Miskolci Egyetem. Gépészmérnöki és Informatikai Kar. Villamosmérnöki szak. Villamos energetika szakirány. Szakdolgozat

Átírás

1 Miskolci Egyetem Gépészmérnöki és Informatikai Kar Elektrotechnikai-Elektronikai Intézeti Tanszék Villamosmérnöki szak Villamos energetika szakirány Kisvárosok elosztóhálózati feszültségszintjeinek meghatározása Szakdolgozat Kovács Gábor F9DA

2 2

3 Eredetiségi nyilatkozat Alulírott Kovács Gábor (neptun kód: F9DA82) a Miskolci Egyetem Gépészmérnöki és Informatikai Karának végzős Villamosmérnök szakos hallgatója ezennel büntetőjogi és fegyelmi felelősségem tudatában nyilatkozom és aláírásommal igazolom, hogy a Kisvárosok elosztóhálózati feszültségszintjeinek meghatározása című komplex feladatom/ szakdolgozatom/ diplomamunkám 1 saját, önálló munkám; az abban hivatkozott szakirodalom felhasználása a forráskezelés szabályi szerint történt. Tudomásul veszem, hogy plágiumnak számít: - szószerinti idézet közlése idézőjel és hivatkozás megjelölése nélkül; - tartalmi idézet hivatkozás megjelölése nélkül; - más publikált gondolatainak saját gondolatként való feltüntetése. Alulírott kijelentem, hogy a plágium fogalmát megismertem, és tudomásul veszem, hogy plágium esetén a szakdolgozat visszavonásra kerül. Miskolc, Kovács Gábor 1 Megfelelő rész aláhúzandó 3

4 Záródolgozat saját munka igazolás (külső konzulens esetén) Alulírott Orlay Imre, mint Műszaki szakértő igazolom, hogy Kovács Gábor, (neptun kód: F9DA82), Villamosmérnöki szakos hallgató a(z) ÉMÁSZ Hálózati Kft-nél készített komplex feladatában/ szakdolgozatában/ diplomamunkájában 1 a saját munka terjedelmi részaránya minimum 75%, és a dolgozatban a vállalattól kapott adatok megfelelő hivatkozással szerepelnek. Miskolc, Kovács Gábor Orlay Imre Műszaki szakértő 1 Megfelelő rész aláhúzandó 4

5 Miskolci Egyetem Gépészmérnöki és Informatikai Kar Elektrotechnikai-Elektronikai Intézeti Tanszék Villamosmérnöki szak Villamos energetika szakirány Feladat címe: Kisvárosok elosztóhálózati feszültségszintjeinek meghatározása Feladat részletezése: 1. Elosztóhálózatok feszültségszintjei, hálózati diszpozíciók. 2. Lehetséges fejlesztési stratégiák a terhelésnövekedés hatásának kezelésére. 3. Üzembiztonság, üzemfolytonosság kérdése kisvárosok esetében. 4. Kazincbarcika város jelenlegi ellátásának vizsgálata. 5. Városi fűtőművek hatása az ellátás biztonságára. 6. Javaslat kidolgozása, gazdaságossági vizsgálata az ellátásbiztonság növelésére. Ipari konzulens: Orlay Imre Műszaki szakértő Émász Hálózati Kft. Tervezésvezető: Borsody Zoltán - egyetemi adjunktus - Elektrotechnikai-Elektronikai Intézeti Tanszék 5

6 Tartalom 1. Bevezetés Elosztóhálózatok feszültségszintjei, hálózati diszpozíciók A hazai egységes villamosenergia rendszer kialakulása: Hálózati diszpozíciók Sugaras hálózat Gyűrűs hálózat Íves hálózat Körvezeték Párhuzamos vezeték Hurkolt hálózat Lehetséges fejlesztési stratégiák a terhelésnövekedés hatásának kezelésére Üzembiztonság, üzemfolytonosság kérdése kisvárosok esetében Kazincbarcika város jelenlegi ellátásának vizsgálata Városi fűtőművek hatása az ellátás biztonságra A javaslat kidolgozása, gazdaságossági vizsgálata az ellátásbiztonság növelésére Összefoglalás Summary Irodalomjegyzék Melléklet

7 1. Bevezetés Szakdolgozatom témája a kisvárosok elosztóhálózati feszültségszintjeinek meghatározása. Munkám során bemutatom az elosztóhálózatok lehetséges módozatait, kiemelve az ellátásbiztonság témakörét. A működési folyamatokat és a hatályban lévő szabályozást egy konkrét kisváros, Kazincbarcika példáján keresztül fogom bemutatni, javaslatot téve az ellátásbiztonság növelésének módjaira. A téma aktualitását indokolja, hogy a vizsgált település ellátásáért felelős 132 kv-os távvezeték a Sajó folyó árterén halad keresztül, ahol árvíz esetén csökken a vezetéket tartó oszlop stabilitása, veszélyeztetve ezzel az áramellátást és annak folytonosságát. Dolgozatomban kitérek az elosztóhálózatok feszültségszintjeinek bemutatására, valamint a hálózatok topológiájára és annak fajtáira. A téma kifejtésének és a javaslatok kidolgozásának érdekében, megvizsgáltam a lehetséges fejlesztési stratégiákat és az üzembiztonsági mutatókat. Szakdolgozatom célja, hogy javaslatot tegyek Kazincbarcika város ellátásbiztonságának növelésére, figyelembe véve a település jelenlegi infrastruktúráját és a meglévő hálózat kialakítását. A javaslat kidolgozása során törekedtem egy olyan terv megalkotására, mely tovább növeli az ellátás biztonságát és ezáltal a fogyasztók elégedettségét, ugyanakkor kivitelezése gazdaságos és a ráfordítások megtérülési ideje optimális. Bízom benne, hogy szakdolgozatomban egységes képet alkothatok a téma elméletéről és annak gyakorlati hasznáról és kivitelezhető javaslatot tehetek a felvázolt probléma megoldására. 7

8 2. Elosztóhálózatok feszültségszintjei, hálózati diszpozíciók. 2.1 A hazai egységes villamosenergia rendszer kialakulása: A villamosenergia-rendszerek kialakulása során kezdetben a villamos hálózat az erőmű telep és a fogyasztó közötti egyetlen összeköttetésből állt. A folyamatos villamosenergia-ellátás igénye ebben az esetben az erőmű részéről a legnagyobb termelő egység 100%-ának megfelelő tartalék tartását követeli meg (hibák, karbantartások), ami a villamos energia termelését megdrágítja. Az egyes erőművek és fogyasztó körzetek villamos hálózaton keresztül való összekapcsolása, azaz az együttműködő villamosenergia-rendszerek kialakulása az 1910-es évek végén, a 20-as évek elején kezdődött. Az erőművek kooperációjával lehetővé vált egymás kisegítése hibák, karbantartások esetén, egyúttal csökkenthető az egy erőműben tartandó tartalék, növelhetők az egységteljesítmények és jelentősen javul a fogyasztók ellátásának biztonsága. Lehetőség van továbbá az egyes erőművek közötti gazdaságos terheléselosztás megvalósítására. A kooperáció előnyeinek kihasználására országos méretű együttműködő villamosenergia-rendszerek alakultak ki, létrejött az országok (nagy áramszolgáltatók) közötti együttműködés, napjainkban földrész nagyságú kooperációs villamosenergia-rendszerek üzemelnek szinkron kapcsolatban. A hazai villamosenergia-rendszer (MK VER) 1949-ben alakult. Az első nemzetközi távvezetéki kapcsolat Kisigmánd és Érsekújvár között 1952-ben jött létre ben alakult meg a KGST országok Villamosenergia Rendszereinek Egyesülése (KGST VERE), amellyel Magyarország 1993-ig működött együtt ben négy ország, Csehország, Lengyelország, Magyarország és Szlovákia áramszolgáltató vállalatai megalakították a CENTREL rendszeregyesülést, amely célul tűzte ki a csatlakozást az UCPTE (jelenlegi elnevezése: UCTE) energiarendszerhez. Az UCPTE energiarendszert 1951-ben nyolc ország (Ausztria, Belgium, Franciaország, Németország, Olaszország, Luxemburg, Hollandia és Svájc) áramszolgáltatói alapították, további négy ország (Görögország, Jugoszlávia, Spanyolország, Portugália) később csatlakozott. A CENTREL és az UCTE energiarendszerek között 1996-ban jött létre a párhuzamos üzem. 8

9 Az egyes országok hálózatait három fő csoportra oszthatjuk: alap - főelosztó - elosztó hálózatokra. Az alaphálózat feladata az alaperőművekben termelt energia szállítása az alap/főelosztóhálózati csomópontokba. A főelosztóhálózat rendeltetése a villamos energia szállítása az alaphálózati csomópontokból az elosztóhálózat táppontjaiba. Korábban a 35 kv-os hálózat volt az ország főelosztó hálózata, de ezt leváltotta a 132kV. Ehhez csatlakoznak a saját fogyasztói állomásokkal rendelkező nagy ipari üzemek is. Az elosztóhálózatok feladata a villamos energia elosztása a tápponti állomásoktól a fogyasztói transzformátorokig. Az energia elosztása 35kV, 22kV, és a 11kV-os feszültségszinteken történik, ezt nevezzük középfeszültségű elosztóhálózatnak. A 35 kvos hálózat feszültségszintje is emelkedett a 22 és 11 kv-hoz hasonlóan. Ma 36 kv-os feszültségszintről beszélünk. Ennek ellenére a hétköznapi használatban megmaradt a 35 kv. Elosztóhálózatnak nevezzük azokat a középfeszültségű hálózatokat, amelyek a 132 kvos főelosztóhálózatból táplált 132 kv/köf transzformátorállomásokat kötik össze a fogyasztói KÖF/KIF transzformátorállomásokkal vagy a középfeszültségről vételező kisebb ipari fogyasztókkal. A 35 kv-os hálózatoknak régebben fontos szerepe volt. Sok helyen főelosztó hálózati szerepet töltötte be, de mára jelentősége folyamatosan csökken, a helyét a 22kV-os hálózat vette át, mivel nincs jelentős többlet teljesítménye a 22 kv-os hálózatokhoz képest. Csak abban az esetben alkalmazzák, ha a fogyasztók ellátására más lehetőség nincs. Ezek főként ipari fogyasztók. Így szüntették meg a 35 kv-os betáplálást a Miskolc 35/11 kv-os állomásban és helyette 22/11 kv-os transzformációt üzemeltetnek, vagy a Perkupai állomásban a 35/22 kv-os transzformációt és ma Kazincbarcikáról látják el 22 kv-os feszültségről az állomást, vagy a Recski állomást, ahol a 35 kv helyett 132 kvos betáplálást kapott az állomás. 9

10 A 22 kv-os feszültségszint jellemzően a szabadvezetékes középfeszültségű hálózaton kerül alkalmazásra. Ilyen szabadvezetéken keresztül látják el a ritkábban lakott, többnyire nem városi fogyasztói körzeteket, illetve a nagyobb települések külvárosait. Kisebb városokban 22 kv-os kábelhálózatokat is alkalmaznak. A 11 kv-os szint általában kábelhálózat, a sűrűn lakott nagyobb városok feszültségszintje. A 0,4 kv-os kisfeszültségű elosztóhálózatról biztosítják az ellátást a legtöbb fogyasztó számára. Részben szabadvezetékes, részben kábeles kialakítású. A szabadvezetékes hálózat korábban csupasz sodronyokkal, egysíkú kialakításban létesült, ma ún. kötegelt kialakítású szigetelt hálózatokat építenek. Az új hálózatok építését, a meglévők bővítését, a hálózatkép optimalizálását középfeszültségen elsősorban a 11 és 22 kv-os szinten végzik. A következő ábra a fő és elosztóhálózat egymásra épülését mutatja. Az ábrán látható, hogy ipari fogyasztók számára egyéb KÖF feszültség szint is alkalmazott, ilyen pl. a 6 kv-os hálózat. A 6 kv-os feszültség szintet a kommunális ellátásban ma már nem alkalmazzák. 10

11 1. ábra. Feszültségszintek és transzformációk a hazai VER-ben A hálózatok üzemirányítása a feszültségszintjüknek megfelelően három szinten történik. Az egyes szintek egyben meghatározzák az irányítási hierarchiában betöltött szerepüket. Ennek megfelelően: az alaphálózat és az alaperőművek, valamint a nemzetközi kooperáció irányítását a MAVIR (Magyar Villamosenergia Irányító rendszer) (korábban OVT Országos Villamos Teherelosztó) végzi a főelosztóhálózatok irányítása a KDSZ ekben (Körzeti Diszpécser szolgálatok, Budapesten BVTSZ) történik a középfeszültségű elosztóhálózat üzemirányítója az ÜIK. 11

12 2.2 Hálózati diszpozíciók Sugaras hálózat Egyik végéről táplált, többszörösen elágazó, nyitott vezetékrendszer, amelynek minden fogyasztójához az áram csak egy irányból, egy úton juthat el. A vezetéken az energiaáramlás iránya kötött, a tápponttól a fogadó pont felé mutat. Árammentesítéshez elegendő a vezeték tápponti végét kikapcsolni. Előnye a jó áttekinthetőség, egyszerű kezelés, az egyszerű és olcsó létesítés. Hátránya, hogy a tápponthoz közeli tartós hibák, illetőleg a tápponti meghibásodás esetén a vezetéken át ellátott teljes fogyasztói területen megszűnik az áramszolgáltatás. 1. ábra. Sugaras hálózat Gyűrűs hálózat A sugaras alakzatnál gyakran előforduló tartós energia kimaradás elkerülése miatt úgy alakítják ki, hogy az azonos táppontból kiinduló sugaras alakzatok gerincvezetékei egy pontban találkozzanak. Itt bontási lehetőséget alakítanak ki, amelyik biztosítja, hogy bármelyik tápponthoz közeli hiba esetén a megfelelő gerincvezetéki bontás után a fogyasztók egy része a másik irányból továbbra is ellátható villamos energiával. Az előre meghatározott ún. optimális bontáspontban oszlopkapcsolóval nyitottan üzemel a gyűrű. A bontáspontot feszültségesésre, vagy veszteségre optimalizálják. 12

13 2. ábra. Gyűrűs hálózat Íves hálózat Kialakítása azonos a gyűrűs hálózatéval, csak különböző táppontból indulnak az egyesíthető gerincvezetékek. Az ív egy előre meghatározott ún. optimális bontáspontban oszlopkapcsolóval nyitottan üzemel. A bontáspontot feszültségesésre, vagy veszteségre optimalizálják. Előnye az energiaellátás a másik vezeték felől, az egyik táppont kiesése esetén a másik táppontból biztosítható az energiaellátás. 3. ábra Íves hálózat 13

14 2.2.4 Körvezeték Üzemszerűen zárt, azonos táppontból táplált. A táppontból indulva az összes fogyasztót érintve visszatér a táppontba. Előnye, hogy bármely fogyasztó üzemszerűen 2 oldalról kap táplálást, ami növeli a szolgáltatás minőségét és az ellátási üzembiztonságot. Bármely fogyasztói csomópont meghibásodásánál a villamosenergia-ellátás biztosítható a másik irányból. Hátránya a nagyobb beruházási költség és az egy táppontból történő táplálás. A 35kV-os és a 11kV-os üzembiztos energiaellátást kívánó nagyobb villamos-energia fogyasztóknál alkalmazzák. A szolgáltatás megszakadására érzékeny ipari fogyasztóknál minden feszültségszinten szóba jöhet az alkalmazása. 4. ábra. Körvezeték Párhuzamos vezeték Fontos csomópontok összekötésére vagy nagyüzemi fogyasztók üzembiztos ellátására alkalmazzák. Két csomópont között több vezeték teremt kapcsolatot. Nagy teljesítmények, üzembiztos villamos energia ellátásra kialakult rendszer. Alkalmazása minden feszültségszinten előnyös. Előnye a nagy üzembiztonság, hátránya a magas létesítési költség. 14

15 5. ábra. Párhuzamos vezeték Hurkolt hálózat Alapvető jellemzője, hogy a különböző táppontok és fogyasztói helyek között egyidejűleg több, különböző összeköttetés van. Emiatt a hurkolt hálózati csomópontokhoz csatlakozó fogyasztók üzembiztonsága a villamos energiaellátás szempontjából a legnagyobb. A hurkolt hálózat vezetékein nincsenek kitüntetett energiaáramlási irányok, az árameloszlás a párhuzamos utakon az impedancia arányok szerint alakul ki, ezáltal a hálózati veszteség automatikusan a legkisebb. A hurkolt hálózat vezetékeit minden esetben két oldalról kell kikapcsolni, ez bonyolítja a védelmi rendszer kialakítását. Előnye, hogy a fogyasztók villamos energiával való ellátásának biztonsága a legnagyobb és a szolgáltatás minőségi jellemzői is a legjobbak (n-1 hibaelvet kielégíti). Hátránya pedig a bonyolultsága, a körülményes üzemvitel, védelmi rendszer és fenntartás, és az emiatti magas költségek. 6. ábra. Hurkolt hálózat 15

16 A 132 kv-os főelosztó hálózat-részek egységes rendszerben, hurkoltan üzemelnek. A 35 kv-os hálózatok részben hurkolt, részben sugaras üzemeltetésű hálózatok. Korábban a 22 kv-os és a 11 kv-os hálózatok táplálására szolgált, a kommunális felhasználók közvetlen ellátásában csekély szerepet játszik. A 35 kv-os hálózatok jelentősége csökken. Ma többnyire nagyobb ipari fogyasztók ellátását biztosítja. A 22 kv-os hálózat nagyrészt szabadvezetékes, sugarasan üzemeltetett vezetékrendszer. A gerincvezeték hálózat kiépítése íves-gyűrűs. A 11 kv-os hálózat szinte kizárólagosan kábelhálózat. Kialakítása hasonló, mint a 22 kvos szabadvezetéki hálózaté, azaz íves, gyűrűs hálózat egy pontban bontottan. A 0,4 kv-os hálózat általában sugaras kiépítésű szabadvezeték vagy kábelhálózat. A 0,4 kv-os hálózat kizárólag sugarasan üzemeltethető. A kábelhálózatok azonban lehetőséget adnak átkapcsolásra. Kábeles hálózat létesítése ott történik, ahol: a terheléssűrűség, ill. a teljesítményigény nagysága indokolja, már kábeles a meglévő hálózat, a belvárosban, azt a területi szabályozási tervek vagy az Önkormányzattal kötött megállapodások előírják, külön az érintett területre vonatkozó szabályozási tervvel rendelkező, új létesítésű, illetve már meglévő, de bővülő lakóterületek, -parkok és -negyedek esetén. Ideiglenes ellátásnál szabadvezeték alkalmazására kell törekedni. 16

17 3. Lehetséges fejlesztési stratégiák a terhelésnövekedés hatásának kezelésére Az elosztó hálózatok fejlesztésénél az alábbi alapelveket kell figyelembe venni: A villamosenergia-szolgáltatás minőségi paramétereinek biztosítása a felhasználói csatlakozási pontokon (MSZ1:2002, MSZ EN 50160, MEH határozatok) Beruházási és üzemeltetési költségek minimalizálása, Hálózati veszteség, feszültség és meddőviszonyok optimalizálása, Tervezéskor a berendezés élettartamára vonatkozóan teljesen ki kell használni a hálózati eszközök üzemszerű és üzemzavari esetekre megengedett maximális terhelhetőségét A főelosztóhálózat önmagában, illetve annak minden rész-egységében (zárlati okok miatt körzetekre bontott, egymással csak alaphálózaton keresztül párhuzamosan, vagy hurkoltan üzemelő 132 kv-os hálózatrészek) teljesítse az (n- 1) elvet, A főelosztó hálózatnak akkor is teljesíteni kell az (n-1) elvet, ha bármelyik 132 kv-ra betápláló erőműben egy energetikai egység hiányzik, Az (n-1) kritérium a 132 kv-os hálózatban akkor teljesül, ha valamely hálózati elem meghibásodását követő kiesése után a következő hatások kizárhatók: A tartós határérték-megsértések (túlterhelődések, üzemi feszültséghatárok, zárlati teljesítmény), amelyek a rendszer biztos üzemelésének veszélyeztetéséhez vagy az üzemi eszközök tönkretételéhez, illetve az élettartam nem megengedett mértékű csökkenéséhez vezetnek. A szolgáltatás folyamatosságának megszakadása (kivéve az alárendelt hálózatokon a 132/KÖF. transzformátor átkapcsoló automatika, ETRA működési idejére). Kaszkád kikapcsolások (meghibásodás által közvetlenül nem érintett üzemi eszközök kikapcsolódása). A kétrendszerű 132 kv-os vezeték mindkét rendszerének egyidejű kiesése kettős hibának tekintendő (nem érvényes erre az esetre az (n-1) elv). 17

18 A hálózati struktúra kialakításánál figyelembe kell venni, hogy az új készülékek beépítésével magasabb lesz a rendelkezésre állás a csökkenő hibagyakoriság, a karbantartások és javítások időtartamának lerövidülése következtében. A zavarok bekövetkezése valószínűségét figyelembe kell venni. A csatlakozó hálózatok Tervezési irányelveinek összehangolása szükséges az egyes feszültségszintek között a többszörös redundancia elkerülése érdekében A hálózatfejlesztést oly módon kell megvalósítani, hogy normál üzemállapotban az alap- és főelosztóhálózat között a meddőteljesítmény forgalom a hatásos teljesítmény 15%-ánál ne legyen nagyobb. Ha a legkisebb költség elve megkívánja, más szolgáltatókkal -a kölcsönös érdekek elismerésével közös elhatározásból- közös tulajdonba kerülő hálózati létesítmény tervezhető. A főelosztó hálózatot a fogyasztói igények ellátása által megkívánt üzembiztonság mellett a legkisebb zárlati szinten kell üzemeltetni. A főelosztóhálózat csomópontjait a kisebb zárlati szintű vidéki hálózaton általában 4000 MVA-es zárlati teljesítményre (18 ka) kell méretezni. A főelosztóhálózat betáplálási pontjaiban (erőművek, alaphálózati állomások), csomóponti állomásokban 6500 MVA-re (31 ka) kell méretezni a hálózati berendezéseket. A 132 kv-os szabadvezetéki főelosztó hálózaton új vezetéket, vagy a meglévő vezeték teljes körű (oszlopcserével is járó) rekonstrukcióját kétrendszerű oszlopokkal kell tervezni. Ettől eltérő egyrendszerű oszlopok alkalmazása csak külön indoklás alapján lehetséges. Oszlopok átalakítása nem lehet tervezési kritérium. A hálózattervezés során figyelembe kell venni a kor, állag, ellátási üzembiztonság (üzemzavari statisztika) miatt szükséges rekonstrukciós igényeket 18

19 A hálózatok fejlesztését távlati tervek alapján kell végezni. A távlati tervnek a következőket kell legalább tartalmaznia: várható teljesítmény- és energiaigények felmérése a meglévő hálózat elemzése, a gyenge pontok feltárása feszültség- és terhelés eloszlás üzembiztonsági elvárások teljesülése zárlati teljesítmények alakulása javító intézkedések, beavatkozások kidolgozása ellenőrzés az 5, 10 (15) éves prognózisnak megfelelően a beavatkozások gazdasági elemzése A hálózati állapot információkat feszültségszinttől függő gyakorisággal végzik a Hálózati engedélyesek. A kapott állapot adatokat egyéb információkkal együtt (üzemzavarok gyakorisága, érintett fogyasztók száma, fontossága, stb.) fuzzy logikai függvényekkel értékelik ki. Ez optimális beavatkozási sorrendet határoz meg. Terhelésnövekedés több okból is bekövetkezhet. Például: Új gyár(ak) települ(nek) a város közelébe, új házak, az egyre melegebb nyarak miatt egyre több klímát helyeznek üzembe. A Ha a megnövekedett terheléseket nem bírja a hálózat, akkor egyre több leállás, üzemzavar következik be, ami rontja a rendelkezésre állási mutatókat és a fogyasztók elégedetlenségét is növeli. Terhelésnövekedés esetén a lehetséges fejlesztési lépések: szabadvezeték, kábel cseréje nagyobb keresztmetszetre, esetleg párhuzamosan az előzővel új sodrony létesítése, ha már az élettartama végéhez közeledik a vezeték, akkor megfontolandó az új nagyobb keresztmetszet alkalmazása. ha lehetséges, akkor a hálózatképet egyszerűsíteni kell, táv működtethetővé kell tenni az oszlopkapcsolókat. 19

20 A 35kV-os hálózat megszüntetésének lépései: főelosztóhálózati fejlesztés és áttérés 132 kv-ra, elosztóhálózati fejlesztés áttérés 22 kv-ra. A 35 kv-os hálózat megszüntetésének okai: nem volt terhelve, más feszültségszinten történt hálózatfejlesztés, új 132/22-as transzformátor lett üzembe helyezve, ami elég a fogyasztói igények kielégítésére, a feszültségszintek számának csökkentési igénye. Ma általában ott alkalmazzák, ahol a 22kV-os hálózat az adott igényekhez nem elég, viszont jelenleg nem tervezik a 132/22-as oldal fejlesztését. Kisebb városokban a városok peremterületén alkalmazott 22kV-os szabadvezetékes hálózat miatt célszerű lenne áttérni a belvárosokban is a jelenlegi 11 kv-os kábelhálózatról 22 kv-ra. Kevesebb transzformációval járna, csökkenne az ebből adódó veszteség. 20

21 4. Üzembiztonság, üzemfolytonosság kérdése kisvárosok esetében Az elosztóhálózatok üzembiztonságát üzembiztonsági mutatókkal szokták jellemezni. A szolgáltatás minőségének javítása érdekében a Magyar Energia Hivatal minden szolgáltatóra előírja a minimális üzembiztonsági, üzemfolytonossági szintet, melyek évről-évre szigorodnak. A cél, hogy 2020-ra egy közepes Európai Uniós ország (pl. Észak Olaszország) szintet elérjen a hazai energiaszolgáltatás minősége. Az elosztóhálózat üzembiztonságát jellemző főbb mutatók (részletesen a MEH-nek az elosztóhálózat üzembiztonságára, az ellátás minőségére vonatkozó határozatai tartalmazzák): A hálózati rendszer kiesésének átlagos gyakorisága: Szolgáltatás kimaradások évi átlagos száma felhasználónként (db/ felhasználó/év) (összesen, ebből tervszerű, nem tervezett, azaz üzemzavari). A hálózati rendszer kiesés átlagos időtartama: A szolgáltatás-kimaradások átlagos időtartama felhasználónként (perc/felhasználó/év) (összesen, ebből tervszerű, nem tervezett). Az érintett felhasználók kiesésének átlagos időtartama: A szolgáltatás visszaállításának átlagos ideje azokra a felhasználókra, akiket az év során érintett szolgáltatás-kimaradás (óra/érintett felhasználó/év) (összesen, ebből tervszerű, terven kívüli). Az ellátás helyreállítása terven kívüli szolgáltatás-kimaradás esetén: A hálózat üzemének nem tervezett szüneteltetése esetén 4 órán, illetve 24 órán belüli visszakapcsolt felhasználók aránya (%). Ellátás helyreállítása tervszerű szolgáltatás-kimaradás esetén: A hálózat üzemének előre tervezett szüneteltetése esetén 6 órán, illetve 12 órán belüli visszakapcsolt felhasználók aránya (%). Felhasználói feszültségpanasz: Igazolódott felhasználói feszültségpanaszok felhasználóra vonatkoztatva (db/10000 felhasználó/év). Tartós szabványtalan feszültség: Azon felhasználók száma, akiknél az elosztói engedélyes a hálózati feszültség szabványtalanságát a bejelentéstől számított 12 hónapon belül nem tudta megszüntetni, felhasználóra vonatkoztatva (db/10000 felhasználó/év). 21

22 Szabadvezetékes hálózat általános üzembiztonsága: Üzemzavarok száma 100 km közép- és nagyfeszültségű szabadvezetékre külön (db/100 km). Kábeles hálózat általános üzembiztonsága: Üzemzavarok száma 100 km közép- és nagyfeszültségű kábelekre külön (db/100 km). Üzemzavarnak minősül a 3 perc feletti fogyasztói kiesés. 3 perc alatt csak rövid idejű zavartatás történik. Földzárlattartás esetén, a fogyasztók nem érzékelik az üzemzavart, így a hibahely megtalálásáig a fogyasztók ellátása biztosítható. Ezzel jelentősen csökkenthető az érintett fogyasztók száma, illetve a kiesés időtartama Az Energia hivatal három mutatót szankcionál: MEH 1 mutató nemzetközi nyelvezetben SAIFI megmutatja, hogy egy átlagos fogyasztót egy évben hány üzemzavar okozta kiesés ér. 1= ó ö ó MEH 2 mutató nemzetközi nyelvezetben SAIDI megmutatja, hogy egy átlagos fogyasztóra egy évben hány perc üzemzavar okozta kiesés jut. 2= ó á ö ó MEH 3 mutató nemzetközi nyelvezetben CAIDI megmutatja, hogy egy érintett fogyasztóknál milyen időtartamú volt az üzemzavar okozta kiesés. 3= ó á ó =

23 5. Kazincbarcika város jelenlegi ellátásának vizsgálata Kazincbarcika város belterületének ellátása 11 kv-os feszültségszintről történik. Kazincbarcika és az észak Borsodi térség 22 kv-os energiaellátását 2 darab tercier transzformátor biztosítja. Ezek 132/22/11 kv-osak, és 40/35/15 MVA teljesítményűek. A városi fűtőmű a 22 kv-os gyűjtősínre csatlakozik. A Perkupai 22 kv-os kapcsolóállomás ellátásában jelentős a szerepe. A várost ellátó alállomás rekonstrukciója és a transzformátorok cseréje 2002-ben történt. Ekkor az addigi 25/16/16 MVA teljesítményű transzformátorokat lecserélték, a térség 22 kv-os hálózat terhelésének a növekedése miatt. Az alállomás 132 kv-os betáplálását egy 4,24 km hosszú kétrendszerű 132 kv-os vezeték látja el, amely a Sajóivánkai alállomásból indul egy 400/132 kv-os transzformációt követően. A távvezeték nyomvonala a főleg Sajó folyó árterén keresztül halad, ami üzembiztonság szempontjából nagy kockázat, hiszen egy esetleges áradás alkalmával a tartóoszlopokat a víz alámoshatja, emiatt stabilitásuk csökken és akár ki is dőlhetnek. Az alállomás kizárólag Kazincbarcika 11 kv-os energiaellátását biztosítja. A 11 kv-os gyűjtősínről 3 kábelgyűrűt alkotva 6 kábel indul. Ezek sugarasan, egy-egy pontban bontva üzemelnek. A 11 kv-os kábelhálózat hossza 30,81 km. Erről 57 darab 11/0,4 kvos transzformátor üzemel, amelyek fogyasztót látnak el. Egy-egy transzformátor átlagosan 278 fogyasztót lát el 140 kw körüli átlagterheléssel. Egy esetleges alállomás kiesése komoly probléma lenne, hiszen amint írtam a város 11 kv-os hálózatát - amelyről a lakossági fogyasztók táplálva vannak - csak az alállomás látja el. A 22 kv-os hálózat kiesése esetén más táppontból és szomszédos állomások felől megoldható a betáplálás. A KÖF vezetékekre normál üzemben max. 8 %-os feszültségesés van engedélyezve, havária esetén a megengedett feszültségesés 15 % lehet. A város 22 kv-os csúcsterhelése 20 MW körüli, a 11 kv-os pedig 8 MW, ez régóta változatlan. A fűtőmű 9,6 MW-ot termel csúcstermelés esetén a 22 kv-os gyűjtősínre. Sajnos a generátor csúcstermelése és az állomás csúcsterhelése nem esik egybe. A kábelhálózat átlagos életkora 28,5 év (a kábelek típusait és életkorait az alábbi táblázat tartalmazza). 23

24 8. ábra. Kazincbarcika 11 kv-os kábelek típus és életkor szerinti megoszlása kábel sorszáma kábel hossza (km) ellátott állomások száma (db) 1. táblázat. A hat 11 kv-os kábel adatai érintett fogyasztók száma (db) kábel terhelése (A) Melyik kábellel alkot gyűrűt I. 4, II. II. 5, I. III. 3, V. IV. 6, VI. V. 6, III. VI. 4, IV. 24

25 9. ábra. Kazincbarcika város 11 kv-os kábelhálózatának egyvonalas vázlata. A 22 kv-os szabadvezetékek íves hálózatot alkotnak, optimális bontáspontban bontva sugarasan üzemelnek. Az ívek más táppontból történő ellátásához a következő 132/22 kv-os állomások vehetők figyelembe: Ózd 132/22 kv-os transzformátor állomás, Miskolc Észak, Encs 132/22 kvos állomások és Felsőzsolca, Borsodnádasd 132/35/22 kv-os állomások. A Kazincbarcikai alállomás teljes kiesése esetén csak a 22 kv-os hálózat látható el. Az állomás egyvonalas vázlatát az alábbi ábra mutatja a csúcsterhelésnek megfelelő pillanatnyi terhelésekkel. 25

26 10. ábra. Kazincbarcikai alállomás egyvonalas vázlata a pillanatnyi terhelésekkel. 26

27 11. ábra. Kazincbarcika 11 kv-os hálózatának kiterjedése A következő képeken a Kazincbarcika 50 sz. Tr.-át lehet látni (azonosító: 23050), amelyik egy AHTR (kompakt fémházas) és szabadonálló elhelyezésű.: 12. ábra. Kazincbarcika 50 sz. Tr. 11/0,4 kv 27

28 13. ábra. Kazincbarcika 50 sz. Tr. 0,4 kv-os elosztó oldala Kazincbarcika 49 sz. Tr. 11/04 kv (azonosító: 23049), BHTR (kompakt betonházas), szabadonálló elhelyezésű. 14. ábra. Kazincbarcika 49 sz. Tr. 0,4 kv-os elosztó oldala 15. ábra. Kazincbarcika 49 sz. Tr. 11 kv-os oldala 28

29 Kazincbarcika 68 sz. Tr. 11/04 kv (azonosító: 23068), EHTR (épített házas), elhelyezése a földszinten. 16. ábra. Kazincbarcika 68 sz. Tr. 0,4 kv-os oldalának leágazásai 17. ábra. Kazincbarcika 68 sz. Tr. nullázási rajza 29

30 6. Városi fűtőművek hatása az ellátás biztonságra. A Kazincbarcika város fűtőerőművében 3 darab Wärtsilä 18V220 SG típusú gázmotor található, amelyek egyenként 3200 kw villamos teljesítményre képesek. Ez összesen 9,6 MW. 18. ábra. Wärtsilä 18V220 SG a Kazincbarcika városi fűtőműben A városi fűtőmű a 22 kv-os gyűjtősínre dolgozik. Kazincbarcika 11 kv-os hálózatának csúcsterhelése 8 MW, ami pár éve változatlan, a 22 kv-os csúcsterhelése 20 MW körül van. Egy esetleges 132 kv-os távvezeték meghibásodása esetén a városnak a 11 kv-os hálózatának ellátására nincs tartalék. Egy 132 kv-os üzemzavar esetén a 132/22/11 kvos transzformátor 22/11 kv-os transzformátorként felhasználható és így elméletileg megoldható a 11 kv-os hálózat ellátása. (Jelen vizsgálat során a tr. és egyéb védelmek beállításait nem vettem figyelembe, egy esetleges megvalósítás során úgyis új védelmeket kell beállítani, és az új MSz miatt hamarosan változni is fognak.) Rendelkezésre áll a Kazincbarcika városi fűtőműnek től ig a 22 kv-os hálózatba betáplált elektromos áram adatai. Ez a következő diagramon látható. 30

31 Mért érték [A] 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Mérés ideje Fűtőmű 22kV 19. ábra. A városi fűtőmű 22 kv-os hálózatba betáplált áram értékei. A diagramon a termelés napi átlagai láthatóak. A következő lépésben, ahogyan az előbb is írtam egy 22/11 kv-os transzformációt kell végrehajtanunk. Ki kell számolni, hogy a 22 kv-oldalon betáplált áram értéke mennyi lesz a 11 kv-os oldalon. Itt általános vizsgálatról van szó, emiatt egyszerűsítésekkel lehet élni. A transzformátor áttétele [a], üresjárás esetén egyenlő a transzformátor primer oldali feszültsége osztva a szekunder oldali feszültséggel. = Jelen esetben: Upr=22 kv Usz=11 kv, tehát a képletbe behelyettesítve: = 22! 11! = 2 Az áttétel értéke 2 lesz. Ami annyit jelent, hogy a 22 kv/11 kv-os transzformációnál a 22kV-os oldalon folyó áramok értékét 2-vel kell megszoroznunk, hogy megkapjuk a 11 kv-os oldalon folyó áram értékét. 31

32 A 11 kv-ra kiszámolt áramok értékét közös diagramba helyezve a barcikai alállomáson található 2 db transzformátor 11 kv-os oldalán mért áramok értékeivel megfigyelhető lesz, hogy a fűtőmű képes-e szigetüzemben ellátni a város 11 kv-os energiaszükségletét. A következő diagramon látható a vizsgált időszakban és között a fűtőmű 22 kv-os hálózatba való betáplálása (átszámolva 11 kv-ra)(zöld szín), és a kazincbarcikai alállomás 2 db I. és II. Transzformátorának (132/22/11 kv), 11 kv-os oldalán mért terhelések értékei. (narancssárga színnel az I. Tr., citromsárga színnel pedig a II. Tr.). (A mellékletben megtalálható a diagramhoz tartozó I. táblázat.) 350,0 300,0 Mért érték [A] 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 Mérés ideje I. Tr 11kV II. Tr 11kV Fűtőmű 11kV-on 20. ábra és között mért betáplálási és terhelési értékek. Az előző ábra nehéz olvashatósága miatt az egy éves mérési adatokat 4 diagramra bontottam szét. 32

33 350,0 300,0 Mért érték [A] 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 Mérés ideje I. Tr 11 kv II. Tr 11 kv Fűtőmű 11 kv-on 21. ábra Október-November-December havának mért adatai 350,0 300,0 Mért érték [A] 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 Mérés ideje I. Tr 11 kv II. Tr 11 kv Fűtőmű 11 kv-on 22. ábra Január-Február-Március havának mért adatai 33

34 300,0 250,0 Mért érték [A] 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 Mérés ideje I. Tr 11 kv II. Tr 11 kv Fűtőmű 11 kv-on 23. ábra Április-Május-Június havának mért adatai. 300,0 250,0 Mért érték [A] 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 Mérés ideje I. Tr 11 kv II. Tr 11 kv Fűtőmű 11 kv-on 24. ábra Július-Augusztus-Szeptember-Október havának mért adatai. A diagramok megtekintését követően látható, hogy a fűtőmű a vizsgált időszak alatt csak pár alkalommal érte el vagy haladta meg a 11 kv-os hálózaton történő áramfogyasztást. 34

35 A következő vizsgálathoz véletlenszerűen kiválasztottam pár napot, és az órás átlagokat figyelembe véve ábrázoltam egy-egy grafikonon őket. (A mellékletben megtalálható a diagramokhoz tartozó II. táblázat.) Mért érték [A] 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0, Mérés ideje I. Tr 11 kv II.Tr 11 kv Fűtőmű 11 kv 25. ábra napi fogyasztási és termelési görbe. Mért érték [A] Mérés ideje [óra] I. Tr 11 kv II. Tr 11 kv Fűtőmű 11 kv 26. ábra napi fogyasztási és termelési görbe. A két véletlenül választott napon látható, hogy a fűtőmű termelése és a 11 kv-os hálózat terhelése nem esik egybe. Az egyik ( ) napon nagyon közel van egymáshoz a 35

36 termelés és a fogyasztás, de a másikon ( ) a termelés még a felét sem éri el a terhelésnek. A fűtőmű éves átlagtermelése kb. 121 A, ezzel szemben a kazincbarcikai alállomáson lévő 2 transzformátor éves átlagterhelése kb. 267 A. Százalékban kifejezve a fűtőmű éves termelése kb. 45%-a az alállomás transzformátorainak 11 kv-os oldalán mérhető éves terhelésnek. A legnagyobb különbség az igény és a termelés között akkor volt, amikor a fűtőmű nem termelt, ez a vizsgált 1 éves időszakban 16 napon fordult elő. A vizsgált időszakban a fűtőmű termelése 5 különböző napon haladta meg a 11 kv-os hálózat terhelését (a legkisebb esetben 1,82%-kal, a legnagyobb esetben pedig 24,66%-kal). A fűtőmű csúcs átlagtermelése én volt (hétfői napon), ezen a napon 150,4 A-t táplált be a 22 kv-os hálózatba (11 kv-ra átszámolva ez 300,8 A-t jelent), az alállomáson lévő transzformátor 11 kv oldali terhelése 292,5 A volt ekkor. Az adatok feldolgozása és kielemzése után arra a következtetésre jutottam, hogy a fűtőmű önállóan nem képes a város 11 kv-os fogyasztását teljes mértékben fedezni. A városi fűtőművet nem arra tervezték, hogy szigetüzemben lássa el egy fogyasztói terület terhelését. Ugyanis a fűtőmű villamos teljesítményét a városi hő és melegvíz igény határozza meg, azaz nem tud alkalmazkodni a pillanatonként változó fogyasztói igényekhez. Természetesen kiválasztható egy 22 kv-os kevésbé terhelt vezeték, amelyik képes a szinkron üzemet biztosítani. Ebben az esetben esetenként fenntartható lenne a 11 kv-os városi energia ellátás. Azonban ebben az esetben is komoly gondot jelentene a feszültég tartása. Ebből következik, hogy a városi fűtőművet, mint a város 11 kv-os tartalék ellátása nem vehetjük figyelembe, maximum egy vészhelyzetben és a 11 kv-os terhelés korlátozásával. 36

37 7. A javaslat kidolgozása, gazdaságossági vizsgálata az ellátásbiztonság növelésére. Az előzőekből látható volt, hogy a 22 kv-os hálózatok több irányból is elláthatók, hiszen állomások között íveket alkotnak. A probléma a 11 kv-os városi kábelhálózatokkal van, mivel azok egy táppontban gyűrűt alkotnak. A kockázat éppen az ilyen gyűrűs diszpozícióknál jelentkezik, hiszen akár a 11 kv-os gyűjtősín hibája, akár a táppontot ellátó 132 kv-os hálózat hibája esetén a 11 kv-os ellátás megszűnik. Mivel a városban több védett, illetve létfontosságú fogyasztó is van (pl. kórház, katasztrófavédelem központ, alapvető élelmiszer üzem, stb.), így komoly feladat annak vizsgálata, hogyan lehet az ellátás bizonytalanságot megszüntetni. A vizsgálat részben műszaki jellegű, részben gazdaságossági kérdés. A komplex feladatban arra szorítkoztam, hogy a lehetséges alternatívákat próbáltam meghatározni, röviden utalva az egyes megoldások előnyére hátrányára. Részletes gazdaságossági és műszaki vizsgálatukat a szakdolgozatban végeztem. Röviden tekintsük át milyen megoldások lehetnek az ellátásbiztonság növelésére. Az ellátásbiztonság növelésére többféle megoldás is lehetséges. A) változat Általános elvként megfogalmazhatjuk, hogy egy hálózat ellátásbiztonsága egy táppontból történő táplálással mindenképpen kockázatos. Ezt nyilván egy újabb táppont létesítésével és a két állomás közötti ívek kialakításával lehet feloldani. Természetesen ez a megoldás feltételezi azt, hogy a két táppont nem ugyanazon a 132 kv-os vezetékről van ellátva. Ezek az állomások lehetnek egyszerűsített kivitelűek, azaz 132 kv-os oldalon akár T leágazásban csatlakozhatnak egy meglévő vezetékre, illetve kezdetben akár egy transzformátorral is létesülhetnek, hiszen a tartalékot a másik állomás felől a középfeszültségű kábelívek biztosíthatják. Nyilván ez a változat lesz a legköltségesebb megoldás, azonban érdemes vizsgálni, hiszen növeli az ellátásbiztonságot, csökkenti a hálózatveszteséget. Így hosszútávon lehet gazdaságos is. 37

38 132 kv-os gyűjtősín Egyszerűsített alállomás 132/11 kv 11/0,4 kv-os transzformátorok 27. ábra. az A változat egyvonalas, egyszerűsített rajza Az egyszerűsített állomások 132 kv-os berendezéseinek három féle kialakítása lehet: - kihelyezett (a Tr. primer oldalán nincs megszakító) - végponti (a Tr. primer oldalán van megszakító) - végponti szakaszolós keresztággal (a Tr. primer oldalán van megszakító) 28. ábra. egyszerűsített alállomások berendezéseinek kialakítása B) változat A vizsgált város esetében célszerű figyelembe venni a városi fűtőmű generátorait. Láttuk, hogy ezek beépített teljesítménye közel fedezni tudja a város 11 kv-os 38

39 energia igényét. Ezek a generátorok azonban a 22 kv-ra dolgoznak, így egy az állomás 132 kv-os oldali hibája esetén a transzformátorok 22/11 kv-os áttételét felhasználva lehetnek a város tartalékai. Ehhez célszerűen ki kell választani egy 22 kv-os vezeték ívet, amely a szinkronizáláshoz szükséges. A generátoros üzem lehetőségének vizsgálatához azonban ismerni kell a generátorok éves termelési adatait, hiszen a teljesítményük függ a fűtési és a melegvíz igénytől. Ennek alapján lehetne vizsgálni, hogy milyen időszakokban lehetne ez a város tartaléka. Kisebb igények esetén a létfontosságú és védett fogyasztók ellátásához vizsgálható egy 22 kv-os vezeték betáplálás és 22/11 kv-os transzformáció is. Az 5. fejezetben ezt a vizsgálatot már elvégeztem, következtetés az 5. fejezet végén olvasható. Fűtőmű 22 kv 22 kv-os gyűjtősín Alállomás 22/11 kv 11 kv-os gyűjtősín 29. ábra. a B változat egyvonalas, egyszerűsített rajza C) változat A harmadik lehetséges megoldás a kisvárosokban alkalmazandó KÖF feszültségszint kérdésének vizsgálata. Általánosságban elmondhatjuk, hogy indokolatlan a kisvárosokban eltérő feszültségszint választása, mint a környezetükben. Felesleges transzformáció (láthatjuk, mindkét esetben tercier transzformátorokat alkalmaznak), amiből láthatjuk, hogy a 11 kv-os tekercs kihasználtsága nagyon alacsony. Ezért javasolható a jelenlegi 11 kv-ról 22 kv-ra történő áttérés. 39

40 Alállomás 22 kv-os oldala 22 kv-os gyűjtősín 22/0,4 kv Transzformátorok 0,4 kv fogyasztók 30. ábra. a C változat egyvonalas, egyszerűsített rajza A C változat vizsgálata: Kazincbarcika esetében a 22 kv-os sínre több oldalról is lehetséges a betáplálás (Pl.: Miskolc-Észak, Felsőzsolca, Ózd), ha a 132 kv-os oldalon valami hiba lépne fel. Ez az átállás a KÖF kábelek cseréjével jár együtt, azonban a kábelhálózat idős kora miatt a kábelcserék rövidesen egyébként is indokoltak (lásd kábelek életkori összetétele). A rekonstrukció során a 11 kv-os kábelek helyett 22 kv-os kábeleket kell fektetni. Vizsgálható a keresztmetszet szükséglet, hiszen 22 kv-on kisebb keresztmetszetű kábelek is elégségesek (11 kv-on 185mm 2, 22 kv-on 150 mm 2 keresztmetszetű kábeleket alkalmaznak). Többletköltséget csupán a két kábel anyagár különbözete jelent, hiszen a földmunkát mindkét esetben azonos mértékben kell végezni. Az állomások primer technológiája is azonos korú, mint a kábelek. Ezért ezek rekonstrukcióját is tervezni kell. A technológiai rekonstrukció lehetséges megoldásai is többfélék lehetnek. Ezek között szerepelhet a meglévő épített, vagy lemez cellában a kapcsolókészülékek, szerelvények cseréje 22 kv-os feszültségűre, illetve a meglévő cellák bontásával cseréjük kompakt körhálózati (RMU ring main unit) kapcsoló berendezésekre. Ez utóbbi megoldás hosszú távon műszakilag a leginkább javasolható. Esetenként a teljes állomás rekonstrukció is szóba kerülhet. Ilyen esetben kompakt transzformátorállomások alkalmazása célszerű. Transzformátor csere, vagy új transzformátor igény esetén célszerű átkapcsolható transzformátorokat alkalmazni, amelyek 22 vagy 11 kv-ról egyaránt képesek 0,4 kv-ra átalakítani. 40

41 Hosszabb távon ez a megoldás tűnik a legalkalmasabbnak a probléma kezelésére. Ez hálózatveszteség szempontjából is kedvezőbb, egyszerűsödik az alállomási technológia. Természetesen erre egy középtávú fejlesztési stratégiát, ütemtervet kell kidolgozni. Ebben vizsgálni kell azt is, hogy a megnövekedett 22 kv-os kábelhálózat miatt milyen mértékben kell a csillagpont kezelést, kompenzálást fejlesztenünk. A hálózatok csillagpont kezelését a Középfeszültségű és kisfeszültségű hálózatfejlesztési irányelvek szerint kell végrehajtani. amely azt mondja, hogy: A 20kV-os szabadvezeték hálózat kompenzált, a 10kV-os kábelhálózat hosszúföldelt. Amennyiben a 20kV-os kompenzált hálózaton akár új fogyasztói igény kielégítése céljából, akár rendszerszintű beavatkozás kapcsán 5km-nél hosszabb összefüggő kábeles szakasz létesül, akkor a hálózatfejlesztés során a kábelhez rendelten elő kell írni a szükséges kapacitású decentralizált kompenzáló berendezés tervezését és beépítését a kábel által ellátott elosztóhálózati állomásba. Amennyiben egy 120/20kV-os alállomás ellátási körzetében 2-nél több decentralizált kompenzáló berendezés létesítésére lenne szükség, meg kell vizsgálni az alállomási berendezés bővíthetőségének feltételeit és kedvezőbb költségek esetén az alállomási berendezés kapacitásnövelését kell megvalósítani. A kompenzáló áram szükséglet kábelhálózatnál kilométerenként kb. 5 A, Kazincbarcika esetében ez a 31km 22 kv-os kábelhossz miatt kb. 150 A-rel növelné meg a kompenzáló áram igényt. Az alállomáson jelenleg az I. Tr.-on 35A (6 A maradékáram kompenzált üzemben), a II. Tr.-on 8 A (8 A maradékáram kompenzált üzemben) nagyságú Petersen tekercs található. A hálózat átalakítása után 200 A nagyságú Petersen tekercs már kielégítené a feltételeket. Lehetséges még a vegyes hálózatként való üzemeltetés is. Ilyen esetben két transzformátort alkalmaznak. Az egyik viszi a szabadvezetékes hálózatot, a másik pedig a kábelhálózatot. A szabadvezeték kompenzált, a kábelhálózat hosszúföldelt. Ebben az esetben nincs szükség többletkompenzálásra. 41

42 A 22 kv-os feszültségszintre való áttérés körülbelüli költsége a 31 km kábel és az 57 állomás cseréjéből nagyjából. 180 millió Ft lenne. Ehhez az összeghez még hozzáadódik a még nem cserélendő korú kábelek, a tercier transzformátorok és a kapcsolókészülékek cseréjének költsége. Ezeket összeszámolva a költség kétszeres lenne, ami hosszú idő alatt térülne csak meg. A cserével elérhető veszteségmegtakarítást a csere költsége nem fedezné. Az alábbi táblázatban összehasonlítottam néhány szempont szerint a változatokat. Amint majd látni lehet mindegyiknek van előnye és hátránya. Egyértelműen nem lehet kijelenteni, hogy melyik változat a legjobb. 2. táblázat. változatok összehasonlítása A" B" C" Költségek magas alacsony magas Üzembiztonság jó rossz jó Üzemeltetési előnyök képes ellátni a fogyasztókat, a másik alállomás tápvezetékének a hibája, kiesése esetén teljesen szigetüzemben képes működni másik 22 kvos hálózatról betáplálás lehetséges Fűtőmű szerepe alacsony magas közepes Bonyolultság egyszerű egyszerű bonyolult Feszültségtartás jó rossz jó Kiesés miatti veszteség magas alacsony magas A fenti táblázatban összehasonlítottam néhány szempont szerint a változatokat. Amint látni lehet mindegyiknek van előnye és hátránya. Egyértelműen nem lehet kijelenteni, hogy melyik változat a legjobb. 42

43 8. Összefoglalás A dolgozatom elején bemutattam a hazai egységes villamosenergia rendszer kialakulását, a hálózati diszpozíciók fajtáit, előnyüket, hátrányaikat. Ezután a fejlesztési stratégiák bemutatása, az üzembiztonsági mutatóak leírása következett. Majd Kazincbarcika város jelenlegi ellátásának vizsgálata után megvizsgáltam azt, hogy a fűtőmű milyen hatással van az ellátás biztonságra. Ezen vizsgálatok után háromféle javaslatot tettem az ellátásbiztonság növelésére. A téma alapos vizsgálata után láthatóvá vált, hogy a felvetett probléma túlságosan komplex és megoldása a jelenlegi szabályozások figyelembe vételével nem egyszerű. A vázolt javaslatok egyike sem adta meg az ideális megoldást, hiszen beruházási költségük igen magas, megtérülési idejük pedig meghaladja a évet. A jelenlegi elosztóhálózatok modernizálása és a használt technológia fejlesztése fontos üzemeltetési feladat. A jövőben számos település hálózatának kell megújulnia ahhoz, hogy a növekvő igényeket ki tudják elégíteni. Ehhez olyan költséghatékony módszerek kidolgozása szükséges, melyek magas minőségű és időtálló szolgáltatást tesznek lehetővé. Remélem pár évtizeden belül elterjednek az okos hálózatok és az okos mérők, ezekkel az eszközökkel valós időben lehet mérni a fogyasztók energiafelhasználását és gazdaságosabbá tenni a szolgáltatást. Bár hipotézisem, mely szerint megoldható a jelenlegi elosztóhálózat gazdaságos korszerűsítése és az ellátásbiztonság növelése, nem igazolódott, úgy gondolom, hogy a téma aktualitása és a kutatómunka sokrétűsége ösztönzőleg hatott arra, hogy szakmai ismereteimet még jobban elmélyítsem ezen a területen. Összességében úgy gondolom, hogy dolgozatom kellően átfogó képet ad a jelenlegi helyzetről és a felmerülő hibákról valamint veszélyekről. 43

44 9. Summary At the beginning of my thesis I introduced the formation of the hungarian unified electricity system, types of the disposition networks and the advantages or disadvantages of them. After this the presentation of the development strategies and introduces operational safety indicators. Then I examined the current supply of the city of Kazincbarcika and examined the heating plant s effect for the supply safety. After these examinations I had 3 suggestion to increase supply security. After the examination of the subject is reveiling that this issue is too complex and the solution with the current regulation are not easy. None of the outlined suggestions gaves the ideal solution since investment costs are very high, the time of return is more than years. The modernization of the current distribution networks and the development of the technology is very important operating task. In the future several cities electrical network must be renewed to serve the growing electricity needs. For this needs will be need to work out cost-effective methods, which enable to add high quality and timeless service. I hope within a few decades the smart grid and smart metering will be spread, with these devices will be possible to measure costumers energy consumption in real time to make the energy service more economical. Although my hypothesis is that the economical modernization of the current distribution networks, nor increasing the security of the electrical service are not confirmed, I think the actuality of the subject and the complexity of this research really inspired me. My professional knowledge about this specific field is getting deeper. In clonclusion I think that my thesis gives overall image about the current situation and the possible faults as well as the dangers. 44

45 10. Irodalomjegyzék ELMŰ-ÉMÁSZ Társaságcsoport: D_U-008 HÁLÓZATFEJLESZTÉSI IRÁNYELV A 120 KV-OS ELOSZTÓHÁLÓZAT KIALAKÍTÁSÁRA (VU-20) (D_U_008_02_Hálózatfejlesztési irányelv a 120kV-os hálózat kialakítására.doc) Kiadás dátuma: április 1. Verziószám: 2. sz. Elosztói Szabályzat mellékletei (PDF, 751 kbyte) - E-on, 37. oldal Magyar Elektrotechnikai Egyesület: Vidéki kisvárosok, települések lehetséges feszültségszintjeinek vizsgálata, közép- és hosszútávú stratégia céljából, ellátás minőség, megbízhatóság vizsgálata, kockázatelemzés, nemzetközi összehasonlítás, illeszkedés a jövő intelligens hálózatához., témavezető: Dr. Dán András, tanulmány., November, pp (Vidéki kisvárosok.doc) 12. ábra: ELMŰ-ÉMÁSZ Társaságcsoport: D_U-010 KÖZÉPFESZÜLTSÉGŰ ÉS KISFESZÜLTSÉGŰ HÁLÓZATFEJLESZTÉSI IRÁNYELVEK (VU-246) (D_U_010_02_Középfeszültségű és kisfeszültségű hálózatfejlesztési irányelvek.doc) Kiadás dátuma: április 1. Verziószám: 2. sz. 45

46 11. Melléklet I. táblázat: Fűtőmű 22 kv I. Tr 11 kv II. Tr 11 kv Mérés ideje [A] [A] [A] Fűtőmű 11 kv-on [A] ,2 0,0 260,6 54, ,8 0,0 267,5 69, ,3 0,0 242,7 108, ,2 0,0 243,4 86, ,9 0,0 263,0 245, ,0 0,0 263,8 236, ,9 0,0 257,0 255, ,0 0,0 271,2 268, ,4 0,0 267,0 260, ,7 0,0 259,1 283, ,8 0,0 242,4 259, ,4 0,0 267,2 188, ,8 0,0 278,1 157, ,6 0,0 283,2 147, ,6 0,0 235,4 113, ,3 0,0 265,4 142, ,9 0,0 250,1 235, ,1 0,0 247,7 156, ,0 0,0 264,3 174, ,0 0,0 272,4 115, ,0 0,0 272,5 76, ,9 0,0 265,2 61, ,7 0,0 262,1 113, ,1 0,0 238,6 60, ,0 0,0 253,3 0, ,5 0,0 282,2 167, ,4 0,0 278,9 128, ,8 0,0 275,7 87, ,3 0,0 287,3 238, ,4 0,0 272,7 218, ,2 0,0 289,9 74, ,1 0,0 286,3 114, ,5 0,0 286,6 80, ,3 0,0 284,3 74, ,6 0,0 271,9 159, ,2 0,0 262,9 78, ,8 0,0 273,7 153, ,1 0,0 295,9 118, ,3 0,0 284,3 92,56 46