV u odnosu na
transformaciju 35/10 kV. On je jednak omjeru zbroja neistodobnih vršnih opterećenja TS
110/35 kV i zbroja neistodobnih vršnih opterećenja TS 35/10 kV. Dobiva se vrlo
karakteristična vrijednost 449 MVA / 500 MVA = 0,9 što je pokazatelj zadovoljavajuće
točnosti modeliranja vršnog opterećenja distributivne mreže.
4.3.4 Podaci za ekonomske analize
Osnovni elementi ekonomskih analiza su troškovi gubitaka električne energije i snage
(zavisni i nezavisni od opterećenja) te troškovi neisporučene energije i snage. Ekonomske
analize služe za međusobno poređenje različitih mogućih rješenja razvoja distributivne
mreže primjenom metode aktualizacije svih investicija i troškova. Osnovni podaci na kojima
se zasnivaju ekonomske analize su sljedeći:
• diskontna stopa: 8 %
• vijek trajanja transformatora i vodova: 40 godina
• vijek trajanja opreme (vodnih polja, rastavljača, prekidača…): 30 godina
• vijek trajanja zgrade i sličnih građevinskih radova: 100 godina
Ostali podaci bitni za detaljnije ekonomske analize su: cijena gubitaka električne energije
zavisnih od opterećenja (110 €/kW), cijena gubitaka električne energije nezavisnih od
opterećenja (85 €/kW), cijena neisporučene električne energije (2,5 €/kWh) te cijena
neisporučene električne snage (0,75 €/kW). Dane su tipične vrijednosti koje su korišćene u
studijskim radovima Energetskog instituta Hrvoje Požar prilikom analiza distributivnih mreža
u Republici Hrvatskoj.
Sve ekonomske analize se trebaju zasnivati na realnim cijenama elektroenergetske opreme
i montažnih radova. Ako ne postoji tačniji podatak o troškovima određenog ulaganja, treba
koristiti tipske cijene, date u Prilogu 3.
____________________________________________________________________________________________________________________
363/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
4.4 PREGLED IZGRADNJE I OBNOVE
U ovom poglavlju dat je najprije pregled rezultata analize transformacije 110/35 kV i 35/10
kV te mreže 35 kV, a nakon toga pregled svih potrebnih ulaganja i pripadajućih troškova za
nove i postojeće objekte distributivne mreže po objektima, naponskim nivoima i razlozima
ulaganja.
4.4.1 Rezultati analize transformacije 110/35 kV i 35/10 kV te mreže 35 kV
Date su smjernice razvoja distributivne mreže po elektrodistributivnim područjima s
dinamikom izgradnje novih objekata ili rekonstrukcije postojećih radi povećanja nazivne
snage te potrebnom obnovom ostalih postojećih objekata distributivne mreže.
U skladu s datom metodologijom i kriterijumima planiranja, prilikom povećanja nazivne
snage transformacije u gradskim naseljima, u kojima postoji (3 ili) više TS 35/10 kV ili TS
110/10 kV, pretpostavljeno je da će porast opterećenja biti praćen odgovarajućim razvojem
mreže 10 kV, osobito povezne mreže između susjednih transformatorskih stanica. Načelno
je pretpostavljeno da je na susjedne transformatorske stanice jednake nazivne snage
moguće prebacivanje opterećenja reda veličine 1/4 te snage, npr. oko 16 MVA u slučaju TS
110/10 kV 2×31,5 MVA u Podgorici. U slučaju manjih ili bliskih naselja sa samo dvije
prostorno bliske TS 35/10 kV u načelu je moguć relativno skromniji nivo prebacivanja
opterećenja preko mreže 10 kV. Osim mogućnosti prebacivanja dijela opterećenja preko
mreže 10 kV na susjedne transformatorske stanice, prilikom planiranja povećanja nazivne
snage uzeta je u obzir i mogućnost preopterećenja transformacije a 20% u slučaju
poremećenog pogona.
Uočeni su problemi pogona izoliranig dijelova 35 kV mreže u režimu radijalnog napajanja,
bez mogućnosti ostvarenja rezervnog napajanja preko trajno isključenih vodova 35 kV. No,
kako se radi u pravilu o vrlo malim opterećenjima, velika ulaganja u mrežu 35 kV samo radi
rezervnog napajanja ne mogu se ekonomski opravdati. Rješenje za ta područja je u
intenzivnijem održavanju i ulaganju u mrežu 10(20) kV, osobito povezne vodove prema
izvodima 10(20) kV iz susjednih TS 35/10 kV (ako se ne radi o velikim udaljenostima).
Pod obnovom postojećih objekata podrazumijeva se zamjena komponenata novima istih
karakteristika, dakle bez povećanja nazivne snage. U slučaju TS 35/10 kV obnova
podrazumijeva zamjenu postrojenja 35 kV i 10 kV novima te obnovu zgrade, a u slučaju
vodova 35 kV zamjenu provodnika (u načelu istog tipa i presjeka), izolatora i ovjesnog
pribora. Naravno, vrlo često se obnova i rekonstrukcija sprovode istovremeno.
U pogledu primjene izravne transformacije 110/10(20) kV u gradovima, u studiji je
nastavljen postojeći trend započet izgradnjom TS 110/10 kV Podgorica 3 i Podgorica 4, jer
iskustva pokazuju da je izradnja TS 110/10 kV umjesto TS 110/35 kV i TS 35/10 kV u većim
gradovima (Podgorica i Nikšić) opravdana. Osim toga, postoje i drugi razlozi izgradnje TS
110/10(20) kV. Primjerice TS 110/10(20) kV Tuzi je uslovljena dizanjem priključnog voda na
napon 110 kV (potreba FC Prenos). Rekonstrukcije postojećih TS 110/35 kV Berane i
Mojkovac u TS 110/10(20) kV su predložene u prvom redu radi blizine priključenih TS 35/10
kV. Procijenjeno je da bi ulaganjem u mrežu 10 kV i eventualni prijelaz na 20 kV bila
postignuta veća pouzdanost pogona, a ujedno bi se izbjegla ulaganja u dio postrojenja
postojećih TS 35/10 kV.
____________________________________________________________________________________________________________________
364/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Pitanje zamjene postojeća dva nivoa srednjeg napona (35 kV i 10 kV) jednim (20 kV) je
složenije. Međutim, osnovna karakteristika tog procesa je postupnost i dugoročnost. Radi
toga u okviru ove studije nije definitivno navedeno niti jedno područje na kojem bi se u
posmatranom periodu to stvarno i dogodilo, jer bi bez detaljne analize mreže 10 kV to bilo
neozbiljno. Osim toga, naponski nivo 20 kV nije nužno povezan s izravnom transformacijom
110/20 kV i ukidanjem mreže 35 kV. Naponski nivo 20 kV je u prvom redu pretpostavljen u
područjima s povećanim porastom opterećenja, kao što je na primjer primorje, te u
područjima s povećanim padovima napona (sjever). Osim toga, naponski nivo 20 kV je
dobro rješenje za povećanje kvalitete opskrbe u pogledu stalnosti napajanja u sjevernom
dijelu Crne Gore, gdje je stavljanjem van pogona većeg broja vodova 35 kV pogon u
potpunosti radijalan i stoga nepouzdan. Prijelaz s 10 kV na 20 kV i izgradnja poveznih
vodova između relativno bliskih izvoda 20 kV rezultirao bi pogonom svakako puno
pouzdanijim od postojećeg, ali takođe pouzdanijim i od onog koji bi bio rezultat obnove
vodova 35 kV i dvostranog napajanja na 35 kV.
Može se zaključiti da u posmatranom periodu ostaje u većem dijelu distributivne mreže u
pogonu sistem 110-35-10(20) kV. Razlog je činjenica da je za ekonomski prihvatljivi prijelaz
na naponski nivo 20 kV, počevši od početka sistemske ugradnje opreme 20 kV do stvarnog
pogona čitave mreže na 20 kV, potreban dugačak period (reda veličine 30 godina). Radi
lošeg stanja postrojenja 10 kV u distributivnoj mreži Crne Gore, koje zahtijeva nešto bržu
dinamiku obnove, moguće je da bi taj proces trajao nešto kraće, ali nije realno očekivati
veće dijelove mreže u pogonu na 20 kV u posmatranom periodu. Mogući izuzetak su
područja sa izraženim problemima s opterećenjima i/ili padovima napona i pouzdanošću
pogona.
HERCEG NOVI
Radi dobre izgrađenosti mreže 35 kV i TS 35/10 kV te veza sa ED Tivat i ED Kotor,
zadržava se postojeća koncepcija transformacije 110/35/10 kV za vrijeme cijelog
posmatranog perioda. Direktna transformacija TS 110/10 kV je najvjerojatnija na lokaciji
postojeće TS 35/10 kV Igalo, nakon porasta opterećenja postojeće TS 110/35 kV Herceg
Novi preko granične vrijednosti definisane kriterijumom pouzdanosti pogona mreže 35 kV.
Iako prema scenarijima porasta opterećenja, uz razvoj veza sa susjednim TS 110/35 kV,
izgradnja TS 110/10(20) kV Igalo nije planirana do 2025. godine, izgradnja voda 110 kV TS
110/35 kV Herceg Novi – TS 35/10 kV Igalo kao prva faza jest uključena, radi osiguranja
dvostranog napajanja područja od Herceg Novog do Igala. Budući da ostaju u pogonu sve
TS 35/10 kV i vodovi 35 kV, potrebno ih je obnoviti.
Izgradnja novih objekata i rekonstrukcija postojećih:
• planirano u 2006. godini: izgradnja TS 35/10 kV Zelenika 1×4 (8+8) MVA;
• 2005-2010: izgradnja nadzemnog voda (110)35 kV TS 110/35 kV Herceg Novi – TS
35/10 kV Igalo (3 km).
Obnova postojećih objekata:
• obnova svih postojećih TS 35/10 kV;
• obnova svih vodova 35 kV.
Ostala analizirana rješenja:
____________________________________________________________________________________________________________________
365/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
• izgradnja TS 110/10 kV Igalo: samo ako se novi vod (110)35 kV Herceg Novi – Igalo
stavlja u pogon na 110 kV radi povezivanja s Republikom Hrvatskom;
• izgradnja TS 110/35 kV Bijela: na vrlo malom prostoru imali bi 4 TS 110/35 kV
(Herceg Novi, Bijela, Kotor i Tivat); umjesto toga u plan je uvršten kablovski vod 35
kV TS 110/35 kV Tivat – TS 35/10 kV Bijela (zamjena za postojeći nadzemni vod);
• vod 35 kV TS 35/10 kV Kumbor – TS 35/10 kV Klinci za osiguranje dvostranog
napajanja područja Luštice dolazi u obzir samo ako opterećenje značajno poraste ili
ako investitori u turističke sadržaje zahtijevaju (i plate) povećanu pouzdanost
napajanja.
TIVAT-KOTOR
Radi dobre izgrađenosti mreže 35 kV i TS 35/10 kV te veza sa ED Tivat, zadržava se
postojeća koncepcija transformacije 110/35/10 kV tokom cijelog posmatranog perioda.
Glavno ulaganje je TS 110/35 kV Kotor na lokaciji postojeće TS 35/10 kV Škaljari, čime se
normalizuje postojeće stanje vrlo otežanog snabdijevanja električnom energijom radi
preopterećenja transformacije 110/35 kV Tivat i voda 35 kV prema Kotoru. Budući da ostaju
u pogonu, potrebno je obnoviti sve TS 35/10 kV i vodove 35 kV Al/Č 95.
Izgradnja novih objekata i rekonstrukcija postojećih:
• planirano u 2006. godini: obnova i rekonstrukcija TS 35/10 kV Škaljari za
transformaciju 2×12,5 MVA;
• planirano u 2006. godini: izgradnja TS 110/35 kV Kotor - Škaljari 2×20 (2×40) MVA
(postrojenje 110 kV i vod 110 kV TS 110/35 kV Tivat – TS 110/35 kV Kotor -
Škaljari);
• 2005-2010: izgradnja 14 km nadzemnog voda 35 kV TS 35/10 kV Pržno –Klinci, ako
je opravdano povećanjem opterećenja poluostrva Luštice (u prvom redu porastom
potrošnje u turizmu);
• 2005-2010: rekonstrukcija TS 35/10 kV Dobrota za transformaciju 2×8 MVA;
• 2010-2015: polaganje 8 km kabla 35 kV TS 110/35 kV Tivat – TS 35/10 kV Tivat 1 –
TS 35/10 kV Bijela; direktni razlog izgradnje je osiguranje pouzdanosti napajanja sve
do Dobrote i Zelenike prema (N-1) kriteriju, a služi i za redovno napajanje Bijele i
Morinja; jeftinije rješenje od izgradnje TS 110/35 kV Bijela;
• 2010-2015: izgradnja TS 35/10 kV Klinci 1×4 (2×8) MVA, ako je opravdano
povećanjem opterećenja poluostrva Luštice (u prvom redu porastom potrošnje u
turizmu);
• 2015-2020: polaganje 1 km kabla 35 kV TS 110/35 kV Tivat – TS 35/10 kV Tivat 2
(Račica) za osiguranje dvostranog napajanja TS 35/10 kV Grbalj (vod Grbalj –
Poddubovica je presjeka Al/Č 35 i ne zadovoljava);
• 2020-2025: rekonstrukcija TS 35/10 kV Risan za transformaciju 2×8 MVA.
____________________________________________________________________________________________________________________
366/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Obnova postojećih objekata:
• obnova svih postojećih TS 35/10 kV, osim nove TS 35/10 kV Morinj;
• obnova svih vodova 35 kV Al/Č 95;
• obnova voda 35 kV Škaljari – Njeguši - Cetinje.
BUDVA
Radi dobre izgrađenosti mreže 35 kV i TS 35/10 kV, zadržava se postojeća koncepcija
transformacije 110/35/10 kV u toku cijelog posmatranog perioda. Radi optimalnog
iskorišćenja nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 Budva – Bar planirana je TS 110/35 kV
Buljarica, koja osigurava dvostrano napajanje TS 35/10 kV između Budve i Bara te
Virpazara i Ponara. Budući da ostaju u pogonu, potrebno je obnoviti sve TS 35/10 kV i
vodove 35 kV Al/Č 95.
Izgradnja novih objekata i rekonstrukcija postojećih:
• 2005-2010: potpuna obnova i rekonstrukcija (uključujući i novu zgradu) TS 35/10 kV
Buljarica za transformaciju 2×8 MVA;
• 2005-2010: polaganje 1,5 km kablovskog voda TS 110/35 kV – TS 35/10 kV Budva
(Lazi) za osiguranje dvostranog napajanja grada Budve;
• 2010-2015: izgradnja TS 110/35 kV Buljarica 1×20 (2×40) MVA za osiguranje
dvostranog napajanja Miločera i Sutomora i rasterećenje transformacije 110/35 kV
Budva i Bar (osnovno napajanje TS 35/10 kV Buljarica, Čanj i Đurmani);
• 2010-2015: izgradnja TS 35/10 kV Jaz 2×8 (2×8) MVA radi rasterećenja TS 35/10
kV Budva (Lazi) i Poddubovica;
• 2010-2015: polaganje 3 km kabla 35 kV TS 110/35 kV Budva – TS 35/10 kV Jaz;
• 2015-2020: polaganje 1,5 km kabla 35 kV TS 35/10 kV Poddubovica – TS 35/10 kV
Jaz;
• 2020-2025: izgradnja TS 35/10 kV Bečići 2×8 (2×8) MVA radi rasterećenja TS
35/10 kV Budva (Lazi) i Miločer;
• 2020-2025: polaganje 3 km kabla 35 kV TS 110/35 kV Budva – TS 35/10 kV Bečići.
Obnova postojećih objekata:
• obnova svih postojećih TS 35/10 kV;
• obnova svih vodova 35 kV Al/Č 95.
Ostala analizirana rješenja:
• izgradnja TS 35/10 kV Perazića Do kraj Petrovca: procijenjeno je da je u pogledu
kapaciteta transformacije rekonstruisana/izgrađena TS 110/35/10 kV Buljarica
dovoljna;
• paralelni vod 35 kV TS 110/35 kV Budva – TS 35/10 kV Miločer: pouzdano
napajanje TS 35/10 kV Miločer, kao i Čanj, Đurmani i Sutomore te rasterećenje
transformacije 110/35 kV Budva i Bar, riješeno je izgradnjom TS 110/35 kV
Buljarica;
• vod 35 kV Tivat – Budva Al/Č 35 nije predviđen za obnovu.
____________________________________________________________________________________________________________________
367/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
BAR
TS 110/35 kV Bar je vrlo povoljno locirana, praktično u centru potrošnje grada Bara te je
pred kraj posmatranog perioda predviđena u njenoj blizini direktna transformacija 110/10 kV
za rasterećenje TS 35/10 kV Bar (Topolica), Končar i Stari Bar. Transformacija 110/35 kV
mora ostati u pogonu radi vangradskih TS 35/10 kV Sutomore, Đurmani, Čanj i Veliki
Pijesak. Drugi značajni objekat je TS 110/35 kV Virpazar, glavni dio projekta Regionalnog
vodovoda, koji osim toga pretpostavlja dovršetak obnove TS 35/6 kV Podgor, obnovu
nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 Virpazar – Podgor, izgradnju TS 35/10 kV Reljići i 3 km
priključnog dalekovoda 35 kV Al/Č 95 te izgradnju nadzemnog voda 35 kV Barutana –
Pumpna stanica Karuč. Budući da ostaju u pogonu, potrebno je obnoviti sve TS 35/10 kV i
vodove 35 kV Al/Č 95.
Izgradnja novih objekata i rekonstrukcija postojećih:
• 2005-2010: izgradnja TS 110/35 kV Virpazar 2×20 (2×40) MVA kao dio projekta
Regionalnog vodovoda;
• 2005-2010: izgradnja TS 35/10 kV Reljići 2×4 (2×8) MVA;
• 2005-2010: izgradnja 3 km nadzemnog voda 35 kV TS 110/35 kV Virpazar – TS
35/10 kV Reljići;
• 2020-2025: izgradnja TS 110/10 kV Bar 2 2×20 (2×40) MVA u blizini TS 110/35 kV
Bar.
Obnova postojećih objekata:
• obnova voda 35 kV Virpazar – Podgor (2005-2010);
• obnova ostalih vodova 35 kV Al/Č 95;
• obnova svih postojećih TS 35/10 kV, osim nove TS 35/10 kV Virpazar.
Ostala analizirana rješenja:
• rekonstrukcija voda 35 kV Buljarica –Virpazar nije planirana, jer s izgradnjom TS
110/35 kV Virpazar i Buljarica služi samo za rezervno napajanje.
PODGORICA
ED Podgorica je započela s uvođenjem direktne transformacije izgradnjom TS 110/10 kV
Podgorica 3 i Podgorica 4, ali je takođe radi značajnog porasta potrošnje električne energije
u gradu i prigradskim naseljima i istovremenog nedostatka sredstava za dugoročnija
rješenja izgrađeno nekoliko TS 35/10 kV (Gorica Nova, Golubovci, Tuzi, Barutana, Ubli).
Time je praktično definisan srednjoročni smjer razvoja prigradske mreže kroz načelnu
primjenu dvostruke transformacije 110/35/10 kV, uprkos činjenici da je u načelu ugrađivana
već korišćena oprema, stara i više od 20 godina. Dodatni argument za takvu odluku su
relativno velike potrebe izgradnje TS 110/35 kV i 110/10 kV do 2015. godine u drugim
djelovima Crne Gore te nije realno insistirati na izgradnji dodatnih objekata samo radi
jednostavnosti koncepcije i ciljeva koji prelaze vremenski okvir ove studije. Naime, konačni
cilj je i dalje postupni prijelaz na direktnu transformaciju, ali radi relativno velike gustoće
opterećenja to je moguće na optimalni način sprovesti samo uz primjenu naponskog nivoa
20 kV ili značajna pojačanja mreže 10 kV u prigradskim područjima. Planirati zamjenu
svake postojeće TS 35/10 kV sa TS 110/10 kV bilo bi neracionalno. Nove planirane TS
110/10 kV su dvije gradske (Podgorica 5 i Podgorica 6 – Centar) te Tuzi, radi potrebe
paralelnog voda 110 kV Podgorica – Virpazar (dio kojeg je postojeći vod 110 kV u pogonu
____________________________________________________________________________________________________________________
368/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
na naponskom nivou 35 kV). Budući da je planirana rekonstrukcija mreže 35 kV na Al/Č 95
na trasi Podgorica – Golubovci – Virpazar, u posmatranom planskom periodu je predviđena
izgradnja TS 110/35 kV Golubovci. Moguće zamjensko rješenje, TS 110/10(20) kV
Golubovci i pretvaranje TS 35/10 kV Barutana, Gornja Zeta i Ponari u rasklopišta 10(20) kV,
nije moguće vrednovati bez detaljne analize mreže 10(20) kV. Planirano rješenje za porast
opterećenja TS 35/10 kV Danilovgrad je izgradnja postrojenja 10 kV u TS 110/35 kV
Danilovgrad i ugradnja jednog transformatora 110/10 kV ili korišćenje tercijara postojećeg
transformatora 110/35 kV.
Izgradnja novih objekata i rekonstrukcija postojećih:
• planirano u 2006. godini: izgradnja nadzemnog voda 35 kV TS 35/10 kV Ptič – TS
35/10 kV Veruša;
• planirano u 2006. godini: rekonstrukcija postrojenja 10 kV u TS 110/10 kV Podgorica
3, u skladu s aktualnim planovima;
• 2005-2010: izgradnja TS 110/10 kV Podgorica 5 2×40 (2×63) MVA;
• 2005-2010: izgradnja 9 km nadzemnog voda 110 kV TS 35/10 kV Tuzi – TS 35/10
kV Golubovci; vod u pogonu na naponskom nivou 35 kV do potrebe paralelnog voda
110 kV Podgorica – Virpazar;
• 2005-2010: izgradnja 3 km nadzemnog voda 110 kV TS 110/35 kV Podgorica 1 –
Smokovac (postojeći T-spoj voda za TS 35/10 kV Tuzi); vod u pogonu na
naponskom nivou 35 kV do potrebe paralelnog voda 110 kV Podgorica – Virpazar;
• 2005-2010: polaganje 3,4 km kabla 110 kV TS 110/35 kV Podgorica 1 – TS 35/10
kV Centar radi osiguranja osnovnog napajanja i pouzdanosti pogona gradske
kablovske mreže 35 kV prema (N-1) kriteriju; kabal u pogonu na naponskom nivou
35 kV do izgradnje TS 110/10 kV Podgorica 6 – Centar;
• 2005-2010: izgradnja 10 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 (u pogonu na
naponskom nivou 10 kV u prvoj fazi) TS 35/10 kV Barutana – Crpna stanica Karuč
(dio projekta Regionalnog vodovoda);
• 2005-2010: rekonstrukcija 28 km nadzemnog voda 35 kV TS 110/35 kV Podgorica 1
– Gornja Zeta – Golubovci – Virpazar; izgradnja novog voda Al/Č 95 umjesto
postojećih Al/Č 70, Al/Č 50 i Cu 50;
• 2005-2010: rekonstrukcija TS 35/10 kV Danilovgrad za transformaciju 2×8 MVA;
• 2005-2010: rekonstrukcija TS 35/10 kV Golubovci za transformaciju 2×8 MVA;
• 2010-2015: izgradnja TS 110/10 kV 2×10 (2×40) MVA Tuzi radi potrebe paralelnog
voda 110 kV Podgorica – Virpazar;
• 2010-2015: izgradnja 3 km paralelnog nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 TS 110/35 kV
Danilovgrad – TS 35/10 kV Danilovgrad radi preopterećenja postojećeg (Al/Č 70);
• 2010-2015: rekonstrukcija TS 35/10 kV Podanje za transformaciju 2×8 MVA;
• 2010-2015: rekonstrukcija TS 35/10 kV Gornja Zeta za transformaciju 2×8 MVA;
• 2010-2015: rekonstrukcija TS 35/10 kV Ponari za transformaciju 2×8 MVA;
• 2015-2020: izgradnja TS 110/10 kV 2×31,5 (2×63) MVA Podgorica 6 - Centar radi
rasterećenja postojeće transformacije 110/10 kV i 35/10 kV u Podgorici;
• 2015-2020: izgradnja 6 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 TS 110/35 kV Podgorica
1 – TS 35/10 kV Bioče radi osiguranja dvostranog napajanja;
• 2015-2020: izgradnja postrojenja 10 kV u TS 110/35 kV Danilovgrad i ugradnja
transformatora 110/10 kV radi rasterećenja TS 35/10 kV Danilovgrad;
• 2015-2020: rekonstrukcija TS 35/10 kV Barutana za transformaciju 2×8 MVA;
• 2020-2025: izgradnja TS 110/35 kV 1×20 (2×40) MVA Golubovci radi pouzdanosti
napajanja TS 35/10 kV Gornja Zeta, Barutana, Golubovci i Ponari.
Obnova postojećih objekata:
____________________________________________________________________________________________________________________
369/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
• obnova vodova 35 kV Al/Č 95;
• obnova voda 35 kV TS 110/35 kV Podgorica 1 – Smokovac;
• obnova postojećih TS 35/10 kV Gornja Zeta, Golubovci, Barutana, Ponari, Ubli i
Bioči; TS 35/10 kV Gorica Nova je suvremena te nije predviđena obnova do 2025.
godine;
• obnova postrojenja 10 kV gradske TS 35/10 kV Centar i prigradske TS 35/10 kV
Tuzi (buduće TS 110/10 kV) te gradskih TS 35/10 kV Ljubović i Gorica Stara
(buduća rasklopna postrojenja 10 kV); obnova postrojenja 10 kV TS 110/10 kV
Podgorica 3.
Ostala analizirana rješenja:
• izgradnja nadzemnog voda 35 kV (u pogonu na naponskom nivou 10 kV u prvoj fazi)
TS 35/10 kV Podanje – Crnci samo ako nije moguće rješenje na 10 kV (u budućnosti
20 kV);
• izgradnja TS 35/10 kV Crnci samo ako opterećenje TS 35/10 kV Podanje značajno
poraste i ako nije moguća rekonstrukcija za nazivnu snagu 2×8 MVA;
• obnova voda 35 kV Bioče – Ptič – Kolašin (nije ekonomski opravdana rekonstrukcija
za Al/Č 95); zamjena provodnika, izolatora i ovjesnog pribora stoji 30.000 €/km,
odnosno 480 000 € za vod 35 kV Bioče – Ptič i 900.000 € za vod 35 kV Kolašin –
Ptič ako se želi obnoviti cijela trasa; zamjensko rješenje je izgradnja
pojednostavnjene TS 110/10 kV Ptič priključene na vod 110 kV TS 110/35 kV
Podgorica 1 – TS 110/35 kV Andrijevci, koje stoji oko 1.000.000 €; sva rješenja su
vrlo skupa za 1 MVA vršnog opterećenja te treba odabrati najpovoljnije, ali tek kada
stalnost napajanja TS 35/10 kV Ptič bude potpuno nezadovoljavajuća;
• izgradnja nadzemnog voda 35 kV TS 35/10 kV Ljubović – TS 35/10 kV Gornja Zeta
nije potrebna nakon rekonstrukcije vodova 35 kV TS 110/35 kV Podgorica 1 –
Gornja Zeta – Golubovci – Virpazar.
CETINJE
Mreža 35 kV iz TS 110/35 kV Cetinje služi za redovno ili rezervno napajanje ruralnih
područja prema Podgorici, Nikšiću i Kotoru te ostaje u pogonu u toku cijelog posmatranog
studijskog perioda. U skladu s tim, predviđena su potrebna pojačanja gradske mreže 35 kV
i izgradnja TS 35/10 kV Cetinje 4. Budući da ostaju u pogonu sve TS 35/10 kV i vodovi 35
kV, potrebno ih je obnoviti.
Izgradnja novih objekata i rekonstrukcija postojećih:
• 2005-2010: rekonstrukcija (izgradnja) 13,5 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 TS
35/10 kV Cetinje 2 (Humci) – TS 35/10 kV Rijeka Crnojevića;
• 2005-2010: polaganje 2 km kablovskog voda 35 kV TS 110/35 kV Cetinje – TS
35/10 kV Cetinje 1 (Stari Obod); postojeći nadzemni vod 35 kV Al/Č 70 služi za
rezervno napajanje TS 35/10 kV Cetinje 1 (Stari Obod) i Cetinje 2 (Humci);
• 2005-2010: rekonstrukcija TS 35/10 kV Cetinje 1 (Stari Obod) za transformaciju 2×8
MVA;
• 2010-2015: izgradnja TS 35/10 kV Cetinje 4 (Donje Polja) 2×8 (2×8) MVA;
• 2010-2015: polaganje 1,5 km kablovskog voda 35 kV TS 35/10 kV Cetinje 4 (Donje
Polje) – TS 35/10 kV Cetinje 1 (Stari Obod);
• 2010-2015: polaganje 1,5 km kablovskog voda 35 kV TS 35/10 kV Cetinje 4 (Donje
Polje) – TS 35/10 kV Cetinje 2 (Humci);
____________________________________________________________________________________________________________________
370/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
• 2010-2015: izgradnja 10 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 (u pogonu na
naponskom nivou 10 kV u prvoj fazi) TS 35/10 kV Rijeka Crnojevića - Pumpna
stanica Karuč (dio projekta Regionalnog vodovoda);
• 2015-2020: rekonstrukcija (izgradnja) 13,5 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 TS
35/10 kV Rijeka Crnojevića - TS 35/6 kV Podgor radi osiguranja rezervnog
napajanja (dio projekta Regionalnog vodovoda);
• 2015-2020: rekonstrukcija TS 35/10 kV Rijeka Crnojevića za transformaciju 2×4
MVA;
• 2020-2025: polaganje 1 km kablovskog voda 35 kV TS 110/35 kV Cetinje – TS
35/10 kV Cetinje 2 (Humci); postojeći nadzemni vod 35 kV Al/Č 70 ostaje za
napajanje TS 35/10 kV Rijeka Crnojevića i po potrebi TS 35/6 kV Podgor.
Obnova postojećih objekata:
• planirano u 2006. godini: obnova TS 35/10 kV Cetinje 2 (Humci);
• planirano u 2006. godini: obnova postrojenja 35 kV TS 35/6 kV Podgor i
rekonstrukcija za nazivnu snagu 2×4 MVA; postrojenje 10(6) kV je već obnovljeno;
• obnova ostalih TS 35/10 kV;
• obnova vodova 35 kV Al/Č 95.
Ostala analizirana rješenja:
• izgradnja TS 35/0,4 kV Karuč za potrebe pumpne stanice ako napajanje preko dva
voda 35 kV u pogonu na naponskom nivou 10 kV dužine po 10 km ne zadovoljava;
• polaganje kablovskog voda 35 kV TS 35/10 kV Cetinje 1 (Stari Obod) – TS 35/10 kV
Cetinje 2 (Humci) je zamijenjeno petljom Cetinje 1 – Cetinje 4 – Cetinje 2.
MOJKOVAC-KOLAŠIN
Nakon izgradnje TS 110/35 kV Kolašin, snabdijevanje električnom energijom područja
Mojkovca se može riješiti direktnom transformacijom 110/10 kV, naročito ako za potrebe
rudnika Brskovo nije potrebna velika snaga kao u prošlosti. To znači da nije planirana
obnova postrojenja 35 kV u Mojkovcu. Područje Kolašina i TS 35/10 kV Ptič ostaju radijalno
napajani na naponskom nivou 110 kV i 35 kV. Duljina voda 35 kV TS 110/35 kV Podgorica
1 – TS 35/10 kV Kolašin (Breza) je 60 km, uglavnom tipa Al/Č 50, te ne postoji nikakva
značajnija mogućnost rezervnog napajanja iz tog smjera. Moguća rješenja su: izgradnja 19
km voda 35 kV Al/Č 95 TS 110/35 kV Mojkovac – TS 35/10 kV Kolašin (Breza), uz potrebu
zadržavanja transformacije 110/35 kV u TS Mojkovac, ili osiguranje rezervnog napajanja na
110 kV. Konačni odabir rješenja i dinamika ulaska u pogon ovisi o planu razvoja FC Prenos.
Izgradnja novih objekata i rekonstrukcija postojećih:
• planirano u 2006. godini: izgradnja TS 110/35 kV Kolašin 1×20 (2×40) MVA (budući
da je napajanje na 110 kV radijalno, nijesu potrebna dva transformatora);
• 2010-2015: polaganje 3 km kabla 35 kV TS 110/35 kV Kolašin – TS 35/10 kV
Kolašin (Breza) za osnovno napajanje; postojeći nadzemni vod tipa Al/Č 50 služi za
rezervno napajanje;
• 2010-2015: rekonstrukcija TS 35/10 kV Kolašin (Breza) za transformaciju 2×8 MVA;
• 2015-2020: zamjena transformacije u TS 110/35 kV Mojkovac sa 110/10 kV 2×10
MVA; koristi se postojeće postrojenje 10 kV a transformacija 35/10 kV 2×4 MVA se
ukida;
• 2020-2025 ili ranije ako se izgrade HE na Morači: osiguranje dvostranog napajanja
TS 110/35 kV Kolašin na 110 kV (u nadležnosti FC Prenos).
____________________________________________________________________________________________________________________
371/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Obnova postojećih objekata:
• obnova postrojenja 10 kV TS 35/10 kV Mojkovac; postrojenja 35 kV u TS 110/35 kV
Mojkovac i TS 35/10 kV Mojkovac se ne obnavljaju, već samo održavaju u
prihvatljivom stanju zamjenom opreme;
• obnova TS 35/10 kV Kolašin (Drijenak) i Kolašin (Breza);
• obnova nadzemnog voda 35 kV Kolašin – Rijeka Mušovića – Bjelasica;
• obnova nadzemnog voda 35 kV TS 110/35 kV Kolašin – TS 35/10 kV Kolašin
(Breza).
NIKŠIĆ
U Nikšiću, drugom po veličini gradu u Crnoj Gori, planirana je direktna transformacija
110/10 kV, najprije na lokaciji postojeće TS 35/10 kV Nikšić 2 (Kličevo), a zatim na lokaciji
TS 35/10 kV Nikšić 1 (Bistrica). Na taj način rješava se već postojeći problem
preopterećenja transformacije 35/10 kV u gradu. Treći značajni objekat je TS 110/35 kV
Brezna, za napajanje TS 35/10 kV prema Žabljaku i Pljevljama. Uprkos korišćenju direktne
transformacije 110/10 kV, postrojenja 35 kV je potrebno obnoviti. Postrojenje na lokaciji
Kličevo se koriste kao rasklopna postrojenja 35 kV, a TS 35/10 kV Nikšić 1 (Bistrica) je u
pogonu još 15-20 godina te je njegova obnova neophodna. Sve vodove 35 kV treba
obnoviti, uključujući i vod za rezervno napajanje TS 35/10 kV Čevo.
Izgradnja novih objekata i rekonstrukcija postojećih:
• 2005-2010: izgradnja TS 110/10 kV Nikšić - Kličevo 2×20 (2×40) MVA radi
rasterećenja transformacije 35/10 kV u gradu;
• 2010-2015: izgradnja TS 110/35 kV Brezna 1×10 (2×20) MVA radi normaliziranja
napona na području TS 35/10 kV Plužine, Unač i Mratinje te osiguranja dvostranog
napajanja u smjeru Pljevlja i Žabljaka;
• 2020-2025: izgradnja TS 110/10 kV Nikšić - Bistrica 2×20 (2×40) MVA radi
rasterećenja transformacije 35/10 kV u gradu;
Obnova postojećih objekata:
• obnova vodova 35 kV Al/Č 95;
• obnova voda 35 kV tipa Cu 35 Glava Zete – Čevo;
• 2005-2010: obnova TS 35/10 kV Nikšić 1 (Bistrica);
• obnova svih ostalih postojećih TS 35/10 kV osim nove TS 35/10 kV Nikšić 3
(Trebjesa) i postrojenja 35 kV u TS 110/35/10 kV Vilusi, gdje se radi malog
opterećenja može koristiti tercijar postojećeg transformatora za direktnu
transformaciju 110/10 kV (nazivna snaga 3 MVA).
Ostala analizirana rješenja:
• izgradnja TS 110/35/10 kV Grebice je zamijenjena izgradnjom dvije TS 110/10 kV u
gradu, uz zadržavanje TS 110/35 kV Nikšić.
____________________________________________________________________________________________________________________
372/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
PLJEVLJA-ŽABLJAK
Iako je mreža 35 kV na području ED Pljevlja i Žabljak samo djelimično zadovoljavajućeg
kvaliteta, njena ukupna dužina i razgranatost zahtijeva zadržavanje postojeće koncepcije
transformacije 110/35/10 kV tokom cijelog posmatranog perioda. Glavna ulaganja su u
gradsku kablovsku mrežu 35 kV te TS 110/35 kV Žabljak, čijom izgradnjom se, uz TS
110/35 kV Brezna (ED Nikšić), konačno normalizuje napajanje električnom energijom
krajnjeg sjeverozapada Crne Gore. Budući da ostaju u pogonu, potrebno je obnoviti sve TS
35/10 kV i sve vodove 35 kV.
Izgradnja novih objekata i rekonstrukcija postojećih:
• 2010-2015: izgradnja TS 110/35 kV Žabljak 1×10 (2×20) MVA (budući da je
napajanje na 110 kV radijalno, nijesu potrebna dva transformatora);
• 2010-2015: polaganje 2 km kabla 35 kV TS 110/35 kV Pljevlja – TS 35/10 kV Guke
za osnovno napajanje; postojeći nadzemni vod tipa Al/Č 50 služi za rezervno
napajanje;
• 2015-2020: polaganje 3 km kabla 35 kV TS 110/35 kV Pljevlja – TS 35/10 kV Pljevlja
(Volođa) za osnovno napajanje; postojeći nadzemni vod tipa Al/Č 95 služi za
rezervno napajanje;
• 2020-2025 ili 2015-2020 ako se gradi HE Komarnica: izgradnja nadzemnog voda
110 kV TS 110/35 kV Brezna - TS 110/35 kV Žabljak radi osiguranja pouzdanog
napajanja prstena 35 kV Brezna – Pljevlja – Žabljak;
• 2020-2025: polaganje 3 km kabla 35 kV TS 35/10 kV Pljevlja (Volođa) – TS 35/10
kV Guke.
Obnova postojećih objekata:
• obnova postojećih vodova 35 kV (svih presjeka);
• obnova postojećih TS 35/10 kV.
Ostala analizirana rješenja:
• izgradnja voda 35 kV TS 35/10 kV Njegovuđe – TS 35/0,4 kV Đurđevića Tara;
budući da se radi o osiguranju dvostranog napajanja, ulazi u plan samo ako
opterećenje značajno poraste;
• TS 35/10 kV Maoče i potrebni priključni vod 35 kV ulazi u plan samo ako
opterećenje ovog područja značajno poraste u odnosu na manje od 1 MVA, s koliko
se računa tokom cijelog perioda planiranja.
BIJELO POLJE
Postojeći sistem transformacija 110/35/10 kV ostaje u pogonu u toku cijelog posmatranog
perioda te je potrebno obnoviti sve TS 35/10 kV i sve vodove 35 kV. Nijesu planirana
nikakva nova veća ulaganja.
Obnova postojećih objekata:
• obnova postojećih vodova 35 kV (svih presjeka);
• obnova postojećih TS 35/10 kV.
Ostala analizirana rješenja:
____________________________________________________________________________________________________________________
373/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
• izgradnja TS 110/35 kV Nedakusi nije nužna; pretpostavljeno je da se analizirani
porast opterećenja može rasporediti na TS 35/10 kV Nedakusi, Medanovići i
Ribarevine uz odgovarajuću izgradnju povezne mreže 10 kV.
BERANE – ROŽAJE
Nakon havarije voda 35 kV Berane – Andrijevica umjesto obnove izgrađena je TS 110/35
kV Andrijevica, ostavljajući napajano iz TS 110/35 kV Berane, osim gradskih TS 35/10 kV,
još samo područje Rožaja. Kada se radi velikog pada napona vod (110)35 kV Berane –
Rožaje podigne na naponski nivo 110 kV, dobivaju se dva relativno izolovana područja s
međusobno bliskim TS 35/10 kV (Berane Rudeš, Centar, Polica i Celuloza, odnosno Rožaje
i Zeleni). TS 110/35 kV Barane i Rožaje su idealni kandidati za direktnu transformaciju
110/10 kV. Trenutak prelaza na takvo rješenje zavisi od potreba obnove postrojenja 35 kV u
TS 110/35 kV i TS 35/10 kV: da bi se izbjegao trošak obnove uvodi se direktna
transformacija 110/10 kV i obnavljaju samo postrojenja 10 kV koja mogu poslužiti kao
rasklopna i vodovi 35 kV koji se mogu iskoristiti na naponskom nivou 10 kV. Na području
Andrijevice ostaje sistem 110/35/10 kV i tu je potrebno obnoviti sve vodove i TS 35/10 kV.
Izgradnja novih objekata i rekonstrukcija postojećih:
• 2005-2010: polaganje 2,5 km kabla 35 kV TS 110/35 kV Berane – TS 35/10 kV
Berane (Rudeš) – TS 35/10 kV Berane (Centar) za osiguranje pouzdanog napajanja
gradskih TS 35/10 kV; kasnije će služiti na naponskom nivou 10 kV;
• 2005-2010: rekonstrukcija TS 35/10 kV Rožaje za transformaciju 2×8 MVA;
• 2010-2015: zamjena jednog transformatora 110/35 kV u TS Berane s
transformatorom 110/10 kV; transformacija 35/10 kV 2×8 MVA i postrojenje 35 kV
služe za rezervno napajanje u slučaju neraspoloživosti transformatora 110/35 kV
ili110/10 kV do pripreme cijele mreže za napajanje iz TS 110/10 kV 2×20 MVA;
izbjegava se trošak obnove postrojenja 35 kV na području Berana;
• 2010-2015: izgradnja 20 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 TS 110/35 kV
Andrijevica – TS 35/10 kV Gusinje za osnovno napajanje Gusinja i rezervno
napajanje Plava; postojeći nadzemni vod tipa Al/Č 95 služi za rezervno napajanje;
• 2010-2015: izgradnja TS 110/35 kV Rožaje 2×20 (2×40) MVA;
• 2010-2015: rekonstrukcija TS 35/10 kV Andrijevica za transformaciju 2×8 MVA;
• 2015-2020: konačna faza uvođenja direktne transformacije 110/10 kV 2×20 MVA na
području Berana;
• 2015-2020: rekonstrukcija TS 35/10 kV Plav za transformaciju 2×8 MVA;
• 2020-2025 ili s izgradnjom TE Berane 2010-2015: vod 110 kV Rožaje – Tutin za
dvostrano napajanje Rožaja;
• 2020-2025: konačna faza uvođenja direktne transformacije 110/10 kV 2×20 MVA na
području Rožaja.
Obnova postojećih objekata:
• obnova postojećih vodova 35 kV (svih presjeka);
• obnova TS 35/10 kV na području Andrijevice;
• obnova postrojenja 10 kV na području Berana i Rožaja, osim novog postrojenja u TS
35/10 kV Rudeš.
____________________________________________________________________________________________________________________
374/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
ULCINJ
Kao i na ostatku crnogorskog primorja, radi relativno velike gustoće opterećenja ostaje u
pogonu transformacija 110/35/10 kV. Glavni planirani novi objekti su vod 110 kV za
osiguranje dvostranog napajanja i TS 35/10 kV Novi Ulcinj.
Izgradnja novih objekata i rekonstrukcija postojećih:
• 2005-2010: proširenje TS 110/35 kV, ugradnja drugog transformatora i izgradnja
voda 110 kV Bar - Ulcinj;
• 2015-2020: izgradnja TS 35/10 kV 2×8 (2×8) MVA Novi Ulcinj;
• 2015-2020: polaganje 2 km kabla 35 kV TS 110/35 kV Ulcinj – TS 35/10 kV Novi
Ulcinj;
• 2020-2025: polaganje 2 km kabla 35 kV TS 35/10 kV Novi Ulcinj – TS Velika
Plaža 1.
Obnova postojećih objekata:
• obnova postojećih vodova 35 kV (svih presjeka);
• obnova TS 35/10 kV.
Ostala analizirana rješenja:
• izgradnja voda 35 kV TS 110/35 kV Ulcinj – TS 35/10 kV Ostros radi osiguranja
pouzdanosti napajanja prema (N-1) kriteriju tek kada postojeći vod postane toliko
nepouzdan da je to opravdano troškovima neisporučene električne energije.
4.4.2 Izgradnja novih TS po naponskim nivoima
Pod izgradnjom se podrazumijevaju nove transformatorske stanice. Osim njih, u ovom
poglavlju su obuhvaćene i rekonstrukcije postojećih transformatorskih stanica radi
povećanja projekatovane snage, najčešće s 2×4 MVA na 2×8 MVA. Dakle, usvojena je
terminologija prema kojoj rekonstrukcija obuhvaća povećanje projektovane instalisane
snage (na primjer sa 2x4 MVA na 2x8 MVA), pri čemu se troškovi uglavnom svode na
kupovinu transformatora veće snage, a nije predviđena zamjena opreme u postrojenjima.
Za razliku od rekonstrukcije, obnova obuhvaća zamjenu primarne i sekundarne opreme u
postrojenima (odnosno zamjenu čitavih postrojenja suvremenim sklopnim blokovima), bez
zamjene transformatora.
4.4.2.1 Izgradnja novih i rekonstrukcija postojećih TS 110/10 kV i 35/10(20) kV
Glavni kriterij planiranja izgradnje novih TS 110/10(20) kV i TS 35/10(20) kV te
rekonstrukcije postojećih radi povećanja projekatovane snage je iskoristivost transformacije
u postojećim trafostanicama, odnosno poređenje očekivanog vršnog opterećenja
trafostanice s maksimalnom snagom transformacije, tj. ukupnom nazivnom snagom
transformatora koji se mogu ugraditi u trafostanicu. Zamjena trenutno ugrađenih
transformatora jedinicama veće nazivne snage se posmatra odvojeno.
____________________________________________________________________________________________________________________
375/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Izvršena je detaljna analiza vršnih opterećenja i njihove raspodjele među trafostanicama.
Polazna godina je 2004. a vršna opterećenja u budućnosti proračunavaju se na osnovu
stopa porasta opterećenja u srednjem scenariju predviđanja potrošnje energije.
Osim iskoristivosti trafostanica kao osnovnog kriterijuma primijenjenog u okviru ovog
planiranja razvoja transformacije, uzeta su u obzir još dva važna elementa: vrijednosti
napona u srednjenaponskom mreži i načelna orijentacija za postepeni prelazak na direktnu
transformaciju 110/10(20) kV i odumiranje 35 kV mreže. U skladu s tim su predložene neke
trafostanice koje omogućavaju popravljanje nezadovoljavajućih vrijednosti napona, iako s
obzirom na opterećenje nijesu potrebne, a s druge strane su neke trafostanice 35/10(20) kV
zamijenjene novima 110/10(20) kV iako nijesu u potpunosti iskorišćene s obzirom na
ugrađenu transformaciju.
Radi preglednosti je posmatrana i transformacija 110/35 kV i 110/10 kV, iako je vlasništvo
FC Distribucije samo postrojenje 10 kV. U Tabelama 4.7 i 4.8 prikazana je potrebna
izgradnja novih TS 110/35 kV i 110/10(20) kV te rekonstrukcija postojećih TS 110/35 kV u
110/10(20) kV. Zamjene transformatora obrađene su odvojeno u poglavlju 3. Troškovi
vezani uz TS 110/10 kV uvršteni su u plan razvoja FC Prenos, osim troškova raspleta
10(20) kV, koji su uvršteni u poglavlju 4.4.4.2.
____________________________________________________________________________________________________________________
376/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.7. Plan izgradnje i rekonstrukcije TS 110/35 kV i TS 110/10(20) kV
TS 110/35 kV /
TS 110/10(20) kV
PLANSKI
PERIOD
SPROJ
(MVA)
110/35-10(20) kV BERANE 2010-2015 2x40
110/10(20) kV MOJKOVAC 2015-2020 2x40
110/35 kV DANILOVGRAD 2015-2020 2x40
110/10 kV PODGORICA 5 2005-2010 2x63
110/35 kV KOTOR -
ŠKALJARI
110/10 kV NIKŠIĆ -
KLIČEVO
2005-2010 2x40
2005-2010 2x40
110/35 kV VIRPAZAR 2005-2010 2x40
110/35 kV KOLAŠIN 2005-2010 2x40
110/35 kV BULJARICA 2010-2015 2x40
110/35 kV ROŽAJE 2010-2015 2x40
110/35 kV ŽABLJAK 2010-2015 2x20
110/35 kV BREZNA 2010-2015 2x20
110/10 kV TUZI 2010-2015 2x40
110/10 kV PODGORICA 6 –
CENTAR
110/10 kV NIKŠIĆ -
BISTRICA
2015-2020 2x63
2020-2025 2x40
110/10 kV BAR 2 2020-2025 2x40
110/35 kV GOLUBOVCI 2020-2025 2x40
VRSTA TS / OPIS
REKONSTRUKCIJE
ugradnja jednog transformatora
110/10 kV, 2015-2020 oba
transformatora 110/10 kV
rekonstrukcija na TS 110/10 kV
2×10 MVA
ugradnja jednog transformatora
110/10 kV
nova gradska TS 110/10 kV
2×31,5 MVA
vangradska TS 110/35 kV 2×20
MVA
nova gradska TS 110/10 kV
2×20 MVA
nova vangradska TS 110/35 kV
2×20 MVA
nova modularno građena
vangradska TS 110/35 kV 20
MVA
nova modularno građena
vangradska TS 110/35 kV 20
MVA
nova modularno građena
vangradska TS 110/35 kV,
2020-2025 110/10 kV
nova pojednostavnjena TS
110/35 kV 10 MVA
nova pojednostavnjena TS
110/35 kV 10 MVA
nova vangradska TS 110/10 kV
2×10 MVA
nova gradska TS 110/10 kV
2×31,5 MVA
nova gradska TS 110/10 kV
2×20 MVA
nova gradska TS 110/10 kV
2×20 MVA
nova modularno građena
vangradska TS 110/35 kV 20
MVA
____________________________________________________________________________________________________________________
377/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.8. Pregled dinamike izgradnje i rekonstrukcije TS 110/35 kV i TS 110/10(20)
kV
PLANSKI
PERIOD
Broj TS 110/35 kV / TS 110/10 kV
izgradnja rekonstrukcija
2005-2010 5 -
2011-2015 5 1
2016-2020 1 2
2021-2025 3 -
UKUPNO 14 3
U Tabeli 4.9. dat je popis potrebne izgradnje novih TS 35/10(20) kV i rekonstrukcije
postojećih radi povećanja moguće ugrađene snage transformacije. Pripadajući troškovi
izgradnje novih TS 35/10(20) kV dani su u Tabeli 4.10, dok su troškovi transformatora za
rekonstrukcije obuhvaćeni u zbirnim troškovima zamjene transformatora na nivou cijele FC
Distribucije. Obnova TS 35/10(20) kV radi dotrajalosti prikazana je u poglavlju 4.4.3.1,
vodovi 35 kV za priključak novih TS 35/10 kV u poglavlju 4.4.4.1, a potrebni priključni
vodovi 10(20) kV iz novih TS 35/10 kV u poglavlju 4.4.4.2.
Tabela 4.9. Plan izgradnje i rekonstrukcije TS 35/10 kV
ED TS 35/10 kV
BUDVA Buljarica
CETINJE
CETINJE
Cetinje 1
(Stari Obod)
Cetinje 2
(Humci)
KOTOR Škaljari
KOTOR Dobrota
PODGORIC
A
PODGORIC
A
Danilovgrad
Golubovci
ROŽAJE Rožaje
BERANE Andrijevica
KOLAŠIN
PODGORIC
A
PODGORIC
A
Kolašin
(Breza)
Podanje
Gornja Zeta
PLANSK
I
PERIOD
2005-
2010
2005-
2010
2005-
2010
2005-
2010
2005-
2010
2005-
2010
2005-
2010
2005-
2010
2010-
2015
2010-
2015
2010-
2015
2010-
2015
SPROJ
(MVA)
8+8
8+8
8+8
12,5+12,
5
8+8
8+8
8+8
8+8
8+8
8+8
8+8
8+8
CIJENA BEZ
TRANSFORMATOR
A
(€)
(obuhvaćeno u
Tabeli 4.12)
OPIS
RADOVA
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
____________________________________________________________________________________________________________________
378/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
ED TS 35/10 kV
PODGORIC
A
Ponari
BERANE Plav
CETINJE
PODGORIC
A
R.Crnojević
a
Barutana
KOTOR Risan
HERCEG
NOVI
Zelenika
BAR Reljići
KOTOR Klinci
BUDVA Jaz
CETINJE
Cetinje 4
(Donje
Polje)
ULCINJ Novi Ulcinj
BUDVA Bečići
PLANSK
I
PERIOD
2010-
2015
2015-
2020
2015-
2020
2015-
2020
2020-
2025
2005-
2010
2005-
2010
2010-
2015
2010-
2015
2010-
2015
2015-
2020
2020-
2025
SPROJ
(MVA)
8+8
8+8
4+4
8+8
8+8
CIJENA BEZ
TRANSFORMATOR
A
(€)
8+8 770 000
8+8 770 000
8+8 770 000
OPIS
RADOVA
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
rekonstrukcij
a
nova
vangradska
nova
vangradska
nova
vangradska
8+8 870 000 nova gradska
8+8 870 000 nova gradska
8+8 870 000 nova gradska
8+8 870 000 nova gradska
Tabela 4.10. Pregled dinamike izgradnje i rekonstrukcije TS 35/10(20) kV
PLANSKI
PERIOD
Broj TS 35/10(20) kV
izgradnja rekonstrukcija
Troškovi izgradnje TS 35/10(20)
kV (€)
2005-2010 2 8 1 540 000
2011-2015 3 5 2 510 000
2016-2020 1 3 870 000
2021-2025 1 1 870 000
UKUPNO 7 17 5 790 000
Vidljivo je da nakon 2015. godine nije predviđena značajnija izgradnja TS 35/10(20) kV.
Razlog je načelna orijentacija na direktnu transformaciju 110/10(20) kV i postepeno
napuštanje naponskog nivoa 35 kV: od postojeće dvije TS 110/10(20) kV dostiže se 12 na
kraju posmatranog perioda. Ukupno gledano, analiza pokazuje izraženu potrebu izgradnje
novih trafostanica u sljedećih deset godina. To je posljedica s jedne strane usporene
izgradnje u toku proteklih godina, a s druge strane predviđenog porasta potrošnje u
____________________________________________________________________________________________________________________
379/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
budućnosti. Velika većina trafostanica je predviđena radi povećanja potrošnje električne
energije, a samo mali dio je planiran radi problema s iznosom napona ili drugih razloga. Uz
to je predviđen i značajan broj rekonstrukcija postojećih transformatorskih stanica.
Izgradnja novih trafostanica planirana je prema kriterijumima koji se u osnovi svode na
kriterij "N-1". Ako se privremeno odustane od načelne primjene tog kriterijuma, moguće je
određeno odlaganje izgradnje nekih objekata. Međutim, takve slučajeve bi svakako trebalo
posmatrati pojedinačno i utvrditi pouzdanost napajanja 10(20) kV mreže i moguće troškove
neisporučene energije.
Prilikom procjene troškova izgradnje novih TS 35/10(20) kV nijesu uzeti u obzir troškovi
transformatora. Nabavka novih transformatora posmatrana je na nivou cijele FC
Distribucije, dakle uz pretpostavku seljenja transformatora iz jedne transformatorske stanice
u drugu, na osnovu sljedećih kriterijuma:
• dopušteno kratkotrajno preopterećenje transformatora,
• moguće prebacivanje opterećenja na bliske susjedne TS 35/10 kV,
• životni vijek transformatora jednak 40 godina,
• jedan transformator u transformatorskoj stanici koja nema dvostrano napajanje, i
• jedan transformator u transformatorskoj stanici vršnog opterećenja do 2,5 MVA.
Iz podataka o starosti pojedinih postojećih transformatora i pretpostavljenog životnog vijeka
dobiven je broj transformatora koji izlaze iz pogona u pojedinom petogodištu. Ukupno u
posmatranom periodu radi toga treba zamijeniti 81 transformator, od čega 28 nazivne
snage manje od 4 MVA, 34 nazivne snage 4 MVA te 19 nazivne snage 8 MVA. Na osnovu
ovakvih pretpostavki dobivena je potrebna dinamika nabave novih transformatora
35/10(20) kV, prikazana u Tabeli 4.11. Vidljivo je da je potrebno kupiti ukupno 79
transformatora, od čega 56 nazivne snage 8 MVA. U toku cijelog posmatranog perioda broj
transformatora varira od početnih 142, preko maksimalnih 151 2015. godine do 140 2025.
godine. Pad broja transformatora u drugoj polovini posmatranog perioda je posljedica
izgradnje transformacije 110/10(20) kV i u skladu s tim ukidanja nekih TS 35/10 kV (npr.
Berane 1, 2 i 3, Rožaje i Zeleni, Mojkovac, Nikšić Kličevo i Bistrica, Vilusi, Podgorica
Centar, Ljubović i Gorica Stara, Tuzi).
Tabela 4.11. Pregled dinamike nabave novih transformatora 35/10(20) kV
PLANSKI
PERIOD
Broj novih transformatora 35/10(20) kV
1,6 MVA 2,5 MVA 4 MVA 8 MVA 12,5 MVA UKUPNO
2005-2010 0 0 1 19 3 23
2011-2015 0 0 0 17 0 17
2016-2020 4 2 1 9 0 16
2021-2025 2 3 7 11 0 23
UKUPNO 6 5 9 56 3 79
____________________________________________________________________________________________________________________
380/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
PLANSKI
PERIOD
Tabela 4.12. Troškovi nabavke novih transformatora 35/10(20) kV
4.4.2.2 Izgradnja novih TS 10(20)/0,4 kV
Troškovi novih transformatora 35/10(20) kV (€)
1,6 MVA 2,5 MVA 4 MVA 8 MVA 12,5 MVA UKUPNO
2005-2010 0 0 38 500
1 330
000
312 000
1 680
500
2011-2015 0 0 0
1 190
000
0
1 190
000
2016-2020 96 000 55 000 38 500 630 000 0 819 500
2021-2025 48 000 82 500 269 500 770 000 0
UKUPNO 144 000 137 500 346 500
3 920
000
312 000
1 170
000
4 860
000
U TS 10(20)/0,4 kV nije predviđena rezerva u transformaciji. Optimalni broj i instalisana
snaga transformacije na nekom području uslovljeni su gustoćom potrošnje. Na područjima s
niskom gustoćom potrošnje treba graditi TS 10(20)/0,4 kV sa malom snagom transformacije
te s kratkim izvodima niskog napona. Uopšteno govoreći, u distributivnim mrežama na
području Crne Gore nije poštovano to načelo. Vangradske TS 10(20)/0,4 kV
dimenzionisane su tako da prihvate relativno veliku potrošnju, a to je rezultiralo dugačkim
izvodima te velikim padovima napona. Da bi se stanje popravilo, a takođe i pratio porast
potrošnje u budućnosti, razvoj treba zasnivati na interpolaciji novih TS 10(20)/0,4 kV u
postojeću mrežu niskog napona. Takav pristup je opravdan i s obzirom na odnos cijena
trafostanica i vodova.
Izgradnja novih TS 10(20)/0,4 kV radi praćenja porasta potrošnje i racionalizacije sistema
distribucije električne energije na nivou niskog napona počiva na referentnom scenariju
porasta potrošnje električne energije. Radi ograničenosti podataka nije moguća detaljna
analiza mreže niskog napona i u skladu s njenim stanjem utvrđivanje potrebne izgradnje
novih TS 10(20)/0,4 kV. Stoga su za poređenje i cilj kojem EPCG teži u pogledu
transformacije 10(20)/0,4 kV i mreže niskog napona korišćeni podaci EDF-a i HEP-a.
Temelj za takvu usporednu analizu su sličnosti između Crne Gore i Francuske, odnosno
Hrvatske, u pogledu raznolikosti distributivnih mreža: jedan veliki i više manjih gradskih
centara, različiti tipovi ruralnih mreža u pogledu gustoće potrošnje(ravničarsko, primorsko i
planinsko područje). Osnovna pretpostavka je da je Francuska mreža dobro izgrađena i
prema tome primjer koji treba slijediti, a za poređenje su radi pouzdanosti i dostupnosti
potrebnih podataka odabrana sljedeća dva kriterijuma:
1. odnos potrošnje energije na niskom naponu i ugrađene snage transformacije u TS
10(20)/0,4 kV (iskorišćenje transformacije kWh/kVA) i
2. dužina mreže niskog napona po TS 10(20)/0,4 kV.
Detaljniji podaci, kao npr. vršno opterećenje TS 10(20)/0,4 kV ili dužina izvoda niskog
napona, najčešće su dostupni samo kao procjene te stoga nijesu korišćeni. Prilikom
poređenja potrebno je uzeti u obzir ukupnu potrošnju na niskom naponu, kako naplaćenu,
tako i nenaplaćenu (netehničke gubitke).
____________________________________________________________________________________________________________________
381/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Vrijednosti globalnih pokazatelja stanja TS 10(20)/0,4 kV i mreže niskog napona 1996. i
2004. godine prikazane su u Tabeli 4.13. za EPCG, HEP i EDF. Iako je u pogledu dužine
mreže niskog napona po TS 10(20)/0,4 kV između 1996. i 2004. godine ostvaren značajni
napredak (smanjenje s 4,4 km na 3,5 km), gruba procjena uz zanemarenje promjene dužine
mreže niskog napona pokazuje da bi za dostizanje prosjeka EDF-a od 1 km trebalo
povećati broj TS 10(20)/0,4 kV 3,5 puta. Budući da se radi o velikim ulaganjima, postavljen
je skromniji cilj: prosječna vrijednost pokazatelja za EDF i HEP (1,8 km). U pogledu
iskorišćenja transformacije razlika nije toliko velika te je postavljen cilj jednak prosjeku u
mreži EDF-a.
Prilikom analize su korišćene sljedeće pretpostavke:
� porast potrošnje električne energije na niskom naponu u skladu s referentnim
scenarijem;
� udio KTS u novoizgrađenim TS 10(20)/0,4 kV 27%;
� prosječna nazivna snaga transformatora u novim STS je 70 kVA, a u novim KTS 450
kVA; nove trafostanice u ruralnim područjima će se graditi s transformatorima manje
nazivne snage (50 MVA ili čak manje), a u većim gradovima će se ugrađivati
transformatori velike snage;
� dužina mreže niskog napona se skraćuje interpolacijom novih TS 10(20)/0,4 kV, jer
se dio mreže može demontirati; pretpostavljeno je skraćenje po novoj STS
proporcionalno dužini mreže po TS i broju novih STS; kako dužina mreže po TS
opada, smanjuje se i skraćenje po novoj STS od 643 m u periodu od 2005. do 2010.
godine na 217 m u periodu od 2005. do 2010. godine, s prosjekom u toku
posmatranog perioda jednakim 394 m.
Budući da se radi o vrlo velikim ulaganjima, a i radi nedostataka podataka za tačniju analizu
stvarnih potreba, pretpostavljena je jednolika izgradnja novih TS 10(20)/0,4 kV tokom
cijelog posmatranog perioda. U skladu s gore navedenim pretpostavkama dobivena je
potrebna interpolacija 20% postojećeg broja TS 10(20)/0,4 kV u svakom petogodištu,
odnosno ukupno povećanje broja TS 10(20)/0,4 kV za 80%.
____________________________________________________________________________________________________________________
382/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.13. Globalni pokazatelji stanja TS 10(20)/0,4 kV i mreže niskog napona
GLOBALNI POKAZATELJ
EPCG
1996 2004 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
383/524
HEP
1996
EDF
1996
Dužina mreže 0,4 kV po TS (km) 4,4 3,5 2,8 2,4 2,0 1,8 2,6 1,0
Iskorišćenje TS (kWh/kVA)
1
655
1
449
Potrošnja po TS (MWh) 465 464 405 356 323 292 343 197
Ugrađena snaga po TS (kVA) 281 320 296 278 265 255 260 172
Gustoća potrošnje (MWh/km 2 ) 84 102 113 122 126 129 122 244
Gustoća ugrađene snage
(kVA/km 2 )
1
370
1
280
1
220
1
146
1
318
1
144
61 86 96 105 114 123 92 213
Broj TS na 100 km 2 22 27 32 38 43 48 35 124
Iz Tabele 4.13. vidljivo je da takva dinamika interpolacije novih TS 10(20)/0,4 kV u mrežu
niskog napona vodi na postizanje zadatih ciljeva u pogledu vrijednosti oba posmatrana
kriterijuma do 2025. godine. Takođe je i u svim ostalim globalnim pokazateljima stanja TS
10(20)/0,4 kV i mreže niskog napona primjetan trend približavanja EDF-u kao uzoru.
Osim povećanja broja STS s 1987 na 4159 (za 109%), odnosno KTS s 1732 na 2538 (za
46%), posljedica je i blago skraćenje dužine mreže niskog napona s 12 936 km na
12 080 km (za 7%). Dinamika izgradnje TS 10(20)/0,4 kV potrebna za prikazanu strategiju
razvoja mreže niskog napona i praćenje porasta potrošnje prikazana je u Tabeli 4.14.
PLANSKI
PERIOD
Tabela 4.14. Pregled dinamike izgradnje TS 10(20)/0,4 kV
STS KTS
Broj TS Troškovi (€)
ukupn
o
STS KTS ukupno
2005-2010 543 201 744 6 516 000 7 839 000
2011-2015 543 201 744 6 516 000 7 839 000
2016-2020 543 201 744 6 516 000 7 839 000
2021-2025 543 201 744 6 516 000 7 839 000
UKUPNO 2 172 804 2 976
26 064
000
31 356
000
14 355
000
14 355
000
14 355
000
14 355
000
57 420
000
Potrebe za izgradnjom priključnih vodova 10(20) kV za ove TS 10(20)/0,4 kV prikazane su u
poglavlju 4.4.4.2. Pretpostavljena je prosječna dužina priključnog kabla od 700 m po KTS te
priključnog nadzemnog voda od 500 m po STS. Budući da se nove trafostanice interpoliraju
u postojeću mrežu niskog napona, nije predviđeno povećanje mreže niskog napona, već se
u skladu s gore navedenim pretpostavkama očekuje upravo suprotno: demontaža dijelova
mreže niskog napona.

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
U skladu s koncepcijom da se porast potrošnje najvećim dijelom prati interpoliranjem novih
trafostanica u postojeću mrežu niskog napona, investicije u nove TS 10(20)/0,4 kV i
priključne 10(20) kV vodove predstavljaju najveći dio investicija u distributivnoj djelatnosti.
Primjerice, troškovi izgradnje novih TS 10(20)/0,4 kV su šest puta veći od troškova
izgradnje novih i rekonstrukcije radi povećanja snage postojećih TS 35/10(20) kV.
4.4.3 Obnova postojećih TS po naponskim nivoima
4.4.3.1 Obnova TS 110/10(20) kV i 35/10(20) kV
Temeljni problem u TS X/10(20) kV je tehnološka zastarjelost postrojenja 35 kV i 10(20) kV.
S obzirom na zastupljenost i starost ugrađene opreme, najveći problem predstavljaju
sljedeće komponente:
• malouljni prekidači,
• elektromehanička zaštita,
• sistemi jednosmjernog razvoda,
• sistemi za kompenzaciju jalove snage,
• nedostatak sistema za uzemljenje neutralne tačke.
Već danas su prisutni problemi s rezervnim djelovima kod navedene opreme; procjenjuje se
da poslije 2015. godine praktično neće biti moguće održavati tu opremu uz prihvatljive
troškove. Zato se predlaže obnova TS 110/10(20) kV i TS 35/10(20) kV s ugrađenom
zastarjelom tehnologijom, uz uslov da će biti u funkciji barem do 2020. godine. Pretpostavlja
se da se mijenjaju sljedeće komponente:
• ugrađuju se savremeni sklopni blokovi s integrisanom numeričkom zaštitom za
postrojenje 35 kV i 10(20) kV,
• postrojenja za uzemljenje neutralne tačke 10(20) kV,
• kondenzatorske baterije,
• sistem jednosmjernog napajanja i
• lokalni sistem za priključak na distributivni dispečerski centar.
Od dvije postojeće TS 110/10 kV, klasično postrojenje 10 kV s malouljnim prekidačima
ugrađeno je u TS Podgorica 3. Obnova tog postrojenja predviđena je do 2010. godine, a
troškovi procijenjeni na 1 100 000 € (uključeno 20 vodnih polja 20 kV, 2 transformatorska
polja 20 kV, 8 ostalih polja 20 kV bez prekidača, 2 postrojenja za uzemljenje neutralne
tačke 10(20) kV, 2 kondenzatorske baterije i sistem jednosmjernog napajanja).
Samo pet TS 35/10 kV u vlasništvu EPCG ima savremena postrojenja (TS 35/10 kV
Virpazar, Gorica Nova, Rudeš, Nikšić 3 (Trebjesa) i Morinj). U osam TS 35/10 kV u kojima
se prije 2020. godine ukida transformacija 35 kV, radi izgradnje direktne transformacije
110/10(20) kV (Berane 1, 2 i 3, Mojkovac, Vilusi, Podgorica Centar i Gorica Stara, Tuzi; u
Nikšić Kličevo ostaje i rasklopište 35 kV) ne treba obnavljati postrojenje 35 kV. Ostale
transformatorske stanice treba obnoviti. Definisane su četiri klase TS 35/10(20) kV:
• 16 gradskih: 3 vodna polja 35 kV, 2 transformatorska polja 35 kV, 1 polje 35 kV bez
prekidača, 12 vodnih polja 20 kV, 2 transformatorska polja 20 kV, 4 polja 20 kV bez
prekidača, postrojenje za uzemljenje neutralne tačke 10(20) kV, kondenzatorske
baterije i sistem jednosmjernog napajanja; trošak obnove 700 000 €;
• 40 vangradskih: 2 vodna polja 35 kV, 2 transformatorska polja 35 kV, 1 polje 35 kV
bez prekidača, 8 vodnih polja 20 kV, 2 transformatorska polja 20 kV, 4 polja 20 kV
____________________________________________________________________________________________________________________
384/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
bez prekidača, postrojenje za uzemljenje neutralne tačke 10(20) kV, kondenzatorske
baterije i sistem jednosmjernog napajanja; trošak obnove 550 000 €;
• 17 pojednostavnjenih: 1 transformatorsko polje 35 kV, 1 polje 35 kV bez prekidača,
4 vodnih polja 20 kV, 1 transformatorska polja 20 kV, 2 polja 20 kV bez prekidača,
postrojenje za uzemljenje neutralne tačke 10(20) kV, kondenzatorske baterije i
sistem jednosmjernog napajanja; trošak obnove 250 000 €;
• 7 rasklopnih postrojenja 10(20) kV: 8 vodnih polja 20 kV, 2 transformatorska polja 20
kV, 4 polja 20 kV bez prekidača, postrojenje za uzemljenje neutralne tačke 10(20)
kV, kondenzatorske baterije i sistem jednosmjernog napajanja; trošak obnove 400
000 €.
Ukupni troškovi su 40 250 000 €. U nedostatku tačnijih procjena stanja pojedinih
transformatorskih stanica, na osnovu čega bi se mogla dati detaljnija dinamika obnove,
predviđena je linearna raspodjela troškova do 2015. godine. Pregled potrebnih ulaganja
prikazan je u Tabeli 4.15.
____________________________________________________________________________________________________________________
385/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.15. Pregled dinamike obnove TS 35/10(20) kV
PLANSKI
PERIOD
Zamjene transformatora 35/10 kV su obuhvaćene u poglavlju 4.4.2.1.
4.4.3.2 Obnova TS 10(20)/0,4 kV
Broj TS
35/10(20) kV
% od broja TS
2005. godine
Troškovi (€)
2005-2010 40 47,5 20 125 000
2011-2015 40 47,5 20 125 000
2016-2020 - - -
2021-2025 - - -
UKUPNO 7 95 40 250 000
Prema pregledu transformacije 10/0,4 kV danom u poglavlju 4.1.4, u toku poslednje
decenije izgrađeno je 332 STS i 383 KTS. Pretpostavlja se da ostatak TS 10/0,4 kV,
odnosno one izgrađene do 1996. godine, u svakom slučaju treba do 2025. godine obnoviti.
Osim toga, kod većine navedenih trafostanica na strani srednjeg napona koristi se oprema
10 kV, koju treba postepeno zamijeniti opremom 20 kV, radi pripreme za prelaz na pogon
na novom naponskom nivou.
Radi se ukupno o 3 004 objekta (81% postojećeg broja TS 10/0,4 kV), od čega 1 655 STS i
1 349 KTS. Prilikom procjene troškova korišćene su sljedeće pretpostavke, odnosno grupe
objekata prema prioritetu obnove:
� do 2015. godine treba zamijeniti potpuno dotrajale STS i stanice tipa „kula“;
pretpostavljeno je da je udio takvih stanica u ukupnom broju STS jednak 30%; uz
cijenu jedne STS 12 000 €, dobivaju se troškovi 5 958 000 €;
� do 2025. godine treba obnoviti ostale STS (70%); pretpostavljena je zamjena
opreme, ali ne i stuba; uz cijenu s uračunatim elektromontažnim radovima jednaku
3 000 € po stanici, dobivaju se troškovi 3 476 000 €;
� u KTS je pretpostavljeno da je oprema u relativno boljem stanju, jer se nalazi u
zatvorenom prostoru; predviđena je samo zamjena postrojenja srednjeg napona
savremenim sklopnim blokom RMU nazivnog napona izolacije 24 kV; obnova
građevinskog dijela nije predviđena; uz cijenu 9 000 € po stanici, troškovi su
procijenjeni na 12 141 000 € do 2025. godine.
U nedostatku tačnijih procjena stanja pojedinih transformatorskih stanica, na osnovu čega
bi se mogla dati detaljnija dinamika obnove, predviđena je linearna raspodjela gore
navedenih troškova po odgovarajućim petogodištima, što rezultira dinamikom ukupnih
troškova obnove TS 10(20)/0,4 kV prikazanom u Tabeli 4.16.
Kvarovi na transformatorima 10/0,4 kV u nadzemnim mrežama su značajni uzrok prekida
napajanja potrošača. Uopšteno gledano transformatori 10/0,4 kV u velikoj većini slučajeva
nijesu preklopivi niti prespojivi te se u sklopu pripreme mreže za prelaz na naponski nivo 20
kV trebaju zamijeniti preklopivima 10(20)/0,4 kV. Treća činjenica koja bi mogla biti važna je
____________________________________________________________________________________________________________________
386/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
novi napon 420/230 V, koji je standardan u EU i čija primjena naročito u nadzemnim
mrežama zahtijeva zamjenu transformatora.
Budući da se obnova transformatora planira u toku dužeg perioda, pretpostavlja se da će se
sprovoditi racionalno, vodeći računa o stvarnom stanju pojedinih transformatora. Radi toga
nije predviđeno prematanje i obnova, već zamjena novim savremenim jedinicama. To
naročito vrijedi u slučaju transformatora male snage.
U pogledu dinamike zamjene transformatora definisane su dvije grupe, pri čemu se kao i u
slučaju transformatorskih stanica predviđa zamjena onih starijih od 10 godina (ugrađenih
prije 1996. godine):
� do 2015. godine transformatori male snage (manje od 400 kVA) ugrađeni prije 1996.
godine; ukupni troškovi 6 050 000 €;
� do 2025. godine transformatori velike snage (400 kVA i veće) ugrađeni prije 1996.
godine; ukupni troškovi 9 769 000 €.
Pregled ukupnih troškova, uz pretpostavku lineariziranja u odgovarajućim petogodištima,
dan je u Tabeli 4.17.
PLANSKI
PERIOD
Tabela 4.16. Pregled dinamike obnove TS 10(20)/0,4 kV
STS KTS
Broj TS Troškovi (€)
ukupn
o
STS KTS ukupno
2005-2010 537 338 875 3 848 000 3 036 000 6 884 000
2011-2015 538 337 875 3 848 000 3 035 000 6 883 000
2016-2020 290 337 627 869 000 3 035 000 3 904 000
2021-2025 290 337 627 869 000 3 035 000 3 904 000
UKUPNO 1 655 1 349 3 004 9 434 000
Tabela 4.17. Pregled dinamike zamjene transformatora 10(20)/0,4 kV
PLANSKI
PERIOD
Broj
transformatora
% od broja
2005. godine
12 141
000
Troškovi (€)
2005-2010 1 214 33 5 467 000
2011-2015 1 214 33 5 467 000
2016-2020 288 8 2 442 000
2021-2025 288 8 2 442 000
UKUPNO 3 004 81 15 818 000
21 575
000
____________________________________________________________________________________________________________________
387/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Značajni dodatni trošak prilikom prijelaza s naponskog nivoa 10 kV na 20 kV je zamjena
transformatora 10/0,4 kV sa preklopivima 10(20)/0,4 kV. Dobivaju se oko 30% veći troškovi
zamjene transformatora 10/0,4 kV, no ukupno gledano to iznosi oko 5 miliona eura u 20
godina, što je 1% u odnosu na ukupna ulaganja u distributivnu mrežu. Osim toga, te
troškove je moguće smanjiti ako se zna stvarna dinamika prijelaza na 20 kV, primjerice tako
da se kupi samo 20% preklopivih transformatora, a ostalih 80% da se raspodijeli na
transformatore 10/0,4 kV i 20/0,4 kV.
4.4.4 Izgradnja novih vodova po naponskim nivoima
4.4.4.1 Izgradnja novih vodova 35 kV
Planovima razvoja distributivne djelatnosti predviđeno je uvođenje direktne transformacije
110/10(20) kV i postepeni prelazak na srednji napon 20 kV. Naponski nivo 35 kV će se
postepeno napuštati. Radi toga nije predviđena značajnija izgradnja novih vodova 35 kV.
Izuzetak su priključni vodovi za nove TS 35/10(20) kV, zamjenski vodovi 35 kV za postojeće
dotrajale, a nužne vodove te vodovi za osiguranje dvostranog napajanja TS 35/10(20) kV:
• 2005-2010: izgradnja 14 km nadzemnog voda 35 kV TS 35/10 kV Pržno – Klinci, ako
je opravdano povećanjem opterećenja poluostrva Luštice (u prvom redu porastom
potrošnje u turizmu);
• 2005-2010: polaganje 1,5 km kablovskog voda TS 110/35 kV – TS 35/10 kV Budva
(Lazi) za osiguranje dvostranog napajanja grada Budve;
• 2005-2010: izgradnja 3 km nadzemnog voda 35 kV TS 110/35 kV Virpazar – TS
35/10 kV Reljići;
• 2005-2010: izgradnja 10 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 (u pogonu na
naponskom nivou 10 kV u prvoj fazi) TS 35/10 kV Barutana – Pumpna stanica Karuč
(dio projekta Regionalnog vodovoda);
• 2005-2010: rekonstrukcija 28 km nadzemnog voda 35 kV TS 110/35 kV Podgorica 1
– Gornja Zeta – Golubovci – Virpazar; izgradnja novog voda Al/Č 95 umjesto
postojećih Al/Č 70, Al/Č 50 i Cu 50;
• 2005-2010: rekonstrukcija (izgradnja) 13,5 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 TS
35/10 kV Cetinje 2 (Humci) – TS 35/10 kV Rijeka Crnojevića;
• 2005-2010: polaganje 2 km kablovskog voda 35 kV TS 110/35 kV Cetinje – TS
35/10 kV Cetinje 1 (Stari Obod); postojeći nadzemni vod 35 kV Al/Č 70 služi za
rezervno napajanje TS 35/10 kV Cetinje 1 (Stari Obod) i Cetinje 2 (Humci);
• 2005-2010: polaganje 2,5 km kablova 35 kV TS 110/35 kV Berane – TS 35/10 kV
Berane (Rudeš) - TS 35/10 kV Berane (Centar) za osiguranje pouzdanog napajanja
gradskih TS 35/10 kV; kasnije će služiti na naponskom nivou 10 kV;
• 2010-2015: polaganje 1,5 km kablovskog voda 35 kV TS 35/10 kV Cetinje 4 (Donje
Polje) – TS 35/10 kV Cetinje 1 (Stari Obod);
• 2010-2015: polaganje 1,5 km kablovskog voda 35 kV TS 35/10 kV Cetinje 4 (Donje
Polje) – TS 35/10 kV Cetinje 2 (Humci);
• 2010-2015: izgradnja 10 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 (u pogonu na
naponskom nivou 10 kV u prvoj fazi) TS 35/10 kV Rijeka Crnojevića - Pumpna
stanica Karuč (dio projekta Regionalnog vodovoda);
• 2010-2015: izgradnja 3 km paralelnog nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 TS 110/35 kV
Danilovgrad – TS 35/10 kV Danilovgrad radi preopterećenja postojećeg (Al/Č 70);
• 2010-2015: polaganje 8 km kablova 35 kV TS 110/35 kV Tivat – TS 35/10 kV Tivat 1
– TS 35/10 kV Bijela; direktni razlog izgradnje je osiguranje pouzdanosti napajanja
____________________________________________________________________________________________________________________
388/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
sve do Dobrote i Zelenike prema „N-1“ kriteriju, a služi i za redovno napajanje Bijele
i Morinja; jeftinije rješenje od izgradnje TS 110/35 kV Bijela;
• 2010-2015: polaganje 3 km kablova 35 kV TS 110/35 kV Budva – TS 35/10 kV Jaz;
• 2010-2015: polaganje 3 km kablova 35 kV TS 110/35 kV Kolašin – TS 35/10 kV
Kolašin (Breza) za osnovno napajanje; postojeći nadzemni vod tipa Al/Č 50 služi za
rezervno napajanje;
• 2010-2015: polaganje 2 km kablova 35 kV TS 110/35 kV Pljevlja – TS 35/10 kV
Guke za osnovno napajanje; postojeći nadzemni vod tipa Al/Č 50 služi za rezervno
napajanje;
• 2010-2015: izgradnja 20 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 TS 110/35 kV
Andrijevica – TS 35/10 kV Gusinje za osnovno napajanje Gusinja i rezervno
napajanje Plava; postojeći nadzemni vod tipa Al/Č 95 služi za rezervno napajanje;
• 2015-2020: polaganje 1 km kablova 35 kV TS 110/35 kV Tivat – TS 35/10 kV Tivat 2
(Račica) za osiguranje dvostranog napajanjaTS 35/10 kV Grbalj (vod Grbalj –
Poddubovica je presjeka Al/Č 35 i ne zadovoljava);
• 2015-2020: polaganje 1,5 km kablova 35 kV TS 35/10 kV Poddubovica – TS 35/10
kV Jaz;
• 2015-2020: izgradnja 6 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 TS 110/35 kV Podgorica
1 – TS 35/10 kV Bioče radi osiguranja dvostranog napajanja;
• 2015-2020: rekonstrukcija (izgradnja) 13,5 km nadzemnog voda 35 kV Al/Č 95 TS
35/10 kV Rijeka Crnojevića - TS 35/6 kV Podgor radi osiguranja rezervnog
napajanja (dio projekta Regionalnog vodovoda);
• 2015-2020: polaganje 3 km kablova 35 kV TS 110/35 kV Pljevlja – TS 35/10 kV
Pljevlja (Volođa) za osnovno napajanje; postojeći nadzemni vod tipa Al/Č 95 služi za
rezervno napajanje;
• 2015-2020: polaganje 2 km kablova 35 kV TS 110/35 kV Ulcinj – TS 35/10 kV Novi
Ulcinj;
• 2020-2025: polaganje 3 km kablova 35 kV TS 110/35 kV Budva – TS 35/10 kV
Bečići.
• 2020-2025: polaganje 1 km kablovskog voda 35 kV TS 110/35 kV Cetinje – TS
35/10 kV Cetinje 2 (Humci); postojeći nadzemni vod 35 kV Al/Č 70 ostaje za
napajanje TS 35/10 kV Rijeka Crnojevića i po potrebi TS 35/6 kV Podgor.
• 2020-2025: polaganje 3 km kablova 35 kV TS 35/10 kV Pljevlja (Volođa) – TS 35/10
kV Guke.
• 2020-2025: polaganje 2 km kablova 35 kV TS 35/10 kV Novi Ulcinj – TS Velika
Plaža 1.
Novi nadzemni vodovi su tipa Al/Č 95, a kablovski vodovi su tipa XHP Al 185. Ukupne
dužine po planskim periodima i troškovi dati su u Tabeli 4.18, uz pretpostavku cijene
nadzemnog voda 50 000 €/km, odnosno kablovskog voda 55 000 €/km.
____________________________________________________________________________________________________________________
389/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.18. Pregled dinamike izgradnje novih i rekonstrukcije postojećih vodova 35 kV
PLANSKI
PERIOD
NADZEMNI VODOVI 35 kV KABLOVI 35 kV
Dužina
(km)
% od
2005.
Troškovi
(€)
Dužina
(km)
% od
2005.
Troškovi
(€)
2005-2010 68,5 6,7 3 425 000 6 12 330 000
2011-2015 33 3,2 1 650 000 19 39 1 045 000
2016-2020 18,5 1,8 925 000 7,5 15 413 000
2021-2025 - - - 9 18 495 000
UKUPNO 120 11,7 6 000 000 41,5 85 2 283 000
Radi se ukupno o 161,5 km vodova, od čega je 41,5 km kablova i 120 km nadzemnih
vodova. U odnosu na postojeću mrežu 35 kV je to relativno malo: samo 15%.
4.4.4.2 Izgradnja novih vodova 10(20) kV
Za potrebe priključenja novih i rekonstruisanih TS 110/10(20) kV i TS 35/10(20) kV na
mrežu 10(20) kV planirana je izgradnja kablovskih i nadzemnih vodova prikazana u
Tabelama 4.19. i 4.20.
____________________________________________________________________________________________________________________
390/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.19. Plan izgradnje priključnih vodova 10(20) kV za TS 110/10(20) kV i TS
35/10(20) kV
TS 110/10(20) kV /
TS 35/10(20) kV
PLANSKI
PERIOD
PRIKLJUČNI VODOVI
10(20) kV
110/10 kV PODGORICA 5 2005-2010 20 km, kabelski vodovi
35/10 kV Zelenika 2005-2010 5 km, kabelski vodovi
110/35-10(20) kV BERANE 2010-2015 10 km, kabelski vodovi
35/10 kV Klinci 2010-2015 5 km, nadzemni vodovi
35/10 kV Jaz 2010-2015 5 km, kabelski vodovi
35/10 kV Cetinje 4 (Donje Polje) 2010-2015 10 km, kabelski vodovi
110/10 kV PODGORICA 6 –
CENTAR
2015-2020 20 km, kabelski vodovi
110/35 kV DANILOVGRAD 2015-2020 5 km, nadzemni vodovi
35/10 kV Novi Ulcinj 2015-2020 5 km, kabelski vodovi
110/10 kV BAR 2 2020-2025 10 km, kabelski vodovi
35/10 kV Bečići 2020-2025 5 km, kabelski vodovi
Tabela 4.20. Pregled dinamike izgradnje priključnih vodova 10(20) kV za TS 110/10(20)
kV i TS 35/10(20) kV
PLANSKI
PERIOD
NADZEMNI VODOVI 10(20) kV KABLI 10(20) kV
Duljina
(km)
% od
2005.
Troškovi
(€)
Duljina
(km)
% od
2005.
Troškovi
(€)
2005-2010 - - - 25 2,5 1 500 000
2011-2015 5 0,1 225 000 25 2,5 1 500 000
2016-2020 5 0,1 225 000 25 2,5 1 500 000
2021-2025 - - - 15 1,5 900 000
UKUPNO 10 0,2 450 000 90 9 5 400 000
Potrebe za izgradnjom priključnih vodova 10(20) kV za TS 10(20)/0,4 kV prikazane su u
Tabeli 4.21, uz pretpostavku prosječne dužine priključnog kabla 700 m po KTS te
priključnog nadzemnog voda 500 m po STS.
____________________________________________________________________________________________________________________
391/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.21. Pregled dinamike izgradnje priključnih vodova za TS 10(20)/0,4 kV
PLANSKI
PERIOD
NADZEMNI VODOVI 10(20) kV KABLI 10(20) kV
Duljina
(km)
% od
2005.
Troškovi
(€)
Duljina
(km)
% od
2005.
Troškovi
(€)
2005-2010 272 7,6 6 800 000 141 14,1 8 460 000
2011-2015 272 7,6 6 800 000 141 14,1 8 460 000
2016-2020 272 7,6 6 800 000 141 14,1 8 460 000
2021-2025 272 7,6 6 800 000 141 14,1 8 460 000
UKUPNO 1 088 31
27 200
000
4.4.5 Obnova postojećih vodova po naponskim nivoima
4.4.5.1 Obnova vodova 35 kV
564 57
33 840
000
Nadzemni vodovi s provodnicima velikog presjeka (Al/Č 95 i većeg) uglavnom će ostati u
pogonu bilo pod naponom 35 kV ili 20 kV. No, do 2025. godine će većinu tih vodova trebati
obnoviti kroz zamjenu provodnika, izolatora i ovjesnog pribora, čiji životni vijek rijetko
prelazi 40 godina.
Ukupna dužina tih vodova na nivou FC Distribucije je 238 km. U nedostatku tačnijih
podataka o stanju pojedinih vodova, pretpostavljena je linearna dinamika obnove u toku
cijelog posmatranog perioda. Uz cijenu 25 000 €/km dobiveni su troškovi po planskim
periodima dati u Tabeli 4.22. Uzet je u obzir i vod (110)35 kV TS 110/35 kV Bijelo Polje –
TS 35/10 kV Nedakusi, jer u toku cijelog posmatranog perioda ostaje u pogonu na
naponskom nivou 35 kV. Obnova ostalih vodova građenih za naponski nivo 110 kV, u
postojećem stanju u pogonu na nivou 35 kV, ali u planu za dizanje na nivo 110 kV,
obuhvaćena je u plani FC Prenos.
____________________________________________________________________________________________________________________
392/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.22. Pregled dinamike obnova nadzemnih vodova 35 kV presjeka tipa Al/Č 95 i
većeg
PLANSKI
PERIOD
Dužina
(km)
% od
2005.
2005-2010 59,5 5,8
2011-2015 59,5 5,8
2016-2020 59,5 5,8
2021-2025 59,5 5,8
UKUPNO 238 23,1
Troškovi
(€)
1 488
000
1 488
000
1 488
000
1 488
000
5 952
000
Osim ovih vodova, predviđena je i obnova vodova malog presjeka na područjima gdje je
planirano da mreža 35 kV ostane u pogonu za osnovno napajanje TS 35/10 kV. Takvi
vodovi su:
• Škaljari – Njeguši – Cetinje (15 km),
• TS 110/35 kV Podgorica 1 – Smokovac (3,5 km),
• Kolašin – Rijeka Mušovića – Bjelasica (15,2 km),
• TS 110/35 kV Kolašin – TS 35/10 kV Kolašin (Breza) (2,5 km),
• obnova postojećih vodova 35 kV presjeka manjeg od Al/Č na području ED Nikšić
(99,7 km), Pljevlja (75,7 km), Žabljak (51,1 km), Bijelo Polje (25,1 km), Berane (1
km) i Ulcinj (22,3 km).
Ukupna dužina tih vodova na nivou FC Distribucije je 311 km. U nedostatku tačnijih
podataka o stanju pojedinih vodova, pretpostavljena je linearna dinamika obnove u toku
cijelog posmatranog perioda. Uz cijenu 23 000 €/km dobiveni su troškovi po planskim
periodima dani u Tabeli 4.23.
____________________________________________________________________________________________________________________
393/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.23. Pregled dinamike obnove nadzemnih vodova 35 kV presjeka manjeg od
Al/Č 95
PLANSKI
PERIOD
Dužina
(km)
% od
2005.
2005-2010 78 7,6
2011-2015 78 7,6
2016-2020 78 7,6
2021-2025 77 7,5
UKUPNO 311 23,1
Troškovi
(€)
1 794
000
1 794
000
1 794
000
1 771
000
7 153
000
U kablovskoj mreži 35 kV zastupljeni su kablovi s izolacijom od umreženog polietilena i
papirnom izolacijom. Iskustva pokazuju da su oba tipa vrlo pouzdana i dužeg vijeka trajanja
te u skladu s tim za sada nije predviđena sistemska zamjena kablova.
4.4.5.2 Obnova vodova 10(20) kV
Pretpostavljeno je da je stanje mreže 10(20) kV građene nakon 1996. godine
zadovoljavajuće u toku cijelog posmatranog perioda, a veliki dio starijih vodova 10(20) kV
će trebati obnoviti.
Od ukupno 3 995 km vodova starijih od 10 godina 3 160 km je nadzemnih i 835 km
kablovskih vodova. Detaljni podaci o strukturi provodnika u nadzemnoj i kablovskoj mreži
nijesu poznati, ali ukupno posmatrano dominiraju vodiči presjeka 35 mm 2 i manjih (3 190
km). S obzirom na izrazitu dotrajalost tih vodova te njihove loše energetske karakteristike
(padovi napona postaju previsoki s porastom opterećenja), predviđena je zamjena
magistralnih dionica vodovima većeg presjeka. Nije predviđena značajnija zamjena
odcjepa, jer su na njima prisutna bitno manja opterećenja. Problem njihove dotrajalosti
treba rješavati kroz održavanje.
Uz procijenjeni udio odcjepa od 25% dobiva se dužina od 2 370 km (67% nadzemne mreže
10(20) kV) magistralnih vodova 10(20) kV koje bi trebalo zamijeniti do 2025. godine.
Predviđa se zamjena 70% navedenih vodova novim dionicama presjeka Al/Č 50 (obično na
betonskim stubovima), dok će 30% vodova biti zamijenjeno dionicama velikog presjeka
(Al/Č 95 ili kablima). Naravno, svi zamjenski vodovi se trebaju graditi sa stepenom izolacije
24 kV. Uz pretpostavku linearne dinamike, potrebna ulaganja data su u Tabelama 4.24 i
4.25.
____________________________________________________________________________________________________________________
394/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.24. Zamjena magistralnih nadzemnih vodova 10(20) kV malog presjeka
novima presjeka Al/Č 50
PLANSKI
PERIOD
Duljina
(km)
% od
2005.
Troškovi (€)
2005-2010 414 11,7 10 368 000
2011-2015 415 11,7 10 369 000
2016-2020 415 11,7 10 369 000
2021-2025 415 11,7 10 369 000
UKUPNO 1 659 47 41 475 000
Tabela 4.25. Zamjena magistralnih nadzemnih vodova 10(20) kV malog presjeka
novima presjeka Al/Č 95 ili kablima
PLANSKI
PERIOD
Duljina
(km)
% od
2005.
Troškovi (€)
2005-2010 177 5,0 4 443 000
2011-2015 178 5,0 4 444 000
2016-2020 178 5,0 4 444 000
2021-2025 178 5,0 4 444 000
UKUPNO 711 20 17 775 000
S obzirom na potrebe zamjene, kabli 10(20) kV se u načelu mogu podijeliti u dvije grupe.
Oni s papirnom izolacijom (IPZO 13, IPO 13) pokazali su se u svjetskoj praksi vrlo
pouzdanim, s dugačkim životnim vijekom. Zato se za sada ne predviđa njihova masovna
zamjena.
Kabli s izolacijom od plastičnih masa (osim umreženog polietilena) imaju znatno veću
učestalost kvarova te se predviđa njihova postepena zamjena (u pogodnim situacijama, npr.
prilikom rekonstrukcija ulica) kablima nazivnog napona izolacije 24 kV s izolacijom od
umreženog polietilena. Tačnu dinamiku je teško predvidjeti, jer takvi kabli ipak čine manji
dio kablovske mreže. Pretpostavljeno je da takvi kabli čine 20% do 25% kablovske mreže
starije od 10 godina, odnosno 200 km. Troškovi ravnomjerne raspodjele njihove zamjene su
dati u Tabeli 4.26.
____________________________________________________________________________________________________________________
395/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.26. Zamjena kabla 10 kV s izolacijom od plastičnih masa osim umreženog
polietilena
PLANSKI
PERIOD
Duljina
(km)
% od
2005.
Troškovi (€)
2005-2010 50 5,0 2 500 000
2011-2015 50 5,0 2 500 000
2016-2020 50 5,0 2 500 000
2021-2025 50 5,0 2 500 000
UKUPNO 200 20 10 000 000
4.4.5.3 Obnova vodova niskog napona
Osnovna karakteristika mreže niskog napona je velika dužina izvoda, koja rezultira
nedopušteno visokim padovima napona. Rješenje tog problema je interpolacija novih TS
10(20)/0,4 kV u postojeću mrežu niskog napona. Pretpostavlja se da će se na taj način
ukupno gledano mreža niskog napona skratiti zbog demontaže djelova nadzemne mreže.
Međutim, teško je tačno procijeniti koliko. U svakom slučaju, predložena koncepcija
pretpostavlja značajnije povećanje mreže 10(20) kV i broja TS 10(20)/0,4 kV upravo s ciljem
da se dođe što bliže potrošaču s naponskim nivoom 10(20) kV. U skladu s tim se
pretpostavlja da nema značajnije izgradnje novih vodova niskog napona (osim zamjenskih
vodova). Naravno, iz toga su izuzeti priključci.
U postojećoj nadzemnoj mreži niskog napona prisutni su sljedeći problemi:
� dotrajalost većeg dijela mreže na drvenim stubovima
� udio vodiča s presjekom 35 Al/Č i manjim iznosi gotovo 70%
� veliki padovi napona
Dio mreže niskog napona će se ipak morati obnoviti. To se u prvom redu odnosi na vodove
s provodnicima malih presjeka, koji će se većinom zamjenjivati vodovima s SKS-om
presjeka 70 mm 2 . No, taj će proces teći postepeno i vrlo dugotrajno, jer se radi o velikim
troškovima. Nikako nije realno pretpostaviti zamjenu svih dotrajalih vodova novima, jer bi to
radi velike dužine mreže rezultiralo neprihvatljivo velikim troškovima. Radi toga bi osnovni
kriterij za zamjenu vodova trebali biti podaci o vrijednostima napona, a problem same
dotrajalosti vodova treba rješavati kroz tekuće održavanje.
Međutim, dostupni podaci o mrežama niskog napona nijesu dovoljni za odgovarajuće
energetske analize. Radi toga je pretpostavljeno da je u posmatranom periodu potrebno
zamijeniti vodove s provodnicima malog presjeka. Dostupni podaci o presjecima vodiča
datiraju iz 1996. godine iz literature [17]. U slučaju nadzemnih vodova uzeti su u obzir oni
presjeka Al/Č 25 i manjeg te svi s provodnicima od bakra, ukupno približno 6 000 km. No,
od 1996. godine ukupna dužina nadzemne mreže niskog napona je smanjena za oko 800
km. Uz pretpostavku da se radi upravo o vodovima vrlo malog presjeka, dobiva se približno
5 200 km nadzemne mreže niskog napona, koju je potrebno obnoviti (40% mreže niskog
napona, odnosno 45% nadzemne mreže niskog napona).
____________________________________________________________________________________________________________________
396/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Uz pretpostavku da su svi vodiči presjeka 150 mm 2 , 120 mm 2 i 95 mm 2 iz mreže izgrađene
prije 1996. godine djelovi kablovskih vodova te da su nakon toga polagani kablovi tih ili
većih presjeka, preostaje oko 430 km kabla niskog napona presjeka 70 mm 2 i manjeg. Radi
se o 31% kablovske mreže, ali s druge strane o samo 3% ukupne mreže niskog napona te
tačnost procjene potrebne zamjene kabla ne utječe značajno na ukupni rezultat.
Ovakva gruba analiza rezultira potrebnom rekonstrukcijom gotovo 44% postojeće mreže
niskog napona u toku posmatranog perioda. U Tabeli 4.27 je dan pregled odgovarajućih
troškova, uz pretpostavku da se 80% zamjene nadzemne mreže vrši SKS-om presjeka 70
mm 2 , a 20% kablima niskog napona (u prigradskim mrežama). Pritom se, kao i prilikom
zamjene kabla malog presjeka, koriste kabli s provodnicima od aluminija presjeka 150 mm 2 .
PLANSKI
PERIOD
Tabela 4.27. Pregled dinamike obnove vodova niskog napona
Duljina
(km)
NADZEMNI VODOVI KABLI
% od
2005.
2005-2010 1 040 9
2011-2015 1 040 9
2016-2020 1 040 9
2021-2025 1 040 9
UKUPNO 4 160 36
Troškovi
(€)
23 920
000
23 920
000
23 920
000
23 920
000
95 680
000
4.4.6 Ostala ulaganja u distributivnu mrežu
Duljina
(km)
% od
2005.
367 26
367 26
368 26
368 26
1 470 105
Troškovi
(€)
12 845
000
12 845
000
12 880
000
12 880
000
51 450
000
Osim ulaganja u tzv. primarnu opremu, u distributivnoj djelatnosti prisutna su i značajna
ulaganja u druge segmente. Posebno se ističu ulaganja u dispečerske centre i
komunikacijsku opremu, sistem mrežnog ton-frekventnog upravljanja (MTU) te brojila
električne energije.
4.4.6.1 Dispečerski centri
Postojanje savremenih distributivnih dispečerskih centara je uslov racionalnog poslovanja
distributivne djelatnosti, jer se otklanja potreba za uklopničarima u TS X/10(20) kV (3 do 4
po trafostanici), smanjuju se troškovi neisporučene električne energije i omogućava se
optimalno vođenje pogona. Poštujući teritorijalnu organizaciju FC Distribucije, predviđeno je
sva distributivna područja opremiti savremenim dispečerskim centrima. Uz dispečerski
centar u Podgorici nešto opremljeniji od ostalih 15 (radi većeg broja TS 35/10 kV), troškovi
takvog projekta se procjenjuju na oko 6 000 000 €. Uz životni vijek od 15 godina, do 2025.
godine će trebati dva puta izvršiti opremanje distributivnih dispečerskih centara: u periodima
2005-2010. i 2000-2025. po 6 000 000 €.
Prilagođenje TS 110/10(20) kV i 35/10(20) kV za uključivanje u sistem daljinskog vođenja
izvršiće se u toku izgradnje, odnosno obnove tih postrojenja.
____________________________________________________________________________________________________________________
397/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
4.4.6.2 MTU postrojenja
Prednosti MTU su očevidne: kod dvo(tro)tarifnih brojila mijenjaju nepouzdane uklopne
satove, omogućavaju upravljanje javnom rasvjetom i što je najvažnije stvaraju uslove za
upravljanje snagom kod potrošača (load management).
Prema sadašnjim spoznajama, optimalno rješenje za ugradnju sistema MTU je utiskivanje
signala u mrežu 110 kV. Uz pretpostavku da bi se čitava distribucija mogla pokriti iz 4
postrojenja (npr. Podgorica, Pljevlja, Bijelo Polje i Herceg Novi), procijenjeni troškovi iznose
oko 4 000 000 €. Uz vijek trajanja MTU postrojenja od 15 godina do 2025. godine će trebati
dva puta ugraditi opremu za MTU sistem: u periodima 2005-2010. i 2000-2025. po
4 000 000 €.
4.4.6.3 Zamjena brojila kod potrošača
Do 2025. godine u svakom slučaju trebati zamijeniti barem postojeća brojila (oko 285 000).
Točna specifikacija novih brojila za pojedine kategorije kupaca je predmet specijalističke
studije, ali općenito se preporučuje primjena suvremenih elektroničkih uređaja koji
omogućavaju daljinsko očitanje i upravljanje potrošnjom. Uz trenutnu cijenu brojila od oko
70 € i pretpostavku linearne dinamike zamjene, dolazi se do ulaganja danih u Tabeli 4.28.
PLANSKI
PERIOD
Tabela 4.28. Troškovi zamjene brojila kod potrošača
Broj brojila
% od broja
2005. godine
Troškovi (€)
2005-2010 71 250 25% 4 988 000
2011-2015 71 250 25% 4 988 000
2016-2020 71 250 25% 4 988 000
2021-2025 71 250 25% 4 988 000
UKUPNO 285 000 100% 19 952 000
4.5 PREGLED UKUPNIH ULAGANJA U DISTRIBUTIVNU MREŽU
U Tabeli 4.29. je dan pregled ukupnih potrebnih ulaganja u distributivnu mrežu EPCG u
periodu od 2005. do 2025. godine po objektima i razlozima ulaganja. U cijelom
posmatranom 20-godišnjem periodu planirano je uložiti 491 milion €, odnosno prosječno
gotovo 25 miliona € godišnje.
____________________________________________________________________________________________________________________
398/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 4.29. Pregled potrebnih ulaganja u distributivnu mrežu EPCG u periodu 2005-
2025. godine
Vrsta ulaganja
Izgradnja TS 110/10(20)
kV
Un
(kV
)
110
Količina Iznos ulaganja
km,
kom.
14 /
3
% od
2005.
82 /
18
Obnova TS 110/10 kV 110 1 6
Izgradnja TS 35/10(20)
kV
35
7 /
17
8 /
20
Obnova TS 35/10 kV 35 80 95
Nabava dodatnih
transformatora 35/10(20)
kV
Izgradnja vodova 35 kV
za priključak i dvostrano
napajanje
Obnova nadzemnih
vodova 35 kV presjeka
Al/Č 95 i većeg
Obnova nadzemnih
vodova 35 kV presjeka
manjeg od Al/Č 95
Zamjena kabla s
plastičnom izolacijom
(osim umreženog
polietilena)
Zamjena nadzemnih
vodova - magistrale (A)
Zamjena nadzemnih
vodova - magistrale (B)
Priključni vodovi 10(20) kV
za TS 110/10(20) kV i TS
35/10(20) kV - kabli
Priključni vodovi 10(20) kV
za TS 110/10(20) kV i TS
35/10(20) kV - nadzemni
vodovi
Priključni vodovi za nove
TS 10(20)/0,4 kV - kabli
Priključni vodovi za nove
TS 10(20)/0,4 kV -
nadzemni vodovi
35 79 57
35 162 15
35 238 23
35 311 29
35 200 20
10 1 659 47
10 711 20
10 90 8
10 10 0,1
10 564 12
10
1
088
24
Opis ulaganja
Izgradnja novih i
rekonstrukcija postojećih TS
110/10(20) zbog povećanja
snage transformatora.
Zamjena dotrajale sklopne
opreme, relejne zaštite,
pomoćnih krugova, …
Izgradnja novih i
rekonstrukcija postojećih TS
35/10(20) zbog povećanja
snage transformatora.
Zamjena dotrajale sklopne
opreme, relejne zaštite,
pomoćnih krugova,…
Nove jedinice radi povećanja
opterećenja
Zamjena dotrajalih vodova,
dvostrano napajanje
Zamjena vodiča, izolatora,
.....
Zamjena vodiča, izolatora,
.....
Zamjena dotrajalih kabla s
plastičnom izolacijom
Zamjena dotrajalih vodova
novim, presjeka 3x50 Al/Č
Zamjena dotrajalih vodova
novim, presjeka 3x95 Al/Č ili
kablima
Izgradnja kablovskih vodova
10(20) kV za uključivanje
mrežu
Izgradnja nadzemnih vodova
10(20) kV za uključivanje u
mrežu
Izgradnja priključnih kabla
10(20) kV za uključivanje
novih TS u mrežu 10(20) kV
Izgradnja priključnih
nadzemnih vodova 10(20) kV
za uključivanje novih TS u
mrežu 10(20) kV.
(€) (%)
- -
1 100 000 0,2
5 790 000 1,2
40 250 000 8,2
4 860 000 1,0
8 283 000 1,7
5 952 000 1,2
7 153 000 1,5
10 000 000 2,0
41 475 000 8,4
17 775 000 3,6
5 400 000 1,1
450 000 0,1
33 840 000 6,9
27 200 000 5,5
____________________________________________________________________________________________________________________
399/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Vrsta ulaganja
Interpolacija novih TS
10(20)/0,4 kV - KTS
Interpolacija novih TS
10(20)/0,4 kV - STS
Obnova TS 10(20)/0,4 -
STS
Zamjena dotrajalih TS
10(20)/0,4 - STS i "kula"
Obnova TS 10(20)/0,4 -
KTS bez RMU
Zamjena transformatora
10/0,4 novim (400, 630
...)
Zamjena transformatora
10/0,4 novim (< 400 kVA)
Rekonstrukcija kablovske
mreže niskog napona
Rekonstrukcija
nadzemne mreže niskog
napona
Dispečerski centri, TK
oprema
Un
(kV
)
Količina Iznos ulaganja
km,
kom.
% od
2005.
10 804 22
10
10
2
172
1
158
58
31
10 497 13
10
10
10
0,4
0,4
1
349
1
152
1
852
1
470
4
160
36
31
50
11
32
Opis ulaganja
Izgradnja novih KTS zbog
sanacije naponskih okolnosti,
te praćenja potrošnje
Izgradnja novih STS zbog
sanacije naponskih okolnosti,
te praćenja potrošnje
Zamjena dotrajale opreme
10(20) kV, ormarić niskog
napona.
Izgradnja zamjenskih stupnih
TS
Zamjena dotrajale opreme
10(20) kV s RMU.
Zamjena starih jedinica
10/0,4 preklopivim
transformatorima, sa
sekundarnim naponom 420 V
Zamjena starih jedinica
10/0,4 preklopivim
transformatorima, sa
sekundarnim naponom 420 V
Zamjena starih kabla malog
presjeka novim kablima
4x150 Al
Zamjena dotrajalih vodova
malog presjeka novim
vodovima (SKS ili kabel)
(€) (%)
31 356 000 6,4
26 064 000 5,3
3 476 000 0,7
5 958 000 1,2
12 141 000 2,5
9 768 000 2,0
6 050 000 1,2
51 450 000
95 680 000
____________________________________________________________________________________________________________________
400/524
10,
5
19,
5
Životni vijek 15 godina 12 000 000 2,4
MTU postrojenja Životni vijek 15 godina 8 000 000 1,6
Zamjena brojila kod
potrošača
UKUPNO
285
000 100 Zamjena dotrajalih brojila 19 952 000 4,1
491 423
000
Na slici 4.20 je dan pregled ukupnih ulaganja u distributivnu mrežu EPCG u periodu od
2005. do 2025. godine, podijeljenih u četiri grupe prema razlogu izgradnje. Prvu čine
ulaganja uslovljena izgradnjom novih TS 110/10(20) kV i TS 35/10(20) kV te
rekonstrukcijom postojećih radi povećanja kapaciteta: ulaganja u same trafostanice, nabavu
novih transformatora radi porasta opterećenja, priključne vodove 35 kV i 10(20) kV. U drugu
grupu ulazi obnova svih dijelova mreže, osim vodova niskog napona: obnova opreme u TS
110/10(20) kV, TS 35/10(20) kV i TS 10(20)/0,4 kV, zamjena transformatora 35/10(20) kV i
10
0

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
10(20)/0,4 kV te obnova ili zamjena dotrajalih vodova 35 kV i 10(20) kV. Ulaganja
uslovljena izgradnjom novih TS 10(20)/0,4 kV (bilo radi porasta potrošnje, bilo radi
nezadovoljavajućih vrijednosti napona u mreži niskog napona) i ulaganja uslovljena
obnovom mreže niskog napona prikazana su odvojeno u trećoj grupi. Vidi se da upravo ovaj
dio distributivne mreže zahtijeva najveća ulaganja (preko 50% ukupnih ulaganja). Četvrtu
grupu čine ostala ulaganja u distributivnoj djelatnosti (dispečerski centri, sistem MTU i
zamjena brojila električne energije).
33%
5%
Slika 4.20. Ukupna ulaganja u distributivnu mrežu EPCG podijeljena u grupe prema
razlogu izgradnje
Na Slici 4.21. su prikazana prosječna godišnja ulaganja po planskim periodima podijeljena u
gore spomenute četiri grupe, a na slici 4.22 su prikazana prosječna godišnja ulaganja po
planskim periodima podijeljena po objektima distributivne mreže. Vidi se da najveći dio
ulaganja otpada na vodove 10(20) kV, TS 10(20)/0,4 kV i vodove niskog napona. Takođe je
značajno da godišnja ulaganja postepeno opadaju od 2015. godine. To je posljedica u
prvom redu dotrajalosti postojeće distributivne mreže, koja se upravo do 2015. godine
planira većim dijelom obnoviti.
____________________________________________________________________________________________________________________
401/524
8%
ulaganja uslovljena novom izgradnjom TS X/10(20) kV
ulaganja u obnovu distributivne mreže (osim vodova niskog napona)
54%
ulaganja uslovljena izgradnjom TS 10(20)/0,4 kV i obnovom mreže niskog napona
ostala ulaganja u distributivnu djelatnost

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
godišnje ulaganje (milijuni €)
35
30
25
20
15
10
5
0
2005-2010 2011-2015 2016-2020 2021-2025
ostala ulaganja u distribucijsku djelatnost
ulaganja uvjetovana izgradnjom TS 10(20)/0,4 kV i obnovom mreže niskog napona
ulaganja u obnovu distribucijske mreže (osim vodova niskog napona)
ulaganja uvjetovana novom izgradnjom TS X/10(20) kV
Slika 4.21. Prosječna godišnja ulaganja po planskim periodima podijeljena u grupe
prema razlogu izgradnje
godišnje ulaganje (milijuni €)
35
30
25
20
15
10
5
0
2005-2010 2011-2015 2016-2020 2021-2025
TS 110/10(20) kV TS 35/10(20) kV vodovi 35 kV vodovi 10 kV
TS 10(20)/0,4 kV vodovi niskog napona ostalo
Slika 4.22. Prosječna godišnja ulaganja po planskim periodima podijeljena po
objektima distributivne mreže
____________________________________________________________________________________________________________________
402/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
4.6 ZAKLJUČNI KOMENTAR O DISTRIBUTIVNOJ MREŽI
Distributivna mreža je električna mreža srednjeg i niskog napona, koja služi za dovođenje
električne energije od prenosne mreže ili elektrana priključenih na distributivnu mrežu do
kupaca priključenih na distributivnu mrežu. U sistemu Elektroprivrede Crne Gore
distributivna mreža obuhvaća sljedeće elemente:
• vodove 35 kV,
• transformatorske stanice 35/10 kV,
• postrojenja 10 kV u transformatorskim stanicama 110/10 kV,
• vodove 10 kV,
• transformatorske stanice 10/0,4 kV i
• vodove niskog napona.
Svrha planiranja razvoja distributivne mreže je primjereno dimenzionisanje za pouzdan rad i
održavanje parametara kvalitete električne energije u skladu s normama te usklađeno
djelovanje distributivne mreže s prenosnom mrežom i priključenim postrojenjima korisnika
distributivne mreže. Planiranjem razvoja distributivne mreže potrebno je osigurati
zadovoljavajući nivo kvaliteta usluga korisnika mreže pri poremećajima značajnije
vjerovatnoće nastanka. Svrha planiranja razvoja distributivne mreže je takođe i
omogućavanje funkcionisanja tržišta električnom energijom kroz omogućavanje
nepristranog pristupa distributivnoj mreži prema utvrđenim uslovima.
Mrežu 35 kV čine tri grupe nadzemnih vodova. Prva su dalekovodi izgrađenim prije 1960.
godine na čelično-rešetkastim stubovima, sa provodnicima od bakra i Al/Č presjeka 35 mm 2
i 50 mm 2 , ukupne dužine 360 km, koji su opšte uzevši u lošem stanju. Ostatak dalekovoda
35 kV su vodovi na čelično-rešetkastim pocinčanim stubovima, presjeka 95 mm 2 i 70 mm 2
te vodovi građeni za nazivni napon 110 kV presjeka 150 mm 2 i 240 mm 2 . Vidljivo je da je
preko 2/3 vodova relativno malog presjeka (manjeg ili jednakog Al/Č 70, odnosno Cu 50), a
gotovo 1/3 vodova izrazito malog presjeka. Udio kabla u mreži 35 kV je samo 5%. U mreži
35 kV postoji nekoliko djelova s uočenim nedostacima, bilo u redovnom pogonu ili u
pogledu osiguranja rezervnog napajanja. Najveći je problem visokog opterećenja vodova
koji napajaju TS 35/10 kV na trasi Podgorica – Virpazar – Budva, jer se dijelom radi o
provodnicima malog presjeka. Sličan problem postoji na trasi Podgorica – Kolašin –
Mojkovac. Osnovno napajanje TS 35/10 kV Škaljari je takođee ugroženo, jer vršno
opterećenje voda 35 kV iz Tivta dosiže 99%, a uz to ne postoji niti rezerva u transformaciji u
TS 110/35 kV Tivat.
U nadležnosti distribucije su dva 10 kV postrojenja koja su dio postrojenja 110/10 kV
Podgorica 3 i Podgorica 4 te 84 postrojenja 35/10 kV. Instalisana snaga transformacije ovih
postrojenja je različita i kreće se od 1 MVA do 8+12,5 MVA u TS 35/10 kV Nikšić 1 (Bistrica)
i 3×8 MVA u TS 35/10 kV Centar u Podgorici. Prosječna instalisana snaga TS 35/10 kV je
7,7 MVA, a prosječno neistodobno vršno opterećenje 5,6 MVA. To znači da je
transformacija 35/10 kV relativno vrlo visoko opterećena (prosječno 73%) i narušena je
pouzdanost pogona mreže. U pogledu tehničkog rješenja, udio savremenih sklopnih
blokova s izvlačivim prekidačima je zanemariv. Gotovo sve TS 35/10 kV, osim pet
izgrađenih nakon 2000. godine (TS 35/10 kV Virpazar, Gorica Nova, Rudeš, Nikšić 3
(Trebjesa), i Morinj), imaju postrojenja sa vazduhom izolovanim klasičnim ćelijama, sa
malouljnim prekidačima i elektromehaničkom relejnom zaštitom. Sistemi daljinskog
upravljanja i nadzora instalisani u ED Ulcinj i djelimično ED Podgorica datiraju iz kraja 80-tih
____________________________________________________________________________________________________________________
403/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
godina prošlog stoljeća i u kontekstu savremenih tehnologija predstavljaju zastarjela
rješenja. Ukupna ugrađena snaga transformacije u 84 TS 35/10 kV je 648 MVA, a zbir
neistodobnih vršnih opterećenja je oko 480 MVA, što znači da je transformacija 35/10 kV u
prosjeku vrlo visoko opterećena te naravno postoje i TS 35/10 kV vrlo visokog ili čak
nedopušteno visokog opterećenja.
Vodovi 10 kV su vrlo bitan element distributivne mreže u pogledu pouzdanosti pogona,
stalnosti napajanja korisnika mreže i gubitaka električne energije. Razvoj mreže 10 kV se
često odvija prema trenutno nastalim potrebama i mogućnostima, a ne po unaprijed brižljivo
i odgovorno usvojenom konceptu u pogledu oblikovanja, vrste i karakteristika vodova, što
rezultira neracionalnim ulaganjem i kompliciranim pogonom. Kabli 10 kV čine 22% mreže 10
kV, što je znatno više nego udio kabla u mreži 35 kV. Dominantni tip vodiča je Al/Č 35.
Gotovo 90% nadzemnih vodova izvedeno je s provodnicima tipa Al/Č 35 ili Al/Č 25.
Nadzemna mreža 10 kV je u pravilu radijalna, bez mogućnosti dvostranog napajanja. Zbog
karakteristika i dužine, na mreža 10 kV, uz mrežu niskog napona, otpada najveći dio
vremena i troškova održavanja. Pri tom su osnovni problemi pronalaženje mjesta kvara i
zamjena dotrajalih stupova. U mreži 10 kV su česti problem veliki padovi napona. Uzrok su
dugački izvodi, posebno u seoskim područjima, ali i u starim gradskim jezgrama, gdje
postoje kabli malog presjeka. Na osnovu podatka o prosječnom broju izvoda 10 kV iz TS
35/10 kV te ukupne dužine mreže 10 kV dobiva se prosječna dužina izvoda 10 kV jednaka
9,3 km. Podaci iz 1996. godine iz literature [17] daju prosječnu dužinu izvoda gradske
mreže jednaku 1,9 km te prosječnu dužinu izvoda seoske mreže jednaku 11,6 km.
TS 10/0,4 kV dijele se na stubne (STS) i kablovske (KTS) trafostanice. Starija varijanta
trafostanica priključenih na nadzemnu mrežu je tip – „kula“. U pogledu smještaja, kablovske
transformatorske stanice mogu biti u objektu, zidane, blindirane i montažno betonske.
Poznato je da su u mreži niskog napona prisutni veliki problemi s vrijednostima napona.
Upoređivanje s mrežom HEP-a i EDF-a ukazuje na pogrešnu strategiju razvoja u prošlosti
na području Crne Gore i opšte uzevši bivše Jugoslavije. Naime, broj TS 10/0,4 kV na 100
km 2 u Crnoj Gori je 27, prema 35 u Hrvatskoj, odnosno 124 u Francuskoj. Posljedica je
dugačka mreža niskog napona po TS 10/0,4 kV. Posredno se isto stanje vidi ako se uporedi
prosječna ugrađena snaga TS 10/0,4 kV: 320 kVA u EPCG prema 260 kVA u HEP-u,
odnosno 172 kVA u EDF-u.
Mreža niskog napona je najveći i prostorno najrazgranatiji dio distributivne mreže. Na
područjima gradova izvedena je kao kablovska, a u vangradskim područjima kao
nadzemna. Udio kabla je 11%. Nadzemna mreža niskog napona je najvećim dijelom
izvedena na drvenim impregniranim stubovima, a samo oko 18% na betonskim stubovima.
Primjena betonskih stubova sa izolovanim provodnicima (samonosivi kablovski snop - SKS)
intenzivno se primjenjuje u posljednje dvije decenije. U prosjeku, na jednu TS 10(20)/0,4 kV
priključeno je 3,5 km mreže niskog napona, što je izrazito puno u poređenju s praksom u
razvijenim zemljama, ali i primjerima iz susjednih zemalja. Primjerice, u Francuskoj je
prosječna dužina mreže niskog napona po transformatorskoj stanici SN/NN manja od 1 km,
a u Hrvatskoj 2,6 km.
Struktura i karakteristike objekata distributivne mreže ukazuju na istorijski razvoj mreže
srednjeg napona zasnovan na dva stupena transformacije: 110/35 kV i 35/10 kV. No, s
porastom potrošnje električne energije takva koncepcija distributivne mreže postepeno je
postala nedovoljna, naročito u urbanim područjima s većom gustinom opterećenja.
Sprovedene analize i međunarodna iskustva ukazala su na potrebu uvođenja direktne
transformacije 110/10 kV. Proces je započet 80-tih godina prošlog stoljeća izgradnjom TS
110/10 kV Podgorica 3 i Podgorica 4, no nedostatak sredstava tokom 90-tih godina doveo
je do prekida značajnijeg planiranog razvoja. Izgradnja novih TS 35/10 kV i vodova 35 kV je
____________________________________________________________________________________________________________________
404/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
kratkoročno jeftinije ali često ne i dugoročno zadovoljavajuće rješenje. Dugoročno
posmatrano, cilj je postojeći sistem transformisati u sistem s jednim nivoem srednjeg
napona (20 kV) i jednom direktnom transformacijom (110/20 kV). Stoga se razvoj mreže
srednjeg napona zasniva na dva djelimično povezana načela: postepena zamjena
naponskog nivoa 10 kV sa 20 kV i postepeno uvođenje direktne transformacije 110/10(20)
kV te ukidanje mreže 35 kV.
U pogledu primjene izravne transformacije 110/10(20) kV u gradovima, u studiji je
nastavljen postojeći trend započet izgradnjom TS 110/10 kV Podgorica 3 i Podgorica 4, jer
iskustva pokazuju da je izradnja TS 110/10 kV umjesto TS 110/35 kV i TS 35/10 kV u većim
gradovima (Podgorica i Nikšić) opravdana. Osim toga, postoje i drugi razlozi izgradnje TS
110/10(20) kV. Primjerice TS 110/10(20) kV Tuzi je uslovljena dizanjem priključnog voda na
napon 110 kV (potreba FC Prenos). Rekonstrukcije postojećih TS 110/35 kV Berane i
Mojkovac u TS 110/10(20) kV su predložene u prvom redu radi blizine priključenih TS 35/10
kV. Procijenjeno je da bi ulaganjem u mrežu 10 kV i eventualni prijelaz na 20 kV bila
postignuta veća pouzdanost pogona, a ujedno bi se izbjegla ulaganja u dio postrojenja
postojećih TS 35/10 kV.
Pitanje zamjene postojeća dva nivoa srednjeg napona (35 kV i 10 kV) jednim (20 kV) je
složenije. Međutim, osnovna karakteristika tog procesa je postupnost i dugoročnost. Radi
toga u okviru ove studije nije definitivno navedeno niti jedno područje na kojem bi se u
posmatranom periodu to stvarno i dogodilo, jer bi bez detaljne analize mreže 10 kV to bilo
neozbiljno. Osim toga, naponski nivo 20 kV nije nužno povezan s izravnom transformacijom
110/20 kV i ukidanjem mreže 35 kV. Naponski nivo 20 kV je u prvom redu pretpostavljen u
područjima s povećanim porastom opterećenja, kao što je na primjer primorje, te u
područjima s povećanim padovima napona (sjever). Osim toga, naponski nivo 20 kV je
dobro rješenje za povećanje kvalitete opskrbe u pogledu stalnosti napajanja u sjevernom
dijelu Crne Gore, gdje je stavljanjem van pogona većeg broja vodova 35 kV pogon u
potpunosti radijalan i stoga nepouzdan. Prijelaz s 10 kV na 20 kV i izgradnja poveznih
vodova između relativno bliskih izvoda 20 kV rezultirao bi pogonom svakako puno
pouzdanijim od postojećeg, ali takođe pouzdanijim i od onog koji bi bio rezultat obnove
vodova 35 kV i dvostranog napajanja na 35 kV.
Može se zaključiti da u posmatranom periodu ostaje u većem dijelu distributivne mreže u
pogonu sistem 110-35-10(20) kV. Razlog je činjenica da je za ekonomski prihvatljivi prijelaz
na naponski nivo 20 kV, počevši od početka sistemske ugradnje opreme 20 kV do stvarnog
pogona čitave mreže na 20 kV, potreban dugačak period (reda veličine 30 godina). Radi
lošeg stanja postrojenja 10 kV u distributivnoj mreži Crne Gore, koje zahtijeva nešto bržu
dinamiku obnove, moguće je da bi taj proces trajao nešto kraće, ali nije realno očekivati
veće dijelove mreže u pogonu na 20 kV u posmatranom periodu. Mogući izuzetak su
područja sa izraženim problemima s opterećenjima i/ili padovima napona i pouzdanošću
pogona.
U skladu s navedenom koncepcijom razvoja, mogu se odrediti neke osnovne smjernice
izbora tehnologije prilikom izgradnji novih ili obnovi postojećih objekata distributivne mreže.
Sve nove kablove i nadzemne vodove te transformatorske stanice 10/0,4 kV i linijske
rastavljače u mreži 10 kV treba graditi sa stepenom izolacije 24 kV. Na područjima gdje se
predviđa mogućnost uvođenja u pogon napona 20 kV u sljedećih dvadesetak godina svi
novi transformatori u TS 10(20)/0,4 kV trebaju biti preklopivi ili prespojivi. Vodove 10(20) kV
treba graditi na betonskim stubovima, a ne na bitno skupljim čelično-rešetkastim. Novi
magistralni vodovi 10(20) kV trebaju imati vodiče tipa barem Al/Č 95. Savremene metode
polaganja čine kablove konkurentnima nadzemnim vodovima. Osim toga, bez obzira na
ekonomske kriterijume planiranja, u visoko urbanizovanim područjima te u slučaju
____________________________________________________________________________________________________________________
405/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
nepovoljnih klimatskih uslova prednost pri izgradnji imaju kablovi. Kvalitet električne
energije treba održavati na definisanom nivou u prvom redu primjenom savremenih i
relativno jeftinih rješenja predviđenih upravo za tu svrhu, umjesto dosadašnje vrlo
neracionalne prakse izgradnje primarnih postrojenja (novih izvoda i transformatorskih
stanica). Takva rješenja su: indikatori kvarova, prekidači na stubovima vodova 10(20) kV,
daljinski upravljani rastavljači na stubovima vodova 10(20) kV i automatski regulatori
napona u posebnim slučajevima dugačkih izvoda 10(20) kV.
Prelazak na direktnu transformaciju 110/10(20) kV i napuštanje mreže 35 kV nije
neophodno neposredno povezan s procesom zamjene napona 10 kV sa 20 kV. Osnovni
kriterij je nedostatak prenosnog kapaciteta postojeće mreže 35 kV i transformacije 35/10
kV, ali osim toga treba uzeti u obzir i moguće izbjegavanje troškova vezanih uz potrebu
buduće obnove postrojenja 35 kV i potpuno dotrajalih vodova 35 kV. Prilikom izgradnje
transformatorskih stanica 110/10(20) kV i 35/10(20) kV treba usvojiti takva rješenja koja će
omogućiti fleksibilan razvoj mreže u budućnosti. Na području većih gradskih cjelina treba
nastojati maksimalno iskoristiti postojeću transformaciju 35/10 kV. Nakon iskorišćenja
raspoložive snage postojeće transformacije 35/10 kV, napajanje tih gradova treba rješavati
gradnjom novih TS 110/10(20) kV. Te stanice će u početku raditi kao TS 110/10 kV, dok se
ne stvore uslovi za prelazak na rad kao TS 110/20 kV. Brzina prelaska prvenstveno će
zavisiti od dužine postojećih 10 kV kablova, koji se neće uvijek moći brzo zamijeniti 20 kV
kablovima. Na području malih gradova, ako se pokaže da nije opravdana izgradnja novih
TS 110/10(20) kV, dolazi u obzir izgradnja novih TS 35/10(20) kV, koje će u prvoj fazi raditi
kao TS 35/10 kV, a kada se stvore uslovi kao TS 35/20 kV. Pritom treba rezervisati dovoljno
velike lokacije, kako bi se u budućnosti te stanice mogle pretvoriti u TS 110/10(20) kV (uz
iskorišćenje postrojenja 10(20) kV). Koncepcija direktne transformacije 110/10(20) kV
zahtijeva upotrebu jednostavnijih tehnoloških rješenja te je potrebno tipizirati
pojednostavljene jednotransformatorske TS 110/10(20) kV s transformatorom male snage
(8 ili 10 MVA). Takvo rješenje se može primijeniti u ruralnim područjima gdje postoje
izgrađeni vodovi 110 kV, na koje se pojednostavljena stanica priključuje putem kratkih
odvojaka. Pritom se može raditi o novoj transformatorskoj stanici ili rekonstrukciji postojeće
TS 35/10(20) kV u TS 110/10(20) kV radi izbjegavanja troškova obnove mreže i postrojenja
35 kV.
Optimalan broj i instalisana snaga transformacije 10(20)/0,4 kV na nekom području
uslovljeni su gustoćom opterećenja. Postojeća mreža niskog napona, naročito u
vangradskim mrežama, nije optimalno izgrađena. Prosječno je po TS 10(20)/0,4 kV
priključena prevelika dužina mreže niskog napona, uglavnom malog presjeka provodnika.
Razvoj mreže niskog napona treba zasnivati na sljedećim načelima: kratki izvodi niskog
napona i pojednostavnjene TS 10(20)/0,4 s transformatorima relativno male nazivne snage i
kratkom priključenom mrežom niskog napona. Ovakva koncepcija razvoja mreže niskog
napona znači da nijesu predviđena veća ulaganja u vodove niskog napona, već se
snabdijevanje povećanog opterećenja rješava povećanjem broja izvoda niskog napona
ugradnjom novih TS 10(20)/0,4 kV u postojeću mrežu. Alternativno rješenje, zamjena
provodnika malog presjeka novim dionicama sa SKS-om, je u načelu skuplje. Sistemska
zamjena vodova niskog napona radi dotrajalosti nije predviđena, već samo zamjena
dotrajalih stuova i neispravnih izolatora. Zamjenska izgradnja je opravdana u mrežama u
kojima nije moguće na bolji način omogućiti napajanje kvalitetnom električnom energijom (u
pogledu napona i stalnosti napajanja) ili zbog sigurnosnih razloga.
Pri planiranju razvoja složenog sistema kakav je distribucija električne energije potrebno je
predvidjeti stalnu modernizaciju. To znači da u pravilu treba primjenjivati savremena
tehnička rješenja, kao što su optički kablovi u zaštitnim provodnicima, gasom izolovanim
postrojenja s vakuumskim prekidačima i integrisanom numeričkom zaštitom na srednjem
____________________________________________________________________________________________________________________
406/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
naponu u transformatorskim stanicama VN/SN i SN/SN, gasom izolovana postrojenja
(RMU) u KTS SN/NN, samonosive kablovske snopove na niskom naponu te sistema
daljinskog upravljanja i nadzora. Međutim, izbor moderne opreme potrebno je vršiti imajući
u vidu stvarne potrebe, a u slučaju zadovoljavajućeg rada i karakteristika postojećih uređaja
u distributivnoj mreži nije opravdano vršiti modernizaciju zamjenom uređaja u kratkom roku,
osim izuzetno, na primjer kada je otežano održavanje radi prestanka proizvodnje rezervnih
dijelova. Takođe nije opravdano ugrađivati nove uređaje čije se sve karakteristike u
njihovom životnom vijeku neće moći iskoristiti, već najsavremenije tehnologije treba koristiti
samo onda kada je to tehnički nužno i ekonomski opravdano.
Modeliranje mreže 35 kV za proračune tokova snaga i vrijednosti napona izvršeno je u
programskom paketu PRAO, koji je međunarodno priznati model razvijen i korišćen u EDFu
(Francuska) kao i u brojnim analizama distributivnih mreža u Energetskom institutu Hrvoje
Požar. Model se sastoji od vodova 35 kV te transformacije 110/35 kV, 35/10 kV i 35/6 kV
unešenih na geografskoj podlozi u mjerilu 1:100 000. Osim toga, radi potpunosti je uvrštena
i direktna transformacija 110/10 kV. Predviđena potrošnja električne energije i vršnog
opterećenja distributivne mreže u Crnoj Gori za period od 2004. do 2025. godine preuzeta
je iz Knjige B ove Strategije (srednji scenarij). Za potrebe analize distributivne mreže iz
ukupne potrošnje električne energije i vršnog opterećenja izdvojene su vrijednosti za
potrošače priključene direktno na prenosnu mrežu (KAP i Željezara Nikšić). Pretpostavljeno
je smanjenje gubitaka električne energije u distributivnoj mreži sa sadašnjeg izrazito
visokog nivoa jednake 20% energije na ulazu u mrežu na opšte prihvatljivih 10% na kraju
posmatranog perioda. Ukupno povećanje vršnog opterećenja distributivne mreže od 2004.
do 2021. godine jednako je 53,1%. Zbir neistodobnih vršnih opterećenja TS 35/10 kV, 35/6
kV i 35/0,4 kV jednak 500 MVA i zbir neistodobnih vršnih opterećenja TS 110/35 kV jednak
449 MVA daju pripadajući prosječni faktor istodobnosti 0,9, što potvrđuje vrlo dobro
modeliranje opterećenja mreže 35 kV.
Sve ekonomske analize zasnovane su na realnim cijenama elektroenergetske opreme i
montažnih radova. Ako ne postoji tačniji podatak o troškovima određenog ulaganja,
korišćene su tipske cijene.
U posmatranom planskom periodu planirana je izgradnja 7 TS 110/35 kV (Kotor – Škaljari,
Virpazar, Kolašin, Buljarica, Žabljak, Brezna, Golubovci), 1 TS 110/35-10 kV (Rožaje) i 6 TS
110/10(20) kV (Podgorica 5, Nikšić – Kličevo, Tuzi, Podgorica 6 – Centar, Nikšić – Bistrica,
Bar 2) te rekonstrukcija 3 postojeće TS 110/35 kV u TS 110/35-10 kV (Berane, Mojkovac,
Danilovgrad). Takođe je planirana izgradnja 7 TS 35/10(20) kV (Zelenika, Reljići, Klinci,
Jaz, Cetinje 4 (Donje Polje), Novi Ulcinj, Bečići) te rekonstrukcija radi povećanja nazivne
snage 17 postojećih TS 35/10 kV. Ukupno gledano, analiza pokazuje izraženu potrebu
izgradnje novih trafostanica u sljedećih deset godina. To je posljedica s jedne strane
usporene izgradnje u toku proteklih godina, a s druge strane predviđenog porasta potrošnje
u budućnosti. Nakon 2015. godine nije predviđena značajnija izgradnja TS 35/10(20) kV.
Razlog je načelna orijentacija na direktnu transformaciju 110/10(20) kV i postepeno
napuštanje naponskog nivoa 35 kV: od postojeće dvije TS 110/10(20) kV dostiže se 12 na
kraju posmatranog perioda. Osim toga, ukupno u posmatranom periodu treba zamijeniti 81
transformator 35/10 kV, od čega 28 nazivne snage manje od 4 MVA, 34 nazivne snage 4
MVA te 19 nazivne snage 8 MVA.
Osnovni problem u postojećim TS 110/10(20) kV i TS 35/10(20) kV je tehnološka
zastarjelost postrojenja 35 kV i 10(20) kV. S obzirom na zastupljenost i starost ugrađene
opreme, najveći problem predstavljaju sljedeće komponente: malouljni prekidači,
elektromehanička zaštita, sistemska istosmjernog razvoda, sistemi za kompenzaciju jalove
snage, nedostatak sistema za uzemljenje neutralne tačke. Od dvije postojeće TS 110/10
____________________________________________________________________________________________________________________
407/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
kV, klasično postrojenje 10 kV s malouljnim prekidačima ugrađeno je u TS Podgorica 3.
Obnova tog postrojenja predviđena je do 2010. godine. Samo pet TS 35/10 kV u vlasništvu
EPCG ima savremena postrojenja (TS 35/10 kV Virpazar, Gorica Nova, Rudeš, Nikšić 3
(Trebjesa), i Morinj). U osam TS 35/10 kV u kojima se prije 2020. godine ukida
transformacija 35 kV, radi izgradnje direktne transformacije 110/10(20) kV (Berane 1, 2 i 3,
Mojkovac, Vilusi, Podgorica Centar i Gorica Stara, Tuzi; u Nikšić Kličevo ostaje i rasklopno
postrojenja 35 kV) ne treba obnavljati postrojenje 35 kV. Ostale transformatorske stanice
treba obnoviti.
Izgradnja novih TS 10(20)/0,4 kV radi praćenja porasta potrošnje i racionalizacije sistema
distribucije električne energije na nivou niskog napona počiva na referentnom scenariju
porasta potrošnje električne energije. Radi ograničenosti podataka nije moguća detaljna
analiza mreže niskog napona i u skladu s njenim stanjem utvrđivanje potrebne izgradnje
novih TS 10(20)/0,4 kV. Stoga su za poređenje i cilj kojem EPCG teži u pogledu
transformacije 10(20)/0,4 kV i mreže niskog napona korišćeni podaci EDF-a i HEP-a.
Osnovna pretpostavka je da je Francuska mreža dobro izgrađena i prema tome primjer koji
treba slijediti, a za upoređenje su radi pouzdanosti i dostupnosti potrebnih podataka
odabrana sljedeća dva kriterijuma: odnos potrošnje energije na niskom naponu i ugrađene
snage transformacije u TS 10(20)/0,4 kV (iskorišćenje transformacije kWh/kVA) i dužina
mreže niskog napona po TS 10(20)/0,4 kV. Dobivena je potrebna interpolacija 20%
postojećeg broja TS 10(20)/0,4 kV u svakom petogodištu, odnosno ukupno povećanje broja
TS 10(20)/0,4 kV za 80%. Osim povećanja broja STS s 1987 na 4159 (za 109%), odnosno
KTS s 1732 na 2538 (za 46%), posljedica je i blago skraćenje dužine mreže niskog napona
s 12 936 km na 12 080 km (za 7%).
Planirana je obnova ukupno 3 004 TS 10/0,4 kV (81% postojećeg broja), od čega 1 655
STS i 1 349 KTS: do 2015. godine treba zamijeniti potpuno dotrajale STS i stanice tipa
„kula“, a do 2025. godine ostale STS te sve KTS bez RMU. Takođe je potrebno postepeno
zamijeniti preko 80% transformatora starijih od 10 godina.
Za priključenje novih i osiguranje dvostranog napajanja postojećih TS 35/10(20) kV
planirana je izgradnja 120 km nadzemnih vodova 35 kV i 41,5 km kabla 35 kV. Osim toga,
planirana je obnova 238 km nadzemnih vodova s provodnicima velikog presjeka (Al/Č 95 i
većeg) te 311 km nadzemnih vodova s provodnicima malog presjeka (manjeg od Al/Č 95).
U kablovskoj mreži 35 kV zastupljeni su kabli s izolacijom od umreženog polietilena i
papirnom izolacijom. Iskustva pokazuju da su oba tipa vrlo pouzdana i dugačkog životnog
vijeka te u skladu s tim za sada nije predviđena sistemska zamjena kabla.
Za potrebe priključenja novih i rekonstruisanih TS 110/10(20) kV i TS 35/10(20) kV na
mrežu 10(20) kV planirana je izgradnja 90 km kablovskih i 10 km nadzemnih vodova 10(20)
kV, a za potrebe priključenja novih TS 10(20)/0,4 kV 564 km kablovskih i 1 088 km
nadzemnih vodova 10(20) kV. U pogledu obnove postojećih vodova 10(20) kV,
pretpostavljeno je da je stanje mreže 10(20) kV građene nakon 1996. godine
zadovoljavajuće, ali će veliki dio starijih vodova trebati obnoviti. Budući da dominiraju
vodovi presjeka 35 mm 2 i manjih, predviđena je zamjena magistralnih dionica vodovima
većeg presjeka. Nije predviđena značajnija zamjena odcjepa, jer su na njima prisutna bitno
manja opterećenja. Problem njihove dotrajalosti treba rješavati kroz održavanje. Predviđena
je zamjena 70% navedenih vodova novim dionicama presjeka Al/Č 50 (obično na betonskim
stubovima) te 30% vodova dionicama velikog presjeka (Al/Č 95 ili kablima). Naravno, svi
zamjenski vodovi se trebaju graditi sa stepenom izolacije 24 kV. Ukupno je planirano
obnoviti 2 370 km nadzemnih vodova i 200 km kabla s izolacijom od plastičnih masa (osim
umreženog polietilena).
____________________________________________________________________________________________________________________
408/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Koncepcija razvoja mreže niskog napona pretpostavlja da nema značajnije izgradnje novih
vodova. Izuzetak su priključci i obnova postojeće mreže, koja se u prvom redu odnosi na
vodove s provodnicima malih presjeka, koji će se većinom zamjenjivati vodovima s SKS-om
presjeka 70 mm 2 . No, taj će proces teći postepeno i vrlo dugotrajno, jer se radi o velikim
troškovima. Nikako nije realno pretpostaviti zamjenu svih dotrajalih vodova novima, jer bi to
radi velike dužine mreže rezultiralo neprihvatljivo velikim troškovima. Radi toga bi osnovni
kriterij za zamjenu vodova trebali biti podaci o vrijednostima napona, a problem same
dotrajalosti vodova treba rješavati kroz tekuće održavanje. Gruba analiza rezultira
potrebnom rekonstrukcijom gotovo 44% postojeće mreže niskog napona u toku
posmatranog perioda: 5 200 km nadzemne mreže i 430 km kablovske mreže.
Osim ulaganja u tzv. primarnu opremu, u distributivnoj djelatnosti prisutna su i značajna
ulaganja u druge segmente. Posebno se ističu ulaganja u dispečerske centre i
komunikacijsku opremu, sistem mrežnog ton-frekventnog upravljanja (MTU) te brojila
električne energije. Planirana je izgradnja 16 savremenih dispečerskih centara (po jedan u
svakoj ED) te 4 postrojenja za utiskivanje signala MTU u mrežu 110 kV. U pogledu zamjene
brojila, planirano je do 2025. godine zamijeniti postojeća brojila (oko 285 000), us preporuku
primjene suvremenih uređaja koji omogućavaju jednostavno očitanje i upravljanje
potrošnjom.
U cijelom posmatranom 20-godišnjem periodu planirano je uložiti 491 milion €, odnosno
prosječno gotovo 25 miliona € godišnje. Udio ulaganja uslovljenih izgradnjom novih TS
10(20)/0,4 kV i obnovom mreže niskog napona je 54%, a udio ulaganja u obnovu
distributivne mreže (osim vodova niskog napona) je 33%. Ostatak ulaganja od desetak
posto je raspoređen na ulaganja u mrežu 35 kV, transformaciju 35/10(20) kV zamjenu
brojila i nadzor i upravljanje mrežom.
____________________________________________________________________________________________________________________
409/524

_________________________________________________________________________________ 5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
5.1 DOMAĆE ZAKONSKE OBAVEZE I PRAVNA REGULATIVA EU
5.1.1 Zakonske obaveze – domaća regulativa
U ovom se dijelu analizira propis koji predstavlja osnovu pravnog okvira zaštite životne
sredine u Republici Crnoj Gori, odnosno podzakonski akti koji proizilaze iz istog, te se
navode ostali propisi relevantni za materiju zaštite životne sredine, uz napomenu da je
Ministarstvo zaštite životne sredine i uređenja prostora pripremilo Nacrt zakona o procjeni
uticaja na životnu sredinu, Nacrt zakona o strateškoj procjeni uticaja na životnu sredinu te
Nacrt zakona o integralnom sprječavanju i kontroli zagađivanja životne sredine kojima bi se
regulativa relevantna za zaštitu životne sredine uskladila s odgovarajućim pravom Evropske
zajednice.
Pored toga, na osnovu nacrta koje je pripremilo Ministarstvo zaštite životne sredine i
uređenja prostora usvojeni su Zakon o strateškoj procjeni uticaja na životnu sredinu, Zakon
o procjeni uticaja na životnu sredinu i Zakon o integrisanom sprječavanju i kontroli
zagađivanja životne sredine («Službenom listu RCG» broj 80/2005). Zakoni su stupili su na
snagu, a primjenjivaće se od 1. januara 2008. godine. U istom službenom listu objavljen je i
Zakon o upravljanju otpadom, koji je takođe stupio na snagu, a primjenjivaće se od 1.
novembra 2008. godine. Četiri navedena zakona harmonizovana su sa zakonodavstvom EU
i veoma važna za izgradnju i rad energetskih objekata.
Zakon o životnoj sredini (''Službeni list RCG'', broj 12/96 i 55/00) je temeljni propis za
područje ekologije. Prema Zakonu, životna sredina je prirodno okruženje: vazduh, zemljište,
voda i more, biljni i životinjski svijet, pojave i djelovanja: klima, jonizirajuća zračenja, buka i
vibracije; kao i okruženje koje je stvorio čovjek: gradovi i naselja, kulturno istorijska baština,
infrastrukturni, industrijski i drugi objekti. Iako se do početka 2007. godine planiraju izmjene
toga zakona, u daljnjem će se tekstu analizirati njegove najvažnije odredbe.
Ovim zakonom RCG usklađuje svoj privredni i društveni razvoj sa principima zaštite životne
sredine. Republika Crna Gora ustanovljava znak „EKOLOŠKA DRŽAVA CRNA GORA“
kojim se izražava identitet Crne Gore kao ekološke države. Prirodna bogatstva se koriste
skladno načelima zaštite životne sredine, zakonom, ekološkom i razvojnom politikom, pod
uslovom da se ne ugrožava životna sredina drugih zemalja. Ekološka orijentacija Crne Gore
utvrđena je već ranije, donošenjem Deklaracije o ekološkoj državi Crnoj Gori u Skupštini
Republike Crne Gore 20. septembra 1991., te Ustavom iz 1992. godine, kojim je propisano
je da je Crna Gora demokratska, socijalna i ekološka država.
Zaštita životne sredine zasniva se na sljedećim načelima: očuvanja prirodnih vrijednosti,
biološke raznolikosti, smanjenja rizika, procjene uticaja na životnu sredinu, alternativnih
rješenja, supstitucije hemikalija, ponovne upotrebe i reciklaže, odgovornosti zagađivača za
zagađivanje i plaćanje štete, plaćanja za korišćenje prirodnih bogatstava, obaveznog
osiguranja, transparentnosti podataka o stanju životne sredine i obavještavanja (član 7.).
Zagađivanje životne sredine je unošenje zagađujućih materijala, buke i energije u životnu
sredinu, izazvano ljudskom djelatnošću ili prirodnim procesom, koje ima za posljedicu
promjenu fizičkih, hemijskih i bioloških svojstava životne sredine. Zagađivač je domaća ili
strana pravna ili fizička osoba koja svojom aktivnošću ispušta u životnu sredinu (vodu,
____________________________________________________________________________________________________________________
411/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
vazduh zemljište) zagađujuće materije, buku i energiju u koncentracijama ili količinama koje
remete prirodnu ravnotežu između živog i neživog svijeta i procese u prirodi. Zahvat su svi
radovi ili aktivnosti koje mogu dovesti do privremene ili trajne degradacije životne sredine, a
koji se odnose na korišćenje prostora, izgradnju ili rekonstrukciju objekata, uvođenje i
promjenu tehnologija, eksploataciju prirodnih bogatstava i izvođenje drugih radova. Zakon
dosta opširno definiše i ostale važne pojmove koji čine sistem prava zaštite životne sredine
(član 8.).
Zakon propisuje zabrane odnosno ograničava aktivnosti kojima se ugrožava životna sredina
(članci 9. i 10.).
Dokumenti o zaštiti životne sredine predviđeni Zakonom su:
• Ekološki program (program zaštite životne sredine RCG) koji donosi Vlada RCG
(član 11.),
• Programi zaštite životne sredine koje donose jedince lokalne samouprave skladno
Ekološkom programu (član 12.),
• Programi zaštite životne sredine koje donose pravne i fizičke osobe koje obavljaju
djelatnosti za koje je obvezna izrada procjene uticaja na životnu sredinu (član 14.).
Zakonom su utvrđena zaštićena prirodna dobra: rezervat prirode, nacionalni park, zaštićene
biljne i životinjske vrste, spomenik prirode, park prirode i predio posebnih prirodnih odlika.
Kriterijumi za njihovu kategorizaciju, registri i druga pitanja određuju se posebnim propisom
(član 15).
U sprovođenju zaštite životne sredine važnu ulogu imaju standardi i normativi kvaliteta
životne sredine koje donosi Vlada CG, a dijele se na:
• Standarde kvaliteta životne sredine,
• Standarde emisije,
• Standarde procesa proizvodnje (član 16).
Drugi važan instrument u sprovođenju zaštite je procjena uticaja na životnu sredinu koju su
obvezni izraditi investitori (domaće ili strane pravne i fizičke osobe), za sve zahvate koji se
planiraju i realizuju, a koji mogu dovesti do zagađenja životne sredine odnosno koji
predstavljaju rizik po životnu sredinu (član 17).
Prije izvršenja opisanih zahvata investitor sprovodi postupak prethodne procjene uticaja na
životnu sredinu. Procjenom se identifikuju, opisuju i predviđaju direktni i indirektni uticaji na
životnu sredinu i to posebno i pojedinačno na ljude, floru i faunu; zemljište, vodu i more,
vazduh, klimu i pejsaž; njihovo međusobno djelovanje, materijalna dobra i kulturno-istorijsko
nasljeđe te ekonomsko i socijalno okruženje. Troškove izrade procjene snosi investitor.
Saglasnost na procjenu daje ministarstvo nadležno za poslove zaštite životne sredine i bez
pribavljene saglasnosti ne može se pridobiti odobrenje za realizaciju zahvata.
Vlada CG propisuje vrste zahvata za koje je potrebna izrada procjene, sadržaj i metodu
izrade, izbor lokacije, način ocjene i verifikacije, učešće javnosti i druga pitanja koja su
značajna za izradu procjene uticaja na životnu sredinu (Uredba o procjeni uticaja na životnu
sredinu ''Službeni list RCG'', broj 14/97). Njome je propisano da je procjenu uticaja na
životnu sredinu dužan izraditi i investitor za hidroelektrane i pripadajuće objekte i
____________________________________________________________________________________________________________________
412/524

_________________________________________________________________________________ 5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
postrojenja. U Uredbi se dalje navodi da je elaborat procjene sastavni dio tehničke
dokumentacije.
Kod izrade i donošenja prostornih i urbanističkih planova mora se procijeniti kapacitet
životne sredine, sagledati njezina osjetljivost na određenom prostoru, odnos prema
ambijentalnim vrijednostima, prirodnim bogatstvima, kulturnoj baštini, obnovljivim i
neobnovljivim prirodnim izvorima i ukupnosti međusobnih uticaja planiranih i postojećih
zahvata. Planovi se donose po pribavljenom mišljenju ministarstva nadležnog za zaštitu
životne sredine. (član 20).
Republika Crna Gora osigurava permanentno praćenje stanja životne sredine putem
sljedećih parametara:
• stepen zagađenosti vazduha,vode, mora, zemljišta, flore i faune,
• klimatske promjene,
• jonizirajuće i ne-jonizirajuće zračenje,
• buka i vibracije
Pored toga Crna Gora ispunjava preuzete obaveze iz međunarodnih ugovora i konvencija.
Na osnovu zakonskih ovlašćenja, Vlada CG donosi program nadzora (monitoring) životne
sredine (član 21).
Prave i fizičke osobe koje obavljaju djelatnost za koju je propisana izrada procjene dužne
su same ili preko ovlašćenih institucija pratiti svoje emisije, učestvovati u troškovima
mjerenja emisija i pratiti druge uticaje svoje djelatnosti na životnu sredinu. Ministarstvo
propisuje vrstu emisija koja su predmet praćenja stanja životne sredine, uzimanje uzoraka,
način evidentiranja, rok za dostavu podataka i druge uslove koje mora ispunjavati ustanova
ovlašćena za praćenje zagađenja životne sredine (član 22.).
Zakonom se osniva katastar zagađenja životne sredine Republike CG čiji sadržaj, način
izrade i vođenja propisuje ministarstvo nadležno za poslove zaštite životne sredine koje i
vodi katastar zagađivača (član 23.).
Zakon predviđa da se posebnim propisima utvrde uslovi za olakšice, oslobađanja od
plaćanja poreza te stimulacije za subjekte koji pridonose smanjenju negativnih uticaja na
životnu sredinu (član 24.).
Posebnim propisima propisaće se olakšice i oslobađanje plaćanja od poreza i drugih javnih
prihoda za korišćenje tehnologija, proizvodnju i promet proizvoda čiji je uticaj na životnu
sredinu povoljniji od uticaja drugih srodnih tehnologija, proizvodnje i proizvoda, korišćenje
obnovljivih izvora energije (sunce, vjetar, morski valovi, biogas i dr.), kao i opremu i uređaje
koji se koriste za zaštitu praćenja stanja životne sredine. Napominjemo da se u okviru
obnovljivih izvora u izreku ne spominje voda.
Na osnovu zakonskih ovlašćenja ministarstvo uspostavlja i vodi obavještajni sistem životne
sredine (član 25.). Tijela, organizacije i druge pravne osobe koje prate i proučavaju životnu
sredinu dužne su ministarstvu dostaviti podatke i informacije neophodne za djelovanje
obavještajnog sistema. Zagađivači koji konstantno imaju emisiju zagađujućih materija dužni
su uspostaviti vlastiti sistem za automatsko praćenje i obradu podataka koji mora biti
povezan s republičkim obavještajnim sistemom. Listu takvih zagađivača donosi Vlada CG.
____________________________________________________________________________________________________________________
413/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Republika je dužna obavještavati građane o stanju životne sredine kao i o zagađenjima koja
mogu predstavljati opasnost po život i zdravlje ljudi. Svi podaci o stanju i kvalitetu životne
sredine su javni.
Pravna ili fizička osoba koja prouzrokuje zagađenje životne sredine dužna je odmah
preuzeti mjere za uklanjanje opasnosti i daljih šteta, obavijestiti nadležnu inspekciju te
sanirati i snositi sve štete nastale zagađivanjem kao i troškove vezane uz preduzimanje
mjera za uklanjanje opasnosti (član 29.). Takođe, osobe koje svojom djelatnošću mogu
ugroziti životnu sredinu dužne su se kod treće osobe osigurati od odgovornosti za štetu. U
slučaju prekoračenja propisanih nivoa emisija i drugih uticaja odgovorna osoba mora izraditi
i realizovati sanacijski program u roku koji odredi nadležno ministarstvo koje i daje
saglasnost na sanacijski program. Zakon propisuje solidarnu odgovornost za više počinitelja
zagađenja u slučaju da se ne može utvrditi njihov udio u zagađenju.
Zaštita životne sredine financira se iz proračuna, eko-naknada, naplaćenih kazni na osnovu
ovog zakona, posebnih izvora koje propisuje lokalna samouprava uz saglasnost Vlade CG i
drugih izvora. (član 35).
Eko naknade su:
• naknade za investicije,
• naknade zbog zagađenja životne sredine po načelu ''zagađivač plaća''.
Naknadu za investicije plaća investitor na investicione radove i to 2% na vrijednost
investicija na području nacionalnog parka, a koje nijesu u neposrednoj funkciji zaštite
životnih dobara, i 1% na vrijednost investicija za koje je propisana izrada procjene. 10%
navedenih sredstava investitor mora platiti u trenutku izdavanja saglasnosti na procjenu, a
ostalo sukcesivno prema obračunskim situacijama. Uplata navedenih sredstava je uslov za
izdavanje upotrebne dozvole (član 37).
Naknade zbog zagađenja životne sredine po načelu „zagađivač plaća“ plaćaju pravna i
fizička lica za ispuštanje zagađujućih materija u vazduh, korišćenje fosilnih goriva,
korišćenje supstanci koje uništavaju ozonski omotač, korišćenje ulja za podmazivanje,
stvaranje i odlaganje opasnog otpada te korišćenje motornih vozila, aviona i plovnih
objekata. Navedene naknade, način obračuna i plaćanja utvrđuje Vlada CG.
Zakon definiše status nevladinih ekoloških organizacija (član 42.). Upravni nadzor nad
primjenom zakona obavlja ministarstvo nadležno za zaštitu životne sredine, dok inspekcijski
nadzor obavlja ekološka inspekcija. U kaznenim odredbama propisani su prekršaji i
novčane kazne za njihove počinitelje.
Zakon o procjeni uticaja na životnu sredinu regulira postupak procjene uticaja za
projekte koji mogu imati značajan uticaj na životnu sredinu, sadržaj elaborata o procjeni
uticaja, učešće zainteresiranih organa, organizacija i javnosti, postupak ocjene i izdavanja
suglasnosti, obavještavanje o projektima koji mogu imati značajan uticaj na životnu sredinu
druge države, nadzor i druga pitanja od značaja za procjenu uticaja na životnu sredinu.
Zakon o integrisanom sprječavanju i kontroli zagađivanja životne sredine utvrđuje
uslove i postupak izdavanja integrisane dozvole za postrojenja i aktivnosti koje mogu imati
negativne uticaje na zdravlje ljudi, životnu sredinu ili materijalna dobra, vrste aktivnosti i
postrojenja, nadzor i druga pitanja od značaja za sprječavanje i kontrolu zagađivanja
životne sredine.
____________________________________________________________________________________________________________________
414/524

_________________________________________________________________________________ 5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
Zakonom o strateškoj procjeni uticaja na životnu sredinu određuju se uslovi, način i
postupak vršenja procjene uticaja određenih planova ili programa na životnu sredinu kroz
integrisanje principa zaštite životne sredine u postupak pripreme, usvajanja i realizacije
planova ili programa koji imaju značajan uticaj na životnu sredinu. Ciljevi izrade strateške
procjene su: osiguranje da pitanja životne sredine i zdravlje ljudi budu potpuno uzeta u obzir
prilikom razvoja planova ili programa, uspostavljanje jasnih, transparentnih i efikasnih
postupaka za stratešku procjenu, osiguranje učešća javnosti, osiguranje održivog razvoja te
unaprjeđenje nivoa zaštite zdravlja ljudi i životne sredine.
Zakonom o upravljanju otpadom uređuju se vrste i klasifikacija otpada, planiranje
upravljanja otpadom, osiguranje uslova za postupanje sa otpadom, prava, obaveze i
odgovornosti pravnih i fizičkih lica u upravljanju otpadom, uslovi i postupak izdavanja
dozvola, nadzor i druga pitanja od značaja za upravljanje otpadom.
U daljem tekstu navode se i drugi propisi relevantni za zaštitu životne sredine:
� Zakon o planiranju i uređenju prostora („Službeni list RCG“ broj 28/05)
� Zakon o zaštiti od ionizirajućih zračenja („Službeni list SRJ“, broj 46/96)
� Zakon o nacionalnim parkovima(„Službeni list RCG“, broj 47/91, 17/92, 27/94)
� Uredba o procjeni uticaja zahvata na životnu sredinu(„Službeni list RCG“, broj 14/97)
� Uredba o visini, naknadama, načinu obračuna i plaćanja naknada zbog zagađivanja
životne sredine („Službeni list RCG“, 9/00)
� Odluka o sistematskom ispitivanju sadržaja radionuklida u životnoj sredini ("Službeni list
SRJ", broj 45/97)
� Odluka o obrazovanju savjeta za održivi razvoj ("Službeni list RCG", broj 53/02)
� Pravilnik o emisiji zagađujućih materija u vazduhu ("Službeni list RCG", broj 25/01)
� Pravilnik o dozvoljenim koncentracijama štetnih i opasnih materija u zemljištu i
metodama za njihovo ispitivanje ("Službeni list RCG", broj 18/97)
� Pravilnik o kriterijumu za izbor lokacija, načinu i postupku odlaganja otpadnih materija
("Službeni list RCG", broj 56/00)
� Pravilnik o kvalitetu otpadnih voda i načinu njihovog ispuštanja u javnu kanalizaciju i
prirodni recipijent ("Službeni list RCG", broj 10/97, 21/97).
5.1.2 Zakonske obaveze – regulativa EU
U pogledu pravne regulative EU koja se odnosi na zaštitu životne sredine i koja u najvećoj
mjeri utiče na razvoj EES-a u pogledu izbora primarnog energenta i tehnologija za
proizvodnju električne energije izdvajaju se sljedeće grupe propisa:
� Propisi koji regulišu položaj zemalja članica EU u odnosu na odredbe Okvirne
konvencije UN-a o promjeni klime (UNFCCC) i pripadajućeg Kyoto Protokola,
� Ženevska Konvencija o dalekosežnom prekograničnom zagađenju vazduha (LRTAP,
Long Range Trans-Boundary Air Pollution) s pratećim protokolima,
� Direktiva o emisiji nekih onečišćujućih materija iz velikih stacionarnih ložišta (LCPD,
Large Combustion Plant Directive),
� Direktiva o upravljaju vodama (WFD, Water Framework Directive).
5.1.2.1 UNFCCC i Kyoto Protokol
Međunarodna zajednica usvojila je na samitu u Rio de Janeiru 1992. godine Okvirnu
konvenciju Ujedinjenih naroda o promjeni klime (UNFCCC, United Nations Framework
____________________________________________________________________________________________________________________
415/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Convention on Climate Change) s ciljem stabilizacije koncentracije stakleničkih gasova na
nivou koja će spriječiti opasan uticaj ljudskih djelatnosti na klimatski sistem.
Konvenciju o promjeni klime su do danas ratificirale praktično sve države svijeta (ukupno
189), koje su prema Konvenciji podijeljene u dvije grupe. Tzv. „zemlje Priloga 1“ uključuju
sve razvijene zemlje svijeta i zemlje s ekonomijama u tranziciji, koje su kroz istoriju najviše
doprinijele povećanju koncentracija stakleničkih gasova u atmosferi. Te su države preuzele
obavezu zadržati emisije stakleničkih gasova na nivou iz 1990. godine (tzv. referentna
godina). Zemljama s ekonomijama u tranziciji omogućena je određena fleksibilnost u izboru
referentne godine izborom jedne od godina između 1985. i 1990. Ostale zemlje ubrajaju se
u grupu zemalja „izvan Priloga 1“.
Tekstom Konvencije uspostavljeno je i vrhovno tijelo same Konvencije, pod nazivom
Konferencija Potpisnica (Conference of Parties). Konferencija Potpisnica zadužena je za
sve aspekte sprovođenja Konvencije, uz stalan nadzor nad svim mjerama koje se u tu svrhu
sprovode. Konvencijom je predviđena i mogućnost da Konferencija Potpisnica donosi
dodatne protokole na Konvenciju, kojima tada mogu pristupati Potpisnice Konvencije.
Najpoznatiji i najvažniji protokol Konvencije o promjeni klime je Protokol iz Kyota potpisan
1997. godine. Prema odredbama Kyoto Protokola industrijski razvijene zemlje svijeta
trebaju smanjiti emisiji stakleničkih gasova (prije svega CO2 kao najvažnijeg stakleničkog
gasa) u prosjeku za 5,2% u odnosu na nivo emisije iz 1990. godine u toku tzv. prvog
obavezujućeg perioda od 2008. do 2012. godine. Za zemlje u razvoju nijesu postavljena
ograničenja za emisiju stakleničkih gasova.
Do kraja 2002. godine protokol su ratificirali Evropska unija, gotovo sve zemlje srednje i
istočne Evrope, Japan i Kanada, čime je dostignut ukupni udio u emisijama iz 1990. od
44%. S druge strane, ratifikaciji su se otvoreno usprotivile Sjedinjene Američke Države, kao
najveći izvor emisija CO2 (36% u 1990.), i Australija, smatrajući protokol prijetnjom razvoju
privrede. Pri takvom rasporedu odnosa uspjeh Kyoto protokola zavisio je od odluke Ruske
Federacije (s udjelom od oko 17%). Konačno, 18. novembra 2004. godine u ruskoj je Dumi
ratificiran Kyoto Protokol, čime je definisan i datum njegovog stupanja na snagu: 16.
februara 2005. godine.
Evropska unija je ratificirala (potvrdila u parlamentu) Kyoto Protokol u maju 2002. godine 8 .
Na taj način Evropska zajednica je postala sudionica-potpisnica Protokola, kao što su to i
pojedinačno zemlje članice EU. Zemlje EU su postigle dogovor o zajedničkom smanjenju
emisije stakleničkih gasova kako bi se ispunile preuzete obaveze. Zemlje EU (EU-15)
obavezale su se na smanjenje stakleničkih gasova za 8% u toku prvog obavezujućeg
perioda od 2008. do 2012. godine. Nove članice EU (EU-10) imaju posebno definisane
ciljeve smanjenja emisija između 6 i 8 %.
Budući da je Crna Gora trenutno sastavni dio državne zajednice Srbije i Crne Gore, njezin
je položaj u smislu Konvencije o klimatskim promjenama i Kyoto Protokola zapravo
definisan položajem državne zajednice. Državna zajednica Srbije i Crne Gore, pod
tadašnjim imenom Savezna republika Jugoslavija, pristupila je Konvenciji o promjeni klime
12. marta 2001. godine. Konvencija je za Srbiju i Crnu Goru stupila na snagu 90 dana
kasnije, tj. 10. juna 2001. godine.
8 Decision 2002/358/EC concerning the approval, on behalf of the European Community, of the Kyoto Protocol
to the United Nations Framework Convention on Climate Change and to joint fulfillment of commitments
hereunder
____________________________________________________________________________________________________________________
416/524

_________________________________________________________________________________ 5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
S druge strane, Srbija i Crna Gora za sada nije potpisala niti ratificirala Kyoto Protokol, iako
iz njega za samu državu ne bi proizišle nikakve konkretne obaveze u smislu smanjenja
emisija stakleničkih gasova, budući da se ne nalazi na popisu zemalja Prilog B Kyoto
Protokola. S druge strane, na predlog Ministarstva zaštite životne sredine i uređenja
prostora, Vlada Republike Crne Gore utvrdila je 2. februara 2006. Predlog zakona o
ratifikaciji Kyoto protokola uz okvirnu konvenciju Ujedinjenih nacija o promjeni klime, i isti
dostavila Savjetu ministara SiCG na dalji postupak za usvajanje.
Jedna od bitnih novosti koje je donio Kyoto Protokol svakako su tzv. fleksibilni mehanizmi.
Njihova je svrha snižavanje troškova smanjenja emisija, odn. troškova njihovog zadržavanja
unutar propisanih granica. Kroz fleksibilne mehanizme potpisnice Protokola imaju pristup
isplativijim opcijama za smanjenje emisija u drugim zemljama. Dok troškovi ograničavanja
emisija izrazito variraju od regije do regije, koristi za atmosferu uslijed smanjenja su jednaki
bez obzira na mjesto djelovanja.
Sporazumima iz Marrakesha (2001.) zahtijeva se da većina aktivnosti zemalja Priloga 1 u
smanjenju emisija treba proizaći iz domaćih aktivnosti. Na taj način može se očekivati
postepeno smanjenje razlike u emisijama po glavi stanovnika između razvijenih zemalja i
zemalja u razvoju. Uslovi da bi određena zemlja Priloga 1 mogla učestvovati u fleksibilnim
mehanizmima su:
• Ratifikacija Kyoto protokola,
• Izračunata dodijeljena kvota emisija (u tonama ekvivalentnog CO2),
• Uspostavljen nacionalni sistem za procjenu emisija i apsorpcije stakleničkih gasova
na svojoj teritoriji,
• Uspostavljen nacionalni registar radi bilježenja i praćenja jedinica smanjenja emisija,
• Godišnje izvještavanje Tajništva UNFCCC o emisijama i apsorpciji stakleničkih
gasova.
Sporazumi iz Marrakesha takođe dopuštaju kompanijama, nevladinim organizacijama i
drugim subjektima saradnju u tri fleksibilna mehanizma, za što su nadležne njihove lokalne
vlade.
Sva tri mehanizma Kyoto protokola temelje se na sistemu evidencije emisijskih kvota. U tom
sistemu svakoj zemlji Priloga 1 dodijeljen je stanoviti ciljani iznos emisija za prvi
obavezujući period (2008-2012), koji se za potrebe evidencije dijeli na tzv. jedinice
dodijeljenog iznosa – AAU (Assigned Amount Units), od kojih svaka predstavlja emisiju
jedne tone ekvivalentnog CO2. Ovi dodijeljeni iznosi, zajedno s jedinicama koje proizlaze iz
fleksibilnih mehanizama, predstavljaju osnovu za obračun ukupnih emisija pojedine zemlje,
u što se ubrajaju i jedinice proizašle iz aktivnosti preduzetih u drugim zemljama.
Tri fleksibilna mehanizma u okviru Kyoto protokola su:
1. Joint Implementation (JI) – Zajedničko sprovođenje. Definisana je članom 6.
protokola, i omogućava zemljama Priloga 1 realizovanje projekata kojima se
smanjuju emisije, ili apsorbira ugljenik iz atmosfere, u drugim zemljama Priloga
1, za što u zamjenu dobivaju tzv. jedinice smanjenja emisije – ERU (Emission
Reduction Units).
2. Clean Development Mechanism (CDM) – Mehanizam čistog razvoja. Definisan
je članom 12. protokola, i omogućava zemljama Priloga 1 realizovanje projekata
kojima se smanjuju emisije, ili povećava apsorpcija ugljenika (npr.
pošumljavanje) u zemljama izvan Priloga 1, u zamjenu za certifikate smanjenja
____________________________________________________________________________________________________________________
417/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
emisije – CER (Certified Emission Reductions), čime se dotičnoj zemlji pomaže u
ostvarivanju održivog razvoja, što doprinosi krajnjem cilju Konvencije.
3. Emission Trading (ET) – Trgovanje emisijama. Definisano je članom 17.
protokola, i omogućava zemljama Priloga 1 stiecanje (kupovinu) emisijskih
jedinica od drugih zemalja Priloga 1. Te jedinice mogu biti u obliku AAU, ERU,
CER ili nekom drugom.
Svaka od gore navedenih jedinica jednaka je jednoj metričkoj toni ekvivalentnog CO2.
U pogledu fleksibilnih mehanizama, u EU je od 1. januara 2005. godine započeo s radom
sistem trgovine emisijama (ETS, Emission Trading System). ETS je definisan direktivom
2003/87/EC 9 . Smjernice za praćenje emisije stakleničkih gasova definisane su odlukom 10 iz
2004. godine. Veza između EU ETS sistema trgovine emisijama i preostalih fleksibilnih
mehanizama Kyoto Protokola (JI, CDM) definisana je 2004. godine tzv. „povezujućom
direktivom“ (Linking Directive 11 ).
U pogledu mehanizama nadzora emisije CO2 i ostalih stakleničkih gasova potrebno je
spomenuti i odluke 99/296/EC i 93/389/EEC 12 .
Usvajanje Kyoto Protokola uslov je i za određene integracijske procese, koji su trenutno u
toku, ili se s njima dugoročno planira. Tako je, naprimjer, pristupanje Kyoto Protokolu
obaveza svih članica EU, budući da je EU jedan od njegovih najsnažnijih zagovornika, a
isto tako se taj uslov postavlja pred sve zemlje kandidate za ulazak u EU. O tome isto treba
voditi računa u svjetlu procesa približavanja EU, koji se u vladajućim krugovima Srbije i
Crne Gore ističe kao jedan od strateških ciljeva.
5.1.2.2 Obaveze u zaštiti životne sredine prema odredbama Povelje o
Energetskoj zajednici
Drugi integracijski proces, u koji je Crna Gora uključena (i to kao zaseban subjekat) je
stvaranje Energetske zajednice u jugoistačnoj Evropi. Povelja o Energetskoj zajednici
potpisana je 25. oktobra 2005. godine u Atini 13 . Stvaranje Energetske zajednice nastavak je
procesa integracije umreženih energetskih sistema u jugoistačnoj Evropi, koja je svoju
prvobitnu artikulaciju doživjela kroz Atinske memorandume iz 2002. i 2003. godine. Cijeli je
proces pokrenut na inicijativu Evropske unije i odigrava se pod njezinim pokroviteljstvom.
Zamisao je povelje povezivanje u energetskom smislu država jugoistočne Evrope, na način
da se kroz sprovedbu sistemskih reformi u energetskim sektorima pojedinih zemalja
postigne otvaranje energetskih tržišta prema modelu definisanom direktivama Evropske
unije o stvaranju zajedničkog tržišta električne energije i gasa. Osim toga, Poveljom se
predviđa i usvajanje evropske pravne regulative (Acquis Communautaire) u nekoliko
područja, jedno od kojih je i zaštita životne sredine (čl. 12. Povelje). Dinamika usvajanja
pravne regulative definisana je u Prilogu II Povelje. Svaka promjena propisa na nivou EU će
9
Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the Council of 13 October 2003 establishing a scheme
for greenhouse gas emission allowance trading within the Community and amending Council Directive
96/91/EC
10
Commission Decision of 29 January 2004 establishing guidelines for the monitoring and reporting greenhouse
gas emissions pursuant to Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the Council
11
Directive 2004/101/EC of the European Parliament and of the Council of 27 October 2004 amending Directive
2003/87/EC in respect of the Kyoto Protocol's project mechanisms
12
Council Decision 99/296/EC (26 April 1999) amending Decision 93/389/EEC for a monitoring mechanism on
CO2 and other greenhouse gas emissions
13
Treaty establishing the Energy Community, 25 October 2005
____________________________________________________________________________________________________________________
418/524

_________________________________________________________________________________ 5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
se razmotriti i može se uključiti u pravnu regulativu koju su potpisnice Povelje dužne usvojiti
i vršiti.
Čl. 13. Povelje o Energetskoj zajednici navodi kako potpisnice Povelje prepoznaju važnost
Kyoto Protokola, te će mu nastojati pristupiti. Naravno, tu ponovno valja istaknuti da u
trenutnoj situaciji Crna Gora ne može samostalno pristupiti Kyoto protokolu, već samo u
okviru državne zajednice sa Srbijom, iako je u pogledu Povelje ona samostalna potpisnica.
Čl. 14. Povelje o Energetskoj zajednici naglašava važnost pravila u Direktivi 96/61/EC 14 od
24. septembra 1996. koja se odnosi na integralno sprječavanje zagađenja i kontrolu (IPPC,
Integrated Pollution Prevention and Control). Potpisnice Povelje nastojaće primijeniti
odredbe ove direktive.
Čl. 15. Povelje o Energetskoj zajednici obavezuju potpisnice da izgradnja i pogon novih
proizvodnih kapaciteta budu u skladu s pravnom regulativom EU u pogledu zaštite životne
sredine.
Čl. 16. Povelje o energetskoj strategiji definišu sadržaj pravne regulative EU u pogledu
zaštite životne sredine:
• Direktiva 85/337/EEC od 27. juna 1985. godine o procjeni uticaja nekih javnih i
privatnih projekata na životnu sredinu i izmjene definisane Direktivom 97/11/EC i
Direktivom 2003/35/EC 15 . Potpisnice Povelje dužne su primijeniti odredbe ove
direktive nakon stupanja na snagu odredbi Povelje,
• Direktiva 1999/32/EC od 26. aprila 1999. godine u pogledu smanjenja sadržaja
sumpora u tekućim gorivima 16 . Potpisnice Povelje dužne su primijeniti odredbe ove
direktive do 31. decembra 2011. godine,
• Direktiva 2001/80/EC od 23. oktobra 2001. godine o graničnim vrijednostima nekih
onečišćujućih materija u vazduh iz velikih stacionarnih izvora 17 (LCPD, Large
Combustion Plant Directive). Potpisnice Povelje dužne su primijeniti odredbe ove
direktive do 31. decembra 2017. godine,
• Čl. 4(2) Direktive 79/409/EEC od 2. aprila 1979. godine o očuvanju divljih ptica 18 .
Potpisnice Povelje dužne su primijeniti odredbe navedenog člana direktive nakon
stupanja na snagu odredbi Povelje.
5.1.2.3 LRTAP Konvencija i prateći protokoli
Emisije u vazduh mogu se prenijeti na veoma velike udaljenosti prije nego dođe do njihovog
odlaganja i štetnog djelovanja na životnu sredinu. Kao odgovor na ovaj problem 1979.
godine u Ženevi je usvojena UN ECE (United Nations Economic Commission for Evrope)
Konvencija o dalekosežnom prekograničnom zagađenju vazduha (LRTAP Konvencija 19 ).
LRTAP Konvencija je stupila na snagu 1983. godine i predstavlja prvi međunarodni
obavezujući sporazum koji se bavi problemom zagađenja vazduha na široj regionalnoj bazi.
14
Council Directive 96/91/EC of 24 September 1996 concerning integrated pollution prevention and control
15
Council Directive 85/337/EEC of 27 June 1985 on the assessment of the effects of certain public and private
projects on the environment, as amended by Council Directive 97/11/EC of 3 March 1997 and Directive
2003/35/EC of the European Parliament and of the Council of 26 May 2003
16
Council Directive 1999/32/EC of 26 April 1999 relating to a reduction in the sulphur content of certain liquid
fuels and amending Directive 93/12/EEC
17
Directive 2001/80/EC of the European Parliament and of the Council of 23 October 2001 on the limitation of
emissions of certain pollutants into the air from large combustion plants
18
Article 4(2) of Directive 79/409/EEC of the Council of 2 April 1979 on the conservation of wild birds
19
The 1979 Geneva Convention of Long-range Trans-Boundary Air Pollution
____________________________________________________________________________________________________________________
419/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Sve zemlje EU i jugoistočne Evrope, osim Albanije, ratificirale su LRTAP Konvenciju.
LRTAP Konvencija postavlja okvir za kontrolu i smanjenje prekograničnog zagađenja
vazduha i njegovog uticaja na zdravlje ljudi i životnu sredinu. Konvenciju prati ukupno osam
protokola:
� Protokol o praćenju i procjeni međugraničnog zagađenja (EMEP) iz 1984. godine 20 –
stupio na snagu 28. januara 1988. godine. EMEP protokol ima tri osnovna dijela:
prikupljanje podataka o emisiji SOx, NOx, NMVOC, CH4 i CO, mjerenje kvaliteta vazduha
i padavina te modeliranje atmosferske disperzije. Srbija i Crna Gora su ratificirale ovaj
protokol 12. marta 2001. godine,
� Protokol o smanjenju emisije SO2 iz 1985. godine 21 – stupio na snagu 2. septembra
1987. godine. Protokol predviđa smanjenje emisije SO2 za najmanje 30 %. Crna Gora
nije ratificirala ovaj protokol,
� Protokol o smanjenju emisije NOx iz 1988. godine 22 – stupio na snagu 14. februara
1991. godine. Predviđa zadržavanje nivoa emisije ili prekograničnog prenosa NOx u
odnosu na referentnu 1987. godinu. Sagorijevanje fosilnih goriva je glavni izvor
antropogene emisije NOx iz nepokretnih izvora. Crna Gora nije ratificirala ovaj protokol,
� Protokol o smanjenju emisije VOC (nepostojani organski spojevi, Volatile Organic
Compounds) iz 1991. godine 23 – stupio na snagu 29. septembra 1997. godine. VOC je
drugi najvažniji zagađivač vazduha koji za posljedicu ima formiranje prizemnog ozona.
Protokol ostavlja izbor između tri mogućnosti za smanjenje emisije VOC. Crna Gora nije
ratificirala protokol,
� Drugi protokol o smanjenju emisije SO2 iz 1994. godine 24 – stupio na snagu 5. augusta
1998. godine. Crna Gora nije ratificirala ovaj protokol,
� Protokol o smanjenju emisije teških metala iz 1998. godine 25 – stupio na snagu 29.
decembra 2003. godine. Protokol se odnosi na tri najvažnija štetna teška metala:
kadmijum, olovo i živu. Zahtijeva se smanjenje emisije ova tri teška metala na nivo iz
1990. godine (ili izabranu godinu iz perioda 1985.-1995. godine). Crna Gora nije
ratificirala ovaj protokol,
� Protokol o smanjenju emisije POP (postojani organski spojevi, Persistent Organic
Pollutants) iz 1998. godine 26 – stupio na snagu 23. oktobra 2003. godine. Crna Gora nije
ratificirala ovaj protokol.
� Protokol o smanjenju zakiseljavanja, eutrofikacije i prizemnog ozona (Acidification,
Eutrofication, Ground-level Ozone) iz 1999. godine 27 – protokol je usvojen, ali još nije
stupio na snagu. EU je ratificirala protokol 2003. godine. Protokol postavlja gornje
granice za emisiju četiri zagađivača u 2010. godini: sumpor, NOx, VOC i amonijak.
Nakon potpune primjene protokola očekuje se smanjenje emisije sumpora za najmanje
63%, emisije NOx za 41%, emisije VOC za 40% i emisije amonijaka za 17% u odnosu
na nivo iz 1990. godine. Crna Gora nije ratificirala protokol.
20
The 1984 Protocol on Long-term Financing of the Cooperative Program for Monitoring and Evaluation of the
Long-range Transmission of Air Pollutants in Europe (EMEP), 41 Parties, Entered into force 28 January 1988
21
The 1985 Protocol on the Reduction of Sulphur Emissions or their Trans-boundary Fluxes by at least 30 per
cent; 22 Parties; Entered into force 2 September
22
The 1988 Protocol concerning the Control of Nitrogen Oxides or their Trans-boundary Fluxes; 28 Parties;
Entered into force 14 February 1991;
23
The 1991 Protocol concerning the Control of Emissions of Volatile Organic Compounds or their Transboundary
Fluxes; 21 Parties; Entered into force 29 September 1997;
24
The 1994 Protocol on Further Reduction of Sulphur Emissions; 25 Parties; Entered into force 5 August 1998;
25
The 1998 Protocol on Heavy Metals; 21 ratifications parties; Entered into force on 29 December 2003;
26
The 1998 Protocol on Persistent Organic Pollutants (POPs); 20 parties; Entered into force on 23 October 2003;
27
1999 Protocol to Abate Acidification, Eutrophication and Groundlevel Ozone; (31 Signatories and 11
ratifications; Not yet in force; (Guidance documents to Protocol adopted by decision 1999/1)
____________________________________________________________________________________________________________________
420/524

_________________________________________________________________________________ 5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
5.1.2.4 LCP Direktiva
Direktiva 2001/80/EC 28 od 23. oktobra 2001. godine definiše granične vrijednosti emisije
(GVE) za SO2, NOx i prašinu koji se emituju u vazduh iz stacionarnih ložišta s nazivnom
toplotnom snagom jednakom ili većom od 50 MW(t) bez obzira na vrstu goriva (čvrsto,
tekuće, gasovito) koja su namijenjena za proizvodnju energije. Prema odredbama Povelje o
Energetskoj zajednici zemlje potpisnice povelje (među kojima je i Crna Gora) obavezale su
se na primjenu odredbi LCP Direktive najkasnije do 31. decembra 2017. godine.
5.1.2.5 WFD Direktiva
Sve prethodno nabrojane direktive, odluke, konvencije i protokoli prije svega se odnose na
termoenergetske objekte i na zaštitu vazduha od onečišćujućih materija. Obzirom na
značajan hidroenergetski potencijal u Crnoj Gori potrebno je razmotriti i ograničenja u
razvoju hidroenergetskih objekata koja mogu biti posljedica primjene odredbi ove direktive u
budućnosti. Najvažniji dokumenat koji može uticati i na postojeće i na buduće energetske
objekte na prirodnim vodotocima je okvirna direktiva o upravljanju vodnim resursima –
Direktiva 2000/60/EC 29 , tzv. WFD (Water Framework Directive). Ova direktiva uređuje
problematiku integrisanog upravljanja rječnim slivovima na području Evrope. Cilj direktive je
postići upravljanje vodnim resursima na temeljima geografskih i hidroloških pokazatelja, a
ne na osnovu političkih granica i nadležnosti.
WFD donosi plan primjene direktive s jasno naznačenim ciljevima u pojedinoj fazi kako je
prikazano Tabelom 5.1.
28 Directive 2001/80/EC of the European Parliament and of the Council of 23 October 2001 on the limitation of
Emissions of Certain Pollutants into the Air from Large Combustion Plants
29 Directive 2000/60/EC of the European Parliament and of the Council of 23 October 2000 establishing a
framework for the Community action in the field of water policy
____________________________________________________________________________________________________________________
421/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 5.1. Plan primjene odredbi WFD
Godina Aktivnost Referenca
2000 Stupanje direktive na snagu čl. 25
2003
2004
2006
Usklađivanje nacionalne regulative
Identifikacija tijela nadležnih za rječne slivove
Određivanje karakteristika rječnih slivova: pritisci, uticaji i ekonomske
analize
Uspostava mreže nadzora
Početak javne rasprave (najkasnije)
čl. 23
čl. 3
____________________________________________________________________________________________________________________
422/524
čl. 5
čl. 8
čl. 14
2008 Izrada nacrta plana upravljanja rječnim slivom čl. 13
2009 Izrada konačnog plana upravljanja rječnim slivom s programom mjera čl. 13 i 11
2010 Uvođenje cjenovne politike čl. 9
2012 Početak primjene mjera čl. 11
2015 Zadovoljenje ekoloških ciljeva čl. 4
2021 Kraj prvog upravljačkog perioda čl. 4 i 13
2027 Kraj drugog upravljačkog perioda, krajnji rok za postizanje ciljeva čl. 4 i 13

_________________________________________________________________________________ 5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
5.2 MOGUĆE LOKACIJE NOVIH PROIZVODNIH OBJEKATA
Izbor lokacije za izgradnju novih postrojenja za proizvodnju električne energije u Crnoj Gori
je uglavnom uslovljen smještajem primarnih energetskih potencijala. Tako su za
potencijalne hidroelektrane lokacije definisane već samim projektima izgradnje na
određenom profilu vodotoka, dok je za termoelektrane odlučujući faktor u izboru lokacije
blizina rudnika uglja (opštine Pljevlja i Berane).
5.2.1 Lokacije novih hidroelektrana
Kao što je izneseno u prijašnjim poglavljima, neiskorišćeni hidroenergetski potencijal
raspoređen je po vodotocima rijeka Lima, Tare, Pive, Ćehotine, Morače i Ibra. Od toga su u
okviru ove studije kao kandidati za izgradnju uzete HE Koštanica, HE Komarnica, HE
Ljutica, HES Buk Bijela, HE na Limu i HE na Morači (Andrijevo, Raslovići, Milunovići i
Zlatica).
U slivu rijeke Morače predviđena je mogućnost izgradnje lanca od četiri hidroelektrane duž
osnovnog vodotoka, s čeonom akumulacijom HE Andrijevo. HE Andrijevo je osnovni objekat
ovog lanca hidroelektrana, s branom u profilu udaljenom oko 35 km od Podgorice. Kota
normalnog uspora HE Andrijevo predviđena je na 285 m.n.m., dok su kote uspora nizvodnih
hidroelektrana redom na 155, 119 i 81 m.n.m. Sve četiri elektrane nalaze se u kanjonskom
dijelu doline Morače.
Lokacija HE Koštanica bila bi na vododjelnici slivova Tare (u gornjem toku) i Morače, budući
da bi ta derivacijska elektrana koristila vode koje bi se zahvatale iz rijeke Tare i prevodile
pri padu od oko 700 m u gornji tok Morače, što bi onda mogle energetski iskoristiti i
nizvodne elektrane na Morači. Zahvat vode ostvario bi se izgradnjom brane Žuti krš u
neposrednoj blizini grada Kolašina, dok bi samo postrojenje HE Koštanica bilo oko 10 km
uzvodno od brane HE Andrijevo. Normalna kota uspora HE Koštanica iznosila bi
1 000 m.n.m.
Pregradno mjesto za HE Komarnica predviđeno je u profilu Lonci, 45 km uzvodno od
postojeće brane Mratinje (HE Piva) na rijeci Pivi. S obzirom na zahtjev iz Prostornog plana
Crne Gore za izbjegavanje potapanja Šavnika, rješenje HE Komarnica određeno je u profilu
Lonci s kotom normalnog uspora od 816 m.n.m. Lučno-betonska brana buduće HE
Komarnica bila bi smještena u vrlo uskom „V“ profilu kanjona visine 176 m.
Na toku Tare nizvodno od Mojkovca razrađena su dva alternativna hidroenergetska
rješenja: akumulacija "Tepca", odnosno akumulacija "Ljutica". Brana akumulacije HE Tepca
nalazila bi se na rijeci Tari oko 50 km nizvodno od Mojkovca (zadirući dublje u područje NP
Durmitor), dok bi se u varijanti izgradnje HE Ljutica brana smjestila oko 30 km nizvodno od
Mojkovca. Oba su postrojenja pribranska, s tim da bi kota normalnog uspora za HE Ljutica
iznosila 770 m.n.m., a za HE Tepca 733 m.n.m. Kako je već navedeno u 2. poglavlju, iz više
se razloga realizacija HE Ljutica smatra mnogo izglednijom od HE Tepca, pa je tako i
razmatrana u okviru ove studije.
Izgradnja HE Buk Bijela predviđena je na mjestu gdje spajanjem rijeka Tare i Pive nastaje
rijeka Drina, a koje se nalazi na granici Bosne i Hercegovine i Crne Gore. Grad Srbinje,
gdje bi se gradila nizvodna hidroelektrana Srbinje u ovom sistemu, nalazi se oko 10 km
nizvodno od HE Buk Bijela. Buduća hidroakumulacija HE Buk Bijela doseže do kampa
Brštanovica, a potopila bi tok rijeke Tare u dužini od 12 km, a rijeke Pive u dužini od 10 km,
odnosno do brane HE Piva.
____________________________________________________________________________________________________________________
423/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
HE na Limu razmatrane su u više varijanti koje se mogu ostvariti na potezu Lima između
Plavskog jezera i Berana. Detaljni podaci o pojedinim hidroenergetskim objektima prikazani
su u 2. poglavlju.
5.2.2 Lokacije novih termoelektrana
Predviđeno mjesto izgradnje TE Pljevlja 2 (drugog bloka TE Pljevlja) je na lokaciji postojeće
TE Pljevlja iz dva razloga: i) postojanje velikog dijela izgrađene infrastrukture
dimenzionisane za zajednički pogon dvaju blokova napravljene prilikom izgradnje i puštanja
u pogon prvog bloka TE Pljevlja (1982.), i ii) postojanje značajne sirovinske osnove na
području Pljevalja u obliku zaliha uglja potrebnih za pogon oba bloka termoelektrane.
Lokacija same termoelektrane je na četvrtom kilometru ceste Pljevlja – Đurđevića Tara –
Žabljak, jugozapadno od grada Pljevalja na sjeveru Crne Gore. Nadmorska visina elektrane
je 760 m.n.m. Snabdijevanje novog bloka ugljem predviđa se iz ležišta Potrlica.
Snabdijevanje vodom obaju blokova predviđena je iz postojeće akumulacije Otilovići
zapremine 18 miliona m 3 , udaljene oko 8 km od elektrane.
I kod potencijalne TE Berane lokacija je prvenstveno određena postojećim (iako ne dovoljno
istraženim) ležištima mrkog uglja u opštini Berane (ponajprije Petnjik i Polica). Sama
lokacija TE Berane predviđa se na periferiji grada Berana, u industrijskoj zoni, gdje su već
locirani drugi industrijski objekati. Plato predviđen za smještaj termoelektrane nalazi se
između tvornice celuloze i ciglane, gdje su danas locirani objekti tvornice gume i benzinske
pumpe, a udaljen je oko 800-1000 m od rijeke Lim. Samo područje nalazi se u neposrednoj
blizini puta Berane-Rožaje, na 630 m nadmorske visine. Izvor vode za potrebe tehnološkog
procesa proizvodnje električne i/ili toplotne energije može se osigurati iz rijeke Lim.
____________________________________________________________________________________________________________________
424/524

_________________________________________________________________________________ 5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
5.3 ANALIZA SCENARIJA RAZVOJA SA ASPEKTA ZAŠTITE ŽIVOTNE SREDINE
Problem zaštite životne sredine u svjetskoj javnosti posljednjih godina dobiva sve veću
težinu. Nastojanja za očuvanjem kvaliteta životne sredine, kako na lokalnom i regionalnom,
tako i na globalnom nivou formulisana su kroz prilično velik broj međunarodnih sporazuma i
protokola kojima se države svijeta obavezuju na preduzimanje određenih aktivnosti s ciljem
smanjenja uticaja ljudskih aktivnosti na životnu sredinu.
Važnost ekoloških aspekata imala je svoj uticaj i na metodologiju planiranja, pa tako u
novije vrijeme gotovo svaka studija koja se bavi planiranjem razvoja energetskih (pa tako i
elektroenergetskog) sistema u sebi nužno sadrži i ekološke karakteristike, odnosno
posljedice realizacije pojedinih planova. Naglašavanje ekoloških problema dovelo je čak i
do modifikacije pojedinih planskih modela, u kojima se osim ekonomskih i tehničkih
aspekata obavezno uzimaju u obzir i razmjere uticaja energetskih postrojenja na životnu
sredinu.
Uticaj elektroenergetskog sistema na životnu sredinu, iako u sebi sadrži i brojne druge
elemente, najčešće se posmatra kroz prizmu emisija štetnih materija u životnu sredinu, koje
nastaju kao posljedica sagorijevanja fosilnih goriva u termoelektranama prilikom procesa
transformacije toplotne energije goriva u električnu energiju.
Materije koje se emituju kao rezultati procesa u termoelektranama mogu negativno djelovati
na životnu sredinu na dva osnovna načina:
• Narušavanje lokalnog kvaliteta vazduha (emisije SO2, NOx, prašine, CO, žive itd.)
• Narušavanje globalne klime na zemlji zbog efekta staklene bašte (emisije CO2, CH4,
N2O itd.)
Najvažniji staklenički gas (naročito s aspekta ekološke analize scenarija razvoja EES-a
Crne Gore prema poglavlju 2.6) svakako je ugljendioksid (CO2). Njegove su emisije osnovni
problem u borbi protiv globalnih klimatskih promjena, između ostalog stoga što se pri
trenutnom stanju tehnologije ne mogu na ekonomski prihvatljiv način eliminisati jednom kad
nastanu (za razliku od emisija SO2, NOx, prašine i dr., koji se mogu redukovati instalacijom
odgovarajućih uređaja unutar tehnološkog kompleksa termoelektrane). To naročito
predstavlja problem kod sagorijevanja uglja, budući da je kod njega odnos emitovanog CO2
i toplote potrošenog goriva najveći.
Pri proračunu emisija u životnu sredinu pretpostavljene su određene vrijednosti emisijskih
faktora za postojeće, ali i buduće potencijalne termoelektrane, i to za sljedeća četiri
polutanta:
• Ugljendioksid (CO2)
• Sumpordioksid (SO2)
• Azotni oksidi (NOx)
• Prašina
Pretpostavljene vrijednosti emisijskih faktora prikazane su u Tabeli 5.2.
____________________________________________________________________________________________________________________
425/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Tabela 5.2. Emisijski faktori postojeće i budućih termoelektrana za CO2, SO2, NOx i
prašinu
Emisijski faktori (t/MWh)
CO2 SO2 NOx Prašina
TE Pljevlja 1 - prije rekonstrukcije 1 400 9,032 2,526 4,349
- nakon rekonstrukcije 1 279 8,252 2,308 3,973
(4,729)* (0,591)*
TE Pljevlja 2 1 200 4,5 1 0,5
TE Berane 1 300 4,5 1 0,5
* Nakon ugradnje uređaja za smanjenje emisija u skladu s LCP direktivom
Podaci za TE Pljevlja 1 prije rekonstrukcije dobiveni su u toku kontakata s rukovodstvom
elektrane u sklopu priprema za izradu studije. Podaci nakon rekonstrukcije dobiveni su na
osnovu povećanja efikasnosti postrojenja, a brojke označene zvjezdicom predstavljaju nivo
na koji je potrebno smanjiti emisije u skladu s LCP direktivom EU, odnosno s odredbama
Ugovora o energetskoj zajednici jugoistočne Evrope. Prema odredbama tog ugovora,
usvajanje te direktive za potpisnice obavezno je do kraja 2017. godine. U materijalima
vezanim uz revitalizaciju TE Pljevlja dostavljenima od strane crnogorskih partnera
realizacija te mjere predviđa se u periodu 2008-2012, uz napomenu da je projekat moguće
realizovati u sklopu eventualne izgradnje drugog bloka TE Pljevlja. Emisijski faktori novih
elektrana pretpostavljeni su u skladu sa relevantnim vrijednostima za slične elektrane u
svijetu, uz poštovanje standarda LCP direktive.
U daljem tekstu će biti iznesen pregled emisija štetnih materija za grupe scenarija
analizirane u poglavlju 2.6.
5.3.1 Grupa S-scenarija
5.3.1.1 Emisije CO2
Emisije CO2 prema scenarijima S-0, S-1-1, S-1-2 i S-2, a na osnovu navedenih emisijskih
faktora, prikazane su na slici 5.1.
Mt
5
4
3
2
1
0
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 5.1. Emisije CO2 za odabrane scenarije
____________________________________________________________________________________________________________________
426/524
S-2
S-1-2
S-1-1
S-0

_________________________________________________________________________________ 5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
U scenariju S-0 jasno se razaznaju ulasci u pogon TE Pljevlja 2 (2010.) i TE Berane
(2024.). Ukupna emisija kroz planski period iznosi 59,9 miliona tona CO2. Kod scenarija S-
1-1 emisije su nešto veće nakon 2010. (zbog ulaska obje nove termoelektrane), no od
2019. padaju ispod nivoa scenarija S-0 zbog ulaska HE Koštanica. Ukupne emisije za
scenarij S-1-1 iznose 57,6 miliona tona. U scenariju S-1-2 zbog politike neizgradnje novih
termoelektrana na ugalj emisije ostaju ispod početnog nivoa, tako da u ukupnoj emisiji
učestvuje samo TE Pljevlja 1 s 23,2 miliona tona. Za scenarij S-2 može se uočiti trend, iako
ne preveliki, smanjenja emisija u odnosu na polazni scenarij zbog ulaska obnovljivih izvora
energije. Ukupne emisije CO2 za scenarij S-2 iznose 57,5 miliona tona.
Crna Gora nema definisano ograničenje emisija stakleničkih gasova u smislu Kyoto
protokola, tako da nije moguće upoređivati ukupne emisije s eventualnom granicom prema
Kyotu.
5.3.1.2 Emisije SO2
Slika 5.2. prikazuje kretanje emisija sumpordioksida za četiri karakteristična scenarija
razmatrana u ovoj studiji.
18
kt
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 5.2. Emisije SO2 za odabrane scenarije
Mogu se primijeniti slična razmatranja kao i za emisije CO2, s tom razlikom da je nakon
ulaska u pogon TE Pljevlja 2 (2010.) porast emisija nešto blaži. Razlog tome je
pretpostavka da je prilikom izgradnje drugog bloka TE Pljevlja ugrađen u prvi blok uređaj za
odsumporavanje (FGD). Ova je pretpostavka uzeta u obzir kod scenarija S-0, S-1-1 i S-2,
dok je kod scenarija S-1-2 (gdje ne ulaze nove termoelektrane na ugalj) pretpostavljeno da
se instalacija sistema za odsumporavanje obavlja do 2012. Time se koncentracija
sumpordioksida svodi na graničnu vrijednost propisanu LCP direktivom (400 mg/m 3 ).
Ukupne emisije SO2 u toku cijelog planskog perioda iznose 241,9 hiljada tona za scenarij S-
0, 230,5 hiljada tona za scenarij S-1-1, 113,3 hiljade tona za scenarij S-1-2, te 233,3 hiljade
tona za scenarij S-2.
____________________________________________________________________________________________________________________
427/524
S-2
S-1-2
S-1-1
S-0

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
5.3.1.3 Emisije NOx
Na slici 5.3. prikazano je kretanje emisija Azotnih oksida za karakteristične scenarije
razvoja elektroenergetskog sistema.
kt
6
5
4
3
2
1
0
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 5.3. Emisije NOx za odabrane scenarije
Vrijede slični zaključci kao i u slučaju emisija CO2; u scenarijima s ulaskom novih
termoelektrana vidljiv je porast emisija, nešto blaže kada ulaze i nove hidroelektrane.
Ulazak obnovljivih izvora donosi određeno malo smanjenje emisija. Ukupne emisije po
scenarijima su: 79,5 hiljada tona za S-0; 74,7 hiljada tona za S-1-1; 41,9 hiljada tona za S-
1-2; i 77,5 hiljada tona za scenarij S-2.
5.3.1.4 Emisije prašine
Slika 5.4. prikazuje kretanje emisija prašine (čestica) za četiri karakteristična scenarija
razmatrana u ovoj studiji.
____________________________________________________________________________________________________________________
428/524
S-2
S-1-2
S-1-1
S-0

_________________________________________________________________________________ 5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
kt
5
4
3
2
1
0
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 5.4. Emisije prašine za odabrane scenarije
Kod emisija čestica u svim je scenarijima evidentan pad emisija kroz planski period. Razlog
tome je pretpostavka da se prilikom izgradnje drugog bloka TE Pljevlja (osim za scenarij S-
1-2, kada je to 2012.) osim sistema za odsumporavanje ugrađuju i novi, efikasniji
elektrostatički otprašivači (ESP) radi smanjenja emisija čestica prema LCP direktivi, koja
propisuje maksimalnu dozvoljenu koncentraciju za ložišta te veličine od 50 mg/m 3 .
Ugradnjom takvog sistema uglavnom se rješavaju problemi nepovoljnog uticaja emisija
prašine na lokalni kvalitet vazduha.
Ukupne emisije prašine po scenarijima iznose: 44,5 hiljada tona u scenariju S-0; 43,5
hiljada tona za S-1-1; 37,2 hiljade tona za S-1-2; i 44 hiljade tona za scenarij S-2. Može se
primijetiti kako je varijacija ukupnih emisija kroz planski period po scenarijima puno manja
nego kod ostalih polutanata. Razlog tome prvenstveno je u tome što se većina emisija
ostvari u početku planskog perioda, kada među scenarijima nema velikih razlika.
5.3.2 Grupa N- i NB-scenarija
U daljnjem tekstu biće prikazane emisije iz termoelektrana prema scenarijima N-1, N-2, NB-
1 i NB-2. Emisije prema scenarijima N-3 i NB-3 neće se posebno prikazivati, jer su
identične onima iz scenarija N-2 i NB-2, respektivno, što je posljedica činjenica da su
proizvodnje termoelektrana iste u oba para scenarija.
5.3.2.1 Emisije CO2
Emisije CO2 prema scenarijima N-1, N-2, NB-1 i NB-2, a na osnovu navedenih emisijskih
faktora, prikazane su na slici 5.6.
____________________________________________________________________________________________________________________
429/524
S-2
S-1-2
S-1-1
S-0

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
Mt
5
4
3
2
1
0
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 5.5. Emisije CO2 za scenarije N-1, N-2, NB-1 i NB-2
Emisije CO2 uglavnom slijede dinamiku proizvodnje električne energije u termoelektranama.
Na grafikonima je moguće jasno raspoznati ulazak u pogon drugog bloka TE Pljevlja (2011.
godine) i TE Berane (2017. godine u scenarijima NB-1 i NB-2). S ulaskom u pogon TE
Pljevlja 2 godišnje emisije iz elektroenergetskog sektora rastu na nivo od oko 3 miliona
tona, dok ulaskom u pogon i TE Berane emisije rastu na oko 4 miliona tona godišnje.
5.3.2.2 Emisije SO2
Emisije SO2 prema scenarijima N- i NB-grupe, skladno rezultatima scenarija iz poglavlja
2.6, prikazane su na slici 5.5.
15
kt
10
5
0
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 5.6. Emisije SO2 za scenarije N-1, N-2, NB-1 i NB-2
____________________________________________________________________________________________________________________
430/524
NB-2
NB-1
N-2
N-1
NB-2
NB-1
N-2
N-1

_________________________________________________________________________________ 5 ZAŠTITA ŽIVOTNE SREDINE
Emisije SO2 bilježe nagli pad u 2010. godini, zbog pretpostavke o ugradnji uređaja za
odsumporavanje u postojeći blok TE Pljevlja. Nakon toga ponovno dolazi do porasta zbog
ulaska u pogon drugog bloka na istoj lokaciji. Razlike u scenarijima postaju zamjetne tek
nakon 2017. godine, odn. predviđenog ulaska u pogon TE Berane u dva NB-scenarija.
U scenarijima gdje od termoelektrana ulazi u pogon samo TE Pljevlja 2 može se očekivati
godišnji nivo emisija SO2 od 11,4 hiljada tona, dok u slučaju izgradnje i TE Berane to iznosi
14,5 hiljada tona.
5.3.2.3 Emisije NOx
Emisije NOx u ovoj grupi scenarija prikazane su na slici 5.7.
5
kt
4
3
2
1
0
2005 2010 2015 2020 2025
Slika 5.7. Emisije NOx za scenarije N-1, N-2, NB-1 i NB-2
Kod emisija NOx mogu se zamijetiti slični trendovi kao i kod emisija ugljendioksida, s
porastima u onim godinama kada ulaze u pogon nove termoelektrane. Uz izgradnju TE
Pljevlja 2 emisije NOx rastu na oko 4 hiljade tona godišnje, dok se u slučaju izgradnje TE
Berane bilježi porast na 4,7 hiljada tona godišnje.
5.3.2.4 Emisije prašine
Na slici 5.8. prikazano je kretanje emisija čestica prašine za ovu grupu scenarija.
____________________________________________________________________________________________________________________
431/524
NB-2
NB-1
N-2
N-1

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
5
kt
4
3
2
1
0
2005 2010 2015 2020 2025
____________________________________________________________________________________________________________________
432/524
NB-2
NB-1
Slika 5.8. Emisije čestica prašine za scenarije N-1, N-2, NB-1 i NB-2
Kod emisija prašine vidljiv je trend znatnog smanjenja, kao posljedica ugradnje uređaja za
smanjenje emisija u postojeće postrojenje TE Pljevlja, i izgradnje novih postrojenja u skladu
sa zahtjevima koji proizilaze iz direktiva Evropske unije. Prema takvim pretpostavkama,
emisija prašine bilježi pad s nivoa od 4,6 hiljada tona u 2009. godini na nivo od 1,3 hiljade
tona (samo s TE Pljevlja 2), odnosno 1,7 hiljada tona (s TE Pljevlja 2 i TE Berane).
N-2
N-1

_________________________________________________________________________________ 6 ZAKLJUČNA RAZMATRANJA
6 ZAKLJUČNA RAZMATRANJA
Pitanje je koliko je realno očekivati da će cijela Evropa biti jedinstveno tržište električne
energije. To može biti upitno čak i na nivou EU, posebno nakon ulaska novih deset zemalja
2004. godine. Više je vjerovatno da će postojati nekoliko regionalnih tržišta. Kao potvrda
takvog razmišljanja je tržište jugoistočne Evrope, čije je kreiranje započelo tzv. Atinskim
memorandumom, a završni osnivački čin je bio potpisivanje Povelje o energetskoj zajednici
u oktobru 2005. godine. To je dakle okruženje u kojem će se nalaziti Crna Gora, kada se
govori o tržištu električne energije. To ne znači da neće biti moguća i trgovina s nekom
drugom zemljom izvan kruga zemalja regije koje su potpisale spomenutu Povelju. Međutim,
to će biti primarno tržište koje treba analizirati u kontekstu planiranja razvoja EES-a u Crnoj
Gori.
Potrebno je planirati na nivou potencijalnog tržišta. Da bi to bilo moguće od izuzetne je
važnosti detaljan uvid u postojeće stanje kao i praćenje planova za svaku zemlju iz regije
(tržišta). Na jedan dobar dio podataka koji su bitni za sagledavanje mogućih scenarija
izgradnje EES-a zemalja koje su obuhvaćene tržištem, se gleda kao na poslovnu tajnu. Na
taj je način i otežano uopšte procjenjivati šta će se događati u bližoj i u daljoj budućnosti. Ko
bude imao bolji pregled situacije biće mu lakše prilagoditi se onome što dolazi, biće
spremniji za tržišno nadmetanje, uz manji financijski rizik i veću sigurnost snabdijevanja
potrošnje.
Planeri su suočeni s velikom neizvjesnošću: kada i koliko novih elektrana graditi i kada
zatvarati neke od postojećih elektrana. To upućuje na nužnost skraćenja perioda planiranja,
što rezultira time da su investitori spremni graditi samo elektrane s niskim kapitalnim
troškovima. Na taj se način, uz određenu stopu povrata, skraćuje vrijeme povrata kapitala.
Praksa pokazuje da je, od trenutka otvaranja tržišta, u zemljama koje su to učinile, u
izgrađenim novim elektranama daleko najveći udjel gasnih elektrana. Razlozi za to se
dijelom mogu naći i u ekološkim ograničenjima, međutim najvažniji je svakako povezan s
visinom kapitalnih ulaganja.
Iz ovog konteksta se izuzimaju neki obnovljivi izvori, kao što su vjetroelektrane. Njih je
izgrađeno dosta, naročito u Njemačkoj, Danskoj, Španiji pa i Engleskoj, ali je kod izgradnje
vjetroelektrana bilo «uplitanja» raznih poticajnih mjera sa strane države, čime su se za njih
stvorile određene financijske pogodnosti. Dakle, vjetroelektrane nijesu bile potpuno izložene
«vjetrometini» tržišta. Bile su, u određenom smislu, protežirane.
Deterministički kriterijumi koji su se do sada koristili pri planiranju izgradnje novih elektrana
biće i dalje osnova planiranja, ali više ne dovoljna. Njima se trebaju sve više pridruživati
probabilistički kriterijumi kao potpora investicionim odlukama. Konačno, u uslovima
neizvjesnosti, kakvi se pojavljuju u otvorenom tržištu, uvode se metode za procjenu rizika
čiji rezultati imaju najveću «težinu» u procesu donošenja odluka.
Budući da se ušlo u stanje gdje su troškovi dominantni u odnosu na inženjerstvo (struku),
očekuje se da će vrlo brzo problemi životne sredine postati primarni problem, a troškovi će
biti na drugom mjestu po prioritetu. Struka će, međutim, imati ključnu ulogu u osiguranju
preduslova za ispunjenje dva, naprijed navedena, cilja, i što je isto tako važno, osigurati
primjereno snabdijevanje, društva kao cjeline, električnom energijom.
Bez obzira na promjene koje su se dogodile u periodu nakon početka deregulacije, u logici
funkcionisanja EES-a se nijesu dogodile gotovo nikakve promjene. EES još uvijek
funkcioniše kao jedan «veliki generator», koji mora održavati konstantnu frekvenciju, prateći
____________________________________________________________________________________________________________________
433/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
u svakom trenutku bilo kakvu promjenu opterećenja. Zadatak koji je stalno pred tim velikim
sistemom, a to je kontinuitet i traženi kvalitet isporuke električne energije kupcima, je
veoma teška.
Rezultat Master plana je redoslijed izgradnje elektrana prema unaprijed postavljenim
kriterijumima. Budući da u novom (deregulisanom) okruženju niko nije obavezan graditi
elektrane (osim ako to ne nalaže obaveza javne usluge, koja je ipak privremenog
karaktera), subjekat koji je potencijalno zainteresovan za gradnju elektrana odabira neku
elektranu iz rezultata master plana, za koju drži da bi mogla biti najbolji projekat.
Nakon izbora najpovoljnije elektrane – kandidata za izgradnju počinje se s izradom
prethodne studije izvodljivosti (prefeasibility study). Ta studija analizira moguću poziciju
posmatrane elektrane na tržištu i financijske rizike povezane s izgradnjom takve elektrane,
uvažavajući, maksimalno koliko je to u toj fazi moguće, razvoj potrošnje, konkurenciju i
kretanje cijena na potencijalnom tržištu, na način kako je to opisano u prethodnim
poglavljima. Ovo je završni stepen analiza i proračuna na kojima se treba zasnivati odluka o
izgradnji ili o odustajanju od izgradnje. Stoga u toj fazi treba kombinovati sve metode, koje
su navedene u prethodnim poglavljima, a koje zahvataju modele za dugoročno planiranje,
modele za uvažavanje uticaja na životnu sredinu, modele za simuliranje rada u tržišnim
uslovima i modele za financijske analize.
Ako se već u toj fazi analize jasno pokaže da nivo rizika nije prihvatljiv, onda se prekidaju
dalje analize i aktivnosti te se (barem za jedno određeno vrijeme) odustaje od razmatranja
takve elektrane kao kandidata za izgradnju.
Pokaže li se da bi elektrana – kandidat za izgradnju mogla biti dobar projekat, ide se u
detaljnije analize izradom studije izvodljivosti (feasibility study). Sada se u analizu uključuje
lokacija, precizniji parametri elektrane, njen uticaj na životnu sredinu i investicije u vezi s
tim. Izradom ove detaljnije studije se dobivaju nove podloge ili novi argumenti za
preispitivanje pozitivne odluke iz prethodne studije izvodljivosti. Rezultira li detaljnija studija
visokim nivoem rizika odustaje se od daljih aktivnosti vezanih za gradnju elektrane.
Bude li nivo rizika prihvatljiv i uz preciznije parametre elektrane, slijedi priprema za
izgradnju elektrane (plan izgradnje, mogući izvori finansiranja, podnošenje zahtjeva za
dozvolu za gradnju, ...). Završetkom pripremnih aktivnosti stječu se uslovi za početak
gradnje. Dobrom organizacijom gradnje i financijskim praćenjem, izgledi za završetak
izgradnje u predviđenom roku su dobri. Po završetku gradnje elektrana, a nakon obavljenih
ispitivanja i probnog pogona, elektrana ulazi u komercijalni pogon, odnosno postaje
subjekat na tržištu. Tek tada će se moći ocijeniti koliko je dobro procijenjena pozicija
elektrane na tržištu i koliko dobro je napravljena financijska analiza i procjena nivoa rizika
ulaganja.
Očigledno je iz navedenog, da bez obzira na to koliko složene proračune izvodili i koje sve
metode uključili, stepen neizvjesnosti za više parametara, koji su ključni za donošenje
odluke o gradnji elektrane, je još uvijek jako visok. Nivo rizika je vrlo teško procijeniti na
način koji će, nakon izgradnje i puštanja u pogon elektrane, garantovati da se u proceduri
planiranja ispravno procjenjiivalo. Nije ni malo jednostavno planerima spojiti dvije gotovo
nespojive koncepcije, jednu koja se ogleda na nivou satnog (ili čak polusatnog) takmičenja
na tržištu, i drugu koja ukazuje na potrebu rada elektrane, s dovoljnim brojem sati
iskorišćenja instalisane snage, kroz relativno dugi period (od 25 pa i do 50 godina).
Problem se pokušava ublažiti sklapanjem dugoročnijih bilateralnih ugovora o isporuci
uvođenjem novih elemenata iz teorije upravljanja rizicima.
____________________________________________________________________________________________________________________
434/524

_________________________________________________________________________________ 6 ZAKLJUČNA RAZMATRANJA
Da postoje problemi u funkcionisanju tržišta električne energije, u smislu osiguranja poticaja
za dovoljnu izgradnju elektrana, pokazala je dosadašnja praksa zemalja u kojima je tržište
već uspostavljeno. Očigledno je da će koncept tržišta, koji je za sada važeći, morati biti
dorađivan. Istina, ovaj proces deregulacije nije još niti u jednoj zemlji dostigao nivo za koji
se može reći da je konačan. Svakih nekoliko godina se nešto mijenja. Tako će se i problem
osiguranja dovoljnih kapaciteta u proizvodnji morati stalno pratiti, i na nivou EU kreirati novi
mehanizmi koji će pokušati pomoći u rješavanju navedenog problema.
Ne budu li rješenja, koja se očekuju kao rezultat otvorenog tržišta električne energije,
dugoročno prihvatljiva i održiva, ono što preostaje, kao «zadnje rješenje», je ponovno jače
uključivanje «države» u djelatnost proizvodnje električne energije. To eventualno jače
uključivanje države u izgradnju elektrana, gotovo je sigurno, nikad više neće biti na način
kako je to bilo u sistemima s monopolom elektroprivrednog preduzeća u državnom
vlesništvu. Međutim, s obzirom na važnost električne energije za funkcionisanje društva u
svim segmentima, jača uloga države, ukoliko tržište ne osigura dovoljno poticaja za
izgradnju novih elektrana, će biti nužna. Preostaje nada da to ipak neće biti potrebno te da
će se stalnim praćenjem toka događanja na polju izgradnje novih elektrana i stalnim
preispitivanjem nivoa rezerve snage u sistemu, iznalaziti pravovremena rješenja, čime bi se
pouzdanost snabdijevanja, a i cijene električne energije držale u razumnim granicama.
Nakon ovog razmatranja treba zaključno nešto reći o značenju i dometima ovog Master
plana. Uz pretpostavku da se ovakav ili neki drugi Master plan, kao sastavni dio energetske
strategije, usvoji, sljedeći problem je implementacija plana. Prema Zakonu o energetici
(član 3), koji je trenutno na snazi u Crnoj Gori, Vlada Republike Crne Gore utvrđuje i
sprovodi "nacionalnu energetsku politiku i nacionalnu energetsku strategiju", a takođe i
"dugoročni i godišnji energetski bilans i politiku za njihovu realizaciju". U istom članu se
govori o mogućnosti učešća privatnog sektora (to može biti strani ili domaći) u energetskom
sektoru. Vlada isto tako "definiše politiku i strategiju izgradnje novih i rekonstrukciju
postojećih kapaciteta i s tim u vezi, usvaja odgovarajuće procedure.
Posao Regulatorne agencije za energetiku u djelatnosti proizvodnje električne energije je
izdavanje licenci proizvođačima za obavljanje djelatnosti i izdavanje ovlašćenja za izgradnju
novih ili rekonstrukciju postojećih proizvodnih kapaciteta. Agencija takođe ima odlučujuću
ulogu i kod formiranja tarifa za određenu djelatnost.
U takvim uslovima je dosta problematično (za potencijalne investitore) ulaziti u investicioni
poduhvat u proizvodne objekte. Elektrane koje su razmatrane u ovom master planu su
takvih energetsko-ekonomskih karakteristika da je uz postojeće cijene i postojeći sistem
regulacije vrijeme povrata investicije neprihvatljivo veliko (s aspekta privatnog kapitala).
Jedna od mogućnosti je model investiranja BOT, gdje bi se projekat gradio kao IPP
(Independent Power Producer), s ugovorom o cijeni i količini otkupa. Međutim, takav model
se ne uklapa najbolje u model potpuno otvorenog tržišta gdje se nikome ništa ne garantuje.
Ovaj master plan može poslužiti samo za donošenje odluka o objektima koji se trebaju
početi graditi i dovršiti u sljedećih 5 do 6 godina. Period nakon toga ne treba uzimati kao
nešto fiksirano. Nije danas nužno donositi definitivne odluke o elektranama koje bi trebale
ući u pogon iza napr. 2015. godine. Naime, ovakav plan bi trebalo izrađivati svakih nekoliko
godina (svakih 3 do 4 godine). Neke zemlje, čiji je EES bitno veći nego EES Crne Gore, to
rade svake godine jer se neke ulazne pretpostavke dosta brzo mijenjaju, a to ima za
posljedicu i promjenu nekih zaključaka.
Kao krajnji zaključak, kad su u pitanju proizvodni objekti, Vlada Republike Crne Gore treba
odlučiti o budućnosti termoelektrana na ugalj. Uz pretpostavljene ulazne parametre
____________________________________________________________________________________________________________________
435/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
(energetske i ekonomske) drugi blok u TE Pljevlja, od domaćih resursa izgleda
najekonomičniji. Obnovljive izvore koji su ovdje razmatrani (male HE, vjetar i otpad) treba
prepustiti interesu privatnog kapitala, uz osiguranje povoljne investicione klime. Obnovljivi
izvori, barem u posmatranom periodu planiranja, mogu ublažiti problem, ali ne mogu biti
cjelovito rješenje problema.
Što se tiče investiranja u nove i rekonstrukciju postojećih prenosnih i distributivnih objekata,
te djelatnosti su prirodni monopol pod kontrolom Agencije, i u mjeri u kojoj im Agencija
omogući dovoljan prihod kroz naknade za korišćenje prenosne ili distributivne mreže, biće
moguće realizovati investicije proizašle iz ovog Master plana.
____________________________________________________________________________________________________________________
436/524

______________________________________________________________________________________________ 7 LITERATURA
7 LITERATURA
[1] „Program razvoja i izgradnje novih elektroenergetskih objekata sa prioritetima
gradnje“, Elektroprivreda Crne Gore, Nikšić 1997.
[2] M. Gomilanović, S. Vukašinović, R. Stanić, Savjetovanje: Stanje i razvoj
termoenergetike u Crnoj Gori, Tema: „Tehnoekonomska opravdanost izgradnje II
bloka TE Pljevlja“, Žabljak 2002.
[3] „Prostorni plan Crne Gore“, SS-AE Privreda, podstudija 4.6.1. Energetika, Podgorica
2005.
[4] M. Damjanović, „Sirovinska osnova i stepen obrađenosti investiciono-tehničke
dokumentacije pljevaljskog i maočkog basena“, Pljevlja 2002.
[5] R. Stanić, S. Bulajić, „Ugalj, energetski potencijal Crne Gore“, Okrugli sto CANU,
Podgorica 2004.
[6] „Uloga TE Pljevlja u elektroenergetskom sistemu Crne Gore“, Stručni savjet EPCG,
Nikšić 2001.
[7] „Opravdanost izgradnje TE Berane“, Ekspertska grupa Vlade Republike Crne Gore,
Podgorica 2002.
[8] „Projected Costs of Generating Electricity (2005 Update)“, NEA/IEA/OECD, Pariz,
Francuska, 2005.
[9] Studija gubitaka električne energije u prenosnoj mreži Elektroprivrede Crne Gore i
iniciranje mjera za njihovo sniženje, EKC, April 2003.
[10] http://www.epcg.cg.yu, web stranica Elektroprivrede Crne Gore
[11] Zakon o energetici, "Sl. list RCG", br. 39/03
[12] Privremeni kodeks mreže, Elektroprivreda Crne Gore AD Nikšić, Februar 2005.
[13] Ageing of the system – impact on planning, CIGRE, WG 37-27, report no. 176,
December 2000
[14] Studija razvoja mreže 110 kV i 35 kV elektroenergetskog sistema Crne Gore (period
1995 – 2000 godina sa vizijom do 2020 godine), Elektrotehnički institut “Nikola
Tesla”, Beograd, 1997.
[15] Posebni obrasci uz zahtjev za licencu za distribuciju električne energije i operatora
distributivne mreže EPCG AD, interni dokument EPCG, 2005.
[16] Projekti izgradnje i revitalizacije objekata EPCG, Interni dokument EPCG , 2004.
[17] Studija gubitaka električne snage i energije u elektrodistributivnim mrežama Crne
Gore, Elektrotehnički fakultet Podgorica, 1998.
____________________________________________________________________________________________________________________
437/524

_____________________________________________________________ 4 PLANIRANJE IZGRADNJE DISTRIBUTIVNE MREŽE
[18] Projekat ekspertske grupe Ministarstva privrede Republike Crne Gore: Aktuelna
problematika i dugoročna stabilizacija Elektroprivrede Crne Gore -
Elektrodistributivna mreža, Ministarstvo privrede Republike Crne Gore, 2001.
[19] Razvitak elektroenergetskog sistema Hrvatske do 2030. godine, Energetski institut
Hrvoje Požar, 1998.
[20] Kriterijumi i metodologija planiranja razvoja i izgradnje te zamjena i rekonstrukcija
distributivne mreže, Energetski institut Hrvoje Požar, 2004.
[21] Electricity distribution network design, Peter Peregrinus Ltd., 1989.
[22] Strategija razvoja Republike Hrvatske – Hrvatska u 21. stoljeću: Strategija
energetskog razvoja, Energetski institut Hrvoje Požar, 2001.
[23] Energetska politika Republike Crne Gore, Vlada R. Crne Gore, Podgorica 2005.
[24] Vodoprivredna osnova Crne Gore, JP “Vodovod i kanalizacija” Podgorica, Institut za
vodoprivredu “Jaroslav Černi” Beograd, 2001.
[25] “Termoelektrana Pljevlja – informacioni memorandum” (za potrebe privatizacijskog
tendera) / Raiffeisen Investment / Podgorica 2005.
[26] „Rudnik uglja A.D. Pljevlja – informativni memorandum“ (za potrebe privatizacijskog
tendera) / Raiffeisen Investment / Podgorica 2005.
[27] Korišćenje hidroenergetskih potencijala u okviru Strategije razvoja energetike Crne
Gore (materijal CANU u sklopu supervizije izrade Strategije), Podgorica 2006.
[28] Smjernice razvoja i izgradnje malih hidroelektrana (MHE) u Crnoj Gori,
Elektroprivreda Crne Gore, Nikšić, 2001.
____________________________________________________________________________________________________________________
438/524

_________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
____________________________________________________________________________________________________________________
439/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P1 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 8.2.2005. godine u 19 h
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
441/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P2 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 8.2.2005. godine u 19 h
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
442/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P3 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 8.2.2005. godine u 19 h sa svim granama u pogonu
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
443/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P4 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 8.2.2005. godine u 19 h sa svim granama u pogonu
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
444/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P5 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij A1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
445/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P6 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij A1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
446/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P7 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij A2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
447/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P8 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij A2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
448/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P9 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij B1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
449/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P10 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij B1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
450/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P11 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij B2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
451/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P12 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij B2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
452/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P13 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij B3)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
453/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P14 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij B3)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
454/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P15 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij C1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
455/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P16 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij C1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
456/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P17 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij C2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
457/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P18 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2005. godine (scenarij C2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
458/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P19 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij A1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
459/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P20 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij A1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
460/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P21 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij A2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
461/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P22 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij A2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
462/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P23 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij A2, TE Pljevlja 2 nije izgrađena)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
463/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P24 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij A2, TE Pljevlja 2 nije izgrađena)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
464/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P25 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij B1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
465/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P26 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij B1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
466/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P27 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij B2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
467/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P28 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij B2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
468/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P29 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij B3, TE Pljevlja 2 u pogonu)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
469/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P30 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij B3, TE Pljevlja 2 u pogonu)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
470/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P31 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij B3, TE Pljevlja 2 van pogona)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
471/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P32 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij B3, TE Pljevlja 2 van pogona)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
472/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P33 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij C1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
473/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P34 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij C1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
474/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P35 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij C2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
475/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P36 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2010. godine (scenarij C2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
476/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P37 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij A1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
477/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P38 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij A1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
478/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P39 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij A2, TE Pljevlja 2 u pogonu)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
479/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P40 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij A2, TE Pljevlja 2 u pogonu)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
480/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P41 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij B1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
481/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P42 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij B1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
482/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P43 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij B2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
483/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P44 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij B2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
484/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P45 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij B3)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
485/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P46 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij B3)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
486/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P47 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij C1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
487/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P48 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2015. godine (scenarij C1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
488/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P49 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij A1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
489/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P50 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij A1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
490/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P51 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij A2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
491/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P52 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij A2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
492/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P53 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij B1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
493/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P54 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij B1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
494/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P55 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij B2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
495/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P56 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij B2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
496/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P57 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij B3)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
497/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P58 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij B3)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
498/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P59 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij C1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
499/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P60 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij C1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
500/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P61 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij C2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
501/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P62 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2020. godine (scenarij C2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
502/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P63 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij A1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
503/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P64 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij A1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
504/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P65 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij A2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
505/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P66 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij A2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
506/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P67 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij B1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
507/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P68 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij B1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
508/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P69 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij B2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
509/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P70 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij B2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
510/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P71 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij B3)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
511/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P72 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij B3)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
512/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P73 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij C1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
513/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P74 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij C1)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
514/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P75 – Tokovi snaga u 400 kV i 220 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij C2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
515/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 1: REZULTATI TOKOVA SNAGA
P76 – Tokovi snaga u 110 kV mreži Crne Gore na modelu 2025. godine (scenarij C2)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
516/524

_________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 2: JEDNOPOLNA ŠEMA MREŽE 400, 220, 110 I 35 kV
PRILOG 2: JEDNOPOLNA ŠEMA MREŽE 400, 220, 110 I 35 KV
__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
517/524

____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ PRILOG 2 : PREGLED RAZVOJA TRANSFORMACIJE 110/10 KV I 35/10 TE MREŽE 35 KV
__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
518/524

__________________________________________________ PRILOG 3: PARAMETRI NADZEMNIH I KABLOVSKIH VODOVA 35 kV
PRILOG 3: PARAMETRI NADZEMNIH I KABLOVSKIH
VODOVA 35 KV
TIP
RD
(Ω/km)
XD
(Ω/km)
BD
(nF/km)
____________________________________________________________________________________________________________________
519/524
IT
(A)
AL/Č, 3X 35 0,835 0,39 9,33 145
AL/Č, 3X 50 0,595 0,379 9,64 170
AL/Č, 3X 70 0,413 0,368 11,46 290
AL/Č, 3X 95 0,306 0,38 7,00 350
AL/Č, 3X 120 0,237 0,35 10,50 410
AL/Č, 3X 150 0,194 0,344 10,76 470
AL/Č, 3X 185 0,157 0,338 10,95 535
AL/Č, 3X 240 0,119 0,329 11,24 645
CU, 3X 16 1,115 0,415 8,72 115
CU, 3X 25 0,714 0,401 9,04 151
CU, 3X 35 0,51 0,39 9,33 174
CU, 3X 50 0,357 0,379 9,64 231
CU, 3X 70 0,255 0,368 9,93 282
CU, 3X 95 0,188 0,358 10,25 357
CU, 3X 120 0,149 0,35 10,50 411
IPZO 13, 3X 50 0,366 0,15 229 160
IPZO 13, 3X 70 0,265 0,14 255 200
IPZO 13, 3X 95 0,22 0,136 290 230
IPZO 13, 3X 120 0,15 0,13 318 270
IPZO 13, 3X 150 0,12 0,126 344 305
IPZO 13, 3X 185 0,1 0,122 379 340
IPZO 13, 3X 240 0,075 0,118 414 390
EHP 48, 3X(1X 95) 0,2 0,132 160 350
EHP 48, 3X(1X 120) 0,161 0,128 180 390
EHP 48, 3X(1X 150) 0,131 0,126 190 430
EHP 48, 3X(1X 185) 0,1 0,12 207 490
EHP 48, 3X(1X 300) 0,072 0,11 230 640
XHP 48, 3X(1X 120) 0,161 0,128 180 390
XHP 48, 3X(1X 150) 0,145 0,198 190 445
XHP 48, 3X(1X 185) 0,109 0,119 200 490
XHP 48, 3X(1X 240) 0,087 0,116 220 570
XHP 48-A, 3X(1X
120)
0,265 0,13 178 300
XHP 48-A, 3X(1X 0,214 0,126 190 335

__________________________________________________ PRILOG 3: PARAMETRI NADZEMNIH I KABLOVSKIH VODOVA 35 kV
TIP
150)
XHP 48-A, 3X(1X
185)
XHP 48-A, 3X(1X
240)
XHP 48-A, 3X(1X
300)
RD
(Ω/km)
XD
(Ω/km)
BD
(nF/km)
____________________________________________________________________________________________________________________
520/524
IT
(A)
0,164 0,11 201 385
0,138 0,116 220 450
0,113 0,11 230 510
XHEKRAA, 3X 95 0,2 0,135 290 240

____________________________________________________ PRILOG 4: TIPSKE CIJENE ELEMENATA DISTRIBUTIVNE MREŽE
PRILOG 4: TIPSKE CIJENE ELEMENATA
DISTRIBUTIVNE MREŽE
Cijene transformatorskih stanica 110/10(20) kV i 35/10(20) kV:
• izgradnja gradske TS 110/10(20) kV 2×40 MVA: 3 000 000 €
• izgradnja vangradske TS 110/10(20) kV 2×20 MVA: 2 200 000 €
• modularna izgradnja vangradske TS 110/10(20) kV 20 MVA: 1 700 000 €
• izgradnja pojednostavljene TS 110/10(20) kV 1×10 MVA: 960 000 €
• izgradnja gradske TS 110/10(20) kV 2×�40 MVA s gasom SF6 izoliranim postrojenjem
110 kV: 5 300 000 €
• izgradnja gradske TS 35/10(20) kV 2×8 MVA: 1 000 000 €
• izgradnja vangradske TS 35/10(20) kV 2×4 MVA: 850 000 €
• izgradnja pojednostavljene TS 35/10(20) kV 1×4 MVA: 430 000 €
• potpuna obnova TS 35/10 kV, uz pretpostavku zamjene opreme (prekidača,
rastavljača, strujnih transformatora, izolatora, …) u postrojenjima klasičnog tipa:
410 000 €
• potpuna obnova TS 35/10 kV, uz pretpostavku zamjene postrojenja klasičnog tipa
sklopnim blokovima: 610 000 €
• rekonstrukcija TS 35/10 kV radi povećanja projektovane snage (rekonstrukcija
temelja transformatora): 150 000 €
• zamjena izolatora prilikom prelaska nadzemnih vodova nazivnog napona izolacije
12 kV izgrađenih na drvenim stubovima na pogon na naponskom nivou 20 kV: 3 300
€/km
• potpuna obnova nadzemnog voda 35 kV (uključena zamjena provodnika, izolatora i
ovjesnog pribora, ali ne i stubovi, za koje je pretpostavljeno održavanje u skladu s
propisima radi bitno dužeg životnog vijeka): 25 000 €/km za provodnike tipa Al/Č 95,
odnosno 23 000 €/km za provodnike tipa Al/Č 50 (relativno veliki iznos, uporediv s
cijenom novog voda 35 kV)
• vodno polje napona 110 kV – klasično: 140 000 €
• vodno polje 110 kV u SF6 izvedbi (sa zaštitom): 500 000 €
Cijene transformatorskih stanica 10(20)/0,4 kV bez transformatora:
TIP TS - RADOVI Ug (kV) Ud (kV) CIJENA , €
Standardna stupna, sa opremom (stup 700 kg) 10(20) 0,4 6 500 – 7 000
Građevinski i elektromontažni i radovi za stupnu TS 10(20) 0,4 3 000
Građevinski i elektromontažni i radovi na gradskoj
TS
10(20) 0,4 6 000
Građevinsko kućište gradske TS 10(20) 0,4 5 000 – 8 500
____________________________________________________________________________________________________________________
521/524

____________________________________________________ PRILOG 4: TIPSKE CIJENE ELEMENATA DISTRIBUTIVNE MREŽE
Cijene energetskih transformatora:
Ug (kV) Ud (kV) S (kVA) MASA (kg) CIJENA , €
110 10(20) 10 000 27 800 170 000
110 10(20) 16 000 33 000 203 500
110 10(20) 20 000 41 400 220 000
110 10(20) 31 500 53 000 250 000
110 10(20) 40 000 59 500 283 000
110 10(20) 63 000 75 000 425 000
35 10 1 600 4 320 22 500
35 10 2 500 6 600 26 000
35 10 4 000 9 200 38 000
35 10 8 000 13 500 63 000
35 10 16 000 29 000 120 000
35 10(20) 1 600 4 320 24 000
35 10(20) 2 500 5 800 27 500
35 10(20) 4 000 9 200 38 500
35 10(20) 8 000 13 500 70 000
35 10(20) 16 000 29 500 127 000
20 10 2 500 4 200 28 000
20 10 4 000 9 100 39 000
20 10 8 000 13 200 71 500
10 0,4 30 260 1 600
10 0,4 50 370 1 975
10 0,4 100 500 2 500
10 0,4 160 750 3 075
10 0,4 250 1 040 4 050
10 0,4 400 1 320 5 150
10 0,4 630 1 820 6 850
10 0,4 1 000 2 620 9 600
20 0,4 30 300 1 750
20 0,4 50 430 2 200
20 0,4 100 665 2 250
20 0,4 160 850 3 400
20 0,4 250 1 127 4 425
20 0,4 400 1 405 5 650
20 0,4 630 1 900 7 600
20 0,4 1 000 2 800 10 425
10(20) 0,4 30 310 2 075
10(20) 0,4 50 440 2 600
10(20) 0,4 100 646 3 300
____________________________________________________________________________________________________________________
522/524

____________________________________________________ PRILOG 4: TIPSKE CIJENE ELEMENATA DISTRIBUTIVNE MREŽE
Cijene izgradnje vodova:
VRSTA VODA
Ug (kV) Ud (kV) S (kVA) MASA (kg) CIJENA , €
10(20) 0,4 160 900 4 050
10(20) 0,4 250 1 155 5 300
10(20) 0,4 400 1 485 6 800
10(20) 0,4 630 1 800 9 050
10(20) 0,4 1 000 2 792 12 500
Un
(kV)
CIJENA (€/km)
LAGANI
TEREN
TEŠKI
TEREN
Nadzemni vod, jednosistemski 110 75 000 95 000
Nadzemni vod, dvosistemski 110 120 000 150 000
Kablovski vod (1000 al) 110 500 000 600 000
Nadzemni vod, jednosistemski, 3x120 Al/Fe, sa
zaštitnim vodom
Nadzemni vod, jednosistemski, 3x120 Al/Fe, bez
zaštitnog voda
Nadzemni vod, dvosistemski, 3x120 Al/Fe, sa zaštitnim
vodom
Nadzemni vod, dvosistemski, 3x120 Al/Fe, bez
zaštitnog voda
35 55 000 65 000
35 45 000 55 000
35 91 000 106 500
35 79 000 96 500
Kablovski vod (185 al), vangradski 35 50 000 60 000
Nadzemni vod, jednosistemski, 3x95 Al/Fe 20 38 500 48 500
Nadzemni vod, jednosistemski, 3x120 Al/Fe 20 42 500 52 500
Nadzemni vod, jednosistemski, 3x150 Al/Fe 20 48 500 57 500
Nadzemni vod, jednosistemski, 3x95 Al/Fe 20 65 500 83 000
Nadzemni vod, jednosistemski, 3x120 Al/Fe 20 74 500 92 000
Nadzemni vod, jednosistemski, 3x150 Al/Fe 20 83 000 100 500
Nadzemni vod, jednosistemski, 3x50 Al/Fe, betonski
stubovi ili drveni stubovi s betonskim nogarima
20 20 000 25 000
Kablovski vod (150 Al), vangradski 20 40 000 50 000
Kablovski vod (150 Al), gradski 20 50 000 75 000
____________________________________________________________________________________________________________________
523/524

____________________________________________________ PRILOG 4: TIPSKE CIJENE ELEMENATA DISTRIBUTIVNE MREŽE
VRSTA VODA
Nadzemni vod (SKS 70 Al), betonski stubovi ili drveni
stubovi s betonskim nogarima
Un
(kV)
CIJENA (€/km)
LAGANI
TEREN
TEŠKI
TEREN
0,4 20 000 25 000
Kablovski vod (150 Al) 0,4 30 000 40 000
Vodovi 10 kV se u odnosu na odgovarajuće vodove 20 kV (istih ostalih karakteristika) u
načelu razlikuju samo u jednom izolatoru po vodiču, što uz standardne raspone između
stupova smanjuje cijenu voda približno 1.000 €, odnosno za 2% do 4%. To je razlika
višestruko manja od raspona cijena ovisnog o tipu terena na kojem se vod gradi te je stoga
zanemarena.
____________________________________________________________________________________________________________________
524/524