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
Студија за развој на преносната мрежа на Република Македонија во периодот 2010 – 2020 годинаИзградба на уште еден 110 kV далекувод ТС Ѓ. Петров – ТС Скопје 1.Во среднорочниот период, влегувањето во погон на новата КОГЕЦ Енергетика соP n = 300 MW во комплексот на Рудници и Железарница – Скопје, приклучувањето на новитрансформаторски станици и зголемувањето на оптоварувањето во скопскиот регион влијае напрераспределба на моќностите во локалната преносна мрежа. При тоа се воочени проблемите совисока оптовареност на 110 kV далекувод ТЕТО – Скопје 4, намалена сигурност на работа на110 kV собирници на ТС Скопје 1 и исклучително висока вредност на струите на куси врски воТС Скопје 1.Имајќи ги предвид идентификуваните проблеми во скопскиот регион и искуствата воразвиените европски мрежи со комплексни трансформаторски станици се препорачувасекционирање на 110 kV собирници во ТС Скопје 1. Анализите на различни сценарија покажуваатдека секционирањето е неопходно да се примени во моментот на влегување во погон наКОГЕЦ Енергетика.16.4.4. Кумановски регионИако кумановскиот регион е поврзан со четири 110 kV врски со остатокот одпреносната мрежа, најголем дел на оптоварувањето се задоволува од скопскиот регион преку110 kV далекуводи ТС Скопје 1 – ТС Куманово 1 и ТС Скопје 4 – ТС Бунарџик.Во сегашната состојба на преносната мрежа, испадот на 110 kV далекувод ТС Скопје 4 –ТС Бунарџик предизвикува преоптоварување на далекувод ТС Скопје 1 – ТС Куманово 1. Причиназа преоптоварувањето е големиот конзум во кумановскиот регион кој има забрзан пораст.Проблемот се актуализира со изградбата на ТИРЗ Бунарџик и приклучок на нова 110/20 kVтрансформаторска станица. Проблемот со испадот на 110 kV далекувод ТС Скопје 4 – ТС Бунарџике одлучено да се надмине со замена на постојните спроводници на 110 kV далекувод ТС Скопје 1 –ТС Куманово 1 со т.н. „топли“ спроводници (hot conductors) кои имаат слични механичкикарактеристики со постојните спроводници но подобрени термички карактеристики, односнозголемено дозволено оптоварување.После 20-тина години од реализацијата на проектот за замена на спроводниците,повторно се очекуваат слични проблеми; испадот на една од овие врски предизвикувапреоптоварување на другата врска. Анализите покажуваат дека најдобро решение е изградба на400/110 kV трансформаторска станица во кумановски регион. Локацијата на оваатрансформаторска станица треба да биде во источниот дел од поширокото градско подрачје и сепоклопува со локацијата на новата 110/20 kV ТС Куманово 3. Всушност, новата ТС Куманово 3треба да прерасне во 400/110 kV постројка. Во непосредна близина поминува и коридорот на400 kV интерконективен далекувод ТС Штип – ТС Ниш, така што приклучокот може да сереализира со влез/излез на оваа интерконекција. Во прва фаза се предвидува инсталирање наеден 400/110 kV трансформатор со номинална моќност од 300 MVA.16.4.5. Кочанско-штипски регионИспадот на 110 kV далекувод ТС Кочани – ТС Штип доведува до намалување на напонотво трансформаторските станици кои остануваат радијално напојувани: ТС Кочани, ТС Виница,ТС Македонска Каменица и ТС Делчево под долната гранична вредност.Во краткорочен и среднорочен период овој испад нема да биде критичен бидејќипроблемот се надминува со промена на преносниот однос на 400/110 kV трансформатор воТС Штип.Долгорочно оваа мерка не може да се примени поради порастот на оптоварувањето. Вонедостиг на производни објекти, проблемот со напонско-реактивна поддршка наједноставно серешава со инсталирање на компензаторски уреди во кочански регион на 110 kV напонско ниво.287
- Page 1 and 2:
Оператор на ЕЕССек
- Page 3 and 4:
Наслов:Координатор
- Page 5 and 6:
Студија за развој н
- Page 7:
Студија за развој н
- Page 10 and 11:
Студија за развој н
- Page 12 and 13:
Студија за развој н
- Page 14 and 15:
Студија за развој н
- Page 16 and 17:
Студија за развој н
- Page 18 and 19:
Студија за развој н
- Page 20 and 21:
Студија за развој н
- Page 22 and 23:
Студија за развој н
- Page 24 and 25:
Студија за развој н
- Page 26 and 27:
Студија за развој н
- Page 28 and 29:
Студија за развој н
- Page 30 and 31:
Студија за развој н
- Page 32 and 33:
Студија за развој н
- Page 34 and 35:
Студија за развој н
- Page 36 and 37:
Студија за развој н
- Page 38 and 39:
Студија за развој н
- Page 40 and 41:
Студија за развој н
- Page 42 and 43:
Студија за развој н
- Page 44 and 45:
Студија за развој н
- Page 46 and 47:
Студија за развој н
- Page 48 and 49:
Студија за развој н
- Page 50 and 51:
Студија за развој н
- Page 52 and 53:
Студија за развој н
- Page 54 and 55:
Студија за развој н
- Page 56 and 57:
Студија за развој н
- Page 58 and 59:
Студија за развој н
- Page 60 and 61:
Студија за развој н
- Page 62 and 63:
Студија за развој н
- Page 64 and 65:
Студија за развој н
- Page 66 and 67:
Студија за развој н
- Page 68 and 69:
Студија за развој н
- Page 70 and 71:
Студија за развој н
- Page 72 and 73:
Студија за развој н
- Page 74 and 75:
Студија за развој н
- Page 76 and 77:
Студија за развој н
- Page 78 and 79:
Студија за развој н
- Page 80 and 81:
Студија за развој н
- Page 83 and 84:
375 MWСтудија за разв
- Page 85 and 86:
Студија за развој н
- Page 87 and 88:
Студија за развој н
- Page 89 and 90:
Студија за развој н
- Page 91 and 92:
Студија за развој н
- Page 93 and 94:
Студија за развој н
- Page 95 and 96:
Студија за развој н
- Page 97 and 98:
Студија за развој н
- Page 99 and 100:
Студија за развој н
- Page 101 and 102:
Студија за развој н
- Page 103 and 104:
Студија за развој н
- Page 105 and 106:
Студија за развој н
- Page 107 and 108:
Студија за развој н
- Page 109 and 110:
Студија за развој н
- Page 111 and 112:
Студија за развој н
- Page 113 and 114:
Студија за развој н
- Page 115 and 116:
Студија за развој н
- Page 117 and 118:
Студија за развој н
- Page 119 and 120:
Студија за развој н
- Page 121 and 122:
Студија за развој н
- Page 123 and 124:
Студија за развој н
- Page 125 and 126:
Студија за развој н
- Page 127 and 128:
Студија за развој н
- Page 129 and 130:
Студија за развој н
- Page 131 and 132:
Студија за развој н
- Page 133 and 134:
Студија за развој н
- Page 135 and 136:
Студија за развој н
- Page 137 and 138:
100 MWСтудија за разв
- Page 139 and 140:
Студија за развој н
- Page 141 and 142:
Студија за развој н
- Page 143 and 144:
Студија за развој н
- Page 145 and 146:
Студија за развој н
- Page 147 and 148:
Студија за развој н
- Page 149 and 150:
Студија за развој н
- Page 151 and 152:
Студија за развој н
- Page 153 and 154:
Студија за развој н
- Page 155 and 156:
435 MWСтудија за разв
- Page 157 and 158:
Студија за развој н
- Page 159 and 160:
Студија за развој н
- Page 161 and 162:
Студија за развој н
- Page 163 and 164:
Студија за развој н
- Page 165 and 166:
Студија за развој н
- Page 167 and 168:
Студија за развој н
- Page 169 and 170:
Студија за развој н
- Page 171 and 172:
Студија за развој н
- Page 173 and 174:
Студија за развој н
- Page 175 and 176:
Студија за развој н
- Page 177 and 178:
Студија за развој н
- Page 179 and 180:
Студија за развој н
- Page 181 and 182:
Студија за развој н
- Page 183 and 184:
Студија за развој н
- Page 185 and 186:
Студија за развој н
- Page 187 and 188:
Студија за развој н
- Page 189 and 190:
Студија за развој н
- Page 191 and 192:
Студија за развој н
- Page 193 and 194:
Студија за развој н
- Page 195 and 196:
Студија за развој н
- Page 197 and 198:
Студија за развој н
- Page 199 and 200:
Студија за развој н
- Page 201 and 202:
Студија за развој н
- Page 203 and 204:
Студија за развој н
- Page 205 and 206:
Студија за развој н
- Page 207 and 208:
365 MWСтудија за разв
- Page 209 and 210:
Студија за развој н
- Page 211 and 212:
Студија за развој н
- Page 213 and 214:
Студија за развој н
- Page 215 and 216:
Студија за развој н
- Page 217 and 218:
Студија за развој н
- Page 219 and 220:
Студија за развој н
- Page 221 and 222:
Студија за развој н
- Page 223 and 224:
Студија за развој н
- Page 225 and 226:
Студија за развој н
- Page 227 and 228:
Студија за развој н
- Page 229 and 230:
Студија за развој н
- Page 231 and 232:
Студија за развој н
- Page 233 and 234:
Студија за развој н
- Page 235 and 236: Студија за развој н
- Page 237 and 238: Студија за развој н
- Page 239 and 240: Студија за развој н
- Page 241 and 242: Студија за развој н
- Page 243 and 244: Студија за развој н
- Page 245 and 246: Студија за развој н
- Page 247 and 248: Студија за развој н
- Page 249 and 250: Студија за развој н
- Page 251 and 252: Студија за развој н
- Page 253 and 254: Студија за развој н
- Page 255 and 256: Студија за развој н
- Page 257 and 258: Студија за развој н
- Page 259 and 260: Студија за развој н
- Page 261 and 262: Студија за развој н
- Page 263 and 264: Студија за развој н
- Page 265 and 266: Студија за развој н
- Page 267 and 268: Студија за развој н
- Page 269 and 270: Студија за развој н
- Page 271 and 272: Студија за развој н
- Page 273 and 274: Студија за развој н
- Page 275 and 276: Студија за развој н
- Page 277 and 278: Студија за развој н
- Page 279 and 280: Студија за развој н
- Page 281 and 282: Студија за развој н
- Page 283 and 284: Студија за развој н
- Page 285: Студија за развој н
- Page 289 and 290: Студија за развој н
- Page 291 and 292: Студија за развој н
- Page 293 and 294: Студија за развој н
- Page 295 and 296: Студија за развој н
- Page 297 and 298: Студија за развој н
- Page 299 and 300: Студија за развој н
- Page 301 and 302: Студија за развој н
- Page 303 and 304: Студија за развој н
- Page 305 and 306: Студија за развој н
- Page 307: Студија за развој н