Студија за развојна преносната мрежа на ... - мепсо а.д.

Студија за развој на преносната мрежа на Република Македонија во периодот 2010 – 2020 година• Подваријанта 3-Б: 110 kV далекувод ТС Сопотница – ТС Охрид 3.Варијанта 1 има значителни технички и економски предности во однос на другитеваријанти. Имајќи ги предвид заложбите на државните институции за интерконективноповрзување со Албанија и завршување на енергетското поврзување преку Коридорот 8, сепрепорачува усвојување на варијантата 1. Реализацијата на варијантата 1 зависи од одлуката заизградба на 400 kV интерконективен далекувод ТС Битола 2 – ТС Елбасан. Доколку изградбата сереализира во 2015 година логично е заедно со проектот за интерконекцијата да се изведе иградбата на 400/110 kV ТС Охрид.Варијантата 2 во која се предвидува инсталирање на компензациски уреди има најмалаинвестициска вредност, меѓутоа е среднорочно решение. Со оваа варијанта се регулираатнапонските прилики при испади, но не се решава потенцијалното преоптоварување на врскатапреку која радијално ќе се напојува регионот.Доколку изградбата на интерконекцијата се одложи после 2015 година, а се регистриразабрзан пораст на оптоварувањето во регионот (помеѓу 2% и 3%), во тој случај неопходна еизведба на варијантата 2 како прва фаза од изведбата на варијантата 1. Всушност варијантата 2 бипретставувала меѓу чекор до реализација на конечно квалитетно решение.Ако се напушти идејата за интерконективно поврзување со Албанија, во тој случајединствена опција за долгорочно решение на проблемите во охридско-преспанскиот регионостанува изведба на една од варијантите 3-А и 3-Б. При избор на варијанта 3-А, треба детално дасе анализираат опциите дали врската кон охридски регион треба да се изведе од ТС Битола 1 илиТС Битола 2. При избор на варијанта 3-Б мора да се води сметка и за зајакнување на далекуводотТС Битола 1 – ТС Сопотница, односно при реконструкција на овој далекувод да се избератспроводници со поголемо струјно оптоварување. Конечниот избор меѓу овие две варијанти ќезависи од теренските услови и можноста за обезбедување на коридорите.Доколку порастот на оптоварувањето се движи околу 1%, проблемите се одлагаат самоза неколку години. Главни фактори кои го одредуваат малиот пораст на оптоварувањето сепримена на мерки на енергетска ефикасност и зголемени инвестиции во обновливи извори наелектрична енергија дисперзирани во дистрибутивната мрежа. Со оглед на потенцијалнитеможности за развој на обновливи извори во охридски регион, градбата на дисперзираните малиелектрични централи нема битно да влијае врз одлуката за изградба на ТС 400/110 kV/kV воОхрид.Со оглед на комплексноста на можните решенија и досегашните искуства за градба нависоконапонски објекти, потребно е преземање на иницијатива за решавање на проблемите вонајскоро време, независно од порастот на оптоварувањето во регионот.16.4.3. Скопски регионВо краторочен период, при сува хидрологија, проблематичен е испадот на 110 kVдалекувод ТС Ѓ. Петров – ТС Скопје 1 кој предизвикува преоптоварување на 110 kVдалекувод ТС Скопје 3 – ТС Скопје 4. Дополнително, се јавува и „огледален“ настан; испадот наТС Скопје 3 – ТС Скопје 4 предизвикува преоптоварување на ТС Скопје 1 – ТС Ѓ. Петров.Краткорочно, проблемот се надминува со ангажирање на ХЕЦ Козјак (ХЕЦ Св. Петка). Восреднорочен период, овој проблем нема да биде толку изразен поради влегувањето во погон наКОГЕЦ Енергетика, ТС Сарај и секционирањето на 110 kV собирници во ТС Скопје 1.Во иднина, после 2020 година, проблемот може да се актуелизира поради порастот наоптоварувањето и завршување на работниот век на ТЕЦ Осломеј. За надминување на проблемотсогледани се две решенија:Прераспределба на товарите од високо-оптоварените трансформаторски станициТС Ѓ. Петров, ТС Козле и ТС Запад во новата ТС Сарај.286