Од подолната анализа ќе се види дека РХЕ со толкава снага ќе можи континуирано да работи и по неколку дена, доколку се избере варијанта со поголема акумулација, или пократко доколку се заштедат минорни пари само во висината на браната која треба да се направи. По желба од тоа што се сака да се добие – колку енергија да се акумулира (што всушност е и поентата за Голем Чебрен). Сите други трошоци остануваат исти, а бенефитот е неспоредлив.

Голем Чебрен треба да се заборави и комисијата која го усвои тоа решение треба да се преиспита. Еве техничко-економска анализа за капацитет од 300 MW (2 х 150 MW):

• Складирана енергија по милион кубни метра

• Енергијата (потенцијална) од воден резервоар се пресметува со E = m·g·h. За волумен V во милиони m3:

m = V × 10⁹ kg (густина на вода = 1000 kg/m3)

g = 9.81 m/s²

h = 800 m

1 Wh = 3600 J, 1 GWh = 10⁹ Wh

Поедноставна формула за резултат во GWh:

E [GWh] = V × (9.81 × 800 / 3600) ≈ V × 2.18 GWh

Значи, секој милион метри кубни вода со пад 800 m содржи приближно 2,18 GWh (идеално, 100% ефикасност).

Пресметки (идеално):

1 милион m3 → 2,18 GWh

 

I. Варијанти на волумен на резервоарот

1. Волумен на природната длабнатина (без брана)

Сателитските димезии на природната вдлабнатина се нерамномерни: должина ≈ 950 m; ширина ≈ 380 m; површина ≈ 0.36 km² (360 000 m²). Природната длабочина на депресија е: 8 – 12 m (просечно 10 m)

Затоа реален природен волумен е:

360,000×10 ≈ 3,600,000 m³

V ≈ 3 – 4 милиони m³ вода без никаква брана

E ≈ Складирана енергија 6.54 - 8.72 GWh

2. Волумен со насип (брана) висока 20 m

Просечна длабочина ≈ 18 m

360,000×18 ≈ 6.5 милиони m³

V ≈ 6–7 милиони m³

E ≈ Складирана енергија 13.8 - 15.26 GWh

3. Волумен со насип (брана) висока 30 m

Просечна длабочина ≈ 26 m

360,000×26 ≈ 9.3 милиони m³

V ≈ 9–10 милиони m³

E ≈ Складирана енергија 19.62 – 21.8 GWh

4. Волумен со насип (брана) висока 40 m

Просечна длабочина ≈ 34 m

360,000×34 ≈ 12.2 милиони m³

V ≈ 12–13 милиони m³

E ≈ Складирана енергија 26.16 - 28.3 GWh

5. Волумен со насип (брана) висока 55 m

Просечна длабочина ≈ 34 m

360,000×55≈20 милиони m3

V ≈ 19.8 милиони m³

E ≈ Складирана енергија 43.164 GWh

Понатаму во текстот анализите се за резервоар со 20 милиони кубни метри волумен.

 

II. Технички параметри и потенцијал за 20 милиони кубни метри

​Со нето пад (H) од околу 800 метри, системот би работел со висок притисок, што е идеално за РХЕ.

Проток (Q): За моќност од 300 MW при пад од 800 m, потребниот проток се пресметува по формула:

За два агрегати од по 150 MW (вкупно 300 MW) со нето пад од ~800 m, потребниот проток (Q) се пресметува според формулата:

P = η × ρ × g × Q × H

Q = P / (η × ρ × g × H)

Каде што:

· P = 300.000 kW

· η = 0,87 (комбиниран коефициент на ефикасност на турбина и генератор )

· ρ = 1000 kg/m³

· g = 9,81 m/s²

· H = 800 m

Потребниот вкупен проток за два агрегарти би бил околу 43–45 m³/s. За еден агрегат - половина, односно околу 22 m³/s.

Енергетски капацитет: Со 20 милиони m³ акумулација, при овој проток, централата би можела да работи со полна моќност околу 125 часа (над 5 дена континуирано). Ова е огромен капацитет за складирање, далеку над стандардните дневни РХЕ.

1. Цевковод

​За инсталирана моќност од 300 MW поделена на два агрегати, потребни се два челични цевководи под висок притисок.

​Димензии: Поради високиот пад, брзината на водата мора да се контролира. Се препорачува дијаметар од околу 3.2 до 3.5 метри за секој цеввод за да се минимизираат загубите од триење.

​Материјал: Мора да се користи висококвалитетен челик способен да издржи статички притисок од 80 бари (плус водни удари).

​Траса: Со оглед на теренот на сликата, цевководите би биле делумно вкопани,или поставени во тунели за да се заштитат од ерозија и атмосферски влијанија.

2. Машинска зграда и опрема

​Турбини: Потребна е Francis реверзибилна турбина (која работи и како пумпа). При пад од 800 m, овие турбини се на границата на својата технологија, но се многу ефикасни.

​Локација: Машинската зграда би била сместена на брегот на езерото Козјак, веројатно под земја (cavern type) за да се обезбеди потребната потопеност на турбините заради кавитација.

​3. Економска Анализа

​Инвестициски трошоци: ​Проекти од овој тип чинат помеѓу 800 и 1200 евра по инсталиран kW. ​Најголем дел од трошоците би отишле на eвентуално пробивање на тунели и цевковод (околу 40%), околу 30% на електромеханичка опрема (турбини, генератори) и околу 20% на градежна подготовка на горниот резервоар (брана/загатување).

Оперативна оправданост: ​Главниот приход доаѓа од разликата во цената на струјата: купување евтина енергија (ноќе или од вишок фотоволтаици дење) за пумпање на водата нагоре и продажба на скапа енергија во пиковите кога побарувачката е најголема. ​Со ефикасност на циклусот од околу 75-80%, ова е најстабилниот начин за балансирање на енергетскиот систем на Македонија.

​4. Предизвици

​Геологија: Сува Гора е карстна планина. Најголем предизвик би бил обезбедување на водонепропусност на природната длабнатина (потребна е геомембрана или интензивно бетонирање) за да не се губи водата низ пукнатини.

​Екологија: Трансферот на вода помеѓу двете коти мора да се анализира од аспект на биодиверзитетот.

​Овој проект би бил стратешки партнер на ХЕЦ Козјак, правејќи го системот многу пофлексибилен.

​5. Времетраење на работа со 20 милиони m³ вода

​Вкупниот капацитет на акумулацијата е V = 20,000,000 m³.

​Сценарио А: Работа со еден агрегат (150 MW)

​Времето во секунди (t) се пресметува како t = V/Q:

t = 20,000,000 / 21.24 =~ 941,619 секунди

Во часови: 261.5 часа

Во денови: 10.9 континуирана работа 24/7

Сценарио Б: Работа со двата агрегати (300 MW)

​Бидејќи трошите двојно повеќе вода во секунда:

​Во часови: 130.7 часа

​Во денови: 5.4 дена (континуирана работа 24/7)

 

III. Технички детали за цевководот

​При проток од 21.24 m/s по цевка, за дијаметар од 3 метри, брзината на водата би била околу 3 m/s, што е во идеалните граници за да се избегнат преголеми загуби од триење и ризик од силни водни удари.

Треба да се напомене дека цевководот не смее да биде директен по најмал пат кон турбините туку треба да биде искршен и продолжен, за да се избегнат големите хидраулични удари.

Пресметката за режимот на пумпање е клучна бидејќи тука се појавуваат загубите во енергија. При пумпање, системот мора да го совлада не само падот од 800 метри, туку и отпорот во цевките (триењето), па затоа е потребна поголема моќност за истата количина вода.

​Еве ја техничката анализа за враќање на 20-те милиони кубици назад во депресијата на Сува Гора:

​1. Потребна моќност и проток при пумпање

​Претпоставуваме дека користите исти агрегати (2 * 150 MW кои работат како пумпи. Поради понискиот степен на корисна работа во овој режим (околу η = 0.85 за пумпање), протокот што ќе го качувате е помал од оној што го испуштате:

​Проток по еден агрегат (150 MW): околу 16.5 m³/s.

​Вкупен проток (300 MW): околу 33 m³/s.

​2. Време потребно за полнење на резервоарот

​Со капацитет од 20,000,000 m³:

​Со еден агрегат (150 MW): ~​ 1,212,121 секунди. - ​= ~ 336 часа, ​ ~. 14 дена континуирано пумпање.

​Со два агрегати (300 MW):  168 часа или 7 дена континуирано пумпање.

​3. Енергетски биланс (Ефикасност на „батеријата“)

​За да го наполните резервоарот до врв со 300 MW инсталирана моќност, ќе потрошите: 300 MW *168 h = 50,400 MWh. Како што пресметавме претходно, при празнење добивате 39,210 MWh. Вкупната ефикасност изнесува околу 77.8%. Ова е одличен резултат за реверзибилна хидроелектрана и е многу поекономично од која било литиумска батерија во тој размер.

​4. Практична примена (Дневен циклус)

​Во реалноста, ретко кога би ја празнеле цела акумулација одеднаш. Најчесто би се работело вака: ​дење (кога има сонце) пумпате 8-10 часа со вишок енергија од фотоволтаици, навечер (пик) произведувате струја 4-5 часа кога е најскапа. ​

Со резервоар од 20 милиони кубици, Сува Гора ви дава огромна сигурност. Дури и ако има 3 дена без сонце или дефект во мрежата, имаме „батерија“ која може да го напојува системот без прекин.

​

IV. Проценка на трошоци

Врз основа на тековните пазарни цени за 2024–2026 година во Европа и спецификите на теренот (висок пад и карстен предел), вкупната инвестиција за ваква реверзибилна хидроелектрана (РХЕ) со моќност од 300 MW би се движела помеѓу 360 и 540 милиони евра.

​Проектите од овој тип обично чинат помеѓу 1200 и 1800 евра по инсталиран киловат (kW). Еве детална распределба на трошоците:

​1. Градежни работи (40% - 50% од буџетот)

​Ова е најголемиот трошок поради специфичниот терен на Сува Гора.

​Изолација на горниот резервоар: Бидејќи планината е карстна, природната длабнатина мора целосно да се обложи со геомембрана или бетон за да не истекува водата. (Проценка: 40–60 милиони евра).

​Тунели и шахти: Пробивање на доводни тунели низ карпа. (Проценка: 70–90 милиони евра).

​Машинска зграда: Изградба на објектот кај езерото Козјак. (Проценка: 30–40 милиони евра).

​2. Електромеханичка опрема (25% - 30% од буџетот)

​Два агрегати (Реверзибилни Francis турбини): При пад од 800m, потребна е врвна технологија (производители како Andritz, Voith или GE). Секој агрегат од 150MW со генератор и автоматика чини околу 45–55 милиони евра. (Вкупно: 90–110 милиони евра).

​3. Челични цевководи (15% од буџетот)

​Потребни се две цевки способни да издржат притисок од 80 бари.

​Материјал и монтажа: Висококвалитетен челик со дебелина на ѕидот, кој како што се оди надолу зидот треба да се зголемува поради зголемување на притисокот во долниот дел. (Проценка: 50–70 милиони евра).

​4. Енергетска инфраструктура и останато (10% - 15% од буџетот)

​Трафостаница и приклучок на мрежа: Поврзување со преносната мрежа на МЕПСО. (Проценка: 15–25 милиони евра).

​Проектирање и дозволи: Околу 20 милиони евра.

Градежни работи и резервоар 140 – 190
Турбини и генератори 90 – 110
Челичен цевковод (80 bar) 50 – 70
Електро-поврзување и мрежа 20 – 30
Непредвидени трошоци (15%) 60 – 80

ВКУПНО . 360 – 480 милиони €

 

V. Економска логика и враќање на инвестицијата

​Иако сумата е голема, РХЕ Сува Гора би била „машина за пари“ во новиот енергетски пазар:

​Арбитража: Купување струја од фотоволтаици напладне по цена од 10-20 €/MWh и продажба навечер за 150+ €/MWh.

​Животен век: За разлика од батериите кои траат 10-15 години, оваа постројка ќе трае 80+ години.

​Стратешка вредност: Со капацитет од 5 дена работа, Македонија би станала енергетски независна во поглед на балансирањето.

​1. Вододржливост на акумулацијата (Најголем ризик)

Изградбата на хидротехнички објект на планина како Сува Гора носи специфични предизвици поради нејзиниот карстен состав (варовнички карпи). Ова се главните ризици кои можат значително да ја зголемат цената или да го комплицираат проектот

Карстните терени се полни со подземни канали, пештери и пукнатини.

​Проблем: Постои опасност водата од горниот резервоар едноставно да „исчезне“ низ подножјето на планината.

​Решение: Потребна е целосна „кошулка“ на длабнатината. Тоа подразбира поставување на повеќеслојна геомембрана (специјална пластична фолија со висока издржливост) заштитена со слоеви бетон и чакал. Ова е огромна површина и секоја грешка во изведбата може да биде фатална за ефикасноста.

​2. Геолошка стабилност и слегнување

​Проблем: Варовникот е подложен на ерозија од вода (растворање). Дополнителниот товар од 20 милиони тони вода може да предизвика слегнување на тлото или активирање на нови пукнатини.

​Ризик за цевководот: Ако тлото под цевководите се помести дури и за неколку сантиметри, притисокот од 80 бари може да предизвика пукање на спојките, што би довело до катастрофални поплави на пониските делови.

​3. Инјектирање на завеси

​Проблем: За да се спречи подземно протекување околу браната или влезните објекти, мора да се врши „инјектирање“ – вбризгување на бетонска смеса под висок притисок во дупки длабоки и до 100 метри.

​Непредвидливост: Кај карстот никогаш не се знае колку бетон ќе „голтне“ планината. Оваа ставка во буџетот често знае да биде двојно поголема од планираната.

​4. Сеизмичка активност

​Македонија е сеизмички активно подрачје.

​Проблем: РХЕ Сува Гора би била во близина на тектонски раседи. Објектите мора да бидат проектирани да издржат земјотреси со висок интензитет, што дополнително ја поскапува арматурата и дебелината на ѕидовите на браната и машинската зграда.

​5. Еколошки дозволи и локално население

​Транспорт на материјал: Изградбата бара тешка механизација на голема висина. Колку што испитав постои асфалтен пат до селото Гургурница (во каква состојба е треба се испита). Ова село е скоро на висина (околу 1200 m) со одредениот резервоар, а до него има од прилика 2-3 километри што би требало да се доизградат.

​Влијание врз езерото Козјак: Наглите промени на нивото на водата во Козјак (поради пумпање/испуштање) можат да влијаат врз стабилноста на бреговите и врз рибниот фонд. Сепак се сомневам бидејки се работи за мала количина на вода иако ќе се испушта со голема брзина.

 

​Заклучок: Дали е изводливо?

​Со оглед на тоа што овој проект би имал капацитет од 300 MW, тој би бил „брат близнак“ на ХЕЦ Чебрен, но со многу поголем пад (800 m наспроти 150-200 m кај Чебрен), што го прави технички посупериорен. Затоа ГОЛЕМ ЧЕБРЕН, треба да се заборави и со наменетите пари за него, со половина временски период да се изгради нормален Чебрен и овој објект.

На крај еве една споредба со најголемата ваква електрана во Кина (барем јас што ја најдов за споредба). Неспоредливо подобар проект би бил нашиот на Сува гора, како по цена на чинење така и во време на изградба кои би биле значително помали.

 

“China has set a new global benchmark in the global hydropower sector with the completion of the Fengning Pumped Storage Power Station, the largest of its kind in the world. Located in Hebei province, this cutting-edge facility has a total installed capacity of 3.6 GW and is operated by the State Grid Corporation of China (SGCC). The project reached its completion on 11 August 2024 with the operation of the twelfth and final reversible turbine unit.

Construction of the Fengning station began in June 2013, with the Gezhouba Group securing the main contract to build the power station in April 2014. The project was constructed in two phases, each involving six 300 MW reversible pump-turbine units, together delivering the full 3.6 GW of installed capacity.”

“Кина постави нов глобален стандард во глобалниот хидроенергетски сектор со завршувањето на пумпно-акумулаторската електрана Фенгнинг, најголемата од ваков вид во светот. Сместена во покраината Хебеј, оваа најсовремена постројка има вкупен инсталиран капацитет од 3,6 GW и е управувана од Државната мрежна корпорација на Кина (SGCC). Проектот го достигна своето завршување на 11 август 2024 година со работа на дванаесеттата и последна реверзибилна турбинска единица.

Изградбата на електраната Фенгнинг започна во јуни 2013 година, а групацијата Гежуба го обезбеди главниот договор за изградба на електраната во април 2014 година. Проектот беше изграден во две фази, секоја од кои вклучуваше шест реверзибилни пумпно-турбински единици од 300 MW, заедно испорачувајќи го вкупниот инсталиран капацитет од 3,6 GW.”