A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve Mellékletek

Átírás

1 MAVIR-RTO-TRV A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve Mellékletek Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt. Rendszerirányítási Igazgatóság Rendszerszintű tervezési és elemzési osztály Budapest, 2015

2 I. A HÁLÓZATI ENGEDÉLYESEK HÁLÓZATFEJLESZTÉSI TERVE... 8 I.1. E.ON ÉSZAK-DUNÁNTÚLI ÁRAMHÁLÓZATI ZRT I.1.1. Távvezeték beruházások I.1.2. Alállomás beruházások I.2. E.ON DÉL-DUNÁNTÚLI ÁRAMHÁLÓZATI ZRT I.2.1. Távvezeték beruházások I.2.2. Alállomás beruházások I.3. ELMŰ HÁLÓZATI KFT I.3.1. Távvezeték beruházások I.3.2. Alállomás beruházások

3 I.4. ÉMÁSZ HÁLÓZATI KFT I.4.1. Távvezeték beruházások I.4.2. Alállomás beruházások I.5. EDF DÉMÁSZ HÁLÓZATI ELOSZTÓ KFT I.5.1. Távvezeték beruházások I.5.2. Alállomás beruházások I.6. E.ON TISZÁNTÚLI ÁRAMHÁLÓZATI ZRT I.6.1. Távvezeték beruházások

4 I.6.2. Alállomás beruházások II. HÁLÓZATSZÁMÍTÁSI EREDMÉNYEK AZ ÁLLANDÓSULT ÁLLAPOTRA II AS SAROKÉV II tél Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Kiesésvizsgálatok II nyár Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Kiesésvizsgálatok II ÖS SAROKÉV II tél Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Kiesésvizsgálatok II nyár Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Kiesésvizsgálatok II AS SAROKÉV II tél Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Kiesésvizsgálatok II nyár

5 Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Kiesésvizsgálatok III. ZÁRLATSZÁMÍTÁS III.1. A KIINDULÁSI MODELLEK III ÉVI ÁLLAPOT III ÉVI ÁLLAPOT III ÉVI ÁLLAPOT III ÉVI ÁLLAPOT III.6. HATÁSOSAN FÖLDELT HÁLÓZAT III.7. ÖSSZEFOGLALÁS IV. STABILITÁSSZÁMÍTÁS IV.1. BEVEZETÉS IV.2. FELHASZNÁLT ESZKÖZÖK IV.3. DINAMIKAI MODELLEZÉS IV.4. NEMZETKÖZI NORMÁK IV.5. A VIZSGÁLATOK ÁLTALÁNOS LEÍRÁSA IV.6. KRITIKUS ZÁRLATHÁRÍTÁSI IDŐK IV.7. MINŐSÍTÉSI SZEMPONTOK IV.8. ÉRTÉKELÉS V. FESZÜLTSÉG- ÉS MEDDŐTELJESÍTMÉNY-VISZONYOK ELEMZÉSE V.1. NAGYTERHELÉSŰ RENDSZERÁLLAPOTOK V évi csúcsterheléses modellek V évi csúcsterheléses modellek V évi csúcsterheléses modellek V évi csúcsterheléses modellek

6 V.2. KISTERHELÉSŰ RENDSZERÁLLAPOTOK V évi völgyterheléses modellek V évi völgyterheléses modellek V évi völgyterheléses modellek V évi völgyterheléses modellek V.3. U/Q ÖSSZEFOGLALÁS VI. ÁTVITELIKAPACITÁS-SZÁMÍTÁS VI.1. BEVEZETÉS VI.2. SZABVÁNYOK, NEMZETKÖZI VONATKOZÁSOK VI.3. KAPACITÁSSZÁMÍTÁS ELVI ALAPJAI VI.4. ELOSZLÁSI TÉNYEZŐK, DC LOAD-FLOW VI.5. AZ ÁTVITELI KAPACITÁS MÉRŐSZÁMAI VI.6. AZ NTC ALAPÚ KAPACITÁSSZÁMÍTÁS MÉRŐSZÁMAI VI.7. AZ ÁRAMLÁSALAPÚ KAPACITÁSSZÁMÍTÁS MÉRŐSZÁMAI VI.8. AZ ÁRAMLÁSALAPÚ ÉS AZ NTC ALAPÚ MÉRŐSZÁMOK KAPCSOLATA VI.9. ELVÉGZETT VIZSGÁLATOK ISMERTETÉSE VI.10. EREDMÉNYEK KIÉRTÉKELÉSE VII. IDŐSORELEMZÉS, VALÓSZÍNŰSÉGI SZÁMÍTÁSOK, KOCKÁZATELEMZÉS 214 VII.1. BEVEZETÉS VII.2. A VIZSGÁLAT ESZKÖZE, A SZÁMÍTÁS MENETE VII.2.1. Fogyasztók leképezése VII.2.2. Export-import viszonyok leképezése VII.2.3. Erőművek modellezése VII.2.4. A hálózat leképezése

7 VII.2.5. A számítás eredményei VII.3. AZ ELVÉGZETT VIZSGÁLAT EREDMÉNYEI VII.4. ÖSSZEGZÉS

8 I. A hálózati engedélyesek hálózatfejlesztési terve I.1. E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. I.1.1. Távvezeték beruházások megvalósult vonalas létesítmények o Sümeg Zalaszentgrót 132 kv-os 14 km új távvezeték létesítése 3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal (20 kv-on történő üzembe helyezés) o Szombathely Vépi út Kőszeg 132 kv-os távvezeték felhasítása és beforgatása Csepreg alállomásba, 4 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal tervezett vonalas létesítmények terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Bicske Dél Dorog 132 kv-os 36,833 km új szabadvezetékek építése 3*250/40 mm 2 ACSR+1*95/55 mm 2 ACSR, illetve 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2015-ig. o Szabadbattyán Székesfehérvár Dél 132 kv-os 6,6 km új szabadvezeték építése 3*250/40 mm 2 ACSR + 1x95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, o A Szabadegyháza Székesfehérvár 132 kv-os távvezeték felhasítása és beforgatása Székesfehérvár Dél alállomásba, 8,5 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, rendszerhasználói igény által generált beruházások: o Győr ÉDÁSZ (Nagyszentjános) Bana Bábolna 132 kv-os távvezeték felhasítása és beforgatása a Győr Ipari Park alállomásba, 0,4 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal,

9 o A Bánhida Kisigmánd 132 kv-os távvezeték felhasítása és beforgatása a Tatabánya Ipari Park alállomásba, 0,4 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, o Kisigmánd Kisbér távvezeték áttérítése 132 kv-os feszültségszintre, 2017 o A Győr Sopronkövesd 132 kv-os távvezeték felhasítása és beforgatása a Bogyoszló alállomásba, 0,5 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2020-ig magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o A Bicske Dél Dorog 132 kv-os távvezeték felhasítása, Gyermely mikroállomás bekötése T-ponttal, 2,5 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2016 o Dunaalmás 132 kv-os kapcsolóállomás hálózatba illesztése, 1 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2020-ig tervezett vonalas létesítmények rendszerhasználói igény által generált beruházások: o Inota Siófok 132 kv-os távvezeték felhasítása, Lepsény mikroállomás bekötése T-ponttal, 100 m új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2021 magas terhelésfelfutás esetén tervezett beruházások: o Baracska Székesfehérvár 132 kv-os távvezeték felhasítása, Csákvár mikroállomás bekötése T-ponttal, 7,5 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2023 o Szombathely Vépi út Csepreg 132 kv-os távvezeték felhasítása és beforgatása Szombathely Derkovits alállomásba, 4,8 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal és 3 km 2*3*630 Al kábellel,

10 o Sümeg Zalaszentgrót távvezeték áttérítése 132 kv-os feszültségszintre, 2024 I.1.2. Alállomás beruházások megvalósult 132 kv/köf. állomási kapacitás-bővítések o Csepreg új 132/22 kv-os állomás létesítése 2 db 16 MVA-es ral o Kapuvár 132/22 kv-os állomás gyűjtősínesítése o Sopron Kelet alállomásban a meglévő 132/35/22 kv-os ok cseréje 132/22/11 kv-osra tervezett 132 kv/köf. állomási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Székesfehérvár Dél új alállomás létesítése 1 db 132/22 kv-os, 25 MVA-es ral, és Szabadbattyán alállomás bővítése 1 db távvezetéki mezővel o Veszprém alállomásban az egyik cseréje (volt Sopron Kelet áttekercselésével), 2016 o Csepreg alállomásban a meglévő 2 db 132/22 kv-os, 16 MVA-es cseréje 2 db 132/22 kv-os, 25 MVA-esre, 2019 o Veszprém alállomásban a másik cseréje, 2020 rendszerhasználói igény által generált beruházások: o Győr Ipari Park köf alállomás 132/22 kv-os fejelése, 40 MVA-es áthelyezése Győr ÉDÁSZ alállomásból, 2015 o Tatabánya Ipari Park 132/22 kv-os állomás létesítése 1 db 132/22 kv-os, 25 MVA-es, ral,

11 o Kisbér új 132/22 kv-os mikroállomás létesítése 16 MVA-es ral, 2017 és Kisigmánd 132/20 kv-os alállomás bővítése távvezeték mezővel, 2017 o Kimle 132/22 kv-os alállomás bővítése távvezeték mezővel (Kimle szélpark), 2020-ig. o Kapuvár 132/22 kv-os alállomás bővítése távvezeték mezővel (Kapuvár szélpark), 2020-ig. o Sopronkövesd 132/35/22 kv-os alállomás bővítése távvezetéki mezővel (Sopronkövesd szélparkok), 2020-ig o Bogyoszló 132/22 kv-os alállomás létesítése (Bogyoszló szélparkok), ig. o Celldömölk 132/22 kv-os alállomás bővítése új távvezetéki mezővel (Celldömölk szélpark), 2020-ig. o Mór 132/22 kv-os alállomás bővítése új távvezetéki mezővel (Bakonysárkány szélpark), 2020-ig o Székesfehérvár Észak 132/11 kv-os alállomás bővítése új távvezetéki mezővel (Székesfehérvár szélpark), 2020-ig magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Gyermely új 132/22 kv-os mikroállomás létesítése 1 db 16 MVA-es ral, 2016 o Dunaalmás (bioerőmű) 132 kv-os kapcsolóállomás létesítése, 2020-ig tervezett 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Lepsény új 132/22 kv-os mikroállomás létesítése 16 MVA-es ral, 2021 o Dorog tercier ok cseréje, felhasználva a Veszprém Észak alállomásban felszabaduló okat,

12 o Székesfehérvár Dél alállomás bővítése, 1 db 132/22 kv-os, 25 MVA-es ral, 2022 o Mosonmagyaróvár 132/22/11 kv-os állomás bővítése 1 db 132/11 kv-os, 25 MVA-es ral, 2022 o Székesfehérvár Észak állomás kétgyűjtősínesítése, 2024 o Pápa csere, 1 db 132/35/22 kv-os cseréje 1 db 132/22/11 kv-osra, 2025 magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Csákvár új 132/22 kv-os mikroállomás létesítése 16 MVA-es ral, 2023 o Szombathely Derkovics új alállomás létesítése 2 db 132/22/11 kv-os, 40/25/25 MVA-es ral, 2023 o Zalaszentgrót új 132/22 kv-os állomás létesítése 1 db 132/22 kv-os, 16 MVA-es ral, és Sümeg alállomás bővítése 1 db távvezetéki mezővel,

13 I.2. E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt. I.2.1. Távvezeték beruházások megvalósult vonalas létesítmények o nincs változás tervezett vonalas létesítmények terhelésfelfutás változattól független beruházások: o A Dunaújváros Dunaújváros Észak és Sárbogárd Dunaújváros Észak 132 kv-os távvezetékek és a Perkáta alállomás közötti területen két új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, összesen 13,8 km, o A Perkáta Szabadegyháza 132 kv-os távvezeték szabványosítása, 2016 o A Pécs alállomás MAVIR általi bővítése, a térségi 132 kv-os távvezetékek beforgatása, Pécsi Erőmű alállomásból az elosztói távvezetékek kiforgatása, állomás előtti összekötése 1, 2017 Régi alakzat: Siklós Pécsi Erőmű 1,2 rsz. Komló Pécs Kelet Pécs Kelet Pécsi Erőmű Komló Pécsi Erőmű Pécs Kertváros Pécsi Erőmű Pécs Újmecsekalja Pécsi Erőmű Bonyhád Pécsi Erőmű 1 A Pécsi Erőmű alállomás teljes rekonstrukciós átépítésének elkerülése érdekében

14 Mohács Pécsi Erőmű Új alakzat: Siklós Pécs 1,2 rsz. Komló Pécs 1. rsz. Komló Pécs 1. rsz. Pécs Kelet Pécs Pécs Kertváros Pécs Bonyhád Pécs Mohács Pécs rendszerhasználói igény által generált beruházások: o A Perkáta Sárbogárd 132 kv-os távvezeték és a Sárbogárd Kelet kapcsolóállomás közötti területen ~200 m új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2020-ig terhelésfelfutás változattól független beruházások: o A Paks Szekszárd 132 kv-os távvezeték felhasítása és beforgatása Tolna alállomásba, 7,4 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2021 magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Kaposvár Siófok 132 kv-os távvezeték felhasítása, Tab mikroállomás bekötése T-ponttal, 400 m új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm2 ACSR + 1*95/55 mm2 ACSR sodronnyal, 2023 o Marcali Nagykanizsa 132 kv-os 40 km új szabadvezeték építése 3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal,

15 I.2.2. Alállomás beruházások megvalósult 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések o nincs változás terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Nagykanizsa alállomásban a meglévő 1 db 132/22/11 kv-os, 25 MVA-es cseréje 1 db 132/22 kv-os, 25 MVA-esre, amely a Paks DÉDÁSZ alállomásból kerül átszállításra, 2015 rendszerhasználói igény által generált beruházások: o Sárbogárd Kelet 132 kv-os kapcsolóállomás létesítése (Sárbogárd szélpark), 2020-ig o Paks DÉDÁSZ 132/20 kv-os alállomás bővítése (Németkér szélpark), 2020-ig tervezett 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Tolna: új egysínes alállomás létesítése 2 db távvezetékmezővel és 1 db 132/22 kv-os, 25 MVA-es ral, 2021 magas terhelésfelfutás esetén tervezett továbbiberuházások: o Királyegyháza alállomás bővítése, 1 db 132/22 kv-os, 25 MVA-es ral, 2022 o Tab: új mikroállomás létesítése 1 db 132/22 kv-os 16 MVA-es ral, 2023 o Marcali: alállomás bővítése, 1 db 132 kv-os távvezetéki mező kiépítése,

16 I.3. ELMŰ Hálózati Kft. I.3.1. Távvezeték beruházások megvalósult vonalas létesítmények o Dunamenti Szigethalom T (Soroksár) távvezeték felhasítása, beforgatás Dunavarsány alállomásba, 1,7 km kétrendszerű szabadvezeték tervezett vonalas létesítmények terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Gödöllő Rákoskeresztúr vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kv-os alállomásba, 2*0,5 km új kétrendszerű szabadvezeték, o Gödöllő Kőbánya vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kvos alállomásba, 2*0,5 km új kétrendszerű szabadvezeték, o Kőbánya Kerepes vezeték felhasítása és beforgatása Rákoskeresztúr állomásba, 0,2 km új kétrendszerű szabadvezeték, o Dunamenti Dunavarsány I-II. vezeték felhasítása és beforgatása Szigetcsép 400/132 kv-os alállomásba, két új 2*2,5 km hosszú kétrendszerű szabadvezeték, o Pomáz Esztergom 1*3*250 mm 2 vezeték felhasítása és beforgatása Pilisvörösvár új állomásba, 3 km új kétrendszerű szabadvezeték, o Kaszásdűlő Budaközép THPE 3*1*630 mm 2 Cu kábel felhasítása és beforgatása a Kolossy tér új állomásba. Budaközép Kolossy tér, Kaszásdűlő Kolossy tér, 2*150 m új kábel, o Albertfalva Kelenföld II. THPE 3*1*500 mm 2 Cu kábel felhasítása és beforgatása Őrmező új állomásba, 2*100 m új kábel o Városliget Erzsébetváros THPE 3*1*500 mm 2 Cu kábel felhasítása és beforgatása Garay utca új állomásba, 2*1 km új kábel,

17 magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Kerepes Pécel, új 132 kv-os kétrendszerű szabadvezeték létesítése, 10 km 2*3*250 mm 2, o Újhartyán állomás 132 kv-os csatlakoztatása a jelenleg 20 kv-on üzemelő 132 kv-os vezetékrendszer 132 kv-ra való áttérítésével, 200 m új szabadvezeték, tervezett vonalas létesítmények terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Tahi út új alállomás csatlakoztatása az Angyalföld Zugló vezetékre, kettős T-leágazásban, 2*300 m THPE 3*1*300 mm 2 AL kábellel alacsony terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Kerepes Pécel, új 132 kv-os kétrendszerű szabadvezeték létesítése, 10 km 2*3*250 mm 2, o Újhartyán állomás 132 kv-os csatlakoztatása a jelenleg 20 kv-on üzemelő 132 kv-os vezetékrendszer 132 kv-ra való áttérítésével, 200 m új szabadvezeték, magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Rózsakert Leshegy 5 km új 132 kv-os 3*1*630 mm 2 Cu kábel létesítése, o Gazdagrét Őrmező 5 km új kábel létesítése, o Angyalföld Katona THPE 3*1*500 mm 2 Cu kábel felhasítása és beforgatása Westend alállomásba, 2*1 km új kábel, o Százhalombatta Ipari Park alállomás csatlakoztatása a Dunamenti Dunavarsány 132 kv-os távvezetékre kettős T-leágazással, 2 km hosszú 2*3*250 mm 2 ACSR szabadvezetékkel,

18 o Felsőbabád Lajosmizse DÉMÁSZ tulajdonú vezeték felhasítása és beforgatása Újhartyán alállomásba, tulajdonrendezés, új 200 m kétrendszerű szabadvezeték o Soroksár Üllő (16 km) vagy Ócsa Üllő (10 km) új 132 kv-os szabadvezeték létesítése I.3.2. Alállomás beruházások megvalósult 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések o Dunavarsány alállomás bővítése 4. beépítésével, 126/22 kv, 40 MVA o Biatorbágy alállomásban csere (Biatorbágyon a Sződi, Sződön a Biatorbágyra gyártott új került beépítésre.) o Sződ 1 alállomásban csere (Sződön a Biatorbágyra gyártott új, Biatorbágyon a Sződi került beépítésre.) tervezett 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Rákoskeresztúr alállomás rekonstrukciója és bővítése, meglévő 126/22 kv-os, 25 MVA-es ok cseréje állag és életkor miatt 126/22 kv-os, 40 MVA-esekre, o Zugló alállomás rekonstrukciója, zárlati szint növelés 40 ka-re, o Pesterzsébet alállomás rekonstrukciója, zárlati szint növelés 31,5 ka-re, o Pomáz alállomás rekonstrukciója, zárlati szint növelés 31,5 ka-re és a meglévő 126/22 kv-os, 25 MVA-es ok cseréje 126/22 kv-os, 40 MVAesekre,

19 o Kolossy tér új alállomás létesítése 1 db 126/11 kv-os, 31,5 MVA-es ral, táppont-szaporítás, o Őrmező új alállomás létesítése 1 db 126/11 kv-os, 31,5 MVA-es ral, o Garay utca új alállomás létesítése 1 db 126/11 kv-os, 31,5 MVA-es ral, o Pilisvörösvár új alállomás létesítése 2 db 126/22 kv-os, 25 MVA-es ral, magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Újhartyán új alállomás létesítése 1 db 126/22 kv-os, 25 MVA-es ral, o Pécel új alállomás létesítése 2 db 126/22 kv-os, 40 MVA-es ral, tervezett 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Tahi út új alállomás létesítése 2 db 126/11 kv-os, 31,5 MVA-es ral, o Budaörs alállomásban /22 kv-os cseréje 25 MVA-esről 40 MVA-esre, o Erzsébetváros alállomásban SF6-os berendezés létesítése, valamint a 2 db 126/11 kv-os, 63 MVA-es cseréje 3 db 40 MVA-esre, o Biatorbágy alállomásban egy 126/22 kv-os cseréje 25 MVAesről 40 MVA-esre, alacsony terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Újhartyán új alállomás létesítése 1 db 126/22 kv-os, 25 MVA-es ral,

20 o Pécel új alállomás létesítése 2 db 126/22 kv-os, 40 MVA-es ral, o Érd alállomásban a meglévő 25 MVA-es ok cseréje 40 MVAesekre, magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Százhalombatta Ipari Park új alállomás létesítése 1 db 126/22 kv-os, 25 MVAes ral, o Újhartyán II. ütem alállomás gyűjtősínesítése, bővítése 1 db 126/22 kv-os, 25 MVA-es ral, o Leshegy új alállomás létesítése 1 db 126/22 kv-os, 25 MVA-es ral, o Gazdagrét új alállomás létesítése 1 db 126/11 kv-os, 31,5 MVA-es ral, o Garay utca alállomás bővítése második 126/11 kv-os, 31,5 MVA-es beépítésével, o Népliget alállomásban meglévő 2 db 126/11 kv-os, 63 MVA-es cseréje 3 db 40 MVA-esre, o Westend új alállomás létesítése 2 db 126/11 kv-os, 31,5 MVA-es ral,

21 I.4. ÉMÁSZ Hálózati Kft. I.4.1. Távvezeték beruházások megvalósult vonalas létesítmények o Tiszapalkonyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés, Megszűnt: Tiszapalkonyai Erőmű TIFO Tiszapalkonyai Erőmű Sajószöged 1,2 Tiszapalkonyai Erőmű TVK I. Tiszapalkonyai Erőmű TVK III. Tiszapalkonyai Erőmű Tiszaújváros Tiszapalkonyai Erőmű THE indító Tiszapalkonyai Erőmű Tiszalök Tiszapalkonyai Erőmű Polgár Sajószöged TIFO Sajószöged TVK II. (eredeti nyomvonal) Sajószöged THE indító Új alakzat: Sajószöged Tiszaújváros Sajószöged TVK I. Sajószöged TVK II. (másik nyomvonal) Tiszalök TVK III. Sajószöged (TIFO T) THE indító

22 Sajószöged (TIFO T) Polgár 2 o Borsodi Erőmű megszüntetés miatti vezetékrendezés: Megszűnt: Miskolc Nyugat Borsodi Erőmű Borsodi Erőmű Sajóivánka Felsőzsolca Borsodi Erőmű Új alakzat: Miskolc Nyugat Sajóivánka új távvezeték (Erre az erőmű előterében T-ben csatlakoztatva a Borsodi Erőmű Felsőzsolca vezeték, lehetővé téve szükség esetén a Sajóivánka- Felsőzsolca kapcsolat kialakítását.) o Miskolc vezetékrendezés: Megszűnt: Sajószöged Felsőzsolca DAM Felsőzsolca Nyékládháza ÉMÁSZ DIGÉP Sajószöged Nyékládháza MÁV Nyékládháza MÁV Miskolc Dél Miskolc Dél Hejőcsaba (HCM) Hejőcsaba (HCM) DAM Új alakzat: Sajószöged Nyékládháza MÁV: új nyomvonal Sajószöged Nyékládháza ÉMÁSZ: új távvezeték Nyékládháza ÉMÁSZ Felsőzsolca: új távvezeték 2 Jelenleg még az erőművi gyűjtősínre felhasítva üzemel a TVK vízkivételi művének ellátása miatt

23 Felsőzsolca Miskolc Dél: új távvezeték Miskolc Dél DAM: új távvezeték Nyékládháza MÁV DIGÉP: új távvezeték tervezett vonalas létesítmények terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Eger Eger Észak új kétrendszerű távvezeték, vezetékrendezés, : Megszűnik: Borsodnádasd Eger Észak egyik rendszer Eger Füzesabony Új alakzat: Borsodnádasd Eger új távvezeték Eger Észak Füzesabony új távvezeték o Detk Nagybátony: távvezeték felhasítása, Recsk alállomás bekötése 2Tponttal, 0,8 km új kétrendszerű szabadvezeték, 2015 magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Balassagyarmat Nagybátony: távvezeték felhasítása, Szécsény alállomás bekötése T-ponttal, 200 m új kétrendszerű szabadvezeték, o Miskolc Dél DAM: távvezeték felhasítása és beforgatása Miskolc Dél Ipari Park alállomásba, 1 km új kétrendszerű szabadvezeték, o Gyöngyös Detk: távvezeték felhasítása, Gyöngyöshalász bekötése T- ponttal, 1 km új kétrendszerű szabadvezeték,

24 tervezett vonalas létesítmények alacsony terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Balassagyarmat Nagybátony: távvezeték felhasítása, Szécsény alállomás bekötése T-ponttal, 200 m új kétrendszerű szabadvezeték, magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Gödöllő Lőrinci/(Hatvan): távvezeték felhasítása, Aszód állomás bekötése T-ponttal, 4 km új kétrendszerű szabadvezeték, o Eger ÉSZAK Füzesabony MÁV: távvezeték felhasítása és beforgatása Füzesabony ÉMÁSZ állomásba, 2 km új kétrendszerű szabadvezeték, o Detk Jászárokszállás és Jászárokszállás Jászberény új távvezetékek, 18 km kétrendszerű és 20,5 km egyrendszerű, , vagy o Pécel Nagykáta: 35 km új távvezeték, o Károlyfalva Kisvárda: távvezeték felhasítása és beforgatása Ricse állomásba, 5 km új kétrendszerű szabadvezeték, I.4.2. Alállomás beruházások megvalósult 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések o Miskolc Nyugat: alállomás bővítése 20 kv-tal (35 kv-os hálózat áttérítése 20 kv-ra) és csere, 1 db 126/22/11 kv-os, 40/35/15 MVA-es és 1 db 126/22 kv-os, 25 MVA-es beépítésével o AES Tiszapalkonyai Erőmű: megszüntetés, leválasztás o AES Borsod Erőmű: megszüntetés, leválasztás o SKÜ: megszüntetés, leválasztás o BÉM: megszüntetés, leválasztás

25 tervezett 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Hejőcsaba (HCM): megszüntetés, folyamatban o Jászberény: 2 db 126/22 kv-os, 25 MVA-es cseréje 2 db 126/22 kv-os, 40 MVA-es ra, o Borsodnádasd: rekonstrukció és csere, 2 db 126/22 kv-os, 25 MVA-es beépítése (35 kv megszüntetése), o Lőrinci: rekonstrukció és csere, 1 db 126/22 kv-os, 40 MVA-es beépítése, zárlati szint növelés 31.5 ka-re, o Ózd ÉMÁSZ: rekonstrukció, o Felsőzsolca: alállomás bővítése 20 kv-tal és csere 1 db 126/22 kv-os, 40 MVA-es beépítése, o DAM: rekonstrukció, o Recsk: új alállomás létesítése, 1 db 126/22 kv-os, 25 MVA-es ral, o Eger Észak: távvezetéki mezők kiépítése, magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Szécsény: új alállomás létesítése, 1 db 126/22 kv-os 25 MVA-es ral, o Miskolc Dél Ipartelep: új alállomás létesítése, 2 db 126/22 kv-os 25 MVA-es ral, o Gyöngyöshalász: új alállomás létesítése, 1 db 126/22 kv-os 25 MVA-es ral,

26 tervezett 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Eger Észak: rekonstrukció és csere, 2 db 132/22/11 kv-os, 40/35/15 MVA-es beépítése, 35 kv megszüntetése miatt, o Eger: csere, 2 db 132/22 kv-os, 40 MVA-es beépítése, 35 kv megszüntetése miatt, o Miskolc Dél: csere, 2 db 132/11 kv-os, 40 MVA-es beépítése, o Felsőzsolca: csere, 2 db 132/22 kv-os, 40 MVA-es beépítése, 35 kv megszüntetése miatt, alacsony terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Hatvan: alállomás bővítése, csere, 2 db 132/22 kv-os, 40 MVAes beépítése, o Szécsény: új alállomás létesítése, 1 db 132/22 kv-os 25 MVA-es ral, magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Aszód: új alállomás létesítése, 132/22 kv-os, 25 MVA-es ral, o Füzesabony ÉMÁSZ: új alállomás létesítése, kv-os, 25 MVA-es ral, o Jászárokszállás: új alállomás létesítése, 132/22 kv-os, 25 MVA-es ral, o Ricse: új alállomás létesítése, 132/22 kv-os, 25 MVA-es ral, o Nagykáta: gyűjtősínesítés és bővítése,

27 I.5. EDF DÉMÁSZ Hálózati Elosztó Kft. I.5.1. Távvezeték beruházások megvalósult vonalas létesítmények o tervezett vonalas létesítmények: terhelésfelfutás változattól független beruházások o - magas terhelésfelfutás esetén tervezett beruházások: o Kecskemét (Városföld) Kecskemét Szultán utca távvezeték felhasítása, beforgatás Kecskemét Ipari park alállomásba, 2018 o Kiskundorozsma Sándorfalva távvezeték felhasítása, beforgatás Szeged Fehértó alállomásba, 2019 o Szeged Észak Szeged Újszeged, új összeköttetés létesítése (Szeged Szeged Észak Szeged Újszeged Szeged hurok kialakítása), tervezett vonalas létesítmények: terhelésfelfutás változattól független beruházások o - magas terhelésfelfutás esetén tervezett beruházások: o Kecskemét Északhoz kapcsolódó vezetékrendezés 2022 Megszűnik: Lajosmizse T Lajosmizse

28 Új alakzat: Kecskemét Észak Lajosmizse (Kecskemét Észak Lajosmizse T új kábel és Lajosmizse T Lajosmizse vezetékszakasz összekötése) o Csongrád Szentes: új távvezeték létesítése (kétrendszerű oszlopsoron, egy rendszer felszerelésével), 2022 o Kecskemét Városföld Szabadszállás távvezeték felhasítása, beforgatás Kecskemét Nyugat alállomásba, 2022 I.5.2. Alállomás beruházások megvalósult 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések o nincs változás tervezett 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás változattól független beruházások: o - magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Kecskemét Szultán utca bővítése, 2016 o Kecskemét Ipari park: új alállomás létesítése, 2018 o Szeged Fehértó: új alállomás létesítése, 2019 o Szeged Észak alállomás gyűjtősínesítés, 2020 o Szeged Újszeged: új alállomás létesítése, tervezett 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás változattól független beruházások: o

29 magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Kecskemét Észak alállomás gyűjtősínesítés, 2022 o Szentes alállomás gyűjtősínesítése, 2022 o Kecskemét Nyugat: új alállomás létesítése,

30 I.6. E.ON Tiszántúli Áramhálózati ZRt. I.6.1. Távvezeték beruházások megvalósult vonalas létesítmények o Nyíregyháza Simai út Ibrány vezeték felhasítása és beforgatása a Nyíregyháza Játékelemgyár alállomásba, 1,2 km új 132 kv-os távvezeték létesítése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal o Debrecen Balmazújváros távvezeték felhasítása, beforgatás Debrecen Józsa 400/132 kv-os alállomásba; 1,1 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal o Sajószöged (TIFO T) Polgár 3 : új 132 kv-os távvezeték kialakítása o Tiszaújváros Hajdúnánás: új 132 kv-os távvezeték kialakítása tervezett vonalas létesítmények: terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Hajdúnánás Tiszaújváros távvezeték beforgatása Tiszalök alállomásba (állomás előtti oszlopokon a sodronyok bontása) 4, 2015 o Debrecen Hajdúböszörmény távvezeték felhasítása, beforgatás Debrecen Józsa 400/132 kv-os alállomásba; 3,7 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, (2019 végéig MAVIR fejlesztéshez történő illeszkedés esetén) 3 Részlegesen valósult meg, az ÉMÁSZ és rendszerhasználó közötti jogi kérdések miatt még nem realizálódott, jelenleg az erőművi gyűjtősínre felhasítva üzemel a TVK vízkivételi művének ellátása miatt. 4 E.ON-t érintően a 132 kv-os hálózatfejlesztések megtörténtek, a fogadó távvezetéki mező üzembehelyezése után a vezeték beforgatásának nincs akadálya

31 o Tiszalök Ibrány távvezeték felhasítása, Rakamaz új alállomás bekötése T- ponttal; 500 m új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2018 o Nyíregyháza 400/132 kv hálózatba illesztése, 2020 rendszerhasználói igény által generált beruházások: o Debrecen Létavértes: távvezeték egyik rendszerének felhasítása, beforgatás Debrecen Déli Ipartelep új alállomásba; 2,7 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, tervezett vonalas létesítmények terhelésfelfutás változattól független beruházások: o - magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Nyíregyháza Simai út Nyíregyháza KCE 132 kv-os kábel felhasítása, Nyíregyháza Nyugat hálózatba illesztése 300 m 132 kv-os kábellel, 2021 o Debrecen Létavértes másik rendszerének felhasítása, beforgatása Debrecen Déli Ipartelep alállomásba; 2,7 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2022 o Karcag Mezőtúr távvezeték felhasítása, Kisújszállás új mikroállomás bekötése T-ponttal, 3 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2022 o Mátészalka Fehérgyarmat távvezeték felhasítása, beforgatása Csenger új mikroállomásba; 20 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2023 o Szolnok OVIT Újszász MÁV távvezeték felhasítása, Jászalsószentgyörgy új mikroállomás bekötése T-ponttal; 4,7 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1x95/55 mm 2 ACSR sodronnyal,

32 o Püspökladány Karcag 20,2 km új szabadvezeték építése 3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sodronnyal, 2025 I.6.2. Alállomás beruházások megvalósult 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések o Nyíregyháza Játékelemgyár új egysínes kapcsolóállomás létesítése o Nyíregyháza Simai út alállomás átépítése kétgyűjtősínessé tervezett 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Létavértes alállomásban csere, a 16 MVA-es cseréje 1 db 132/22 kv-os 25 MVA-es ra o Tuzsér alállomásban csere, a Létavértes alállomásban üzemelő 16 MVA-es ra o Rakamaz új mikroállomás létesítése 1 db 132/22 kv-os, 16 MVA-es ral, 2018 o Nyíregyháza Ipari Park alállomásban csere, a 16 MVA-es cseréje a Polgár alállomásban üzemelő 25 MVA-es ra o Nyíregyháza Kelet alállomás bővítése 1 db 132/22/11 kv-os, 40/25/25 MVA-es ral, 2020 rendszerhasználói igény által generált beruházások: o Debrecen Déli Ipartelep: új egysínes alállomás létesítése, 1 db 132/22 kv-os, 25 MVA-es ral, 2017 o Tuzsér: gyűjtősínesítés, bővítés (Tiszabezdéd erőmű), 2020-ig

33 o Debrecen Tócóskert alállomás bővítése 1 db 132 kv-os távvezeték mezővel (Debreceni Biomassza), 2020-ig o Kunmadaras: új egysínes kapcsolóalállomás létesítése, (Kunmadaras naperőmű), 2020-ig o Nyírbogdány alállomás bővítése 1 db 132 kv-os távvezeték mezővel, tervezett 132kV/köf. állomási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás változattól független beruházások: o Hajdúszoboszló alállomás bővítése, harmadik 132/22 kv-os, 25 MVA-es, 2021 o Tuzsér alállomásban mindkét cseréje az Ibrány alállomásban üzemelő 25 MVA-es okra o Ibrány alállomásban mindkét cseréje a Tuzsér alállomásban üzemelő 16 MVA-es okra magas terhelésfelfutás esetén tervezett további beruházások: o Nyíregyháza Nyugat: új egysínes alállomás létesítése 1 db 25 MVA-es ral, 2021 o Debrecen Déli Ipartelep bővítése, gyűjtősínesítés, új távvezetéki- és mezők és új 1 db 132/22 kv-os, 25 MVA-es, 2022 o Kisújszállás új mikroállomás létesítése 1 db 132/22 kv-os, 16 MVA-es ral, 2022 o Csenger új mikroállomás létesítése 1 db 132/22 kv-os, 16 MVA-es ral, 2023 o Jászalsószentgyörgy új mikroállomás, létesítése 1 db 132/22 kv-os, 16 MVAes ral, 2024 o Püspökladány alállomás bővítése 1 db 132 kv-os távvezeték mezővel,

34 o Karcag alállomás bővítése 1 db 132 kv-os távvezeték mezővel, 2025Hálózatszámítási eredmények az állandósult állapotra

35 II. Hálózatszámítási eredmények az állandósult állapotra Jelen fejezet az állandósult állapotra vonatkozó teljesítményeloszlás-számítások és kiesésvizsgálatok eredményeit ismerteti. A hálózatfejlesztés-tervezési irányelv 5 a hálózat egyszeres kiesésekkel szembeni ellenálló-képességén túlmenően további követelményeket is megfogalmaz, amelyek teljesülése a tervezési célú számítások során többszörös hiányállapotok modellezésével vizsgálható. Ezek a követelmények tételesen az alábbiak: I. Az átviteli hálózatnak távlatilag önmagában, az elosztóhálózatra vagy külföldi hálózatokra való támaszkodás nélkül is, képesnek kell lenni az N-1 elv teljesítésére (Irányelv 5./IV. szakasz). II. Az átviteli hálózatnak középtávon akkor is teljesíteni kell az N-1 elvet, ha bármelyik 132 kv-ra, 220 kv-ra, vagy 400 kv-ra betápláló erőműben a modellezett kiindulási üzemállapothoz képest egy energetikai egység hiányzik (Ir. 5./V.). III. Az átviteli hálózati fejlesztési változatok mindegyikének ki kell elégítenie azt a követelményt, hogy az atomerőműben termelt teljesítmény kétszeres hálózati hiányállapotban is elszállítható legyen határértéksértés nélkül (Ir. 5./VI.). IV. A 132 kv-os hálózatnak önmagában, az átviteli hálózatra támaszkodás nélkül is, teljesítenie kell az N-1 elvet (Ir. 5./VII.). V. A 132 kv-os hálózatnak akkor is teljesítenie kell az N-1 elvet, ha bármelyik 132 kv-ra betápláló erőműben a modellezett kiindulási üzemállapothoz képest egy energetikai egység hiányzik (Ir. 5./VIII.). A hatályos irányelv szerint a modellek összeállításánál az erőművi gépegységeknek az adott évszakban és rendszerállapotban legvalószínűbb üzemállapotát kell figyelembe venni. A legvalószínűbb üzemállapot meghatározásakor figyelembe kell venni az erőmű technológiai sajátosságait (pl. az esetleges hőoldali kényszereket), valamint a piaci pozíciójával, termelési szokásaival kapcsolatos tényszerű információkat (Ir. 7.3). Ezen előírás következtében figyelembe kell venni a 5 Irányelv a 120 kv-os és nagyobb feszültségű hálózatok fejlesztésének tervezésére, Minimális műszaki követelmények, 3.2 változat. MEH jóváhagyta:

36 hálózatmodellben le kell képezni azokat a nyári időszakban jelentkező tartósan és többszörösen erőműhiányos üzemállapotokat is, amelyek a hőkiadással üzemelő kombinált ciklusú erőműveknek a hőigények hiánya miatti leállásából következnek. Jelen hálózatfejlesztési terv készítése során az irányelvben rögzített üzembiztonsági kritériumok teljesítésére az alábbi kétszeres kiesésvizsgálatokat végeztük el: egy hálózati ág (átviteli vagy elosztói) és egy erőművi energetikai egység együttes kiesése, egy átviteli hálózati és egy elosztóhálózati ág együttes kiesése, egy átviteli hálózati és egy külföldi hálózati ág együttes kiesése, atomerőmű csatalakoztatására szolgáló alállomás(ok) 400 kv-os feszültségszintjére csatlakozó bármely két hálózati ág együttes kiesése. A hálózatfejlesztési terv sarokéveiként 2020, 2025 és 2030 évek kerültek kijelölésre. A sarokévekig megvalósítandó hálózatfejlesztési beruházások meghatározására az alábbi időszakokra készültek vizsgálati modellek: o 2020 téli csúcs, 2020 nyári csúcs, o 2025 téli csúcs, 2025 nyári csúcs, o 2030 téli csúcs, 2030 nyári csúcs. A vizsgálati modellek a magyar villamosenergia-rendszer csúcsterhelési állapotaira készültek, az elosztói engedélyesek által szolgáltatott csomóponti terhelési adatsorok alapján, alacsony és magas terhelésfelfutás esetére. A sarokévek vizsgálati modelljeit nem egy kiindulási állapotból származtatva generáltuk, hanem közvetlenül a sarokévekre vonatkozó elosztói engedélyesi adatszolgáltatások alapján készítettük el. Csak a évi modellek lettek szintetikusan generálva, a 2025-ös sarokév modelljeiből. Mivel a kiindulási állapot üzembiztonsági viszonyai nem befolyásolják a tervezést, jelen terv részeként a ös kiindulási állapotra modellt nem készítettünk, arra számításokat nem mutatunk be. Forrásoldali változatok A hazai erőművi forrásoldal szempontjából kétféle szcenáriót vizsgáltunk. Az egyik optimistább szcenárió megfelel a hálózatfejlesztés-tervezés korábbi gyakorlatában

37 alkalmazott megközelítésnek, amikor a meglevő és az igénybejelentésekben szereplő egységeket a tervezési modellekben meglevőként és maximálishoz közeli teljesítménnyel üzemelőként képezzük le. Az erre a szcenárióra vonatkozó számítások eleget tesznek annak a szabályzati elvárásnak, hogy az új egységek hálózatba integrálásával kapcsolatos vizsgálati számítások a hálózatfejlesztési terv részeként készüljenek el. A másik erőműhiányos szcenárióra a gazdasági környezetben bekövetkezett jelentős változások miatt van szükség. Ismeretes, hogy az erőművi beruházások profitabilitása (különösen a gáztüzelésű erőművek vonatkozásában) drasztikusan csökkent, részben a viszonylag magas gázár (és a gázellátás biztonságával kapcsolatos távlati problémák), részben az alacsony európai villamosenergianagykereskedelmi árak miatt. Már a jelenlegi igénybejelentésekből is lemérhető, hogy az évek óta tervezett CCGT projektek többéves csúszásokkal rendelkeznek üzleti megfontolásokból, és ezt a kockázatot közép- és hosszú távú előretekintésben is figyelembe veendőnek tartjuk. A termelői engedélyesektől kapott tájékoztatásából láthatóan a probléma a már meglevő erőművi egységeket is érinti. Az erőműhiányos forrásoldali szcenárióra végzett számításokban az újonnan létesítendő erőművi egységeket és az azok csatlakoztatásához szükséges hálózati beruházásokat is hiányzónak tekintjük, továbbá nem üzemelőként modellezzük a 132 kv-os feszültségszintre csatlakozó meglevő gáztüzelésű egységek egy részét is. A kétféle forrásoldali szcenárióval minden sarokév, évszak és terhelésfelfutási prognózis esetén számoltunk. Szükségesnek tartjuk megjegyezni, hogy a magasabb fogyasztói igényfelfutás és az erőműhiányos forrásoldali prognózis között nem látunk ellentmondást; a nemzetgazdaság (GDP) fokozottabb ütemű bővülése és az azzal korreláló fogyasztásnövekedés megvalósulhat a gáz- és villamosenergia-árak jelenlegi arányai mellett is. II as sarokév A magyar hálózat minden változatban normál kapcsolási állapotba van állítva, ami azt jelenti, hogy minden hálózati ág bekapcsolt és minden sín összefogott, kivéve az ELMŰ hálózatán alkalmazott körzetkialakítási célú bontásokat. A normál kapcsolási

38 állapot tekintetében változásként vettük figyelembe a Kispest Népliget és a Kőbánya Népliget 132 kv-os vezetékek tervezett bekapcsolását. Nemcsak a 2020-as sarokév modelljeire, hanem az összes állandósult állapoti számítási modellre érvényes, hogy a terhelés alatt léptethető fokozatkapcsolóval rendelkező átviteli hálózati ok mindegyike a középállás körül fokozatállás-tartományban lett modellezve; ezen fokozatállásoknak nincs hátrányos kihatása az alállomási segédüzemi tápellátásra. Az átviteli hálózatról történő fogyasztói vételezés terhelését az országos terhelésmérési napon mért tényérték alapján prognosztizáltuk a modellekben. A 2020-as sarokévtől kezdődően a szolnoki MAVIR-alállomásban levő egyik 220/126 kv-os t kikapcsoltként modelleztük, jelezve ezzel, hogy szükség esetén az üzembiztonság csökkenése nélkül helyben hidegtartalékként üzemeltethető vagy ÜBT-állományba helyezhető. A külföldi hálózat az ENTSO-E legfrissebb (2014-ben aktualizált) 2020-ra vonatkozó összeurópai hálózatmodelljének alkalmazásával lett leképezve. A 2020-es sarokév modelljében figyelembe vettük az elosztói engedélyesek által (esetenként terhelésfelfutás függvényében) jelzett fejlesztéseket, amelyeket a főkötet 0.1. alfejezetében (Szükséges hálózatfejlesztések) ismertettünk. Ugyanazon alfejezetben felsoroltuk az átviteli hálózati fejlesztéseket is, amelyek közül a 2020-as sarokév modelljeiben szerepeltettük a hálózati érdekből vagy beruházói nyilatkozatban jelzett erőművi csatlakozás érdekében 2019 végéig megvalósítandókat, továbbá a magyar-szlovák határmetszék kapacitásbővítésével kapcsolatosan év végéig esedékes beruházásokat. A 2020-as sarokév modelljeiben szereplő átviteli hálózati beavatkozások közül mindegyik hálózati érdekű beavatkozás a évi Hálózatfejlesztési Terv részeként már jóváhagyásra került (vagy egy már jóváhagyott beavatkozás alternatívájaként javasoljuk), ezért ezen beruházások elmaradása kockázatának bemutatására jelen terv részeként nem készültek számítások. A forrásoldali kapacitásokban az alábbi változásokat vettük figyelembe (új létesítések): Almásfüzitői Erőmű 400 MW CCGT

39 Csepel III. Erőmű 450 MW CCGT Szeged Energia 460 MW CCGT Tisza II. 4. repowering 405 MW CCGT Figyelembe vettük továbbá, hogy 2015 végén leáll a Dunamenti Erőmű XIV. számú gépegysége. A Mátrai Erőmű Zrt. jelezte, hogy az I-II. számú blokkok élettartama 2023-ig, a III. számú blokk működési engedélye pedig 2025-ig meghosszabbodik, de az I-II. számú blokkok csökkentett óraszámmal üzemelnek. Az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban a fenti bővüléseket nem vettük figyelembe, továbbá a meglevő egységek közül nem üzemelőként modelleztük az alábbiakat: Gönyű CCGT Dunamenti G2, G3 erőműrészek Kelenföldi Erőmű Kispest Erőmű DKCE NYKCE 6 továbbá a Mátrai Erőmű V. és VII. számú egységei helyett az I-II. számú egységek üzemelnek. II tél A hálózatszámítási modellek a évi Hálózatfejlesztési Terv készítéséhez használt modellekből lettek előállítva oly módon, hogy figyelembe vettük a korábbi tervhez képest változatlanul érvényes beavatkozások időbeli ütemezését, valamint az elosztói engedélyesek által jelzett változásokat. Az optimista forrásoldali szcenárió modelljeiben az újonnan üzembe lépő erőművi egységeket a maximális teljesítőképességükhöz közeli kiadott teljesítménnyel vettük figyelembe, továbbá a háziüzemi terhelésüket is leképeztük. 6 Az utolsó négy felsorolt erőmű a nyári időszakban egyébként sem üzemel

40 A 132 kv-ra betápláló kiserőművek üzemállapotát az elosztói engedélyesi tervekkel összhangban modelleztük. Mindezek figyelembevételével a téli változatok terheléseinek területi megoszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. Látható, hogy a forrásoldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkozik meg. E.ON Dél-Dunántúl tél opt. forrásoldal alacsony terh. magas terh tél e.hiányos forrásoldal alacsony terh. magas terh EDF DÉMÁSZ ELMŰ E.ON Észak-Dunántúl ÉMÁSZ E.ON Tiszántúl Átviteli hálózatról vételező fogyasztó Átviteli hálózatra csatlakozó erőművek háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen Hálózati veszteség 132 kv és afeletti feszültségszinten 7 Magyar VER összesen II-1. Táblázat 7 A teljesítmény-táblázatokban közölt hálózati veszteség nem tartalmazza az átviteli hálózati alállomások háziüzemi terhelését és a hálózati elemek sönt-jellegű veszteségeit (a ok vasveszteségét és a távvezetékek sugárzási veszteségét)

41 Az export-import szaldó az erőművi termelés, a fogyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódott ki. Optimista forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 98 MW import, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 255 MW export adódott ki. Erőműhiányos forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 3185 MW import, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 2839 MW import adódott ki. Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Az téli változatok teljesítményáramlási és feszültségeloszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak. A határkeresztező távvezetékek elszámolási végpontjain a wattos teljesítményforgalom az alábbiak szerint alakul (MW, a befolyó érték pozitív):

42 Opt. forrásoldal E.h. forrásoldal Határkeresztező távvezeték alacsony magas alacsony magas Göd Levice 400 kv Győr Gabčíkovo 400 kv Gönyű Gabčíkovo 400 kv Gönyű Veľký Ďur 400 kv Sajóivánka Rimavská Sobota 400 kv Kisvárda-Dél Zakhidnoukrainska 750 kv Kisvárda Mukacevo 220 kv Kisvárda-Dél Mukacevo 400 kv Tiszalök Mukacevo 220 kv Békéscsaba Nădab 400 kv Sándorfalva Arad 400 kv Hévíz Cirkovce 400 kv Hévíz Žerjavinec 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Sándorfalva Subotica 400 kv Győr Zurndorf 400 kv Szombathely Zurndorf 400 kv Győr Neusiedl 220 kv Győr Wien Südost 220 kv Összesen: II-2. Táblázat Kiesésvizsgálatok Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségproblémát a téli változatokban nem okoz. Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek. Az Albertfalva Kelenföld és Albertfalva Őrmező 132 kv-os kábelek túlterhelődése az erőműhiányos forrásoldalú magas felfutású modellben a Kelenföldi Erőmű

43 üzemszünete miatt következik be; operatív beavatkozással elkerülhető (Budaközép vagy Vérmező alállomásból terhelést kell átkapcsolni a Virányos Kaszásdűlő kábelívről történő ellátásra). A kimutatott túlterhelések (a tápponti feszültségek hatásától eltekintve) érzéketlenek az átviteli hálózat egyszeres kieséseire, ezért ezeket az eseteket az N-1-1 számításban tovább nem vizsgáltuk

44 Átviteli kiesés Elosztói / Külföldi kiesés Albertfalva Kelenföld 132 kv Albertfalva Őrmező 132 kv Túlterhelődő ág Albertfalva Őrmező 132 kv Albertfalva Kelenföld 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 104,7 104,4 Megjegyzés átkapcsolással elkerülhető átkapcsolással elkerülhető II-3. Táblázat

45 Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállapotok 8 során további határérték-túllépések nem jelentkeznek. vizsgálata Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapota esetén a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek. A távvezetéki túlterhelődések mindegyik esetben a végponti áramváltó primer árama által korlátozott vonalterhelhetőségre vonatkoznak, a fázisvezető sodrony egyik esetben sem terhelődik túl. A Tiszalök Sajószöged 220 kv-os távvezeték téli terhelhetőségét a jelenleg 600 A-es névleges primer áramú áramváltó korlátozza. Ennek cseréje az itt jelentkező túlterhelődés alapján nem feltétlenül indokolt, ugyanis a túlterhelődést a 2020-ig üzembekerülő Nyíregyháza térségi táppont megszünteti. Az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban a győri 400/132 kv-os transzformáció kapcsán is jelentkezik (még nem beruházásgeneráló mértékű) határérték-túllépés; ennek alapvető oka a nagy, és jelentős részben északnyugati irányból érkező import teljesítmény. Az osztrák belső átviteli vezeték (Neusiedl Wien Südost 220 kv) kiesésére megjelenő határérték-túllépés jelzi, hogy a hálózatok független N-1 megfelelősége sem teljesül maradéktalanul. A Szombathely Vépi út Csepreg 132 kv-os távvezeték kiesése esetén fellépő határérték-túllépés jelzi, hogy a szombathelyi táppontban letranszformált teljesítménynek az elosztóhálózaton történő kiszállítása nem eléggé hatékony; egyszeres elosztóhálózati kiesésre megszűnik az észak felé történő kiszállítás és a győri táppont tehermentesítésének lehetősége. 8 Az erőművi hiányállapotok vizsgálatakor a hiányzó erőművi teljesítményt többletimportból fedeztük, azaz nem modelleztünk hazai erőművi újrateherelosztást

46 Átviteli kiesés Kisvárda Sajószöged 220 kv Kisvárda Mukacevo 220 kv Oroszlány-Győr 220 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Elosztói / Külföldi kiesés Mukacevo 400/220 kv Mukacevo 400/220 kv Túlterhelődő ág Tiszalök Sajószöged 220 kv Tiszalök Sajószöged 220 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 111,4 114,7 118,6 122,9 102,1 Győr ÉDÁSZ Győr Győr ÉDÁSZ Győr 101,5 Neusiedl Wien Südost 220 kv Győr Neusiedl 220 kv Győr Wien Südost 220 kv Göd Levice 400 kv Szombathely Vépi út Csepreg 132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv 102,0 107,2 101,2 106,4 101,8 107,0 105,0 101,2 II-4. Táblázat Megjegyzés csak áramváltótúlterhelődés csak áramváltótúlterhelődés csak áramváltótúlterhelődés nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű

47 Az atomerőműves alállomásba (Paks alállomás 400 kv-os feszültségszintjére) csatlakozó hálózati ágak kétszeres kiesése esetén határérték-túllépés nem jelentkezik. Megállapítható, hogy a 2020-as sarokév téli modelljeiben az átviteli hálózat teljesíti az irányelvben előírt üzembiztonsági kritériumokat. Az elosztóhálózaton csak ELMŰ területén jelentkezik üzembiztonsági probléma, és csak az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban, ill. a Kelenföldi Erőmű kiesése/üzemszünete esetén. II nyár A nyári időszak modelljei topológiailag alapvetően azonosak a téli modellekkel. Az alábbi alállomásokban van eltérés: o Albertfalván az erőműhiányos forrásoldali szcenárióhoz tartozó modellekben a 132 kv-os gyűjtősín összefogva üzemel, továbbá a számító program automatikusan figyelembe veszi operatív beavatkozásként a 132 kv-os gyűjtősín összefogását az optimista forrásoldali szcenárióban is, ha egy 220/126 kv-os kiesik, o Bicske-Dél alállomásban az erőműhiányos forrásoldali szcenárióhoz tartozó modellekben a 132 kv-os gyűjtősín bontott (egy táplál a Kaszásdűlő felé menő kétrendszerű vezetékívre, a másik pedig Bicske, Bánhida ill. Dorog irányába). A csomóponti terheléseket az elosztói engedélyesek adatszolgáltatása alapján vettük fel. A nagyerőművek üzemállapotában az alábbi eltérések vannak a téli üzemhez képest: a Paksi Atomerőmű 3 reaktorral üzemel (1 reaktor üzemanyag-átrakás miatt kikapcsolt), a Dunamenti Erőmű G2 erőműrésze nem üzemel, a Csepel-II Erőmű nem üzemel, a Kelenföldi Erőmű nem üzemel, a Kispesti Erőmű nem üzemel, az Újpesti Erőmű nem üzemel,

48 a Debreceni KCE nem üzemel, a Nyíregyházi KCE nem üzemel. A 132 kv-ra betápláló kiserőművek üzemállapotát az elosztói engedélyesi tervekkel összhangban modelleztük. Az erőműhiányos forrásoldali szcenárióhoz tartozó modellekben nem üzemelőként vettük figyelembe a Gönyűi Erőművet és a Dunamenti G3 erőműrészt. Mindezek figyelembevételével a nyári változatok terheléseinek területi megoszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. A forrásoldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkozik meg nyár opt. forrásoldal alacsony terh. magas terh nyár e.hiányos forrásoldal alacsony terh. magas terh. E.ON Dél-Dunántúl DÉMÁSZ ELMŰ E.ON Észak-Dunántúl ÉMÁSZ E.ON Tiszántúl Átviteli hálózatról vételező fogyasztó Átviteli hálózatra csatlakozó erőművek háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen Hálózati veszteség 132 kv és afeletti feszültségszinten Magyar VER összesen II-5. Táblázat

49 Az export-import szaldó az erőművi termelés, a fogyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódott ki. Optimista forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 1525 MW import, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 1197 MW import adódott ki. Az erőműhiányos forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 3994 MW import, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 3653 MW import adódott ki. Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Az nyári változatok teljesítményáramlási és feszültségeloszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak. A határkeresztező távvezetékek elszámolási végpontjain a wattos teljesítményforgalom az alábbiak szerint alakul (MW, a befolyó érték pozitív):

50 Opt. forrásoldal E.h. forrásoldal Határkeresztező távvezeték alacsony magas alacsony magas Göd Levice 400 kv Győr Gabčíkovo 400 kv Gönyű Gabčíkovo 400 kv Gönyű Veľký Ďur 400 kv Sajóivánka Rimavská Sobota 400 kv Kisvárda-Dél Zakhidnoukrainska 750 kv Kisvárda Mukacevo 220 kv Kisvárda-Dél Mukacevo 400 kv Tiszalök Mukacevo 220 kv Békéscsaba Nădab 400 kv Sándorfalva Arad 400 kv Hévíz Cirkovce 400 kv Hévíz Žerjavinec 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Sándorfalva Subotica 400 kv Győr Zurndorf 400 kv Szombathely Zurndorf 400 kv Győr Neusiedl 220 kv Győr Wien Südost 220 kv Összesen: II-6. Táblázat Kiesésvizsgálatok Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségproblémát a nyári változatokban nem okoz. Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek

51 Átviteli kiesés Elosztói / Külföldi kiesés Albertfalva Kelenföld 132 kv Albertfalva Őrmező 132 kv Angyalföld Kőtér 132 kv Soroksár Vecsés 132 kv Túlterhelődő ág Albertfalva Őrmező 132 kv Albertfalva Kelenföld 132 kv Angyalföld Kőtér 132 kv Szolnok Cegléd 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 105,5 101,2 108,1 105,4 101,1 108,0 105,8 111,6 106,6 113,7 101,6 Megjegyzés átkapcsolással elkerülhető átkapcsolással elkerülhető II-7. Táblázat

52 Az Albertfalva Kelenföld és Albertfalva Őrmező 132 kv-os kábelek túlterhelődése a a Kelenföldi Erőmű üzemszünete miatt következik be; operatív beavatkozással elkerülhető (Budaközép vagy Vérmező alállomásból terhelést kell átkapcsolni a Virányos Kaszásdűlő kábelívről történő ellátásra). Az Angyalföld Kőtér 132 kv-os távvezeték eseték a szabadvezetékes szakasz leértékelt terhelhetősége miatt jelentkezik a határérték-túllépés, a forrásoldali üzemállapottól függetlenül. Szükségesnek látszik a szabadvezetékes szakaszt szabványosítani (vagy kábelbe helyezni). A fenti túlterhelések (a tápponti feszültségek hatásától eltekintve) érzéketlenek az átviteli hálózat egyszeres kieséseire, ezért ezeket az eseteket az N-1-1 számításban tovább nem vizsgáltuk. A Szolnok Cegléd 132 kv-os távvezeték N-1 szituációban fellépő túlterhelődése a korábbi évek hálózatfejlesztési terveiben nem jelentkezett. Megjelenése az EDF DÉMÁSZ prognosztizált fogyasztói terhelésének jelentős növekedésére vezethető vissza. A magasabb igénynövekedés realizálódása esetén szükségessé válhat az 1973 előtti létesítésű távvezeték terhelhetőség-növelése (szabványosítás). Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállapotok vizsgálata során a következő táblázatban szereplő további határérték-túllépések jelentkeznek. Látható, hogy 200 MW-nál nagyobb betáplált teljesítményű termelőegység kiesése esetén a magas terhelésű, erőműhiányos forrásoldalú változatban kismértékű N-1 üzembiztonsági problémák keletkeznek az elosztóhálózaton, amennyiben a kiesett teljesítményt teljes egészében az import arányos növelésével pótoljuk. Az északnyugati hálózatrészen keletkező problémák alapvető oka a hálózati elemeknek az északnyugati irányból érkező importban való érintettsége. Elkerülhető az üzembiztonsági problémák jelentkezése, ha a kiesett erőművi egységek teljesítménye hazai tercier gázturbinák indításával kerül pótlásra, vagy ha a többletimport döntően délkeleti irányból kerül beszállításra

53 Erőművi kiesés Hálózati kiesés Túlterhelődő ág Mátrai Erőmű 3./4./5. sz. blokk Paksi Atomerőmű, egy reaktor Paksi Atomerőmű, egy reaktor Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Kisigmánd Bana Bábolna 132 kv Győr Ipari Park Bana Bábolna (Nagyszentjános T) 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 105,0 102,6 102,7 II-8. Táblázat Megjegyzés Kerepes 132 kv sínbontással elhárítható

54 A Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv-os kétrendszerű távvezeték üzembiztonsági problémája a Zugló alállomásba 220 kv-on Detk felől érkező teljesítmény csökkenése miatt lép fel a Mátrai Erőmű nagy blokkjai egyikének kiesésekor. Ez a probléma megszüntethető a Kerepes 132 kv-os gyűjtősín operatív bontásával (hogy csak egy 400/132 kv-os tápláljon a Kerepes Rákoskeresztúr 132 kvos távvezeték üzemben maradó rendszerére). Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapota esetén a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek. A számos kiesési szituációban túlterhelődő ágakra csak a legnagyobb mértékű túlterhelődéseket adó kieséseket szerepeltettük (a nyers gépi eredménylistákban a kiesések teljes listája megtalálható). Mindegyik nyári modellben jelentkezik, hogy a Mukacevo (UA) alállomásban üzemelő 400/220 kv-os hiánya esetén a Kisvárda Sajószöged 220 kv-os távvezeték kiesésére a Tiszalök Sajószöged 220 kv-os távvezeték túlterhelődik. Ebben a hiányállapotban mind a tiszalöki, mind a kisvárdai táppontot ez a vezeték látja el, az ukrán oldali alállomás és a határkeresztező távvezetékek közbeiktatásával. Ezen felül a magyar rendszerből MW teljesítmény áramlik ki a Tiszalök-Sajószöged és Tiszalök Mukacevo 220 kv-os távvezetékeken a Mukacevo alállomás 220 kv-os feszültségszintjéről ellátott ukrán fogyasztói területre, tehát lényegében az ukrán hálózat támaszkodik a magyar átviteli hálózatra és nem fordítva (ez a tény azonban az üzembiztonsági kockázatot nem csökkenti). A táblázatban szereplő túlterhelődési értékek a jelenlegi 600 A-es névleges primer áramú áramváltó által korlátozott terhelhetőségre vonatkoznak, de a számértékekből látható, hogy a 640 A-es nyári terhelhetőségű fázisvezető sodrony is túlterhelődik. Rövid távon operatív módon (az üzemelőkészítési folyamat részeként) lehet a kockázatot kezelni, hosszabb távon pedig a 2020 végéig üzembe helyezni tervezett Nyíregyháza térségi 400/132 kv-os táppont fogja megszüntetni ezt a problémát, mivel a kisvárdai és tiszalöki 220/132 kv-os táppontok terhelődését jelentősen csökkenteni fogja

55 Átviteli kiesés Kisvárda Sajószöged 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Elosztói / Külföldi kiesés Mukacevo 400/220 kv Győr ÉDÁSZ Komárom (Nagyszentjános T) 132 kv Győr ÉDÁSZ Komárom (Nagyszentjános T) 132 kv Győr ÉDÁSZ Győr Ipari Park 132 kv Kisigmánd Komárom 132 kv Kisigmánd Komárom 132 kv Göd Levice 400 kv Göd Levice 400 kv Sajóivánka Rimavská Sobota 400 kv Túlterhelődő ág Tiszalök Sajószöged 220 kv Kisigmánd Bana Bábolna 132 kv Győr Ipari Park Bana Bábolna (Nagyszentjános T) 132 kv Győr ÉDÁSZ Komárom (Nagyszentjános T) 132 kv Kisigmánd Bana Bábolna 132 kv Győr Ipari Park Bana Bábolna (Nagyszentjános T) 132 kv Kisigmánd Bana Bábolna 132 kv Győr Ipari Park Bana Bábolna (Nagyszentjános T) 132 kv Kisigmánd Bana Bábolna 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 114,4 116,7 110,2 111,5 121,8 130,5 121,9 130,6 110,4 117,5 109,7 118,2 109,9 118,3 110,7 121,0 110,8 121,1 102,8 Megjegyzés

56 Átviteli kiesés Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Dunamenti Albertfalva 220 kv Dunamenti Albertfalva 220 kv Dunamenti Albertfalva 220 kv Albertfalva 220/126 kv I./II. Albertfalva 220/126 kv I./II. Albertfalva 220/126 kv I./II. Elosztói / Külföldi kiesés Sajóivánka Rimavská Sobota 400 kv Kisigmánd Bana Bábolna 132 kv Győr Ipari Park Bana Bábolna (Nagyszentjános T) 132 kv Dunamenti Rózsakert 132 kv Kőbánya Kispest 132 kv Kőbánya Népliget 132 kv Dunamenti Rózsakert 132 kv Kőbánya Kispest 132 kv Kőbánya Népliget 132 kv Túlterhelődő ág Győr Ipari Park Bana Bábolna (Nagyszentjános T) 132 kv Győr ÉDÁSZ Komárom (Nagyszentjános T) 132 kv Győr ÉDÁSZ Komárom (Nagyszentjános T) 132 kv Dunamenti Érd 132 kv Kőbánya Népliget 132 kv Kőbánya Kispest 132 kv Dunamenti Érd 132 kv Kőbánya Népliget 132 kv Kőbánya Kispest 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 102,9 106,4 105,1 105,1 104,1 106,1 105,1 104,1 106,1 Megjegyzés vezetékátkapcsolással elhárítható vezetékátkapcsolással elhárítható vezetékátkapcsolással elhárítható vezetékátkapcsolással elhárítható

57 Átviteli kiesés Zugló 220/126 kv Detk Zugló 220 kv Ócsa Zugló 220 kv Martonvásár Perkáta 400 kv Martonvásár Bicske Dél 400 kv Martonvásár Bicske Dél 400 kv Göd Levice 400 kv Göd Levice 400 kv Oroszlány Győr 220 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Elosztói / Külföldi kiesés Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Bicske Dél Biatorbágy 132 kv Bicske Dél Hűvösvölgy 132 kv Bicske Dél Biatorbágy 132 kv Bicske Dél Hűvösvölgy 132 kv Győr Győr ÉDÁSZ 132 kv Győr Neusiedl 220 kv Neusiedl Wien Südost 220 kv Túlterhelődő ág Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Bicske Dél Hűvösvölgy 132 kv Bicske Dél Biatorbágy 132 kv Bicske Dél Hűvösvölgy 132 kv Bicske Dél Biatorbágy 132 kv Győr Győr ÉDÁSZ 132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 103,6 110,5 103,7 109,7 100,8 101,8 105,3 103,2 105,6 102,7 106,5 106,1 106,9 Megjegyzés Kerepes 132 kv sínbontással elhárítható Kerepes 132 kv sínbontással elhárítható Kerepes 132 kv sínbontással elhárítható csak áramváltótúlterhelődés Bicske-Dél 132 kv sínbontással elhárítható Bicske-Dél 132 kv sínbontással elhárítható csak áramváltótúlterhelődés nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló

58 Átviteli kiesés Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Ócsa 220/126 kv Elosztói / Külföldi kiesés Győr Wien Südost 220 kv Göd Levice 400 kv Szigetcsép Dunavarsány 132 kv Túlterhelődő ág Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Szigetcsép Dunavarsány 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 106,7 102,9 103,1 106,1 Megjegyzés nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló Szigetcsép 132 kv sínbontással elhárítható II-9. Táblázat

59 A Győr ÉDÁSZ és Kisigmánd közötti kétrendszerű 132 kv-os távvezetékív egyes szakaszai jelentős mértékben túlterhelődnek N-1-1 kiesési állapotokban az erőműhiányos forrásoldali szcenárióhoz tartozó modellváltozatokban. Ennek egyik oka a távvezetékív alacsony terhelhetősége; a 110 mm 2 -es keresztmetszetű fázisvezető sodronnyal szerelt, 1973 előtti létesítésű távvezetékív a hurkolt villamosenergia-hálózat leggyengébb elemei közé tartozik. Természetesen közrejátszik a határértéksértések kialakulásában az is, hogy a jelentős (3500 MW-ot meghaladó) importszükséglet beszállítása számottevő mértékben északnyugati irányból történik, továbbá a modellekben a hálózatot MW tranzitáramlás is terheli. Mivel azonban a vezetékív rendszereinek relatív érintettsége az importban még az északnyugati forrású importban is nagyon alacsony (alapáramlásra 0,6 0,8 %, egyszeres hiányállapotban 1,0 1,5 %), ezért a határkapacitásokat korlátozó berendezésként nem jelennek meg. Vagyis a fenti üzembiztonsági problémák kezelésére nincs lehetőség az import (vagy a tranzit) jellemző irányába vagy mértékébe való rendszerirányítói beavatkozás útján. Az átviteli hálózattól független N-1 megfelelőség biztosítása érdekében javasoljuk a távvezetékív nagyobb terhelhetőségűre való átépítésének megfontolását (az erőműhiányos forrásoldali szcenárió megvalósulásának kockázata függvényében). Alternatív megoldást jelenthet a túlterhelődés elkerülésére a sínbontás alkalmazása Kisigmánd alállomásban, ez azonban a szélparkok feszültségminőségre gyakorolt hatása miatt alaposabban megfontolandó. Az erőműhiányos forrásoldali szcenárióhoz tartozó nagy terhelésfelfutású modellben jelentkezik a Dunamenti és Albertfalva közötti kétrendszerű 132 kv-os távvezetékív, valamint a Kőbánya és Népliget közötti kétrendszerű 132 kv-os távvezetékív üzembiztonsági problémája egy albertfalvai 220/126 kv-os (vagy a Dunamenti Albertfalva 220 kv-os távvezeték egyik rendszerének) hiánya esetén. Ezeket a túlterhelődéseket nem tekintjük ebben a sarokévben beruházásgenerálónak, mivel viszonylag kismértékűek és operatív beavatkozással elháríthatóak. A Kőbánya és Népliget közötti kétrendszerű 132 kv-os távvezetékív üzembiztonsági problémája megszüntethető pl. a Dunavarsány Kőbánya (Szigethalom T) 132 kv-os távvezetéknek Kőbányán a másik 132 kv-os sínre történő átkapcsolásával. A Dunamenti Érd 132 kv-os távvezeték üzemzavari túlterhelődése megszüntethető (vagy minimálisra csökkenthető) operatív módon, Budaközép vagy

60 Vérmező alállomásból terhelés átkapcsolásával a Virányos Kaszásdűlő kábelívről történő ellátásra. Az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban a Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv-os kétrendszerű távvezetéken jelentkező üzembiztonsági probléma a zuglói táppont teljesítményének lecsökkenése (220 kv-os távvezeték vagy 220/126 kv-os hiánya) esetén következik be. A 2020-as sarokévben még uralható operatív beavatkozással (a Kerepes 132 kv-os gyűjtősín bontásával), de hosszabb távon szükséges a Zugló alállomásba 220 kv-on érkező teljesítményt hálózati beavatkozás útján biztosítani (e célt szolgálja majd a 2023-ig üzembe helyezni tervezett Kerepes 400/220 kv-os transzformáció és Kerepes Zugló 220 kv-os kétrendszerű távvezeték). A Bicske Dél Kaszásdűlő kétrendszerű 132 kv-os távvezetékív erőműhiányos forrásoldali szcenárióban jelentkező üzembiztonsági problémái a Bicske Dél 132 kvos gyűjtősín bontásával általában elkerülhetők. Egy esetben, a Martonvásár Bicske Dél 400 kv-os távvezeték hiányában azonban továbbra is jelentkezik a probléma. A túlterhelődés elviekben (a számítási modellekben) a túlterhelődő vezeték operatív kikapcsolásával megszüntethető, de ennek gyakorlati kivitelezhetősége nem triviális, ezért ezt a problémát a későbbi tervekben figyelemmel kell kísérni. A 2025 végéig üzembe helyezni tervezett Pomáz térségi 400/132 kv-os táppont ezt a problémát meg fogja szüntetni. A Perkáta Dunaújváros 132 kv-os távvezetéken a Martonvásár Perkáta 400 kv-os távvezeték hiányában jelentkezik határérték-túllépés az erőműhiányos forrásoldali szcenárióhoz tartozó alacsony terhelésfelfutású modellben. (Azért az alacsony felfutásban, mert ekkor nagyobb a Martonvásár felé áramló teljesítmény a Martonvásár Perkáta 400 kv-os távvezetéken, amelynek kiesésére az áramlás részben átterhelődik a Perkáta és Dunaújváros közötti 132 kv-os vezetékkapcsolatokra és a Dunamenti-Dunaújváros 220 kv-os távvezetékre.) Nem tekintjük beruházás-generálónak, mivel a fázisvezető sodrony nem terhelődik túl. Paks alállomás 400 kv-os feszültségszintjére csatlakozó hálózati ágak kétszeres kiesése esetén határérték-túllépés nem keletkezik, tehát az atomerőműben termelt teljesítmény az előírt biztonsággal kiszállítható

61 Megállapítható, hogy a 2020-as sarokév nyári modelljeiben az átviteli hálózat egy kivétellel (az ukrán hálózat üzemállapotától függő Tiszalök Sajószöged 220 kv-os távvezeték kivételével) képes önmagában teljesíteni az irányelvben előírt üzembiztonsági kritériumokat. A 132 kv-os elosztóhálózat az átviteli hálózattól és az erőművek üzemállapotától nem teljesen függetlenül képes teljesíteni az N-1 üzembiztonsági kritériumot. II ös sarokév A magyar hálózat minden változatban normál kapcsolási állapotba van állítva, ami a 2020-as sarokév modelljeiben alkalmazottal azonos. A külföldi hálózat topológiája a 2020-as sarokév modelljeihez alkalmazottal megegyezik. A 2025-ős sarokév modelljeiben figyelembe vettük az elosztói engedélyesek által (esetenként terhelésfelfutás függvényében) jelzett fejlesztéseket, amelyeket jelen Melléklet I. fejezetében ismertettünk. A főkötet 0.1 alfejezetében felsorolt átviteli hálózati fejlesztések közül a 2025-ös sarokév modelljeiben szerepeltettük a hálózati érdekből vagy erőművi csatlakozás érdekében év végéig megvalósítandókat. A forrásoldali kapacitásokban az alábbi változásokat vettük figyelembe: Új létesítések: Leállások: Paksi Atomerőmű V. blokk, bruttó 1262 MW Almásfüzitői Erőmű II. blokk, 400 MW CCGT Szeged Energia II. blokk, 460 MW CCGT Tisza II. 1. gép repowering 405 MW CCGT Tisza II. 2. gép repowering 405 MW CCGT, Mátrai Erőmű 1., 2. és 3. számú gépei

62 Az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban sem a 2020-ig, sem a 2025-ig jelzett bővüléseket nem vettük figyelembe, továbbá a meglevő egységek közül nem üzemelőként modelleztük az alábbiakat: Gönyű CCGT Dunamenti G2, G3 erőműrészek Kelenföldi Erőmű Újpesti Erőmű Kispest Erőmű DKCE NYKCE 9. II tél A hálózatszámítási modellek a 2020-as sarokév modelljeiből lettek előállítva, az elosztói engedélyesek által szolgáltatott hálózati paraméterek és csomóponti terhelési adatok felhasználásával. Az optimista forrásoldali szcenárió modelljeiben az újonnan üzembe lépő erőművi egységeket a maximális teljesítőképességükhöz közeli kiadott teljesítménnyel vettük figyelembe, továbbá leképeztük a háziüzemi terhelésüket is. Mindezek figyelembevételével a téli változatok terheléseinek területi megoszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. A forrásoldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkozik meg. 9 Az utolsó öt felsorolt erőmű a nyári időszakban egyébként sem üzemel

63 2025. tél opt. forrásoldal alacsony terh. magas terh tél e.hiányos forrásoldal alacsony terh. magas terh. E.ON Dél-Dunántúl DÉMÁSZ ELMŰ E.ON Észak-Dunántúl ÉMÁSZ E.ON Tiszántúl Átviteli hálózatról vételező fogyasztó Átviteli hálózatra csatlakozó erőművek háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen Hálózati veszteség 132 kv és afeletti feszültségszinten Magyar VER összesen II-10. Táblázat Az export-import szaldó az erőművi termelés, a fogyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódott ki. Optimista forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 1530 MW export, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 2071 MW export adódott ki. Erőműhiányos forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 3975 MW import, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 3431 MW import adódott ki. Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Az téli változatok teljesítményáramlási és feszültségeloszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak

64 A határkeresztező távvezetékek elszámolási végpontjain a wattos teljesítményforgalom az alábbiak szerint alakul (MW, a befolyó érték pozitív): Opt. forrásoldal E.h. forrásoldal Határkeresztező távvezeték alacsony magas alacsony magas Göd Levice 400 kv Győr Gabčíkovo 400 kv Gönyű Gabčíkovo 400 kv Gönyű Veľký Ďur 400 kv Sajóivánka Rimavská Sobota 400 kv Kisvárda-Dél Zakhidnoukrainska 750 kv Kisvárda Mukacevo 220 kv Kisvárda-Dél Mukacevo 400 kv Tiszalök Mukacevo 220 kv Békéscsaba Nădab 400 kv Sándorfalva Arad 400 kv Hévíz Cirkovce 400 kv Hévíz Žerjavinec 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Sándorfalva Subotica 400 kv Győr Zurndorf 400 kv Szombathely Zurndorf 400 kv Győr Neusiedl 220 kv Győr Wien Südost 220 kv Összesen: II-11. Táblázat Kiesésvizsgálatok Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségproblémát a téli változatokban nem okoz

65 Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek. Az Albertfalva Kelenföld és Albertfalva Őrmező 132 kv-os kábelek túlterhelődése a a Kelenföldi Erőmű üzemszünete miatt következik be; operatív beavatkozással elkerülhető (Budaközép vagy Vérmező alállomásból terhelést kell átkapcsolni a Virányos Kaszásdűlő kábelívről történő ellátásra). Az Angyalföld Westend 132 kv-os kábel túlterhelődése elvben elhárítható az Erzsébetváros Csarnoktér 132 kv-os kábel bekapcsolásával. A kimutatott túlterhelődések (a tápponti feszültségek hatásától eltekintve) érzéketlenek az átviteli hálózat egyszeres kieséseire, ezért ezeket az eseteket az N- 1-1 számításban tovább nem vizsgáltuk

66 Átviteli kiesés Elosztói / Külföldi kiesés Albertfalva Kelenföld 132 kv Albertfalva Őrmező 132 kv Dunamenti Érd 132 kv Zugló Városliget 132 kv Túlterhelődő ág Albertfalva Őrmező 132 kv Albertfalva Kelenföld 132 kv Dunamenti Rózsakert 132 kv Angyalföld Westend 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 102,4 102,1 100,6 109,8 111,9 Megjegyzés átkapcsolással elkerülhető átkapcsolással elkerülhető csak áramváltótúlterhelődés II-12. Táblázat

67 Egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállapotok vizsgálata során további határérték-túllépések nem jelentkeznek. Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapota esetén a következő táblázatban látható határérték-túllépések jelentkeznek. A számos kiesési szituációban túlterhelődő ágakra csak a legnagyobb mértékű túlterhelődéseket adó kieséseket szerepeltettük (a nyers gépi eredménylistákban a kiesések teljes listája megtalálható). A jelentkező üzembiztonsági problémák nem igényelnek járulékos primer hálózati beavatkozást; távvezetékek esetén áramváltó-túlterhelődés, ok esetén a névleges teljesítmény 110 %-át el nem érő terhelődés jelentkezik. Kivétel a győri 400/132 kv-os transzformáció, amelyen már 110 %-ot kismértékben meghaladó üzemzavari terhelődés jelentkezik, de a problémát a év végéig üzembe helyezni tervezett (a sarokév hálózatmodelljében még nem szereplő) Kimle térségi új táppont meg fogja oldani

68 Átviteli kiesés Albertirsa Szolnok 400 kv Dunamenti Dunaújváros 220 kv Dunaújváros 220/126 kv Martonvásár Perkáta 400 kv Debrecen Józsa Debrecen OVIT 132 kv Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Elosztói / Külföldi kiesés Soroksár Vecsés 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Debrecen Józsa Debrecen OVIT 132 kv Békéscsaba Nădab 400 kv Békéscsaba Medgyesegyháza 132 kv Kalocsa Kiskőrös 132 kv Arad Nădab 400 kv Békéscsaba Orosháza 132 kv Túlterhelődő ág Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál Ócsa Üllő 132 kv 105,0 Perkáta Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Debrecen Józsa Debrecen OVIT 132 kv Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os 101,1 101,1 103,6 106,2 100,6 103,0 102,0 101,2 107,6 Megjegyzés csak áramváltótúlterhelődés csak áramváltótúlterhelődés csak áramváltótúlterhelődés csak áramváltótúlterhelődés csak áramváltótúlterhelődés nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű

69 Átviteli kiesés Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sajóivánka Rimavská Sobota 400 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Elosztói / Külföldi kiesés Mukacevo Rosiori 400 kv Mladost Sremska Mitrovica 400 kv Burshtyn Zakhidnoukrainska 330 kv Göd Levice 400 kv Győr Neusiedl 220 kv Neusiedl Wien Südost 220 kv Győr Wien Südost 220 kv Szombathely Szombathely Derkovits 132 kv Szombathely Derkovits Csepreg 132 kv Csepreg Kőszeg 132 kv Túlterhelődő ág Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Kisvárda Dél Mukacevo 400 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 102,1 102,1 101,3 107,0 109,6 100,9 110,4 100,6 110,1 109,6 106,8 103,9 Megjegyzés nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű csak áramváltótúlterhelődés nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló II-13. Táblázat

70 Paks alállomás 400 kv-os feszültségszintjére csatlakozó hálózati ágak kétszeres kiesése esetén a következő táblázatban látható határérték-túllépések jelentkeznek. Az optimista forrásoldali szcenárió és magas terhelésfelfutás esetén a Paks Pécs 400 kv-os távvezeték mindkét rendszerének kikapcsolódására túlterhelődnek a Paks Tolna, Mindszentgodisa Kaposvár és Sikonda Mindszentgodisa 132 kv-os távvezetékek. Ilyenkor a Pécs Ernestinovo 400 kv-os kétrendszerű távvezetéken keresztül Horvátországba kitáplált kb. 200 MW teljesítmény a 132 kv-os hálózatból érkezik. Ezt rendellenes és operatív beavatkozással megszüntetendő üzemállapotnak tekintjük. (A számítási modellben már az egyik pécsi 400/128 kv-os kikapcsolásával megszüntethetők a 132 kv-os távvezetéki túlterhelődések.)

71 1. kiesés 2. kiesés Túlterhelődő ág Paks Pécs 400 kv Paks Pécs 400 kv Paks Pécs 400 kv Paks Pécs 400 kv Paks Pécs 400 kv Paks Pécs 400 kv Komló Sikonda 132 kv Mindszentgodisa Kaposvár 132 kv Sikonda Mindszentgodisa 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 102,6 109,7 109,3 II-14. Táblázat Megjegyzés operatív beavatkozással megszüntethető operatív beavatkozással megszüntethető operatív beavatkozással megszüntethető

72 Megállapítható, hogy a téli csúcsterhelési üzemállapotban az átviteli hálózat és a 132 kv-os elosztóhálózat is teljesíti az üzembiztonsági kritériumokat (figyelembe véve a szóbajöhető operatív beavatkozási lehetőségeket és a sarokév végéig megvalósuló átviteli beruházásokat). II nyár A nyári időszak modelljei topológiailag alapvetően azonosak a téli modellekkel. Az alábbi alállomásokban van eltérés: o Albertfalván az erőműhiányos forrásoldali szcenárióhoz tartozó modellekben a 132 kv-os gyűjtősín összefogva üzemel, továbbá a számító program automatikusan figyelembe veszi operatív beavatkozásként a 132 kv-os gyűjtősín összefogását az optimista forrásoldali szcenárióban is, ha egy 220/126 kv-os kiesik, o Bicske-Dél alállomásban az erőműhiányos forrásoldali szcenárióhoz tartozó nagy terhelésfelfutású modellben a 132 kv-os gyűjtősín bontott (egy táplál a Kaszásdűlő felé menő kétrendszerű vezetékívre, a másik pedig Bicske, Bánhida ill. Dorog irányába), o Perkáta alállomásban az erőműhiányos forrásoldali szcenárióhoz tartozó nagy terhelésfelfutású modellben a 132 kv-os gyűjtősín bontott (egy táplál Dunaújváros Észak és Szabadegyháza felé, a másik pedig Sárbogárd és Dunaújváros irányába). A csomóponti terheléseket az elosztói engedélyesek adatszolgáltatása alapján vettük fel. A nagyerőművek üzemállapotában az alábbi eltérések vannak a téli üzemhez képest: a Paksi Atomerőmű 3 reaktorral üzemel (1 reaktor üzemanyag-átrakás miatt kikapcsolt), a Dunamenti Erőmű G2 erőműrésze nem üzemel, a Csepel-II Erőmű nem üzemel, a Kelenföldi Erőmű nem üzemel,

73 a Kispesti Erőmű nem üzemel, az Újpesti Erőmű nem üzemel, a Debreceni KCE nem üzemel, a Nyíregyházi KCE nem üzemel. A 132 kv-ra betápláló kiserőművek üzemállapotát az elosztói engedélyesi tervekkel összhangban modelleztük. Az erőműhiányos forrásoldali szcenárióhoz tartozó modellekben nem üzemelőként vettük figyelembe a Gönyűi Erőművet és a Dunamenti G3 erőműrészt is. Mindezek figyelembevételével a nyári változatok terheléseinek területi megoszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. A forrásoldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkozik meg

74 2025. nyár opt. forrásoldal alacsony terh. magas terh nyár e.hiányos forrásoldal alacsony terh. magas terh. E.ON Dél-Dunántúl DÉMÁSZ ELMŰ E.ON Észak-Dunántúl ÉMÁSZ E.ON Tiszántúl Átviteli hálózatról vételező fogyasztó Átviteli hálózatra csatlakozó erőművek háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen Hálózati veszteség 132 kv és afeletti feszültségszinten Magyar VER összesen II-15. Táblázat Az export-import szaldó az erőművi termelés, a fogyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódott ki. Optimista forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 138 MW export, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 655 MW export adódott ki. Erőműhiányos forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 4654 MW import, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 4136 MW import adódott ki. Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Az nyári változatok teljesítményáramlási és feszültségeloszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak

75 A határkeresztező távvezetékek elszámolási végpontjain a wattos teljesítményforgalom az alábbiak szerint alakul (MW, a befolyó érték pozitív): Opt. forrásoldal E.h. forrásoldal Határkeresztező távvezeték alacsony magas alacsony magas Göd Levice 400 kv Győr Gabčíkovo 400 kv Gönyű Gabčíkovo 400 kv Gönyű Veľký Ďur 400 kv Sajóivánka Rimavská Sobota 400 kv Kisvárda-Dél Zakhidnoukrainska 750 kv Kisvárda Mukacevo 220 kv Kisvárda-Dél Mukacevo 400 kv Tiszalök Mukacevo 220 kv Békéscsaba Nădab 400 kv Sándorfalva Arad 400 kv Hévíz Cirkovce 400 kv Hévíz Žerjavinec 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Sándorfalva Subotica 400 kv Győr Zurndorf 400 kv Szombathely Zurndorf 400 kv Győr Neusiedl 220 kv Győr Wien Südost 220 kv Összesen: II-16. Táblázat Kiesésvizsgálatok Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségproblémát a nyári változatokban nem okoz

76 Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek

77 Átviteli kiesés Elosztói / Külföldi kiesés Albertfalva Kelenföld 132 kv Albertfalva Őrmező 132 kv Angyalföld Kőtér 132 kv Zugló Városliget 132 kv Soroksár Vecsés 132 kv Túlterhelődő ág Albertfalva Őrmező 132 kv Albertfalva Kelenföld 132 kv Angyalföld Kőtér 132 kv Angyalföld Westend 132 kv Szolnok Cegléd 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 103,0 104,3 103,1 104,4 103,7 105,0 115,7 116,9 100,7 Megjegyzés átkapcsolással elkerülhető átkapcsolással elkerülhető II-17. Táblázat

78 Az Albertfalva Kelenföld és Albertfalva Őrmező 132 kv-os kábelek túlterhelődése a a Kelenföldi Erőmű üzemszünete miatt következik be; operatív beavatkozással elkerülhető (Budaközép vagy Vérmező alállomásból terhelést kell átkapcsolni a Virányos Kaszásdűlő kábelívről történő ellátásra). Az Angyalföld Westend 132 kv-os kábel üzemzavari túlterhelődése csak az optimista forrásoldali szcenárióban hárítható el az Erzsébetváros Csarnoktér 132 kv-os kábel bekapcsolásával, az erőműhiányos változatban nem, mert abban az esetben a teljesítmény Csarnoktér irányába áramlana. A Szolnok Cegléd 132 kv-os távvezeték N-1 szituációban fellépő túlterhelődése a korábbi évek hálózatfejlesztési terveiben nem jelentkezett. Jelen tervben a 2020-as sarokévben jelent meg először. Megjelenése az EDF DÉMÁSZ prognosztizált fogyasztói terhelésének jelentős növekedésére vezethető vissza. A magasabb igénynövekedés realizálódása esetén szükségessé válhat az 1973 előtti létesítésű távvezeték terhelhetőség-növelése (szabványosítás). Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállapotok vizsgálata során a következő táblázatban látható határérték-túllépések jelentkeznek. Erőműhiányos forrásoldali szcenárió és magas terhelésfelfutás esetén a sándorfalvai 400/132 kv-os ok az import további növekedésének hatására N-1 esetben túlterhelődnek, de csak 110 %-ot el nem érő mértékben, ezért ez nem beruházásgeneráló probléma

79 Erőművi kiesés Hálózati kiesés Túlterhelődő ág Mátrai Erőmű 4. vagy 5. sz. blokk Mátrai Erőmű 4. vagy 5. sz. blokk Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 101,5 101,4 II-18. Táblázat Megjegyzés nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű

80 Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapota esetén a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek. A számos kiesési szituációban túlterhelődő ágakra csak a legnagyobb mértékű túlterhelődéseket adó kieséseket szerepeltettük (a nyers gépi eredménylistákban a kiesések teljes listája megtalálható). A Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv-os kétrendszerű távvezeték üzembiztonsági problémája jelzi, hogy a magas terhelésfelfutás és az erőműhiányos forrásoldali szcenárió egyidejű realizálódása esetén a zuglói táppont forráshiányossága még mindig fennáll. A kerepesi 400/220 kv-os transzformáció létesítése és a Kerepes Zugló 220 kv-os távvezetékszakasz kétrendszerűsítése a problémát jelentős mértékben csökkenti, de teljesen meg nem szünteti. Ha az erőműhiányos forrásoldali szcenárióval tartósan számolnunk kell, szükségessé válhat további beavatkozások előkészítése a zuglói táppont teljesítményhiányosságának kezelésére. Amint az már a 2020-es sarokév nyári üzemállapotaiban is jelentkezett, a Győr ÉDÁSZ és Kisigmánd közötti kétrendszerű 132 kv-os távvezetékív egyes szakaszai jelentős mértékben túlterhelődnek N-1-1 kiesési állapotokban az erőműhiányos forrásoldali szcenárióhoz tartozó modellváltozatokban. Változatlanul közrejátszik a határértéksértések kialakulásában, hogy a jelentős importszükséglet beszállítása számottevő mértékben északnyugati irányból történik, ebből főképpen az osztrák forrású import terheli a 132 kv-os távvezetékívet. Az importban való érintettség mértéke százalékosan igen kicsi, azonban az alacsony terhelhetőségű elosztóhálózati távvezetéken ez is problémát okozhat az átviteli hálózat (főként az Oroszlány Győr 220 kv-os távvezeték) hiányállapotaiban. Az átviteli hálózattól független N-1 megfelelőség biztosítása érdekében javasoljuk E.ON-nak a távvezetékív nagyobb terhelhetőségűre való átépítésének megfontolását. Alternatív megoldást jelenthet az üzemzavari túlterhelődés elkerülésére a sínbontás alkalmazása, pl. Kisigmánd alállomásban, ez azonban a szélparkok feszültségminőségre gyakorolt hatása miatt alaposabban megfontolandó

81 Átviteli kiesés Kerepes 400/220 kv Zugló 220/126 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Elosztói / Külföldi kiesés Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Győr OVIT Győr ÉDÁSZ 132 kv Győr ÉDÁSZ Komárom (Nagyszentjános T) 132 kv Győr ÉDÁSZ Komárom (Nagyszentjános T) 132 kv Győr ÉDÁSZ Győr Ipari Park 132 kv Kisigmánd Komárom 132 kv Kisigmánd Komárom 132 kv Göd Levice 400 kv Túlterhelődő ág Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Győr OVIT Győr ÉDÁSZ 132 kv Kisigmánd Bana Bábolna 132 kv Győr Ipari Park Bana Bábolna (Nagyszentjános T) 132 kv Győr ÉDÁSZ Komárom (Nagyszentjános T) 132 kv Kisigmánd Bana Bábolna 132 kv Győr Ipari Park Bana Bábolna (Nagyszentjános T) 132 kv Kisigmánd Bana Bábolna 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 116,8 106,7 100,6 116,0 112,2 116,0 112,3 105,4 103,5 103,6 103,6 108,5 103,4 Megjegyzés Kerepes 132 kv sínbontással mérsékelhető Kerepes 132 kv sínbontással megszüntethető csak áramváltótúlterhelődés

82 Átviteli kiesés Oroszlány Győr 220 kv Dunamenti Albertfalva 220 kv Dunamenti Albertfalva 220 kv Dunamenti Albertfalva 220 kv Dunamenti Albertfalva 220 kv Albertfalva 220/126 kv I./II. Albertfalva 220/126 kv I./II. Albertfalva 220/126 kv I./II. Albertfalva 220/126 kv I./II. Dunamenti 220/126 kv I./II. Elosztói / Külföldi kiesés Göd Levice 400 kv Dunamenti Érd 132 kv Dunamenti Rózsakert 132 kv Kőbánya Kispest 132 kv Kőbánya Népliget 132 kv Dunamenti Érd 132 kv Dunamenti Rózsakert 132 kv Kőbánya Kispest 132 kv Kőbánya Népliget 132 kv Kőbánya Kispest 132 kv Túlterhelődő ág Győr Ipari Park Bana Bábolna (Nagyszentjános T) 132 kv Kőbánya Kispest 132 kv Dunamenti Érd 132 kv Kőbánya Népliget 132 kv Kőbánya Kispest 132 kv Kőbánya Kispest 132 kv Dunamenti Érd 132 kv Kőbánya Népliget 132 kv Kőbánya Kispest 132 kv Kőbánya Népliget 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 108,5 103,5 101,8 105,9 110,0 119,7 112,0 121,7 101,8 105,9 110,0 119,7 112,0 121,7 101,0 Megjegyzés vezetékátkapcsolással elhárítható vezetékátkapcsolással elhárítható vezetékátkapcsolással elhárítható vezetékátkapcsolással elhárítható vezetékátkapcsolással elhárítható vezetékátkapcsolással elhárítható vezetékátkapcsolással elhárítható

83 Átviteli kiesés Dunamenti 220/126 kv I./II. Bicske Dél 400/132 kv Perkáta 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Debrecen Józsa Debrecen OVIT 132 kv Elosztói / Külföldi kiesés Kőbánya Népliget 132 kv Kaszásdűlő Kolosy tér 132 kv Szabadbattyán Székesfehérvár Dél 132 kv Göd Levice 400 kv Győr Neusiedl 220 kv Neusiedl Wien Südost 220 kv Győr Wien Südost 220 kv Szombathely Szombathely Derkovits 132 kv Szombathely Derkovits Csepreg 132 kv Csepreg Kőszeg 132 kv Debrecen Józsa Debrecen OVIT 132 kv Túlterhelődő ág Kőbánya Kispest 132 kv Hűvösvölgy Kaszásdűlő (Solymár-T) 132 kv Székesfehérvár Észak - Székesfehérvár 132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Győr 400/132 kv Debrecen Józsa Debrecen OVIT 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 103,2 104,9 112,9 102,7 107,8 104,7 110,4 105,2 111,3 105,5 111,0 108,5 105,6 102,7 101,5 Megjegyzés vezetékátkapcsolással elhárítható Bicske Dél 132 kv sínösszefogással elhárítható Perkáta 132 kv sínösszefogással elhárítható nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló csak áramváltótúlterhelődés

84 Átviteli kiesés Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Elosztói / Külföldi kiesés Sándorfalva Subotica 400 kv Békéscsaba Nădab 400 kv Medgyesegyháza Mezőhegyes 132 kv Orosháza Orosháza Üveggyár 132 kv Békéscsaba Medgyesegyháza 132 kv Kalocsa Kiskőrös 132 kv Arad Nădab 400 kv Békéscsaba Orosháza 132 kv Mukacevo Rosiori 400 kv Mladost Sremska Mitrovica 400 kv Túlterhelődő ág Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Sándorfalva 400/132 kv-os Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 104,3 103,1 104,4 106,0 106,1 104,6 103,4 110,8 103,8 104,0 Megjegyzés nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű

85 Átviteli kiesés Sajóivánka Rimavská Sobota 400 kv Kisvárda Dél Zakhidnoukrainska 750 kv Sajóivánka 400/132 kv-os Sajóivánka 400/132 kv-os Elosztói / Külföldi kiesés Burshtyn Zakhidnoukrainska 330 kv Sajóivánka Rimavská Sobota 400 kv Göd Levice 400 kv Felsőzsolca BVK 132 kv Túlterhelődő ág Kisvárda Dél Mukacevo 400 kv Kisvárda Dél Mukacevo 400 kv Sajóivánka 400/132 kv-os Sajóivánka 400/132 kv-os Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 102,7 110,3 101,0 109,6 101,7 105,1 Megjegyzés csak áramváltótúlterhelődés csak áramváltótúlterhelődés nem beruházásgeneráló mértékű nem beruházásgeneráló mértékű II-19. Táblázat

86 A Dunamenti Albertfalva 220 kv-os távvezeték egy rendszerének vagy egy albertfalvai 220/126 kv-os nak a hiányában jelentkező elosztóhálózati problémákat csak a körzethatárok dinamikus operatív kezelésével lehet kézben tartani. Ha a Budaközép és Vérmező alállomások terhelésének túlnyomó részét a Hűvösvölgy Kaszásdűlő kábelívről látjuk el, akkor nem szükséges az albertfalvai 132 kv-os gyűjtősín összefogása és ekkor a üzemállapotától függő üzembiztonsági problémák sem jelentkeznek. A Hűvösvölgy Kaszásdűlő kábelívről ellátható terhelés nagyságát azonban korlátozza a Bicske Dél és Kaszásdűlő közötti 132 kv-os távvezetékív terhelhetősége. (A Pomáz térségi táppont üzembe kerülése előtt még bontott Bicske Dél 132 kv-os gyűjtősín mellett is előfordulhat üzemzavari túlterhelődés). A táblázatban látható határértéksértések az albertfalvai 132 kv-os gyűjtősín összefogottan történő modellezése mellett álltak elő. A győri és a sándorfalvai ok üzemzavari terhelődése erőműhiányos üzemállapotban már eléri a beruházásgeneráló mértéket. Mindkét transzformáció esetére található olyan operatív beavatkozás, amikor 132 kv-os elosztóhálózati bontással a ok üzemzavari terhelődése 110 % alá csökkenthető, de ezen beavatkozások megvalósíthatósága nem garantálható. Az üzembiztonsági problémákat a év végéig üzembe helyezni tervezett kapacitásbővítő beruházások megoldják. Paks alállomás 400 kv-os feszültségszintjére csatlakozó hálózati ágak kétszeres kiesése esetén a következő táblázatban látható határérték-túllépések keletkeznek. A Paks Pécs 400 kv-os távvezeték mindkét rendszerének kikapcsolódására túlterhelődnek a Mindszentgodisa Kaposvár és Sikonda Mindszentgodisa 132 kv-os távvezetékek az optimista forrásoldali szcenárió esetén. Ilyenkor a Pécs Ernestinovo 400 kv-os kétrendszerű távvezetéken keresztül Horvátországba kitáplált teljesítmény a 132 kv-os hálózatból érkezik. Ezt rendellenes és operatív beavatkozással megszüntetendő üzemállapotnak tekintjük. (A számítási modellben már az egyik pécsi 400/128 kv-os kikapcsolásával megszüntethetők a 132 kv-os távvezetéki túlterhelődések.)

87 1. kiesés 2. kiesés Túlterhelődő ág Paks Pécs 400 kv Paks Pécs 400 kv Paks 400/132 kv Paks Pécs 400 kv Paks Pécs 400 kv Paks 400/132 kv Mindszentgodisa Kaposvár 132 kv Sikonda Mindszentgodisa 132 kv Sándorfalva 400/132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 102,6 102,3 100,6 II-20. Táblázat Megjegyzés operatív beavatkozással megszüntethető operatív beavatkozással megszüntethető nem beruházásgeneráló mértékű

88 Megállapítható, hogy a nyári csúcsterhelési üzemállapotban az átviteli hálózat és a 132 kv-os elosztóhálózat is teljesíti az üzembiztonsági kritériumokat, figyelembe véve a szóbajöhető operatív beavatkozási lehetőségeket. Az eredmények alátámasztják a év végéig üzembe helyezni tervezett átviteli beruházások indokoltságát. II as sarokév A magyar hálózat minden változatban normál kapcsolási állapotba van állítva, ami a 2025-ös sarokév modelljeiben alkalmazottal azonos. A külföldi hálózat az ENTSO-E által összeállított 2030-as összeurópai hálózatmodell alapján lett leképezve. A 2030-as sarokév magyar hálózati modelljeit a 2025-ös sarokév azonos terhelésfelfutású modelljeinek hálózati topológiájából származtattuk (az alacsonyabbét az alacsonyabbéból, a magasabbét a magasabbéból). Új elosztóhálózati beavatkozásokat erre az időszakra nem jeleztek az elosztói engedélyesek, ezért ilyet nem vettünk figyelembe. A forrásoldali kapacitásokban az alábbi változásokat vettük figyelembe: Új létesítés: Leállások: Paksi Atomerőmű VI. blokk, bruttó 1262 MW Dunamenti Erőmű G2 erőműrész, Mátrai Erőmű 4., 5., 6. és 7. számú gépei. Az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban sem a 2020-ig, sem a 2025-ig jelzett bővüléseket nem vettük figyelembe, a Paksi Atomerőmű V. számú blokkja kivételével. 10 Továbbá a meglevő egységek közül nem üzemelőként modelleztük az alábbiakat: 10 A VI. számú blokkot is meglevőnek tételezzük fel 2030-ban. Mivel az új reaktorblokkokra a kampány hossza egyelőre nem ismert, feltételeztük, hogy téli és nyári időszakra egyaránt eshet az üzemanyagátrakás. Emiatt az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban télen és nyáron is csak egy üzemelő új blokkot modelleztünk

89 Gönyű CCGT Dunamenti G3 Kelenföldi Erőmű Újpesti Erőmű Kispest Erőmű DKCE NYKCE 11. A 2030-as sarokévre elvégzett üzembiztonsági számítások során alapvetően az átviteli hálózat elemeinek feszültség- és terhelődési viszonyait figyeltük, de közlünk eredményeket néhány olyan 132 kv-os elosztóhálózati elemre is, amelyek erősen érintettek az átviteli táppontokból való teljesítmény-kiszállításban, illetve amelyeknek a terhelődési viszonyait a sarokév modelljeiben szereplő beavatkozások jelentősen befolyásolják. II tél Az elosztói engedélyesek közül EDF DÉMÁSZ adott 2030-as csomóponti terhelési adatsorokat. A többi engedélyes ellátási területén a 2020 és 2025 közötti terhelésnövekedést extrapoláltuk 2030-ra, az évszaknak és a terhelésfelfutásnak megfelelően. 12 Az újonnan üzembe lépő erőművi egységet a maximális teljesítőképességének megfelelő kiadott teljesítménnyel vettük figyelembe, leképezve a háziüzemi terhelést is. A 132 kv-ra betápláló kiserőművek üzemállapotát a 2025-es sarokév téli időszakával azonosan modelleztük. Mindezek figyelembevételével a évi téli változatok terheléseinek területi megoszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. A forrásoldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkozik meg. 11 Az utolsó öt felsorolt erőmű a nyári időszakban egyébként sem üzemel. 12 A növekedési ütemeket kismértékben korrigáltuk az egyes elosztó engedélyesi területek közötti szélsőséges mértékű különbségek elkerülése érdekében

90 2030. tél opt. forrásoldal alacsony terh. magas terh tél e.hiányos forrásoldal alacsony terh. magas terh. E.ON Dél-Dunántúl DÉMÁSZ ELMŰ E.ON Észak-Dunántúl ÉMÁSZ E.ON Tiszántúl Átviteli hálózatról vételező fogyasztó Átviteli hálózatra csatlakozó erőművek háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen Hálózati veszteség 132 kv és afeletti feszültségszinten Magyar VER összesen II-21. Táblázat Az export-import szaldó az erőművi termelés, a fogyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódott ki. Optimista forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 1569 MW export, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 2199 MW export adódott ki. Erőműhiányos forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 3746 MW import, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 3109 MW import adódott ki. Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Az téli változatok teljesítményáramlási és feszültségeloszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak. A határkeresztező távvezetékek elszámolási végpontjain a wattos teljesítményforgalom az alábbiak szerint alakul (MW, a befolyó érték pozitív):

91 Határkeresztező távvezeték Opt. forrásoldal E.h. forrásoldal alacsony magas alacsony magas Göd Levice 400 kv Győr Gabčíkovo 400 kv Gönyű Gabčíkovo 400 kv Gönyű Gabčíkovo (Veľký Ďur) 400 kv Kisvárda-Dél V. Kapusany 400 kv Kisvárda-Dél V. Kapusany 400 kv Sajóivánka Rimavská Sobota 400 kv Kisvárda-Dél Zakhidnoukrainska 750 kv Kisvárda Mukacevo 220 kv Kisvárda-Dél Mukacevo 400 kv Tiszalök Mukacevo 220 kv Békéscsaba Nădab 400 kv Józsa Oradea 400 kv Sándorfalva Arad 400 kv Hévíz Cirkovce 400 kv Hévíz Žerjavinec 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Sándorfalva Subotica 400 kv Győr Zurndorf 400 kv Szombathely Zurndorf 400 kv Győr Neusiedl 220 kv Győr Wien Südost 220 kv Összesen: II-22. Táblázat Kiesésvizsgálatok Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségproblémát a téli változatokban nem okoz

92 Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán nem jelentkezik határérték-túllépés sem az átviteli hálózaton, sem azokon az átviteli hálózati táppontokhoz közvetlenül csatlakozó 132 kv-os távvezetékeken, amelyeknek a terhelődési viszonyait a sarokév modelljeiben szereplő beavatkozások jelentősen befolyásolják. Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállapotok vizsgálata során a következő táblázatban szereplő további határérték-túllépések jelentkeznek az átviteli hálózaton (vagy az átviteli hálózati táppontokhoz közvetlenül csatlakozó 132 kv-os távvezetékeken). A jelentkező túlterhelődések egyike sem beruházásgeneráló, az érintett távvezetéknél csak az áramváltó tartós terhelhetősége által korlátozott határérték lett túllépve

93 Erőművi kiesés Hálózati kiesés Túlterhelődő ág Paksi Atomerőmű V./VI. reaktorblokk Csepeli Erőmű gázt.+gőzt. Győr ÉDÁSZ Győr OVIT 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Győr ÉDÁSZ Győr OVIT 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 102,6 111,3 II-23. Táblázat Megjegyzés csak áramváltótúlterhelődés csak áramváltótúlterhelődés

94 Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapota esetén a következő táblázatban látható határérték-túllépések jelentkeznek az átviteli hálózaton (vagy az átviteli hálózati táppontokhoz közvetlenül csatlakozó 132 kv-os távvezetékeken). Az elosztói tulajdonú Józsa Debrecen OVIT 132 kv-os távvezeték kivételével a jelentkező túlterhelődések egyike sem igényel a későbbiekben primer technológiai beavatkozást. Megjegyezzük, hogy a paksi 400/132 kv-os ok 110 %-ot el nem érő mértékű túlterhelődése azzal összefüggésben jelentkezik, hogy az egyik nagyblokk felé 132 kv-ról tartalék háziüzemi betáplálást modelleztünk

95 Átviteli kiesés Sajóivánka 400/132 kv Paks 400/132 kv Albertirsa Szolnok 132 kv Detk 220/126 kv Detk Zugló 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Martonvásár Perkáta 400 kv Józsa Debrecen OVIT 132 kv Elosztói / Külföldi kiesés Felsőzsolca BVK 132 kv Bonyhád Pécs 132 kv Soroksár Vecsés 132 kv Kerepes Gödöllő 132 kv Kerepes Gödöllő 132 kv Győr ÉDÁSZ Győr OVIT 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Józsa Debrecen OVIT 132 kv Túlterhelődő ág Sajóivánka 400/132 kv Paks 400/132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 103,0 101,5 Ócsa Üllő 132 kv 101,2 Kerepes Gödöllő 132 kv Kerepes Gödöllő 132 kv Győr ÉDÁSZ Győr OVIT 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Józsa Debrecen OVIT 132 kv 101,3 100,6 110,6 105,7 106,8 108,8 123,7 Megjegyzés nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló csak áramváltótúlterhelődés Kerepes 132 kv sínbontással elhárítható Kerepes 132 kv sínbontással elhárítható csak áramváltótúlterhelődés csak áramváltótúlterhelődés II-24. Táblázat

96 Paks alállomás 400 kv-os feszültségszintjére csatlakozó hálózati ágak kétszeres kiesése esetén a következő táblázatban látható határérték-túllépések jelentkeznek az átviteli hálózaton (vagy az átviteli hálózati táppontokhoz közvetlenül csatlakozó 132 kv-os távvezetékeken). Beruházásgeneráló üzembiztonsági probléma nem jelentkezik. Megállapítható, hogy az átviteli hálózat a 2030-as téli csúcsterhelési állapotban teljesíti az irányelvben előírt üzembiztonsági kritériumokat

97 1. kiesés 2. kiesés Túlterhelődő ág Paks 400/132 kv Paks 400/132 kv Sándorfalva 400/132 kv Paks Pécs 400 kv Paks Sándorfalva 400 kv Sándorfalva 400/132 kv Paks 400/132 kv Paks 400/132 kv Sándorfalva 400/132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 101,0 100,5 101,9 101,7 101,9 II-25. Táblázat Megjegyzés nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló

98 II nyár A téli üzemállapothoz hasonlóan, a nyári modellben is fogyasztói terhelések 2020 és 2025 közötti növekedését extrapoláltuk 2030-ra az elosztói engedélyesek ellátási területén, az évszaknak és a terhelésfelfutásnak megfelelően. A hálózati topológia megegyezik a téli időszakival. A nagyerőművek üzemállapotában az alábbi eltérések vannak a téli üzemhez képest: a Paksi Atomerőmű régebbi erőműrésze 3 reaktorral üzemel (1 reaktor üzemanyag-átrakás miatt kikapcsolt), a Kelenföldi Erőmű nem üzemel, a Kispesti Erőmű nem üzemel, az Újpesti Erőmű nem üzemel, a Debreceni KCE nem üzemel, a Nyíregyházi KCE nem üzemel. Az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban vettük figyelembe azt az esetet, amikor a Paksi Atomerőmű új VI. számú blokkja üzemanyag-átrakás miatt kikapcsolt. A 132 kv-ra betápláló kiserőművek üzemállapotát a 2025-ös sarokév nyári időszakával azonosan modelleztük. Mindezek figyelembevételével a évi nyári változatok terheléseinek területi megoszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. A forrásoldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkozik meg

99 2030. nyár opt. forrásoldal alacsony terh. magas terh nyár e.hiányos forrásoldal alacsony terh. magas terh. E.ON Dél-Dunántúl DÉMÁSZ ELMŰ E.ON Észak-Dunántúl ÉMÁSZ E.ON Tiszántúl Átviteli hálózatról vételező fogyasztó Átviteli hálózatra csatlakozó erőművek háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen Hálózati veszteség 132 kv és afeletti feszültségszinten Magyar VER összesen II-26. Táblázat Az export-import szaldó az erőművi termelés, a fogyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódott ki. Optimista forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 1043 MW export, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 314 MW export adódott ki. Erőműhiányos forrásoldali szcenárió esetén a magasabb terhelésfelfutáshoz tartozó modellben 4375 MW import, az alacsonyabb terhelésfelfutású modellben 3736 MW import adódott ki. Teljesítményáramlások és feszültségeloszlás Az nyári változatok teljesítményáramlási és feszültségeloszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak. A határkeresztező távvezetékek elszámolási végpontjain a wattos teljesítményforgalom az alábbiak szerint alakul (MW, a befolyó érték pozitív):

100 Határkeresztező távvezeték Opt. forrásoldal E.h. forrásoldal alacsony magas alacsony magas Göd Levice 400 kv Győr Gabčíkovo 400 kv Gönyű Gabčíkovo 400 kv Gönyű Veľký Ďur 400 kv Kisvárda-Dél V. Kapusany 400 kv Kisvárda-Dél V. Kapusany 400 kv Sajóivánka Rimavská Sobota 400 kv Kisvárda-Dél Zakhidnoukrainska 400 kv Kisvárda Mukacevo 220 kv Kisvárda-Dél Mukacevo 400 kv Tiszalök Mukacevo 220 kv Békéscsaba Nădab 400 kv Józsa Oradea 400 kv Sándorfalva Arad 400 kv Hévíz Cirkovce 400 kv Hévíz Žerjavinec 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Pécs Ernestinovo 400 kv Sándorfalva Subotica 400 kv Győr Zurndorf 400 kv Szombathely Zurndorf 400 kv Győr Neusiedl 220 kv Győr Wien Südost 220 kv Összesen: II-27. Táblázat Kiesésvizsgálatok Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségproblémát a nyári változatokban nem okoz

101 Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek az átviteli hálózaton (vagy az átviteli hálózati táppontokhoz közvetlenül csatlakozó 132 kv-os távvezetékeken). Látható, hogy az átviteli hálózaton nem jelentkezik üzemzavari határérték-túllépés

102 Átviteli kiesés Oroszlány Győr 220 kv Oroszlány Győr 220 kv Elosztói / Külföldi kiesés Túlterhelődő ág Kisigmánd Bana Bábolna 132 kv Győr Ipari Park Bana Bábolna (Nagyszentjános T) 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] [%] magas alacsony felfutásnál felfutásnál 103,5 103,9 Göd Vác 132 kv Göd Vác 132 kv 102,3 Megjegyzés II-28. Táblázat

103 Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállapotok vizsgálata során a következő táblázatban szereplő további határérték-túllépések jelentkeznek az átviteli hálózaton (vagy az átviteli hálózati táppontokhoz közvetlenül csatlakozó 132 kv-os távvezetékeken). A jelentkező túllépések egyike sem beruházásgeneráló

104 Erőművi kiesés Hálózati kiesés Túlterhelődő ág Paksi Atomerőmű V./VI. reaktorblokk Paksi Atomerőmű V./VI. reaktorblokk Paksi Atomerőmű V./VI. reaktorblokk Dunaújváros Gázmotor Győr ÉDÁSZ Győr OVIT 132 kv Neusiedl Wien Südost 220 kv Sajóivánka 400/132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Győr ÉDÁSZ Győr OVIT 132 kv Győr Wien Südost 220 kv Sajóivánka 400/132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 105,8 102,8 101,7 101,9 101,6 II-29. Táblázat Megjegyzés csak áramváltótúlterhelődés csak áramváltótúlterhelődés nem beruházásgeneráló sínbontással megszüntethető

105 Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapota esetén a következő táblázatban látható határérték-túllépések jelentkeznek az átviteli hálózaton (vagy az átviteli hálózati táppontokhoz közvetlenül csatlakozó 132 kv-os távvezetékeken). A számos kiesési szituációban túlterhelődő ágakra csak a legnagyobb mértékű túlterhelődéseket adó kieséseket szerepeltettük (a nyers gépi eredménylistákban a kiesések teljes listája megtalálható). A jelentkezett határérték-túllépések egy része megoldható operatív beavatkozásokkal vagy alállomási soros korlátozó elemek cseréjével. Albertfalva alállomásban a kapacitás szűkös a nyári időszakban. A 132 kv-os gyűjtősínek összefogása a 2030-as sarokévben már túlzottan igénybe veszi az elosztóhálózati távvezetékeket, számottevő üzemzavari túlterhelődések jelentkeznek. Meg kell vizsgálni az albertfalvai táppontban letranszformálódó teljesítmény növelésének lehetőségeit (szem előtt tartva a zárlati szilárdság korlátait és a költséghatékonyságot, tehát lehetőség szerint elkerülve a 220 kv-os kapcsolóberendezés költséges kiépítését). A sajóivánkai 400/132 kv-os transzformáció az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban több N-1 kiesési esetben is túlterhelődik, de nem beruházásgeneráló mértékben. Felsőzsolcai hiány esetén a sajóivánkai, sajóivánkai hiány esetén pedig a felsőzsolcai táppontból kiszállító elosztói távvezetékek elosztói ágkiesés esetén kismértékben túlterhelődnek. A Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv-os kétrendszerű távvezetéknek az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban magas terhelésfelfutás esetén jelentkező üzemzavari túlterhelődése nem hárítható el a kerepesi 132 kv-os gyűjtősín bontásával. A 220 kv-os hálózatra csatlakozó erőművi betáplálások hiányában a magasabb ütemben növekvő fogyasztói igények kiszolgálására nagy távlatban nem lesznek elégségesek a térségben figyelembe vett hálózati beavatkozások. Szükség lesz pl Kerepes alállomásban a második 400/220 kv-os beépítésére

106 Átviteli kiesés Dunamenti Albertfalva 220 kv Dunamenti Albertfalva 220 kv Albertfalva 220/126 kv I./II. Albertfalva 220/126 kv I./II. Sajóivánka 400/132 kv Sajóivánka 400/132 kv Sajóivánka 400/132 kv Sajóivánka 400/132 kv Sajóivánka 400/132 kv Sajóivánka 400/132 kv Elosztói / Külföldi kiesés Dunamenti Rózsakert 132 kv Albertfalva Rózsakert 132 kv Dunamenti Rózsakert 132 kv Albertfalva Rózsakert 132 kv Göd Levice 400 kv Detk Eger 132 kv Detk Heves 132 kv Felsőzsolca Sajóivánka 132 kv Felsőzsolca BVK 132 kv Nyékládháza MÁV Sajószöged 132 kv Túlterhelődő ág Dunamenti Érd 132 kv Dunamenti Érd 132 kv Dunamenti Érd 132 kv Dunamenti Érd 132 kv Sajóivánka 400/132 kv Sajóivánka 400/132 kv Sajóivánka 400/132 kv Sajóivánka 400/132 kv Sajóivánka 400/132 kv Sajóivánka 400/132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 107,0 117,1 105,4 107,0 117,1 105,4 103,4 104,6 102,9 101,9 101,8 100,9 105,2 103,6 109,3 107,6 103,0 101,8 Megjegyzés nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló

107 Átviteli kiesés Sajóivánka 400/132 kv Sajóivánka 400/132 kv Sajószöged 400/220 kv Paks 400/132 kv Kerepes 400/132 kv Ócsa Soroksár 132 kv Ócsa 220/126 kv Felsőzsolca 400/132 kv Felsőzsolca 400/132 kv Oroszlány Győr 220 kv Bicske Dél 400/132 kv Elosztói / Külföldi kiesés Nyékládháza MÁV DIGÉP 132 kv Felsőzsolca Miskolc Dél132 kv Felsőzsolca Miskolc Dél132 kv Bonyhád Pécs 132 kv Túlterhelődő ág Sajóivánka 400/132 kv Felsőzsolca Miskolc Észak132 kv Felsőzsolca Miskolc Észak132 kv Paks 400/132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 102,6 101,4 102,0 104,3 101,2 Göd Vác 132 kv Göd Vác 132 kv 103,2 Szigetcsép Dunavarsány 132 kv Szigetcsép Dunavarsány 132 kv Sajóivánka BVK 132 kv Sajóivánka Borsodchem GA 132 kv Győr ÉDÁSZ Győr OVIT 132 kv Győr ÉDÁSZ Győr OVIT 132 kv Szigetcsép Dunavarsány 132 kv Szigetcsép Dunavarsány 132 kv Sajóivánka Borsodchem GA 132 kv Sajóivánka BVK 132 kv Győr ÉDÁSZ Győr OVIT 132 kv Győr ÉDÁSZ Győr OVIT 132 kv 101,4 100,6 102,2 102,9 103,4 100,8 115,5 101,4 Megjegyzés nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló Szigetcsép 132 kv sínbontással elhárítható Szigetcsép 132 kv sínbontással elhárítható

108 Átviteli kiesés Martonvásár Perkáta 400 kv Martonvásár Perkáta 400 kv Martonvásár Perkáta 400 kv Martonvásár Perkáta 400 kv Dunamenti Martonvásár 220 kv Martonvásár 400/220 kv Dunamenti Dunaújváros 220 kv Dunaújváros 220/126 kv Kerepes 400/220 kv Paks 400/132 kv Elosztói / Külföldi kiesés Perkáta Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Dunaújváros 2 Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Túlterhelődő ág Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Dunaújváros 2 Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 120,6 104,3 100,6 101,7 104,9 106,1 108,9 108,9 106,9 106,9 102,9 102,5 Megjegyzés Perkáta 132 kv sínbontással elhárítható Perkáta 132 kv sínbontással elhárítható Perkáta 132 kv sínbontással elhárítható Perkáta 132 kv sínbontással elhárítható Perkáta 132 kv sínbontással elhárítható Perkáta 132 kv sínbontással elhárítható Perkáta 132 kv sínbontással elhárítható

109 Átviteli kiesés Szigetcsép 400/132 kv Perkáta 400/132 kv Kerepes 400/220 kv Göd Zugló 132 kv Detk 220/126 kv Debrecen Józsa Debrecen OVIT 132 kv Kimle Zurndorf 400 kv Elosztói / Külföldi kiesés Perkáta Dunaújváros 132 kv Paks Dunaföldvár 132 kv Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Gödöllő Kerepes 132 kv Debrecen Józsa Debrecen OVIT 132 kv Wien Südost Neusiedl 220 kv Túlterhelődő ág Perkáta Dunaújváros Észak 132 kv Perkáta Dunaújváros 132 kv Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Kerepes Rákoskeresztúr 132 kv Gödöllő Kerepes 132 kv Debrecen Józsa Debrecen OVIT 132 kv Győr Wien Südost 220 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 101,6 102,6 113,5 110,7 103,3 104,6 106,6 118,6 103,3 Megjegyzés Perkáta 132 kv sínbontással elhárítható Perkáta 132 kv sínösszefogással elhárítható Kerepes 132 kv sínbontással elhárítható csak áramváltótúlterhelődés II-30. Táblázat

110 A Debrecen Józsa és Debrecen OVIT táppontok közötti 132 kv-os elosztóhálózati tulajdonú távvezetékeken három modellváltozatban is jelentkezik határérték-túllépés, de csak az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban magas terhelésfelfutás esetén terhelődik túl a fázisvezető sodrony. Jelen tervben még nem adunk konkrét megoldási javaslatot erre a távlati problémára, mert nem ítélhető meg, hogy az átviteli hálózaton vagy az elosztóhálózaton lenne-e hatékonyabb beavatkozni. A Perkáta és Dunaújváros közötti 132 kv-os távvezetékszakaszokon az erőműhiányos forrásoldali szcenárióban több kiesési esetben is jelentkezik határérték-túllépés, amelyeket a magasabb terhelésfelfutás esetén normál kapcsolási állapotként alkalmazott Perkáta 132 kv-os sínbontás révén sem lehetett teljeskörűen elkerülni. A konkrét kiesési szituációhoz alkalmazkodó operatív sínbontással azonban ezek a túlterhelődések is elkerülhetők. Paks alállomás 400 kv-os feszültségszintjére csatlakozó hálózati ágak kétszeres kiesése esetén a következő táblázatban látható határérték-túllépések jelentkeznek az átviteli hálózaton (vagy az átviteli hálózati táppontokhoz közvetlenül csatlakozó 132 kv-os távvezetékeken). Ezen túllépések mindegyike korábban már ismertetett operatív beavatkozással megszüntethető, beruházásgeneráló üzembiztonsági probléma nem jelentkezik

111 1. kiesés 2. kiesés Túlterhelődő ág Paks Pécs 400 kv Paks Pécs 400 kv Paks Sándorfalva 400 kv Paks Pécs 400 kv Paks 400/132 kv Paks 400/132 kv Paks Tolna 132 kv Paks 400/132 kv Paks 400/132 kv Optimista forrásoldal Terhelődés [%] alacsony felfutásnál Terhelődés [%] magas felfutásnál Erőműhiányos forrásoldal Terhelődés Terhelődés [%] alacsony [%] magas felfutásnál felfutásnál 103,1 114,5 100,5 102,4 II-31. Táblázat Megjegyzés operatív beavatkozással megszüntethető nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló

112 Összességében megállapítható, hogy az albertfalvai táppont kivételével az átviteli hálózat a 2030-as nyári csúcsterhelési állapotban teljesíti az irányelvben előírt üzembiztonsági kritériumokat. Az albertfalvai 132 kv-os gyűjtősínek összefogása a 2030-as sarokévben már túlzottan igénybe veszi az elosztóhálózati távvezetékeket, számottevő üzemzavari túlterhelődések jelentkeznek. Meg kell vizsgálni az albertfalvai táppontban letranszformálódó teljesítmény növelésének lehetőségeit (szem előtt tartva a zárlati szilárdság korlátait és a költséghatékonyságot, tehát lehetőség szerint elkerülve a 220 kv-os kapcsolóberendezés költséges kiépítését). Az átviteli hálózati táppontokhoz kapcsolódó 132 kv-os elosztóhálózati távvezetékeken jelentkeznek beruházásgeneráló mértékű határérték-túllépések, amelyek megoldási módjára a forrásoldali viszonyok és a fogyasztói igények alakulásának tükrében későbbi tervekben lehet majd konkrét javaslatot adni

113 III. Zárlatszámítás Amennyiben a hálózatfejlesztési lépések következtében zárlati szilárdságot meghaladó igénybevétel jelentkezik, akkor a szükséges készülékcseréket alapvetően a berendezés tulajdonosának kell elvégeznie. III.1. A kiindulási modellek A zárlatszámítás célja, hogy a hálózatfejlesztések kapcsán jelentkező zárlati teljesítmények várható alakulásának előrejelzésével felhívja a figyelmet a szükséges beavatkozásokra, azok körére és mértékére, az irányelvekben rögzítetteknek megfelelően (megszakítócsere, csillagpontlazítás stb.). A zárlati viszonyok elemzéséhez a terhelésmérési modelleken alapuló, a nemzetközi hálózatot részleteiben nem tartalmazó modellek lettek felépítve. A határkeresztező vezetékek egyenként a nemzetközi hálózatot leképező, Thévenin helyettesítő kapcsolással lettek a külföldi oldalon lezárva. Minderre azért volt szükség, mert a nemzetközi modellek szimmetrikus összetevői nem álltak rendelkezésre, ilyen jellegű összeurópai adatcsere együttműködés jelenleg nincs az ENTSO-E-n belül. A zárlatszámítások ún. terhelt hálózaton kerültek elvégzésre, mely alapján a magyar villamosenergia-rendszer átviteli és 132 kv-os elosztói hálózata alállomásainak gyűjtősínjein várható 3F és FN zárlati áramok szubtranziens értékei kerültek meghatározásra 13. A 132 kv/köf. ok egy-egy fogyasztással lettek leképezve, összevontan a különböző alállomásokban. Az alállomásokban lévő ok száma és 13 A zárlati viszonyok elemzéséhez az alapmodellekkel egyező, de a nemzetközi hálózatot részleteiben nem tartalmazó modellek lettek kialakítva. A határkeresztező vezetékek egyenként a mögöttes hálózatot reprezentáló, Thévenin helyettesítő képpel lettek a külföldi oldalon lezárva. Minderre azért volt szükség, mert a nemzetközi modellek sorrendi adatai nem álltak rendelkezésre. Ilyen jellegű összeurópai adatcsere együttműködés nincs az ENTSO-E-n belül. A horvát és az ukrán hálózatot leképező mögöttes impedancia értékek bizonytalansága miatt a zárlati áramok módosulhatnak

114 teljesítménye a VER normál kapcsolási állapotából, illetve ott, ahol ez szerepelt, az engedélyesek hálózatfejlesztési terveiből lett meghatározva. A zárlati viszonyok az adott sarokévek összes változatára ki lettek számolva, az értékelésben az adott sarokévben előforduló legnagyobb áramérték került megjelenítésre. A meglévő alállomások zárlati szilárdságait az engedélyesektől a január 21-i országos terhelésméréshez kapott adatszolgáltatásból vettük 14. Az új 132 kv-os alállomásokban vizsgálva lett, hogy a megvalósulás után az ott fellépő zárlati áramok meghaladják-e a 18,75 ka-t, és a szövegben csak azok vannak jelezve, ahol túllépik azt. A kiértékelést az optimista forrásoldalú modelleken végeztük. Az erőműhiányos forrásoldalú modellek zárlati értékei helyenként kismértékben magasabbak is lehetnek az eltérő kapcsolási állapot miatt, mint az optimista változaté, de új problémás terület nem jelentkezik. A fejezet végén a január 21-i állapot zárlati megszakító képességeit meghaladó zárlati áramértékeket a III.1 és III.2 táblázatok tartalmazzák. III évi állapot ELMŰ Hálózati Kft. területén a zárlati áramok Erzsébetváros (19,2 ka), Kőtér (19,9 ka), Katona József utca (18,8 ka), Virányos (19,5 ka), Újpest (19,1 ka) és Samsung (24,8 ka) alállomásokban lépik túl a kiépített zárlati szilárdságot. Az E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. területén a Győr Reptér alállomás (23,7 ka) zárlati árama nagyobb, mint a megengedett. Ezek a túllépések az engedélyesi tervekben is megjelennek, számításaink alapján a zárlati szilárdság növelése szükséges. 14 Kivéve a Bicske, a Győr MVG és a Zugló alállomásokat, amelyek zárlati szilárdsága az Engedélyesektől kapott tájékoztatás alapján nagyobb értékkel került figyelembevételre

115 III évi állapot Az átviteli hálózaton az elvégzett vizsgálatok alapján Győr 400 kv-os alállomásban a 3F zárlati áram várhatóan meghaladja a 40 ka-es zárlati szilárdságot a kétrendszerű Gönyű-Gabčíkovo távvezeték üzembe helyezésekor. A legfrissebb osztrák és szlovák adatszolgáltatás figyelembevételével a 3F zárlati áram Győr 400 kv-os alállomásban 42 ka körül fog alakulni. Gönyű 400 kv-os alállomásban a 3F zárlati áram 38,8 ka körül várható 15. Az új 400/132 kv-os alállomásokban a hálózatfejlesztés tervezésére vonatkozó irányelvek szerinti zárlati szilárdságok a legtöbb alállomás esetében megfelelőek (400 kv-on 40 ka, illetve 132 kv-on 31,5 ka 16 ), néhány esetben azonban szükség van nagyobb zárlati szilárdságú készülékek beépítésére. Kerepes 400/132 kv-os alállomás 132 kv-os része ismereteink szerint 40 ka zárlati szilárdságúra lesz kiépítve 17. Szigetcsép 400/132 kv-os alállomás 132 kv-os oldalán a 3F zárlati áram értéke már a 2020-as sarokév téli modelljeiben 34 ka körül várható összefogott gyűjtősín mellett, az alállomást minimum 40 ka zárlati szilárdságúra kell kiépíteni. A tervezett 220 és 400 kv-os alállomások zárlati áramértékei várhatóan az alábbiak szerint alakulnak: ka: Almásfüzitő, Kisvárda 400 kv, Szeged Erőmű ka: Perkáta, Kerepes 400 kv, Szigetcsép ka: Csepel III, Oroszlány 15 A számításkor figyelembe van véve az Almásfüzitő Erőmű 1 blokkal történő létesítése és a csatlakoztatásához szükséges Oroszlány 400 kv-os alállomás és vezetékrendezés hatása. A Gönyű erőmű távlatilag tervezett második blokkal történő esetleges további bővítése a gönyűi állomás zárlati áramát is gyakorlatilag a megengedett 40 ka-ig emelné. Amennyiben ezek a beruházások mégsem valósulnak meg, Győr 400 kv-os alállomásban a 3F zárlati áram 38 ka, Gönyűn ~37 ka körül várható kv-os hálózatra csatlakozó erőművi és átviteli hálózati állomásokra érvényes Irányelv szerinti érték. Átviteli hálózati állomások esetén javasolt a 40 ka-es zárlati szilárdság előírása. 17 A 31,5 ka-es készülékek alkalmazása esetén kevés lenne a biztonsági tartalék az ELMŰ hálózat esetleges fejlesztése, pl. Fót Mátyásföld 132 kv-os távvezeték létesítése esetén

116 A évnél jelzett, jelenlegi kiépítettséget meghaladó zárlati áramok ebben a sarokévben is jelentkeztek. Az ELMŰ Hálózati Kft. területén Erzsébetvárosban 21,4 ka, Kőtéren 19,9 ka, Virányosban 19,3 ka, Újpesten 19,2 ka, Samsungban 24,9 ka, míg az E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. területén Győr Reptér alállomásban 25,4 ka zárlati áram várható 18. Előzőkön kívül az ELMŰ Hálózati Kft területén Érd (21,6 ka), Kispest (21,0 ka), Katona József utca (21,1 ka), Pesterzsébet 19 (19,4 ka), Rákosfalva (19,9 ka), valamint Ganz 20 (21,1 ka), Kőbánya Hőerőmű 21 (22,4 ka), Népliget 22 (23,7 ka), Rákoskeresztúr (20,8 ka), Gödöllő (18,9 ka), Csepel Észak (19,0 ka) és Zugló 23 (26,7 ka) alállomásokban lesz nagyobb a zárlati áram, mint a megengedett. Soroksáron 30,4 ka zárlati áram várható, amely megközelíti az alállomás 31,5 ka-es zárlati szilárdságát. A zárlati szilárdság növelése szükséges 24. Ganz, Kőbánya Hőerőmű és Népliget alállomások esetében megoldást jelent a két nem ELMŰ tulajdonú alállomás 10 kv-on történő csatlakoztatása is. Az E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt területén a tervezett Győr Ipari park alállomás zárlati árama 18 ka körül várható. 18 Amennyiben a 2015-ös évnél előírt zárlati szilárdság növelések a 2020-as sarokévig megvalósulnak, akkor a kialakuló zárlati áramértékek az átépített alállomásokban nem jelentenek problémát. 19 ELMŰ 31,5 ka-re tervezi átépíteni. 20 ELMŰ tárgyalásokat folytat a 10 kv-os csatlakoztatásról. 21 ELMŰ tárgyalásokat folytat a 10 kv-os csatlakoztatásról. 22 Népliget alállomás átépítése 31,5 ka-es zárlati szilárdságra megtörtént, a Ganz és a Kőbánya Hőerőmű kábeleit csatlakoztató mezők kivételével. Amennyiben azok áttérnek 10 kv-os csatlakoztatásra, a túllépés megszűnik. 23 Az alállomás átépítése még nem befejezett, de ELMŰ állítása szerint ka-t biztonsággal elvisel, 40 ka-re tervezik átépíteni. 24 Erzsébetváros és Kispest alállomások zárlati szilárdságának növelése az ELMŰ tervében is szerepel

117 Az eredmények is alátámasztják, hogy a tervezett új 132 kv-os alállomásokat (Őrmező, Kolosy tér, Garay utca) a szomszédos alállomások zárlati szilárdságához kell/célszerű illeszteni, legalább 31,5 ka-esre kell azokat megépíteni. Az engedélyestől kapott tájékoztatás alapján Győr Ipari Park alállomás 24 ka zárlati szilárdságúra lesz kiépítve. III évi állapot Általánosságban elmondható, hogy a 2015., illetve évi állapotnál ismertetett, jelenlegi kiépítettséget meghaladó zárlati áramok 2025-ben is megjelennek, azonban az előírt zárlati szilárdság növelések megvalósulása esetén a kialakuló zárlati áramértékek az átépített alállomásokban nem jelentenek problémát. Ezeken kívül Hűvösvölgy (18,9 ka) állomás zárlati árama haladja meg a megengedettet. Az átviteli hálózaton az elvégzett vizsgálatok alapján Győr 400 kv-os alállomásban a 3F zárlati áram várhatóan meghaladja a 40 ka-es zárlati szilárdságot a kétrendszerű Gönyű-Gabčíkovo távvezeték üzembehelyezésekor. A legfrissebb osztrák és szlovák adatszolgáltatás figyelembe vételével a 3F zárlati áram Győr 400 kv-os alállomásban 43 ka körül fog alakulni. Gönyű 400 kv-os alállomásban a 3F zárlati áram 39,5 ka körül várható 25. Paks II új alállomás az előző tervhez képest eltérő adatokkal lett figyelembe véve. Paks II új alállomásban a zárlati áram 3F/FN: 40,4/43,3 ka, míg a régi Paks alállomásban a zárlati áram 3F/FN: 40,4/43,3 ka körül várható az első új paksi blokk üzembekerülése után. A számítások az új paksi blokkhoz telepített csillagponti fojtó nélkül történtek. A évi második új paksi blokk üzembejövetele utáni viszonyokat, valamint a jövőbeli bővítési lehetőségeket szem előtt tartva a Paks II új alállomást 60 ka zárlati 25 A számításkor figyelembe van véve az Almásfüzitő Erőmű és a hozzátartozó Oroszlány 400 kv-os alállomás és vezetékrendezés hatása

118 szilárdságúra kell megépíteni. Az esetleges bővítéseket úgy kell megvalósítani, hogy a régi Paks alállomásban a zárlati áram 50 ka alatt maradjon. A horvát hálózatot leképező mögöttes impedancia értékek bizonytalansága miatt a zárlati áramok módosulhatnak. Az új 400/132 kv-os alállomásokban a hálózatfejlesztés tervezésére vonatkozó irányelvek szerinti zárlati szilárdságok a legtöbb alállomás esetében megfelelőek (400 kv-on 40 ka, illetve 132 kv-on 31,5 ka 26 ), néhány esetben azonban szükség van nagyobb zárlati szilárdságú készülékek beépítésére. Kerepes és Szigetcsép (34,7 ka) 132 kv-os alállomások zárlati áramai a évi értékekhez hasonlóan alakulnak, legalább 40 ka-re kell őket kiépíteni. A kiépítésre kerülő Ócsa 132 kv-os gyűjtősínen a 3F/FN zárlati áramok várhatóan 29,5/26,3 ka körül alakulnak. A gyűjtősínesítést 40 ka zárlati szilárdságúra kell megépíteni. A tervezett 220 és 400 kv-os alállomások zárlati áramértékei várhatóan az alábbiak szerint alakulnak: ka: Almásfüzitő, Szeged Erőmű, Nyíregyháza Észak ka: Perkáta, Kerepes 220 kv, Kisvárda 400 kv, Székesfehérvár ka: Kerepes 400 kv, Szigetcsép, Csepel III ka: Oroszlány ka: ka: Paks II kv-os hálózatra csatlakozó erőművi és átviteli hálózati állomásokra érvényes Irányelv szerinti érték. Átviteli hálózati állomások esetén javasolt a 40 ka-es zárlati szilárdság előírása

119 Az ELMŰ területén Soroksáron 32,7 ka zárlati áram várható, amely meghaladja az alállomás 31,5 ka-es zárlati szilárdságát. Zuglóban a zárlati áram 28,7 ka körül alakul. Az E.ON Tiszántúli Áramhálózati ZRt. területén Nyíregyháza Dél alállomásban a 10,4 ka körül várható zárlati áram meghaladja az alállomás 10 ka-es zárlati szilárdságát, zárlati szilárdság növelése szükséges 27. Az újonnan létesítendő 132 kv-os alállomásokban az FN zárlati áramok nagyobbak lesznek, mint 18,75 ka (Tahi út, Westend, Százhalombatta Ipari Park), illetve megközelítik azt (Gazdagrét). Tekintettel a várható zárlati szintre az új alállomásokat legalább 31,5 ka-es készülékekkel kell létesíteni, harmonizálva a szomszédos alállomások zárlati szilárdságához. III évi állapot Az átviteli hálózaton az elvégzett vizsgálatok alapján Győr 400 kv-os alállomásban a 3F zárlati áram várhatóan meghaladja a 40 ka-es zárlati szilárdságot a kétrendszerű Gönyű-Gabčíkovo távvezeték üzembehelyezésekor. A legfrissebb osztrák és szlovák adatszolgáltatás figyelembe vételével a 3F zárlati áram Győr 400 kv-os alállomásban 44,2 ka körül fog alakulni. Gönyű 400 kv-os alállomásban a 3F zárlati áram ~40 ka körül várható 28. Paks térségi új alállomás az előző tervhez képest eltérő adatokkal lett figyelembe véve. Az új alállomás zárlati árama 3F/FN: 45,6/50,8 ka, míg a meglévő Paks alállomásban a zárlati áram 3F/FN: 44,9/49,7 ka körül várható a második új paksi blokk üzembekerülése után. Emiatt, valamint a jövőbeli bővítési lehetőségeket szem előtt tartva a Paks térségi új alállomást 60 ka zárlati szilárdságúra kell megépíteni. Az esetleges bővítéseket úgy 27 Engedélyes tervében is szerepel. 28 A számításkor figyelembe van véve az Almásfüzitő Erőmű és a hozzátartozó Oroszlány 400 kv-os alállomás és vezetékrendezés hatása

120 kell megvalósítani, hogy a meglévő Paks alállomásban a zárlati áram 50 ka alatt maradjon. A számítások az új paksi blokkokhoz telepített csillagponti fojtók nélkül történtek. Az új paksi blokkok csillagpontjába telepített 12 Ohmos csillagponti fojtókkal az FN zárlati áram értékét Paks térségi új alállomásban mintegy 45,5 ka-re, míg a meglévő Paks alállomásban 46,7 ka-re lehet csökkenteni. 16 Ohmos csillagponti fojtókkal az FN zárlati áram értéke Paks térségi új alállomásban mintegy 44,9 ka-re, míg a meglévő Paks alállomásban 46,3 ka-re csökkenthető. A horvát hálózatot leképező mögöttes impedancia értékek bizonytalansága miatt a zárlati áramok módosulhatnak. Az új Pomáz 400/132 kv-os alállomás 132 kv-os oldalán 28,4 ka körüli zárlati áram várható 29. Nem megfelelő az Irányelv szerinti (31,5 ka-es zárlati szilárdságú) készülékek beépítése, magasabb, legalább 40 ka zárlati szilárdságú készülékek beépítése szükséges. A tervezett 220 és 400 kv-os alállomások zárlati áramértékei várhatóan az alábbiak szerint alakulnak: ka: Almásfüzitő, Pomáz, Kimle Dél ka: Perkáta, Kerepes 220 kv, Szeged Erőmű, Nyíregyháza Észak, Székesfehérvár ka: Kerepes 400 kv, Szigetcsép, Csepel III ka: Kisvárda 400 kv, Oroszlány ka: ka: Paks II 29 Az ELMŰ pomázi alállomásában a zárlati áram 25,5 ka körül várható. Az alállomás teljes rekonstrukcióját ra tervezik megvalósítani 31,5 ka zárlati szilárdsággal

121 A Hálózati Engedélyesek 2025-ig adták meg fejlesztési elképzeléseiket. A 2030-as hálózati modellben a 2025-re tervezett elosztóhálózat került leképzésre, ezért a 132 kv-os feszültségszint vizsgálata nem releváns. Azonban a tervezett hálózatfejlesztések következtében a 3F/FN zárlati áramok növekedése fokozódik, a 2030-as sarokév zárlati áramértékeit a tervezett rekonstrukcióknál kell/célszerű figyelembe venni. Az ELMŰ területén Békásmegyer (21,5 ka), Káposztásmegyer (19,8 ka) és a Katona József alállomás Kőtér felől ellátott C án (19,6 ka) nagyobb a zárlati áram, mint a megenegedett. Az EON ÉDÁSZ területén Bőny (32,3 ka), Győr Nádorváros (20,3 ka), Kimle (19,5 ka) és Győr Édász (31,0) alállomásokban lesz várhatóan nagyobb a zárlati áram, mint a megengedett. Audi (30,9) alállomásban a várható zárlati áram a zárlati szilárdság közelébe, míg erőműhiányos forrásoldalú változatokban kismértékben a zárlati szilárdság fölé kerül. III.6. Hatásosan földelt hálózat Az Irányelv a 120 kv és nagyobb feszültségű hálózatok fejlesztésének tervezésére című irányelv kimondja, hogy az átviteli hálózatnak hatásosan földeltnek kell lennie, ami azt jelenti, hogy a gyakorlatban előforduló minden hálózatképre, a hálózat minden pontján teljesülnie kell az alábbi feltételeknek: X0 R0 3 és 1,ahol X X 1 1 X 1, ill. X 0 a rendszer adott pontból 50 Hz-en mérhető eredő pozitív-, ill. zérussorrendű reaktanciája; R 0 a rendszer adott pontból 50 Hz-en mérhető eredő zérussorrendű ellenállása. A vizsgálatok alapján megállapítható, hogy a fenti kritériumoknak nem csak az átviteli, hanem az elosztóhálózat is megfelel

122 III.7. Összefoglalás Az átviteli hálózaton az elvégzett vizsgálatok alapján Győr 400 kv-os alállomásban a 3F zárlati áram meg fogja haladni az alállomás zárlati szilárdságát, a 40 ka-es szintet a kétrendszerű Gönyű-Gabčíkovo távvezeték üzembehelyezésekor. A legfrissebb osztrák és szlovák adatszolgáltatással végzett számítások alapján a 3F zárlati áram Győr 400 kv-os alállomásban 42 ka körül fog alakulni. Gönyű 400 kv-os alállomásban a 3F zárlati áram 38,8 ka körül várható. A számításkor figyelembe van véve az Almásfüzitő Erőmű 1 blokkal történő létesítése és a csatlakoztatásához szükséges Oroszlány 400 kv-os alállomás és vezetékrendezés hatása. Amennyiben ezek a beruházások mégsem valósulnak meg, Győr 400 kv-os alállomásban a 3F zárlati áram 38 ka, Gönyűn 37 ka körül várható 30. A Gönyű erőmű távlatilag tervezett második blokkal történő esetleges további bővítése a gönyűi állomás zárlati áramát is gyakorlatilag a megengedett 40 ka-ig emelné. Az új 400/132 kv-os alállomásokban a hálózatfejlesztés tervezésére vonatkozó irányelvek szerinti zárlati szilárdságok a legtöbb alállomás esetében megfelelőek (400 kv-on 40 ka, illetve 132 kv-on 31,5 ka 31 ), néhány esetben van szükség nagyobb zárlati szilárdságú készülék beépítésére. A tervezett 400 kv-os Paks Új alállomásban van szükség 40 ka-nál nagyobb, 60 kaes zárlati szilárdságú készülékek beépítésére. Ócsa 132 kv gyűjtősínesítését és a tervezett Kerepes, Szigetcsép, Pomáz alállomások 132 kv-os oldalának zárlati szilárdságát legalább 40 ka-re kell kiépíteni. A Hálózati Engedélyesek 2025-ig adták meg fejlesztési elképzeléseiket. A 2030-as hálózati modellben a 2025-re tervezett elosztóhálózat került leképzésre, ezért a 132 kv-os feszültségszint vizsgálata nem releváns. Azonban a tervezett 30 Az értékek a 2020-es sarokévre vonatkoznak, a későbbiek során tovább emelkednek kv-os hálózatra csatlakozó erőművi és átviteli hálózati állomásokra érvényes Irányelv szerinti érték. Átviteli hálózati állomások esetén célszerű lenne 40 ka-es zárlati szilárdság előírása

123 hálózatfejlesztések következtében a 3F/FN zárlati áramok növekedése fokozódik, a 2030-as sarokév zárlati áramértékeit a tervezett rekonstrukcióknál kell/célszerű figyelembe venni. A hálózatbővítések, topológiaváltozások (meglévő, de kikapcsolt vezetékek vagy kábelek üzembe helyezése, bontott gyűjtősínek összefogása stb.) kapcsán jelentkező zárlati áram növekedések egyedileg meghatározott hálózati beavatkozásokkal, illetve rekonstrukciókból fakadó átépítésekkel (megszakító cserékkel) uralhatók. Ha hálózatfejlesztési lépések következtében más hálózati engedélyesek berendezésében fellépő zárlati szilárdságot meghaladó igénybevétel jelentkezik, akkor a szükséges készülék cseréket alapvetően a berendezés tulajdonosának kell elvégeznie. A felsorolt berendezések zárlati szilárdságának növelése az azt okozó fejlesztési lépések üzembe helyezésének időpontjáig kötelezően elvégzendő feladatok, általában az új berendezések üzembe helyezésének is feltétele lehet, vagy korlátozó intézkedésekben kell megállapodni. Emiatt a szükséges lépéseket a csatlakozási terv elkészítésekor be kell mutatni, és a MAVIR ZRt.-vel egyeztetni kell. Összetett esetekben, amikor a zárlati igénybevétel esetleg több fejlesztési lépés következményeként növekedik meg, célszerű az együttműködő felek közötti üzemviteli megállapodásban tisztázni a zárlati szilárdság növelésének teendőit, és a kötelezettség vállalást. A kiértékelést az optimista forrásoldalú modelleken végeztük. Az erőműhiányos forrásoldalú modellek zárlati értékei helyenként kismértékben magasabbak is lehetnek az eltérő kapcsolási állapot következtében, mint az optimista változaté, de új problémás területek nem jelentkeznek. A zárlatszámítási eredményeket a mellékelt DVD tartalmazza. A január 21-i állapot zárlati megszakító képességeit meghaladó zárlati áramértékeket a III.1 és III.2 táblázatok tartalmazzák

124 3F Name Rate 2015_TEL 2020SH 2020SL 2020WH 2020WL 2025SH 2025SL 2025WH 2025WL 2030SH 2030SL 2030WH 2030WL BEKM GY ERD GY ERZS GY GANZ GY GANZ GY GODO B GONYUB GYOR B GYRE B GYRR GY GYRR GY KAPM GY KATO GY KIML B KISP K KOHE P KOHE P KOTE GY NEPL B NVAR P NVAR P NYID P NYID P POMZ GY RFAL K RFAL K RKER GY SAMS GY SORS B UJPE P UJPE P VIRA K ZUGL B III/1. táblázat: január 21-i állapot zárlati megszakítóképességeit meghaladó zárlati áramértékek ka-ben

125 FN Name Rate 2015_TEL 2020SH 2020SL 2020WH 2020WL 2025SH 2025SL 2025WH 2025WL 2030SH 2030SL 2030WH 2030WL BEKM GY BOENYP CSEA GY ERZS GY GANZ GY GANZ GY GYRE B GYRR GY GYRR GY HVOL GY KATO GY KATO PC KISP K KOHE P KOHE P KOTE GY NEPL B NVAR P PERZ B POMZ GY RFAL K RFAL K RKER GY SAMS GY UJPE P UJPE P VIRA K ZUGL B III/2. táblázat: január 21-i állapot zárlati megszakítóképességeit meghaladó zárlati áramértékek ka-ben

126 IV. Stabilitásszámítás IV.1. Bevezetés A Hálózatfejlesztési Tervben előirányzott fejlesztések célja a fogyasztók és a termelők közép- és hosszú távú ellátásának biztosítása. A megvalósítandó hálózatfejlesztések köre döntően a jövőben várható rendszerállapotok és az ezek hatására tartósan kialakuló áramlási viszonyok alapján kerül meghatározásra. Abból viszont, hogy a várható rendszerállapotokban a villamosenergia-rendszer jellemzői az üzemviteli korlátok között tarthatók, még nem következik automatikusan, hogy a rendszer az átmeneti állapotokban is kellőképpen jól viselkedik, azaz stabil. Még a legkonzervatívabb tervezési módszerek alkalmazása sem garantálja, hogy a rendszerállapotok közti átmenetek az üzemirányítás eszközeivel uralhatók, kedvező irányban befolyásolhatók. A hálózatkép jelentős megváltozása számottevő hatással lehet a stabilitási viszonyok alakulására. Az ilyen és ehhez hasonló problémák elkerülése érdekében a Hálózatfejlesztési Terv elkészítéséhez szorosan hozzátartoznak azok a dinamikai számítások, amelyek az előirányzott hálózatfejlesztéseket egy másfajta szemüvegen keresztül nézve, a stabil működés feltételrendszerének kialakítása szempontjából vizsgálják. A stabilitás kérdését lehet vizsgálni helyileg, vagy globálisan, a hálózat egészére vonatkozóan. A Hálózatfejlesztési Terv célkitűzéseinek leginkább egy globális, a részleteket mellőző elemzés felel meg, mely képes áthidalni a tervkészítés természetéből fakadó bizonytalanságokat. Jelen esetben a 2020-as, 2025-ös és a 2030-as sarokévek tranziens stabilitási viszonyai kerültek országos szinten meghatározásra, összehasonlításra. Az összevetés a kritikus zárlathárítási idők alapján történt. A kritikus zárlathárítási idő a hálózat egy megadott csomópontjára számolható nemzetközileg is elfogadott mutató, melyet a tranziens stabilitás erősségének mérésére használnak. IV.2. Felhasznált eszközök A stabilitásvizsgálatok bármely formája bonyolult matematikai számításokat igényel, és rendkívül erőforrás- és eszközigényes. Így nem tekinthetünk el attól, hogy röviden

127 sorra vegyük milyen számítástechnikai eszközök álltak a rendelkezésünkre, és azokat hogyan használtuk. A load-flow modellek külső lezáró hálózatát a MAVIR SPECTRUM rendszeréből vettük, kiegészítve a 2020-ig, majd 2030-ig várható hálózatfejlesztésekkel, a részletes magyar és az ukrán részhálózat pedig megegyezett a Tervhez tartozó további vizsgálatoknál használt modellekben lévőkkel. Az így összeállított load-flow modelleket megfelelő dinamikai modellekkel kiegészítve alkalmassá tettük a tranziens stabilitási számításokra. A hálózatvizsgálatokhoz a Siemens PSS E hálózatszimulációs programcsomagjának 33.5-ös változatát használtuk. A PSS E-n belül a hálózatelemek dinamikai viselkedésének leírására két lehetőség van: standard és felhasználó-specifikus modellek. A standard modellkészlet a villamosenergia-iparban leggyakrabban előforduló eszközök (gerjesztésszabályozó, turbinaszabályozó stb.) egyszerűsített dinamikai leírására szolgáló hatásvázlat gyűjtemény, mely az esetek zömében megfelelő pontosságot ad, használatát pedig a PSS E is támogatja. Ha egy hálózati elem modellezése a standard modellkészleten belül nem oldható meg, akkor a dinamikai modellezés felhasználói modell írásával oldható meg. Ilyen modellekkel lett leképezve a GANZ statikus gerjesztésszabályozója, a Dunamenti Erőmű repoweringje során üzembe helyezett és üzembe helyezendő, valamint a Tiszai Erőmű repoweringje során a bejövő új, gázturbinás gépek gerjesztésszabályozói, valamint a Paksi Atomerőmű új forgógépes gerjesztőrendszere. A később ismertetendő DYNALAB program miatt szükség volt a PSS E-ben futtatott dinamikai szimulációk során létrejövő, nem publikus formátumú kimeneti állományainak utófeldolgozására. Ez a PSS E beépített, Python alapú DYNTOOLS moduljával lett megoldva, mellyel a kimeneti állományok idősorai Python változókba menthetők. A PSS E a tranziens stabilitási számításokat csak alacsony szinten támogatja. Ez ugyan alkalmassá teszi bármilyen stabilitási vizsgálat megvalósítására, de a gyakorlatban előforduló problémák szimulációjára mégis nehezen használható. Az a tervezői szándék, hogy a felkínált dinamikai funkciók minél általánosabbak, minél többek által használhatók legyenek, az elemi műveletek elaprózódásához vezetett. Már a legegyszerűbb dinamikai vizsgálat is több tucat elemi lépésből épül fel, melyet

128 a felhasználónak előbb gondosan meg kell terveznie, a szimuláció során pedig végig fejben kell tartania és követnie. A hibázási lehetőséget tovább növeli, hogy az eltervezett műveletsorban visszalépések, elágazások is lehetnek, a programnak pedig emellett folyamatosan egyéb adatokra is szüksége lehet (csomópontnév, futtatási idő stb.). Mindezen problémák kiküszöbölése érdekében a kritikus zárlathárítási idő számításokhoz a PSS E stabilitásszámítási funkcióira épülő DYNALAB szoftver keretrendszert használtuk. A DYNALAB egy Python alapú alkalmazás, mely a MAVIR ZRt. Rendszerszintű Tervezési és Elemzési Osztályán került kifejlesztésre. IV.3. Dinamikai modellezés A stabilitásszámításhoz szükséges adatok kérdése kétféle vonatkozásban merül fel: a hálózatvizsgálatok elvégzéséhez mely adatokra van szükség, és a rendelkezésre álló adatok alapján a számításokból levonható következtetések mennyire megbízhatóak. A tranziens viselkedés vizsgálatához szükséges paraméterhalmaz igen nagy, mivel magában foglalja az állandósult állapot leírásához szükséges adatokat is. Még a lehető legegyszerűbb tranziens stabilitási számítás sem végezhető el a generátorok, a turbina- és a gerjesztésszabályozó részletes dinamikai modellezése nélkül. Aszimmetrikus zárlati viselkedés elemzésekor pedig még a sorrendi paraméterekre is szükség van. A dinamikai viselkedés modellezését tovább nehezíti, hogy jelenleg nincs egységesen elfogadott gyakorlat, az erre szolgáló matematikai eszközök paraméterezése pedig bonyolult. Míg állandósult állapotban elég néhány skalárjellemző egy eszköz leírására, addig az ennek megfelelő dinamikai modellben szükség lehet függvénykapcsolatok megadására, a hatásvázlat felrajzolására, és a hatásvázlatban szereplő szabályozási tagok definiálására. Mindebből adódóan a dinamikai modellezés során kompromisszumokkal kell élni, és a modellezés mélységét úgy célszerű megválasztani, hogy az összhangban legyen mind az adatszolgáltatás korlátaival, mind pedig a vizsgálatok során elvárt pontossággal

129 A PSS E modellkialakításához illeszkedő dinamikai paraméterkészlet összeállítása a BME bevonásával történt, és közel egy évig tartott (2006). Kiindulásként az ETSV hálózatszimulációs szoftver 32 paraméterezése és szabályozási sémái álltak rendelkezésre. A dinamikai modellek validálására a PSS E és az ETSV hálózat szimulációs programokban egy öt csomópontból álló vizsgálati modell volt összeállítva. E modelleken generátorközeli szimmetrikus zárlatokat szimulálva mindkét rendszerben vizsgálhatók voltak az időbeli folyamatok, és ezek egyezéséből vagy különbözőségéből következtetni lehetett a modellezés jóságára. A modellkialakítás folyamatáról és eredményéről részletes beszámoló olvasható Szabó László A magyar villamosenergia-rendszer dinamikai biztonsága hálózattervezési célú vizsgálati rendszerének kialakítása. Tanulmány M1. Melléklet; december című tanulmányában. Az azóta üzembe helyezett új erőművek, illetve a jövőben bejövő erőművek leképzése adatszolgáltatások alapján történt (ld. lentebb). Az ETSV és a PSS E szabályozási sémáit egybevetve ugyanannak az eszköznek a leképezése a PSS E-n belül többféle változatban is elkészült. A generátorok paraméterezése például a GENCLS, a GENROE és a CGEN1 modellekkel háromféleképpen is elvégezhető. A turbinaszabályozók esetében különbséget kell tenni a gőz- és a gázturbinás erőművek között. Az előbbiek modellezésére a TGOV1 és a vízerőművek leképezésére is alkalmas TURCZT modellek állnak rendelkezésre, az utóbbiak esetében viszont csak a GAST turbinamodell használható. A sokféle variációs lehetőség közül hálózatszámítási feladatokra végül csak két dinamikai modell, egy egyszerűsített és egy részletes került összeállításra. Az egyikben a generátorok klasszikus (GENCLS) modellel vannak leképezve, a másikban viszont a GENROE modell van felhasználva. A gőzturbinás erőművek turbinaszabályzójának leírása mindkét modellváltozatban a TGOV1 modellel történt. A klasszikus modellre épülő változat viszonylag kevés paraméterezést igényel, viszont nem annyira pontos. Ezt a modellt egyszerűsége folytán akkor érdemes alkalmazni, ha valamilyen probléma okát kell kideríteni, vagy a részletes modellen végzett számítások eredményét kell kontrolálni. A GENCLS modell megadásához elég három jellemző (X q =X d, H, D). Mivel az X d reaktanciák a zárlatszámításból 32 Az ETSV-t a BME fejlesztette ki

130 eleve adottak, így többlet paraméterként valójában csak a generátor-turbina együttes inerciaállandójára és csillapítási tényezőjére van szükség. A klasszikus modell esetében a paraméterezésnél további könnyebbséget jelent, hogy a gerjesztésszabályozó modelljét nem kell külön megadni. A változattól függetlenül GENCLS modell van alkalmazva azoknál az erőműveknél is, ahol a load-flow modellben a gépegységek és a gépok a nagyfeszültségű pontra összevontan szerepelnek. Hasonlóan vannak kezelve a külföldi erőművek is, amelyek megbízható adatok hiányában a szakirodalomban javasolt tipikus H, D és X q =X d adatokkal vannak leképezve. A modellezési mélység megválasztásánál elvárás volt, hogy a szabályozástechnikai helyettesítő kép feleljen meg mind a hosszú, mind a rövid idejű stabilitásvizsgálatok céljainak, ezért a részletes modellváltozatban a nagyerőműveknél a gerjesztés- és turbinaszabályozón túl a szabványos IEE2ST, PSS2A, PSS2B és PSS3B szabályozási blokkok alapján modellezésre került a PSS funkció viselkedése is. A gerjesztésszabályozók egy részét sikerült a szabványos URST5T és ST6B modellekkel leírni, a GANZ statikus gerjesztőrendszerének leképzésére viszont csak felhasználói modellel volt lehetséges. Ilyen gerjesztésszabályozók vannak a Dunamenti, a Mátrai és a Tiszai Erőműben is. Hasonlóképpen kellett eljárni a Dunamenti, illetve a Tiszai Erőmű repoweringje során bejött, illetve bejövő új, gázturbinás gépek gerjesztésszabályozóinak modellezésekor, valamint a Paksi Atomerőmű új forgógépes gerjesztőrendszerének modellezésekor is. A fent szereplő modellnevek szabványos IEEE elnevezések, melyek pontos blokkdiagram szintű leírása megtalálható az IEEE különböző kiadványaiban. A gerjesztésszabályozókat például az IEEE Std és az IEEE Std szabvány IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies fejezete tárgyalja, a gőz- és a vízturbinák modellezési kérdéseiről pedig az IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems 1973 Nov/Dec számában megjelent "Dynamic Models for Steam and Hydro Turbines" jelentés számol be. Jelen vizsgálatsorozathoz a részletes modellváltozatot használtuk. A 2030-ig belépő új gépegységek egy részének (Dunamenti és Tiszai Erőmű Repoweringek, Szegedi Erőmű) modellezésére az engedélyeztetés során közölt dinamikai paramétereket

131 használtuk, az Almásfüzitői és a Csepel III kombinált ciklusú erőművek dinamikai modellezésére pedig előzetes adatszolgáltatás hiányában a hasonló gépméretű és technológiájú (egytengelyes CCGT) Gönyűi Erőmű adatait használtuk fel. A Paksi Atomerőmű jelenlegi blokkjaira vonatkozó 2017-ig befejeződő gerjesztésszabályozórekonstrukciójának dinamikai modellezésekor mind a statikus, mind a forgógépes gerjesztőrendszerek dinamikai modellezése a már üzembe helyezett egységekre vonatkozó adatszolgáltatások alapján a legfrissebb adatokkal került figyelembevételre. Az Atomerőmű két új blokkjának generátorait és gerjesztőrendszereit az előzetes hálózatszámításoknál is használt, Siemens által rendelkezésünkre bocsátott adatszolgáltatás alapján vettük figyelembe. IV.4. Nemzetközi normák A VER az európai villamosenergia-rendszer része, így működését a hazain túl nemzetközi előírások 33 is szabályozzák. Jelen vizsgálatsorozatot úgy állítottuk össze és az ehhez szükséges számítástechnikai eszközöket úgy fejlesztettük ki, hogy azok illeszkedjenek a rendszerirányítók számára kötelezően előírt stabilitási számítások rendjébe. A stabilitásra vonatkozó kérdésekkel az OH 3. fejezete Policy 3: Operational Security foglalkozik. Az itt megfogalmazott elvárások hátterében az a többször is deklarált szándék áll, hogy elkerülhetők legyenek azok az üzemzavarok, amelyek dominószerűen tovább terjedve végül a teljes szinkron együttműködő rendszer összeomlását is okozhatják. Az OH csak a terhelési szög stabilitással foglalkozik. Terhelési szög stabilitáson az együtt járó szinkron generátorok azon tulajdonságát érti, hogy azok a rendszert érő zavarok ellenére képesek szinkronban maradni. A terhelési szög stabilitáson belül az OH megkülönböztet két alkategóriát, tranziens és kisjelű stabilitást. Az utóbbi számunkra érdektelen, mivel a kritikus zárlathárítási idő számítása a terhelési szög stabilitás, és azon belül a tranziens stabilitás témakörébe tartozik. A tranziens stabilitás az itt szereplő meghatározás szerint egy gép azon képessége, hogy egy nagy meghibásodás, például a gép közelében fellépő zárlat 33 E szabályokat az ENTSO-E Üzemviteli Kézikönyve, továbbiakban OH (Operation Handbook) tartalmazza

132 után is képes szinkronban maradni. A definíciók között még egy fontos fogalom található, a kritikus zárlathárítási idő fogalma, mely úgy van meghatározva, mint a meghibásodás fennállásának az a legnagyobb ideje, mely még nem vezet generátorok kieséséhez vagy a rendszer egészének biztonságát fenyegető egyéb súlyos következményhez. A definíciókat előírások és irányelvek követik. Az előírások között szerepel, hogy normál és egyszeres kieséses állapotban a tranziens stabilitás elvesztése nem terjedhet át más szabályozási rendszerekre. E célból elő van írva, hogy a generátorok kritikus zárlathárítási ideje legyen nagyobb, mint a szokványos védelmi működési idő, továbbá minden rendszerirányítónak rendelkeznie kell megfelelő dinamikai modellekkel és dinamikus vizsgálatok elvégzésére alkalmas szoftverrel, mellyel a felügyelete alá tartozó szabályozási terület tranziens stabilitását ellenőrzi. Jelen vizsgálatok a kritikus zárlathárítási idők elemzésére épülnek, így törekedtünk arra, hogy minden az OH-ban szereplő, és erre vonatkozó előírásnak megfeleljünk. A DYNALAB programot úgy alakítottuk ki, hogy az a kritikus zárlathárítási idők egyedi és sorozatvizsgálatára is alkalmas legyen. A rendszer egészének stabilitása szempontjából azokat a meghibásodásokat tekintettük a legkritikusabbaknak, amelyek valamely erőmű közvetlen környezetében lépnek fel, ennek megfelelően a sorozatvizsgálatokat a magyar rendszerre vonatkozóan ezen esetekből építettük fel. Ahhoz, hogy a kritikus zárlathárítási időket ki tudjuk számítani, a stabilitásra vonatkozó definíciók és egyéb technikai részletek további pontosítására volt szükség, melyről a következő pontokban számolunk be. IV.5. A vizsgálatok általános leírása Jelen számítássorozattal az volt a célunk, hogy a Hálózatfejlesztési Tervben előirányzott fejlesztések tranziens stabilitásra gyakorolt hatását vizsgáljuk. A számításokat a 2020-as, 2025-ös és 2030-as tervezési modelleken végeztük el: mindhárom sarokévre megvizsgáltuk az alapeseti és az erőműhiányos változatokat is, a nyári és téli alacsony és magas terhelésfelfutású esetekre. A tranziens stabilitás erősségének megítélésére a kritikus zárlathárítási időket használtuk. E mérőszámokat valamennyi, az átviteli hálózatra csatlakozó erőmű esetében

133 meghatároztuk. A számítási eredményeket előbb abszolút, majd a különböző eseteket egymással összevetve, relatív értelemben is vizsgáltuk. A stabilitás megmaradása vagy megbomlása az esetek döntő többségében már a zavarásokat követő néhány másodpercben eldől, ezért a vizsgálatok időtartamát öt másodpercre korlátoztuk. A stabilitás megítéléséhez a magyar gépegységek terhelési szögének alakulásán kívül más jellemzőt nem használtunk. Abban az esetben, ha a vizsgálat időtartama alatt a terhelési szög kiindulási értékhez mért megváltozása sehol sem volt több, mint 180 fok, az esetet tranziensen stabilnak tekintettük. A terhelési szögeket a PSS E hálózat-szimulációs szoftver alapértelmezésben a standard 50 Hz-cel forgó koordinátarendszerhez viszonyítva adja meg. Az idődiagramok kiértékelése szempontjából ez rendkívül előnytelen, mivel zavarások hatására megváltozik a villamosenergia-rendszer frekvenciája, és a terhelési szög emiatt akkor is folyamatosan változik, ha a szinkronizmus egyébként fennáll. Ezért a terhelési szögek mérésére vonatkozó opciókat úgy állítottuk be, hogy azok egy távoli nagy tömegű fiktív gépegység forgórészéhez, ezáltal közelítőleg a COI (Center of Inertia) koordináta rendszerhez mértek legyenek. Zavarásként sínközeli háromfázisú szimmetrikus földzárlatokat alkalmaztunk, melyeket a számítások egyszerűsítése érdekében sínzárlatokként szimuláltunk. Háromfázisú szimmetrikus zárlat a valóságban viszonylag ritkán fordul elő, de könnyen számolható, és tranziens stabilitás szempontjából a lehető legrosszabb esetnek számít, mivel a zárlat fennállásának ideje alatt az átvitt villamos teljesítmény itt a legkisebb. A meghibásodásokról feltételeztük, hogy adott időn belül, a zárlatos vezeték háromfázisú kétoldali bontásától megszűnnek. Az Üzemi Szabályzat Irányelv a 120 kv-os és nagyobb feszültségű hálózatok fejlesztésének tervezésére c. mellékletének 5/VI. pontja előírja, hogy atomerőműben termelt teljesítmény kétszeres hiányállapotban is elszállítható kell, hogy legyen. A 2025-ös sarokév optimista forrásoldalú és a 2030-as sarokév erőműhiányos forrásoldalú modelljei már tartalmazzák a Paksi Atomerőmű bővítésével üzembe kerülő első új blokkot, a 2030-as sarokév optimista forrásoldalú modelljei pedig már mindkét új blokkot. Ezért a fenti követelmény ellenőrzésére az újonnan létesülő Paks térségi alállomás (a számítási eredményeket feltüntető táblázatokban: Paks Új )

134 csatlakozó vezetékeire úgy is meghatároztuk a kritikus zárlathárítási időket, hogy közben ezen távvezetékek egyikének állandósult állapotbeli hiányát (karbantartását) feltételeztük. IV.6. Kritikus zárlathárítási idők A kritikus zárlathárítási idők (t zkrit ), melyek az üzemállapottól, a zárlati helytől és a zárlat típusától függő értékek, az üzemzavartűrő képesség jellemző mérőszámai. Legegyszerűbb formában a kritikus zárlathárítási időt úgy határozzuk meg, hogy a hálózat egy adott csomópontján valamilyen zárlatot szimulálunk, és megkeressük a zárlat fennállásának azt a legnagyobb idejét, amelynél még nem következik be a generátorok tranziens instabilitása. Abban az esetben, ha a zárlat ennél tovább maradna fenn, a tranziens stabilitás a védelmi működés kezdeményezte kikapcsolás hatására sem maradhatna fenn. A zárlatvédelmi működések kikapcsolásokat eredményeznek, melyek az átviteli utakat gyengítik. Emiatt a tényleges zárlathárítási időknek az előbb értelmezett t zkrit értékénél kisebbeknek kell lenniük. Éppen az előbb leírt probléma miatt szokásos még a kritikus zárlathárítási időt úgy is meghatározni, hogy a kiválasztott gyűjtősínen zárlatot szimulálunk, és a hibát a gyűjtősínre csatlakozó valamelyik vezeték kétoldali végleges háromsarkú kikapcsolásával hárítjuk. Az átviteli utak eltérő gyengülése miatt ilyenkor vezetékenként más és más t zkrit értéket kapunk, melyek közül a legkisebbet tekinthetjük mértékadónak. A vezetékenként számolt t zkrit értékek emellett jól használhatók a vezetékek kooperációs szerepének rangsorolására is. A Hálózatfejlesztési Terv készítése során a kritikus zárlathárítási időt ez utóbbi definíció szerint, az Üzemi Szabályzatnak az Irányelv a 120 kv-os és nagyobb feszültségű hálózatok fejlesztésének tervezésére elnevezésű mellékletének pontjában leírtakkal összhangban vezetékenként határoztuk meg. Az eredményeket az Értékelés szakaszban található IV-1-6. táblázatban foglaltuk össze. A közölt adatok 10 ms felbontásúak, és a jobb összehasonlíthatóság érdekében úgy vannak megállapítva, hogy a szinkronizmus a megadott idők mellett még éppen fennmaradjon. A Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja feliratú oszlopban adtuk meg a zárlatos gyűjtősín nevét és feszültségszintjét. A mindkét oldalán háromsarkúan bontott vezeték másik végpontját a Bontott vezeték túloldali végpontja feliratú oszlop határozza meg. A fennmaradó oszlopok az egyes vizsgálati

135 modellekre számolt kritikus zárlathárítási időket tartalmazzák. A bontott vezeték párhuzamossági kódjának megadásától általában eltekintettünk, mivel a többrendszerű távvezetékek egyes rendszereihez azonos kritikus zárlathárítási idők tartoznak. Kivételt képeznek azok az esetek, amikor ugyanazon két csomópontot több, eltérő impedanciájú vezeték kapcsol össze; ezen esetekben a párhuzamossági kódok is fel lettek tüntetve. IV.7. Minősítési szempontok A magyar villamosenergia-rendszer tranziens stabilitását az Üzemi Szabályzatnak az Irányelv a 120 kv-os és nagyobb feszültségű hálózatok fejlesztésének tervezésére elnevezésű mellékletében szereplő követelményrendszer szerint minősítettük. E dokumentum tranziens stabilitással foglalkozó pontja kimondja: o A tranziens stabilitási biztonság alapfeltétele, hogy erőmű közeli rövidzárlat és annak zárlatvédelmi működésekkel történő hárítása (kivéve a generátorral blokkban üzemelő soros elemeken fellépő zárlatokat) nem vezethet a rendszerszintű szekunder tartalékot meghaladó mértékű termelőegységnagyságnak (egy vagy több termelőegységnek) a hálózatról való leválásához. o Hálózattervezés során tranziens stabilitási vizsgálatokkal kell meghatározni a mértékadó t zkrit értékeket. Erőműhöz közeli háromfázisú rövidzárlat esetén alapkövetelmény, hogy a generátorokat maximális üzemi hatásos teljesítményen üzemeltetve, gépkapcsukon a hálózat üzemeltetése, és a gépparaméterek által megengedett lehető legkisebb üzemi meddő teljesítményen való működésekor t 3Fkrit 160 ms (120 kv-on t 3Fkrit 250 ms) legyen. A legkisebb üzemi meddőteljesítményre vonatkozó, előre nehezen megjósolható megkötésektől eltekintettünk, és csak azt vizsgáltuk, hogy a különböző számítási változatokban a kritikus zárlathárítási idő meghaladja-e a 160 ms-ot. Mivel nehezen lenne elfogadható egy olyan hálózatfejlesztési koncepció, mely a tranziens stabilitási mutatók romlását eredményezné, vizsgálat tárgya volt a kritikus zárlathárítási idők alakulásának trendje is. A 2020-ra, 2025-re és 2030-ra számolt mértékadó kritikus zárlathárítási idők erőművenként lettek összehasonlítva, és elvárás volt, hogy az idő előrehaladtával javuljanak, vagy legalábbis a 2020-ra számított értékekhez képest ne

136 romoljanak jelentősen. Ezen kívül az értékelés során a kapott értékek összevetésre kerültek a 2014-es Hálózatfejlesztési Terv számításai során 2019-re és 2024-re számított kritikus zárlathárítási időkkel is, azonban figyelembe kell venni, hogy esetenként az erőművi üzemállapotok jelentősen eltérhetnek, valamint hogy a Paksi Atomerőmű bővítésével belépő új blokkok modellezése a tavalyi Tervhez képest frissebb adatok figyelembevételével történt. A Paksi Atomerőmű új blokkjára, karbantartásokkal gyengített hálózati állapotokra számított kritikus zárlathárítási idők külön táblázatban kerültek megadásra, és az eredmények csak abszolút szempontból lettek értékelve. IV.8. Értékelés A IV-1-6. táblázatok a vezetékenként számolt kritikus zárlathárítási idők 2020-ra, 2025-re és 2030-ra számított értékeit mutatják

137 Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja Bontott vezeték túloldali végpontja 2020 nyár, magas terhelésfelfutás 2020 nyár, alacsony terhelésfelfutás 2020 tél, magas terhelésfelfutás 2020 tél, alacsony terhelésfelfutás DUNAMENTI 220 kv ALBFERFALVA 220 kv DUNAMENTI 220 kv DUNAÚJVÁROS 220 kv DUNAMENTI 220 kv MARTONVÁSÁR 220 kv DUNAMENTI 220 kv ÓCSA 220 kv GÖNYŰ 400 kv GYŐR 400 kv GÖNYŰ 400 kv OROSZLÁNY 400 kv GÖNYŰ 400 kv GABCIKOVO 400 kv I GÖNYŰ 400 kv GABCIKOVO 400 kv II DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv I DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv II DETK 220 kv SZOLNOK 220 kv DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv I DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv II PAKS 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS 400 kv LITÉR 400 kv PAKS 400 kv PÉCS 400 kv PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv PAKS 400 kv TOPONÁR 400 kv SAJÓSZÖGED 220 kv DEBRECEN 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv DETK 220 kv I SAJÓSZÖGED 220 kv DETK 220 kv II SAJÓSZÖGED 220 kv KISVÁRDA 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv SZOLNOK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv TISZALÖK 220 kv SAJÓSZÖGED 400 kv FELSŐZSOLCA 400 kv SAJÓSZÖGED 400 kv GÖD 400 kv SAJÓSZÖGED 400 kv DEBR. JÓZSA 400 kv SAJÓSZÖGED 400 kv KISVÁRDA 400 kv ALBERTFALVA 220 kv DUNAMENTI 220 kv SÁNDORFALVA 400 kv BÉKÉSCSABA 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv ARAD 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv SUBOTICA 400 kv OROSZLÁNY 400 kv BICSKE DÉL 400 kv OROSZLÁNY 400 kv GÖNYŰ 400 kv OROSZLÁNY 400 kv GYŐR 400 kv OROSZLÁNY 400 kv MARTONVÁSÁR 400 kv IV-1. Táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2020-ra számított értékei, optimista forrásoldalú eset

138 Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja Bontott vezeték túloldali végpontja 2020 nyár, magas terhelésfelfutás 2020 nyár, alacsony terhelésfelfutás 2020 tél, magas terhelésfelfutás 2020 tél, alacsony terhelésfelfutás DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv I DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv II DETK 220 kv SZOLNOK 220 kv DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv I DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv II PAKS 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS 400 kv LITÉR 400 kv PAKS 400 kv PÉCS 400 kv PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv PAKS 400 kv TOPONÁR 400 kv IV-2. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2020-ra számított értékei, erőműhiányos forrásoldalú változat

139 Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja Bontott vezeték túloldali végpontja 2025 nyár, magas terhelésfelfutás 2025 nyár, alacsony terhelésfelfutás 2025 tél, magas terhelésfelfutás 2025 tél, alacsony terhelésfelfutás DUNAMENTI 220 kv ALBFERFALVA 220 kv DUNAMENTI 220 kv DUNAÚJVÁROS 220 kv DUNAMENTI 220 kv MARTONVÁSÁR 220 kv DUNAMENTI 220 kv ÓCSA 220 kv GÖNYŰ 400 kv GYŐR 400 kv GÖNYŰ 400 kv OROSZLÁNY 400 kv GÖNYŰ 400 kv GABCIKOVO 400 kv I GÖNYŰ 400 kv GABCIKOVO 400 kv II DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv I DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv II DETK 220 kv SZOLNOK 220 kv DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv I DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv II PAKS 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv I PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv II PAKS 400 kv PÉCS 400 kv PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv SAJÓSZÖGED 220 kv DEBRECEN 220 kv >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 220 kv DETK 220 kv I. >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 220 kv DETK 220 kv II. >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 220 kv KISVÁRDA 220 kv >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 220 kv SZOLNOK 220 kv >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 220 kv TISZALÖK 220 kv >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 400 kv FELSŐZSOLCA 400 kv SAJÓSZÖGED 400 kv GÖD 400 kv SAJÓSZÖGED 400 kv DEBR. JÓZSA 400 kv SAJÓSZÖGED 400 kv NYÍREGYHÁZA 400 kv ALBERTFALVA 220 kv DUNAMENTI 220 kv SÁNDORFALVA 400 kv BÉKÉSCSABA 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv ARAD 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv SUBOTICA 400 kv OROSZLÁNY 400 kv BICSKE DÉL 400 kv OROSZLÁNY 400 kv GÖNYŰ 400 kv OROSZLÁNY 400 kv GYŐR 400 kv OROSZLÁNY 400 kv MARTONVÁSÁR 400 kv IV-3. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2025-re számított értékei, optimista forrásoldalú eset

140 Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja Bontott vezeték túloldali végpontja 2025 nyár, magas terhelésfelfutás 2025 nyár, alacsony terhelésfelfutás 2025 tél, magas terhelésfelfutás 2025 tél, alacsony terhelésfelfutás DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv I DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv II DETK 220 kv SZOLNOK 220 kv DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv I DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv II PAKS 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS 400 kv LITÉR 400 kv PAKS 400 kv PÉCS 400 kv PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv PAKS 400 kv TOPONÁR 400 kv IV-4. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2025-re számított értékei, erőműhiányos forrásoldalú változat

141 Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja Bontott vezeték túloldali végpontja 2030 nyár, magas terhelésfelfutás 2030 nyár, alacsony terhelésfelfutás 2030 tél, magas terhelésfelfutás 2030 tél, alacsony terhelésfelfutás DUNAMENTI 220 kv ALBFERFALVA 220 kv DUNAMENTI 220 kv DUNAÚJVÁROS 220 kv DUNAMENTI 220 kv MARTONVÁSÁR 220 kv DUNAMENTI 220 kv ÓCSA 220 kv GÖNYŰ 400 kv GYŐR 400 kv GÖNYŰ 400 kv OROSZLÁNY 400 kv GÖNYŰ 400 kv GABCIKOVO 400 kv I GÖNYŰ 400 kv GABCIKOVO 400 kv II PAKS 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv I PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv II PAKS 400 kv PÉCS 400 kv PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv SAJÓSZÖGED 220 kv DEBRECEN 220 kv >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 220 kv DETK 220 kv I. >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 220 kv DETK 220 kv II. >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 220 kv KISVÁRDA 220 kv >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 220 kv SZOLNOK 220 kv >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 220 kv TISZALÖK 220 kv >0.50 >0.50 >0.50 >0.50 SAJÓSZÖGED 400 kv FELSŐZSOLCA 400 kv SAJÓSZÖGED 400 kv GÖD 400 kv SAJÓSZÖGED 400 kv DEBR. JÓZSA 400 kv SAJÓSZÖGED 400 kv NYÍREGYHÁZA 400 kv ALBERTFALVA 220 kv DUNAMENTI 220 kv SÁNDORFALVA 400 kv BÉKÉSCSABA 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv ARAD 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv SUBOTICA 400 kv OROSZLÁNY 400 kv BICSKE DÉL 400 kv OROSZLÁNY 400 kv GÖNYŰ 400 kv OROSZLÁNY 400 kv GYŐR 400 kv OROSZLÁNY 400 kv MARTONVÁSÁR 400 kv IV-5. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2030-ra számított értékei, optimista forrásoldalú eset

142 Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja Bontott vezeték túloldali végpontja 2030 nyár, magas terhelésfelfutás 2030 nyár, alacsony terhelésfelfutás 2030 tél, magas terhelésfelfutás 2030 tél, alacsony terhelésfelfutás PAKS 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv I PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv II PAKS 400 kv PÉCS 400 kv PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv IV-6. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2030-ra számított értékei, erőműhiányos forrásoldalú változat A 2020-as és 2025-ös optimista forrásoldalú modellre kapott eredmények között azokra az erőművi csomópontokra nézve, amelyek mindhárom sarokév modelljeiben szerepelnek nincs jelentős eltérés. A kritikus zárlathárítási idők minden esetben jóval az Üzemi Szabályzat áltat előírt 160 ms felett vannak. A legalacsonyabb értékek a Paksi Atomerőműnél figyelhetők meg, ahol az új blokkok belépése (2025- re egy, 2030-ra két új blokk) kismértékben csökkenti a kritikus zárlathárítási időket, de még a legalacsonyabb érték (220 ms) is bőven az előírt 160 ms felett van. 34 Az erőműhiányos változatoknál is megfigyelhető ugyanez a tendencia, de ezekben az esetekben mindig magasabb értékek adódtak, mint az optimista forrásoldalú modelleken. A 2014-es Hálózatfejlesztési Tervben 2019-re, 2024-re és 2030-ra számított kritikus zárlathárítási időkkel ahol lehetséges volt a megfelelő eseteket összevetve nem tapasztalhatók jelentős eltérések, de 2030-ra jelen Tervben némileg magasabb kritikus zárlathárítási idők adódtak. A IV-7-9. táblázatok a Paksi Atomerőmű új blokkjaira számított kritikus zárlathárítási időket mutatják, karbantartással gyengített hálózat mellett. 34 A vizsgált modellekben az erőművek az állandósult állapotbeli számítások során beállítottakkal azonos meddőteljesítmény-munkapontokban üzemeltek

143 Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-ALBERTIRSA 400 kv Bontott vezeték túloldali végpontja 2025 nyár, magas terhelésfelfutás 2025 nyár, alacsony terhelésfelfutás 2025 tél, magas terhelésfelfutás 2025 tél, alacsony terhelésfelfutás PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-LITÉR 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv II. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-TOPONÁR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II IV-7. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjára számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2025, optimista forrásoldalú változat

144 Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-ALBERTIRSA 400 kv Bontott vezeték túloldali végpontja 2030 nyár, magas terhelésfelfutás 2030 nyár, alacsony terhelésfelfutás 2030 tél, magas terhelésfelfutás 2030 tél, alacsony terhelésfelfutás PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-LITÉR 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv II. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-TOPONÁR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II IV-8. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjaira számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2030, optimista forrásoldalú változat

145 Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-ALBERTIRSA 400 kv Bontott vezeték túloldali végpontja 2030 nyár, magas terhelésfelfutás 2030 nyár, alacsony terhelésfelfutás 2030 tél, magas terhelésfelfutás 2030 tél, alacsony terhelésfelfutás PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-LITÉR 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv II. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-TOPONÁR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv II IV-9. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjaira számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2030, erőműhiányos forrásoldalú változat A Paksi Atomerőmű új blokkjaira, karbantartások figyelembevételével kapott kritikus zárlathárítási idők között 210 ms a legkisebb érték (lásd IV-7-9. táblázatok), ami több karbantartás/zárlatos vezeték kombináció esetében is előfordult, a 2030-as optimista forrásoldalú modelleken. Ennek oka, hogy ebben a változatban már mindkét új blokk szerepel. Az elvártaknak megfelelően az eredményekből látható, hogy az egy új blokkot tartalmazó változatokra (2025-ös optimista és 2030-as erőműhiányos forrásoldalú modellek) kedvezőbb eredmények adódtak

146 Összességében sem javuló, sem romló tendencia nem figyelhető meg, az egyes sarokévek modellváltozatai megfelelnek a tranziens stabilitásra vonatkozó követelményeknek. Mindezek alapján elmondható, hogy a Hálózatfejlesztési Tervben előirányzott fejlesztések tranziens stabilitási problémákat nem okoznak

147 V. Feszültség- és meddőteljesítmény-viszonyok elemzése A magyar villamosenergia-hálózat feszültség- és meddőteljesítmény-viszonyait a nagyterhelésű és kisterhelésű állapotokra végzett U/Q vizsgálatok alapján lehet megítélni. Vizsgálatainkat mindegyik felfutásra és évszakra vonatkozólag elvégeztük. Vizsgálataink során a csúcsterheléses modellekből kiindulva alakítottuk ki a völgyterheléses modelleket a PEMMDB magyar terhelési adatsorának csúcs- és völgyterhelésének megfelelően. A csúcsidei modellek esetében nem vettük figyelembe a rendelkezésre álló elosztói engedélyesek kezelésében lévő kondenzátortelepeket, azokat kikapcsoltnak tételeztük fel. A modellek megalkotásánál nem számoltunk a már meglévő söntfojtók cseréjével, illetve feltételeztük, hogy újonnan létesítendő 400/132 kv-os transzformációval rendelkező táppontokba 70 Mvar-os tercier söntfojtók kerülnek beépítésre, Szigetcsép alállomás kivételével. A fentiek alapján látható, hogy az egyes modellek előállítása során törekedtünk, a legrosszabb eseteket figyelembe venni. A vizsgálat során ahol szükség volt több megoldási lehetőséget is megvizsgáltunk, melyek segítségével a feszültségprofilok a szabványos tartományokban tarthatónak bizonyultak. A megoldások közül az operatív üzemelőkészítés (HOSZ és FTSZ) feladata lesz kiválasztani a legmegfelelőbbet. A vizsgálatok eredményei alapján kijelenthetjük, hogy a jelen stratégiában megfogalmazott hálózatfejlesztési elképzelések mentén alakuló, fejlődő magyar villamosenergia-rendszer U/Q szabályozhatósága minden vizsgált fejlesztési sarokévben biztosított. A vizsgálati eredményfájlokban megjelenő nem konvergens esetek a külső hálózat helyi feszültségszabályozási nehézségeire vezethetőek vissza, így ezen eseteket nem említjük a további megállapításaink között. V.1. Nagyterhelésű rendszerállapotok A nagyterhelésű modellek feldolgozása során nem találtunk sehol feszültségtartási problémát a sarokévek modelljeiben. A modellekben a normál kapcsolási állapotból

148 eredően jelentős számú távvezeték üzemel, ami a völgyterhelésű modellekben nehézségeket okoz, de ekkor nagyterhelésű állapotokban jelentős segítséget nyújtanak. A csúcsterheléses modellek esetén a feszültségek a 132 kv-os hálózaton jellemzően a 120 kv-os feszültségérték fölött voltak, annak ellenére, hogy a középfeszültségű kondenzátortelepeket (~Σ190 Mvar-t) kikapcsoltuk a modellekben. A kiesésvizsgálatok pedig kimutatták, hogy a sarokévekben elegendő mértékű meddőtermelési képesség többlet van a magyar villamosenergia-rendszerben. V évi csúcsterheléses modellek A modellek a 2020-as időpontra vonatkozó magas felfutású esetek csúcsterhelési modellekből képzettek oly módon, hogy a közötti hálózatfejlesztéseket nem vettük figyelembe, továbbá a terheléseket a terhelésfelfutásnak megfelelően csökkentettük. Az erőművek esetében az erőműhiányos forrásoldalú eseteket vettük figyelembe. Megvizsgáltuk a középfeszültségű kondenzátortelepek nélküli eseteket is. A modelleket jellemző fő adatokat az alábbi táblázatok tartalmazzák: [MW] Hazai termelés Hazai fogyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ export) Tranzit Nyár Nyár Köf. Kondenzátor nélkül Tél Tél Köf. Kondenzátor nélkül V-1. Táblázat

149 [Mvar] Nyár Nyár köf. Kondenzátor nélkül Tél Tél köf. Kondenzátor nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye Import Szumma erőművi termelés Forrás összesen Fogyasztói terhelés Söntfojtókon elnyelt Transzformátorok mágnesező teljesítménye Soros veszteség a hálózaton Nyelő összesen V-2. Táblázat Az így kapott modelleken az N-1 vizsgálat során nem tapasztaltunk határértéksértéseket sem a kondenzátortelepeket tartalmazó sem anélküli esetekben 35. N-1-1 vizsgálat során csak a kondenzátortelepek nélküli esetben tapasztaltunk elosztóhálózatot érintő alacsony feszültségeket a Miskolc környéki nagyfogyasztókat kiszolgáló csomópontokban (SAJIF1FO (ACÉL), BCGA, BVK, 102,7-104,9 kv), illetve Bükkábrány Ózd Encs által határolt térségben ( kv) a Göd Sajószöged és a Sajószöged Mukachevo 400 kv távvezetékek kiesése esetén nyári csúcsidőszaki modellben. Üzemelő kondenzátortelepek mellett a 132 kv-os hálózatrészen megjelenő határértéksértések a sajóivánkai és felsőzsolcai 132 kv-os gyűjtősínekre korlátozódnak, melyek fokozatléptetésekkel megszüntethetőek. Az átviteli hálózaton, jellemzően az ukrán sziget kiesései okoznak problémát. A Debrecen Józsa Sajószöged Felsőzsolca Sajóivánka 400 kv-os íven figyelhetőek meg alacsony feszültségek. A Sajószöged Mukachevo és Göd Sajószöged 400 kv os távvezetékek, illetve a Burshtyn 400 kv-os 330/750 kv-os kapcsolatának egyidejű kesése esetén. A kisvárdai 220 és 132 kv-os és 35 A sajóivánkai 400 kv-os sín alacsony feszültségeit a Sajóivánka Felsőzsolca 400 kv-os távvezeték kiesése esetén nem tekinthetjük relevánsnak a Sajóivánka Rimavska Sobota távvezeték üzembehelyezéséig. Ebben az esetben a sín csupán a 132 kv-os hálózat felől üresen járó miatt annak áttétele szerinti feszültségre áll be. A fokozatléptetésével az ekkor megjelenő határértéksértés elkerülhető, így a továbbiakban azt az esetet mint nem releváns határértéksértés kontingencia pár nem emeljük ki. Hasonlóan eltekintünk a későbbiekben ugyanezen pont N-1-1 esetbeli határértéksértéseitől is, amennyiben az mindkét csatlakozó 400 kv-os kapcsolatának elvesztésének következménye

150 tiszalöki 132 kv-os gyűjtősíneken is tapasztalható alsó feszültség határértéksértés a Sajószöged Kisvárda 220 kv-os távvezeték és a mukachevoi 400/220 kv-os egyidejű kiesése esetén azonban ezen elosztóhálózati határértéksértés ok fokozatléptetésének segítségével megszüntethető. Az eredmények alapján megállapítható, hogy az ukrán sziget és az észak-kelet magyarországi 400 kv-os hálózat is nagymértékben támaszkodik kölcsönösen egymásra. A függés negatív hatásait nagymértékben csökkenti majd a 750 kv-os végpont Kisvárda környékére történő telepítése, illetve a jelenlegi nyomvonal 400 kvon történő hasznosítása Debrecen Józsa alállomás kétoldalú megtáplálásának céljából. (A kontingenciavizsgálat eredményfájljait az UQ/KontingenciaCsúcs/2018 könyvtár tartalmazza.) V évi csúcsterheléses modellek A modellek a 2020-as időpontra vonatkozó csúcsterhelési magas terhelésfelfutású erőműhiányos eseti modelleket, illetve a belőlük elosztói engedélyesek kondenzátorait kikapcsolt állapotúnak feltételezett modelleket vizsgáltunk meg. A modelleket jellemző fő adatokat az alábbi táblázatok tartalmazzák: [MW] Hazai termelés Hazai fogyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ export) Tranzit Nyár Nyár Köf. Kondenzátor nélkül Tél Tél Köf. Kondenzátor nélkül V-3. Táblázat

151 [Mvar] Nyár Nyár köf. Kondenzátor nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye Tél Tél köf. Kondenzátor nélkül Import Szumma erőművi termelés Forrás összesen Fogyasztói terhelés Söntfojtókon elnyelt Transzformátorok mágnesező teljesítménye Soros veszteség a hálózaton Nyelő összesen V-4. Táblázat Az N-1 vizsgálatot elvégezve egyik modell esetében sem tapasztaltunk feszültséghatárérték-sértést. (A kontingenciavizsgálat eredményfájljait az UQ/KontingenciaCsúcs/2020 könyvtár tartalmazza.) Az N-1-1 vizsgálatok eredményfájljaiban megjelenő kisvárdai 220 kv-os táppont 132 kv-os sínjén megjelenő határérték sértés a léptetésével elkerülhető. A fokozat léptetés az elosztói engedélyesek középfeszültségű kondenzátortelepeinek bekapcsolása nélkül nem jelent megoldást továbbá az alacsony feszültségek az elosztóhálózatot is érintik Nyíregyháza térségében. A körülbelül 190 Mvar-os kapacitás fele az E.On. Titász területén található. A feszültségtartási nehézséget a Nyíregyháza Észak új 400 kv-os táppont fogja segíteni. V évi csúcsterheléses modellek A évi modellalkotással megegyező módon képeztünk modelleket a 2025-ös sarokév modelljeiből. A modelleket jellemző fő adatokat az alábbi táblázatok tartalmazzák:

152 [MW] Hazai termelés Hazai fogyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ export) Tranzit Nyár Nyár Köf. Kondenzátor nélkül Tél Tél Köf. Kondenzátor nélkül [Mvar] Nyár V-5. Táblázat Nyár köf. Kondenzátor nélkül Tél Tél köf. Kondenzátor nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye Import Szumma erőművi termelés Forrás összesen Fogyasztói terhelés Söntfojtókon elnyelt Transzformátorok mágnesező teljesítménye Soros veszteség a hálózaton Nyelő összesen V-6. Táblázat A sarokév csúcsterheléses modelljeiben releváns átviteli hálózati feszültség határértéksértést nem tapasztaltunk sem az N-1, sem az N-1-1 vizsgálatok során. Kondenzátor telep nélküli modellek esetében tapasztalt határértéksértések (Orosháza és Orosháza Üveggyár) a ok fokozatléptetéseivel elkerülhetőek. (A kontingenciavizsgálat eredményfájljait az UQ/KontingenciaCsúcs/2025 könyvtár tartalmazza.) V évi csúcsterheléses modellek A évi modellalkotással megegyező módon képeztünk modelleket a 2030-as sarokév modelljeiből. A modelleket jellemző fő adatokat az alábbi táblázatok tartalmazzák:

153 [MW] Hazai termelés Hazai fogyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ export) Tranzit Nyár Nyár Köf. Kondenzátor nélkül Tél Tél Köf. Kondenzátor nélkül [Mvar] Nyár V-7. Táblázat Nyár köf. Kondenzátor nélkül Tél Tél köf. Kondenzátor nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye Import Szumma erőművi termelés Forrás összesen Fogyasztói terhelés Söntfojtókon elnyelt Transzformátorok mágnesező teljesítménye Soros veszteség a hálózaton Nyelő összesen V-8. Táblázat Az N-1 vizsgálatot elvégezve egyik modell esetében sem tapasztaltunk releváns feszültség határértéksértést. (A kontingenciavizsgálat eredményfájljait az UQ/KontingenciaCsúcs/2030 könyvtár tartalmazza.) Az N-1-1 vizsgálatok során az sajóivánkai 400 kv-os gyűjtősín alsó határértéken kívül kerülhet a Sajóivánka Rimavska Sobota és a Kisvárda Dél Nyíregyháza 400 kv-os távvezetékek egyidejű kiesése esetén. Ezen határértéksértés a sajóivánkai 400/120 kv-os ok fokozatléptetésével megszüntethetőek. A Kimle Dél Szombathely és Szombathely Zurndorf 400 kv-os ív kiesése esetén a Kimle Dél alállomás mindkét 400 kv-os kapcsolatát elveszti, így ebben az esetben a 400 kv-os sínen megjelenő határértéksértések nem tekinthetőek mérvadónak. Kijelenthető, hogy a 2030-ig a hálózatfejlesztési terv sarokéveiben a csúcsterheléses időszakokban kellő mennyiségű feszültségszabályozási eszköz áll a rendszerirányító rendelkezésére a feszültség-meddőteljesítmény egyensúly előírt feszültséghatárok közötti megtartásához

154 V.2. Kisterhelésű rendszerállapotok Az új alállomásokban kiépített söntfojtókapacitás-növekedés eredményeként hosszú távon a rendszerben rendelkezésre fog állni mintegy 2850 Mvar-nyi névleges meddőnyelő kapacitás tercier söntfojtók formájában (két készlet 750 kv-os (2 * 290 Mvar) söntfojtót nem számítva). Ez a tény lehetővé teszi a rendszerirányító számára a feszültség-meddőszabályozáshoz szükséges meddőnyelés függetlenítését a többi piaci szereplőtől kis illetve nagy tranzitáramlásokkal jellemezhető üzemállapotokban is. Az alábbiakban szereplő esetekben vizsgáltuk azokat a forgatókönyveket, miszerint a generátorok meddőnyelő képessége nem elérhető, valamint legrosszabb esetként feltételeztük, hogy a középfeszültségű kondenzátortelepek is bekapcsolva maradnak mélyvölgy időszakában is. V évi völgyterheléses modellek A 2020-as sarokév alacsony terhelésfelfutású modelljeiből indultunk ki, melyeket a PEMMDB szerint alakítottunk át völgyterheléses modellekké. A fogyasztások skálázásán és az egyes fejlesztések visszagörgetésén felül az erőművi meddőteljesítmény-nyelő képességeket megszüntettük. A középfeszültségű kondenzátortelepeket bekapcsoltnak tételeztük fel. A modelleket jellemző fő adatokat az alábbi táblázatok tartalmazzák: [MW] Hazai termelés Hazai fogyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ export) Tranzit Nyár Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül V-9. Táblázat

155 [Mvar] Nyár Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye Import Szumma erőművi termelés Forrás összesen Fogyasztói terhelés Söntfojtókon elnyelt Transzformátorok mágnesező teljesítménye Soros veszteség a hálózaton Nyelő összesen V-10. Táblázat Az említett beavatkozásokkal kapott modelleken N-1 és N-1-1 vizsgálatot végeztünk. A vizsgálat során releváns határértéksértésekkel nem találkoztunk. A kimenetekben megtalálható magas feszültségek operatív beavatkozásokkal 36 elkerülhetőnek bizonyultak. A nem konvergens eseteket egyedileg megvizsgálva nem tapasztaltunk releváns határértéksértéseket. A kontingenciavizsgálat eredményét az UQ/KontingenciaVölgy/2018 könyvtár tartalmazza. V évi völgyterheléses modellek Az előző ponthoz hasonlóan az erőművi meddőteljesítmény-nyelő képességeket megszüntettük, a fogyasztásokat csökkentettük. A modelleket jellemző fő adatokat az alábbi táblázatok tartalmazzák: [MW] Hazai termelés Hazai fogyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ export) Tranzit Nyár Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül V-11. Táblázat 36 fokozat léptetések, söntfojtó kapcsolások

156 [Mvar] Nyár Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye Import Szumma erőművi termelés Forrás összesen Fogyasztói terhelés Söntfojtókon elnyelt Transzformátorok mágnesező teljesítménye Soros veszteség a hálózaton Nyelő összesen V-12. Táblázat Az eredményekben megjelenő magas feszültségek jelentős része a Burshtyn Zapadnoukrainska 330 kv-os távvezeték vagy az zapadnoukrainskai 750/330 kv-os kiesésére vezethető vissza, melyek hatására az üresen járó 750 kvos távvezeték rásugarasodik a magyar rendszerre. A feszültség határértéksértések ekkor a távvezeték illetve a hozzá kapcsolódó segítségével kikapcsolásával megszüntethetőek. A belföldi nem konvergens kiesési eseteket manuálisan egyedileg megvizsgálva nem tapasztaltunk határértéksértéseket. A kontingenciavizsgálat eredményét az UQ/KontingenciaVölgy/2020 könyvtár tartalmazza. V évi völgyterheléses modellek A 2020-as modellekkel megegyező metodológia szerint az erőművi meddőteljesítmény-nyelő képességeket megszüntettük, a fogyasztásokat csökkentettük. A modelleket jellemző fő adatokat az alábbi táblázatok tartalmazzák:

157 [MW] Hazai termelés Hazai fogyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ export) Tranzit Nyár Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül [Mvar] Nyár V-13. Táblázat Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye Import Szumma erőművi termelés Forrás összesen Fogyasztói terhelés Söntfojtókon elnyelt Transzformátorok mágnesező teljesítménye Soros veszteség a hálózaton Nyelő összesen V-14. Táblázat Az modelleken végzett N-1 és N-1-1 vizsgálatotok során tapasztalt feszültség határértéksértések a határértéksértés helyén lévő ok fokozatléptetésével elkerülhetőek. A megfigyelt releváns határértéksértések a Kisvárda déli illetve a sajóivánkai 400 kv-os gyűjtősíneken voltak. A már korábban említett 750 kv-os sugarasodás eredménye a Nyíregyháza Észak alállomásban megjelenő magas feszültség, mely a sugarasodott 750 kv-os távvezeték kikapcsolása esetén megengedett értékűre csökken. A kontingenciavizsgálat eredményét az UQ/KontingenciaVölgy/2025 könyvtár tartalmazza. V évi völgyterheléses modellek Az előző ponthoz hasonlóan jártunk el a modellek kialakítása során. A modelleket jellemző fő adatokat a következő táblázatok tartalmazzák:

158 [MW] Hazai termelés Hazai fogyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ export) Tranzit Nyár Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül [Mvar] Nyár V-15. Táblázat Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye Import Szumma erőművi termelés Forrás összesen Fogyasztói terhelés Söntfojtókon elnyelt Transzformátorok mágnesező teljesítménye Soros veszteség a hálózaton Nyelő összesen V-16. Táblázat A Kisvárda Dél alállomásban megjelenő határértéksértések a 750 kv-os távvezeték üresjárásának következményei. A magasabb feszültségértékek esetén a távvezeték kikapcsolandó. A futtatási eredményekben megjelenő határértéksértések egyedi szimulációk alapján elkerülhetőnek bizonyultak. A megjelenő határértéksértések a PSSE korlátozott UQ szabályozására voltak visszavezethetők. A kontingenciavizsgálat eredményét az UQ/KontingenciaVölgy/2030 könyvtár tartalmazza. V.3. U/Q Összefoglalás A 2014-es hálózatfejlesztési tervhez képest jelentős változások nem érhetőek tetten egyik változatban sem. Az erőmű járatások jelentősen befolyásolják a terv U/Q viszonyait. A beruházások elmaradása miatt a kelet-magyarországi feszültségtartás rövid távon nem lesz olyan kritikus völgyidőszakok esetében mint csúcsterheléses esetekben

159 A Tiszai Erőmű gépegységeinek továbbra is fennálló állandó hiánya miatt az északkelet-magyarországi régióban a 400 és 220 kv-os hálózat feszültsége karbantartásos időszakokban rövid távon jelentősen csökkenhet. A keletmagyarországi feszültség problémákat orvosolják, az újonnan létesíteni tervezett hurokzárások Albertirsa Debrecen Józsa Kisvárda Dél, Sajóivánka Rimavská Sobota vagy a Kisvárda Veľké Kapušany, illetve a körzetben kialakításra kerülő új Nyiregyházi 400/132 kv-os táppont. Rövidtávon az ívzárások megvalósulásáig segítséget jelenthetne a feszültségtartás számára a kritikus Sajóivánka Felsőzsolca ív környékén nagyfogyasztók környezetében középfeszültségű kondenzátortelepek telepítése. A tervidőszak későbbi időpontjaiban a 400 kv-os hálózat kismértékű hossz- és hurkoltságnövekedése miatt az alsó határértéket elérő feszültségekre már nem kell számítani, a völgyidőszaki feszültségek uralásához pedig az újonnan létesített alállomások többlet tercier söntfojtói kellő mozgásteret biztosítanak. Az irányelv szerint a Szigetcsép alállomásba két tercier söntfojtó kerülne telepítésre, de számításaink alapján telepítésük nem indokolt, így számukra csupán a későbbi kiépítés lehetőségét célszerű biztosítani. Összefoglalva kijelenthető, hogy a vizsgált időszakban a magyar villamosenergiarendszerben elégséges mértékű feszültség-meddőteljesítmény-szabályzó eszköz áll majd rendelkezésre, a szabályozhatóság a vizsgált sarokévekben biztosított, azonban rövidtávon a Tiszai Erőmű állandó hiánya miatt a korábban megszokott feszültségértékek helyett alacsonyabbakra kell számítani, melynek operatív kezelése az üzemelőkészítés és üzemirányítás feladata. Erőműhiányos erőművi változat esetében a terv számításai alapján az észak-kelet magyarországi régióban hosszútávon is a korábbi gyakorlatnál alacsonyabb, névleges körüli vagy azt megközelítő, feszültségekre lehet számítani. A terv tartalmazza továbbá primer söntfojtók (2 * 290 Mvar) létesítését az albertirsai 750 kv-os fojtók pótlásaként Kisvárda Dél 750 kv-os alállomásban elhelyezve a zakhidnoukrainskai távvezeték továbbra is 750 kv-on üzemeltetett szakasza miatt

160 VI. Átvitelikapacitás-számítás VI.1. Bevezetés A MAVIR hálózatfejlesztési stratégiájának elsődleges célja a hazai fogyasztók költséghatékony, ugyanakkor megbízható villamosenergia-ellátásának közép- és hosszú távú biztosítása. Ezen célok megvalósítása közben számos olyan műszaki kérdés vetődik fel, melyek csak az átvitelikapacitás-számítás eszközrendszerével válaszolhatók meg teljes körűen. A villamosenergia-rendszer egyik fő tulajdonsága, és egyben a létjogosultságát is az adja, hogy képes a villamos energiát elszállítani a hálózat egy adott pontjáról egy másikba. Az viszont már közel sem olyan nyilvánvaló, hogy ez a jellemző nemcsak csomópontok, de teljes szabályozási rendszerek vonatkozásában is értelmezhető. E fejezetben a magyar villamos hálózat e globális teljesítményszállítási képességeit vizsgáljuk. VI.2. Szabványok, nemzetközi vonatkozások A magyar villamosenergia-rendszer az ENTSO-E nagyhálózat része, így a tervezésnél figyelembe kell venni mindazokat az előírásokat, melyeket e rendszeregyesülés szereplői, köztük a MAVIR is, közösen elfogadtak. Jelenleg Az Európai Parlament és a Tanács 714/2009/EK Rendelete van hatályban, melynek deklarált célja az, hogy az 1999 óta fokozatosan megvalósuló belső villamosenergiapiac a Közösség valamennyi fogyasztója, azaz a lakosság és a vállalkozások számára valós választási lehetőséget jelentsen, új üzleti lehetőségeket nyisson és bővítse a határokon átnyúló kereskedelmet, és ezáltal hatékonyságjavulást, versenypiaci árakat és magasabb szintű szolgáltatásokat teremtsen. Emellett természetesen legalább ugyanolyan fontos, hogy mindez hozzájáruljon az ellátás biztonságához és fenntarthatóságához. E dokumentum a hálózattervezésre vonatkozóan kötelező érvényű normatívákat nem ír elő, viszont megfogalmaz bizonyos elveket és elvárásokat. Ezen elvek egyike az, hogy a piac működése indokolatlanul nem korlátozható, a rendszerbiztonságra hivatkozva túlzott biztonsági tartalék nem tartható fenn. Ennek mintegy ellensúlyaként, arra való tekintettel, hogy a piac működése egyik szereplőt sem sodorhatja

161 veszélybe, megfogalmazódik az az elvárás is, hogy a rendszerirányítóknak koordinálniuk kell piaci tevékenységüket. Ezen elveknek csak úgy lehet maradéktalanul megfelelni, ha a rendszerirányítók folyamatosan figyelemmel kísérik átviteli kapacitásaik alakulását, és az összehasonlíthatóság megismételhetőség érdekében jól átlátható, formalizált kapacitásszámítási eljárásokat alkalmaznak. Az európai országok, s így hazánk is az ETSO 2001 októberében közzétett kiadványa, Procedures for cross-border transmission capacity assessment alapján számolja az átviteli kapacitásokat. Az egyes hálózatok különbözősége valamint eltérő üzemeltetése folytán a kapacitásszámítás minden részletét nem lehetett teljes körűen, minden részletre kiterjedően szabályozni, ezért az ETSO számos kérdés megoldását a rendszerirányítók hatáskörébe utalta. A MAVIR teljes átvitelikapacitás-számítási eljárását, összhangban az ETSO előírásokkal a MAVIR Üzemi Szabályzatának a határmetszékek szabad átviteli kapacitásának számításáról és publikálásáról szóló 8. fejezete tartalmazza. VI.3. Kapacitásszámítás elvi alapjai A hálózatszámítási gyakorlatban az átviteli kapacitásszámítás legkülönfélébb formáival lehet találkozni (export/import/szumma/tranzit stb.), ez azonban nem jelenti azt, hogy a meghatározásuk számottevően eltérő volna. Sőt, a különböző átvitelikapacitásszámítási fogalmak között olyan nagyfokú az elvi hasonlóság, hogy a paraméterezés megfelelő megválasztása után ugyanazokkal az eszközökkel számolhatók. A kapacitásszámítás legáltalánosabb formájában három szabályozási terület ismeretében végezhető el. Az exportáló és az importáló szabályozási rendszerek azok, amelyek között a teljesítménycsere végbemegy, a vizsgált szabályozási rendszer viszont az, melynek az üzembiztonságát meg kell őrizni. Az export illetve az import kapacitásszámítás egyik sajátossága az, hogy az exportáló illetve az importáló szabályozási rendszer egybeesik a vizsgált szabályozási rendszerrel. A kapacitás-számításnál alapelv, hogy mindenki a saját szabályozási rendszeréért felelős, ezért a rendszerirányítók vizsgált rendszerként általában a saját szabályozási rendszerüket szokták felvenni. A szállításban érintett többi rendszer biztonságát az garantálja, hogy a szállításokat egyeztetni kell az érintett rendszerirányítókkal,

162 amelyek a saját szemszögükből nézve (vizsgált szabályozási rendszerként a saját szabályozási rendszerüket felvéve) nyilvánvalóan megismétlik ugyanazokat a vizsgálatokat. A villamosenergia-kereskedelem a vizsgált szabályozási rendszer üzembiztonságát többféleképpen is veszélyeztetheti. A túlzott energiaszállítások szélsőséges esetben a feszültség összeomlását, termikus túlterhelődéseket és statikus stabilitási problémákat idézhetnek elő. Olyan erősen hurkolt, nagyfeszültségű hálózatoknál, mint amilyen a magyar átviteli hálózat is, a megengedettnél nagyobb kereskedelmi ügyletek hatására legelőször termikus túlterhelődések jelentkeznek. Emiatt a MAVIR által alkalmazott kapacitásszámítási eljárások a másik két üzembiztonsági kockázattal nem is számolnak. A vizsgált szabályozási rendszerben a termikus túlterhelődés fellépésének peremfeltételei csak abban az esetben számolhatók, ha pontosan ismertek azok a hálózatelemek, amelyek teljesítményáramlása a vizsgálatot végző számára lényeges. Ez lehet a vizsgált szabályozási terület összes hálózateleme, vagy annak csak egy része. Emellett gondolni kell arra is, hogy a szállítások során a hálózat bizonyos elemei meghibásodhatnak, s ezáltal tovább növekedhet a megmaradó hálózatelemeken a terhelés. Emiatt az átviteli kapacitás meghatározásához a vizsgált szabályozási rendszer esetében nemcsak a túlterhelődés szempontjából vizsgálandó hálózatelemeket, hanem a kieséseket is specifikálni kell. A kieséseknek nem kell feltétlenül a vizsgált szabályozási rendszerhez tartozniuk. A rendszerirányítók részéről bevett gyakorlat, hogy a saját kieséseiken kívül a szomszédos szabályozási területek kieséseit is megvizsgálják. Az átviteli kapacitás meghatározása mindezen kiindulási adatok birtokában a következő lépésekben végezhető el: 1. Az exportáló rendszer nettó csereteljesítményének kis lépésben történő növelése (ΔE), az importáló rendszer nettó csereteljesítményének ugyanilyen mértékű csökkentése. 2. A vizsgált szabályozási rendszer megfigyelt hálózatelemein a teljesítményáramlás meghatározása kiesés nélkül, és az összes előírt kiesésre. 3. Ha nincs túlterhelődés, akkor visszatérés az 1. pontba

163 4. Az exportáló illetve az importáló rendszer nettó csereteljesítményének legnagyobb, határérték túllépést még nem okozó megváltozásából (ΔEmax), az átviteli-kapacitás különböző mérőszámainak meghatározása. Az exportáló és az importáló rendszer nettó csereteljesítményének megváltoztatásához, e szabályozási rendszerek termelési mintázatát gépegységenként kell állítani. Az átvitelikapacitás-számítási feladatokra specializált számítási modulok ezt a feladatot automatikusan, valamilyen jól algoritmizálható módszer szerint végzik el, melyek közül a leggyakrabban alkalmazottak a prioritás alapú, a látszólagos teljesítménnyel, és a tartalék teljesítménnyel arányos teljesítménykiosztás. A különböző teljesítménykiosztási algoritmusok között az implementálhatóság, a kiadódó termelésmintázat hihetősége és az átviteli kapacitásra kapott eredmények tekintetében lényeges eltérések lehetnek. VI.4. Eloszlási tényezők, DC load-flow Az átviteli kapacitás előző pontban felvázolt elvi meghatározása a gyakorlati megvalósításra több szempontból is alkalmatlan. A load-flow számítások, melyeket a nettó csereteljesítmény megváltoztatása után újból és újból el kell végezni, nemlineáris jellegüknél fogva maguk is iteratív eljárások, így az átvitelikapacitás-számítás eredeti formájában túlságosan számításigényes. Másfelől a szállítások maximálisan megengedett mértékének megállapításakor a feszültségviszonyok alakulása nem játszik szerepet (a termikus túlterhelődésen kívül egyéb rendszerbiztonsági korlát nincs figyelembe véve), így teljesen felesleges azt minden egyes alkalommal pontosan kiszámolni. Mindezen problémákra egyszerre kínál megoldást a DC load-flow számítás és az ebből kiadódó teljesítményeloszlási tényezők. A DC load-flow számítás a hálózatelemek teljesítményáramlásának egy közelítő megoldása, mely három egyszerűsítő feltételezésen alapszik: a vezetékek induktív reaktanciája lényegesen nagyobb, mint az ohmos ellenállása, a terhelési szögek kicsik, és a feszültségek viszonylagos egységben egységnyiek (a PSS E ennél pontosabban számol, a feszültségeket konstansnak tekinti és értéküket a kiindulási modellből AC load-flow számítással határozza meg). Mindezekkel az egyszerűsítésekkel a vezetékáramlások megváltozása és a szállítások között lineáris összefüggések írhatók fel, melyekből az átviteli kapacitás iteráció nélkül, lineáris extrapolációval meghatározható. A lineáris

164 összefüggésekben szereplő együtthatók a teljesítményeloszlási tényezők, melyek a vezetékáramlásokkal együtt, a DC load-flow számítás eredményeként adódnak. Az eloszlási tényezők azt adják meg, hogy egységnyi teljesítményszállítás hatására a vizsgált hálózatelem hatásos teljesítményáramlása hogyan változik. Az eloszlási tényezőknek két különböző formájuk van. A szakirodalomban megkülönböztetésükre a PTDF (Power Transfer Distribution Factor) és az OTDF (Outage Transfer Distribution Factor) elnevezéseket használják. Mindkettő ugyanannak a DC load-flow számításnak az eredményeiből számolható, és az egyik a kiindulási hálózatra, a másik pedig annak egy kieséssel gyengített változatára érvényes. A DC load-flow számítás alkalmazásának nyilvánvaló előnyei mellett számos árnyoldala is van. A kapacitásszámítás most felvázolt módszerével nem lehet prioritás alapú teljesítménykiosztást megvalósítani. A lineáris extrapoláció előnyeit nem lehetne kihasználni, ha a teljesítménykiosztás során figyelembe lennének véve az egyes gépegységek teljesítménykorlátai. Emiatt számolni kell azzal, hogy nagy átviteli kapacitások esetén, a teljesítménykiosztás eredményeként kiadódó gépteljesítmények jóval nagyobbak, mint az a valóságban lehetséges. A szakirodalomban ezt a jelenséget hívják overutilization -nak. A valóságosnál nagyobb gépteljesítmények okozta hiba az eredmények kiértékelésekor, a ΔEmaxhoz tartozó legszigorúbb rendszerbiztonsági korlát gondos megválasztásával viszonylag könnyen elkerülhető. VI.5. Az átviteli kapacitás mérőszámai Az átvihető kapacitás mérésére számos mutató áll rendelkezésre. A kapacitásszámítás elvi alapjait bemutató pontban szereplő (ΔEmax) az egyik legegyszerűbb ilyen mérőszám. Gyakorlati alkalmazását megnehezíti, hogy a számítási adatok bizonytalanságát kompenzáló biztonsági sávot nem tartalmaz. Előnye, hogy a hálózatszámítási modellből közvetlenül számolható, jelentése pedig világos. Hátránya viszont, hogy az átvihető teljesítménynek csak a növekményét adja meg, az a teljesítményszállítás, amely a vizsgálathoz használt hálózatmodellben az exportáló és az importáló rendszerek között alapesetben jelen van, a ΔEmax értékében nem jelenik meg. A Hálózatfejlesztési Tervben az átviteli kapacitások NTC és áramlásalapú módszer szerint is meg vannak határozva. Mindkét módszer mellett szólnak érvek és

165 ellenérvek. Noha köztudottan sok a hibája, a jelenlegi rendszerirányítói gyakorlatban az NTC alapú kapacitásszámítás a meghatározó. Az áramlásalapú kapacitás meghatározás ezzel szemben az előbb jelzett hibák nagy részét orvosolja, de csekély elterjedtsége folytán még nem lehet tudni, hogy mennyire használható. VI.6. Az NTC alapú kapacitásszámítás mérőszámai Az NTC alapú kapacitásszámítással összefüggésben 5 egymással szoros kapcsolatban álló mutatót különböztetnek meg: Teljes átviteli kapacitás (TTC), Átviteli biztonsági tartalék (TRM), Nettó átviteli kapacitás (NTC), Előzetesen lekötött kapacitás (AAC) és Rendelkezésre álló átviteli kapacitás (ATC). Ezek közül csak a Nettó átviteli kapacitás és a Rendelkezésre álló átviteli kapacitás az, amit végül használnak, a többi jellemző csak a számítások átláthatósága miatt szükséges. Az NTC egy abszolút, az ATC pedig egy relatív mennyiség, abban az értelemben, hogy a már lekötött kapacitásokhoz viszonyítva adja meg a többlet export vagy import lehetőségeket. Az NTC alapú kapacitásszámítás mérőszámainak kapcsolata a VI-1. ábrán látható. Az előzetesen lekötött kapacitást szokták Alapesetben foglalt kapacitás -nak (BCE) is nevezni, s az ábrán is ez látható. A két fogalom között csak megközelítésbeli (kereskedői/mérnöki) különbség van, a tartalmuk viszont ugyanaz. VI-1. ábra NTC alapú kapacitásszámítás mérőszámai közti kapcsolat

166 Az NTC alapú mérőszámok alkalmazásának alapvetően két korlátja van. Az egyik ezek közül, hogy több egyidejű szállítás esetén az átviteli kapacitások kölcsönhatást gyakorolnak egymásra, és emiatt nem szuperponálhatók. Az a villamosenergiarendszerek egyesítésének korai szakaszából származó vélekedés, mely szerint a villamosenergia-szállítások csak lokálisan, a leszerződött szállítási útvonalak (határkeresztező vezetékek) mentén befolyásolják jelentősen a teljesítményáramlásokat, mára már nyilvánvalóan nem igaz. A másik ezzel szorosan összefüggő probléma, hogy a teljesítményáramlások irányát nem a lekötött kereskedelmi útvonalak, azaz a kereskedők által megállapított AAC, hanem a Kirchhoff-törvények határozzák meg. Végső soron ez az oka annak, hogy az előre lekötött kapacitások megkötésének módjától függően egyazon hálózatmodellre több különböző NTC is számolható. A számítási eredmények reprodukálhatósága miatt ezért elengedhetetlen, hogy az NTC mellett a hozzá tartozó AAC is meg legyen adva. Teljes átviteli kapacitás, TTC (Total Transfer Capability) Két szabályozási terület teljes átviteli kapacitása az a maximálisan megköthető teljesítménycsere-program, amely egy előre ismert kapcsolási képet, termelési és fogyasztási mintázatot feltételezve még eleget tesz a vizsgált rendszerben alkalmazott biztonsági kritériumoknak. A TTC két összetevőből áll. A kereskedelmi megállapodásokban rögzített, előre lekötött kapacitásokból (BCE), és az efölött még üzembiztosan realizálható többletszállításból (ΔEmax). ΔEmax meghatározására vonatkozóan a kapacitásszámítás elvi alapjait ismertető pont ad útmutatást. TTC=BCE+ΔEmax Átviteli biztonsági tartalék, TRM (Transmission Reliability Margin) Az átviteli biztonsági tartalék a TTC számítási bizonytalanságait veszi figyelembe. A TRM nagyságát a rendszerirányítók határozzák meg, hogy a saját villamosenergiarendszerük biztonságos működését szavatolják. Az átviteli biztonsági tartalék megállapítása mindig kompromisszumok eredménye. Túl nagy nem lehet, mert akkor beszűkülnek a piaci lehetőségek, de túl kicsi se, mert akkor a rendszer biztonsága

167 kerül veszélybe. Nagysága a hálózaton bekövetkezett változásokkal egyidejűen folyamatosan módosul. Az átviteli biztonsági tartalékkal az alábbi bizonytalansági tényezőket szokás figyelembe venni: 1. A fizikai áramlások nem várt megváltozása a terhelés frekvenciafüggő szabályozása folytán. 2. Váratlan kiesések esetére fenntartott, kölcsönös kisegítési megállapodásokban lekötött teljesítmények. 3. Az adatgyűjtésben és a hálózati mérésekben mutatkozó pontatlanságok, bizonytalanságok. Nettó átviteli kapacitás, NTC (Net Transfer Capacity) Két szabályozási terület nettó átviteli kapacitása az a maximálisan megköthető teljesítménycsere-program, amely még eleget tesz a vizsgált rendszerekben alkalmazott biztonsági kritériumoknak, és figyelembe veszi a vizsgálathoz használt hálózatmodell bizonytalanságait. NTC=TTC-TRM Előzetesen lekötött kapacitás, AAC (Already Allocated Capacity) Két szabályozási terület előzetesen lekötött kapacitása mindazon teljesítményszállítások összessége, melyekről az érintett felek szállítási jogok formájában előre megállapodnak. A szállítási jogok az érvényben lévő kereskedelmi megállapodások részei, melyen belül, megkötésük módjától függően sokféle alakot ölthetnek: erőművi kapacitás-lekötések, kereskedelmi csereprogramok stb. Rendelkezésre álló átviteli kapacitás, ATC (Available Transmission Capacity) Két szabályozási terület között rendelkezésre álló átviteli kapacitás az NTC azon része, mely a kapacitáskiosztás teljes folyamata után, további kereskedelmi

168 felhasználás céljára még megmarad. A rendelkezésre álló kapacitást szokás az alábbi formulával megadni: ATC=NTC-AAC VI.7. Az áramlásalapú kapacitásszámítás mérőszámai Az áramlásalapú mérőszámok legnagyobb előnye, hogy az eloszlási tényezők alkalmazásával több egyidejű szállítás vizsgálatára is felhasználhatók. Egymás közti kapcsolatuk a VI-2. ábrán látható. Az áramlás és az NTC alapú kapacitásszámítás mérőszámai elnevezésükben nagyon hasonlítanak egymásra, de ez a hasonlóság csak látszólagos. Míg az NTC számítás eredménye az exportáló és az importáló szabályozási rendszerek közti maximális teljesítménycsere, addig ennek áramlásalapú megfelelője az a fizikai áramlás, mely e két rendszert összekötő metszéken maximálisan megengedhető. Teljes átviteli áramlás, TTF (Total Transfer Flow) Két szomszédos rendszer közti metszéken megengedhető maximális teljesítményáramlás, figyelembe véve a bizonytalanságokat. Kiindulási átviteli áramlás, NTF (Notified Transmission Flow) Két szomszédos rendszer metszékén alapesetben folyó, valós teljesítményáramlás. Mint az a VI-3. ábrán látható, a kiindulási átviteli áramlás további négy összetevőre bontható. Rendelkezésre álló átviteli áramlás, ATF (Available Transfer Flow) A metszéken megengedhető további fizikai teljesítményáramlás nagysága, a bizonytalanságok figyelembevételével

169 VI-2. ábra Az áramlásalapú kapacitásszámítás mérőszámai közti kapcsolat VI.8. Az áramlásalapú és az NTC alapú mérőszámok kapcsolata Az áramlásalapú és a kapacitásalapú mérőszámok közti kapcsolatot a VI-3. ábra mutatja be. Ezen jól látható a kiindulási átviteli áramlás négy összetevője. Az alapáramlási tag azokat a hurokáramlásokat veszi figyelembe, amelyek akkor folynának, ha minden szabályozási rendszer kiegyenlített volna. Erre tevődik rá az adott metszékre előzetesen lekötött kapacitás (AAC) okozta áramlás, azok az áramlásösszetevők, melyeket más szabályozási rendszerek közti szállítások okoznak (nem szándékolt tranzit), és azok az áramlási tagok, amelyek a többi metszékre előzetesen lekötött kapacitások miatt folynak. Mindezen összetevők meghatározásához csak a kiindulási metszékáramlás, valamint a megfelelő teljesítmény eloszlási tényezők és az előre lekötött kapacitások ismerete szükséges

170 VI-3. ábra Az áramlásalapú és az NTC alapú mérőszámok kapcsolata Még ennél is egyszerűbb a rendelkezésre álló átviteli kapacitás (ATC) és a rendelkezésre álló átviteli áramlás (ATF) kapcsolata. E két mérőszám csak egy teljesítményeloszlási tényezőben tér el egymástól, mely azt adja meg, hogy a vizsgált metszékkel összekötött két szabályozási rendszer közti teljesítménycsere hatására ugyanannak a metszéknek hogyan változik a hatásosteljesítmény-áramlása. VI.9. Elvégzett vizsgálatok ismertetése Az átviteli kapacitások megfelelősége többféle megközelítésből vizsgálható. Az alábbi felsorolás közel sem teljes, és csak a legfontosabb szempontokat tartalmazza. 1. A klasszikus beszállítási útvonalakon a korábbiakhoz képest kellően nagy átviteli kapacitások állnak-e rendelkezésre? 2. A nagy európai tranzitáramlások milyen mértékben veszélyeztetik a magyar villamosenergia-rendszer üzembiztonságát. 3. Kell-e attól tartani, hogy a tranzitáramlások hatására esetleg megengedhetetlenül lecsökken a klasszikus beszállítási útvonalakon az átviteli kapacitás?

171 4. A magyar villamosenergia-rendszer maximálisan mekkora export és import lebonyolítására alkalmas? A fenti kérdések megválaszolására az átviteli kapacitásszámítás különböző formáit választottuk. Ezek részletes leírása a következő pontokban olvasható. Relációnkénti export/import kapacitások A magyar villamosenergia-rendszer ellátásbiztonsága szempontjából létfontosságú, hogy minél nagyobb import kapacitás álljon rendelkezésre, s azt minél több irányból lehessen igénybe venni. Emellett azt tapasztaljuk, hogy az utóbbi időben felértékelődött az export kapacitások jelentősége is. Ezért a korábbi évek gyakorlatának megfelelően idén is végeztünk relációnkénti export és import kapacitásvizsgálatokat. Ezeket az áramlás és az NTC alapú módszertannak megfelelően két változatban készítettünk el. Az NTC számítás során export és import irányban a VI-1. táblázatban szereplő átviteli biztonsági tartalékokat (TRM) használtuk. ΔEmax meghatározásához a generátorok látszólagos teljesítményével arányos teljesítménykiosztást alkalmaztunk. A rendszerbiztonsági feltételek teljesülését csak azokra a magyar, 220 kv-os vagy azt meghaladó feszültségű hálózatelemekre ellenőriztük, amelyek teljesítményeloszlási tényezője az adott szállításra meghaladta a 3 százalékot. A vizsgálandó kiesési lista a magyar 132 kvos vagy afölötti feszültségű hálózatelemekből és a szomszédos országok 220 kv-os vagy azt meghaladó feszültségű hálózatelemeiből tevődött össze. METSZÉK TRM EXP [MW] TRM IMP [MW] Szlovák Osztrák Horvát Szlovén Ukrán Román Szerb VI-1. táblázat Az NTC számításhoz használt átviteli biztonsági tartalék (TRM) Az export/import kapacitásszámítás fő hiányossága, hogy a szállítások egymásra hatása nem kerül figyelembevételre, ami a nagy hurkoltsági fokú rendszerekben kapacitás túlajánlatot (túlkínálatot) eredményez. Azért, hogy valamennyire korlátozzuk a túlkínálatot, műszaki megfontolások alapján célszerű maximalizálni a számított bilaterális NTC értékeket. A limitálás alapja a metszéket alkotó 400 kv-os

172 vagy annál nagyobb feszültségű határkeresztező vezetékek termikus terhelhetősége. Egy 400 kv-os távvezetékből álló metszék esetén e korlát 1300 MW. Többvezetékes metszékek esetén az i-edik vezeték kapacitását már csak csökkentett értékkel, 1/sqrt(i)-szeresével vesszük figyelembe. Több egyidejű szállítás együttes vizsgálatának másik módja az áramlásalapú mérőszámok használata, ehhez viszont a kapacitásadatokon kívül teljesítményeloszlási tényezőkre is szükség van. Mivel a nemzetközi villamosenergia-kereskedelemben jelenleg az NTC az elfogadott, ezért a relációnkénti export/import kapacitásokat az NTC alakulásán keresztül mutattuk be. Emellett a szlovák importlehetőségek tárgyalása során az áramlásalapú kapacitásszámítási mérőszámok használatára egy egyszerű példát is megadtunk. Ebből a mintapéldából és az NTC valamint az áramlásalapú mérőszámok kapcsolatát bemutató fejezetből képet lehet alkotni arról, hogy az áramlásalapú kapacitásszámítási mérőszámok többszörös szállítási elrendezések esetén hogyan használhatók a szabad kapacitások meghatározására. Ennek legkiforrottabb formájával akkor lehet találkozni, amikor egy régió országai szabad átviteli kapacitásaikat közösen, áramlásalapú módszertan szerint határozzák meg és értékesítik. A mindennapi gyakorlatban relációnkénti export/import kapacitásszámításokat elsősorban azért végeznek, hogy beárazhatóvá, eladhatóvá tegyék azokat. Egy hosszú évekre előretekintő vizsgálatsorozatnál azonban teljesen mások a prioritások. Az átviteli kapacitások a hálózat pillanatnyi állapotától függően széles tartományok között változhatnak, így nem is remélhető, hogy a jövőbeni árbevételek az előzetes számításoknak megfelelően alakulnak. Emiatt a kapacitások abszolút értéke alig fontos, viszont annál fontosabbak mindazok a trendek, és relációnként jelentkező hálózati szűkületek, amelyek a számítások elvégzése során jelentkeznek. Szumma export/import kapacitások Az energiaellátás tervezhetősége szempontjából alapvető kérdés, hogy a villamosenergia-hálózat összesen mekkora teljesítmény be- illetve kiszállítására képes. Ettől függ az, hogy szükség van-e új erőművek építésére, illetve, hogy a meglévő erőművek teljesítménye eladható-e külföldön. A szumma import/export kapacitást ugyanúgy határozzuk meg, mintha relációnként volna számolva, azzal a különbséggel, hogy az import nem egy kijelölt irányból, az export pedig nem egy

173 kijelölt irányba történik, hanem az együttműködő energiarendszer valamennyi forrása (erőműve), részt vesz a feltételezett tranzakcióban. A teljesítménycsere így minden bizonnyal a vizsgált hálózatelemeket a lehető legegyenletesebben fogja igénybe venni, és az átviteli kapacitások emiatt várhatóan elvi szélsőértékeik közelében alakulnak. Ezen vizsgálati módszer előnye, hogy lehetőséget ad a teljes import/export kapacitás meghatározására, hátránya viszont, hogy a relációnkénti szűkületeket, melyek a klasszikus szállítási útvonalakon fellépnek, nem veszi figyelembe. Tranzitkapacitás A tranzitkapacitás vizsgálata egyrészről a magyar rendszer tranzitáló képességének vizsgálatát jelenti, másrészről annak elemzését, hogy a különböző irányú nemzetközi szállítások, milyen mértékű magyar exportot/importot tesznek lehetővé. Ezen vizsgálatok nem a szomszédos rendszerek vonatkozásában vizsgálják az átviteli képességet, hanem távoli relációban úgy, hogy abban a magyar rendszer erőműveivel nem vesz részt. A lánckereskedelem útján létrejövő szállítások lehetséges hatásainak elemzése is a tranzitkapacitás-számítás eszközeivel vizsgálható. A tranzitkapacitásokat kétféleképpen számoltuk, s megadtuk, hogy mekkora lehet az a tranzitnövekmény, ami a vizsgálati modellekbe foglalt szállításokon túl még lehetséges. Az egyik esetben csak a magyar, a másik esetben viszont az összes európai átviteli hálózati elem túlterhelődését megvizsgáltuk. Az utóbbi vizsgálatnak az volt a célja, hogy megállapítsa, mi a valószínűsége annak, hogy más országok hálózatának túlterhelődése nélkül, a magyar rendszerre veszélyes tranzitáramlások kialakuljanak. A magyar hálózat esetében, ahol a 132 kvos elosztóhálózat is le van képezve, csak a 220 kv-os vagy afölötti feszültségű hálózati elemek túlterhelődését illetve kiesését vettük figyelembe. Ezzel egyben a túl kis érintettségű, de határértéket megközelítő terhelésű hálózatelemek kiszűrését is megoldottuk, így az eloszlási tényező nagyságára vonatkozó 3%-os megkötést itt nem alkalmaztuk. Lehetséges tranzitirányokként Olaszországba vagy Németországba történő cseh-lengyel illetve bolgár-román exporttal számoltunk. Eloszlási tényezők Az eloszlási tényezők a kapacitásszámítás nélkülözhetetlen segédeszközei. Az előző pontok jól példázzák, hogy milyen sokféle alkalmazási lehetőségük van. Ennek

174 ellenére a végeredmények között általában csak ritkán szerepelnek, de vannak kivételek. Ilyenek például a relációnként számolt export és import kapacitásoknál a magyar metszékekre számolt eloszlási tényezők, amelyek önmagukban is érdekesek lehetnek a tanulmányozásra. A DC load-flow számítással kapott eloszlási tényezők számos kedvező matematikai tulajdonsággal rendelkeznek. Ezek közül talán a leggyakrabban alkalmazott a láncszabály. Ennek lényege az, hogy egy tetszőleges irányra érvényes eloszlási tényező előállítható másik két eloszlási tényezőből az alábbi formában: PTDF AB PTDF AC PTDF CB PTDF AC PTDF BC Ezt az összefüggést felhasználva N szabályozási rendszer esetén az összes lehetséges szállítási irány leírásához N(N-1)/2 eloszlási tényező helyett csak (N-1) megadására van szükség. A szabályozási rendszerek közül tetszőlegesen kiválasztva egyet, és az összes többi rendszerből ebbe a szabályozási rendszerbe irányuló szállítás eloszlási tényezőjét meghatározva valamennyi szállítási irány eloszlási tényezője kiszámolható. A másik nem túl nyilvánvaló összefüggés, ami a relációnkénti export és import kapacitások ismertetésénél is fel van használva, hogy egy szállítás irányának megváltozásakor az eloszlási tényezőknek csak az előjele változik, az abszolútértékük nem. PTDF AB ( 1) PTDF BA Ez a valóságban csak akkor igaz, ha mind a pozitív, mind a negatív irányú szállításban ugyanazok a termelők és fogyasztók vesznek részt, s ugyanolyan részarányban. VI.10. Eredmények kiértékelése Szlovák importlehetőségek A jelenlegi hálózati adottságoknak köszönhetően a magyar villamosenergiabehozatal legjelentősebb része szlovák importból származik. Az e relációban várható kapacitásokat a VI-4. ábra és a hozzá kapcsolódó VI-2. táblázat mutatja

175 Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-2. táblázat Szlovák importkapacitások VI-4. ábra Szlovák import lehetőségek

176 A Szlovákiából beszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák: A 400 kv-os Göd-Levice távvezeték a 400 kv-os Sajószöged-Rimavská Sobota távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Göd-Levice távvezeték a 400 kv-os Rimavská Sobota-Levice távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Göd-Levice távvezeték a 400 kv-os Gönyű-Oroszlány távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Gönyű-Győr távvezeték a 400 kv-os Győr-Gabčíkovo távvezeték kiesése hatására. A VI-3. táblázatban szereplő eloszlási tényezők és a VI-2. táblázat utolsó paneljében szereplő áramlásalapú mérőszámok (NTF, ATF, TTF) felhasználásával képet alkothatunk a szlovák és a többi importkapacitás közti kölcsönhatásról ban a szlovák importnak mindössze 72-74%-a jön be a szlovák-magyar határkeresztező vezetékeken, a fennmaradó 28% a többi metszéket veszi igénybe, csökkentve azok kapacitását. A hálózatfejlesztések eredményeként ez az arány 2030-tól már 82-85%. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2020 Tél Alacsony 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,10 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Tél Magas 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Tél Magas+ 0,05 0,10 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Nyár Alacsony 0,06 0,05 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,10 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Nyár Magas 0,06 0,05 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Nyár Magas+ 0,05 0,10 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Tél Alacsony 0,05 0,05 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,09 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Tél Magas 0,05 0,05 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Tél Magas+ 0,05 0,09 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Nyár Alacsony 0,05 0,04 0,04 0,03 0,02 0,74 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,09 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Nyár Magas 0,05 0,04 0,04 0,03 0,02 0,74 0, Nyár Magas+ 0,05 0,09 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Tél Alacsony 0,06 0,06 0,03 0,02 0,02 0,85-0, Tél Alacsony+ 0,06 0,11 0,02 0,01 0,02 0,83-0, Tél Magas 0,06 0,06 0,03 0,02 0,02 0,85-0, Tél Magas+ 0,06 0,11 0,02 0,01 0,02 0,83-0, Nyár Alacsony 0,06 0,06 0,03 0,02 0,02 0,85-0, Nyár Alacsony+ 0,06 0,11 0,02 0,01 0,03 0,82-0, Nyár Magas 0,06 0,06 0,03 0,02 0,02 0,85-0, Nyár Magas+ 0,06 0,11 0,02 0,01 0,03 0,82-0,05 VI-3. táblázat A szlovák-magyar szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra A szlovák import a legnagyobb hatást az osztrák (5-6%), a horvát (4-11%) és az ukrán (-5-8%) szállításokra gyakorolja. Az alábbiakban egy példát mutatunk be arra,

177 hogy az ATF és az eloszlási tényezők felhasználásával hogyan határozható meg több egyidejű szállítás egymásra gyakorolt hatása, hogyan változik az NTC. A számításokhoz a VI-3-as, a VI-4-es, valamint a VI-5-ös táblázatokat, és azon belül a 2020-as téli, alacsony terhelésfelfutású modellre vonatkozó adatokat fogjuk felhasználni. Az egyszerűség kedvéért csak azt vizsgáljuk, hogy egy 100 MW-os szlovák importtöbblet mellett az osztrák-magyar szállítási útvonalakon még mekkora osztrák import lehetséges. Egy valóságos kapacitásallokációs eljárás ettől annyiban különbözik, hogy nemcsak egy, hanem az összes szállítási útvonalat meg kell vizsgálni, és az összes egy időben lezajló szállítást figyelembe kell venni. Az osztrák-magyar metszéken a 100 MW szlovák többlet import hatására a teljesítményáramlás megváltozása 6 MW. Ezt figyelembe véve az osztrák metszéken az osztrák import számára fennmaradó teljesítményáramlás növekmény: AT AT AT FAT HU ATF FSKHU 1169MW 6MW 1163MW Amikor meghatározzuk, hogy az áramlásnövekménynek mekkora osztrák import felel meg, akkor figyelembe kell vennünk, hogy ennek az importnak csak egy része veszi az osztrák magyar metszéket igénybe. E AT FAT PTDF AT HU AT AT HU 1163MW MW Mivel az általunk közölt áramlásalapú kapacitások biztonsági tartalékot nem tartalmaznak, ezért AT E -t AT E max -val kell összevetni, E AT max E AT MW azaz 100 MW szlovák import hatására az osztrák importkapacitás 31.0 MW-tal csökken. Hasonló vizsgálatok más szállításokra és metszékekre is végezhetők, ettől azonban a továbbiakban eltekintünk, s csak a számítások elvégzéséhez szükséges eloszlási tényezőket és kapacitásszámítási mérőszámokat adjuk meg. Osztrák importlehetőségek Az VI-5. ábra és a hozzá kapcsolódó VI-4. táblázat az osztrák importkapacitások alakulását mutatja

178 Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-4. táblázat Osztrák importkapacitások VI-5. ábra Osztrák importkapacitások

179 Az Ausztriából beszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák: A 220 kv-os Győr-Wien távvezeték a 220 kv-os Neusiedl-Wien távvezeték kiesése hatására. A Győr 220/120 kv-os II. a Győr 220/120 kv-os I. kiesése hatására. A 400 kv-os Győr-Zurndorf távvezeték a 400 kv-os Szombathely-Zurndorf távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2020 Tél Alacsony 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Tél Alacsony+ 0,37 0,16 0,03 0,03 0,09 0,27 0, Tél Magas 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Tél Magas+ 0,37 0,16 0,03 0,03 0,09 0,27 0, Nyár Alacsony 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Nyár Alacsony+ 0,36 0,17 0,03 0,03 0,09 0,27 0, Nyár Magas 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Nyár Magas+ 0,36 0,17 0,03 0,03 0,09 0,27 0, Tél Alacsony 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Tél Alacsony+ 0,37 0,16 0,04 0,03 0,08 0,27 0, Tél Magas 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Tél Magas+ 0,37 0,16 0,04 0,03 0,08 0,27 0, Nyár Alacsony 0,36 0,12 0,04 0,04 0,08 0,29 0, Nyár Alacsony+ 0,36 0,16 0,03 0,03 0,08 0,27 0, Nyár Magas 0,36 0,12 0,04 0,04 0,08 0,29 0, Nyár Magas+ 0,36 0,16 0,03 0,03 0,08 0,27 0, Tél Alacsony 0,36 0,12 0,04 0,04 0,08 0,37-0, Tél Alacsony+ 0,41 0,16 0,03 0,02 0,07 0,34-0, Tél Magas 0,36 0,12 0,04 0,04 0,08 0,37-0, Tél Magas+ 0,41 0,16 0,03 0,02 0,07 0,34-0, Nyár Alacsony 0,39 0,11 0,04 0,04 0,07 0,36-0, Nyár Alacsony+ 0,40 0,16 0,03 0,02 0,07 0,34-0, Nyár Magas 0,40 0,11 0,04 0,04 0,07 0,36-0, Nyár Magas+ 0,40 0,16 0,03 0,02 0,07 0,34-0,03 VI-5. táblázat Az osztrák-magyar szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra Az VI-5. táblázat eloszlási tényezőit áttekintve jól látható, hogy az osztrák-magyar metszékre kötött szállításoknak csak a kisebbik része (maximum 41%) folyik a leszerződött útvonalon, s ez később sem lesz jobb. A fennmaradó 59% legnagyobb része a szlovák és a horvát határkeresztezőket veszi igénybe, a román, a szerb és az ukrán metszékek részesedése pedig megközelítőleg azonos. Horvát importlehetőségek A horvát import kapacitások alakulását a VI-6. táblázat és a hozzá kapcsolódó VI-6. ábra mutatja. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , ,

180 2020 Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-6. táblázat Horvát importkapacitások VI-6. ábra Horvát importkapacitások A horvát beszállítást az összes megvizsgált esetben az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák:

181 A 400 kv-os Göd-Levice távvezeték a 400 kv-os Rimavská Sobota-Levice távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Győr-Oroszlány távvezeték a 400 kv-os Gönyű-Oroszlány távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Győr-Zurndorf távvezeték a 400 kv-os Szombathely-Zurndorf távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a 330 kv-os Burshtyn- Zakhidnoukrainska távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Pécs-Ernestinovo távvezeték egyik rendszere a 400 kv-os Pécs- Ernestinovo távvezeték másik rendszerének kiesése hatására. A Sajószöged 400/220 kv-os III. a Mukachevo 400/220 kv-os kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2020 Tél Alacsony 0,13 0,38 0,05 0,11 0,11 0,14 0, Tél Alacsony+ 0,13 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Tél Magas 0,13 0,38 0,05 0,11 0,11 0,14 0, Tél Magas+ 0,13 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Nyár Alacsony 0,13 0,38 0,05 0,11 0,11 0,14 0, Nyár Alacsony+ 0,12 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Nyár Magas 0,13 0,38 0,05 0,11 0,11 0,14 0, Nyár Magas+ 0,12 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Tél Alacsony 0,13 0,38 0,05 0,11 0,11 0,13 0, Tél Alacsony+ 0,13 0,42 0,06 0,10 0,12 0,12 0, Tél Magas 0,13 0,38 0,06 0,11 0,11 0,13 0, Tél Magas+ 0,13 0,42 0,06 0,10 0,12 0,12 0, Nyár Alacsony 0,13 0,38 0,06 0,12 0,11 0,13 0, Nyár Alacsony+ 0,12 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Nyár Magas 0,13 0,38 0,06 0,12 0,11 0,13 0, Nyár Magas+ 0,12 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Tél Alacsony 0,11 0,37 0,11 0,09 0,12 0,16 0, Tél Alacsony+ 0,12 0,42 0,10 0,08 0,13 0,13 0, Tél Magas 0,11 0,37 0,11 0,09 0,12 0,16 0, Tél Magas+ 0,12 0,42 0,10 0,08 0,13 0,13 0, Nyár Alacsony 0,11 0,37 0,11 0,09 0,12 0,16 0, Nyár Alacsony+ 0,12 0,43 0,10 0,08 0,13 0,13 0, Nyár Magas 0,11 0,37 0,11 0,09 0,12 0,16 0, Nyár Magas+ 0,12 0,43 0,10 0,08 0,13 0,13 0,02 VI-7. táblázat A horvát-magyar szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra A VI-7. táblázatban szereplő eloszlási tényezőkből az látható, hogy a horvát importnak csak a 37-43%-a áramlik be a horvát-magyar határkeresztező vezetékeken. Az import nagyobbik hányada, megközelítőleg egyenletesen elosztva, az osztrák, a szlovák, a szlovén metszékeket terheli, az ukrán és a román metszékek pedig alig érintettek

182 Szlovén importlehetőségek Villamos közelségük folytán azzal lehet számolni, hogy a szlovén és a horvát importkapacitások megközelítőleg hasonlóan fognak alakulni. Mint azt a VI-8. táblázat és a VI-7. ábra is mutatja, e várakozást a számítások is visszaigazolják. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-8. táblázat Szlovén importkapacitások

183 VI-7. ábra Szlovén importkapacitások A Szlovéniából beszállítható teljesítményt az alábbi hálózati szűkületek korlátozzák: A 400 kv-os Göd-Levice távvezeték a 400 kv-os Rimavská Sobota-Levice távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Győr-Zurndorf távvezeték a 400 kv-os Szombathely-Zurndorf távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Hévíz-Cirkovce távvezeték a 400 kv-os Hévíz-Žerjavinec távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a 330 kv-os Burshtyn- Zakhidnoukrainska távvezeték kiesése hatására. A Sajószöged 400/220 kv-os III. a Mukachevo 400/220 kv-os kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2020 Tél Alacsony 0,19 0,27 0,03 0,06 0,19 0,18 0,

184 2020 Tél Alacsony+ 0,19 0,31 0,04 0,05 0,20 0,16 0, Tél Magas 0,19 0,27 0,03 0,06 0,19 0,18 0, Tél Magas+ 0,19 0,31 0,04 0,05 0,20 0,16 0, Nyár Alacsony 0,19 0,27 0,04 0,06 0,19 0,18 0, Nyár Alacsony+ 0,19 0,32 0,03 0,05 0,20 0,16 0, Nyár Magas 0,19 0,27 0,04 0,06 0,19 0,18 0, Nyár Magas+ 0,19 0,32 0,03 0,05 0,20 0,16 0, Tél Alacsony 0,19 0,28 0,04 0,06 0,19 0,18 0, Tél Alacsony+ 0,19 0,31 0,04 0,05 0,20 0,16 0, Tél Magas 0,19 0,28 0,04 0,06 0,19 0,18 0, Tél Magas+ 0,19 0,31 0,04 0,05 0,20 0,16 0, Nyár Alacsony 0,19 0,27 0,04 0,07 0,19 0,18 0, Nyár Alacsony+ 0,19 0,32 0,04 0,05 0,20 0,16 0, Nyár Magas 0,19 0,27 0,04 0,07 0,19 0,18 0, Nyár Magas+ 0,19 0,32 0,04 0,05 0,20 0,16 0, Tél Alacsony 0,17 0,27 0,07 0,06 0,20 0,23 0, Tél Alacsony+ 0,18 0,32 0,06 0,05 0,20 0,20-0, Tél Magas 0,17 0,27 0,07 0,06 0,20 0,23 0, Tél Magas+ 0,18 0,32 0,06 0,05 0,20 0,20-0, Nyár Alacsony 0,17 0,27 0,07 0,06 0,20 0,22 0, Nyár Alacsony+ 0,17 0,33 0,06 0,05 0,21 0,20-0, Nyár Magas 0,17 0,27 0,07 0,06 0,20 0,22 0, Nyár Magas+ 0,17 0,33 0,06 0,05 0,21 0,20-0,01 VI-9. táblázat A szlovén-magyar szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra A VI-9. táblázatban szereplő eloszlási tényezőkből arra lehet következtetni, hogy a szlovén szállítások legnagyobb része a horvát-magyar határkeresztező vezetékeken fog átfolyni. A Hévíz-Cirkovce 400 kv-os távvezeték a szlovén importban mindössze csak 19-21%-ban érintett. A szlovén kereskedelmi ügyletek ezen kívül még jelentős kölcsönhatást fognak gyakorolni az osztrák, és a szlovák szállításokra. Szerb importlehetőségek A VI-8. ábra és a hozzá kapcsolódó VI-10. táblázat alapján a szerb importkapacitások igen nagyok, különösen akkor, ha tekintetbe vesszük, hogy a Magyarország és Szerbia közti villamos összeköttetés mindössze egyetlen vezetékre korlátozódik. Amikor a Szerbia irányából beszállítható villamos teljesítmény valós mértékét mérlegeljük, tudnunk kell, hogy annak túlnyomó része valójában más országok határkapacitásait veszi igénybe. Erről a legkönnyebben úgy győződhetünk meg, ha megnézzük a VI-11. táblázatban szereplő eloszlási tényezőket

185 VI-8. ábra Szerb importkapacitások Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-10. táblázat Szerb importkapacitások

186 A szerb beszállítást az összes megvizsgált esetben az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák: A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a 330 kv-os Burshtyn- Zakhidnoukrainska távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Sándorfalva-Arad távvezeték a 400 kv-os Arad-Nadab távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Sándorfalva-Subotica távvezeték a 400 kv-os Sremska Mitrovica-Mladost távvezeték kiesése hatására. A Sajószöged 400/220 kv-os III. a Mukachevo 400/220 kv-os kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2020 Tél Alacsony 0,05 0,34 0,12 0,25 0,04 0,08 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,38 0,12 0,24 0,04 0,07 0, Tél Magas 0,05 0,34 0,12 0,25 0,04 0,08 0, Tél Magas+ 0,05 0,38 0,12 0,24 0,04 0,07 0, Nyár Alacsony 0,05 0,34 0,12 0,25 0,04 0,09 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,38 0,12 0,24 0,04 0,07 0, Nyár Magas 0,05 0,34 0,12 0,25 0,04 0,09 0, Nyár Magas+ 0,05 0,38 0,12 0,24 0,04 0,07 0, Tél Alacsony 0,05 0,35 0,13 0,25 0,04 0,08 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,38 0,13 0,24 0,04 0,07 0, Tél Magas 0,05 0,35 0,13 0,25 0,04 0,08 0, Tél Magas+ 0,05 0,38 0,13 0,24 0,04 0,07 0, Nyár Alacsony 0,05 0,34 0,13 0,26 0,04 0,08 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,39 0,12 0,24 0,04 0,06 0, Nyár Magas 0,05 0,34 0,13 0,26 0,04 0,08 0, Nyár Magas+ 0,05 0,39 0,12 0,24 0,04 0,06 0, Tél Alacsony 0,05 0,31 0,27 0,20 0,04 0,04 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,36 0,26 0,19 0,05 0,02 0, Tél Magas 0,05 0,31 0,27 0,20 0,04 0,04 0, Tél Magas+ 0,05 0,36 0,26 0,19 0,05 0,02 0, Nyár Alacsony 0,05 0,31 0,27 0,20 0,04 0,04 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,37 0,26 0,19 0,05 0,01 0, Nyár Magas 0,05 0,31 0,27 0,20 0,04 0,04 0, Nyár Magas+ 0,05 0,37 0,26 0,19 0,05 0,01 0,07 VI-11. táblázat A szerb-magyar szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra A VI-11. táblázat eloszlási tényezőit figyelembe véve a szerb-magyar szállítások legnagyobb mértékben (31-39%) a horvát metszéket, s ezen belül is a Pécs- Ernestinovo távvezetéket veszik igénybe. Ez utóbbi megállapítás abból következik, hogy a szlovén metszék részesedése a szerb importból mindössze csak 4-5%. Román importlehetőségek A VI-9. ábra és a hozzá kapcsolódó VI-12. táblázat alapján a román importkapacitásokban 2020 és 2030 között nem várható jelentős változás. Mindaz,

187 amit a villamos összeköttetés erősségére és az importkapacitások mértékére Szerbia esetén elmondtunk, az igaz Romániára is. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-12. táblázat Román importkapacitások

188 VI-9. ábra Román importkapacitások A Romániából beszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák: A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a 330 kv-os Burshtyn- Zakhidnoukrainska távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a 400 kv-os Veľké Kapušany- Mukachevo távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Sándorfalva-Arad távvezeték a 400 kv-os Arad-Nadab távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2020 Tél Alacsony 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,29 0,29 0,12 0,03 0,08 0, Tél Magas 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Tél Magas+ 0,05 0,29 0,29 0,12 0,03 0,08 0, Nyár Alacsony 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Nyár Alacsony+ 0,04 0,30 0,29 0,11 0,03 0,07 0, Nyár Magas 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Nyár Magas+ 0,04 0,30 0,29 0,11 0,03 0,07 0, Tél Alacsony 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,29 0,29 0,12 0,03 0,08 0,

189 2025 Tél Magas 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Tél Magas+ 0,05 0,29 0,29 0,12 0,03 0,08 0, Nyár Alacsony 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Nyár Alacsony+ 0,04 0,29 0,29 0,11 0,03 0,07 0, Nyár Magas 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Nyár Magas+ 0,04 0,29 0,29 0,12 0,03 0,08 0, Tél Alacsony 0,04 0,23 0,43 0,10 0,03 0,01 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,28 0,42 0,09 0,04-0,01 0, Tél Magas 0,04 0,23 0,43 0,10 0,03 0,01 0, Tél Magas+ 0,05 0,28 0,42 0,09 0,04-0,01 0, Nyár Alacsony 0,04 0,23 0,43 0,10 0,03 0,01 0, Nyár Alacsony+ 0,04 0,29 0,41 0,09 0,04-0,01 0, Nyár Magas 0,04 0,23 0,43 0,10 0,03 0,01 0, Nyár Magas+ 0,04 0,29 0,41 0,09 0,04-0,01 0,14 VI-13. táblázat A román-magyar szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra A VI-13. táblázat alapján a román szállításoknak mindössze csak a 29-43%-a folyik a leszerződött utakon. A szerb példához hasonlóan a román import beszállításában is meghatározó szerepük van a horvát-magyar (23-30%) és az ukrán-magyar (14-16%) határkeresztezőknek. Ukrán importlehetőségek A VI-10. ábra és a hozzá kapcsolódó VI-14 táblázat az ukrán importkapacitások alakulását mutatja. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-14. táblázat Ukrán importkapacitások

190 VI-10. ábra Ukrán importkapacitások Az ukrán importkapacitást az alábbi hálózatelem/kiesés pár korlátozza: A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a 330 kv-os Burshtyn- Zakhidnoukrainska távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2020 Tél Alacsony 0,05 0,08 0,12 0,01 0,02 0,13 0, Tél Alacsony+ 0,04 0,11 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Tél Magas 0,05 0,08 0,12 0,01 0,02 0,13 0, Tél Magas+ 0,04 0,11 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Nyár Alacsony 0,05 0,07 0,13 0,01 0,02 0,13 0, Nyár Alacsony+ 0,04 0,12 0,12 0,00 0,02 0,11 0, Nyár Magas 0,05 0,07 0,13 0,01 0,02 0,13 0, Nyár Magas+ 0,04 0,12 0,12 0,00 0,02 0,11 0, Tél Alacsony 0,04 0,06 0,12 0,01 0,02 0,14 0, Tél Alacsony+ 0,04 0,10 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Tél Magas 0,04 0,06 0,12 0,01 0,02 0,14 0, Tél Magas+ 0,04 0,10 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Nyár Alacsony 0,04 0,06 0,12 0,02 0,01 0,14 0, Nyár Alacsony+ 0,04 0,10 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Nyár Magas 0,04 0,06 0,12 0,02 0,01 0,14 0, Nyár Magas+ 0,04 0,10 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Tél Alacsony 0,05 0,08 0,10 0,02 0,02-0,09 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,13 0,09 0,01 0,02-0,11 0, Tél Magas 0,05 0,08 0,10 0,02 0,02-0,09 0, Tél Magas+ 0,05 0,13 0,09 0,01 0,02-0,11 0,

191 2030 Nyár Alacsony 0,05 0,08 0,10 0,02 0,02-0,09 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,14 0,09 0,01 0,03-0,12 0, Nyár Magas 0,05 0,08 0,10 0,02 0,02-0,09 0, Nyár Magas+ 0,05 0,14 0,09 0,01 0,03-0,12 0,81 VI-15. táblázat Az ukrán-magyar szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra Az ukrán villamos hálózat (Burshtyn Island) szigetüzemben, alig néhány vezetéken keresztül csatlakozik az ENTSO-E rendszeregyesülés országaihoz. E vezetékek többsége magyar határkeresztező vezeték, így nem meglepő, hogy az ukrán szállításoknak 59-82%-a a leszerződött útvonalakat választja. A VI-15. táblázat szerint ezen kívül 10%-ot meghaladó érintettségük csak a szlovák-magyar, a románmagyar és a horvát-magyar határkeresztező vezetékeknek van. Szlovák exportlehetőségek A VI-11. ábra és a hozzá kapcsolódó VI-16. táblázat a szlovák exportkapacitásokat mutatja. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-16. táblázat Szlovák exportkapacitások

192 VI-11. ábra Szlovák exportkapacitások A szlovák exportkapacitást az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák: A 400 kv-os Felsőzsolca-Sajóivánka távvezeték a 400 kv-os Veľké Kapušany-Mukachevo távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Göd-Kerepes távvezeték a 400 kv-os Albertirsa-Göd távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Gönyű-Gabčíkovo távvezeték a 400 kv-os Győr-Gabčíkovo távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a 400 kv-os Burshtyn- Mukachevo távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Paks2-Perkáta távvezeték a 400 kv-os Paks2-Litér távvezeték kiesése hatására

193 A 400 kv-os Paks-Perkáta távvezeték a 400 kv-os Paks-Litér távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2020 Tél Alacsony 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,10 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Tél Magas 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Tél Magas+ 0,05 0,10 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Nyár Alacsony 0,06 0,05 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,10 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Nyár Magas 0,06 0,05 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Nyár Magas+ 0,05 0,10 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Tél Alacsony 0,05 0,05 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,09 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Tél Magas 0,05 0,05 0,04 0,02 0,02 0,74 0, Tél Magas+ 0,05 0,09 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Nyár Alacsony 0,05 0,04 0,04 0,03 0,02 0,74 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,09 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Nyár Magas 0,05 0,04 0,04 0,03 0,02 0,74 0, Nyár Magas+ 0,05 0,09 0,04 0,01 0,02 0,72 0, Tél Alacsony 0,06 0,06 0,03 0,02 0,02 0,85-0, Tél Alacsony+ 0,06 0,11 0,02 0,01 0,02 0,83-0, Tél Magas 0,06 0,06 0,03 0,02 0,02 0,85-0, Tél Magas+ 0,06 0,11 0,02 0,01 0,02 0,83-0, Nyár Alacsony 0,06 0,06 0,03 0,02 0,02 0,85-0, Nyár Alacsony+ 0,06 0,11 0,02 0,01 0,03 0,82-0, Nyár Magas 0,06 0,06 0,03 0,02 0,02 0,85-0, Nyár Magas+ 0,06 0,11 0,02 0,01 0,03 0,82-0,05 VI-17. táblázat A magyar-szlovák szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra A VI-17. táblázatban a könnyebb áttekinthetőség érdekében újra megadtuk a VI-3. táblázatban szereplő eloszlási tényezőket. A vonatkozási irányokon a fejezetcímnek megfelelően értelemszerűen változtattunk. A szlovák export többi szállítási útra gyakorolt hatásáról ugyanazt lehet elmondani, mint korábban, az importkapacitások esetében, azaz a szlovák export a legnagyobb hatást az osztrák, a horvát és az ukrán szállításokra gyakorolja. Osztrák exportlehetőségek Ausztria nagy tározós erőműveinek köszönhetően a villamos energiát hol exportálja, hol importálja, az osztrák-magyar szállítások emiatt várhatóan hosszú távon is kétirányúak maradnak. Az osztrák exportkapacitásokat a VI-12. ábra és a hozzá kapcsolódó VI-18. táblázat mutatja. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , ,

194 2025 Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-18. táblázat Osztrák exportkapacitások VI-12. ábra Osztrák exportkapacitások Az Ausztriába szállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák: A 400 kv-os Gönyű-Győr távvezeték a 400 kv-os Győr-Gabčíkovo távvezeték kiesése hatására

195 A 400 kv-os Gönyű-Győr távvezeték a 400 kv-os Győr-Oroszlány távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Győr-Zurndorf távvezeték a 400 kv-os Győr-Szombathely távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a 400 kv-os Burshtyn- Mukachevo távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Paks2-Perkáta távvezeték a 400 kv-os Paks2-Litér távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Paks2-Toponár távvezeték a 400 kv-os Paks2-Litér távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Paks-Pécs távvezeték egyik rendszere a másik rendszer kiesése hatására. A 400 kv-os Paks-Perkáta távvezeték a 400 kv-os Paks-Litér távvezeték kiesése hatására. A győri egyik 220/120 kv-os ok a másik 220/120 kv-os kiesése hatására. Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2020 Tél Alacsony 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Tél Alacsony+ 0,37 0,16 0,03 0,03 0,09 0,27 0, Tél Magas 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Tél Magas+ 0,37 0,16 0,03 0,03 0,09 0,27 0, Nyár Alacsony 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Nyár Alacsony+ 0,36 0,17 0,03 0,03 0,09 0,27 0, Nyár Magas 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Nyár Magas+ 0,36 0,17 0,03 0,03 0,09 0,27 0, Tél Alacsony 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Tél Alacsony+ 0,37 0,16 0,04 0,03 0,08 0,27 0, Tél Magas 0,37 0,12 0,03 0,04 0,08 0,29 0, Tél Magas+ 0,37 0,16 0,04 0,03 0,08 0,27 0, Nyár Alacsony 0,36 0,12 0,04 0,04 0,08 0,29 0, Nyár Alacsony+ 0,36 0,16 0,03 0,03 0,08 0,27 0, Nyár Magas 0,36 0,12 0,04 0,04 0,08 0,29 0, Nyár Magas+ 0,36 0,16 0,03 0,03 0,08 0,27 0, Tél Alacsony 0,36 0,12 0,04 0,04 0,08 0,37-0, Tél Alacsony+ 0,41 0,16 0,03 0,02 0,07 0,34-0, Tél Magas 0,36 0,12 0,04 0,04 0,08 0,37-0, Tél Magas+ 0,41 0,16 0,03 0,02 0,07 0,34-0, Nyár Alacsony 0,39 0,11 0,04 0,04 0,07 0,36-0, Nyár Alacsony+ 0,40 0,16 0,03 0,02 0,07 0,34-0, Nyár Magas 0,40 0,11 0,04 0,04 0,07 0,36-0, Nyár Magas+ 0,40 0,16 0,03 0,02 0,07 0,34-0,03 VI-19. táblázat A magyar-osztrák szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra

196 Az osztrák export más szállítási irányokra gyakorolt hatását a VI-19. táblázat mutatja. Jól látható, hogy az osztrák-magyar metszékre kötött szállításoknak csak a kisebbik része folyik a leszerződött útvonalon. A nagyobbik rész a szlovák és a horvát határkeresztezőket veszi igénybe, a román, a szerb és az ukrán metszékek részesedése pedig megközelítőleg azonos. Horvát exportlehetőségek A horvát exportkapacitások alakulását a VI-13. ábra és a hozzá kapcsolódó VI-20. táblázat mutatja. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-20. táblázat Horvát exportkapacitások

197 VI-13. ábra Horvát exportkapacitások A Horvátországba szállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák: A 400 kv-os Paks-Pécs távvezeték egyik rendszere a másik rendszer kiesése hatására. A 400 kv-os Pécs-Ernestinovo távvezeték egyik rendszere a másik rendszer kiesése hatására. Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2020 Tél Alacsony 0,13 0,38 0,05 0,11 0,11 0,14 0, Tél Alacsony+ 0,13 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Tél Magas 0,13 0,38 0,05 0,11 0,11 0,14 0, Tél Magas+ 0,13 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Nyár Alacsony 0,13 0,38 0,05 0,11 0,11 0,14 0, Nyár Alacsony+ 0,12 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Nyár Magas 0,13 0,38 0,05 0,11 0,11 0,14 0, Nyár Magas+ 0,12 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Tél Alacsony 0,13 0,38 0,05 0,11 0,11 0,13 0, Tél Alacsony+ 0,13 0,42 0,06 0,10 0,12 0,12 0, Tél Magas 0,13 0,38 0,06 0,11 0,11 0,13 0, Tél Magas+ 0,13 0,42 0,06 0,10 0,12 0,12 0, Nyár Alacsony 0,13 0,38 0,06 0,12 0,11 0,13 0,

198 2025 Nyár Alacsony+ 0,12 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Nyár Magas 0,13 0,38 0,06 0,12 0,11 0,13 0, Nyár Magas+ 0,12 0,42 0,05 0,10 0,12 0,12 0, Tél Alacsony 0,11 0,37 0,11 0,09 0,12 0,16 0, Tél Alacsony+ 0,12 0,42 0,10 0,08 0,13 0,13 0, Tél Magas 0,11 0,37 0,11 0,09 0,12 0,16 0, Tél Magas+ 0,12 0,42 0,10 0,08 0,13 0,13 0, Nyár Alacsony 0,11 0,37 0,11 0,09 0,12 0,16 0, Nyár Alacsony+ 0,12 0,43 0,10 0,08 0,13 0,13 0, Nyár Magas 0,11 0,37 0,11 0,09 0,12 0,16 0, Nyár Magas+ 0,12 0,43 0,10 0,08 0,13 0,13 0,02 VI-21. táblázat A magyar-horvát szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra A VI-21. táblázatban szereplő eloszlási tényezőkből az látható, hogy a horvát importnak csak a 37-43%-a áramlik be a horvát-magyar határkeresztező vezetékeken. Az import nagyobbik hányada, megközelítőleg egyenletesen elosztva, az osztrák, a szlovák és a szlovén metszékeket terheli, az ukrán és a román metszékek pedig alig érintettek. Szlovén exportlehetőségek A szlovén exportlehetőségeket a VI-14. ábra és a hozzá kapcsolódó VI-22. táblázat mutatja be. A szlovén exportkapacitások jellegüket tekintve a horvát exportkapacitásokkal megegyezően alakulnak, csak a gyengébb villamos összeköttetésnek megfelelően valamivel kisebbek. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-22. táblázat Szlovén exportkapacitások

199 VI-14. ábra Szlovén exportkapacitások A Szlovéniába kiszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák: A 400 kv-os Hévíz-Cirkovce távvezeték a 400 kv-os Hévíz-Žerjavinec távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Paks2-Perkáta távvezeték a 400 kv-os Paks2-Litér távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Paks-Pécs távvezeték egyik rendszere a másik rendszer kiesése hatására. Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2020 Tél Magas 0,19 0,27 0,03 0,06 0,19 0,18 0, Tél Magas+ 0,19 0,31 0,04 0,05 0,20 0,16 0, Nyár Alacsony 0,19 0,27 0,04 0,06 0,19 0,18 0, Nyár Alacsony+ 0,19 0,32 0,03 0,05 0,20 0,16 0, Nyár Magas 0,19 0,27 0,04 0,06 0,19 0,18 0, Nyár Magas+ 0,19 0,32 0,03 0,05 0,20 0,16 0, Tél Alacsony 0,19 0,28 0,04 0,06 0,19 0,18 0, Tél Alacsony+ 0,19 0,31 0,04 0,05 0,20 0,16 0,

200 2025 Tél Magas 0,19 0,28 0,04 0,06 0,19 0,18 0, Tél Magas+ 0,19 0,31 0,04 0,05 0,20 0,16 0, Nyár Alacsony 0,19 0,27 0,04 0,07 0,19 0,18 0, Nyár Alacsony+ 0,19 0,32 0,04 0,05 0,20 0,16 0, Nyár Magas 0,19 0,27 0,04 0,07 0,19 0,18 0, Nyár Magas+ 0,19 0,32 0,04 0,05 0,20 0,16 0, Tél Alacsony 0,17 0,27 0,07 0,06 0,20 0,23 0, Tél Alacsony+ 0,18 0,32 0,06 0,05 0,20 0,20-0, Tél Magas 0,17 0,27 0,07 0,06 0,20 0,23 0, Tél Magas+ 0,18 0,32 0,06 0,05 0,20 0,20-0, Nyár Alacsony 0,17 0,27 0,07 0,06 0,20 0,22 0, Nyár Alacsony+ 0,17 0,33 0,06 0,05 0,21 0,20-0, Nyár Magas 0,17 0,27 0,07 0,06 0,20 0,22 0, Nyár Magas+ 0,17 0,33 0,06 0,05 0,21 0,20-0, Tél Magas 0,19 0,27 0,03 0,06 0,19 0,18 0, Tél Magas+ 0,19 0,31 0,04 0,05 0,20 0,16 0,05 VI-23. táblázat A magyar-szlovén szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra A szlovén szállítások legnagyobb része várhatóan a horvát-magyar határkeresztező vezetékeken fog átfolyni. A VI-23. táblázatban szereplő eloszlási tényezők alapján a Hévíz-Cirkovce 400 kv-os távvezeték a szlovén importban mindössze csak 19-21%- ban érintett. A szlovén kereskedelmi ügyletek ezen kívül még jelentős kölcsönhatást fognak gyakorolni az osztrák, és a szlovák szállításokra. Szerb exportlehetőségek A szerb exportkapacitások alakulása a VI-15. ábrán és az ehhez kapcsolódó VI-24. táblázatban látható. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-24. táblázat Szerb exportkapacitások

201 VI-15. ábra Szerb exportkapacitások A Szerbiába kiszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák: A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a 400 kv-os Burshtyn- Mukachevo távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Paks-Pécs távvezeték egyik rendszere a másik rendszer kiesése hatására. A 400 kv-os Paks-Sándorfalva távvezeték a 400 kv-os Roşiori-Mukachevo távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Paks-Sándorfalva távvezeték a 400 kv-os Albertirsa-Szolnok távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Pécs-Ernestinovo távvezeték egyik rendszere a másik rendszer kiesése hatására

202 A 400 kv-os Sándorfalva-Subotica távvezeték a 400 kv-os Sremska Mitrovica- Mladost távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Sándorfalva-Subotica távvezeték a 400 kv-os Ernestinovo- Sremska Mitrovica távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2020 Tél Alacsony 0,05 0,34 0,12 0,25 0,04 0,08 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,38 0,12 0,24 0,04 0,07 0, Tél Magas 0,05 0,34 0,12 0,25 0,04 0,08 0, Tél Magas+ 0,05 0,38 0,12 0,24 0,04 0,07 0, Nyár Alacsony 0,05 0,34 0,12 0,25 0,04 0,09 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,38 0,12 0,24 0,04 0,07 0, Nyár Magas 0,05 0,34 0,12 0,25 0,04 0,09 0, Nyár Magas+ 0,05 0,38 0,12 0,24 0,04 0,07 0, Tél Alacsony 0,05 0,35 0,13 0,25 0,04 0,08 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,38 0,13 0,24 0,04 0,07 0, Tél Magas 0,05 0,35 0,13 0,25 0,04 0,08 0, Tél Magas+ 0,05 0,38 0,13 0,24 0,04 0,07 0, Nyár Alacsony 0,05 0,34 0,13 0,26 0,04 0,08 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,39 0,12 0,24 0,04 0,06 0, Nyár Magas 0,05 0,34 0,13 0,26 0,04 0,08 0, Nyár Magas+ 0,05 0,39 0,12 0,24 0,04 0,06 0, Tél Alacsony 0,05 0,31 0,27 0,20 0,04 0,04 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,36 0,26 0,19 0,05 0,02 0, Tél Magas 0,05 0,31 0,27 0,20 0,04 0,04 0, Tél Magas+ 0,05 0,36 0,26 0,19 0,05 0,02 0, Nyár Alacsony 0,05 0,31 0,27 0,20 0,04 0,04 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,37 0,26 0,19 0,05 0,01 0, Nyár Magas 0,05 0,31 0,27 0,20 0,04 0,04 0, Nyár Magas+ 0,05 0,37 0,26 0,19 0,05 0,01 0,07 VI-25. táblázat A magyar-szerb szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra A VI-25. táblázat eloszlási tényezőit figyelembe véve a szerb-magyar szállítások legnagyobb mértékben (31-39%) a horvát-magyar metszéket veszik igénybe. Román export lehetőségek A román export lehetőségek alakulása a VI-16. ábrán és az ehhez kapcsolódó VI-26. táblázatban látható. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , ,

203 2030 Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-26. táblázat Román exportkapacitások VI-16. ábra Román exportkapacitások A Romániába kiszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák: A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a 400 kv-os Burshtyn- Mukachevo távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Paks-Pécs távvezeték egyik rendszere a másik rendszer kiesése hatására. A 400 kv-os Paks-Sándorfalva távvezeték a 400 kv-os Roşiori-Mukachevo távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-os Paks-Sándorfalva távvezeték a 400 kv-os Albertirsa-Szolnok

204 távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2020 Tél Alacsony 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,29 0,29 0,12 0,03 0,08 0, Tél Magas 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Tél Magas+ 0,05 0,29 0,29 0,12 0,03 0,08 0, Nyár Alacsony 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Nyár Alacsony+ 0,04 0,30 0,29 0,11 0,03 0,07 0, Nyár Magas 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Nyár Magas+ 0,04 0,30 0,29 0,11 0,03 0,07 0, Tél Alacsony 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,29 0,29 0,12 0,03 0,08 0, Tél Magas 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Tél Magas+ 0,05 0,29 0,29 0,12 0,03 0,08 0, Nyár Alacsony 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Nyár Alacsony+ 0,04 0,29 0,29 0,11 0,03 0,07 0, Nyár Magas 0,05 0,25 0,29 0,13 0,03 0,09 0, Nyár Magas+ 0,04 0,29 0,29 0,12 0,03 0,08 0, Tél Alacsony 0,04 0,23 0,43 0,10 0,03 0,01 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,28 0,42 0,09 0,04-0,01 0, Tél Magas 0,04 0,23 0,43 0,10 0,03 0,01 0, Tél Magas+ 0,05 0,28 0,42 0,09 0,04-0,01 0, Nyár Alacsony 0,04 0,23 0,43 0,10 0,03 0,01 0, Nyár Alacsony+ 0,04 0,29 0,41 0,09 0,04-0,01 0, Nyár Magas 0,04 0,23 0,43 0,10 0,03 0,01 0, Nyár Magas+ 0,04 0,29 0,41 0,09 0,04-0,01 0,14 VI-27. táblázat A magyar-román szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra A VI-27. táblázat alapján a román szállításoknak csak a 29-43%-a folyik a leszerződött utakon. A román import beszállításában meghatározó szerepük van a horvát-magyar (23-30%) és az ukrán-magyar (14-16%) határkeresztezőknek. Ukrán exportlehetőségek A VI-17. ábra és a hozzá kapcsolódó VI-28. táblázat az ukrán exportlehetőségek alakulását mutatja. Az ukrán oldalon N-1 esetben jelentkező problémák miatt exportkapacitások 2025-ig egyáltalán nincsenek től a magyar oldalon megépülő 400 kv-os kisvárdai alállomásnak köszönhetően szerény, MWos kapacitással lehet számolni. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2020 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , ,

205 2030 Tél Alacsony , , Tél Alacsony , , Tél Magas , , Tél Magas , , Nyár Alacsony , , Nyár Alacsony , , Nyár Magas , , Nyár Magas , , VI-28. táblázat Ukrán exportkapacitások VI-17. ábra Ukrán exportkapacitások Az Ukrajnába kiszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párok korlátozzák: A 220 kv-os Sajószöged-Tiszalök távvezeték a Mukachevo 400/220 kv-os kiesése hatására. A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a Kisvárda 750/400 kv-os kiesése hatására. A 400 kv-os Kisvárda-Mukachevo távvezeték a 400 kv-os Roşiori-Mukachevo távvezeték kiesése hatására

206 Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2020 Tél Alacsony 0,05 0,08 0,12 0,01 0,02 0,13 0, Tél Alacsony+ 0,04 0,11 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Tél Magas 0,05 0,08 0,12 0,01 0,02 0,13 0, Tél Magas+ 0,04 0,11 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Nyár Alacsony 0,05 0,07 0,13 0,01 0,02 0,13 0, Nyár Alacsony+ 0,04 0,12 0,12 0,00 0,02 0,11 0, Nyár Magas 0,05 0,07 0,13 0,01 0,02 0,13 0, Nyár Magas+ 0,04 0,12 0,12 0,00 0,02 0,11 0, Tél Alacsony 0,04 0,06 0,12 0,01 0,02 0,14 0, Tél Alacsony+ 0,04 0,10 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Tél Magas 0,04 0,06 0,12 0,01 0,02 0,14 0, Tél Magas+ 0,04 0,10 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Nyár Alacsony 0,04 0,06 0,12 0,02 0,01 0,14 0, Nyár Alacsony+ 0,04 0,10 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Nyár Magas 0,04 0,06 0,12 0,02 0,01 0,14 0, Nyár Magas+ 0,04 0,10 0,12 0,00 0,02 0,12 0, Tél Alacsony 0,05 0,08 0,10 0,02 0,02-0,09 0, Tél Alacsony+ 0,05 0,13 0,09 0,01 0,02-0,11 0, Tél Magas 0,05 0,08 0,10 0,02 0,02-0,09 0, Tél Magas+ 0,05 0,13 0,09 0,01 0,02-0,11 0, Nyár Alacsony 0,05 0,08 0,10 0,02 0,02-0,09 0, Nyár Alacsony+ 0,05 0,14 0,09 0,01 0,03-0,12 0, Nyár Magas 0,05 0,08 0,10 0,02 0,02-0,09 0, Nyár Magas+ 0,05 0,14 0,09 0,01 0,03-0,12 0,81 VI-29. táblázat A magyar-ukrán szállítások hatása a magyar metszékáramlásokra Az ukrán villamos hálózat (Burshtyn Island) szigetüzemben, alig néhány vezetéken keresztül csatlakozik az ENTSO-E rendszeregyesülés országaihoz. E vezetékek többsége magyar határkeresztező vezeték, így nem meglepő, hogy az ukrán szállításoknak 58-82%-a a leszerződött útvonalakat választja. A VI-29. táblázat szerint ezen kívül 10%-ot meghaladó érintettségük csak a szlovák-magyar, a románmagyar és a horvát-magyar határkeresztező vezetékeknek van. Szumma importkapacitás A VI-30. táblázat és az ahhoz kapcsolódó VI-18. ábra alapján a magyar villamosenergia-rendszer teljesítményegyensúlyának megőrzéséhez szükséges import 2030-ig előretekintve, biztonságosan beszállítható. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC 2020 Tél Alacsony , Tél Alacsony , Tél Magas , Tél Magas , Nyár Alacsony , Nyár Alacsony , Nyár Magas , Nyár Magas , Tél Alacsony , Tél Alacsony , Tél Magas , Tél Magas Nyár Alacsony , Nyár Alacsony , Nyár Magas , Nyár Magas , Tél Alacsony

207 2030 Tél Alacsony , Tél Magas , Tél Magas , Nyár Alacsony , Nyár Alacsony Nyár Magas Nyár Magas , VI-30. táblázat Szumma importkapacitások VI-18. ábra Szumma importkapacitások Szumma exportkapacitás A magyar villamosenergia-rendszer szumma exportkapacitásait a VI-31. táblázat és az ahhoz kapcsolódó VI-19. ábra mutatja. Ez az átviteli kapacitás, noha lényegesen kisebb, mintha az egyes relációkban kapott exportkapacitásokat összeadnánk, remélhetőleg így is elegendő lesz a hazai erőművek exportra felszabaduló termelésének kielégítésére. A 2030-ra prognosztizált nagyimportos változatok nem fordíthatók át exportossá, ezt jelzi a nullára adódó NTC

208 VI-19. ábra Szumma exportkapacitások Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC 2020 Tél Alacsony , Tél Alacsony , Tél Magas , Tél Magas , Nyár Alacsony , Nyár Alacsony , Nyár Magas , Nyár Magas , Tél Alacsony , Tél Alacsony , Tél Magas , Tél Magas , Nyár Alacsony , Nyár Alacsony , Nyár Magas , Nyár Magas , Tél Alacsony , Tél Alacsony , Tél Magas , Tél Magas , Nyár Alacsony Nyár Alacsony , Nyár Magas , Nyár Magas , VI-31. táblázat Szumma exportkapacitások Tranzitkapacitás

209 A VI-32. táblázat azt mutatja, hogy az egyes sarokévekben hogyan alakul a tranzitkapacitások maximuma és minimuma. A számításokat úgy is elvégeztük, hogy a monitorozott elemek közé a külföldi hálózatelemeket is felvettük, s ezekből a vizsgálatokból az derült ki, hogy a valóságban, a szállításban érintett szabályozási területek túlterhelődései miatt a VI-32. táblázatban szereplő tranzit szállításoknak csak a töredéke realizálható. Mindebből következik, hogy a magyar villamosenergiarendszer tranzitáló képessége kellően nagy ahhoz, hogy a hazai import- és exportkapacitások külső hatásra számottevően ne változzanak. (Monitorozva csak a magyar hálózat.) Év Exportáló Importáló ΔEmin ΔEmax 2020 Bulgária-Románia Németország 5047,9 7221, Bulgária-Románia Olaszország 4643,7 7108, Csehország-Lengyelország Németország 15968, , Csehország-Lengyelország Olaszország 9249, , Bulgária-Románia Németország 1620,7 7227, Bulgária-Románia Olaszország 1454,8 7578, Csehország-Lengyelország Németország 15520, , Csehország-Lengyelország Olaszország 9038, , Bulgária-Románia Németország 1334,3 2886, Bulgária-Románia Olaszország 1435,6 3105, Csehország-Lengyelország Németország 7312, , Csehország-Lengyelország Olaszország 4076, ,7 VI-32. táblázat Tranzitkapacitások szélsőértékeinek alakulása Szembetűnő, hogy a cseh-lengyel szállítások esetében a tranzitkapacitás maximuma sokkal nagyobb mértékű, mint a bolgár-román szállítások esetén. Ennek okai a magyar hálózat különböző tranzitszállításokra vonatkozó eloszlási tényezőinek eltérő voltában keresendők. Minél kevésbé érintett egy hálózat valamely tranzitszállításban, annál nagyobb a tranzitáló képessége abban az irányban

210 VI-20. ábra Bolgár-román szállítás Németországba VI-21. ábra Bolgár-román szállítás Olaszországba

211 VI-22. ábra Cseh-lengyel szállítás Németországba VI-23. ábra Cseh-lengyel szállítás Olaszországba Az alábbiakban sarokévekre lebontva kigyűjtöttük, hogy az egyes tranzitszállításoknál a hálózati szűk keresztmetszetek a magyar hálózaton legelőször hol jelentkeznének