A Magyar Villamsenergia -rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2016. Mellékletek Magyar Villamsenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt. Budapest, 2016.
A Magyar Villamsenergia -rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2016. Mellékletek Készítette: MAVIR Magyar Villamsenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt. Rendszerirányítási Igazgatóság Rendszerszintű Tervezési és Elemzési Osztály B u d a p e s t, 2 0 1 6. - 2 -
Tartalmjegyzék 1. A HÁLÓZATI ENGEDÉLYESEK HÁLÓZATFEJLESZTÉSI TERVE... 5 1.1. E.ON ÉSZAK-DUNÁNTÚLI ÁRAMHÁLÓZATI ZRT.... 5 1.1.1. Távvezeték beruházásk... 5 1.1.2. Alállmás beruházásk... 6 1.2. E.ON DÉL-DUNÁNTÚLI ÁRAMHÁLÓZATI ZRT.... 8 1.2.1. Távvezeték beruházásk... 8 1.2.2. Alállmás beruházásk... 10 1.3. ELMŰ HÁLÓZATI KFT.... 10 1.3.1. Távvezeték beruházásk... 10 1.3.2. Alállmás beruházásk... 12 1.4. ÉMÁSZ HÁLÓZATI KFT.... 14 1.4.1. Távvezeték beruházásk... 14 1.4.2. Alállmás beruházásk... 15 1.5. EDF HÁLÓZATI ELOSZTÓ KFT.... 17 1.5.1. Távvezeték beruházásk... 17 1.5.2. Alállmás beruházásk... 18 1.6. E.ON TISZÁNTÚLI ÁRAMHÁLÓZATI ZRT.... 19 1.6.1. Távvezeték beruházásk... 19 1.6.2. Alállmás beruházásk... 20 2. HÁLÓZATSZÁMÍTÁSI EREDMÉNYEK AZ ÁLLANDÓSULT ÁLLAPOTRA... 22 2.1. 2021-ES SAROKÉV... 24 2.1.1. 2021. tél... 25 2.1.2. 2021. nyár... 28 2.2. 2026-OS SAROKÉV... 31 2.2.1. 2026. tél... 32 2.2.2. 2026. nyár... 35 2.3. 2031- ES SAROKÉV... 40 2.3.1. 2031. tél... 40 2.3.2. 2031. nyár... 44 3. ZÁRLATSZÁMÍTÁS... 50 3.1. A KIINDULÁSI MODELLEK... 50 3.2. 2016. ÉVI ÁLLAPOT... 50 3.3. 2021. ÉVI ÁLLAPOT... 51 3.4. 2026. ÉVI ÁLLAPOT... 51 3.5. 2031. ÉVI ÁLLAPOT... 52 3.6. HATÁSOSAN FÖLDELT HÁLÓZAT... 53 3.7. ÖSSZEFOGLALÁS... 53 4. STABILITÁSSZÁMÍTÁS... 57 4.1. BEVEZETÉS... 57 4.2. FELHASZNÁLT ESZKÖZÖK... 57 4.3. DINAMIKAI MODELLEZÉS... 58 4.4. NEMZETKÖZI NORMÁK... 59 4.5. A VIZSGÁLATOK ÁLTALÁNOS LEÍRÁSA... 60 4.6. KRITIKUS ZÁRLATHÁRÍTÁSI IDŐK... 61 4.7. MINŐSÍTÉSI SZEMPONTOK... 61-3 -
4.8. ÉRTÉKELÉS... 62 4.8.1. Meddőnyeléses vizsgálatk... 73 5. FESZÜLTSÉG- ÉS MEDDŐTELJESÍTMÉNY-VISZONYOK ELEMZÉSE... 76 5.1. NAGYTERHELÉSŰ RENDSZERÁLLAPOTOK... 76 5.1.1. 2019. évi csúcsterheléses mdellek... 76 5.1.2. 2021. évi csúcsterheléses mdellek... 78 5.1.3. 2026. évi csúcsterheléses mdellek... 78 5.1.4. 2031. évi csúcsterheléses mdellek... 79 5.2. KISTERHELÉSŰ RENDSZERÁLLAPOTOK... 80 5.2.1. 2019. évi völgyterheléses mdellek... 81 5.2.2. 2021. évi völgyterheléses mdellek... 81 5.2.3. 2026. évi völgyterheléses mdellek... 82 5.2.4. 2031. évi völgyterheléses mdellek... 83 5.3. FESZÜLTSÉGTARTÁSI NEHÉZSÉGEK AZ ÉSZAK KELET MAGYARORSZÁGI RÉGIÓBAN... 84 5.4. KIEGÉSZÍTŐ VIZSGÁLATOK A 750/400 KV-OS TRANSZFORMÁCIÓ ÁTTELEPÍTÉSÉHEZ... 85 5.4.1. Albertirsai meddőkmpenzációs igény meghatárzása... 85 5.4.2. Kisvárda dél-i (szablcsbákai) meddőkmpenzációs igény meghatárzása... 87 5.5. U/Q ÖSSZEFOGLALÁS... 91 6. ÁTVITELIKAPACITÁS-SZÁMÍTÁS... 92 6.1. BEVEZETÉS... 92 6.2. SZABVÁNYOK, NEMZETKÖZI VONATKOZÁSOK... 92 6.3. KAPACITÁSSZÁMÍTÁS ELVI ALAPJAI... 92 6.4. ELOSZLÁSI TÉNYEZŐK, DC LOAD-FLOW... 93 6.5. AZ ÁTVITELI KAPACITÁS MÉRŐSZÁMAI... 94 6.6. AZ NTC ALAPÚ KAPACITÁSSZÁMÍTÁS MÉRŐSZÁMAI... 94 6.7. AZ ÁRAMLÁSALAPÚ KAPACITÁSSZÁMÍTÁS MÉRŐSZÁMAI... 96 6.8. AZ ÁRAMLÁSALAPÚ ÉS AZ NTC ALAPÚ MÉRŐSZÁMOK KAPCSOLATA... 97 6.9. ELVÉGZETT VIZSGÁLATOK KIÉRTÉKELÉSE... 98 6.10. EREDMÉNYEK KIÉRTÉKELÉSE... 100 7. IDŐSORELEMZÉS, VALÓSZÍNŰSÉGI SZÁMÍTÁSOK, KOCKÁZATELEMZÉS BEVEZETÉS... 136 7.1. BEVEZETÉS... 136 7.2. A VIZSGÁLAT ESZKÖZE, A SZÁMÍTÁS MENETE... 136 7.2.1. Fgyasztók leképezése... 136 7.2.2. Exprt-imprt visznyk leképezése... 136 7.2.3. Erőművek mdellezése... 137 7.2.4. A hálózat leképezése... 137 7.2.5. A számítás eredményei... 137 7.3. AZ ELVÉGETT VIZSGÁLAT EREDMÉNYEI... 138 7.4. ÖSSZEGZÉS... 140 8. ÁBRAJEGYZÉK... 141 9. TÁBLÁZATOK... 142 10. VÉGJEGYZETEK... 145-4 -
1. A H Á L Ó Z A T I E N G E D É L Y E S E K H Á L Ó Z A T F E J L E S Z T É S I T E R V E 1.1. E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. 1.1.1. Távvezeték beruházásk 1.1.1.1. -2015 megvalósult vnalas létesítmények: Bicske Dél Drg -s 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 sdrnnyal 1.1.1.2. 2016-2021 tervezett vnalas létesítmények: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Szabadbattyán Székesfehérvár Dél -s 6,6 km új szabadvezeték építése 3*250/40 mm 2 ACSR + 1x95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2016-2018 A Szabadegyháza Székesfehérvár -s távvezeték felhasítása és befrgatása Székesfehérvár Dél alállmásba, 8,5 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2016-2018 rendszerhasználói igény által generált beruházásk: Győr ÉDÁSZ (Nagyszentjáns) Bana Báblna -s távvezeték felhasítása és befrgatása a Győr Ipari Park alállmásba, 0,4 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2017 A Bánhida Kisigmánd -s távvezeték felhasítása és befrgatása a Tatabánya Ipari Park alállmásba, 0,4 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2016-2018 Kisigmánd Kisbér távvezeték áttérítése -s feszültségszintre, 2018 A Bicske Dél Drg -s távvezeték felhasítása, Gyermely mikrállmás bekötése T-pnttal, 2,5 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2018 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: A Szmbathely Vépi út Szmbathely Szöllős -s távvezeték felhasítása és befrgatása a Szmbathely Ipari alállmásba, 5 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2019 Dunaalmás -s kapcslóállmás hálózatba illesztése, 1 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2021-ig - 5 -
1.1.1.3. 2022-2026 tervezett vnalas létesítmények: rendszerhasználói igény által generált beruházásk: Inta Siófk -s távvezeték felhasítása, Lepsény mikrállmás bekötése T-pnttal, 100 m új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2023 Szmbathely Vépi út (Szmbathely Ipari) Szmbathely Szöllős -s távvezeték felhasítása és befrgatása Szmbathely Derkvics alállmásba, 4,8 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal és 3 km 2*3*630 Al kábellel, 2023 terhelésfelfutás esetén tervezett beruházásk: Sümeg Zalaszentgrót távvezeték áttérítése -s feszültségszintre, 2024 Baracska Székesfehérvár Észak -s távvezeték felhasítása, Csákvár mikrállmás bekötése T-pnttal, 7,5 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2025 1.1.2. Alállmás beruházásk 1.1.2.1. -2015 megvalósult /köf. állmási kapacitás-bővítések: - - 6 -
1.1.2.2. 2016-2021 tervezett /köf. állmási kapacitás-bővítések terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Székesfehérvár Dél új alállmás létesítése 1 db 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, és Szabadbattyán alállmás bővítése 1 db távvezetéki mezővel 2016-2018 Csepreg alállmásban a meglévő 2 db 132/22 kv-s, 16 MVA-es transzfrmátr cseréje 2 db 132/22 kv-s, 25 MVA-esre, 2019 rendszerhasználói igény által generált beruházásk: Győr Ipari Park köf alállmás 132/22 kv-s fejelése, 40 MVA-es transzfrmátr áthelyezése Győr ÉDÁSZ alállmásból, 2016 Tatabánya Ipari Park 132/22 kv-s transzfrmátrállmás létesítése 1 db 132/22 kv-s, 25 MVA-es, transzfrmátrral, 2016-2018 Szmbathely Vépi út 132/22 kv-s alállmás bővítése távvezeték mezővel (FALCO), 2017 Kisbér új 132/22 kv-s mikrállmás létesítése 16 MVA-es transzfrmátrral, 2018 és Kisigmánd 132/20 kv-s alállmás bővítése távvezeték mezővel, 2018 Gyermely új 132/22 kv-s mikrállmás létesítése 1 db 16 MVA-es transzfrmátrral, 2018 Orszlány Ipari Park 132/22 kv-s transzfrmátrállmás bővítése 1 db 132/22 kv-s, 40 MVA-es transzfrmátrral, 2019 Lábatlan transzfrmátrcsere, 2020 Kimle 132/22 kv-s alállmás bővítése távvezeték mezővel (Kimle szélpark), 2021-ig. Kapuvár 132/22 kv-s alállmás bővítése távvezeték mezővel (Kapuvár szélpark), 2021-ig. Csepreg 132/22 kv-s alállmás bővítése távvezeték mezővel (Völcsej szél és napelem parkk), 2021-ig. Kmárm 132/22 kv-s alállmás bővítése távvezeték mezővel (Ács napelempark), 2021-ig. Tatabánya Ipari Park 132/22 kv-s alállmás bővítése távvezeték mezőkkel (Mcsa Észak és Dél szélparkk), 2021-ig. Székesfehérvár Észak 132/11 kv-s alállmás bővítése új távvezetéki mezővel (Pátka szélpark), 2021- ig terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Szmbathely Ipari 132/22 kv-s transzfrmátrállmás létesítése 1 db 132/22 kv-s, 25 MVA-es, transzfrmátrral, 2019 Szmbathely Szöllős transzfrmátrállmás gyűjtősínesítése, 2019 Dunaalmás (bierőmű) -s kapcslóállmás létesítése, 2021-ig. - 7 -
1.1.2.3. 2022-2026 tervezett 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Székesfehérvár Dél alállmás bővítése, 1 db 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2022 Msnmagyaróvár 132/22/11 kv-s transzfrmátrállmás bővítése 1 db 132/11 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2022 Lepsény új 132/22 kv-s mikrállmás létesítése 16 MVA-es transzfrmátrral, 2023 Szmbathely Derkvics új alállmás létesítése 2 db 132/22/11 kv-s, 40/25/25 MVA-es transzfrmátrral, 2023 Zalaszentgrót új 132/22 kv-s transzfrmátrállmás létesítése 1 db 132/22 kv-s, 16 MVA-es transzfrmátrral, és Sümeg alállmás bővítése 1 db távvezetéki mezővel, 2024 Székesfehérvár Észak transzfrmátrállmás kétgyűjtősínesítése, 2024 Kimle transzfrmátrállmás bővítése Kimle 400/-s MAVIR állmás miatt, 2025 Pápa transzfrmátrcsere, 1 db 132/35/22 kv-s transzfrmátr cseréje 1 db 132/22/11 kv-sra, 2026 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Csákvár új 132/22 kv-s mikrállmás létesítése 16 MVA-es transzfrmátrral, 2025 1.2. E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt. 1.2.1. Távvezeték beruházásk 1.2.1.1. -2015 megvalósult vnalas létesítmények A Dunaújvárs Dunaújvárs Észak és Sárbgárd Dunaújvárs Észak -s távvezetékek és a Perkáta alállmás közötti területen két új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, összesen 13,8 km - 8 -
1.2.1.2. 2016-2021 tervezett vnalas létesítmények: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: A Perkáta Szabadegyháza -s távvezeték szabványsítása, 2017 A Pécs alállmás MAVIR általi bővítése, a térségi -s távvezetékek befrgatása, Pécsi Erőmű alállmásból az elsztói távvezetékek kifrgatása, állmás előtti összekötése 1, 2016-2018 Régi alakzat: Siklós Pécsi Erőmű 1,2 rsz. Kmló Pécs Kelet Pécs Kelet Pécsi Erőmű Kmló Pécsi Erőmű Pécs Kertvárs Pécsi Erőmű Pécs Újmecsekalja Pécsi Erőmű Bnyhád Pécsi Erőmű Mhács Pécsi Erőmű Új alakzat: Siklós Pécs 1,2 rsz. Kmló Pécs 1. rsz. Kmló Pécs 1. rsz. Pécs Kelet Pécs Pécs Kertvárs Pécs Bnyhád Pécs Mhács Pécs A Paks Szekszárd -s távvezeték felhasítása és befrgatása Tlna alállmásba, 7,1 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2020 rendszerhasználói igény által generált beruházásk: A Perkáta Sárbgárd -s távvezeték és a Sárbgárd Kelet kapcslóállmás közötti területen ~200 m új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2021-ig 1.2.1.3. 2022-2026 terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Kapsvár Siófk -s távvezeték felhasítása, Tab mikrállmás bekötése T-pnttal, 400 m új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm2 ACSR + 1*95/55 mm2 ACSR sdrnnyal, 2022 A Dunaújvárs Dunaújvárs Dél egyik rendszer és a Sárbgárd Perkáta -s távvezetékek felhasításával, valamint 1,6 km új kétrendszerű szabadvezeték építésével (2*3*250/40 mm2 ACSR + 1*95/55 mm2 ACSR sdrnnyal) a Sárbgárd Dunaújvárs és a Perkáta Dunaújvárs Dél s távvezetékek kialakítása, 2023 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Marcali Nagykanizsa -s 40 km új szabadvezeték építése 3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2024-9 -
1.2.2. Alállmás beruházásk 1.2.2.1. -2015 megvalósult 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések - 1.2.2.2. 2016-2021 terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Mhács alállmás bővítése 1 db távvezetéki mezővel, 2017 Tlna: új egysínes alállmás létesítése 2 db távvezetékmezővel és 1 db 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2020 rendszerhasználói igény által generált beruházásk: Paks DÉDÁSZ alállmás bővítése, 1 db 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2021-ig Sárbgárd Kelet -s kapcslóállmás létesítése (Sárbgárd szélpark), 2021-ig Paks DÉDÁSZ 132/20 kv-s alállmás bővítése (Németkér szélpark), 2020-ig 1.2.2.3. 2022-2026 tervezett 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Tab: új mikrállmás létesítése 1 db 132/22 kv-s 16 MVA-es transzfrmátrral, 2022 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbiberuházásk: Marcali: alállmás bővítése, 1 db -s távvezetéki mező kiépítése, 2024 Királyegyháza alállmás bővítése, 1 db 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2025 1.3. ELMŰ Hálózati Kft. 1.3.1. Távvezeték beruházásk 1.3.1.1. -2015 megvalósult vnalas létesítmények: Gödöllő Rákskeresztúr és Gödöllő Kőbánya vezeték kitérítése a MAVIR Kerepes 400/-s alállmás területéről 2015-10 -
1.3.1.2. 2016-2021 tervezett vnalas létesítmények: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Gödöllő Rákskeresztúr vezeték felhasítása és befrgatása Kerepes 400/-s alállmásba, 2*0,5 km új kétrendszerű szabadvezeték, -2016 Gödöllő Kőbánya vezeték felhasítása és befrgatása Kerepes 400/-s alállmásba, 2*0,5 km új kétrendszerű szabadvezeték, -2016 Kőbánya Kerepes vezeték felhasítása és befrgatása Rákskeresztúr állmásba, 0,2 km új kétrendszerű szabadvezeték, -2016 Dunamenti Dunavarsány I-II. vezeték felhasítása és befrgatása Szigetcsép 400/-s alállmásba, két új 2*2,5 km hsszú kétrendszerű szabadvezeték, 2016-2017 Vnalterhelhetőség növelés nyárn 710 A, télen 860 A tartós terhelhetőségre a Gödöllő-Kerepes, Kerepes-Rákskeresztúr, Rákskeresztúr-Kőbánya -s kétrendszerű távvezetékeken, 2018 végéig Újhartyán állmás -s csatlakztatása a jelenleg 20 kv-n üzemelő -s vezeték ra való áttérítésével és a Felsőbabád Lajsmizse -s vezeték felhasításával, 200 m új szabadvezeték, 2016-2021 Pmáz Esztergm 1*3*250 mm 2 vezeték felhasítása és befrgatása Pilisszántó új állmásba, 0.6 km új kétrendszerű szabadvezeték, 2016-2021 Kaszásdűlő Budaközép THPE 3*1*630 mm 2 Cu kábel felhasítása és befrgatása a Klssy tér új állmásba. 2*150 m új kábel, 2016-2017 Albertfalva Kelenföld II. THPE 3*1*500 mm 2 Cu kábel felhasítása és befrgatása Őrmező új állmásba, 2*100 m új kábel 2016-2018 Vársliget Erzsébetvárs THPE 3*1*500 mm 2 Cu kábel felhasítása és befrgatása Garay utca új állmásba, 2*1 km új kábel, 2016-2021 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Kerepes Pécel, új -s kétrendszerű szabadvezeték létesítése, 10 km 2*3*250 mm 2, 2015-2020 - 11 -
1.3.1.3. 2022-2026 tervezett vnalas létesítmények: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Tahi út új alállmás csatlakztatása az Angyalföld Zugló vezetékre, kettős T-leágazásban, 2*300 m THPE 3*1*300 mm 2 AL kábellel 2022-2026 alacsny terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Kerepes Pécel, új -s kétrendszerű szabadvezeték létesítése, 10 km 2*3*250 mm 2, 2022-2026 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Rózsakert Leshegy 5 km új -s 3*1*630 mm 2 Cu kábel létesítése, 2022-2026 Gazdagrét Őrmező 5 km új kábel létesítése, 2022-2026 Angyalföld Katna THPE 3*1*500 mm 2 Cu kábel felhasítása és befrgatása Westend alállmásba, 2*1 km új kábel, 2022-2026 Zugló Vársliget II. 4.2 km új -s THPE 3*1*500 mm 2 Cu kábel létesítése, 2022-2026 Százhalmbatta Ipari Park alállmás csatlakztatása a Dunamenti Dunavarsány -s távvezetékre kettős T-leágazással, 2 km hsszú 2*3*250 mm 2 ACSR szabadvezetékkel, 2022-2026 Srksár Üllő (16 km) vagy Ócsa Üllő (10 km) új -s szabadvezeték létesítése 2022-2026 Mátyásföld Rákspalta 6,5 km új kábel létesítése, 2022-2026 Fót Rákspalta 3,5 km új kábel létesítése, 2022-2026 1.3.2. Alállmás beruházásk 1.3.2.1. -2015 megvalósult 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: Pesterzsébet alállmás reknstrukciója, zárlati szint növelés 31,5 ka-re Samsung alállmás -s hálózatról leválasztva - 12 -
1.3.2.2. 2016-2021 tervezett 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Rákskeresztúr alállmás reknstrukciója és bővítése, meglévő 126/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrk cseréje állag és életkr miatt 126/22 kv-s, 40 MVA-esekre, -2016 Zugló alállmás reknstrukciója, zárlati szint növelés 40 ka-re, 2016-2017 Pmáz alállmás reknstrukciója, zárlati szint növelés 31,5 ka-re és a meglévő 126/22 kv-s, 25 MVAes transzfrmátrk cseréje 126/22 kv-s, 40 MVA-esekre, 2016-2018 Klssy tér új alállmás létesítése 1 db 126/11 kv-s, 31,5 MVA-es transzfrmátrral, táppntszaprítás, 2016-2017 Újhartyán új alállmás létesítése 2 db 126/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2016-2017 Őrmező új alállmás létesítése 1 db 126/11 kv-s, 31,5 MVA-es transzfrmátrral, 2016-2018 Garay utca új alállmás létesítése 1 db 126/11 kv-s, 31,5 MVA-es transzfrmátrral, 2016-2021 Pilisszántó új alállmás létesítése 2 db 126/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2016-2021 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Pécel új alállmás létesítése 2 db 126/22 kv-s, 40 MVA-es transzfrmátrral, 2016-2021 1.3.2.3. 2022-2026 tervezett 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Tahi út új alállmás létesítése 2 db 126/11 kv-s, 31,5 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026 Budaörs alállmásban 3. 126/22 kv-s transzfrmátr cseréje 25 MVA-esről 40 MVA-esre, 2022-2026 Biatrbágy alállmásban egy 126/22 kv-s transzfrmátr cseréje 25 MVA-esről 40 MVA-esre, 2022-2026 alacsny terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Pécel új alállmás létesítése 2 db 126/22 kv-s, 40 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026 Érd alállmásban a meglévő 25 MVA-es transzfrmátrk cseréje 40 MVA-esekre, 2022-2026 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Százhalmbatta Ipari Park új alállmás létesítése 1 db 126/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026 Leshegy új alállmás létesítése 1 db 126/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026 Gazdagrét új alállmás létesítése 1 db 126/11 kv-s, 31,5 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026 Garay utca alállmás bővítése másdik 126/11 kv-s, 31,5 MVA-es transzfrmátr beépítésével, 2022-2026 Westend új alállmás létesítése 2 db 126/11 kv-s, 31,5 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026 Rákspalta új alállmás létesítése 1 db 126/11 kv-s, 31,5 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026 - 13 -
1.4. ÉMÁSZ Hálózati Kft. 1.4.1. Távvezeték beruházásk 1.4.1.1. -2015 megvalósult vnalas létesítmények: Tiszapalknyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés 2 Brsdi Erőmű megszüntetés miatti vezetékrendezés 3 Misklc vezetékrendezés 4 Detk Nagybátny: távvezeték felhasítása, Recsk alállmás bekötése 2T-pnttal, 0,8 km új kétrendszerű szabadvezeték 1.4.1.2. 2016-2021 tervezett vnalas létesítmények: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Balassagyarmat Nagybátny: távvezeték felhasítása, Szécsény alállmás bekötése T-pnttal, 200 m új kétrendszerű szabadvezeték, 2016-2018 Eger Eger Észak új kétrendszerű távvezeték, vezetékrendezés, 2016-2021: Régi alakzat: Brsdnádasd Eger Észak egyik rendszer Eger Füzesabny Új alakzat: Brsdnádasd Eger új távvezeték Eger Észak Füzesabny új távvezeték terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Misklc Dél DAM: távvezeték felhasítása és befrgatása Misklc Dél Ipari Park alállmásba, 0,3 km új kétrendszerű szabadvezeték, 2016-2021 Gyöngyös Detk: távvezeték felhasítása, Gyöngyöshalász bekötése T-pnttal, 2 km új kétrendszerű szabadvezeték, 2016-2021 - 14 -
1.4.1.3. 2022-2026 tervezett vnalas létesítmények: alacsny terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Misklc Dél DAM: távvezeték felhasítása és befrgatása Misklc Dél Ipari Park alállmásba, 0,3 km új kétrendszerű szabadvezeték, 2022-2026 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Gödöllő Lőrinci/(Hatvan): távvezeték felhasítása, Aszód állmás bekötése T-pnttal, 4 km új kétrendszerű szabadvezeték, 2022-2026 Eger ÉSZAK Füzesabny MÁV: távvezeték felhasítása és befrgatása Füzesabny ÉMÁSZ állmásba, 2 km új kétrendszerű szabadvezeték, 2022-2026 Detk Jászárkszállás és Jászárkszállás Jászberény új távvezetékek, 18 km kétrendszerű és 20,5 km egyrendszerű, 2022-2026, vagy Pécel Nagykáta: 35 km új távvezeték, 2022-2026 Kárlyfalva Kisvárda: távvezeték felhasítása és befrgatása Ricse állmásba, 5 km új kétrendszerű szabadvezeték, 2022-2026 1.4.2. Alállmás beruházásk 1.4.2.1. -2015 megvalósult 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: Recsk új alállmás létesítése, 1 db 126/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral - 15 -
1.4.2.2. 2016-2021 tervezett 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Jászberény 1. számú 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátr cseréje 132/22 kv-s, 40 MVA-esre, 2016-2021 Ózd ÉMÁSZ reknstrukció, 2016-2017 Brsdnádasd teljes reknstrukció és transzfrmátrcsere, 2 db 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátr beépítése (35 kv megszüntetése), 2016-2018 Lőrinci teljes reknstrukció és transzfrmátrcsere, 1 db 132/22 kv-s, 40 MVA-es transzfrmátr beépítése, zárlati szint növelés 31.5 ka-re, 2016-2018 DAM reknstrukció, 2017-2018 Felsőzslca transzfrmátrcsere 1 db 132/35/20 kv-s, 38/28/19 MVA-es transzfrmátr cseréje 1 db 132/22 kv-s, 40 MVA-esre, 2016-2021 Eger Észak távvezetéki mezők kiépítése, transzfrmátrmezők reknstrukciója és transzfrmátrcsere, 1 db 132/35/11 kv-s, 40/30/20 MVA-es transzfrmátr cseréje 132/22/11 kv-s, 25/16/16 MVA-esre (35 kv megszüntetése), 2016-2020 Misklc Dél teljes reknstrukció és transzfrmátrcsere, 1. számú 132/11 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátr cseréje 1 db 132/11 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrra, 2016-2021 Encs teljes reknstrukció, 2017-2021 Heves teljes reknstrukció, 2017-2021 Szécsény új alállmás létesítése, 1 db 132/22 kv-s 25 MVA-es transzfrmátrral, 2016-2018 Hejőcsaba (HCM) megszüntetés, 2016-2021 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Misklc Dél Ipari Park új alállmás létesítése, 2 db 132/22 kv-s 25 MVA-es transzfrmátrral, 2016-2021 Gyöngyöshalász új alállmás létesítése, 1 db 132/22 kv-s 25 MVA-es transzfrmátrral, 2016-2021 - 16 -
1.4.2.3. 2022-2026 tervezett 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Eger Észak transzfrmátrcsere, 1 db 132/35/11 kv-s, 40/30/20 MVA-es transzfrmátr cseréje 132/22 kv-s, 25 MVA-esre (35 kv és 10 kv megszüntetése), 2022-2026 Eger transzfrmátrcsere, 2 db 132/22 kv-s, 40 MVA-es transzfrmátr beépítése, 35 kv megszüntetése miatt, 2022-2026 Misklc Dél: transzfrmátrcsere, 2. számú 132/11 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátr cseréje 1 db 132/11 kv-s, 40 MVA-es transzfrmátrra, 2022-2026 Felsőzslca transzfrmátrcsere, 2 db 132/22 kv-s, 40 MVA-es transzfrmátr beépítése, 35 kv megszüntetése miatt, 2021-2025 alacsny terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Hatvan alállmás bővítése, transzfrmátrcsere, 2 db 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátr cseréje 2 db 132/22 kv-s, 40 MVA-es transzfrmátrra, 2022-2026 Misklc Dél Ipari Park új alállmás létesítése, 2 db 132/22 kv-s 25 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Aszód új alállmás létesítése, 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026 Füzesabny ÉMÁSZ új alállmás létesítése, 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026 Jászárkszállás új alállmás létesítése, 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026, Ricse új alállmás létesítése, 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2022-2026 Nagykáta gyűjtősínesítés és 1 db új távvezetéki mező építése, 2022-2026 1.5. EDF Hálózati Elsztó Kft. 1.5.1. Távvezeték beruházásk 1.5.1.1. -2015 megvalósult vnalas létesítmények - 1.5.1.2. 2016-2021 tervezett vnalas létesítmények: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Kecskemét (Vársföld) Kecskemét Észak és Kecskemét Autógyár - Lajsmizse -s távvezetékek közös kétrendszerű szakaszának felhasítása, befrgatás Kecskemét Kósafalu alállmásba, 2017 terhelésfelfutás esetén tervezett beruházásk: Kiskundrzsma Sándrfalva távvezeték felhasítása, befrgatás Szeged Fehértó alállmásba, 2019-17 -
1.5.1.3. 2022-2026 tervezett vnalas létesítmények: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: - terhelésfelfutás esetén tervezett beruházásk: Csngrád Szentes: új távvezeték létesítése (kétrendszerű szlpsrn, egy rendszer felszerelésével), 2022 Kecskemét (Vársföld) Kecskemét Szultán utca távvezeték felhasítása, befrgatás Kecskemét Ipari park alállmásba, 2022 Szeged Észak Szeged Újszeged, új összeköttetés létesítése (Szeged Szeged Észak Szeged Újszeged Szeged hurk kialakítása), 2022 Kecskemét Északhz kapcslódó vezetékrendezés és új kábel, 2024 Megszűnik: Lajsmizse T Lajsmizse Helyette: Kecskemét Észak Lajsmizse (Kecskemét Észak Lajsmizse T új kábel és Lajsmizse T Lajsmizse vezetékszakasz összekötése) Kecskemét Vársföld Szabadszállás távvezeték felhasítása, befrgatás Kecskemét Nyugat alállmásba, 2024 1.5.2. Alállmás beruházásk 1.5.2.1. -2015 megvalósult 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések - 1.5.2.2. 2016-2021 tervezett 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Kecskemét Szultán utca transzfrmátrkapacitás bővítés, 2016 Kecskemét Kósafalu új alállmás létesítése, 2017 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Szeged Fehértó új alállmás létesítése, 2019 Szeged Észak alállmás gyűjtősínesítés, 2020-18 -
1.5.2.3. 2022-2026 tervezett 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: - terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Kecskemét Ipari park új alállmás létesítése, 2022 Szeged Újszeged új alállmás létesítése, 2022 Szentes alállmás gyűjtősínesítése, 2022 Kecskemét Észak alállmás gyűjtősínesítés, 2024 Kecskemét Nyugat új alállmás létesítése, 2024 1.6. E.ON Tiszántúli Áramhálózati ZRt. 1.6.1. Távvezeték beruházásk 1.6.1.1. -2015 megvalósult vnalas létesítmények: Sajószöged (TIFO T) Plgár 5 : új -s távvezeték kialakítása 1.6.1.2. 2016-2021 tervezett vnalas létesítmények: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Szlnk OVIT Törökszentmiklós távvezeték egyik rendszerének felhasítása, befrgatás Tiszapüspöki új alállmásba; 200 m új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2016-2017 Hajdúnánás Tiszaújvárs távvezeték befrgatása Tiszalök alállmásba (állmás előtti szlpkn a sdrnyk bntása 6 ), 2016 Debrecen Hajdúböszörmény távvezeték felhasítása, befrgatás Debrecen Józsa 400/-s alállmásba; 3,7 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2016-2017 Tiszalök Ibrány távvezeték felhasítása, Rakamaz új alállmás bekötése T-pnttal; 500 m új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2018 Nyíregyháza 400/ hálózatba illesztése, 2020 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Debrecen Létavértes távvezeték egyik rendszerének felhasítása, befrgatás Debrecen Déli Ipartelep új alállmásba; 2,7 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2017-2018 - 19 -
1.6.1.3. 2022-2026 tervezett vnalas létesítmények: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Mátészalka Fehérgyarmat távvezeték felhasítása, befrgatása Csenger új mikrállmásba; 20 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2022 Karcag Mezőtúr távvezeték felhasítása, Kisújszállás új mikrállmás bekötése T-pnttal, 3 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1*95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2023 Szlnk OVIT Újszász MÁV távvezeték felhasítása, Jászalsószentgyörgy új mikrállmás bekötése T- pnttal; 4,7 km új szabadvezeték építése 2*3*250/40 mm 2 ACSR + 1x95/55 mm 2 ACSR sdrnnyal, 2024 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Püspökladány Karcag 20,2 km új szabadvezeték építése 3*250/40 mm2 ACSR + 1*95/55 mm2 ACSR sdrnnyal, 2025 1.6.2. Alállmás beruházásk 1.6.2.1. -2015 megvalósult 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: - 1.6.2.2. 2016-2021 tervezett 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Tiszapüspöki: új egysínes alállmás létesítése, 2016-2017 Rakamaz új mikrállmás létesítése 1 db 132/22 kv-s, 16 MVA-es transzfrmátrral, 2018 Tuzsér alállmásban mindkét transzfrmátr cseréje az Ibrány alállmásban üzemelő 25 MVA-es transzfrmátrkra. 2019 Nyíregyháza Kelet alállmás bővítése 1 db 132/22/11 kv-s, 40/25/25 MVA-es transzfrmátrral, 2020 Nyírbgdány alállmás bővítése 1 db -s távvezeték mezővel, 2020 rendszerhasználói igény által generált beruházásk: Debrecen Déli Ipartelep: új egysínes alállmás létesítése, 1 db 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2017-2018 Tuzsér: gyűjtősínesítés, bővítés (Tiszabezdéd erőmű), 2021-ig Debrecen Tócóskert alállmás bővítése 1 db -s távvezeték mezővel (Debreceni Bimassza), 2021-ig Kunmadaras: új egysínes kapcslóalállmás létesítése, (Kunmadaras naperőmű), 2021-ig - 20 -
1.6.2.3. 2022-2026 tervezett 132kV/köf. állmási kapacitás-bővítések: terhelésfelfutás váltzattól független beruházásk: Csenger új mikrállmás létesítése 1 db 132/22 kv-s, 16 MVA-es transzfrmátrral, 2022 Kisújszállás új mikrállmás létesítése 1 db 132/22 kv-s, 16 MVA-es transzfrmátrral, 2023 Nyírbátr: gyűjtősínesítés, bővítése, harmadik 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátrral, 2023 Debrecen Ipari, a 132/22 kv-s 25 MVA-es transzfrmátr cseréje 40 MVA-re, 2024 Jászalsószentgyörgy új mikrállmás létesítése 1 db 132/22 kv-s, 16 MVA-es transzfrmátrral, 2024 terhelésfelfutás esetén tervezett tvábbi beruházásk: Hajdúszbszló alállmás bővítése, harmadik 132/22 kv-s, 25 MVA-es transzfrmátr, 2025 Püspökladány alállmás bővítése 1 db -s távvezeték mezővel, 2025 Karcag alállmás bővítése 1 db -s távvezeték mezővel, 2025-21 -
2. H á l ó z a t s z á m í t á s i e r e d m é n y e k a z á l l a n d ó s u l t á l l a p t r a Jelen fejezet az állandósult állaptra vnatkzó teljesítményelszlás-számításk és kiesésvizsgálatk eredményeit ismerteti. A hálózatfejlesztés-tervezési irányelv a hálózat egyszeres kiesésekkel szembeni ellenállóképességén túlmenően tvábbi követelményeket is megfgalmaz, amelyek teljesülése a tervezési célú számításk srán többszörös hiányállaptk mdellezésével vizsgálható. Ezek a követelmények tételesen az alábbiak: 1. Az átviteli hálózatnak távlatilag önmagában, az elsztóhálózatra vagy külföldi hálózatkra való támaszkdás nélkül is, képesnek kell lenni az N-1 elv teljesítésére (Irányelv 5./IV. szakasz). 2. Az átviteli hálózatnak középtávn akkr is teljesíteni kell az N-1 elvet, ha bármelyik ra, 220 kv-ra, vagy 400 kv-ra betápláló erőműben a mdellezett kiindulási üzemállapthz képest egy energetikai egység hiányzik (Ir. 5./V.). 3. Az átviteli hálózati fejlesztési váltzatk mindegyikének ki kell elégítenie azt a követelményt, hgy az atmerőműben termelt teljesítmény kétszeres hálózati hiányállaptban is elszállítható legyen határértéksértés nélkül (Ir. 5./VI.). 4. A -s hálózatnak önmagában, az átviteli hálózatra támaszkdás nélkül is, teljesítenie kell az N-1 elvet (Ir. 5./VII.). 5. A -s hálózatnak akkr is teljesítenie kell az N-1 elvet, ha bármelyik ra betápláló erőműben a mdellezett kiindulási üzemállapthz képest egy energetikai egység hiányzik (Ir. 5./VIII.). A hatálys irányelv szerint a mdellek összeállításánál az erőművi gépegységeknek az adtt évszakban és rendszerállaptban legvalószínűbb üzemállaptát kell figyelembe venni. A legvalószínűbb üzemállapt meghatárzásakr figyelembe kell venni az erőmű technlógiai sajátsságait (pl. az esetleges hőldali kényszereket), valamint a piaci pzíciójával, termelési szkásaival kapcslats tényszerű infrmációkat (Ir. 7.3). Ezen előírás következtében figyelembe kell venni a hálózatmdellben le kell képezni azkat a nyári időszakban jelentkező tartósan és többszörösen erőműhiánys üzemállaptkat is, amelyek a hőkiadással üzemelő kmbinált ciklusú erőműveknek a hőigények hiánya miatti leállásából következnek. Jelen hálózatfejlesztési terv készítése srán az irányelvben rögzített üzembiztnsági kritériumk teljesítésére az alábbi kétszeres kiesésvizsgálatkat végeztük el: egy hálózati ág (átviteli vagy elsztói) és egy erőművi energetikai egység együttes kiesése, egy átviteli hálózati és egy elsztóhálózati ág együttes kiesése, egy átviteli hálózati és egy külföldi hálózati ág együttes kiesése, atmerőműben termelt teljesítmény szállításában számttevő mértékben részt vevő átviteli hálózati ágak egyidejű kétszeres kiesése. A hálózatfejlesztési terv sarkéveiként 2021, 2026 és 2031 évek kerültek kijelölésre. A sarkévekig megvalósítandó hálózatfejlesztési beruházásk meghatárzására az alábbi időszakkra készültek vizsgálati mdellek: 2021 téli csúcs, 2021 nyári csúcs, 2026 téli csúcs, 2026 nyári csúcs, 2031 téli csúcs, 2031 nyári csúcs. A vizsgálati mdellek a magyar villamsenergiarendszer csúcsterhelési állaptaira készültek, az elsztói engedélyesek által szlgáltattt csmópnti terhelési adatsrk alapján, alacsny és fgyasztói terhelésfelfutás esetére. A sarkévek vizsgálati mdelljeit nem egy kiindulási állaptból származtatva generáltuk, hanem közvetlenül a sarkévekre vnatkzó elsztói engedélyesi adatszlgáltatásk alapján készítettük el. Csak a 2031. évi mdellek lettek szintetikusan generálva, a 2026-s sarkév mdelljeiből. Mivel a kiindulási állapt üzembiztnsági visznyai nem beflyáslják a tervezést, jelen terv részeként a 2016-s kiindulási állaptra mdellt nem készítettünk, arra számításkat nem mutatunk be. A ladflw számításk és kiesésvizsgálatk srán az elsztóhálózati szabadvezetékeknek a fázisvezető sdrny anyaga és az szlpkisztás révén megengedhető maximális terhelhetősége lett figyelembe véve. Az átviteli hálózatn a távvezetékek végpnti srs krlátzó elemei is figyelembevételre kerültek (mivel azk részben - 22 -
primer készülékek, másrészt pedig az áramváltók 2000 A-nél nagybb névleges primer áramúra történő cseréje nem tervezett). Frrásldali váltzatk A hazai erőművi frrásldal szempntjából hármféle szcenáriót vizsgáltunk. Az első ptimistább szcenárió megfelel a hálózatfejlesztés-tervezés krábbi gyakrlatában alkalmaztt megközelítésnek, amikr a meglevő és az igénybejelentésekben szereplő jövőbeni termelőegységeket a tervezési mdellekben meglevőként és maximálishz közeli teljesítménnyel üzemelőként képezzük le. Az erre a szcenárióra vnatkzó számításk eleget tesznek annak a szabályzati elvárásnak, hgy az új egységek hálózatba integrálásával kapcslats vizsgálati számításk a hálózatfejlesztési terv részeként készüljenek el. A másdik ( A jelzésű) szcenárióra a gazdasági környezetben bekövetkezett jelentős váltzásk miatt van szükség. Ismeretes, hgy az erőművi beruházásk várható prfitabilitása (különösen a gáztüzelésű erőművek vnatkzásában) drasztikusan csökkent, részben a visznylag gázár (és a gázellátás biztnságával kapcslats távlati prblémák), részben az alacsny európai villamsenergia-nagykereskedelmi árak miatt. Már a jelenlegi igénybejelentésekből is lemérhető, A hálózati ágak terhelhetősége az illetékes engedélyes által megadtt terhelhetőségi határértékekkel lett figyelembe véve. hgy az évek óta tervezett CCGT prjektek többéves csúszáskkal rendelkeznek üzleti megfntláskból, és ezt a kckázatt közép- és hsszú távú előretekintésben is figyelembe veendőnek tartjuk. A másdik frrásldali szcenárióra végzett számításkban az adtt sarkévben elmaradó erőművi egységek csatlakztatásáhz szükséges hálózati beruházáskat is hiányzónak tekintjük. A harmadik ( B jelzésű) szcenárió a másdik erőműhiánys szcenáriónak azn váltzata, amelyben egyrészt a jelenleg meglevő nagy CCGT blkkk sem üzemelnek piaci kkból, másrészt ez a szcenárió az atmerőművi blkkknak a maximális hálózati igénybevételt eredményező üzemállaptát tartalmazza, figyelembe véve, hgy távlatilag sem a meglevő blkkk, sem a létesítendő új blkkk üzemanyagciklusa nem 12 hónaps (emiatt téli csúcsra is eshet karbantartáss üzemállapt és nyári csúcsra is eshet karbantartásmentes üzemállapt). A frrásldali szcenáriók részletei a következő táblázatban láthatók. - 23 -
2-1. táblázat Erőművek üzemállapta az egyes frrásldali szcenáriókban (A táblázat nem tartalmaz sarkévek szerinti megbntást; minden sarkévben az aktuálisan kereskedelmi üzemben levőnek tekintett erőművi egységeket kell figyelembe venni.) A hármféle frrásldali szcenárióval minden sarkév, évszak és terhelésfelfutási prgnózis esetén számltunk. Szükségesnek tartjuk megjegyezni, hgy a 2.1. 2021-es sarkév A magyar hálózat minden váltzatban nrmál kapcslási állaptba van állítva, ami azt jelenti, hgy minden hálózati ág bekapcslt és minden sín összefgtt, kivéve az ELMŰ hálózatán alkalmaztt körzetkialakítási célú bntáskat. A nrmál kapcslási állapt tekintetében váltzásként vettük figyelembe a Kispest Népliget és a Kőbánya Népliget -s vezetékek közeljövőben tervezett bekapcslását. Nemcsak a 2021-es sarkév mdelljeire, hanem az összes állandósult állapti számítási mdellre érvényes, hgy a terhelés alatt léptethető fkzatkapcslóval rendelkező átviteli hálózati transzfrmátrk mindegyike a középállás körül -3 +3 fkzatállás-tartmányban lett abb fgyasztói igényfelfutás és az erőműhiánys frrásldali prgnózis között nem látunk ellentmndást; a nemzetgazdaság (GDP) fkzttabb ütemű bővülése és az azzal krreláló fgyasztásnövekedés megvalósulhat a gáz- és villamsenergia-árak jelenlegi arányai mellett is. mdellezve; ezen fkzatállásknak nincs hátránys kihatása az alállmási segédüzemi tápellátásra. A 2021-es sarkévtől kezdődően a szlnki MAVIRalállmásban levő egyik 220/126 kv-s transzfrmátrt kikapcsltként mdelleztük, jelezve ezzel, hgy szükség esetén az üzembiztnság csökkenése nélkül helyben hidegtartalékként üzemeltethető vagy ÜBTállmányba helyezhető. A győri MAVIR alállmásba 2018. év végéig beépülő harmadik 400/-s transzfrmátrt mindegyik számítási mdellben hidegtartalékként szerepeltettük (de a kiesésvizsgálati eredmények - 24 -
kiértékelésekr autmatikusan figyelembe vettük, hgy szükség esetén bekapcslható). A külföldi hálózat az ENTSO-E legfrissebb (2015-ben aktualizált) 2020-ra vnatkzó összeurópai hálózatmdelljének alkalmazásával lett leképezve. A 2021-es sarkév mdelljében figyelembe vettük az elsztói engedélyesek által (esetenként terhelésfelfutás függvényében) jelzett fejlesztéseket, amelyeket a főkötet 0.1. alfejezetében (Szükséges hálózatfejlesztések) ismertettünk. Ugyanazn alfejezetben felsrltuk az átviteli hálózati fejlesztéseket is, amelyek közül a 2021-es sarkév mdelljeiben szerepeltettük a hálózati érdekből vagy beruházói nyilatkzatban jelzett erőművi csatlakzás érdekében 2020 végéig megvalósítandókat, tvábbá a magyarszlvák és a magyar-szlvén határmetszék kapacitásbővítésével kapcslatsan esedékes beruházáskat. A frrásldali kapacitáskban az alábbi váltzáskat vettük figyelembe (új létesítések): Almásfüzitő /400 MW CCGT/ Csepel III. /450 MW CCGT/ Szeged Energia /460 MW CCGT/ Tisza II. 4. /repwering 405 MW CCGT/ A hálózati ágak hiányállaptainak vizsgálatakr autmatikusan (a kiesésvizsgálati számítást végző 2.1.1. 2021. tél A hálózatszámítási mdellek a 2015. évi Hálózatfejlesztési Terv készítéséhez használt mdellekből lettek előállítva ly módn, hgy figyelembe vettük a krábbi tervhez képest váltzatlanul érvényes beavatkzásk időbeli ütemezését, valamint az elsztói engedélyesek által jelzett váltzáskat. Az ptimista frrásldali szcenárió mdelljeiben az újnnan üzembe lépő erőművi egységeket a maximális teljesítőképességükhöz közeli kiadtt teljesítménnyel vettük figyelembe, tvábbá a háziüzemi terhelésüket is leképeztük. prgram által) figyelembe vételre kerültek azn, üzembiztnsági célú peratív beavatkzási lehetőségek, amelyek rendelkezésre állása az üzemidő túlnymó részében garantáltnak tekinthető. A 2021. év vizsgálati mdelljeiben ezek a következők vltak: Bicske Dél -s gyűjtősín bntása (kéttranszfrmátrs üzemnél, a Bicske Dél Biatrbágy vagy a Bicske Dél Hűvösvölgy 132 kv-s távvezeték kiesése esetén), Kerepes -s gyűjtősín bntása (kéttranszfrmátrs üzemnél, a Kerepes Rákskeresztúr -s távvezeték egyik rendszerének kiesése esetén), Szigetcsép -s gyűjtősín bntása (a Szigetcsép Dunavarsány -s távvezeték egyik rendszerének kiesése esetén), Csarnk tér ELMŰ alállmás fgyasztói terhelése felének átkapcslása Erzsébetvárs irányából történő ellátásra (a Kőbánya Kispest vagy a Kőbánya Népliget -s távvezeték kiesése esetén), Albertfalva -s gyűjtősín összefgása (220/126 kv-s transzfrmátr kiesése esetén, ha a mdellezett üzemállaptban a zárlati visznyk megengedik). A -ra betápláló kiserőművek üzemállaptát az elsztói engedélyesi adatszlgáltatásból kiindulva, a krábban ismertetett táblázat szerint mdelleztük. Mindezek figyelembevételével a 2021. téli váltzatk terheléseinek területi megszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. Látható, hgy a frrásldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkzik meg. - 25 -
2021. tél ptimista frrásldal alacsny terhelés terhelés 2021. tél erőműhiánys (A) frrásldal alacsny terhelés terhelés 2021. tél erőműhiánys (B) frrásldal alacsny terhelés terhelés E.ON Dél-Dunántúl 663 672 663 672 663 672 EDF DÉMÁSZ 813 922 813 922 813 922 ELMŰ 1706 1809 1706 1809 1706 1809 E.ON Észak-Dunántúl 1231 1278 1231 1278 1231 1278 ÉMÁSZ 992 1102 992 1102 992 1102 E.ON Tiszántúl 761 771 761 771 761 771 Átviteli hálózatról vételező fgyasztó 164 168 164 168 164 168 Átviteli hálózatra csatlakzó erőművek 259 259 212 212 162 162 háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen 400 400 400 400 400 400 Hálózati veszteség és afeletti feszültségszinten 7 91 99 89 102 96 109 Magyar VER összesen 7080 7480 7031 7436 6988 7393 2-2. táblázat Fgyasztói terhelések területi megszlása a 2021. téli váltzatkban Az exprt-imprt szaldó az erőművi termelés, a fgyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódtt ki. Optimista frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 609 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 340 MW exprt adódtt ki. Az erőműhiánys (A) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 2637 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 1686 MW imprt adódtt ki. Az erőműhiánys (B) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 4107 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 3734 MW imprt adódtt ki. Teljesítményáramlásk és feszültségelszlás Az 2021. téli váltzatk teljesítményáramlási és feszültségelszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak. A határkeresztező távvezetékek elszámlási végpntjain a watts teljesítményfrgalm az alábbiak szerint alakul (MW, a beflyó érték pzitív): - 26 -
Határkeresztező távvezeték Optimista frrásldal E.hiánys A frrásldal E.hiánys B frrásldal alacsny alacsny alacsny Göd Levice 400 kv 330 453 648 755 866 921 Győr Gabčíkv 400 kv 173 288 302 330 453 403 Gönyű Gabčíkv 400 kv 50 167 233 285 497 479 Gönyű Veľký Ďur 400 kv 71 143 190 201 360 321 Sajóivánka Rimavská Sbta 400 kv 90 131 336 391 487 512 Szablcsbáka Zakhidnukrainska 750 kv 374 375 386 387 393 391 Kisvárda Mukacev 220 kv 68 74 90 96 108 109 Szablcsbáka Mukacev 400 kv -51-32 115 129 212 195 Tiszalök Mukachev 220 kv 24 28 42 46 56 57 Békéscsaba Nădab 400 kv 46 111 148 166 187 175 Sándrfalva Arad 400 kv -17 31 117 118 156 135 Hévíz Cirkvce 400 kv -420-389 -397-264 -280-170 Hévíz Žerjavinec 400 kv -410-398 -416-341 -347-300 Pécs Ernestinv 400 kv 1-312 -283-272 -230-179 -169 Pécs Ernestinv 400 kv 2-312 -283-272 -230-179 -169 Sándrfalva Subtica 400 kv -362-327 -247-215 -206-197 Győr Zurndrf 400 kv 57 129 220 377 441 597 Szmbathely Zurndrf 400 kv 253 311 369 434 484 535 Győr Neusiedl 220 kv 7 42 52 103 117 142 Győr Wien Südst 220 kv 1 38 42 99 108 140 Összesen: -340 609 1686 2637 3734 4107 Kiesésvizsgálatk 2-3. táblázat Határkeresztező teljesítményáramlásk a 2021. téli váltzatkban Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségprblémát a 2021. téli váltzatkban nem kz. Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán a következő táblázatban szereplő határértéktúllépések jelentkeznek. Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Elsztói / Külföldi kiesés Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Albertfalva Kelenföld Albertfalva Őrmező Albertfalva Őrmező Albertfalva Kelenföld 103,5 104,0 2-4. táblázat Határérték-túllépések N-1 kiesésekre a 2021. téli váltzatkban Az Albertfalva Kelenföld és Albertfalva Őrmező -s kábelek túlterhelődése az alacsny terhelésfelfutású mdellben a Kelenföldi Erőmű maximális betáplálása miatt következik be; peratív beavatkzással elkerülhető (Budaközép felől tvábbi terhelést kell átkapcslni ebbe a körzetbe). Távlatilag az alacsny terhelhetőségű kábelek cseréje javaslt. A kimutattt túlterhelések (a táppnti feszültségek hatásától eltekintve) érzéketlenek az átviteli hálózat egyszeres kieséseire, ezért ezeket az eseteket az N-1-1 számításban tvább nem vizsgáltuk. Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállaptk vizsgálata srán tvábbi határérték-túllépések nem jelentkeznek. Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapta esetén a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek. - 27 -
Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Elsztói / Külföldi kiesés Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Albertfalva 220/126 kv transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv transzfrmátr Kőbánya Kispest Kőbánya Népliget Kőbánya Népliget Kőbánya Kispest 101,5 102,4 2-5. táblázat Határérték-túllépések N-1-1 kiesésekre a 2021. téli váltzatkban A mdellezett téli üzemállaptban a zárlati szintek nem teszik lehetővé az albertfalvai -s gyűjtősín összefgását albertfalvai transzfrmátr kiesése esetén, emiatt a hiányzó teljesítmény Kőbánya felől érkezik a körzetbe. Magas terhelésfelfutás és B frrásldali szcenárió esetén (amikr a Csepel II. erőmű csökkentett teljesítménnyel üzemel) a Kőbányáról induló vezeték egyik rendszerének kiesésére a másik rendszer kismértékben túlterhelődik, még úgy is, hgy a Csarnk tér alállmásból elláttt fgyasztói terhelés fele autmatikusan átkapcslásra kerül Erzsébetvárs felől történő ellátásra. Az átkapcslt teljesítmény arányának növelésével a túlterhelődés elvben elhárítható. Középtávn mindenképpen célszerű megfntlni 2.1.2. 2021. nyár A hálózatszámítási mdellek a 2015. évi Hálózatfejlesztési Terv készítéséhez használt mdellekből lettek előállítva ly módn, hgy figyelembe vettük a krábbi tervhez képest váltzatlanul érvényes beavatkzásk időbeli ütemezését, valamint az elsztói engedélyesek által jelzett váltzáskat. Az ptimista frrásldali szcenárió mdelljeiben az újnnan üzembe lépő erőművi egységeket a maximális teljesítőképességükhöz közeli kiadtt teljesítménnyel vettük figyelembe, tvábbá a háziüzemi terhelésüket is leképeztük. a Kőbánya és Népliget közötti kétrendszerű távvezetékív 60 C tartós sdrnyhőmérsékletre történő szabványsítását. Az atmerőműben termelt teljesítmény szállításában számttevő mértékben részt vevő átviteli hálózati ágak kétszeres kiesése esetén határérték-túllépés nem jelentkezik. Megállapítható, hgy a 2021-es sarkév téli mdelljeiben az átviteli hálózat teljesíti az irányelvben előírt üzembiztnsági kritériumkat. Az elsztóhálózatn csak ELMŰ ellátási területén jelentkezik kisebb mértékű, peratív beavatkzással elhárítható üzembiztnsági prbléma. A -ra betápláló kiserőművek üzemállaptát az elsztói engedélyesi adatszlgáltatásból kiindulva, a krábban ismertetett táblázat szerint mdelleztük. Mindezek figyelembevételével a 2021. nyári váltzatk terheléseinek területi megszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. Látható, hgy a frrásldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkzik meg. - 28 -
2021. nyár ptimista frrásldal alacsny terhelés terhelés 2021. nyár erőműhiánys (A) frrásldal alacsny terhelés terhelés 2021. nyár erőműhiánys (B) frrásldal alacsny terhelés terhelés E.ON Dél-Dunántúl 663 671 663 671 663 671 EDF DÉMÁSZ 863 972 863 972 863 972 ELMŰ 1723 1928 1723 1928 1723 1928 E.ON Észak-Dunántúl 1205 1251 1205 1251 1205 1251 ÉMÁSZ 936 1042 936 1042 936 1042 E.ON Tiszántúl 706 715 706 715 706 715 Átviteli hálózatról vételező fgyasztó 165 168 165 168 165 168 Átviteli hálózatra csatlakzó erőművek 239 239 191 191 175 175 háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen 400 400 400 400 400 400 Hálózati veszteség és afeletti feszültségszinten 89 101 103 115 112 120 2-6. táblázat Fgyasztói terhelések területi megszlása a 2021. nyári váltzatkban Az exprt-imprt szaldó az erőművi termelés, a fgyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódtt ki. Optimista frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 1921 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 891 MW imprt adódtt ki. Az erőműhiánys (A) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 3622 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 3171 MW imprt adódtt ki. Az erőműhiánys (B) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 4092 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 3725 MW imprt adódtt ki. Teljesítményáramlásk és feszültségelszlás Az 2021. nyári váltzatk teljesítményáramlási és feszültségelszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak. A határkeresztező távvezetékek elszámlási végpntjain a watts teljesítményfrgalm az alábbiak szerint alakul (MW, a beflyó érték pzitív): Határkeresztező távvezeték Optimista frrásldal E.hiánys A frrásldal E.hiánys B frrásldal alacsny alacsny alacsny Göd Levice 400 kv 494 630 825 892 874 877 Győr Gabčíkv 400 kv 242 377 358 383 376 362 Gönyű Gabčíkv 400 kv 141 273 327 356 446 435 Gönyű Veľký Ďur 400 kv 123 218 233 254 304 293 Sajóivánka Rimavská Sbta 400 kv 125 239 400 473 459 478 Szablcsbáka Zakhidnukrainska 750 kv 377 381 389 396 392 399 Kisvárda Mukacev 220 kv 70 83 91 101 104 111 Szablcsbáka Mukacev 400 kv -18 48 144 187 199 236 Tiszalök Mukachev 220 kv 28 37 45 52 55 60 Békéscsaba Nădab 400 kv 126 149 175 196 199 261 Sándrfalva Arad 400 kv 57 69 149 155 139 169 Hévíz Cirkvce 400 kv -342-304 -241-206 -220-190 Hévíz Žerjavinec 400 kv -378-353 -329-316 -310-281 Pécs Ernestinv 400 kv 1-225 -205-178 -168-197 -146 Pécs Ernestinv 400 kv 2-225 -205-178 -168-197 -146 Sándrfalva Subtica 400 kv -305-291 -202-189 -195-106 Győr Zurndrf 400 kv 216 270 450 474 541 536 Szmbathely Zurndrf 400 kv 333 388 483 502 492 478 Győr Neusiedl 220 kv 28 61 117 125 134 134 Győr Wien Südst 220 kv 24 56 113 123 130 132 Összesen: 891 1921 3171 3622 3725 4092 2-7. táblázat Határkeresztező teljesítményáramlásk a 2021. nyári váltzatkban - 29 -
Kiesésvizsgálatk Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségprblémát a 2021. nyári váltzatkban nem kz. Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán a következő táblázatban szereplő határértéktúllépések jelentkeznek. Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Elsztói / Külföldi kiesés Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Dunamenti Érd Dunamenti Rózsakert Kőbánya Kispest Kőbánya Népliget Jászberény Újszász Dunamenti Rózsakert Dunamenti Érd Kőbánya Népliget Kőbánya Kispest Lőrinci Nagykáta 107,3 109,3 105,0 106,7 100,7 102,6 100,7 2-8. táblázat Határérték-túllépések N-1 kiesésekre a 2021. nyári váltzatkban Az egyszeres kiesésre túlterhelődő ágak közül az ELMŰ ellátási területén üzemelő távvezetékek esetében középtávn mindenképpen célszerű megfntlni a 60 C tartós sdrnyhőmérsékletre történő szabványsítást. Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállaptk vizsgálata srán a következő táblázatban szereplő tvábbi határérték-túllépések jelentkeznek. Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Erőművi kiesés Hálózati kiesés Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Dunamenti G3 Dunamenti G3 Kőbánya Kispest Kőbánya Népliget Kőbánya Népliget Kőbánya Kispest 101,0 * 102,9 * 2-9. táblázat Határérték-túllépések G-1/N-1 kiesésekre a 2021. nyári váltzatkban Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapta esetén a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek. (A *-gal jelölt mezőkhöz tartzó mdellváltzatkban az adtt hálózati ág már N-1 szituációban túlterhelődött.) - 30 -
Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Elsztói / Külföldi kiesés Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Albertfalva 220/126 kv III. transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv III. transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv transzfrmátr Dunamenti Albertfalva 220 kv (1 rsz.) Dunamenti Albertfalva 220 kv (1 rsz.) Kerepes 400/132 kv transzfrmátr Szablcsbáka 750/400 kv transzfrmátr Martnvásár Bicske Dél 400 kv Martnvásár Bicske Dél 400 kv Sándrfalva 400/ transzfrmátr Sajószöged 400/220 kv transzfrmátr Dunamenti Érd Dunamenti Rózsakert Kőbánya Kispest Kőbánya Népliget Kispest Népliget Kőbánya Kispest Kőbánya Népliget Jászberény Újszász Burshtyn Mukacev 400 kv Göd Levice 400 kv Göd Levice 400 kv Békéscsaba Orsháza Felsőzslca Misklc Észak Dunamenti Rózsakert Dunamenti Érd Kőbánya Népliget Kőbánya Kispest Kőbánya Népliget Kőbánya Népliget Kőbánya Kispest Detk Gyöngyös (Gyöngyöshalász T) Kisvárda Mukacev 220 kv Bicske Dél Biatrbágy 132 kv Bicske Dél Hűvösvölgy 132 kv Sándrfalva 400/ transzfrmátr Felsőzslca Misklc Dél 132 kv 108,1 * * 105,7 * * 109,3 116,1 115,3 * 112,3 119,4 118,3 * 103,6 103,6 * 101,3 * 102,9 * 102,2 102,8 106,9 105,1 108,6 105,5 103,0 101,2 nem beruházásgeneráló 2-10. táblázat Határérték-túllépések N-1-1 kiesésekre a 2021. nyári váltzatkban Az eredmények alapján középtávn mindenképpen célszerű elvégezni a Kőbánya és Népliget közötti, valamint a Dunamenti és Albertfalva közötti kétrendszerű távvezetékív 60 C tartós sdrnyhőmérsékletre történő szabványsítását. Az atmerőműben termelt teljesítmény szállításában számttevő mértékben részt vevő 2.2. 2026-s sarkév A magyar hálózat minden váltzatban nrmál kapcslási állaptba van állítva, ami azt jelenti, hgy minden hálózati ág bekapcslt és minden sín összefgtt, kivéve az ELMŰ hálózatán alkalmaztt körzetkialakítási célú bntáskat. A 2021-es sarkév mdelljeihez hasnlóan a 2026- s sarkév mdelljeiben is a terhelés alatt átviteli hálózati ágak kétszeres kiesése esetén határérték-túllépés nem jelentkezik. Megállapítható, hgy a 2021-es sarkév nyári mdelljeiben az átviteli hálózat teljesíti az irányelvben előírt üzembiztnsági kritériumkat. Az elsztóhálózatn ELMŰ és egy esetben ÉMÁSZ ellátási területén jelentkezik üzembiztnsági prbléma. léptethető fkzatkapcslóval rendelkező átviteli hálózati transzfrmátrk mindegyike a középállás körül -3 +3 fkzatállás-tartmányban lett mdellezve; ezen fkzatállásknak nincs hátránys kihatása az alállmási segédüzemi tápellátásra.
A külföldi hálózat leképezése a 2021-es sarkévivel aznsan történt. A 2026-s sarkév mdelljében figyelembe vettük az elsztói engedélyesek által (esetenként terhelésfelfutás függvényében) jelzett fejlesztéseket, valamint a rendszerérdekből vagy beruházói nyilatkzatban jelzett erőművi csatlakzás érdekében 2025 végéig megvalósítandó átviteli hálózati beruházáskat. Új határkeresztező távvezeték létesítése a 2021-2025 időszakban nincs tervezve. A frrásldali kapacitáskban az alábbi váltzáskat vettük figyelembe (új létesítések): 2.2.1. 2026. tél A hálózatszámítási mdellek a 2021-es sarkév téli mdelljeiből lettek előállítva, az elsztói engedélyesek által szlgáltattt hálózati paraméterek és csmópnti terhelési adatk felhasználásával. Az ptimista frrásldali szcenárió mdelljeiben az újnnan üzembe lépő erőművi egységeket a maximális teljesítőképességükhöz közeli kiadtt teljesítménnyel vettük figyelembe, tvábbá a háziüzemi terhelésüket is leképeztük. Almásfüzitő 2. /400 MW CCGT/ 2021. IV. negyedév Szeged Energia /460 MW CCGT/ 2021. év Tisza II. 1. /repwering 405 MW CCGT/ 2022. év Tisza II. 2. /repwering 405 MW CCGT/ 2023. év Paks II. 5. /1262 MW nukleáris/ 2025. év Paks II. 6. /1262 MW nukleáris/ 2026. év A hálózati ágak hiányállaptainak vizsgálatakr autmatikusan (a kiesésvizsgálati számítást végző prgram által) figyelembe vételre kerültek azn, üzembiztnsági célú peratív beavatkzási lehetőségek, amelyek rendelkezésre állása az üzemidő túlnymó részében garantáltnak tekinthető. A -ra betápláló kiserőművek üzemállaptát az elsztói engedélyesi adatszlgáltatásból kiindulva, a krábban ismertetett táblázat szerint mdelleztük. Mindezek figyelembevételével a 2026. téli váltzatk terheléseinek területi megszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. Látható, hgy a frrásldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkzik meg. 2026. tél ptimista frrásldal alacsny terhelés terhelés 2026. tél erőműhiánys (A) frrásldal alacsny terhelés terhelés 2026. tél erőműhiánys (B) frrásldal alacsny terhelés terhelés E.ON Dél-Dunántúl 670 684 670 684 670 684 EDF DÉMÁSZ 838 970 838 970 838 970 ELMŰ 1777 1946 1777 1946 1777 1946 E.ON Észak-Dunántúl 1346 1399 1346 1399 1346 1399 ÉMÁSZ 1046 1220 1046 1220 1046 1220 E.ON Tiszántúl 823 850 823 850 823 850 Átviteli hálózatról vételező fgyasztó 166 175 166 175 166 175 Átviteli hálózatra csatlakzó erőművek 374 374 250 250 214 214 háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen 400 400 400 400 400 400 Hálózati veszteség és afeletti feszültségszinten 134 135 101 114 95 106 Magyar VER összesen 7574 8153 7417 8008 7375 7964 2-11. táblázat Fgyasztói terhelések területi megszlása a 2026. téli váltzatkban Az exprt-imprt szaldó az erőművi termelés, a fgyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódtt ki. Optimista frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 1996 MW exprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 3123 MW exprt adódtt ki. Az erőműhiánys (A) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 2718 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 1579 MW imprt adódtt ki. Az erőműhiánys (B) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 4018 MW imprt, az alacsnyabb - 32 -
terhelésfelfutású mdellben 3459 MW imprt adódtt ki. Teljesítményáramlásk és feszültségelszlás Az 2026. téli váltzatk teljesítményáramlási és feszültségelszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak. A határkeresztező távvezetékek elszámlási végpntjain a watts teljesítményfrgalm az alábbiak szerint alakul (MW, a beflyó érték pzitív): Határkeresztező távvezeték Optimista frrásldal E.hiánys A frrásldal E.hiánys B frrásldal alacsny alacsny alacsny Göd Levice 400 kv -52 119 605 748 717 777 Győr Gabčíkv 400 kv -1 79 279 339 348 361 Gönyű Gabčíkv 400 kv -170-72 215 294 394 417 Gönyű Veľký Ďur 400 kv -73-9 173 222 289 300 Sajóivánka Rimavská Sbta 400 kv -159-19 394 507 462 530 Szablcsbáka Zakhidnukrainska 750 kv 360 363 385 394 392 400 Kisvárda Mukacev 220 kv 60 72 111 124 123 134 Szablcsbáka Mukacev 400 kv -206-158 138 203 224 275 Tiszalök Mukachev 220 kv 17 26 58 68 67 75 Békéscsaba Nădab 400 kv -34-60 137 165 214 258 Sándrfalva Arad 400 kv -175-198 97 113 150 177 Hévíz Cirkvce 400 kv -544-466 -406-331 -244-224 Hévíz Žerjavinec 400 kv -432-409 -412-370 -263-247 Pécs Ernestinv 400 kv 1-456 -462-313 -281-156 -122 Pécs Ernestinv 400 kv 2-456 -462-313 -281-156 -122 Sándrfalva Subtica 400 kv -490-512 -245-216 -138-82 Győr Zurndrf 400 kv -308-112 184 289 331 363 Kimle Dél Zurndrf 400 kv 70 277 410 566 534 561 Győr Neusiedl 220 kv -36 6 46 87 89 97 Győr Wien Südst 220 kv -38 1 36 78 82 90 Összesen: -3123-1996 1579 2718 3459 4018 Kiesésvizsgálatk 2-12. táblázat Határkeresztező teljesítményáramlásk a 2026. téli váltzatkban Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségprblémát a 2026. téli váltzatkban nem kz. Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán a következő táblázatban szereplő határértéktúllépések jelentkeznek. Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Elsztói / Külföldi kiesés Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Sajóivánka 400/ transzfrmátr Zugló Vársliget Angyalföld Westend Angyalföld Westend Zugló Vársliget Sajóivánka 400/ transzfrmátr 101,1 101,4 101,8 100,7 101,1 101,7 101,3 nem beruházásgeneráló 2-13. táblázat Határérték-túllépések N-1 kiesésekre a 2026. téli váltzatkban A abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellváltzatkban az Angyalföld és Zugló közötti -s kábelív üzemzavari esetben kismértékben túlterhelődik. A abb terhelésfelfutás realizálódása esetén szükség lesz a másdik Zugló Vársliget -s kábel kiépítésére. A abb terhelésfelfutású, erőműhiánys B mdellváltzat esetében a sajóivánkai transzfrmátrk egyszeres hálózati hiányállaptban fellépő túlterhelődése a feszültségszabályzóknak a középálláshz képest -3 +3 fkzatállás-tartmányban alacsnyabb fkzatba léptetésével elkerülhető; ezt a tvábbi kiesésvizsgálatkban figyelembe vettük. Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállaptk vizsgálata srán a - 33 -
következő táblázatban szereplő tvábbi határérték-túllépések jelentkeznek. Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Erőművi kiesés Hálózati kiesés Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Dunamenti G3 Dunamenti G3 Paks nagyblkk Kőbánya Kispest Kőbánya Népliget Sajóivánka 400/ transzfrmátr Kőbánya Népliget Kőbánya Kispest Sajóivánka 400/ transzfrmátr 101,0 * 102,9 * 102,6 101,0 nem beruházásgeneráló 2-14. táblázat Határérték-túllépések G-1/N-1 kiesésekre a 2026. téli váltzatkban Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapta esetén a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek. (A több kiesési szituációban is túlterhelődő hálózati elemekre csak a hárm legnagybb mértékű túlterhelődést eredményező esetet közöljük.) Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Szablcsbáka Zakhidnukrainska 750 kv Győr Orszlány 400 kv Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Elsztói / Külföldi kiesés Bnyhád Pécs Pécs Mhács Felsőzslca BVK Felsőzslca Sajóivánka 132 kv Göd Levice 400 kv Sajóivánka Rimavská Sbta 400 kv Kisigmánd Kmárm 132 kv Kisigmánd Kmárm 132 kv Győr ÉDÁSZ Kmárm (Nagyszentjáns T) Túlterhelődő ág Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Szablcsbáka Mukacev 400 kv Győr Ipari Park Bana Báblna (Nagyszentjáns T) Győr Ipari Park Bana Báblna (Nagyszentjáns T) Győr Ipari Park Bana Báblna (Nagyszentjáns T) alacsny Terh. [%] alacsny Terh. [%] alacsny Terh. [%] 100,7 101,2 108,9 108,8 104,9 104,8 104,4 104,6 106,0 112,0 116,0 104,8 Megj. nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló csak áramváltó 2-15. táblázat Határérték-túllépések N-1-1 kiesésekre a 2026. téli váltzatkban A sajóivánkai transzfrmátr-túlterhelődés nem beruházás-generáló mértékű; az érintett transzfrmátrk feszültségszabályzóinak a középálláshz képest -3 +3 fkzatállástartmányban való céliránys beállítása mellett a terhelődés 110 % alatt tartható. Távlatilag indklt az átviteli transzfrmátrkapacitásbővítés lehetőségeinek vizsgálata a brsdi térségben. Az ptimista frrásldalú váltzatban a paksi transzfrmátrk minimális mértékű túlterhelődését az kzza, hgy a maximális erőművi üzem mellett az egyik nagyblkk teljes segédüzemi vételezése -s tartalék betáplálásról ellátttként van leképezve. A feszültségszabályzók léptetésével a túlterhelődés teljesen elkerülhető. A Győr Ipari Park Bana Báblna (Nagyszentjáns T) távvezeték üzemzavari túlterhelődését - 34 -
az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben figyelembe vett maximális szélerőművi betáplálás kzza. Az atmerőműben termelt teljesítmény szállításában számttevő mértékben részt vevő átviteli hálózati ágak kétszeres kiesése esetén a Optimista frrásldal következő táblázatban látható határértéktúllépések jelentkeznek. (A több kiesési szituációban is túlterhelődő hálózati elemekre csak a hárm legnagybb mértékű túlterhelődést eredményező esetet közöljük.) Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Kiesés #1 Kiesés #2 Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Perkáta Paks(új) 400 kv Paks-Sándrfalva 400 kv Paks(új) Tpnár 400 kv Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr 106,2 102,5 103,6 nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló 2-16. táblázat Határérték-túllépések N-2 kiesésekre (atm) a 2026. téli váltzatkban Az ptimista frrásldalú váltzatban a paksi transzfrmátrk túlterhelődését az kzza, hgy a maximális erőművi üzem mellett az egyik nagyblkk teljes segédüzemi vételezése -s tartalék betáplálásról ellátttként van leképezve. A feszültségszabályzóknak a középálláshz képest -3 +3 fkzatállás-tartmányban való céliránys beállítása mellett a terhelődés 110 % alatt tartható. 2.2.2. 2026. nyár A hálózatszámítási mdellek a 2021-es sarkév nyári mdelljeiből lettek előállítva, az elsztói engedélyesek által szlgáltattt hálózati paraméterek és csmópnti terhelési adatk felhasználásával. Az ptimista frrásldali szcenárió mdelljeiben az újnnan üzembe lépő erőművi egységeket a maximális teljesítőképességükhöz közeli kiadtt teljesítménnyel vettük figyelembe, tvábbá a háziüzemi terhelésüket is leképeztük. Megállapítható, hgy a 2026-s sarkév téli csúcsterhelési mdelljeiben az átviteli hálózat teljesíti az irányelvben előírt üzembiztnsági kritériumkat. Az elsztóhálózatn ELMŰ és E.ON ellátási területén jelentkezik kisebb üzembiztnsági prbléma. A -ra betápláló kiserőművek üzemállaptát az elsztói engedélyesi adatszlgáltatásból kiindulva, a krábban ismertetett táblázat szerint mdelleztük. Mindezek figyelembevételével a 2026. nyári váltzatk terheléseinek területi megszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. Látható, hgy a frrásldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkzik meg. - 35 -
2026. tél ptimista frrásldal alacsny terhelés terhelés 2026. tél erőműhiánys (A) frrásldal alacsny terhelés terhelés 2026. tél erőműhiánys (B) frrásldal alacsny terhelés terhelés E.ON Dél-Dunántúl 670 685 670 685 670 685 EDF DÉMÁSZ 890 1022 890 1022 890 1022 ELMŰ 1794 1960 1794 1960 1794 1960 E.ON Észak-Dunántúl 1315 1367 1315 1367 1315 1367 ÉMÁSZ 988 1154 988 1154 988 1154 E.ON Tiszántúl 764 790 764 790 764 790 Átviteli hálózatról vételező fgyasztó 166 175 166 175 166 175 Átviteli hálózatra csatlakzó erőművek 354 354 229 229 279 279 háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen 400 400 400 400 400 400 Hálózati veszteség és afeletti feszültségszinten 117 126 105 118 127 142 Magyar VER összesen 7458 8033 7321 7900 7393 7974 2-17. táblázat Fgyasztói terhelések területi megszlása a 2026. nyári váltzatkban Az exprt-imprt szaldó az erőművi termelés, a fgyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódtt ki. Optimista frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 601 MW exprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 1804 MW exprt adódtt ki. Az erőműhiánys (A) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 3716 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 3087 MW imprt adódtt ki. Az erőműhiánys (B) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 2901 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 2351 MW imprt adódtt ki. Teljesítményáramlásk és feszültségelszlás Az 2026. nyári váltzatk teljesítményáramlási és feszültségelszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak. A határkeresztező távvezetékek elszámlási végpntjain a watts teljesítményfrgalm az alábbiak szerint alakul (MW, a beflyó érték pzitív): Határkeresztező távvezeték Optimista frrásldal E.hiánys A frrásldal E.hiánys B frrásldal alacsny alacsny alacsny Göd Levice 400 kv 161 410 790 821 642 716 Győr Gabčíkv 400 kv 98 245 332 326 270 292 Gönyű Gabčíkv 400 kv -52 110 309 313 327 358 Gönyű Veľký Ďur 400 kv 11 117 215 211 218 238 Sajóivánka Rimavská Sbta 400 kv -69 82 453 501 385 464 Szablcsbáka Zakhidnukrainska 750 kv 366 366 388 391 385 388 Kisvárda Mukacev 220 kv 66 75 111 124 109 121 Szablcsbáka Mukacev 400 kv -137-117 168 225 142 200 Tiszalök Mukachev 220 kv 24 31 60 69 59 67 Békéscsaba Nădab 400 kv 27-9 168 244 156 191 Sándrfalva Arad 400 kv -111-136 130 174 81 104 Hévíz Cirkvce 400 kv -522-455 -251-217 -284-262 Hévíz Žerjavinec 400 kv -450-460 -323-286 -333-318 Pécs Ernestinv 400 kv 1-395 -435-212 -151-315 -293 Pécs Ernestinv 400 kv 2-395 -435-212 -151-315 -293 Sándrfalva Subtica 400 kv -452-509 -196-105 -223-196 Győr Zurndrf 400 kv -134 47 370 404 347 377 Kimle Dél Zurndrf 400 kv 194 418 592 612 518 548 Győr Neusiedl 220 kv -13 29 100 108 93 101 Győr Wien Südst 220 kv -21 25 95 103 89 98 Összesen: -1804-601 3087 3716 2351 2901 2-18. táblázat Határkeresztező teljesítményáramlásk a 2026. nyári váltzatkban - 36 -
Kiesésvizsgálatk Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségprblémát a 2026. nyári váltzatkban nem kz. Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán a következő táblázatban szereplő határértéktúllépések jelentkeznek. Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Elsztói / Külföldi kiesés Zugló Vársliget Angyalföld Westend Felsőzslca Misklc Dél 132 kv Felsőzslca Misklc Észak Misklc Dél Misklc Dél Ipari Park Dunamenti Érd Dunamenti Rózsakert Dunamenti Rózsakert Érd Diósd Gödöllő Kerepes Túlterhelődő ág Angyalföld Westend Zugló Vársliget Felsőzslca Misklc Észak Felsőzslca Misklc Dél 132 kv Felsőzslca Misklc Észak Dunamenti Rózsakert Dunamenti Érd alacsny alacsny alacsny 105,7 107,2 108,0 105,0 106,5 107,3 113,9 114,3 114,4 101,0 101,5 101,6 102,2 102,5 102,6 101,3 117,1 119,3 115,3 117,3 Érd Diósd 105,3 107,1 Dunamenti Rózsakert Gödöllő Kerepes 106,1 107,9 100,8 Megj. 2-19. táblázat Határérték-túllépések N-1 kiesésekre a 2026. nyári váltzatkban A abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellváltzatkban az Angyalföld és Zugló közötti -s kábelív üzemzavari esetben kismértékben túlterhelődik. A abb terhelésfelfutás realizálódása esetén szükség lesz a másdik Zugló Vársliget -s kábel kiépítésére. A Felsőzslcáról Misklc irányába teljesítményt kiszállító ÉMÁSZ tulajdnú távvezetékek a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellváltzatk mindegyikében túlterhelődnek egyszeres hiányállaptban. A Felsőzslca Misklc Észak -s távvezeték túlterhelődése jelentős mértékű, a abb terhelésfelfutás realizálódása esetén szükség lesz a 60 C-s tartós sdrnyhőmérsékletre történő szabványsítására. Az eredményekből látható, hgy a Dunamenti és Albertfalva közötti -s kétrendszerű távvezetékíven is szükség lesz a 60 C-s tartós sdrnyhőmérsékletre történő szabványsításra a abb terhelésfelfutás realizálódása esetén. Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállaptk vizsgálata srán nem jelentkeznek tvábbi határérték-túllépések. Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapta esetén a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek. (A *-gal jelölt mezőkhöz tartzó mdellváltzatkban az adtt hálózati ág már N-1 szituációban túlterhelődött. A több kiesési szituációban is túlterhelődő hálózati elemekre csak a hárm legnagybb mértékű túlterhelődést eredményező esetet közöljük.) - 37 -
Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Kerepes 400/220 kv transzfrmátr Szablcsbáka 750/400 kv transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv III. transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv III. transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv III. transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv III. transzfrmátr Szablcsbáka Zakhidnukrainska 750 kv Detk Zugló 220 kv Detk 220/126 kv transzfrmátr Józsa Debrecen OVIT I. Dunamenti 220/126 kv transzfrmátr Dunamenti 220/126 kv transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Kerepes 400/220 kv transzfrmátr Kerepes 400/220 kv transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv transzfrmátr Elsztói / Külföldi kiesés Kerepes- Rákskeresztúr Burshtyn Mukacev 400 kv Dunamenti Érd Dunamenti Rózsakert 132 kv Dunamenti Rózsakert 132 kv Érd Diósd 132 kv Sajóivánka Rimavská Sbta 400 kv Gödöllő Kerepes Gödöllő Kerepes Józsa Debrecen OVIT III. Dunamenti Szigetcsép 132 kv Székesfehérvár Észak Baracska (Csákvár T) 132 kv Felsőzslca BVK Felsőzslca Sajóivánka 132 kv Göd Levice 400 kv Rákskeresztúr Kőbánya Zugló Kőbánya (Ráksfalva T) Kőbánya Kispest Kőbánya Népliget Túlterhelődő ág Kerepes- Rákskeresztúr Kisvárda Mukacev 220 kv Dunamenti Rózsakert Dunamenti Érd alacsny Terh. [%] alacsny Terh. [%] alacsny Terh. [%] 105,7 102,1 106,7 101,3 105,9 101,0 117,6 * * 115,8 * * Érd Diósd 105,7 * * Dunamenti Rózsakert Szablcsbáka Mukacev 400 kv Gödöllő Kerepes Gödöllő Kerepes Józsa Debrecen OVIT II. Dunamenti 220/126 kv transzfrmátr Dunamenti 220/126 kv transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Rákskeresztúr Kőbánya Zugló Kőbánya (Ráksfalva T) Kőbánya Népliget Kőbánya Kispest 106,5 * * 102,2 100,9 * 103,9 * 108,2 108,7 101,8 102,0 106,5 105,9 102,6 102,0 103,0 101,8 101,7 105,9 103,3 105,8 Megj. csak áramváltó nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló 2-20. táblázat Határérték-túllépések N-1-1 kiesésekre a 2026. nyári váltzatkban A Kerepes Rákskeresztúr -s távvezeték üzemzavari túlterhelődése arra hívja fel a figyelmet, hgy a Fót Mátyásföld -s összeköttetés kiépítésére szükség lehet alacsnyabb terhelésfelfutás esetén is. A Kisvárda Mukacev 220 kv-s távvezeték üzemzavari túlterhelődése elvben megszüntethető a Tiszalök Sajószöged 220 kv-s távvezeték kikapcslásával. A Dunamenti és Albertfalva közötti -s kétrendszerű távvezetékív üzembiztnságát a - 38 -
harmadik albertfalvai 220/126 kv-s transzfrmátr beépítése sem biztsítja önmagában (annak egyidejű hiányállapta beruházásgeneráló túlterhelődésre vezet), ezért szükség lesz a távvezetékív 60 C-s tartós sdrnyhőmérsékletre történő szabványsítására a abb terhelésfelfutás realizálódása esetén. A Gödöllő Kerepes -s távvezeték üzemzavari túlterhelődése arra hívja fel a figyelmet, hgy 2025 után (a Mátrai Erőmű blkkjainak teljes leállását követően) a abb terhelésfelfutás realizálódása esetén célszerű megépíteni a Pécel Nagykáta -s összeköttetést. Magasabb terhelésfelfutás és erőműhiánys frrásldal esetén az E.ON tulajdnú Józsa Debrecen OVIT -s távvezetékek közül az alacsnyabb terhelhetőségű (240 mm 2 -es AASC fázisvezető sdrnnyal szerelt) rendszer túlterhelődhet. A túlterhelődött vezeték kikapcslása megldja a prblémát. A kerepesi 400/220 kv-s transzfrmátr hiányában a Rákskeresztúr Kőbánya és a Zugló Optimista frrásldal Kőbánya (Ráksfalva T) -s kétrendszerű távvezetékek üzembiztnsága elvész (az egyik rendszer kiesésére a másik rendszer túlterhelődik). Ezt a prblémát a 2026. év végéig üzembe kerülő Göd Zugló -s összeköttetés (a jelenlegi 220 kv-s vezeték -ra áttérítése) fgja megldani. Magasabb terhelésfelfutás és erőműhiánys frrásldal esetén a Kőbánya és Népliget közötti -s kétrendszerű vezetékív túlterhelődhet egy albertfalvai 220/126 kv-s transzfrmátr hiányában. Az üzemzavari túlterhelődés annak ellenére jelentkezik, hgy a távvezetéket 60 C-s tartós sdrnyhőmérsékletre vnatkzó terhelhetőségi határértékekkel vettük figyelembe a 2026-s sarkévben, ill. figyelembe vettük a Csarnktér alállmásban jelentkező terhelés 50%- ának átkapcslhatóságát Erzsébetvárs irányából történő ellátásra. Az atmerőműben termelt teljesítmény szállításában számttevő mértékben részt vevő átviteli hálózati ágak kétszeres kiesése esetén a következő táblázatban látható határértéktúllépések jelentkeznek. Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Kiesés #1 Kiesés #2 Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Paks 400/ transzfrmátr Perkáta 400/132 kv transzfrmátr Perkáta Paks(új) 400 kv Perkáta Paks(új) 400 kv Martnvásár Perkáta 400 kv Paks(új) Albertirsa 400 kv Paks 400/ transzfrmátr Perkáta 400/132 kv transzfrmátr Paks Dunaföldvár 132 kv 102,1 101,0 105,0 101,6 104,7 101,7 nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló 2-21. táblázat Határérték-túllépések N-2 kiesésekre (atm) a 2026. nyári váltzatkban A perkátai 400/-s transzfrmátr üzemzavari túlterhelődése nem beruházásgeneráló mértékű, a -s gyűjtősín céliránys bntásával megszüntethető. A paksi 400/s transzfrmátrk üzemzavari túlterhelődése sem beruházásgeneráló mértékű, a feszültségszabályzóknak a középálláshz képest -3 +3 fkzatállás-tartmányban való céliránys beállításával a terhelődés csökkenthető. A Paks Dunaföldvár -s távvezeték üzemzavari túlterhelődése csak a abb terhelésfelfutás és az erőműhiánys frrásldal egyidejű fennállása esetén jelentkezik. A paksi 400/-s transzfrmátrk feszültségszabályzóinak a középálláshz képest -3 +3 fkzatállás-tartmányban való céliránys beállításával a távvezeték túlterhelődése csökkenthető, de nem szüntethető meg. Javaslt a távvezeték terhelhetőségének növelése, pl. kis belógású fázisvezető sdrnyanyag alkalmazásával. Ennek hiányában a túlterhelődés teljes megszüntetéshez erőművi újra-teherelsztás szükséges (Dunamenti Erőműben gépegység indítása, Paksi Atmerőmű visszaterhelése). A prbléma megldási módjának végleges tisztázásáig az atmerőművi bővítés jelen tervben figyelembe vett csatlakzási módzata nem tekinthető véglegesnek. Megállapítható, hgy a 2026-s sarkév nyári csúcsterhelési mdelljeiben az átviteli hálózat teljesíti az irányelvben előírt üzembiztnsági kritériumkat. Az elsztóhálózatn ELMŰ, ÉMÁSZ és E.ON ellátási területén jelentkezik kisebb üzembiztnsági prbléma. - 39 -
2.3. 2031- es sarkév A magyar hálózat minden váltzatban nrmál kapcslási állaptba van állítva, ami azt jelenti, hgy minden hálózati ág bekapcslt és minden sín összefgtt, kivéve az ELMŰ hálózatán alkalmaztt körzetkialakítási célú bntáskat. A krábbi sarkévek mdelljeihez hasnlóan a 2031-es sarkév mdelljeiben is a terhelés alatt léptethető fkzatkapcslóval rendelkező átviteli hálózati transzfrmátrk mindegyike a középállás körül -3 +3 fkzatállás-tartmányban lett mdellezve; ezen fkzatállásknak nincs hátránys kihatása az alállmási segédüzemi tápellátásra. Leképezésre kerültek a magyarszlvák és a magyar-rmán határmetszékek kapacitásbővítésével kapcslatban 2030-ig esedékes beruházáskat. A külföldi hálózat az ENTSO-E legfrissebb (2015-ben aktualizált) 2030-ra vnatkzó összeurópai hálózatmdelljének alkalmazásával lett leképezve. A 2031-es sarkév mdelljében új elsztóhálózati fejlesztéseket nem vettünk figyelembe, csak a 2026 után megvalósítandó átviteli hálózati beruházáskat. A frrásldali kapacitáskban bővülést (új létesítést) nem vettünk figyelembe. A hálózati ágak hiányállaptainak vizsgálatakr csak az átviteli hálózat és az átviteli alállmáskhz közvetlenül csatlakzó elsztóhálózati ágak terhelődéseit ellenőriztük. A számításk srán autmatikusan (a kiesésvizsgálati számítást végző prgram által) figyelembe vételre kerültek azn, üzembiztnsági célú peratív beavatkzási lehetőségek, amelyek rendelkezésre állása az üzemidő túlnymó részében garantáltnak tekinthető. 2.3.1. 2031. tél A hálózatszámítási mdellek a 2026-s sarkév téli mdelljeiből lettek előállítva, a krábbi sarkévekre vnatkzó csmópnti terhelési adatk extraplásával. A -ra betápláló kiserőművek üzemállaptát a 2026-s sarkévivel azns módn mdelleztük. 2031. tél ptimista frrásldal alacsny terhelés terhelés Mindezek figyelembevételével a 2031. téli váltzatk terheléseinek területi megszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. Látható, hgy a frrásldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkzik meg. 2031. tél erőműhiánys (A) frrásldal alacsny terhelés terhelés 2031. tél erőműhiánys (B) frrásldal alacsny terhelés terhelés E.ON Dél-Dunántúl 676 697 676 697 676 697 EDF DÉMÁSZ 851 994 851 994 851 994 ELMŰ 1848 2056 1848 2056 1848 2056 E.ON Észak-Dunántúl 1462 1520 1462 1520 1462 1520 ÉMÁSZ 1100 1315 1100 1315 1100 1315 E.ON Tiszántúl 885 930 885 930 885 930 Átviteli hálózatról vételező fgyasztó 168 182 168 182 168 182 Átviteli hálózatra csatlakzó erőművek 374 374 250 250 214 214 háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen 400 400 400 400 400 400 Hálózati veszteség és afeletti feszültségszinten 147 148 116 117 103 113 Magyar VER összesen 7911 8616 7756 8461 7707 8421 2-22. táblázat Fgyasztói terhelések területi megszlása a 2031. téli váltzatkban Az exprt-imprt szaldó az erőművi termelés, a fgyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódtt ki. Optimista frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 1533 MW exprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 2787 MW exprt adódtt ki. Az erőműhiánys (A) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 3170 MW - 40 -
imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 1918 MW imprt adódtt ki. Az erőműhiánys (B) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 4474 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 3791 MW imprt adódtt ki. Teljesítményáramlásk és feszültségelszlás Az 2031. téli váltzatk teljesítményáramlási és feszültségelszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak. A határkeresztező távvezetékek elszámlási végpntjain a watts teljesítményfrgalm az alábbiak szerint alakul (MW, a beflyó érték pzitív): Határkeresztező távvezeték Optimista frrásldal E.hiánys A frrásldal E.hiánys B frrásldal alacsny alacsny alacsny Göd Levice 400 kv 296 411 822 894 818 924 Győr Gabčíkv 400 kv 307 343 302 449 333 427 Gönyű Gabčíkv 400 kv 86 143 264 371 382 467 Gönyű Veľký Ďur 400 kv 205 230 226 330 308 371 Sajóivánka Rimavská Sbta 400 kv -95 18 430 512 378 500 Szablcsbáka Veľké Kapusany 400 kv 1-156 -93 179 235 113 198 Szablcsbáka Veľké Kapusany 400 kv 2-156 -93 179 235 113 198 Szablcsbáka Zakhidnukrainska 750 kv 272 268 255 259 270 266 Kisvárda Mukacev 220 kv 67 79 97 119 115 128 Szablcsbáka Mukacev 400 kv 70 50-62 -3 122 84 Tiszalök Mukachev 220 kv 18 28 45 63 60 69 Békéscsaba Nădab 400 kv -64-39 25 152 229 252 Józsa Oradea 400 kv -54-46 -109-8 85 84 Sándrfalva Arad 400 kv -201-189 -3 89 168 176 Hévíz Cirkvce 400 kv -526-421 -278-150 -190-73 Hévíz Žerjavinec 400 kv -429-366 -331-190 -229-142 Pécs Ernestinv 400 kv 1-474 -435-333 -200-117 -82 Pécs Ernestinv 400 kv 2-474 -435-333 -200-117 -82 Sándrfalva Subtica 400 kv -595-562 -377-247 -168-129 Győr Zurndrf 400 kv -671-474 328 16 398 240 Kimle Dél Zurndrf 400 kv -39 146 502 405 576 492 Győr Neusiedl 220 kv -115-75 30-7 57 28 Győr Wien Südst 220 kv -59-21 60 46 87 78 Összesen: -2787-1533 1918 3170 3791 4474 Kiesésvizsgálatk 2-23. táblázat Határkeresztező teljesítményáramlásk a 2031. téli váltzatkban Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségprblémát a 2031. téli váltzatkban nem kz. Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán a következő táblázatban szereplő határértéktúllépések jelentkeznek az átviteli hálózatn. Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Elsztói / Külföldi kiesés Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Győr 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr 104,6 103,7 104,4 nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló 2-24. táblázat Határérték-túllépések N-1 kiesésekre a 2031. téli váltzatkban A abb terhelésfelfutáshz tartzó erőműhiánys mdellváltzatkban a sajóivánkai 400/-s transzfrmátrk egyike a másik transzfrmátr kiesésére kismértékben túlterhelődik. A terhelődés egyszeres hiányállaptban nem beruházásgeneráló mértékű, az a transzfrmátrk feszültségszabályzóinak a középálláshz képest -3 +3 fkzatállás-tartmányban való céliránys beállításával a terhelődés csökkenthető (amit az N-1-1 kiesésvizsgálatkban figyelembe is vettünk). - 41 -
A győri 400/-s transzfrmátrk üzemzavari túlterhelődése sem beruházásgeneráló mértékű, de ennek csökkentésére a fkzatszabályzók átállításával nincs lehetőség. Ezen transzfrmátrk üzembiztnsági prblémája egy speciális kból jelentkezik, ez pedig hárm független körülmény egybeesése a vizsgálati mdellben. 1) A terhelésfelfutás miatt a győri 400/-s transzfrmátrk nrmálüzemi alapterhelése abb, 2) Az ptimista frrásldalú mdellváltzatban az Almásfüzitői Erőmű hálózati csatlakzásával összefüggésben megszüntetésre kerül a Dunamenti Orszlány Győr 220 kv-s vezetékív és az rszlányi 220/132 kv-s transzfrmáció, 3) a magyar VER a vizsgált mdellváltzatban a Győr alállmásból induló 400 és 220 kv-s vezetékeken Ausztria felé exprtál. A prblémás üzemállapt összetettsége és a hsszú távlati előretekintés miatt jelen tervben beavatkzási javaslatt adni nem indklt; a későbbi tervekben figyelemmel kell kísérni a prbléma esetleges előfrdulását. A 2031-es sarkév tvábbi számítási eredményeinek ismertetésekr az ezen speciális esetből fakadó prblémákat nem szerepeltetjük. Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállaptk vizsgálata srán tvábbi határérték-túllépések az átviteli hálózatn nem jelentkeznek. Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapta esetén a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek. (A több kiesési szituációban is túlterhelődő hálózati elemekre csak a hárm legnagybb mértékű túlterhelődést eredményező esetet közöljük.) - 42 -
Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Felsőzslca 400/ transzfrmátr Felsőzslca 400/ transzfrmátr Detk 220/126 kv transzfrmátr Detk Zugló 220 kv Felsőzslca Sajóivánka 400 kv Sajószöged 400/220 kv transzfrmátr Felsőzslca Sajóivánka 400 kv Felsőzslca Sajóivánka 400 kv Józsa Debrecen OVIT I. Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Elsztói / Külföldi kiesés Bnyhád Pécs Pécs Mhács Felsőzslca BVK Felsőzslca Sajóivánka 132 kv Göd Levice 400 kv Sajóivánka BVK Sajóivánka BCGA Gödöllő Kerepes Gödöllő Kerepes Felsőzslca Misklc Dél 132 kv Felsőzslca Misklc Dél 132 kv Sajóivánka BVK Sajóivánka BCGA Józsa Debrecen OVIT III. Göd Levice 400 kv Neusiedl Wien Südst 220 kv Kimle Dél Zurndrf 400 kv Túlterhelődő ág Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka BCGA Sajóivánka BVK Gödöllő Kerepes Gödöllő Kerepes Felsőzslca Misklc Észak Felsőzslca Misklc Észak Sajóivánka BCGA Sajóivánka BVK Józsa Debrecen OVIT II. Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr alacsny Terh. [%] alacsny Terh. [%] alacsny Terh. [%] 101,5 102,0 110,4 111,2 106,1 106,9 106,8 107,9 101,8 107,7 107,7 102,4 108,5 108,4 103,8 104,4 102,2 102,6 103,3 100,3 102,0 106,5 107,5 103,5 103,0 104,2 103,7 104,8 105,9 * 103,9 * 108,5 102,6 * 114,9 110,9 Megj. nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló sínbntás megldja sínbntás megldja nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló 2-25. táblázat Határérték-túllépések N-1-1 kiesésekre a 2031. téli váltzatkban A paksi átviteli transzfrmátrk üzemzavari túlterhelődése nem beruházásgeneráló mértékű, a transzfrmátrk feszültségszabályzóinak a középálláshz képest -3 +3 fkzatállástartmányban való céliránys beállításával a terhelődés csökkenthető. A sajóivánkai átviteli transzfrmátrk üzemzavari túlterhelődési esetei között van beruházásgeneráló mértékű is, amikr a terhelődés a feszültségszabályzók léptetésével sem csökkenthető 110 % alá. Tekintettel arra, hgy az eredmények alapján a térség elsztóhálózata beleértve a Sajóivánkáról teljesítményt kiszállító távvezetékeket is terhelésfelfutás esetén üzembiztnsági prblémákat mutat, a táppnti transzfrmátrkapacitás-bővítést valószínűleg egy új átviteli táppnt létesítésével lehetne a legcélszerűbben megldani. Ennek lehetőségeit a következő tervciklusban kell részletesebben megvizsgálni. A győri 400/-s transzfrmátrk üzemzavari túlterhelődési esetei között van beruházásgeneráló mértékű is, amely nem a krábban már ismertetett speciális üzemi szituációra vezethető vissza, hanem a Kimle Dél átviteli táppnt hatássságának csökkenését mutatja a Kimle Dél Zurndrf 400 kv-s határkeresztező távvezeték kiesése esetén. A következő tervciklusban meg kell vizsgálni, hgy a győri táppnt feszített zárlati visznyai mellett milyen lehetőségek vannak a 400/-s transzfrmátrk tehermentesítésére. - 43 -
A Gödöllő Kerepes kétrendszerű -s távvezeték üzembiztnsági prblémája, amely a Detk Zugló 220 kv-s távvezeték egyik rendszere vagy egy detki 220/126 kv-s transzfrmátr hiányában lép fel, a kerepesi -s gyűjtősín bntásával megldható. Magasabb terhelésfelfutás és erőműhiánys frrásldal esetén az E.ON tulajdnú Józsa Debrecen OVIT -s távvezetékek közül az alacsnyabb terhelhetőségű (240 mm 2 -es AASC fázisvezető sdrnnyal szerelt) rendszer Optimista frrásldal túlterhelődhet. A túlterhelődött vezeték peratív kikapcslása megldja a prblémát. Az atmerőműben termelt teljesítmény szállításában számttevő mértékben részt vevő átviteli hálózati ágak kétszeres kiesése esetén a következő táblázatban látható határértéktúllépések jelentkeznek. (A több kiesési szituációban is túlterhelődő hálózati elemekre csak a hárm legnagybb mértékű túlterhelődést eredményező esetet közöljük.) Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Kiesés #1 Kiesés #2 Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Perkáta Paks(új) 400 kv Paks-Sándrfalva 400 kv Paks(új) Tpnár 400 kv Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr 106,6 103,3 104,2 nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló 2-26. táblázat Határérték-túllépések N-2 kiesésekre (atm) a 2031. téli váltzatkban Az ptimista frrásldalú váltzatban a paksi transzfrmátrk túlterhelődését az kzza, hgy a maximális erőművi üzem mellett az egyik nagyblkk teljes segédüzemi vételezése -s tartalék betáplálásról ellátttként van leképezve. A feszültségszabályzóknak a középálláshz képest -3 +3 fkzatállás-tartmányban való céliránys beállítása mellett a terhelődés 110 % alatt tartható. Összegzésül megállapítható, hgy a 2031-es sarkév téli csúcsterhelési mdelljeiben 2.3.2. 2031. nyár A hálózatszámítási mdellek a 2026-es sarkév nyári mdelljeiből lettek előállítva, a krábbi sarkévekre vnatkzó csmópnti terhelési adatk extraplásával. A -ra betápláló kiserőművek üzemállaptát a 2026-s sarkévivel azns módn mdelleztük. alacsnyabb terhelésfelfutás esetén az átviteli hálózat és az átviteli táppntkhz csatlakzó 132 kv-s elsztóhálózati távvezetékek is teljesítik az irányelvben előírt üzembiztnsági kritériumkat. Magas terhelésfelfutás esetén az átviteli transzfrmátrkapacitás szűkössége jelentkezik Győrben és Sajóivánkán, tvábbá üzembiztnsági prblémák ÉMÁSZ ellátási területén. A következő tervciklusban ezeket ismét vizsgálni kell és indklt esetben beavatkzási javaslatt kell adni. Mindezek figyelembevételével a 2031. nyári váltzatk terheléseinek területi megszlása a következő táblázatban látható, minden érték MW-ban. Látható, hgy a frrásldali szcenáriók közötti eltérés hatása az erőművi háziüzem terhelésében és a hálózati veszteség alakulásában mutatkzik meg. - 44 -
2031. nyár ptimista frrásldal alacsny terhelés terhelés 2031. nyár erőműhiánys (A) frrásldal alacsny terhelés terhelés 2031. nyár erőműhiánys (B) frrásldal alacsny terhelés terhelés E.ON Dél-Dunántúl 676 698 676 698 676 698 EDF DÉMÁSZ 904 1046 904 1046 904 1046 ELMŰ 1864 2066 1864 2066 1864 2066 E.ON Észak-Dunántúl 1425 1484 1425 1484 1425 1484 ÉMÁSZ 1040 1245 1040 1245 1040 1245 E.ON Tiszántúl 823 864 823 864 823 864 Átviteli hálózatról vételező fgyasztó 168 182 168 182 168 182 Átviteli hálózatra csatlakzó erőművek 354 354 229 229 279 279 háziüzeme Jelentő kiserőművi (KDSZ) termelés összesen 400 400 400 400 400 400 Hálózati veszteség és afeletti feszültségszinten 130 136 104 122 132 149 Magyar VER összesen 7784 8475 7633 8336 7711 8413 2-27. táblázat Fgyasztói terhelések területi megszlása a 2031. nyári váltzatkban Az exprt-imprt szaldó az erőművi termelés, a fgyasztói terhelések és a hálózati veszteség eredőjeként adódtt ki. Optimista frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 159 MW exprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 1478 MW exprt adódtt ki. Az erőműhiánys (A) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 4152 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 3399 MW imprt adódtt ki. Az erőműhiánys (B) frrásldali szcenárió esetén a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellben 3340 MW imprt, az alacsnyabb terhelésfelfutású mdellben 2669 MW imprt adódtt ki. Teljesítményáramlásk és feszültségelszlás Az 2031. nyári váltzatk teljesítményáramlási és feszültségelszlási eredményei határérték-túllépést nem tartalmaznak. A határkeresztező távvezetékek elszámlási végpntjain a watts teljesítményfrgalm az alábbiak szerint alakul (MW, a beflyó érték pzitív): - 45 -
Határkeresztező távvezeték Optimista frrásldal E.hiánys A frrásldal E.hiánys B frrásldal alacsny alacsny alacsny Göd Levice 400 kv 511 627 837 929 770 789 Győr Gabčíkv 400 kv 442 425 498 450 478 407 Gönyű Gabčíkv 400 kv 223 250 384 383 449 414 Gönyű Veľký Ďur 400 kv 312 295 371 336 407 355 Sajóivánka Rimavská Sbta 400 kv 33 124 370 473 355 397 Szablcsbáka Veľké Kapusany 400 kv 1 13 16 133 170 128 105 Szablcsbáka Veľké Kapusany 400 kv 2 13 16 133 170 128 105 Szablcsbáka Zakhidnukrainska 750 kv 263 264 275 269 273 274 Kisvárda Mukacev 220 kv 71 85 121 128 119 127 Szablcsbáka Mukacev 400 kv -18 14 185 142 168 189 Tiszalök Mukachev 220 kv 26 35 66 71 65 70 Békéscsaba Nădab 400 kv -14 42 340 317 283 292 Józsa Oradea 400 kv -108-64 149 131 129 175 Sándrfalva Arad 400 kv -149-103 281 243 206 191 Hévíz Cirkvce 400 kv -481-436 -290-207 -340-276 Hévíz Žerjavinec 400 kv -402-451 -313-266 -358-297 Pécs Ernestinv 400 kv 1-410 -425-130 -100-293 -203 Pécs Ernestinv 400 kv 2-410 -425-130 -100-293 -203 Sándrfalva Subtica 400 kv -578-550 -136-90 -253-113 Győr Zurndrf 400 kv -648-203 -112 126-98 71 Kimle Dél Zurndrf 400 kv 7 340 368 496 343 413 Győr Neusiedl 220 kv -117-41 -27 17-25 6 Győr Wien Südst 220 kv -57 6 26 64 28 52 Összesen: -1478-159 3399 4152 2669 3340 Kiesésvizsgálatk 2-28. táblázat Határkeresztező teljesítményáramlásk a 2031. nyári váltzatkban Erőművi gépegységek egyszeres kiesése túlterhelődést vagy feszültségprblémát a 2031. nyári váltzatkban nem kz. Optimista frrásldal Hálózati ágak egyszeres (N-1) kiesése kapcsán a következő táblázatban szereplő határértéktúllépések jelentkeznek az átviteli hálózatn és az átviteli táppntkhz csatlakzó -s elsztóhálózati távvezetékeken. Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Elsztói / Külföldi kiesés Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Dunamenti Érd Dunamenti Rózsakert Angyalföld Westend Felsőzslca Misklc Dél 132 kv Felsőzslca Misklc Észak Misklc Dél Misklc Dél Ipari Park Gödöllő Kerepes Érd Diósd Sajóivánka 400/ transzfrmátr Dunamenti Rózsakert Dunamenti Érd Zugló Vársliget Felsőzslca Misklc Észak Felsőzslca Misklc Dél 132 kv Felsőzslca Misklc Észak Gödöllő Kerepes Dunamenti Rózsakert Sajóivánka 400/ transzfrmátr 105,7 127,3 106,8 127,1 103,5 125,0 104,5 124,6 110,5 112,6 113,3 121,3 123,9 123,2 107,7 109,9 109,4 108,8 111,0 110,3 103,5 105,7 115,1 114,9 101,3 nem beruházásgeneráló 2-29. táblázat Határérték-túllépések N-1 kiesésekre a 2031. nyári váltzatkban A abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellváltzatkban az Angyalföld és Zugló közötti -s kábelív üzemzavari esetben kismértékben túlterhelődik. A abb - 46 -
terhelésfelfutás realizálódása esetén szükség lesz a másdik Zugló Vársliget -s kábel kiépítésére. A Felsőzslcáról Misklc irányába teljesítményt kiszállító ÉMÁSZ tulajdnú távvezetékek a abb terhelésfelfutáshz tartzó mdellváltzatk mindegyikében túlterhelődnek egyszeres hiányállaptban. Amennyiben a térségben új átviteli táppnt létesítésére kerül sr, annak hatása enyhítheti vagy meg is szüntetheti az üzembiztnsági prblémákat. Ellenkező esetben abb terhelésfelfutás realizálódása esetén szükség lesz az érintett távvezetékek 60 Cs tartós sdrnyhőmérsékletre történő szabványsítására. Az eredményekből látható, hgy a Dunamenti és Albertfalva közötti -s kétrendszerű távvezetékíven is szükség lesz a 60 C-s tartós sdrnyhőmérsékletre történő szabványsításra a abb terhelésfelfutás realizálódása esetén. Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállaptk vizsgálata srán nem jelentkeznek határérték-túllépések. A sajóivánkai átviteli transzfrmátrk túlterhelődése egyszeres hiányállaptban nem beruházásgeneráló mértékű, a transzfrmátrk feszültségszabályzóinak a középálláshz képest -3 +3 fkzatállás-tartmányban való céliránys beállításával a terhelődés csökkenthető (amit az N-1-1 kiesésvizsgálatkban figyelembe is vettünk). Az egyidejű egyszeres erőművi és egyszeres hálózati hiányállaptk vizsgálata srán nem jelentkeznek tvábbi határérték-túllépések. Hálózati ágak kétszeres (N-1-1) hiányállapta esetén a következő táblázatban szereplő határérték-túllépések jelentkeznek. (A *-gal jelölt mezőkhöz tartzó mdellváltzatkban az adtt hálózati ág már N-1 szituációban túlterhelődött. A több kiesési szituációban is túlterhelődő hálózati elemekre csak a hárm legnagybb mértékű túlterhelődést eredményező esetet közöljük.) - 47 -
Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Átviteli kiesés Albertfalva 220/126 kv III. transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv III. transzfrmátr Bicske Dél 400/ transzfrmátr Felsőzslca 400/ transzfrmátr 400/ transzfrmátr Felsőzslca Sajóivánka 400 kv Felsőzslca Sajóivánka 400 kv Győr 220/126 kv transzfrmátr Győr 220/126 kv transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Albertfalva 220/126 kv III. transzfrmátr Detk Zugló 220 kv Detk 220/126 kv transzfrmátr Józsa Debrecen OVIT I. Józsa Debrecen OVIT II. Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Elsztói / Külföldi kiesés Dunamenti Érd Dunamenti Rózsakert 132 kv Pmáz Békásmegyer Sajóivánka BCGA Sajóivánka BVK Sajóivánka BCGA Sajóivánka BVK Neusiedl Wien Südst 220 kv Győr Zurndrf 400 kv Győr Zurndrf 400 kv Kimle Dél Zurndrf 400 kv Göd Levice 400 kv Szmbathely Csepreg Neusiedl Wien Südst 220 kv Érd Diósd 132 kv Gödöllő Kerepes Gödöllő Kerepes Józsa Debrecen OVIT III. Józsa Debrecen OVIT III. Felsőzslca BVK Felsőzslca Sajóivánka 132 kv Göd Levice 400 kv Bnyhád Pécs Pécs Mhács Túlterhelődő ág Dunamenti Rózsakert Dunamenti Érd Pmáz MAVIR Kaszásdűlő 132 kv Sajóivánka BVK Sajóivánka BCGA Sajóivánka BVK Sajóivánka BCGA Győr 220/126 kv transzfrmátr Győr 220/126 kv transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Győr 400/ transzfrmátr Dunamenti Rózsakert Gödöllő Kerepes Gödöllő Kerepes Józsa Debrecen OVIT II. Józsa Debrecen OVIT I. Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Sajóivánka 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr alacsny Terh. [%] alacsny Terh. [%] alacsny Terh. [%] 105,5 124,7 * * * * 103,3 122,6 * * * * 103,0 104,7 101,2 106,9 106,4 106,1 105,7 102,5 101,8 117,3 107,0 110,2 103,5 101,4 102,0 108,7 112,2 115,0 112,4 111,0 102,2 100,7 102,6 100,8 101,2 103,6 105,7 105,8 105,2 107,1 103,7 112,8 * * * * 101,6 * * 105,3 * * 107,0 110,7 124,4 111,9 124,2 106,9 106,7 101,9 108,5 109,2 104,3 104,9 105,5 105,1 101,3 101,8 Megj. nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló 2-30. táblázat Határérték-túllépések N-1-1 kiesésekre a 2031. nyári váltzatkban Alacsnyabb terhelésfelfutás esetén is az átviteli hálózatn a győri alállmás transzfrmátrai, az elsztóhálózatn pedig a Dunamenti és Albertfalva közötti -s távvezetékív nem felel meg az üzembiztnsági kritériumnak. A Józsa és Debrecen OVIT közötti E.ON tulajdnú - - 48 -
s távvezetékek üzemzavari túlterhelődése a túlterhelődő vezeték peratív kikapcslásával mindegyik vizsgált váltzatban elhárítható. Magasabb terhelésfelfutás esetén a paksi és a sajóivánkai átviteli transzfrmátrkn jelentkeznek nem beruházásgeneráló mértékű túlterhelődések, tvábbá a sajóivánkai táppntból teljesítményt kiszállító ÉMÁSZ tulajdnú -s távvezetékeken jelentkezik üzembiztnsági prbléma. Az atmerőműben termelt teljesítmény szállításában számttevő mértékben részt vevő átviteli hálózati ágak kétszeres kiesése esetén a következő táblázatban látható határértéktúllépések jelentkeznek. (A több kiesési szituációban is túlterhelődő hálózati elemekre csak a hárm legnagybb mértékű túlterhelődést eredményező esetet közöljük.) Optimista frrásldal Erőműhiánys A frrásldal Erőműhiánys B frrásldal Kiesés #1 Kiesés #2 Túlterhelődő ág alacsny alacsny alacsny Megj. Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Perkáta 400/132 kv transzfrmátr Albertirsa Paks(új) 400 kv Paks(új) Litér 400 kv Paks Kecskemét 400 kv Perkáta Paks(új) 400 kv Paks(új) Tpnár 400 kv Martnvásár Perkáta 400 kv Perkáta Paks(új) 400 kv Perkáta Paks(új) 400 kv Perkáta Paks(új) 400 kv Paks 400/ transzfrmátr Paks 400/ transzfrmátr Perkáta 400/132 kv transzfrmátr Paks Dunaföldvár 132 kv Paks Dunaföldvár 132 kv Paks Dunaföldvár 132 kv 103,8 102,1 108,5 102,1 104,6 111,4 109,9 105,8 103,2 nem beruházásgeneráló nem beruházásgeneráló 2-31. táblázat Határérték-túllépések N-2 kiesésekre (atm) a 2031. nyári váltzatkban Az ptimista frrásldalú váltzatban a paksi transzfrmátrk túlterhelődését az kzza, hgy a maximális erőművi üzem mellett az egyik nagyblkk teljes segédüzemi vételezése -s tartalék betáplálásról ellátttként van leképezve. A feszültségszabályzóknak a középálláshz képest -3 +3 fkzatállás-tartmányban való céliránys beállítása mellett a terhelődés 110 % alatt tartható. A perkátai 400/-s transzfrmátr üzemzavari túlterhelődése a abb terhelésfelfutás mellett már beruházás-generáló mértékű, de a -s gyűjtősín céliránys bntásával ebben az esetben is megszüntethető. A Paks Dunaföldvár -s távvezeték üzemzavari túlterhelődése csak a abb terhelésfelfutás és az erőműhiánys frrásldal egyidejű fennállása esetén jelentkezik. A paksi 400/-s transzfrmátrk feszültségszabályzóinak léptetésével a távvezeték túlterhelődése érdemben nem csökkenthető. Javaslt a távvezeték terhelhetőségének növelése, pl. kis belógású fázisvezető sdrnyanyag alkalmazásával. Ennek hiányában a túlterhelődés teljes megszüntetéshez erőművi újra-teherelsztás szükséges (Dunamenti Erőműben gépegység indítása, Paksi Atmerőmű visszaterhelése). A prbléma megldási módjának végleges tisztázásáig az atmerőművi bővítés jelen tervben figyelembe vett csatlakzási módzata nem tekinthető véglegesnek. Összegzésül megállapítható, hgy a 2031-es sarkév nyári csúcsterhelési mdelljeiben alacsnyabb terhelésfelfutás esetén az átviteli hálózat és az átviteli táppntkhz csatlakzó 132 kv-s elsztóhálózati távvezetékek is teljesítik az irányelvben előírt üzembiztnsági kritériumkat. Magas terhelésfelfutás esetén az átviteli transzfrmátrkapacitás szűkössége jelentkezik Győrben és Sajóivánkán, tvábbá -s elsztóhálózati üzembiztnsági prblémák ELMŰ, E.ON és ÉMÁSZ ellátási területén. A következő tervciklusban ezeket ismét vizsgálni kell és indklt esetben beavatkzási javaslatt kell adni. - 49 -
3. Z á r l a t s z á m í t á s Amennyiben a hálózatfejlesztési lépések következtében zárlati szilárdságt meghaladó igénybevétel jelentkezik, akkr a szükséges 3.1. A kiindulási mdellek A zárlatszámítás célja, hgy a hálózatfejlesztések kapcsán jelentkező zárlati teljesítmények várható alakulásának előrejelzésével felhívja a figyelmet a szükséges beavatkzáskra, azk körére és mértékére, az irányelvekben rögzítetteknek megfelelően (megszakítócsere, csillagpntlazítás stb.). A zárlati visznyk elemzéséhez a terhelésmérési mdelleken alapuló, a nemzetközi hálózatt részleteiben nem tartalmazó mdellek lettek felépítve. A határkeresztező vezetékek egyenként a nemzetközi hálózatt leképező, Thévenin helyettesítő kapcslással lettek a külföldi ldaln lezárva. Minderre azért vlt szükség, mert a nemzetközi mdellek szimmetrikus összetevői nem álltak rendelkezésre, ilyen jellegű összeurópai adatcsere együttműködés jelenleg nincs az ENTSO-E-n belül. Meg kell jegyezni, hgy a hrvát hálózat felől érkező zárlati rátápláláskat leképező Théveninparaméterek több éve nem lettek aktualizálva a hrvát TSO részéről és gyanítható, hgy a számításkban a valóságsnál alacsnyabb igénybevételeket eredményeznének, ezért a hrvát paramétereket krrigáltuk. A zárlatszámításk ún. terhelt hálózatn kerültek elvégzésre, mely alapján a magyar villamsenergia-rendszer átviteli és -s elsztói hálózata alállmásainak gyűjtősínjein várható 3F és FN zárlati áramk szubtranziens értékei kerültek meghatárzásra 8. A /köf. transzfrmátrk egy-egy fgyasztással lettek leképezve, összevntan a különböző alállmáskban. Az alállmáskban 3.2. 2016. évi állapt ELMŰ Hálózati Kft. területén a zárlati áramk Erzsébetvárs (19,4 ka), Hűvösvölgy (18,9 ka), Kőtér (19,6 ka), Katna József utca 10 (19,0 ka), Viránys (19,7 ka), Újpest (19,0 ka) és Samsung 11 (24,6 ka) alállmáskban lépik túl a kiépített zárlati szilárdságt. Az E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. területén a Győr Reptér alállmás (24,2 ka) zárlati árama nagybb, mint a megengedett. készülékcseréket alapvetően a berendezés tulajdnsának kell elvégeznie. lévő transzfrmátrk száma és teljesítménye a VER nrmál kapcslási állaptából, illetve tt, ahl ez szerepelt, az engedélyesek hálózatfejlesztési terveiből lett meghatárzva. A zárlati visznyk az adtt sarkévek összes váltzatára ki lettek számlva, az értékelésben az adtt sarkévben előfrduló legnagybb áramérték került megjelenítésre. A meglévő alállmásk zárlati szilárdságait az engedélyesektől a 2016. január 20-i rszágs terhelésméréshez kaptt adatszlgáltatásból vettük 9. Az új -s alállmáskban vizsgálva lett, hgy a megvalósulás után az tt fellépő zárlati áramk meghaladják-e a 18,75 ka-t, és a szövegben csak azk vannak jelezve, ahl túllépik azt. A kiértékelést az ptimista frrásldalú mdelleken végeztük, mert jellemzően ebben a váltzatban jelentkeznek a legnagybb zárlati áramértékek, amelyekre a tervezett reknstrukciók, új állmásk létesítésekr kell tekintettel lenni. Az erőműhiánys frrásldalú mdellek zárlati értékei helyenként kismértékben abbak is lehetnek az eltérő kapcslási állapt miatt, mint az ptimista váltzaté, de új prblémás terület nem jelentkezik. A fejezet végén a 2016. január 20-i állapt zárlati megszakító képességeit meghaladó zárlati áramértékeket a 3.1 és 3.2 táblázatk tartalmazzák. Az E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt. területén a Dunaújvárs Oxigén (21,2 ka) és a Knverter alállmás (20,3 ka) zárlati árama nagybb, mint a megengedett. Ezek a túllépések az engedélyesi tervekben is megjelennek, számításaink alapján a zárlati szilárdság növelése szükséges. - 50 -
3.3. 2021. évi állapt Az átviteli hálózatn az elvégzett vizsgálatk alapján Győr 400 kv-s alállmásban a 3F zárlati áram várhatóan meghaladja a 40 ka-es zárlati szilárdságt a kétrendszerű Gönyű-Gabčíkv távvezeték üzembe helyezésekr. A legfrissebb sztrák és szlvák adatszlgáltatás figyelembevételével a 3F zárlati áram Győr 400 kv-s alállmásban 42 ka körül fg alakulni. Gönyű 400 kv-s alállmásban a 3F zárlati áram 38,3 ka körül várható 12. Az új 400/-s alállmáskban a hálózatfejlesztés tervezésére vnatkzó irányelvek szerinti zárlati szilárdságk a legtöbb alállmás esetében megfelelőek (400 kv-n 40 ka, illetve -n 31,5 ka 13 ), néhány esetben aznban szükség van nagybb zárlati szilárdságú készülékek beépítésére. Kerepes 400/-s alállmás -s része ismereteink szerint 40 ka zárlati szilárdságúra lesz kiépítve 14. Szigetcsép 400/-s alállmás -s ldalán a 3F zárlati áram értéke már a 2021-es sarkév téli mdelljeiben 32,5 ka körül várható összefgtt gyűjtősín mellett, az alállmást minimum 40 ka zárlati szilárdságúra kell kiépíteni. Ócsa 220/-s alállmás jelenleg meglévő -s része ismereteink szerint 40 ka zárlati szilárdságú, a bővítést is 40 ka-rel kell létesíteni. A tervezett 220 és 400 kv-s alállmásk zárlati áramértékei várhatóan az alábbiak szerint alakulnak: 10-15 ka: Kecskemét Dél 400 kv 15-20 ka: Almásfüzitő, Kisvárda (Szablcsbáka) 400 kv, Szeged Erőmű, Nyíregyháza Észak 20-25 ka: Kerepes 400 kv, Szigetcsép 25-30 ka: Csepel III, Orszlány 3.4. 2026. évi állapt Általánsságban elmndható, hgy a 2016., illetve 2021. évi állaptnál ismertetett alállmáskban a jelenlegi kiépítettséget meghaladó zárlati áramk 2026-ban is megjelennek, aznban az előírt zárlati szilárdság növelések megvalósulása esetén a kialakuló zárlati áramértékek az átépített alállmáskban nem jelentenek prblémát. A 2016. évnél jelzett alállmáskban, a jelenlegi kiépítettséget meghaladó zárlati áramk ebben a sarkévben is megjelennek. Az ELMŰ Hálózati Kft. területén Erzsébetvársban 21,4 ka, Hűvösvölgyön (19,1 ka), Kőtéren 20,1 ka, Katna József utcában 21,2 ka, Viránysban 19,8 ka, Újpesten 19,4 ka és Samsung 15 alállmásban 25,0 ka a várható zárlati áram, amely nagybb, mint az alállmásk kiépített zárlati szilárdsága. Az E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. területén Győr Reptér alállmásban 25,5 ka, az E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt. területén a Dunaújvárs Oxigén alállmásban 21,5 ka és a Knverter alállmásban 23,8 ka várható 16. Előzőkön kívül az ELMŰ Hálózati Kft területén Érd (20,5 ka), Kispest 17 (20,6 ka), Ráksfalva (19,9 ka), valamint Ganz 18 (20,6 ka), Kőbánya Hőerőmű 19 (21,9 ka), Népliget 20 (23,2 ka), Rákskeresztúr (20,7 ka), Gödöllő (19,0 ka) és Zugló 21 (26,7 ka) alállmáskban lesz nagybb a zárlati áram, mint a megengedett 22. Srksárn 30,2 ka várható. Ganz, Kőbánya Hőerőmű és Népliget alállmásk esetében megldást jelent a két nem ELMŰ tulajdnú alállmás 10 kv-n történő csatlakztatása is. Az E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt területén a tervezett Győr Ipari park alállmás zárlati árama 19 ka körül várható, az engedélyestől kaptt tájékztatás alapján 24 ka zárlati szilárdságúra lesz kiépítve. Az eredmények is alátámasztják, hgy a tervezett új -s alállmáskat (Őrmező, Klsy tér, Garay utca) a szmszéds alállmásk zárlati szilárdságáhz kell/célszerű illeszteni, legalább 31,5 ka-esre kell azkat megépíteni. Az EDF DÉMÁSZ által tervezett Kecskemét Kósafalu alállmás zárlati árama 18-19 ka körül várható. Az átviteli hálózatn az elvégzett vizsgálatk alapján Győr 400 kv-s alállmásban a 3F zárlati áram várhatóan meghaladja a 40 ka-es zárlati szilárdságt a kétrendszerű Gönyű-Gabčíkv távvezeték üzembehelyezésekr. A legfrissebb sztrák és szlvák adatszlgáltatás figyelembe vételével a 3F zárlati áram Győr 400 kv-s alállmásban 43 ka körül fg alakulni. Gönyű 400-51 -
kv-s alállmásban a 3F zárlati áram 39,3 ka körül várható. Paks II új alállmás az előző tervhez képest eltérő adatkkal lett figyelembe véve. Paks II új alállmásban a zárlati áram 3F/FN: 47,5/52,2 ka, míg a régi Paks alállmásban a zárlati áram 3F/FN: 46,1/49,3 ka körül várható az új paksi blkkk üzembekerülése után a blkktranszfrmátrkhz telepített csillagpnti fjtók figyelembevétele nélkül. Az új paksi blkktranszfrmátrk csillagpntjába telepített 16 Ohms csillagpnti fjtókkal az FN zárlati áram értékét Paks II új alállmásban mintegy 43,9 ka-re, míg a meglévő Paks alállmásban 46,4 ka-re lehet csökkenteni. A zárlati visznykat, valamint a jövőbeli bővítési lehetőségeket szem előtt tartva a Paks II új alállmást 60 ka zárlati szilárdságúra kell megépíteni. Az esetleges bővítéseket úgy kell megvalósítani, hgy a régi Paks alállmásban a zárlati áram 50 ka alatt maradjn. Az új 400/-s alállmáskban a hálózatfejlesztés tervezésére vnatkzó irányelvek szerinti zárlati szilárdságk a legtöbb alállmás esetében megfelelőek (400 kv-n 40 ka, illetve -n 31,5 ka ), néhány esetben aznban szükség van nagybb zárlati szilárdságú készülékek beépítésére. Kerepes 23, Szigetcsép és Ócsa -s alállmásk zárlati áramai a 2021. évi értékekhez hasnlóan alakulnak, legalább 40 ka-re kell őket kiépíteni. A tervezett 220 és 400 kv-s alállmásk zárlati áramértékei várhatóan az alábbiak szerint alakulnak: 10-15 ka: Kecskemét Dél 400 kv 15-20 ka: Pmáz, Almásfüzitő, Nyíregyháza Észak 20-25 ka: Kimle, Szeged Erőmű, Kisvárda (Szablcsbáka) 400 kv, Székesfehérvár, Kerepes 220 kv 25-30 ka: Csepel III, Szigetcsép, Kerepes 400 kv 30-35 ka: Orszlány 35-50 ka: - 50-55 ka: Paks II A Pmáz 400/-s alállmás, valamint a Fót Ráksfalva - Mátyásföld -s összeköttetés hatására több alállmásban jelentősen megemelkednek a zárlati áramk és túllépik az alállmásk kiépített zárlati szilárdságát. Ráksfalva új alállmásban 22 ka körül várható a zárlati áram. Békásmegyeren 24 ka, Dunakeszin 23,3 ka, Fótn 25,1 ka, Mátyásföldön 22 ka, Rákskeresztúrn 28,2 ka, tvábbá Istvántelken 20,8 ka, Kápsztásmegyeren 22,4 ka, Sződön 19,7 ka, Kaszásdűlőn 31,7 ka, Pmázn 29,2 ka, Srksárn 31 ka, Göd 132-kV-n 40,2 ka zárlati áram várható. Az E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. területén Kimlén 19,6 ka Kimle MÁV-ban 19,3 ka, Audi alállmásban 31,8 ka, Bőnyben 33,1 ka, Győr Édászban 31,7 ka, Győr Nádrvársban 20,5 ka körül várható a zárlati áram. Az újnnan létesítendő -s alállmáskban az FN zárlati áramk nagybbak lesznek, mint 18,75 ka (Tahi út, Westend, Százhalmbatta Ipari Park), illetve megközelítik azt (Gazdagrét). Tekintettel a várható zárlati szintre, az új alállmáskat legalább 31,5 ka-es készülékekkel kell/célszerű létesíteni, harmnizálva a szmszéds alállmásk zárlati szilárdságáhz. 3.5. 2031. évi állapt Az átviteli hálózatn az elvégzett vizsgálatk alapján Győr 400 kv-s alállmásban a 3F zárlati áram várhatóan meghaladja a 40 ka-es zárlati szilárdságt a kétrendszerű Gönyű-Gabčíkv távvezeték üzembehelyezésekr. A legfrissebb sztrák és szlvák adatszlgáltatás figyelembe vételével a 3F zárlati áram Győr 400 kv-s alállmásban 43,5 ka körül fg alakulni. Gönyű 400 kv-s alállmásban a 3F zárlati áram 40,4 ka körül várható. Paks II új alállmás zárlati visznyai várhatóan a 2026-s értékekhez hasnlóan alakulnak. A tervezett 220 és 400 kv-s alállmásk zárlati áramértékei várhatóan az alábbiak szerint alakulnak: 10-15 ka: Kecskemét Dél 400 kv 15-20 ka: Almásfüzitő, Kimle - 52 -
20-25 ka: Szeged Erőmű, Nyíregyháza Észak, Székesfehérvár, Kerepes 220 kv 25-30 ka: Csepel III, Szigetcsép, Kerepes 400 kv, Pmáz 30-35 ka: Kisvárda (Szablcsbáka) 400 kv, Orszlány 35-50 ka: - 50-55 ka: Paks II 3.6. Hatássan földelt hálózat Az Irányelv a 120 kv és nagybb feszültségű hálózatk fejlesztésének tervezésére című irányelv kimndja, hgy az átviteli hálózatnak hatássan földeltnek kell lennie, ami azt jelenti, hgy a gyakrlatban előfrduló minden hálózatképre, a hálózat minden pntján teljesülnie kell az alábbi feltételeknek: X 0 R0 3 és 1 X X 1 1,ahl A Hálózati Engedélyesek 2026-ig adták meg fejlesztési elképzeléseiket. A 2031-as hálózati mdellben a 2026-ra tervezett elsztóhálózat került leképzésre, ezért a -s feszültségszint vizsgálata nem releváns. Aznban a tervezett hálózatfejlesztések következtében a 3F/FN zárlati áramk növekednek, a 2031-as sarkév zárlati áramértékeit a tervezett reknstrukcióknál kell/célszerű figyelembe venni. X1, ill. X0 a rendszer adtt pntból 50 Hz-en mérhető eredő pzitív-, ill. zérus-srrendű reaktanciája; R0 a rendszer adtt pntból 50 Hz-en mérhető eredő zérussrrendű ellenállása. A vizsgálatk alapján megállapítható, hgy a fenti kritériumknak nem csak az átviteli, hanem az elsztóhálózat is megfelel. 3.7. Összefglalás Az átviteli hálózatn az elvégzett vizsgálatk alapján Győr 400 kv-s alállmásban a 3F zárlati áram meg fgja haladni az alállmás zárlati szilárdságát, a 40 ka-es szintet a kétrendszerű Gönyű-Gabčíkv távvezeték üzembehelyezésekr. A legfrissebb sztrák és szlvák adatszlgáltatással végzett számításk alapján a 3F zárlati áram Győr 400 kv-s alállmásban 42 ka körül fg alakulni. Gönyű 400 kv-s alállmásban a 3F zárlati áram 38,3 ka körül várható. A számításkr figyelembe van véve az Almásfüzitő Erőmű 1 blkkal történő létesítése és a csatlakztatásáhz szükséges Orszlány 400 kv-s alállmás és vezetékrendezés hatása. Amennyiben ezek a beruházásk mégsem valósulnak meg, Győr 400 kv-s alállmásban a 3F zárlati áram 37,3kA, Gönyűn 36 ka körül várható a 2021-es sarkévben. 2031-ig a zárlati áramértékek Győrben mintegy 2 ka-rel, Gönyűn mintegy 1 ka-rel fgnak növekedni. A Gönyű erőmű távlatilag tervezett másdik blkkal történő esetleges tvábbi bővítése a gönyűi állmás zárlati áramát is gyakrlatilag a megengedett 40 ka-ig emelné. Az új 400/-s alállmáskban a hálózatfejlesztés tervezésére vnatkzó irányelvek szerinti zárlati szilárdságk a legtöbb alállmás esetében megfelelőek (400 kv-n 40 ka, illetve -n 31,5 ka 24 ), néhány esetben van szükség nagybb zárlati szilárdságú készülék beépítésére. A tervezett 400 kv-s Paks Új alállmásban van szükség 40 ka-nál nagybb, 60 ka-es zárlati szilárdságú készülékek beépítésére. Ócsa gyűjtősínesítését és a tervezett Kerepes 25, Szigetcsép, Pmáz alállmásk s ldalának zárlati szilárdságát legalább 40 ka-re kell kiépíteni. A Pmáz 400/-s alállmás, valamint a Fót Ráksfalva - Mátyásföld -s összeköttetés üzembejövetelekr több alállmásban jelentősen megemelkednek a zárlati áramk és túllépik a kiépített zárlati szilárdságt 26 : Békásmegyeren 24 ka, Dunakeszin 23,3 ka, Fótn 25,1 ka, Mátyásföldön 22 ka, Rákskeresztúrn 28,2 ka, tvábbá Istvántelken 20,8 ka, Kápsztásmegyeren 22,4 ka, Sződön 19,7 ka, Kaszásdűlőn 31,7 ka, Pmázn 29,2 ka, Srksárn 31 ka, Göd 132-kV-n 40,2 ka zárlati áram várható. Az E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. területén a 2026-s sarkévtől Kimlén 19,6 ka, Kimle MÁV-ban 19,3 ka, Audi alállmásban 31,8 ka, Bőnyben 33,1 ka, Győr Édászban 31,7 ka, Győr Nádrvársban 20,5 ka körül várható a zárlati áram. - 53 -
A Hálózati Engedélyesek 2026-ig adták meg fejlesztési elképzeléseiket. A 2031-es hálózati mdellben a 2026-ra tervezett elsztóhálózat került leképzésre, ezért a -s feszültségszint vizsgálata nem releváns. Aznban a tervezett hálózatfejlesztések következtében a 3F/FN zárlati áramk növekedése fkzódik, a 2031-es sarkév zárlati áramértékeit a tervezett reknstrukcióknál kell/célszerű figyelembe venni. A hálózatbővítések, tplógiaváltzásk (meglévő, de kikapcslt vezetékek vagy kábelek üzembe helyezése, bnttt gyűjtősínek összefgása stb.) kapcsán jelentkező zárlati áram növekedések egyedileg meghatárztt hálózati beavatkzáskkal, illetve reknstrukciókból fakadó átépítésekkel (megszakító cserékkel) uralhatók. Ha hálózatfejlesztési lépések következtében más hálózati engedélyesek berendezésében fellépő zárlati szilárdságt meghaladó igénybevétel jelentkezik, akkr a szükséges készülék cseréket alapvetően a berendezés tulajdnsának kell elvégeznie. A felsrlt berendezések zárlati szilárdságának növelése az azt kzó fejlesztési lépések üzembe helyezésének időpntjáig kötelezően elvégzendő feladatk, általában az új berendezések üzembe helyezésének is feltétele lehet, vagy krlátzó intézkedésekben kell megállapdni. Emiatt a szükséges lépéseket a csatlakzási terv elkészítésekr be kell mutatni, és a MAVIR ZRt.-vel egyeztetni kell. Összetett esetekben, amikr a zárlati igénybevétel esetleg több fejlesztési lépés következményeként növekedik meg, célszerű az együttműködő felek közötti üzemviteli megállapdásban tisztázni a zárlati szilárdság növelésének teendőit, és a kötelezettség vállalást. A kiértékelést az ptimista frrásldalú mdelleken végeztük. Az erőműhiánys frrásldalú mdellek zárlati értékei helyenként kismértékben abbak is lehetnek az eltérő kapcslási állapt következtében, mint az ptimista váltzaté, de új prblémás területek nem jelentkeznek. A zárlatszámítási eredményeket a mellékelt DVD tartalmazza. A 2016. január 20-i állapt zárlati megszakító képességeit meghaladó zárlati áramértékeket a 3-1. táblázat (3F) és 3-2. táblázat (FN) tartalmazzák. - 54 -
Name Rate 2016_OTM_ TEL 2021SH 2021SL 2021WH 2021WL 2026SH 2026SL 2026WH 2026WL 2031SH 2031SL 2031WH 2031WL BEKM GY1 120.00 18.75 23.6 22.8 24.0 23.0 23.3 22.2 23.7 22.4 DUJO1K1 120.00 19.2 19.7 19.8 19.8 20.2 20.3 21.1 21.6 21.4 22.0 21.1 21.6 21.5 22.0 DUJO2K1 120.00 19.2 20.0 20.3 20.3 20.7 20.8 21.6 22.1 21.9 22.5 21.6 22.1 21.9 22.5 DUKE P1 120.00 18.75 22.6 23.3 18.8 22.2 22.7 DUKE P2 120.00 18.75 22.4 23.1 22.0 22.6 ERD GY1 120.00 18.75 20.5 20.5 20.8 20.8 20.9 20.8 ERZS GY1 120.00 18.75 19.7 19.0 21.6 20.6 FOT GY1 120.00 18.75 24.0 25.1 24.0 24.9 GANZ GY1 120.00 18.75 18.8 GANZ GY2 120.00 18.75 18.8 GOD B1 120.00 40 40.2 GOD B2 120.00 40 40.2 GODO B1 120.00 18.75 18.9 19.0 20.0 20.9 19.0 20.5 21.3 19.4 GYOR B 400.00 40 41.2 41.3 41.7 41.7 42.7 42.7 43.0 42.9 43.3 43.2 43.5 43.5 GYRE B 120.00 28.87 28.9 29.1 29.1 29.1 28.9 28.9 GYRR GY1 120.00 19.25 22.3 23.0 23.3 23.3 23.4 26.9 27.0 27.0 27.1 26.8 26.8 26.8 26.7 GYRR GY2 120.00 19.25 22.5 23.1 23.3 23.3 23.4 26.9 27.0 27.0 27.1 26.8 26.8 26.9 26.7 HVOL GY1 120.00 18.75 20.0 19.5 20.3 19.7 19.8 19.1 20.1 19.2 ISTV GY1 120.00 18.75 20.4 19.7 20.7 19.9 20.0 19.0 20.3 19.2 ISTV GY2 120.00 18.75 20.4 19.7 20.7 19.9 20.0 19.0 20.3 19.2 KAPM GY1 120.00 18.75 22.0 21.0 22.4 21.2 21.4 20.1 21.8 20.3 KATO GY1 120.00 18.75 19.5 21.3 20.5 KATO PC 120.00 18.75 20.4 19.7 20.7 19.9 20.0 19.0 20.3 19.2 KIML B 120.00 19.25 19.6 19.6 19.6 19.6 19.3 19.3 19.4 KIMM GY1 120.00 19.25 19.3 19.3 19.3 KIMM GY2 120.00 19.25 19.3 19.3 19.3 KISP K1 120.00 18.75 19.3 19.3 19.6 19.6 19.6 19.6 KOHE P1 120.00 18.75 19.3 19.3 19.6 19.5 19.6 19.5 KOHE P2 120.00 18.75 19.3 19.3 19.6 19.5 19.6 19.5 KONV GY1 120.00 19.2 21.5 21.6 22.0 22.1 23.1 23.7 23.5 24.1 23.1 23.7 23.5 24.2 KONV GY2 120.00 19.2 21.5 21.6 22.0 22.1 23.1 23.7 23.5 24.1 23.1 23.7 23.5 24.2 KOTE GY1 120.00 18.75 22.2 21.4 22.6 21.6 21.8 20.6 22.1 20.8 MFOL GY2 120.00 18.75 20.8 21.9 21.1 22.1 NEPL B 120.00 18.75 20.0 20.0 20.3 20.3 20.4 20.3 NVAR P1 120.00 19.25 20.4 20.5 20.5 20.5 20.2 20.3 20.3 20.2 NVAR P2 120.00 19.25 20.4 20.5 20.5 20.5 20.3 20.3 20.3 20.2 POMZ GY1 120.00 18.75 28.5 27.2 29.1 27.6 28.1 26.3 28.6 26.6 RFAL K1 120.00 18.75 18.8 21.2 19.4 20.4 23.0 21.1 RFAL K2 120.00 18.75 21.2 19.3 20.3 22.9 21.0 RKER GY1 120.00 18.75 20.7 20.8 25.6 28.1 21.1 26.8 19.8 29.1 22.0 SAMS GY 120.00 18.75 24.6 24.5 25.0 25.0 32.4 28.8 33.4 29.3 30.9 26.4 31.6 26.8 SZOD GY2 120.00 18.75 19.3 19.7 19.0 UJPE P1 120.00 18.75 18.8 18.8 19.1 19.1 23.2 22.2 23.6 22.4 22.6 21.3 23.0 21.5 UJPE P3 120.00 18.75 18.9 18.9 19.1 19.2 23.2 22.2 23.6 22.5 22.7 21.3 23.0 21.5 VIRA K 120.00 18.75 20.3 19.8 20.6 19.9 20.1 19.3 20.3 19.5 ZUGL B1 120.00 24 25.0 24.4 28.1 26.0 3-1. táblázat 2016. január 20-i állapt zárlati megszakítóképességeit meghaladó 3F zárlati áramértékek ka-ben. - 55 -
Name Rate 2016_OTM_ TEL 2021SH 2021SL 2021WH 2021WL 2026SH 2026SL 2026WH 2026WL 2031SH 2031SL 2031WH 2031WL AUDI GY1 120.00 31.5 31.6 31.7 31.8 31.8 BEKM GY1 120.00 18.75 20.9 20.5 21.1 20.6 20.7 20.1 21.0 20.2 BOENYP1 120.00 31.5 32.9 33.1 33.1 33.1 32.8 32.8 32.9 32.7 DUJO1K1 120.00 19.2 21.0 20.6 20.7 20.9 21.0 21.5 21.9 21.8 22.2 21.5 21.9 21.8 22.2 DUJO2K1 120.00 19.2 21.2 21.0 21.1 21.4 21.5 21.9 22.3 22.2 22.7 22.0 22.4 22.2 22.7 DUKE P1 120.00 18.75 19.5 19.9 19.2 19.5 DUKE P2 120.00 18.75 19.3 19.6 19.0 19.2 ERZS GY1 120.00 18.75 19.4 21.3 21.4 20.8 19.7 23.2 22.3 22.7 21.6 24.9 24.0 FOT GY1 120.00 18.75 22.0 22.6 21.9 22.4 GANZ GY1 120.00 18.75 20.6 20.6 20.8 20.8 20.9 20.8 GANZ GY2 120.00 18.75 20.5 20.5 20.7 20.7 20.7 20.7 GYRE B 120.00 28.87 31.5 31.7 31.7 31.7 31.4 31.4 31.4 31.3 GYRR GY1 120.00 19.25 23.8 25.3 25.5 25.4 25.6 28.3 28.4 28.4 28.4 28.1 28.1 28.2 28.0 GYRR GY2 120.00 19.25 24.2 25.4 25.6 25.5 25.6 28.4 28.5 28.5 28.5 28.2 28.2 28.3 28.1 HVOL GY1 120.00 18.75 18.9 18.8 18.9 19.1 19.1 21.3 21.0 21.6 21.2 21.2 20.7 21.4 20.8 KAPM GY1 120.00 18.75 19.2 19.4 18.8 18.9 19.1 KATO GY1 120.00 18.75 19.0 21.1 21.2 20.4 19.4 22.8 22.0 22.2 21.2 24.4 23.7 KATO PC 120.00 18.75 21.0 20.5 21.2 20.6 20.7 20.0 20.9 20.1 KDUL B 120.00 31.5 31.7 KISP K1 120.00 18.75 20.6 20.6 20.8 20.8 20.9 20.8 KOHE P1 120.00 18.75 19.3 19.3 21.9 21.8 19.6 19.6 22.1 22.1 19.6 19.6 22.1 22.1 KOHE P2 120.00 18.75 19.3 19.3 21.9 21.9 19.6 19.7 22.1 22.1 19.7 19.7 22.2 22.1 KONV GY1 120.00 19.2 20.3 23.3 23.3 23.7 23.8 24.4 24.9 24.8 25.3 24.5 25.0 24.8 25.3 KONV GY2 120.00 19.2 20.3 23.2 23.3 23.6 23.7 24.4 24.9 24.7 25.3 24.4 24.9 24.7 25.3 KOTE GY1 120.00 18.75 19.6 19.8 19.8 20.0 20.1 23.0 22.4 23.3 22.6 22.6 21.8 22.9 21.9 MFOL GY2 120.00 18.75 19.1 19.2 NEPL B 120.00 18.75 20.3 20.3 23.2 23.1 20.7 20.7 23.4 23.4 20.7 20.7 23.4 23.4 NVAR P2 120.00 19.25 19.7 19.7 19.7 19.7 19.4 19.4 19.5 19.4 POMZ GY1 120.00 18.75 25.1 24.4 25.5 24.6 24.8 23.8 25.1 23.9 RFAL K1 120.00 18.75 19.8 19.9 20.1 22.0 20.5 21.5 20.0 23.3 21.8 RFAL K2 120.00 18.75 19.8 19.8 20.0 21.9 20.5 21.5 19.9 23.2 21.7 RKER GY1 120.00 18.75 19.8 19.7 25.2 26.6 20.1 26.0 19.4 27.3 20.6 SAMS GY 120.00 18.75 23.9 24.0 24.3 24.3 29.8 26.8 30.4 27.1 28.4 24.9 28.9 25.1 UJPE P1 120.00 18.75 19.0 19.1 19.2 19.3 19.4 22.1 21.5 22.4 21.7 21.7 20.9 22.0 21.0 UJPE P3 120.00 18.75 18.9 18.9 19.1 19.1 21.8 21.2 22.1 21.4 21.4 20.6 21.7 20.7 VIRA K 120.00 18.75 19.7 19.5 19.6 19.8 19.8 22.4 22.0 22.6 22.1 22.2 21.6 22.4 21.7 ZUGL B1 120.00 24 26.6 26.7 26.8 24.6 30.2 28.2 29.9 27.6 33.3 31.2 3-2. táblázat 2016. január 20-i állapt zárlati megszakítóképességeit meghaladó FN zárlati áramértékek ka-ben. - 56 -
4. S t a b i l i t á s s z á m í t á s 4.1. Bevezetés A Hálózatfejlesztési Tervben előirányztt fejlesztések célja a fgyasztók és a termelők közép- és hsszú távú ellátásának biztsítása. A megvalósítandó hálózatfejlesztések köre döntően a jövőben várható rendszerállaptk és az ezek hatására tartósan kialakuló áramlási visznyk alapján kerül meghatárzásra. Abból visznt, hgy a várható rendszerállaptkban a villamsenergia-rendszer jellemzői az üzemviteli krlátk között tarthatók, még nem következik autmatikusan, hgy a rendszer az átmeneti állaptkban is kellőképpen jól viselkedik, azaz stabil. Még a legknzervatívabb tervezési módszerek alkalmazása sem garantálja, hgy a rendszerállaptk közti átmenetek az üzemirányítás eszközeivel uralhatók, kedvező irányban beflyáslhatók. A hálózatkép jelentős megváltzása számttevő hatással lehet a stabilitási visznyk alakulására. Az ilyen és ehhez hasnló prblémák elkerülése érdekében a Hálózatfejlesztési Terv elkészítéséhez szrsan hzzátartznak azk a dinamikai számításk, 4.2. Felhasznált eszközök A stabilitásvizsgálatk bármely frmája bnylult matematikai számításkat igényel, és rendkívül erőfrrás- és eszközigényes. Így nem tekinthetünk el attól, hgy röviden srra vegyük milyen számítástechnikai eszközök álltak a rendelkezésünkre, és azkat hgyan használtuk. A lad-flw mdellek külső lezáró hálózatát a MAVIR SPECTRUM rendszeréből vettük, kiegészítve a 2021-ig, majd 2031-ig várható hálózatfejlesztésekkel, a részletes magyar és az ukrán részhálózat pedig megegyezett a Tervhez tartzó tvábbi vizsgálatknál használt mdellekben lévőkkel. Az így összeállíttt ladflw mdelleket megfelelő dinamikai mdellekkel kiegészítve alkalmassá tettük a tranziens stabilitási számításkra. A hálózatvizsgálatkhz a Siemens PSS E hálózatszimulációs prgramcsmagjának 33.9-es váltzatát használtuk. A PSS E-n belül a hálózatelemek dinamikai viselkedésének leírására két lehetőség van: standard és felhasználó-specifikus mdellek. A standard mdellkészlet a villamsenergia-iparban leggyakrabban előfrduló eszközök (gerjesztésszabályzó, turbinaszabályzó stb.) egyszerűsített dinamikai leírására szlgáló hatásvázlat gyűjtemény, mely az esetek zömében amelyek az előirányztt hálózatfejlesztéseket egy másfajta szemüvegen keresztül nézve, a stabil működés feltételrendszerének kialakítása szempntjából vizsgálják. A stabilitás kérdését lehet vizsgálni helyileg, vagy glbálisan, a hálózat egészére vnatkzóan. A Hálózatfejlesztési Terv célkitűzéseinek leginkább egy glbális, a részleteket mellőző elemzés felel meg, mely képes áthidalni a tervkészítés természetéből fakadó biznytalanságkat. Jelen esetben a 2021-es, 2026-s és a 2031-es sarkévek tranziens stabilitási visznyai kerültek rszágs szinten meghatárzásra, összehasnlításra. Az összevetés a kritikus zárlathárítási idők alapján történt. A kritikus zárlathárítási idő a hálózat egy megadtt csmópntjára számlható nemzetközileg is elfgadtt mutató, melyet a tranziens stabilitás erősségének mérésére használnak. megfelelő pntsságt ad, használatát pedig a PSS E is támgatja. Ha egy hálózati elem mdellezése a standard mdellkészleten belül nem ldható meg, akkr a dinamikai mdellezés felhasználói mdell írásával ldható meg. Ilyen mdellekkel lett leképezve a GANZ statikus gerjesztésszabályzója, a Dunamenti Erőmű repweringje srán üzembe helyezett és üzembe helyezendő, valamint a Tiszai Erőmű repweringje srán a bejövő új, gázturbinás gépek gerjesztésszabályzói, valamint a Paksi Atmerőmű új frgógépes gerjesztőrendszere. A később ismertetendő DYNALAB prgram miatt szükség vlt a PSS E-ben futtattt dinamikai szimulációk srán létrejövő, nem publikus frmátumú kimeneti állmányainak utófeldlgzására. Ez a PSS E beépített, Pythn alapú DYNTOOLS mduljával lett megldva, mellyel a kimeneti állmányk idősrai Pythn váltzókba menthetők. A PSS E a tranziens stabilitási számításkat csak alacsny szinten támgatja. Ez ugyan alkalmassá teszi bármilyen stabilitási vizsgálat megvalósítására, de a gyakrlatban előfrduló prblémák szimulációjára mégis nehezen használható. Az a tervezői szándék, hgy a - 57 -
felkínált dinamikai funkciók minél általánsabbak, minél többek által használhatók legyenek, az elemi műveletek elaprózódásáhz vezetett. Már a legegyszerűbb dinamikai vizsgálat is több tucat elemi lépésből épül fel, melyet a felhasználónak előbb gndsan meg kell terveznie, a szimuláció srán pedig végig fejben kell tartania és követnie. A hibázási lehetőséget tvább növeli, hgy az eltervezett műveletsrban visszalépések, elágazásk is lehetnek, a prgramnak pedig emellett flyamatsan egyéb adatkra is szüksége lehet (csmópntnév, futtatási idő stb.). Mindezen prblémák kiküszöbölése érdekében a kritikus zárlathárítási idő számításkhz a PSS E stabilitásszámítási funkcióira épülő DYNALAB szftver keretrendszert használtuk. A DYNALAB egy Pythn alapú alkalmazás, mely a MAVIR ZRt. Rendszerszintű Tervezési és Elemzési Osztályán került kifejlesztésre. 4.3. Dinamikai mdellezés A stabilitásszámításhz szükséges adatk kérdése kétféle vnatkzásban merül fel: a hálózatvizsgálatk elvégzéséhez mely adatkra van szükség, és a rendelkezésre álló adatk alapján a számításkból levnható következtetések mennyire megbízhatóak. A tranziens viselkedés vizsgálatáhz szükséges paraméterhalmaz igen nagy, mivel magában fglalja az állandósult állapt leírásáhz szükséges adatkat is. Még a lehető legegyszerűbb tranziens stabilitási számítás sem végezhető el a generátrk, a turbina- és a gerjesztésszabályzó részletes dinamikai mdellezése nélkül. Aszimmetrikus zárlati viselkedés elemzésekr pedig még a srrendi paraméterekre is szükség van. A dinamikai viselkedés mdellezését tvább nehezíti, hgy jelenleg nincs egységesen elfgadtt gyakrlat, az erre szlgáló matematikai eszközök paraméterezése pedig bnylult. Míg állandósult állaptban elég néhány skalárjellemző egy eszköz leírására, addig az ennek megfelelő dinamikai mdellben szükség lehet függvénykapcslatk megadására, a hatásvázlat felrajzlására, és a hatásvázlatban szereplő szabályzási tagk definiálására. Mindebből adódóan a dinamikai mdellezés srán kmprmisszumkkal kell élni, és a mdellezés mélységét úgy célszerű megválasztani, hgy az összhangban legyen mind az adatszlgáltatás krlátaival, mind pedig a vizsgálatk srán elvárt pntssággal. A PSS E mdellkialakításáhz illeszkedő dinamikai paraméterkészlet összeállítása a BME bevnásával történt, és közel egy évig tarttt (2006). Kiindulásként az ETSV hálózatszimulációs szftver 27 paraméterezése és szabályzási sémái álltak rendelkezésre. A dinamikai mdellek validálására a PSS E és az ETSV hálózat szimulációs prgramkban egy öt csmópntból álló vizsgálati mdell vlt összeállítva. E mdelleken generátrközeli szimmetrikus zárlatkat szimulálva mindkét rendszerben vizsgálhatók vltak az időbeli flyamatk, és ezek egyezéséből vagy különbözőségéből következtetni lehetett a mdellezés jóságára. A mdellkialakítás flyamatáról és eredményéről részletes beszámló lvasható Szabó László A magyar villamsenergia-rendszer dinamikai biztnsága hálózattervezési célú vizsgálati rendszerének kialakítása. Tanulmány M1. Melléklet; 2006. december című tanulmányában. Az azóta üzembe helyezett új erőművek, illetve a jövőben bejövő erőművek leképzése adatszlgáltatásk alapján történt (ld. lentebb). Az ETSV és a PSS E szabályzási sémáit egybevetve ugyanannak az eszköznek a leképezése a PSS E-n belül többféle váltzatban is elkészült. A generátrk paraméterezése például a GENCLS, a GENROE és a CGEN1 mdellekkel hármféleképpen is elvégezhető. A turbinaszabályzók esetében különbséget kell tenni a gőz- és a gázturbinás erőművek között. Az előbbiek mdellezésére a TGOV1 és a vízerőművek leképezésére is alkalmas TURCZT mdellek állnak rendelkezésre, az utóbbiak esetében visznt csak a GAST turbinamdell használható. A skféle variációs lehetőség közül hálózatszámítási feladatkra végül csak két dinamikai mdell, egy egyszerűsített és egy részletes került összeállításra. Az egyikben a generátrk klasszikus (GENCLS) mdellel vannak leképezve, a másikban visznt a GENROE mdell van felhasználva. A gőzturbinás erőművek turbinaszabályzójának leírása mindkét mdellváltzatban a TGOV1 mdellel történt. A klasszikus mdellre épülő váltzat visznylag kevés paraméterezést igényel, visznt nem annyira pnts. Ezt a mdellt egyszerűsége flytán akkr érdemes alkalmazni, ha valamilyen prbléma kát kell kideríteni, vagy a részletes mdellen végzett számításk eredményét kell kntrlálni. A GENCLS mdell megadásáhz elég hárm jellemző (Xq =Xd, H, D). Mivel az Xd reaktanciák a zárlatszámításból eleve adttak, így többlet paraméterként valójában csak a - 58 -
generátr-turbina együttes inerciaállandójára és csillapítási tényezőjére van szükség. A klasszikus mdell esetében a paraméterezésnél tvábbi könnyebbséget jelent, hgy a gerjesztésszabályzó mdelljét nem kell külön megadni. A váltzattól függetlenül GENCLS mdell van alkalmazva azknál az erőműveknél is, ahl a lad-flw mdellben a gépegységek és a géptranszfrmátrk a nagyfeszültségű pntra összevntan szerepelnek. Hasnlóan vannak kezelve a külföldi erőművek is, amelyek megbízható adatk hiányában a szakirdalmban javaslt tipikus H, D és Xq =Xd adatkkal vannak leképezve. A mdellezési mélység megválasztásánál elvárás vlt, hgy a szabályzástechnikai helyettesítő kép feleljen meg mind a hsszú, mind a rövid idejű stabilitásvizsgálatk céljainak, ezért a részletes mdellváltzatban a nagyerőműveknél a gerjesztés- és turbinaszabályzón túl a szabványs IEE2ST, PSS2A, PSS2B és PSS3B szabályzási blkkk alapján mdellezésre került a PSS funkció viselkedése is. A gerjesztésszabályzók egy részét sikerült a szabványs URST5T és ST6B mdellekkel leírni, a GANZ statikus gerjesztőrendszerének leképzésére visznt csak felhasználói mdellel vlt lehetséges. Ilyen gerjesztésszabályzók vannak a Dunamenti, a Mátrai és a Tiszai Erőműben is. Hasnlóképpen kellett eljárni a Dunamenti, illetve a Tiszai Erőmű repweringje srán bejött, illetve bejövő új, gázturbinás gépek gerjesztésszabályzóinak mdellezésekr, valamint a Paksi Atmerőmű új frgógépes gerjesztőrendszerének mdellezésekr is. A fent szereplő mdellnevek szabványs IEEE elnevezések, melyek pnts blkkdiagram szintű leírása megtalálható az IEEE különböző kiadványaiban. A gerjesztésszabályzókat például az IEEE Std. 421.5-1992 és az IEEE Std. 421.5-2005 szabvány IEEE Recmmended Practice fr Excitatin System Mdels fr Pwer System Stability Studies fejezete tárgyalja, a gőz- és a vízturbinák mdellezési kérdéseiről pedig az IEEE Transactins n Pwer Apparatus and Systems 1973 Nv/Dec számában megjelent "Dynamic Mdels fr Steam and Hydr Turbines" jelentés száml be. Jelen vizsgálatsrzathz a részletes mdellváltzatt használtuk. A 2030-ig belépő új gépegységek egy részének (Dunamenti és Tiszai Erőmű Repweringek, Szegedi Erőmű) mdellezésére az engedélyeztetés srán közölt dinamikai paramétereket használtuk, az Almásfüzitői és a Csepel III kmbinált ciklusú erőművek dinamikai mdellezésére pedig előzetes adatszlgáltatás hiányában a hasnló gépméretű és technlógiájú (egytengelyes CCGT) Gönyűi Erőmű adatait használtuk fel. A Paksi Atmerőmű jelenlegi blkkjaira vnatkzó 2017-ig befejeződő gerjesztésszabályzóreknstrukciójának dinamikai mdellezésekr mind a statikus, mind a frgógépes gerjesztőrendszerek dinamikai mdellezése a már üzembe helyezett egységekre vnatkzó adatszlgáltatásk alapján a legfrissebb adatkkal került figyelembevételre. Az Atmerőmű két új blkkjának generátrait és gerjesztőrendszereit az előzetes hálózatszámításknál is használt, Siemens által rendelkezésünkre bcsáttt adatszlgáltatás alapján vettük figyelembe. 4.4. Nemzetközi nrmák A VER az európai villamsenergia-rendszer része, így működését a hazain túl nemzetközi előírásk 28 is szabályzzák. Jelen vizsgálatsrzatt úgy állítttuk össze és az ehhez szükséges számítástechnikai eszközöket úgy fejlesztettük ki, hgy azk illeszkedjenek a rendszerirányítók számára kötelezően előírt stabilitási számításk rendjébe. A stabilitásra vnatkzó kérdésekkel az OH 3. fejezete Plicy 3: Operatinal Security fglalkzik. Az itt megfgalmaztt elvárásk hátterében az a többször is deklarált szándék áll, hgy elkerülhetők legyenek azk az üzemzavark, amelyek dminószerűen tvább terjedve végül a teljes szinkrn együttműködő rendszer összemlását is kzhatják. Az OH csak a terhelési szög stabilitással fglalkzik. Terhelési szög stabilitásn az együtt járó szinkrn generátrk azn tulajdnságát érti, hgy azk a rendszert érő zavark ellenére képesek szinkrnban maradni. A terhelési szög stabilitásn 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 azn belül a tranziens stabilitás témakörébe tartzik. A tranziens stabilitás az itt szereplő meghatárzás szerint egy gép azn képessége, hgy egy nagy meghibásdás, például a gép közelében fellépő zárlat után is képes szinkrnban maradni. A definíciók között még egy fnts fgalm található, a kritikus zárlathárítási idő fgalma, mely úgy van - 59 -
meghatárzva, mint a meghibásdás fennállásának az a legnagybb ideje, mely még nem vezet generátrk kieséséhez vagy a rendszer egészének biztnságát fenyegető egyéb súlys következményhez. A definíciókat előírásk és irányelvek követik. Az előírásk között szerepel, hgy nrmál és egyszeres kieséses állaptban a tranziens stabilitás elvesztése nem terjedhet át más szabályzási rendszerekre. E célból elő van írva, hgy a generátrk kritikus zárlathárítási ideje legyen nagybb, mint a szkványs védelmi működési idő, tvábbá minden rendszerirányítónak rendelkeznie kell megfelelő dinamikai mdellekkel és dinamikus vizsgálatk elvégzésére alkalmas szftverrel, mellyel a felügyelete alá tartzó szabályzási terület tranziens stabilitását ellenőrzi. Jelen vizsgálatk a kritikus zárlathárítási idők elemzésére épülnek, így törekedtünk arra, hgy minden az OH-ban szereplő, és erre vnatkzó előírásnak megfeleljünk. A DYNALAB prgramt úgy alakítttuk ki, hgy az a kritikus zárlathárítási idők egyedi és srzatvizsgálatára is alkalmas legyen. A rendszer egészének stabilitása szempntjából azkat a meghibásdáskat tekintettük a legkritikusabbaknak, amelyek valamely erőmű közvetlen környezetében lépnek fel, ennek megfelelően a srzatvizsgálatkat a magyar rendszerre vnatkzóan ezen esetekből építettük fel. Ahhz, hgy a kritikus zárlathárítási időket ki tudjuk számítani, a stabilitásra vnatkzó definíciók és egyéb technikai részletek tvábbi pntsítására vlt szükség, melyről a következő pntkban számlunk be. 4.5. A vizsgálatk általáns leírása Jelen számítássrzattal az vlt a célunk, hgy a Hálózatfejlesztési Tervben előirányztt fejlesztések tranziens stabilitásra gyakrlt hatását vizsgáljuk. A számításkat a 2021-es, 2026-s és 2031-es tervezési mdelleken végeztük el: mindhárm sarkévre megvizsgáltuk az alapeseti és az erőműhiánys váltzatkat is, a nyári és téli alacsny és terhelésfelfutású esetekre. A tranziens stabilitás erősségének megítélésére a kritikus zárlathárítási időket használtuk. E mérőszámkat valamennyi, az átviteli hálózatra csatlakzó erőmű esetében meghatárztuk. A számítási eredményeket előbb abszlút, majd a különböző eseteket egymással összevetve, relatív értelemben is vizsgáltuk. A stabilitás megmaradása vagy megbmlása az esetek döntő többségében már a zavaráskat követő néhány másdpercben eldől, ezért a vizsgálatk időtartamát öt másdpercre krlátztuk. 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 megváltzása sehl sem vlt több, mint 180 fk, az esetet tranziensen stabilnak tekintettük. A terhelési szögeket a PSS E hálózat-szimulációs szftver alapértelmezésben a standard 50 Hz-cel frgó krdinátarendszerhez visznyítva adja meg. Az idődiagramk kiértékelése szempntjából ez rendkívül előnytelen, mivel zavarásk hatására megváltzik a villamsenergia-rendszer frekvenciája, és a terhelési szög emiatt akkr is flyamatsan váltzik, ha a szinkrnizmus egyébként fennáll. Ezért a terhelési szögek mérésére vnatkzó pciókat úgy állítttuk be, hgy azk egy távli nagy tömegű fiktív gépegység frgórészéhez, ezáltal közelítőleg a COI (Center f Inertia) krdináta rendszerhez mértek legyenek. Zavarásként sínközeli hármfázisú szimmetrikus földzárlatkat alkalmaztunk, melyeket a számításk egyszerűsítése érdekében sínzárlatkként szimuláltunk. Hármfázisú szimmetrikus zárlat a valóságban visznylag ritkán frdul elő, de könnyen számlható, és tranziens stabilitás szempntjából a lehető legrsszabb esetnek számít, mivel a zárlat fennállásának ideje alatt az átvitt villams teljesítmény itt a legkisebb. A meghibásdáskról feltételeztük, hgy adtt időn belül, a zárlats vezeték hármfázisú kétldali bntásától megszűnnek. Az Üzemi Szabályzat fentebb említett Irányelvének 5/VI. pntja előírja, hgy atmerőműben termelt teljesítmény kétszeres hiányállaptban is elszállítható kell, hgy legyen. A 2026-s és a 2031- es sarkév mdelljei már tartalmazzák a Paksi Atmerőmű bővítésével üzembe kerülő új blkkjait, ezért a fenti követelmény ellenőrzésére az újnnan létesülő Paks térségi alállmás (a számítási eredményeket feltüntető táblázatkban: Paks Új ) csatlakzó vezetékeire úgy is meghatárztuk a kritikus zárlathárítási időket, hgy közben ezen távvezetékek egyikének állandósult állaptbeli hiányát (karbantartását) feltételeztük. - 60 -
4.6. Kritikus zárlathárítási idők A kritikus zárlathárítási idők (tzkrit), melyek az üzemállapttól, a zárlati helytől és a zárlat típusától függő értékek, az üzemzavartűrő képesség jellemző mérőszámai. Legegyszerűbb frmában a kritikus zárlathárítási időt úgy határzzuk meg, hgy a hálózat egy adtt csmópntján valamilyen zárlatt szimulálunk, és megkeressük a zárlat fennállásának azt a legnagybb idejét, amelynél még nem következik be a generátrk tranziens instabilitása. Abban az esetben, ha a zárlat ennél tvább maradna fenn, a tranziens stabilitás a védelmi működés kezdeményezte kikapcslás hatására sem maradhatna fenn. A zárlatvédelmi működések kikapcsláskat eredményeznek, melyek az átviteli utakat gyengítik. Emiatt a tényleges zárlathárítási időknek az előbb értelmezett tzkrit értékénél kisebbeknek kell lenniük. Éppen az előbb leírt prbléma miatt szkáss még a kritikus zárlathárítási időt úgy is meghatárzni, hgy a kiválaszttt gyűjtősínen zárlatt szimulálunk, és a hibát a gyűjtősínre csatlakzó valamelyik vezeték kétldali végleges hármsarkú kikapcslásával hárítjuk. Az átviteli utak eltérő gyengülése miatt ilyenkr vezetékenként más és más tzkrit értéket kapunk, melyek közül a legkisebbet tekinthetjük mértékadónak. A vezetékenként számlt tzkrit értékek emellett jól használhatók a vezetékek kperációs szerepének rangsrlására is. 4.7. Minősítési szempntk A magyar villamsenergia-rendszer tranziens stabilitását az Üzemi Szabályzatnak az Irányelv a 120 kv-s és nagybb feszültségű hálózatk fejlesztésének tervezésére elnevezésű mellékletében szereplő követelményrendszer szerint minősítettük. E dkumentum tranziens stabilitással fglalkzó 6.4.1 pntja kimndja: A tranziens stabilitási biztnság alapfeltétele, hgy erőmű közeli rövidzárlat és annak zárlatvédelmi működésekkel történő hárítása (kivéve a generátrral blkkban üzemelő srs elemeken fellépő zárlatkat) nem vezethet a rendszerszintű szekunder tartalékt meghaladó mértékű termelőegység-nagyságnak (egy vagy több termelőegységnek) a hálózatról való leválásáhz. Hálózattervezés srán tranziens stabilitási vizsgálatkkal kell meghatárzni a mértékadó tzkrit értékeket. Erőműhöz közeli hármfázisú rövidzárlat esetén alapkövetelmény, hgy a generátrkat maximális üzemi hatáss A Hálózatfejlesztési Terv készítése srán a kritikus zárlathárítási időt ez utóbbi definíció szerint, az Üzemi Szabályzatnak az Irányelv a 120 kv-s és nagybb feszültségű hálózatk fejlesztésének tervezésére elnevezésű mellékletének 6.4.1 pntjában leírtakkal összhangban vezetékenként határztuk meg. Az eredményeket az Értékelés szakaszban található 4-1-6. táblázatban fglaltuk össze. A közölt adatk 10 ms felbntásúak, és a jbb összehasnlíthatóság érdekében úgy vannak megállapítva, hgy a szinkrnizmus a megadtt idők mellett még éppen fennmaradjn. A Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja feliratú szlpban adtuk meg a zárlats gyűjtősín nevét és feszültségszintjét. A mindkét ldalán hármsarkúan bnttt vezeték másik végpntját a Bnttt vezeték túlldali végpntja feliratú szlp határzza meg. A fennmaradó szlpk az egyes vizsgálati mdellekre számlt kritikus zárlathárítási időket tartalmazzák. A bnttt vezeték párhuzamssági kódjának megadásától általában eltekintettünk, mivel a többrendszerű távvezetékek egyes rendszereihez azns kritikus zárlathárítási idők tartznak. Kivételt képeznek azk az esetek, amikr ugyanazn két csmópntt több, eltérő impedanciájú vezeték kapcsl össze; ezen esetekben a párhuzamssági kódk is fel lettek tüntetve. teljesítményen üzemeltetve, gépkapcsukn a hálózat üzemeltetése, és a gépparaméterek által megengedett lehető legkisebb üzemi meddő teljesítményen való működésekr t3fkrit 160 ms (120 kv-n t3fkrit 250 ms) legyen. A legkisebb üzemi meddőteljesítményre vnatkzó vizsgálatk minden erőműre az egyes sarkévekre kaptt legkritikusabb esetre kerültek elvégzésre. A meddőnyeléses esetek az erőműcsatlakzási irányelvben 29 előírt követelményeknek (6.4. fejezet) megfelelően lettek előállítva az erőművi célfeszültségek módsításával. Amennyiben meddőnyelés esetén valamely esetben a kritikus zárlathárítási idő nem érte el a 160 ms-t, a stabilitás a védelmi működés szimulációjával lett ellenőrizve, egyfázisú megszakítóberagadást feltételezve. Mivel nehezen lenne elfgadható egy lyan hálózatfejlesztési kncepció, mely a tranziens stabilitási mutatók rmlását eredményezné, vizsgálat tárgya vlt a kritikus zárlathárítási idők - 61 -
alakulásának trendje is. A 2021-re, 2026-ra és 2031- re számlt mértékadó kritikus zárlathárítási idők erőművenként lettek összehasnlítva, és elvárás vlt, hgy az idő előrehaladtával javuljanak, vagy legalábbis a 2021-re számíttt értékekhez képest ne rmljanak jelentősen. Ezen kívül az értékelés srán a kaptt értékek összevetésre kerültek a 2015-ös tervben számíttt kritikus zárlathárítási időkkel is, ami aznban csak az ptimista frrásldali váltzatk esetén tehető meg, mivel jelen tervben már két erőműhiánys váltzat szerepel, melyek nem felelnek meg a krábbi, egyetlen erőműhiánys váltzatnak. Figyelembe kell venni azt is, hgy esetenként az erőművi üzemállaptk jelentősen eltérhetnek, valamint hgy a Paksi Atmerőmű bővítésével belépő új blkkk mdellezése a tavalyi Tervhez képest frissebb adatk figyelembevételével történt. A Paksi Atmerőmű új blkkjára, karbantartáskkal gyengített hálózati állaptkra számíttt kritikus zárlathárítási idők külön táblázatban kerültek megadásra, és az eredmények csak abszlút szempntból lettek értékelve. 4.8. Értékelés A 4-1-9. táblázatk a vezetékenként számlt kritikus zárlathárítási idők 2021-re, 2026-ra és 2031-re számíttt értékeit mutatják, a Terv ptimista és erőműhiánys ( A és B ) frrásldalú mdellváltzataira. Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2021 nyár, terhelésfelfutás 2021 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2021 tél, terhelésfelfutás 2021 tél, alacsny terhelésfelfutás DUNAMENTI 220 kv ALBFERFALVA 220 kv 0.32 0.31 0.32 0.31 DUNAMENTI 220 kv DUNAÚJVÁROS 220 kv 0.32 0.31 0.32 0.31 DUNAMENTI 220 kv MARTONVÁSÁR 220 kv 0.32 0.31 0.32 0.31 DUNAMENTI 220 kv ÓCSA 220 kv 0.32 0.32 0.32 0.31 GÖNYŰ 400 kv GYŐR 400 kv 0.30 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv OROSZLÁNY 400 kv 0.30 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv I. 0.30 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv II. 0.30 0.30 0.30 0.30 DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv I. 0.24 0.24 0.24 0.24 DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv II. 0.24 0.24 0.24 0.24 DETK 220 kv SZOLNOK 220 kv 0.24 0.24 0.24 0.24 DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv I. 0.24 0.24 0.24 0.24 DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv II. 0.24 0.24 0.24 0.24 PAKS 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.27 0.26 0.24 0.24 PAKS 400 kv LITÉR 400 kv 0.27 0.26 0.25 0.24 PAKS 400 kv PÉCS 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.25 PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv 0.27 0.27 0.25 0.24 PAKS 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.25 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 0.39 0.38 0.39 0.36 SAJÓSZÖGED 400 kv GÖD 400 kv 0.39 0.38 0.38 0.36 SAJÓSZÖGED 400 kv DEBR. JÓZSA 400 kv 0.39 0.38 0.38 0.36 SAJÓSZÖGED 400 kv KISVÁRDA 400 kv 0.39 0.37 0.38 0.36 ALBERTFALVA 220 kv DUNAMENTI 220 kv 0.34 0.34 0.34 0.35 SÁNDORFALVA 400 kv BÉKÉSCSABA 400 kv 0.28 0.27 0.27 0.28 SÁNDORFALVA 400 kv PAKS 400 kv 0.27 0.26 0.26 0.27 SÁNDORFALVA 400 kv ARAD 400 kv 0.27 0.26 0.27 0.28 SÁNDORFALVA 400 kv SUBOTICA 400 kv 0.28 0.27 0.28 0.28 OROSZLÁNY 400 kv BICSKE DÉL 400 kv 0.41 0.39 0.40 0.39 OROSZLÁNY 400 kv GÖNYŰ 400 kv 0.40 0.39 0.40 0.39 OROSZLÁNY 400 kv GYŐR 400 kv 0.40 0.39 0.40 0.39 OROSZLÁNY 400 kv MARTONVÁSÁR 400 kv 0.41 0.39 0.40 0.39 4-1. táblázat Vezetékenként meghatárztt kritikus zárlathárítási idők 2021-re számíttt értékei, ptimista frrásldalú eset - 62 -
Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2021 nyár, terhelésfelfutás 2021 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2021 tél, terhelésfelfutás 2021 tél, alacsny terhelésfelfutás DUNAMENTI 220 kv ALBFERFALVA 220 kv 0.34 0.33 0.34 0.33 DUNAMENTI 220 kv DUNAÚJVÁROS 220 kv 0.34 0.33 0.34 0.33 DUNAMENTI 220 kv MARTONVÁSÁR 220 kv 0.33 0.33 0.34 0.33 DUNAMENTI 220 kv ÓCSA 220 kv 0.34 0.33 0.34 0.33 DUNAMENTI 220 kv OROSZLÁNY 220 kv 0.33 0.33 0.34 0.33 GÖNYŰ 400 kv BICSKE DÉL 400 kv 0.30 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv GYŐR 400 kv 0.30 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv I. 0.30 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv II. 0.30 0.30 0.30 0.30 DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv I. 0.24 0.24 0.24 0.24 DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv II. 0.23 0.24 0.24 0.24 DETK 220 kv SZOLNOK 220 kv 0.24 0.24 0.24 0.24 DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv I. 0.24 0.24 0.24 0.24 DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv II. 0.24 0.24 0.24 0.24 PAKS 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.27 0.27 0.24 0.24 PAKS 400 kv LITÉR 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.24 PAKS 400 kv PÉCS 400 kv 0.28 0.28 0.25 0.25 PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.24 PAKS 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.28 0.28 0.25 0.24 4-2. táblázat Vezetékenként meghatárztt kritikus zárlathárítási idők 2021-re számíttt értékei, erőműhiánys A frrásldalú váltzat Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2021 nyár, terhelésfelfutás 2021 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2021 tél, terhelésfelfutás 2021 tél, alacsny terhelésfelfutás DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv I. 0.24 0.24 0.25 0.24 DETK 220 kv SAJÓSZÖGED 220 kv II. 0.24 0.24 0.25 0.24 DETK 220 kv SZOLNOK 220 kv 0.24 0.25 0.25 0.24 DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv I. 0.24 0.25 0.25 0.24 DETK 220 kv ZUGLÓ 220 kv II. 0.24 0.25 0.25 0.24 PAKS 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.26 0.26 0.26 0.25 PAKS 400 kv LITÉR 400 kv 0.26 0.26 0.26 0.26 PAKS 400 kv PÉCS 400 kv 0.27 0.26 0.27 0.26 PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv 0.26 0.26 0.26 0.26 PAKS 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.26 0.26 0.27 0.26 4-3. táblázat Vezetékenként meghatárztt kritikus zárlathárítási idők 2021-re számíttt értékei, erőműhiánys B frrásldalú váltzat - 63 -
Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2026 nyár, terhelésfelfutás 2026 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2026 tél, terhelésfelfutás 2026 tél, alacsny terhelésfelfutás DUNAMENTI 220 kv ALBFERFALVA 220 kv 0.33 0.32 0.33 0.32 DUNAMENTI 220 kv DUNAÚJVÁROS 220 kv 0.33 0.32 0.33 0.32 DUNAMENTI 220 kv MARTONVÁSÁR 220 kv 0.33 0.32 0.33 0.32 DUNAMENTI 220 kv ÓCSA 220 kv 0.33 0.32 0.33 0.32 GÖNYŰ 400 kv GYŐR 400 kv 0.30 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv OROSZLÁNY 400 kv 0.30 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv I. 0.30 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv II. 0.30 0.30 0.30 0.30 PAKS 400 kv KECSKEMÉT 400 kv 0.27 0.26 0.24 0.24 PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv I. 0.25 0.25 0.23 0.23 PAKS 400 kv PÉCS 400 kv 0.27 0.26 0.24 0.24 PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv 0.26 0.26 0.24 0.23 PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.23 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.22 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.23 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.26 0.25 0.24 0.23 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.23 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 0.37 0.36 0.36 0.35 SAJÓSZÖGED 400 kv GÖD 400 kv 0.36 0.36 0.36 0.35 SAJÓSZÖGED 400 kv DEBR. JÓZSA 400 kv 0.37 0.36 0.36 0.35 SAJÓSZÖGED 400 kv NYÍREGYHÁZA 400 kv 0.36 0.36 0.36 0.35 ALBERTFALVA 220 kv DUNAMENTI 220 kv 0.33 0.33 0.33 0.33 SÁNDORFALVA 400 kv BÉKÉSCSABA 400 kv 0.27 0.27 0.27 0.27 SÁNDORFALVA 400 kv PAKS 400 kv 0.26 0.26 0.26 0.25 SÁNDORFALVA 400 kv ARAD 400 kv 0.27 0.27 0.27 0.27 SÁNDORFALVA 400 kv SUBOTICA 400 kv 0.28 0.28 0.28 0.27 OROSZLÁNY 400 kv BICSKE DÉL 400 kv 0.39 0.39 0.39 0.38 OROSZLÁNY 400 kv GÖNYŰ 400 kv 0.39 0.39 0.39 0.38 OROSZLÁNY 400 kv GYŐR 400 kv 0.39 0.39 0.39 0.39 OROSZLÁNY 400 kv MARTONVÁSÁR 400 kv 0.39 0.39 0.39 0.38 4-4. táblázat Vezetékenként meghatárztt kritikus zárlathárítási idők 2026-ra számíttt értékei, ptimista frrásldalú eset - 64 -
Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2026 nyár, terhelésfelfutás 2026 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2026 tél, terhelésfelfutás 2026 tél, alacsny terhelésfelfutás DUNAMENTI 220 kv ALBFERFALVA 220 kv 0.34 0.33 0.34 0.32 DUNAMENTI 220 kv DUNAÚJVÁROS 220 kv 0.34 0.33 0.34 0.32 DUNAMENTI 220 kv MARTONVÁSÁR 220 kv 0.34 0.33 0.34 0.32 DUNAMENTI 220 kv ÓCSA 220 kv 0.34 0.33 0.34 0.32 DUNAMENTI 220 kv OROSZLÁNY 220 kv 0.34 0.33 0.34 0.32 GÖNYŰ 400 kv BICSKE DÉL 400 kv 0.31 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv GYŐR 400 kv 0.30 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv I. 0.30 0.30 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv II. 0.30 0.30 0.30 0.30 PAKS 400 kv KECSKEMÉT 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.24 PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv I. 0.26 0.25 0.23 0.22 PAKS 400 kv PÉCS 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.25 PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv 0.27 0.27 0.25 0.24 PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.29 0.28 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.29 0.28 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.29 0.28 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.28 0.28 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.29 0.28 0.26 0.25 4-5. táblázat Vezetékenként meghatárztt kritikus zárlathárítási idők 2026-ra számíttt értékei, erőműhiánys A frrásldalú váltzat Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2026 nyár, terhelésfelfutás 2026 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2026 tél, terhelésfelfutás 2026 tél, alacsny terhelésfelfutás PAKS 400 kv KECSKEMÉT 400 kv 0.24 0.24 0.26 0.25 PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv I. 0.23 0.23 0.24 0.24 PAKS 400 kv PÉCS 400 kv 0.24 0.24 0.26 0.25 PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv 0.24 0.24 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.24 0.24 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.24 0.24 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.24 0.24 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.25 0.25 0.27 0.26 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.24 0.24 0.26 0.26 4-6. táblázat Vezetékenként meghatárztt kritikus zárlathárítási idők 2026-ra számíttt értékei, erőműhiánys B frrásldalú váltzat - 65 -
Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2031 nyár, terhelésfelfutás 2031 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2031 tél, terhelésfelfutás 2031 tél, alacsny terhelésfelfutás DUNAMENTI 220 kv ALBFERFALVA 220 kv 0.33 0.32 0.33 0.32 DUNAMENTI 220 kv DUNAÚJVÁROS 220 kv 0.33 0.32 0.33 0.32 DUNAMENTI 220 kv MARTONVÁSÁR 220 kv 0.33 0.32 0.33 0.32 DUNAMENTI 220 kv ÓCSA 220 kv 0.33 0.32 0.33 0.32 GÖNYŰ 400 kv GYŐR 400 kv 0.31 0.32 0.31 0.31 GÖNYŰ 400 kv OROSZLÁNY 400 kv 0.31 0.32 0.31 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv I. 0.31 0.32 0.31 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv II. 0.30 0.31 0.30 0.30 PAKS 400 kv KECSKEMÉT 400 kv 0.27 0.26 0.25 0.24 PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv I. 0.26 0.25 0.23 0.23 PAKS 400 kv PÉCS 400 kv 0.27 0.27 0.25 0.24 PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv 0.27 0.26 0.24 0.23 PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.23 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.23 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.23 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.27 0.26 0.24 0.24 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.27 0.26 0.24 0.23 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 0.35 0.35 0.36 0.35 SAJÓSZÖGED 400 kv GÖD 400 kv 0.35 0.34 0.35 0.34 SAJÓSZÖGED 400 kv DEBR. JÓZSA 400 kv 0.35 0.34 0.36 0.35 SAJÓSZÖGED 400 kv NYÍREGYHÁZA 400 kv 0.36 0.35 0.36 0.35 ALBERTFALVA 220 kv DUNAMENTI 220 kv 0.34 0.34 0.33 0.33 SÁNDORFALVA 400 kv BÉKÉSCSABA 400 kv 0.27 0.27 0.27 0.27 SÁNDORFALVA 400 kv PAKS 400 kv 0.26 0.25 0.26 0.26 SÁNDORFALVA 400 kv ARAD 400 kv 0.27 0.27 0.27 0.27 SÁNDORFALVA 400 kv SUBOTICA 400 kv 0.28 0.27 0.28 0.28 OROSZLÁNY 400 kv BICSKE DÉL 400 kv 0.41 0.40 0.40 0.39 OROSZLÁNY 400 kv GÖNYŰ 400 kv 0.41 0.40 0.40 0.40 OROSZLÁNY 400 kv GYŐR 400 kv 0.41 0.40 0.40 0.40 OROSZLÁNY 400 kv MARTONVÁSÁR 400 kv 0.41 0.40 0.40 0.39 4-7. táblázat Vezetékenként meghatárztt kritikus zárlathárítási idők 2031-re számíttt értékei, ptimista frrásldalú eset - 66 -
Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2031 nyár, terhelésfelfutás 2031 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2031 tél, terhelésfelfutás 2031 tél, alacsny terhelésfelfutás DUNAMENTI 220 kv ALBFERFALVA 220 kv 0.33 0.34 0.33 0.33 DUNAMENTI 220 kv DUNAÚJVÁROS 220 kv 0.33 0.34 0.33 0.33 DUNAMENTI 220 kv MARTONVÁSÁR 220 kv 0.33 0.34 0.33 0.33 DUNAMENTI 220 kv ÓCSA 220 kv 0.33 0.34 0.33 0.33 DUNAMENTI 220 kv OROSZLÁNY 220 kv 0.33 0.34 0.33 0.33 GÖNYŰ 400 kv BICSKE DÉL 400 kv 0.32 0.33 0.31 0.30 GÖNYŰ 400 kv GYŐR 400 kv 0.32 0.32 0.31 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv I. 0.32 0.32 0.30 0.30 GÖNYŰ 400 kv GABČÍKOVO 400 kv II. 0.32 0.32 0.30 0.30 PAKS 400 kv KECSKEMÉT 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.25 PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv I. 0.27 0.26 0.23 0.23 PAKS 400 kv PÉCS 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.25 PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.30 0.28 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.30 0.28 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.29 0.28 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.29 0.28 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.30 0.29 0.26 0.25 4-8. táblázat Vezetékenként meghatárztt kritikus zárlathárítási idők 2031-re számíttt értékei, erőműhiánys A frrásldalú eset Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2031 nyár, terhelésfelfutás 2031 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2031 tél, terhelésfelfutás 2031 tél, alacsny terhelésfelfutás PAKS 400 kv KECSKEMÉT 400 kv 0.25 0.24 0.26 0.25 PAKS 400 kv PAKS ÚJ 400 kv I. 0.24 0.23 0.25 0.24 PAKS 400 kv PÉCS 400 kv 0.25 0.24 0.26 0.26 PAKS 400 kv SÁNDORFALVA 400 kv 0.24 0.24 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.25 0.24 0.27 0.26 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.24 0.24 0.27 0.26 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.24 0.24 0.27 0.26 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.25 0.25 0.27 0.26 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.25 0.24 0.27 0.26 4-9. táblázat Vezetékenként meghatárztt kritikus zárlathárítási idők 2031-re számíttt értékei, erőműhiánys B frrásldalú váltzat A 2021-es, 2026-s és 2031-es mdellre kaptt eredmények között azkra az erőművi csmópntkra nézve, amelyek mindhárm sarkév mdelljeiben szerepelnek, az ugyanazn frrásldali váltzatkat összehasnlítva nincs jelentős eltérés. A kritikus zárlathárítási idők minden esetben jóval az Üzemi Szabályzat áltat előírt 160 ms felett vannak. A legalacsnyabb értékek a Paksi Atmerőműnél figyelhetők meg, ahl az új blkkk belépése kismértékben csökkenti a kritikus zárlathárítási időket, de még a legalacsnyabb érték (220 ms) is bőven az előírt 160 ms felett van. Az erőműhiánys váltzatknál is megfigyelhető ugyanez a tendencia, de az A eset mindig abb értékek adódtak, mint az ptimista frrásldalú és erőműhiánys B esetben. A 2015- ös Hálózatfejlesztési Tervben 2020-ra, 2025-re és 2030-ra számíttt kritikus zárlathárítási időkkel ahl lehetséges vlt a megfelelő eseteket összevetve nem tapasztalhatók jelentős eltérések, de 2031-re jelen Tervben némileg alacsnyabb kritikus zárlathárítási idők adódtak. A 4-10-15. táblázatk a Paksi Atmerőmű új blkkjaira számíttt kritikus zárlathárítási időket mutatják, karbantartással gyengített hálózat mellett. - 67 -
Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2026 nyár, terhelésfelfutás 2026 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2026 tél, terhelésfelfutás 2026 tél, alacsny terhelésfelfutás KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.24 0.23 0.21 0.21 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.24 0.23 0.22 0.21 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.24 0.23 0.21 0.21 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.24 0.23 0.21 0.21 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.24 0.23 0.21 0.21 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-LITÉR 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.24 0.23 0.21 0.21 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.25 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.24 0.23 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.24 0.23 0.22 0.21 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.25 0.25 0.23 0.23 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-TOPONÁR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.26 0.24 0.23 0.22 4-10. táblázat A Paksi Atmerőmű új blkkjára számíttt kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2026, ptimista frrásldalú váltzat - 68 -
Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2026 nyár, terhelésfelfutás 2026 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2026 tél, terhelésfelfutás 2026 tél, alacsny terhelésfelfutás KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.28 0.27 0.24 0.24 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.28 0.27 0.24 0.24 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.28 0.28 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.28 0.28 0.25 0.24 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.27 0.27 0.24 0.23 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.27 0.26 0.24 0.23 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.28 0.28 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.27 0.27 0.24 0.24 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-LITÉR 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.24 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.28 0.27 0.24 0.24 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.28 0.28 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.24 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.31 0.30 0.28 0.27 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.31 0.30 0.28 0.27 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.31 0.30 0.28 0.27 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.31 0.31 0.28 0.27 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-TOPONÁR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.28 0.28 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.28 0.28 0.25 0.24 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.28 0.28 0.25 0.24 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.28 0.28 0.25 0.25 4-11. táblázat A Paksi Atmerőmű új blkkjára számíttt kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2026, erőműhiánys A frrásldalú váltzat - 69 -
Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2026 nyár, terhelésfelfutás 2026 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2026 tél, terhelésfelfutás 2026 tél, alacsny terhelésfelfutás KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.23 0.23 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.23 0.23 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.23 0.23 0.26 0.26 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.25 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.22 0.22 0.25 0.24 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.22 0.22 0.25 0.24 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.23 0.23 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.23 0.23 0.25 0.24 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-LITÉR 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.23 0.22 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.23 0.23 0.27 0.26 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.25 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.25 0.24 0.28 0.27 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.25 0.24 0.28 0.27 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.25 0.24 0.28 0.27 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.25 0.25 0.28 0.27 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-TOPONÁR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.24 0.24 0.27 0.26 4-12. táblázat A Paksi Atmerőmű új blkkjára számíttt kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2026, erőműhiánys B frrásldalú váltzat - 70 -
Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2031 nyár, terhelésfelfutás 2031 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2031 tél, terhelésfelfutás 2031 tél, alacsny terhelésfelfutás KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.21 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.25 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.22 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.24 0.23 0.21 0.21 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.24 0.23 0.21 0.21 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.24 0.23 0.21 0.21 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-LITÉR 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.21 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.25 0.24 0.23 0.22 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.22 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.25 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.24 0.24 0.22 0.22 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.25 0.24 0.23 0.22 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.23 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-TOPONÁR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.22 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.25 0.24 0.23 0.22 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.26 0.25 0.23 0.22 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.26 0.25 0.23 0.23 4-13. táblázat A Paksi Atmerőmű új blkkjára számíttt kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2031, ptimista frrásldalú váltzat - 71 -
Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2031 nyár, terhelésfelfutás 2031 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2031 tél, terhelésfelfutás 2031 tél, alacsny terhelésfelfutás KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.29 0.27 0.25 0.24 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.29 0.27 0.25 0.24 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.29 0.28 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.29 0.28 0.25 0.25 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.28 0.27 0.24 0.24 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.28 0.27 0.24 0.24 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.29 0.28 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.28 0.27 0.25 0.24 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-LITÉR 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.29 0.28 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.29 0.27 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.29 0.28 0.26 0.26 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.29 0.28 0.25 0.25 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.33 0.31 0.28 0.28 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.33 0.31 0.28 0.27 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.33 0.31 0.28 0.28 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.33 0.31 0.29 0.28 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-TOPONÁR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.29 0.28 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.29 0.28 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.29 0.28 0.25 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.29 0.28 0.26 0.25 4-14. táblázat A Paksi Atmerőmű új blkkjára számíttt kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2031, erőműhiánys A frrásldalú váltzat - 72 -
Bnttt vezeték hibahelyhez közeli végpntja Bnttt vezeték túlldali végpntja 2031 nyár, terhelésfelfutás 2031 nyár, alacsny terhelésfelfutás 2031 tél, terhelésfelfutás 2031 tél, alacsny terhelésfelfutás KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-ALBERTIRSA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.24 0.23 0.27 0.26 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.24 0.23 0.26 0.25 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PERKÁTA 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.23 0.22 0.25 0.24 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.22 0.22 0.25 0.24 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.23 0.23 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.25 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-LITÉR 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.24 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.23 0.22 0.26 0.23 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.24 0.23 0.27 0.25 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.24 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kv I. PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.25 0.25 0.28 0.27 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.25 0.25 0.29 0.27 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.25 0.25 0.28 0.27 PAKS ÚJ 400 kv TOPONÁR 400 kv 0.26 0.25 0.29 0.27 KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-TOPONÁR 400 kv PAKS ÚJ 400 kv ALBERTIRSA 400 kv 0.24 0.23 0.27 0.26 PAKS ÚJ 400 kv PERKÁTA 400 kv 0.24 0.23 0.27 0.26 PAKS ÚJ 400 kv LITÉR 400 kv 0.23 0.23 0.26 0.25 PAKS ÚJ 400 kv PAKS 400 kv I. 0.24 0.24 0.27 0.26 4-15. táblázat A Paksi Atmerőmű új blkkjára számíttt kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2031, erőműhiánys B frrásldalú váltzat A Paksi Atmerőmű új blkkjaira, karbantartásk figyelembevételével kaptt kritikus zárlathárítási idők között 210 ms a legkisebb érték (lásd 4-10-15. táblázat), ami több karbantartás/zárlats vezeték kmbináció esetében is előfrdult, a 2031-es ptimista frrásldalú mdelleken. Az elvártaknak megfelelően az eredményekből látható, hgy a csak egy új blkkt tartalmazó váltzatra (2026-s erőműhiánys A frrásldalú mdellek) kedvezőbb eredmények adódtak. 4.8.1. Meddőnyeléses vizsgálatk Az egyes erőművekre a sarkévenkénti legrsszabb esetre kaptt eredményeket a Hiba! A hivatkzási frrás nem található. fglalja össze. 30-73 -
Erőmű (feszültségszint) Dunamenti (220 kv) Gönyűi (400 kv) Sarkév Legkritikusabb váltzat 2021 SL 2026 SL 2031 SL 2021 SHA 2026 WHA 2031 WLA Mátra (220 kv) 2021 SHA Paks (400 kv) Paks II (400 kv) Tisza (400 kv) Csepel III (220 kv) 2021 WLA 2026 WLA 2031 WL 2026 WL 2031 WL 2021 WL 2026 WL 2031 WL 2021 SL 2026 WH 2031 WH Zárlats vezeték a legkritikusabb esetben Dunamenti Martnvásár 220 kv Dunamenti Martnvásár 220 kv Dunamenti Martnvásár 220 kv Gönyű Gabčíkv 400 kv II. Gönyű Gabčíkv 400 kv II. Gönyű Gabčíkv 400 kv II. Detk Sajószöged 220 kv II. Paks Perkáta 400 kv Paks Paks Új 400 kv Paks Paks Új 400 kv Paks Új Albertirsa 400 kv Paks Új Paks 400 kv Sajószöged Felsőzslca 400 kv Sajószöged Felsőzslca 400 kv Sajószöged Felsőzslca 400 kv Albertfalva Dunamenti 220 kv Albertfalva Dunamenti 220 kv Albertfalva Dunamenti 220 kv Karbantartás a legkritikusabb esetben (Paks II esetén) Tzkrit [s] (eredeti üzemállapt) Tzkrit [s] (meddőnyeléssel) 0.31 0.24 0.32 0.27 0.32 0.25 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.23 0.21 0.24 0.19 0.22 0.17 0.23 0.16 Paks Új Perkáta 400 kv 0.21 0.16 Paks Új Perkáta 400 kv 0.21 0.14 0.36 0.32 0.35 0.29 0.34 0.31 0.34 0.25 0.33 0.26 0.33 0.26 4-16. táblázat A meddőnyeléses esetekre kaptt eredmények Látható, hgy a meddőnyeléssel egy esetben (Paks II, 2031 tél, alacsny terhelésfelfutás) adódtt 160 ms-nál kisebb kritikus zárlathárítási idő. Erre az esetre a védelmi működés szimulációjával került ellenőrzésre a transziens stabilitás megléte. A MAVIR OVRAM által készített, A Paksi Atmerőmű bővítése miatt, a zárlathárítási idő csökkentésének lehetőségére elvégzett vizsgálatk, a tranziens stabilitás biztsítása érdekében című tanulmány, illetve az OVRAM-mal történt knzultáció alapján a szimuláció a (megszakító-beragadás szempntjából) leglassabb védelem figyelembevételével került elvégzésre. A terhelési szögek időfüggvényei az alábbi ábrán láthatók. A pirs és zöld szín az új Paks2 nagyblkkk generátrai, a narancs és a kék szín a jelenlegi Paks1 generátrk terhelési szögét jelöli (dinamikai szempntból azns módn viselkednek az 1. és 4. blkk, valamint a 2. és 3. blkk gépegységei). Az időfüggvények alapján látható, hgy a tranziens stabilitás ebben az esetben is megmarad. - 74 -
4-1. ábra A védelmi működés szimulációjának eredménye Összességében sem javuló, sem rmló tendencia nem figyelhető meg, az egyes sarkévek mdellváltzatai megfelelnek a tranziens stabilitásra vnatkzó követelményeknek. Mindezek alapján elmndható, hgy a Hálózatfejlesztési Tervben előirányztt fejlesztések tranziens stabilitási prblémákat nem kznak. - 75 -
5. F e s z ü l t s é g - é s m e d d ő t e l j e s í t m é n y - v i s z n y k e l e m z é s e A magyar villamsenergia-hálózat feszültség- és meddőteljesítmény-visznyait a nagyterhelésű és kisterhelésű állaptkra végzett U/Q vizsgálatk alapján lehet megítélni. Vizsgálatainkat mindegyik felfutásra és évszakra vnatkzólag elvégeztük. Vizsgálataink srán a csúcsterheléses mdellekből kiindulva alakítttuk ki a völgyterheléses mdelleket a PEMMDB 31 magyar terhelési adatsrának csúcs- és völgyterhelésének megfelelően. A csúcsidei mdellek esetében nem vettük figyelembe a rendelkezésre álló elsztói engedélyesek kezelésében lévő kndenzátrtelepeket, azkat kikapcsltnak tételeztük fel. A mdellek megalktásánál nem számltunk a már meglévő söntfjtók cseréjével, illetve feltételeztük, hgy újnnan létesítendő 400/132 kv-s transzfrmációval rendelkező táppntkba 70 Mvar-s tercier söntfjtók kerülnek beépítésre, Szigetcsép alállmás kivételével. 5.1. Nagyterhelésű rendszerállaptk A nagyterhelésű mdellek feldlgzása srán nem találtunk sehl feszültségtartási prblémát a sarkévek mdelljeiben. A mdellekben a nrmál kapcslási állaptból eredően jelentős számú távvezeték üzemel, ami a völgyterhelésű mdellekben nehézségeket kz, de ekkr nagyterhelésű állaptkban jelentős segítséget nyújtanak. A csúcsterheléses mdellek esetén a feszültségek a -s hálózatn jellemzően a 120 kv-s 5.1.1. 2019. évi csúcsterheléses mdellek A mdellek a 2021-es időpntra vnatkzó felfutású esetek csúcsterhelési mdellekből képzettek ly módn, hgy a 2019-2021 közötti átviteli hálózatfejlesztéseket nem vettük figyelembe, tvábbá a terheléseket a terhelésfelfutásnak megfelelően csökkentettük. Az A fentiek alapján látható, hgy az egyes mdellek előállítása srán törekedtünk, a legrsszabb eseteket figyelembe venni. A vizsgálat srán ahl szükség vlt több megldási lehetőséget is megvizsgáltunk, melyek segítségével a feszültségprfilk a szabványs tartmánykban tarthatónak biznyultak. A megldásk közül az peratív üzemelőkészítés (HOSZ és FTSZ) feladata lesz kiválasztani a legmegfelelőbbet. A vizsgálatk eredményei alapján kijelenthetjük, hgy a jelen stratégiában megfgalmaztt hálózatfejlesztési elképzelések mentén alakuló, fejlődő magyar villamsenergia-rendszer U/Q szabályzhatósága minden vizsgált fejlesztési sarkévben biztsíttt. A vizsgálati eredményfájlkban megjelenő nem knvergens esetek a külső hálózat helyi feszültségszabályzási nehézségeire vezethetőek vissza, így ezen eseteket nem említjük a tvábbi megállapításaink között. feszültségérték fölött vltak, annak ellenére, hgy a középfeszültségű kndenzátrtelepeket (~Σ190 Mvar-t) kikapcsltuk a mdellekben. A kiesésvizsgálatk pedig kimutatták, hgy a sarkévekben elegendő mértékű meddőtermelésiképesség-többlet van a magyar villamsenergia-rendszerben. erőművek esetében az erőműhiánys frrásldalú B eseteket vettük figyelembe. Megvizsgáltuk a középfeszültségű kndenzátrtelepek nélküli eseteket is. A mdelleket jellemző fő adatkat az alábbi táblázatk tartalmazzák: - 76 -
[MW] Hazai termelés Hazai fgyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ exprt) Tranzit Nyár 3098 6655 139-3696 904 Nyár Köf. Kndenzátr nélkül 3098 6655 131-3688 912 Tél 3076 6731 131-3786 1024 Tél Köf. Kndenzátr nélkül [Mvar] Távvezetékek töltőteljesítménye 3076 6731 133-3788 1022 5-1. táblázat 2019. évi csúcsterheléses mdellek hatássteljesítmény-egyensúlya Nyár Nyár köf. Kndenzátr nélkül Tél Tél köf. Kndenzátr nélkül 2252 2306 2302 2289 Imprt 796 404 548 637 Szumma erőművi termelés 348 611 291 422 Frrás összesen 3396 3321 3141 3348 Fgyasztói terhelés 1589 1783 1421 1615 Söntfjtókn elnyelt 253 0 258 257 Transzfrmátrk mágnesező teljesítménye 49 50 50 50 Srs veszteség a hálózatn 1505 1488 1412 1426 Nyelő összesen 3396 3321 3141 3348 5-2. táblázat 2019. évi csúcsterheléses mdellek meddőteljesítmény-egyensúlya Az így kaptt mdelleken az N-1 vizsgálat srán nem tapasztaltunk transzfrmátrfkzatléptetéssel és söntfjtókapcslással nem megszüntethető határértéksértéseket sem a kndenzátrtelepeket tartalmazó, sem az anélküli esetekben. 32 N-1-1 vizsgálat srán a kndenzátrtelepeket tartalmazó esetben is tapasztaltunk elsztóhálózatt érintő alacsny feszültségeket a sajóivánkai és felsőzslcai táppnt környéki csmópntkban, illetve Debrecen, Nyíregyháza és Kisvárda térségében. Az alacsny feszültségek a Sajószöged Mukachev 400 kv és a Göd Sajószöged távvezetékek kiesése esetén nyári csúcsidőszaki mdellben. Vizsgálatainkban megjelentek a Kecskemét környéki elsztóhálózati határértéksértések, egy környékbeli ág és egy átviteli hálózati ág elvesztése esetén. Az átviteli hálózatn N-1-1 esetben nem megszüntethető határértéksértések a Sajószöged Mukachev illetve Göd Sajószöged 400 kv-s távvezetékekhez kötődnek. Másdik kiesett elemkén megjelennek szlvákiai, rmániai és ukrajnai belső 400 kv-s távvezetékek valamint 220 kv-s magyar távvezetékek is. Az eredmények alapján megállapítható, hgy ezen időtávn az észak-kelet magyarrszági 400 kv-s hálózat nagymértékben támaszkdik a környező rszágk átviteli hálózatára. A függés negatív hatásait nagymértékben csökkenti majd a 750 kv-s végpnt Kisvárda környékére történő telepítése, illetve a jelenlegi nymvnal 400 kv-n történő hasznsítása Józsa alállmás kétldalú megtáplálásának céljából, illetve a Sajóivánka Rimavská Sbta távvezeték létesítése meg is szünteti ezen függéseket. (A kntingenciavizsgálat eredményfájljait az UQ/KntingenciaCsúcs/2019 könyvtár tartalmazza.) - 77 -
5.1.2. 2021. évi csúcsterheléses mdellek A mdellek a 2021-es időpntra vnatkzó csúcsterhelési terhelésfelfutású erőműhiánys B eseti mdelleket, illetve a belőlük elsztói engedélyesek kndenzátrait [MW] Hazai termelés Hazai fgyasztás kikapcslt állaptúnak feltételezett mdelleket vizsgáltunk meg. A mdelleket jellemző fő adatkat az alábbi táblázatk tartalmazzák: Hálózati veszteség Szaldó (+ exprt) Tranzit Nyár 3098 7070 119-4091 868 Nyár Köf. Kndenzátr nélkül 3098 7070 120-4092 866 Tél 3076 7073 108-4105 1006 Tél Köf. Kndenzátr nélkül 3076 7073 109-4106 1005 5-3. táblázat 2021. évi csúcsterheléses mdellek hatássteljesítmény-egyensúlya [Mvar] Nyár Nyár köf. Kndenzátr nélkül Tél Tél köf. Kndenzátr nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye 2575 2560 2614 2601 Imprt 255 369 28 130 Szumma erőművi termelés 377 487 242 356 Frrás összesen 3207 3416 2884 3087 Fgyasztói terhelés 1698 1892 1499 1694 Söntfjtókn elnyelt 0 0 0 0 Transzfrmátrk mágnesező teljesítménye 52 52 53 53 Srs veszteség a hálózatn 1457 1472 1332 1340 Nyelő összesen 3207 3416 2884 3087 5-4. táblázat 2021. évi csúcsterheléses mdellek meddőteljesítmény-egyensúlya Az N-1 vizsgálatt elvégezve egyik mdell esetében sem tapasztaltunk feszültséghatárértéksértést. (A kntingenciavizsgálat eredményfájljait az UQ/KntingenciaCsúcs/2021 könyvtár tartalmazza.) N-1-1 esetek csak kndenzátrk nélküli esetben jelennek meg határértéksértések. 5.1.3. 2026. évi csúcsterheléses mdellek A 2021. évi mdellalktással megegyező módn képeztünk mdelleket a 2026-s sarkév mdelljeiből. Hódmezővásárhelyen és Szentesen a Sándrfalva Hódmezővásárhely távvezeték és egy békéscsabai transzfrmátr együttes kiesése estén alacsny feszültségek alakulnak ki (106 108 kv) melyek peratív beavatkzáskkal elkerülhetőek. A mdelleket jellemző fő adatkat az alábbi táblázatk tartalmazzák: - 78 -
[MW] Hazai termelés Hazai fgyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ exprt) Tranzit Nyár 4949 7708 139-2898 1364 Nyár Köf. Kndenzátr nélkül 4949 7708 141-2900 1363 Tél 3797 7709 106-4018 797 Tél Köf. Kndenzátr nélkül [Mvar] Távvezetékek töltőteljesítménye 3797 7709 107-4019 795 5-5. táblázat 2026. évi csúcsterheléses mdellek hatássteljesítmény-egyensúlya Nyár Nyár köf. Kndenzátr nélkül Tél Tél köf. Kndenzátr nélkül 2282 2268 2296 2283 Imprt 479 577 478 565 Szumma erőművi termelés 311 432 328 451 Frrás összesen 3072 3277 3102 3299 Fgyasztói terhelés 1448 1638 1453 1640 Söntfjtókn elnyelt 258 257 259 258 Transzfrmátrk mágnesező teljesítménye 50 50 50 50 Srs veszteség a hálózatn 1316 1332 1340 1351 Nyelő összesen 3072 3277 3102 3299 5-6. táblázat 2026. évi csúcsterheléses mdellek meddőteljesítmény-egyensúlya A sarkév csúcsterheléses mdelljeiben releváns átviteli hálózati feszültség határértéksértést nem tapasztaltunk sem az N-1, sem az N-1-1 vizsgálatk srán. 5.1.4. 2031. évi csúcsterheléses mdellek A 2021. évi mdellalktással megegyező módn képeztünk mdelleket a 2031-es sarkév mdelljeiből. (A kntingenciavizsgálat eredményfájljait az UQ/KntingenciaCsúcs/2026 könyvtár tartalmazza.) A mdelleket jellemző fő adatkat az alábbi táblázatk tartalmazzák: - 79 -
[MW] Hazai termelés Hazai fgyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ exprt) Tranzit Nyár 4949 8140 147-3338 1094 Nyár Köf. Kndenzátr nélkül 4949 8140 149-3340 1092 Tél 3797 8158 112-4473 508 Tél Köf. Kndenzátr nélkül [Mvar] 3797 8158 113-4474 507 5-7. táblázat 2031. évi csúcsterheléses mdellek hatássteljesítmény-egyensúlya Nyár Nyár köf. Kndenzátr nélkül Tél Tél köf. Kndenzátr nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye 2808 2792 2852 2839 Imprt 415 549 45 159 Szumma erőművi termelés 786 883 403 507 Frrás összesen 4009 4224 3300 3505 Fgyasztói terhelés 2005 2199 1757 1951 Söntfjtókn elnyelt 0 0 0 0 Transzfrmátrk mágnesező teljesítménye 54 54 56 56 Srs veszteség a hálózatn 1950 1971 1487 1498 Nyelő összesen 4009 4224 3300 3505 5-8. táblázat 2031. évi csúcsterheléses mdellek meddőteljesítmény-egyensúlya Az N-1 vizsgálatt elvégezve egyik mdell esetében sem tapasztaltunk releváns feszültséghatárérték-sértést. (A kntingenciavizsgálat eredményfájljait az UQ/KntingenciaCsúcs/2031 könyvtár tartalmazza.) A Kimle Dél Szmbathely és Szmbathely Zurndrf 400 kv-s ív kiesése esetén a Kimle Dél alállmás mindkét 400 kv-s kapcslatát elveszti, 5.2. Kisterhelésű rendszerállaptk Az új alállmáskban kiépített söntfjtókapacitásnövekedés eredményeként hsszú távn a rendszerben rendelkezésre fg állni mintegy 2850 Mvar-nyi névleges meddőnyelő kapacitás tercier söntfjtók frmájában (egy készlet 750 kv-s (290 Mvar) söntfjtót nem számítva). Ez a tény lehetővé teszi a rendszerirányító számára a feszültségmeddőszabályzáshz szükséges meddőnyelés függetlenítését a többi piaci szereplőtől kis illetve így ebben az esetben a 400 kv-s sínen megjelenő határértéksértések nem tekinthetőek mérvadónak. Kijelenthető, hgy a 2031-ig a hálózatfejlesztési terv sarkéveiben a csúcsterheléses időszakkban kellő mennyiségű feszültségszabályzási eszköz áll a rendszerirányító rendelkezésére a feszültségmeddőteljesítmény egyensúly előírt feszültséghatárk közötti megtartásáhz. nagy tranzitáramláskkal jellemezhető üzemállaptkban is. Az alábbiakban szereplő esetekben vizsgáltuk azkat a frgatókönyveket, miszerint a generátrk meddőnyelő képessége nem elérhető, valamint legrsszabb esetként feltételeztük, hgy a középfeszültségű kndenzátrtelepek is bekapcslva maradnak mélyvölgy időszakában is. - 80 -
5.2.1. 2019. évi völgyterheléses mdellek A 2021-es sarkév alacsny terhelésfelfutású mdelljeiből indultunk ki, melyeket a PEMMDB szerint alakítttunk át völgyterheléses mdellekké. A fgyasztásk skálázásán és az egyes fejlesztések visszagörgetésén felül az erőművi meddőteljesítmény-nyelő képességeket [MW] Hazai termelés Hazai fgyasztás megszüntettük. A középfeszültségű kndenzátrtelepeket bekapcsltnak tételeztük fel. A mdelleket jellemző fő adatkat az alábbi táblázatk tartalmazzák: Hálózati veszteség Szaldó (+ exprt) Tranzit Nyár 3089 2658 58 373 1484 Nyár erőművi meddőnyelés nélkül 3089 2658 58 373 1485 Tél 3080 2590 60 430 1517 Tél erőművi meddőnyelés nélkül 3080 2590 60 430 1518 [Mvar] 5-9. táblázat 2019. évi völgyterheléses mdellek hatássteljesítmény-egyensúlya Nyár Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye 2337 2345 2326 2328 Imprt 1247 1204 1179 1166 Szumma erőművi termelés 155 190 195 207 Frrás összesen 3739 3739 3700 3701 Fgyasztói terhelés 732 732 640 640 Söntfjtókn elnyelt 2156 2163 2165 2168 Transzfrmátrk mágnesező teljesítménye 51 51 51 51 Srs veszteség a hálózatn 800 793 844 842 Nyelő összesen 3739 3739 3700 3701 5-10. táblázat 2019. évi völgyterhelés3es mdellek meddőteljesítmény-egyensúlya Az említett beavatkzáskkal kaptt mdelleken N-1 és N-1-1 vizsgálatt végeztünk. A vizsgálat srán releváns határértéksértésekkel csak a téli völgymdellek esetében találkztunk. A kimenetekben megtalálható Kisvárda és Nyíregyháza környéki feszültségek peratív beavatkzáskkal elkerülhetőnek biznyultak az 5.2.2. 2021. évi völgyterheléses mdellek Az előző pnthz hasnlóan az erőművi meddőteljesítmény-nyelő képességeket megszüntettük, a fgyasztáskat csökkentettük. erőművi meddőnyelés nélküli esetekben is. A nem knvergens eseteket egyedileg megvizsgálva nem tapasztaltunk releváns határértéksértéseket. A kntingenciavizsgálat eredményét az UQ/KntingenciaVölgy/2019 könyvtár tartalmazza. A mdelleket jellemző fő adatkat az alábbi táblázatk tartalmazzák: - 81 -
[MW] Hazai termelés Hazai fgyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ exprt) Tranzit Nyár 3089 2666 48 375 1610 Nyár erőművi meddőnyelés nélkül 3089 2666 48 375 1611 Tél 3080 2598 49 433 1548 Tél erőművi meddőnyelés nélkül 3080 2598 49 433 1548 [Mvar] 5-11. táblázat 2021. évi völgyterheléses mdellek hatássteljesítmény-egyensúlya Nyár Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye 2737 2745 2747 2750 Imprt 1056 1006 972 952 Szumma erőművi termelés 156 197 190 207 Frrás összesen 3949 3948 3909 3909 Fgyasztói terhelés 740 740 649 649 Söntfjtókn elnyelt 2329 2336 2342 2345 Transzfrmátrk mágnesező teljesítménye 54 54 54 54 Srs veszteség a hálózatn 826 818 864 861 Nyelő összesen 3949 3948 3909 3909 5-12. táblázat 2021. évi völgyterheléses mdellek meddőteljesítmény-egyensúlya Az eredményekben megjelenő feszültségek jelentős része a Burshtyn Zakhidnnukrainska 330 kv-s távvezeték vagy az zakhidnukrainskai 750/330 kv-s transzfrmátr kiesésére vezethető vissza, melyek hatására az üresen járó 750 kv-s távvezeték rásugarasdik a magyar rendszerre. A feszültséghatárérték-sértések ekkr a 750 kv-s 5.2.3. 2026. évi völgyterheléses mdellek A 2020-as mdellekkel megegyező metdlógia szerint az erőművi meddőteljesítmény-nyelő képességeket megszüntettük, a fgyasztáskat csökkentettük. magyar ldali söntfjtó bekapcslásával megszüntethetőek. A nem knvergens kiesési eseteket manuálisan egyedileg megvizsgálva nem tapasztaltunk határértéksértéseket. A kntingenciavizsgálat eredményét az UQ/KntingenciaVölgy/2021 könyvtár tartalmazza. A mdelleket jellemző fő adatkat az alábbi táblázatk tartalmazzák: - 82 -
[MW] Hazai termelés Hazai fgyasztás Hálózati veszteség Szaldó (+ exprt) Tranzit Nyár 3080 2874 47 159 1649 Nyár erőművi meddőnyelés nélkül 3080 2874 47 159 1649 Tél 3080 2827 43 210 1398 Tél erőművi meddőnyelés nélkül 3080 2827 43 210 1398 [Mvar] 5-13. táblázat 2026. évi völgyterheléses mdellek hatássteljesítmény-egyensúlya Nyár Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye 2918 2918 2931 2931 Imprt 1336 1336 1202 1200 Szumma erőművi termelés 182 182 178 181 Frrás összesen 4436 4436 4311 4312 Fgyasztói terhelés 830 830 722 722 Söntfjtókn elnyelt 2688 2688 2705 2706 Transzfrmátrk mágnesező teljesítménye 57 57 57 57 Srs veszteség a hálózatn 861 861 827 827 Nyelő összesen 4436 4436 4311 4312 5-14. táblázat 2026. évi völgyterheléses mdellek meddőteljesítmény-egyensúlya A megfigyelt releváns határértéksértések a Kisvárda déli 400 kv-s gyűjtősínen vltak. A már krábban említett 750 kv-s söntfjtó bekapcslása esetén a sínfeszültségek megengedett értékűre csökkenek. A kntingenciavizsgálat eredményét az UQ/KntingenciaVölgy/2026 könyvtár tartalmazza. 5.2.4. 2031. évi völgyterheléses mdellek Az előző pnthz hasnlóan jártunk el a mdellek kialakítása srán. [MW] Hazai termelés Hazai fgyasztás A mdelleket jellemző fő adatkat a következő táblázatk tartalmazzák: Hálózati veszteség Szaldó (+ exprt) Tranzit Nyár 3080 3031 54-5 2529 Nyár erőművi meddőnyelés nélkül 3080 3031 54-5 2529 Tél 3080 2984 50 46 2086 Tél erőművi meddőnyelés nélkül 3080 2984 50 46 2086 5-15. táblázat 2031. évi völgyterheléses mdellek hatássteljesítmény-egyensúlya - 83 -
[Mvar] Nyár Nyár erőművi meddőnyelés nélkül Tél Tél erőművi meddőnyelés nélkül Távvezetékek töltőteljesítménye 2949 2949 2948 2948 Imprt 1394 1394 1465 1463 Szumma erőművi termelés 213 213 239 241 Frrás összesen 4556 4556 4652 4652 Fgyasztói terhelés 871 871 757 757 Söntfjtókn elnyelt 2690 2690 2949 2950 Transzfrmátrk mágnesező teljesítménye 57 57 57 56 Srs veszteség a hálózatn 938 938 889 889 Nyelő összesen 4556 4556 4652 4652 5-16. táblázat 2031. évi völgyterheléses mdellek meddőteljesítmény-egyensúlya A Kisvárda Dél alállmásban megjelenő határértéksértések a 750 kv-s söntfjtó segítségével megszüntethető. A futtatási eredményekben megjelenő tuzséri határértéksértések egyedi szimulációk alapján elkerülhetőnek biznyultak kisvárdai transzfrmátrk fkzatléptetésével. A megjelenő határértéksértések a PSSE krlátztt UQ szabályzására vltak visszavezethetők. A kntingenciavizsgálat eredményét az UQ/KntingenciaVölgy/2031 könyvtár tartalmazza. 5.3. Feszültségtartási nehézségek az észak kelet magyarrszági régióban A bemutattt számítási eredmények alapján kijelenthető, hgy az északkelet-magyarrszági régió feszültségtartása biztsíttt a sarkévekben. Az első sarkévig terjedő időszak karbantartási, illetve átépíthetőségének vizsgálatát segítendő kiegészítő vizsgálatt végeztünk, hgy az átmeneti időszakban is rendelkezésre álljanak vizsgálati eredmények, hgy az egyes beruházásk kzta csúszásk esetleges negatív hatása is ismert és kezelhető legyen. A 2021-es sarkévekben már szereplő Sajóivánka Rimavská Sbta 400 kv távvezeték, valamint az Albertirsa Zakhidnukrainska 750 kv-s távvezeték Albertirsa Józsa szakaszának 400 kvn történő igénybevétele megszünteti a régió feszültségtartási nehézségeket. Az említett fejlesztésekre, azk időbeni tlódása miatt, aznban vizsgált 2019-es időpntban még nem lehet támaszkdni, mi jelentős feszültségtartási prblémákat kz. A Sajószöged Göd illetve Sajószöged Mukachev 400 kv-s távvezetékek kiesése (legkritikusabb kntingencia) esetén az 5-17. táblázat szerinti érintett sínszámk adódnak. A feltételezett meddőteljesítmény betáplálás helye sajóivánkai és az egyik felsőzslcai transzfrmátr tercier ldala. Terhelés 2 x 70 Mvar Alapeset felfutás betáplálás Magas 112 (91) 12 (0) Alacsny 6 (0) 0 (0) 5-17. táblázat Alacsny feszültségű színek száma (érintett elsztóhálózati sínek száma) Sajószöged Göd és Sajószöged Mukachev 400 kv-s távvezetékek együttes kiesése esetén A számk alapján megállapítható, hgy abb fgyasztó teljesítményigény növekedés esetén a feszültségtartási nehézségek eszkalálódnak. (Beavatkzás nélküli esetekben 1716 alacsny feszültségű sín hálózati elem kiesés pár figyelhető meg, ami 97 párra csökken meddőteljesítmény-betáplálás hatására.) A vizsgálat srán knstans meddőteljesítménybetáplálást feltételeztünk a betáplálásknál, melyek hatására az elsztóhálózatt érintő alacsny feszültségek megszűnnek. A minimális feszültség a feltételezett többlet meddőkmpenzáció nélkül 312 kv-s sínfeszültséget jelent 400 kv-n, és 94,6 kv-t 132-84 -
kv-s elsztóhálózatn. Meddőkmpenzált esetben 400 kv-n 348 kv a minimális feszültség, de az elsztóhálózatn nincs határértéksértés. Rendelkezésre álló infrmációink alapján, a 70 Mvar-s meddőteljesítmény-betáplálás technikailag megldható 33. Esetleges mbil zúzmaralvasztó berendezések képesek fő funkciójuk mellett ilyen mértékű meddőteljesítmény-kmpenzálást végezni, így ilyen berendezések beszerzése indklt lehet, mert a meddőteljesítmény igény csupán Sajóivánka Rimavská Sbta 400 kv távvezeték megépültéig és az Albertirsa Zakhidnukrainska 750 kv-s távvezeték Albertirsa Józsa szakaszának 400 kvn történő igénybevételéig szükséges. A távvezetékek megépültét követően ezen FACTS elemek mint mbil meddőkmpenzációs eszközök használhatóak lehetnének a hálózat-felújítási munkák srán, illetve téli időszakkban zúzmaralvasztó berendezésként lehetnének igénybe vehetők. Alternatív hsszú távú megldásként megfelelne középfeszültségű kndenzátrtelepek telepítése is, aznban üzembiztnsági célú igénybevételük szintén csak átmeneti időben szükséges és hatásuk az átviteli hálózati feszültségekre krlátztt mértékű. A hálózatbővítését követően, mint hálózati veszteséget csökkentő berendezések kerülhetnének igénybevételre. Az alacsny sínfeszültségek mellett megjelenő túlterhelődések csak peratív beavatkzáskkal szüntethetőek meg melyek terhelésfelfutású esetekre a következő beavatkzáskat jelentik a feltételezett 2 x 70 Mvar meddőkmpenzáción felül: Ózd ÉMÁSZ Ózd Center -s távvezeték kikapcslása Sajószöged GT indítása 100 MW betáplálással, NYKCE és DKCE járatása maximális terhelésen. A beavatkzásk hatására Kisvárda Mukachev 220 kv-s távvezeték túlterhelése is megszűnik. Az NYKCE és DKCE termelése nélkül a Kisvárda Mukachev vezeték terhelése 110 % körül alakul. Az NYKCE és DKCE erőmű járatása helyett megldást adhat a zakhidnukrainskai 750/330 kv-s és mukachevói 400/220 kv-s transzfrmátrk keresztszabályzóinak léptetése. Alacsny terhelésfelfutás esetén a túlterhelődések a Sajószögedi GT indításával és maximális terhelésen történő járatásával, és kisvárdai transzfrmátrk fkzatléptetésével elkerülhetőek. Amennyiben rendelkezésre áll legalább egy 220 kv-ra tápláló Tiszai Erőművi blkk, a transzfrmátr-fkzatléptetések segítségével alacsny felfutás esetén megszüntethetőek a határértéksértések. Magas felfutás esetében szükség van a FACTS elemekre, valamint a Sajószöged GT indítására is a határértékek tartásáhz. A kntingenciavizsgálat eredményét az UQ/2019_Kiegeszites könyvtár tartalmazza. 5.4. Kiegészítő vizsgálatk a 750/400 kv-s transzfrmáció áttelepítéséhez 5.4.1. Albertirsai meddőkmpenzációs igény meghatárzása A 750/400 kv-s transzfrmáció átköltöztetése következtében az albertirsai 750 kv-s söntfjtók már nem fgnak rendelkezésre állni a 400 kv-s feszültség szabályzására. Vizsgálatkat végeztünk, hgy a jelentős 580 Mvar-nyi meddőnyelő képességet szükséges-e legalább részben pótlni a terv által lefedett időtávban. Srzatvizsgálatt végeztünk Pythn szkriptek segítségével, a hálózatfejlesztési terv sarkévi csúcs és völgyidőszaki mdelljeit vizsgálva arra vnatkzólag, hgy egy egyldali távvezetékkikapcslás nem emeli-e meg túlságsan az albertirsai gyűjtősín feszültségét. A vizsgálat eredményeit a következő táblázatk tartalmazzák. - 85 -
Max / U [kv] Max / Δ U [kv] Min / U [kv] Min / Δ U [kv] 2021-es sarkév 408.7 1.5 399.6-0.1 Albertirsa Göd 407.5 0.5 399.8 0.1 Albertirsa Kerepes 407.8 0.9 400.4 0.5 Albertirsa Kecskemét Dél 1. rendszere 407.3 0.1 399.6 0 Albertirsa Kecskemét Dél 2. rendszere 407.3 0.1 399.6 0 Albertirsa Martnvásár 407.9 0.9 400.2 0.1 Albertirsa Szigetcsép 407.9 1 400.5 0 Albertirsa Szlnk 408.4 1.2 399.7-0.1 Albertirsa Józsa 408.7 1.5 399.6-0.1 2026-s sarkév 408.5 1.5 398.1-2.2 Albertirsa Göd 407.5 0.4 400.6 0.2 Albertirsa Kerepes 408.5 1.5 401.6 1.1 Albertirsa Kecskemét Dél 1. rendszere 407.2 0.4 400.6 0.1 Albertirsa Kecskemét Dél 2. rendszere 405.3 0 400.3 0 Albertirsa Martnvásár 407.7 0.6 400.9 0.4 Albertirsa Paks 407.1 0 400.3 0 Albertirsa Paks (új) 406.9-0.3 398.1-2.2 Albertirsa Szigetcsép 407.7 0.7 401 0.3 Albertirsa Szlnk 407.4 0.7 400.6 0.1 Albertirsa Józsa 407.7 1 401.1 0.4 2031-es sarkév 408.6 1.5 397.6-2.4 Albertirsa Göd 407.7 0.3 400.1 0.2 Albertirsa Kerepes 408.6 1.5 401.1 1.2 Albertirsa Kecskemét Dél 1. rendszere 407.6 0.4 400.2 0.1 Albertirsa Kecskemét Dél 2. rendszere 405.5 0 399.9 0 Albertirsa Martnvásár 407.9 0.5 400.4 0.3 Albertirsa Paks 407.4 0 399.9 0 Albertirsa Paks (új) 407.2-0.2 397.6-2.4 Albertirsa Szigetcsép 407.9 0.6 400.5 0.3 Albertirsa Szlnk 407.9 1 400.8 0.5 Albertirsa Józsa 407.9 0.7 400.4 0.3 Végösszeg 408.7 1.5 397.6-2.4 5-18. táblázat - Egyldali távvezeték kikapcslásk hatása az albertirsai sínfeszültségre 1. - 86 -
Max / U [kv] Max / Δ U [kv] Min / U [kv] Min / Δ U [kv] 2021 408.7 1.5 399.6-0.1 SHB 406.8 1.5 399.6-0.1 SLB 407.7 1.4 401.6 0 WHB 407.6 1.4 402.9 0 WLB 408.7 1.4 405.9 0 2026 408.5 1.5 398.1-2.2 SHB 406.8 1.5 398.1-2.2 SLB 407.4 1.2 401.7-1.7 WHB 407.1 1.5 403.8-0.8 WLB 408.5 1.3 405.8-0.4 2031 408.6 1.5 397.6-2.4 SHB 406.9 1.4 397.6-2.4 SLB 407.5 1.3 401.7-1.6 WHB 407.4 1.5 403.6-0.8 WLB 408.6 1.3 406.2-0.4 Végösszeg 408.7 1.5 397.6-2.4 5-19. táblázat - Egyldali távvezeték kikapcslásk hatása az albertirsai sínfeszültségre 2. Max / U [kv] Max / Δ U [kv] Min / U [kv] Min / Δ U [kv] 2021 408.7 1.5 399.6-0.1 CSUCS 407.9 1 399.6-0.1 VOLGY 408.7 1.5 404 0 2026 408.5 1.5 398.1-2.2 CSUCS 408.5 1.5 398.1-2.2 VOLGY 407.8 1.5 404.7-0.7 2031 408.6 1.5 397.6-2.4 CSUCS 408.6 1.5 397.6-2.4 VOLGY 408.1 1.4 404.9-0.6 Végösszeg 408.7 1.5 397.6-2.4 5-20. táblázat - Egyldali távvezeték kikapcslásk hatása az albertirsai sínfeszültségre 3. Az eredmények alapján kijelenthető, hgy a kapcslásk hatására a feszültség ugrásk meglehetősem kis értékűek -2,4-1,5 kv-s sávban mzgnak. A feszültségek abszlút értékei 397,6 408,7 kv-s sávn belül maradnak, mind a völgy-, mind a csúcsterheléses mdellek esetében, ami kellő biztnsági tartalékt jelent az peratív üzemirányítás számára. Kijelenthető tehát, hgy nem szükséges söntfjtók telepítésére az albertirsai alállmásban a Hálózatfejlesztési Tervben vizsgált időszakra. 5.4.2. Kisvárda dél-i (szablcsbákai) meddőkmpenzációs igény meghatárzása A 750/400 kv-s transzfrmáció új telephelyi megvalósítása jelentősen csökkenti a 750 kv-s távvezeték hsszát, ami jelentős meddőteljesítmény nyelési igénycsökkenést kz a távvezeték töltőteljesítményének csökkenése miatt. A távvezeték hssza mintegy megfeleződik. Az albertirsai söntfjtók alkalmazását nem csak a töltőteljesítmény kmpenzálása indklja, hanem a Ferranti-hatás kzta feszültségemelkedés is, ami a vezetékek bekapcslásakr egy ldalról már bekapcslt állaptban a legkritikusabb az egyes berendezéseket tekintve. Vizsgálatkat végeztünk az egy ldalról történő bekapcslásk eseteire, melyek eredményeit a következő ábrák fglalják össze. - 87 -
Feszültség [kv] Feszültség [kv] 950 U Zapa = 787 kv 900 Maximális megengedett feszültség Legalacsnyabb megengedett feszültség 850 800 750 Albertirsa feszültség (kncentrált paraméter) Albertirsa feszültség (elszttt paraméter) Maximális feszültség AISA - ZAPAD távvezeték mentén Kisvárda Dél feszültség (kncentrált paraméter) Kisvárda Dél feszültség (elszttt paraméter) Maximális feszültség KISVD - ZAPAD távvezeték mentén 700 650 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 Magyar ldali tekercs összteljesítmény [Mvar] 5-1. ábra Kisvárda Dél (Szablcsbáka) 750 kv-s távvezeték magyar ldali végpntjának feszültsége a magyar ldaln beépített meddőnyelés függvényében 1. 950 U Zapa = 750 kv 900 Maximális megengedett feszültség Legalacsnyabb megengedett feszültség 850 800 750 Albertirsa feszültség (kncentrált paraméter) Albertirsa feszültség (elszttt paraméter) Maximális feszültség AISA - ZAPAD távvezeték mentén Kisvárda Dél feszültség (kncentrált paraméter) Kisvárda Dél feszültség (elszttt paraméter) Maximális feszültség KISVD - ZAPAD távvezeték mentén 700 650 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 Magyar ldali tekercs összteljesítmény [Mvar] 5-2. ábra Kisvárda Dél (Szablcsbáka) 750 kv-s távvezeték magyar ldali végpntjának feszültsége a magyar ldaln beépített meddőnyelés függvényében 2. - 88 -
Feszültség [kv] 950 U Zapa = 697 kv 900 850 800 750 Maximális megengedett feszültség Legalacsnyabb megengedett feszültség Albertirsa feszültség (kncentrált paraméter) Albertirsa feszültség (elszttt paraméter) Maximális feszültség AISA - ZAPAD távvezeték mentén Kisvárda Dél feszültség (kncentrált paraméter) Kisvárda Dél feszültség (elszttt paraméter) Maximális feszültség KISVD - ZAPAD távvezeték mentén 700 650 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 Magyar ldali tekercs összteljesítmény [Mvar] 5-3. ábra Kisvárda Dél (Szablcsbáka) 750 kv-s távvezeték magyar ldali végpntjának feszültsége a magyar ldaln beépített meddőnyelés függvényében 3. A számítási eredmények alapján megállapítható, hgy legalább 260 Mvar-s összesített magyar ldaln elhelyezett söntfjtó kapacitás szükséges, ahhz, hgy a magyar ldali végpnt feszültsége ne haladja meg az engedélyezett 787 kv-t az ukrán ldali végpnt aktuális még szabványs feszültségétől függetlenül. A megkötésből következik, hgy egy készlet söntfjtó esetében legalább 260 Mvar-s egység szükséges. Két készlet estében legalább 130 Mvar hárm készlet esetében pedig 87 Mvar minimális egységteljesítmény adódik. Alállmás Feszültségszint [kv] Feszültségugrás kapcslás hatására [%] A feszültségtartásn felül előírás vnatkzik arra vnatkzólag, hgy milyen mértékű feszültségugrás engedhető meg az egyes hálózati csmópntkban. A feszültségugráskra vnatkzólag végeztünk kvázistaciner vizsgálatkat lad-flw segítségével, valamint dinamikai vizsgálatkat is. A számításk eredményeit a következő két táblázat fglalja össze. Feszültségugrás kapcslás hatására [kv] 0=>1 fjtó 0=>2 fjtó 1=>2 fjtó 0=>1 fjtó 0=>2 fjtó 1=>2 fjtó Kisvárda Dél 750 3.85 6.56 2.71 28.90 49.20 20.30 Kisvárda Dél 400 1.68 2.73 1.05 6.70 10.90 4.20 Debrecen Józsa 400 0.67 1.10 0.43 2.70 4.40 1.70 Debrecen Józsa 120 0.67 1.08 0.42 0.80 1.30 0.50 Debrecen Józsa 120 0.67 1.08 0.42 0.80 1.30 0.50 Nyíregyháza 400 1.05 1.70 0.65 4.20 6.80 2.60 Nyíregyháza 120 1.00 1.50 0.50 1.20 1.80 0.60 5-21. táblázat Lad-flw számítási eredmények, Kisvárda Dél (Szablcsbáka) 750 kv-s söntfjtók kapcslásának hatásai a környező sínekre a jelenlegi albertirsai söntfjtó méretekkel számlva - 89 -
ZAPA ZAPA ZAPA ZAPA ZAPA ZAPA ZAPA ZAPA Alállmás Feszültségszint [kv] Feszültségugrás kapcslás hatására [%] Feszültségugrás kapcslás hatására [kv] 0=>1 fjtó 0=>2 fjtó 1=>2 fjtó 0=>1 fjtó 0=>2 fjtó 1=>2 fjtó Kisvárda Dél 750 4.13 7.98 3.82 30.95 59.82 28.65 Kisvárda Dél 400 2.37 4.58 2.20 9.49 18.33 8.78 Debrecen Józsa 400 1.72 3.32 1.59 6.88 13.29 6.37 Debrecen Józsa 120 1.71 3.30 1.58 2.05 3.96 1.90 Debrecen Józsa 120 1.71 3.30 1.58 2.05 3.96 1.90 Nyíregyháza 400 2.04 3.94 1.89 8.16 15.76 7.55 Nyíregyháza 120 0.60 1.16 0.56 0.72 1.39 0.67 5-22. táblázat Dinamikai szimulációs eredmények, Kisvárda Dél (Szablcsbáka) 750 kv-s söntfjtók kapcslásának hatásai a környező sínekre a jelenlegi albertirsai söntfjtó méretekkel számlva A táblázatkban narancssárga színnel megjelölt cellák az üzemi szabályzatban előírt mértékű feszültségugrást meghaladó értékeket jelöli, mert ekkra feszültségugrásk a fgyasztóknál zavartatást kzhatnak. A vizsgálati eredmények alapján kijelenthető, hgy a jelenleg alkalmaztt söntfjtók átszállíthatóak és üzemben tarthatóak a vizsgált időszakban, mert a legközelebbi fgyasztási helyeken a zavartatás mértéke az előírt értékeken belül tartható. A terv készítésének keretében megvizsgáltuk, hgy milyen söntfjtó állásk képzelhetőek el, illetve milyen meddőteljesítmény áramláskra lehet majd számítani az új alállmásban. Q tr [Mvar] (maximális meddő) KISVD KISVD KISVD U750 [kv] U400 [kv] 0 1 2 0 1 2 0 1 2 0-10 100 210 0 763 747 732 0 414 410 407 1 130 230 320 1 742 729 716 1 409 406 404 2 240 330 420 2 727 714 702 2 406 403 401 Q tr [Mvar] (minimális meddő) KISVD KISVD KISVD U750 [kv] U400 [kv] 0 1 2 0 1 2 0 1 2 0-180 -60 70 0 699 697 698 0 419 415 411 1-30 100 230 1 697 698 697 1 414 410 406 2 130 260 410 2 699 698 699 2 409 406 401 Fkzat Index (minimális meddő) KISVD 0 1 2 0 21 17 12 1 16 11 7 2 10 6 1 Meddőteljesítmény-áramlásk és feszültségek a söntfjtók és fkzatállásk függvényében (jelenlegi albertirsai söntfjtóméreteket feltételezve) Áttétel (minimális meddő) KISVD 0 1 2 0 0.911 0.928 0.952 1 0.932 0.957 0.979 2 0.962 0.985 1.016 + meddőáramlási irány 400 kv => 750 kv Fkzat Index (maximális meddő) Áttétel (maximális meddő) 0 1.0231 5-23. táblázat Várható meddőteljesítmény-áramlásk és feszültségek a Kisvárda Dél (Szablcsbáka) alállmásban A számítási eredmények alapján megállapítható, hgy nrmál kapcslási állaptban nem lesz szükség a 750 kv-s söntfjtókra, mert a feszültségés meddőteljesítmény-szabályzás a 750/410 kvs transzfrmátr fkzatléptetésével megldható. Látható tvábbá, hgy a jelenleg megszktt legszélső fkzatállás váltzni fg, valamint várhatóan növekedni fg a fkzatléptetések gyakrisága. A számítási eredmények alapján kijelenthető, hgy egy albertirsai söntfjtó áttelepítése elegendő az új alállmás üzemének biztsításáhz. Megfntlandó aznban, hgy a későbbiekben kisebb, 150 200 Mvar-s készletek kerüljenek beépítésre, amennyiben a meglévő söntfjtók cseréje indklttá válik. - 90 -
5.5. U/Q összefglalás Az erőmű járatásk jelentősen beflyáslják a terv U/Q visznyait. A beruházásk elmaradása és krábban prgnsztizált megvalósulás csúszása miatt a kelet-magyarrszági feszültségtartás rövid távn a csúcsterheléses esetekben kritikussá válhat. A Tiszai Erőmű gépegységeinek tvábbra is fennálló állandó hiánya miatt az északkeletmagyarrszági régióban a 400 és 220 kv-s hálózat feszültsége karbantartáss időszakkban rövid távn jelentősen csökkenhet. A keletmagyarrszági feszültség prblémákat rvslják, az újnnan létesíteni tervezett hurkzárásk Albertirsa Józsa Kisvárda Dél, Sajóivánka Rimavská Sbta, illetve a körzetben kialakításra kerülő új nyíregyházi 400/-s táppnt. Rövidtávn az ívzárásk megvalósulásáig segítséget jelenthetne a feszültségtartás számára a kritikus Sajóivánka Felsőzslca ív környékén nagyfgyasztók környezetében középfeszültségű kndenzátrtelepek telepítése, illetve jelen fejezetben bemutattt FACTS elemek telepítése. A tervidőszak későbbi időpntjaiban a 400 kv-s hálózat kismértékű hssz- és hurkltságnövekedése miatt az alsó határértéket elérő feszültségekre már nem kell számítani, a völgyidőszaki feszültségek uralásáhz pedig az újnnan létesített alállmásk többlet tercier söntfjtói kellő mzgásteret biztsítanak. A létesítési irányelvnek 34 megfelelően Szigetcsép alállmásban két tercier söntfjtó helyének biztsítása szükséges, de számításaink alapján beépítésük nem indklt, így számukra csupán a későbbi kiépítés lehetőségét célszerű biztsítani. Összefglalva kijelenthető, hgy a vizsgált időszakban a magyar villamsenergiarendszerben elégséges mértékű feszültségmeddőteljesítmény-szabályzó eszköz áll majd rendelkezésre, a szabályzhatóság a vizsgált sarkévekben biztsíttt, aznban rövidtávn a Tiszai Erőmű állandó hiánya miatt a krábban megszktt feszültségértékek helyett alacsnyabbakra kell számítani, melynek peratív kezelése az üzemelőkészítés és üzemirányítás feladata nagy terhelésfelfutású esetekben akár külső segítséget keresztszabályzós transzfrmátrk beállításának krdinálását - is igénybe véve. Erőműhiánys erőművi váltzat esetében a terv számításai alapján az északkeletmagyarrszági régióban hsszútávn is a krábbi gyakrlatnál alacsnyabb, névleges körüli vagy azt megközelítő feszültségekre lehet számítani. A terv tartalmazza primer söntfjtó(k) (290 Mvar) létesítését az albertirsai 750 kv-s fjtók pótlásaként Kisvárda Dél 750 kv-s alállmásban elhelyezve a zakhidnukrainskai távvezeték tvábbra is 750 kv-n üzemeltetett szakaszának egy ldalról megtáplált üzemének követelményei miatt. - 91 -
6. Á t v i t e l i k a p a c i t á s - s z á m í t á s 6.1. Bevezetés A MAVIR hálózatfejlesztési stratégiájának elsődleges célja a hazai fgyasztók költséghatékny, ugyanakkr megbízható villamsenergia-ellátásának közép- és hsszú távú biztsítása. Ezen célk megvalósítása közben száms lyan műszaki kérdés vetődik fel, melyek csak az átvitelikapacitás-számítás eszközrendszerével válaszlhatók meg teljes körűen. A villamsenergia-rendszer egyik fő tulajdnsága, és egyben a létjgsultságát is az adja, hgy képes a villams energiát elszállítani a hálózat egy adtt pntjáról egy másikba. Az visznt már közel sem lyan nyilvánvaló, hgy ez a jellemző nemcsak csmópntk, de teljes szabályzási rendszerek vnatkzásában is értelmezhető. E fejezetben a magyar villams hálózat e glbális teljesítményszállítási képességeit vizsgáljuk. 6.2. Szabványk, nemzetközi vnatkzásk A magyar villamsenergia-rendszer az ENTSO-E nagyhálózat része, így a tervezésnél figyelembe kell venni mindazkat az előíráskat, melyeket e rendszeregyesülés szereplői, köztük a MAVIR is, közösen elfgadtak. Jelenleg Az Európai Parlament és a Tanács 714/2009/EK Rendelete van hatályban, melynek deklarált célja az, hgy az 1999 óta fkzatsan megvalósuló belső villamsenergia-piac a Közösség valamennyi fgyasztója, azaz a laksság és a vállalkzásk számára valós választási lehetőséget jelentsen, új üzleti lehetőségeket nyissn és bővítse a határkn átnyúló kereskedelmet, és ezáltal hatéknyságjavulást, versenypiaci árakat és abb szintű szlgáltatáskat teremtsen. Emellett természetesen legalább ugyanlyan fnts, hgy mindez hzzájáruljn az ellátás biztnságáhz és fenntarthatóságáhz. E dkumentum a hálózattervezésre vnatkzóan kötelező érvényű nrmatívákat nem ír elő, visznt megfgalmaz biznys elveket és elváráskat. Ezen elvek egyike az, hgy a piac működése indklatlanul nem krlátzható, a rendszerbiztnságra hivatkzva túlztt biztnsági tartalék nem tartható fenn. Ennek mintegy ellensúlyaként, arra való tekintettel, hgy a piac működése egyik szereplőt sem sdrhatja veszélybe, megfgalmazódik az az elvárás is, hgy a rendszerirányítóknak krdinálniuk kell piaci tevékenységüket. Ezen elveknek csak úgy lehet maradéktalanul megfelelni, ha a rendszerirányítók flyamatsan figyelemmel kísérik átviteli kapacitásaik alakulását, és az összehasnlíthatóság megismételhetőség érdekében jól átlátható, frmalizált kapacitásszámítási eljáráskat alkalmaznak. Az európai rszágk, s így hazánk is az ETSO 2001 któberében közzétett kiadványa, Prcedures fr crss-brder transmissin capacity assessment alapján számlja az átviteli kapacitáskat. Az egyes hálózatk különbözősége valamint eltérő üzemeltetése flytán a kapacitásszámítás minden részletét nem lehetett teljes körűen, minden részletre kiterjedően szabályzni, ezért az ETSO száms kérdés megldását a rendszerirányítók hatáskörébe utalta. A MAVIR teljes átvitelikapacitás-számítási eljárását, összhangban az ETSO előíráskkal a MAVIR Üzemi Szabályzatának a határmetszékek szabad átviteli kapacitásának számításáról és publikálásáról szóló 8. fejezete tartalmazza. 6.3. Kapacitásszámítás elvi alapjai A hálózatszámítási gyakrlatban az átviteli kapacitásszámítás legkülönfélébb frmáival lehet találkzni (exprt/imprt/szumma/tranzit stb.), ez aznban nem jelenti azt, hgy a meghatárzásuk számttevően eltérő vlna. Sőt, a különböző átviteli-kapacitásszámítási fgalmak között lyan nagyfkú az elvi hasnlóság, hgy a paraméterezés megfelelő megválasztása után ugyanazkkal az eszközökkel számlhatók. A kapacitásszámítás legáltalánsabb frmájában hárm szabályzási terület ismeretében végezhető el. Az exprtáló és az imprtáló szabályzási rendszerek azk, amelyek között a teljesítménycsere végbemegy, a vizsgált szabályzási rendszer visznt az, melynek az üzembiztnságát meg kell őrizni. Az exprt illetve az imprt kapacitásszámítás egyik sajátssága az, hgy az exprtáló illetve az imprtáló szabályzási - 92 -
rendszer egybeesik a vizsgált szabályzási rendszerrel. A kapacitásszámításnál alapelv, hgy mindenki a saját szabályzási rendszeréért felelős, ezért a rendszerirányítók vizsgált rendszerként általában a saját szabályzási rendszerüket szkták felvenni. A szállításban érintett többi rendszer biztnságát az garantálja, hgy a szállításkat egyeztetni kell az érintett rendszerirányítókkal, amelyek a saját szemszögükből nézve (vizsgált szabályzási rendszerként a saját szabályzási rendszerüket felvéve) nyilvánvalóan megismétlik ugyanazkat a vizsgálatkat. A villamsenergia-kereskedelem a vizsgált szabályzási rendszer üzembiztnságát többféleképpen is veszélyeztetheti. A túlztt energiaszállításk szélsőséges esetben a feszültség összemlását, termikus túlterhelődéseket és statikus stabilitási prblémákat idézhetnek elő. Olyan erősen hurklt, nagyfeszültségű hálózatknál, mint amilyen a magyar átviteli hálózat is, a megengedettnél nagybb kereskedelmi ügyletek hatására legelőször termikus túlterhelődések jelentkeznek. Emiatt a MAVIR által alkalmaztt kapacitásszámítási eljárásk a másik két üzembiztnsági kckázattal nem is számlnak. A vizsgált szabályzási rendszerben a termikus túlterhelődés fellépésének peremfeltételei csak abban az esetben számlhatók, ha pntsan ismertek azk a hálózatelemek, amelyek teljesítményáramlása a vizsgálatt végző számára lényeges. Ez lehet a vizsgált szabályzási terület összes hálózateleme, vagy annak csak egy része. Emellett gndlni kell arra is, hgy a szállításk srán a hálózat biznys elemei meghibásdhatnak, s ezáltal tvább növekedhet a megmaradó hálózatelemeken a terhelés. Emiatt az átviteli kapacitás meghatárzásáhz a vizsgált szabályzási rendszer esetében nemcsak a túlterhelődés szempntjából vizsgálandó hálózatelemeket, hanem a kieséseket is specifikálni kell. A kieséseknek nem kell feltétlenül a vizsgált szabályzási rendszerhez tartzniuk. A rendszerirányítók részéről bevett gyakrlat, hgy a saját kieséseiken kívül a szmszéds szabályzási területek kieséseit is megvizsgálják. Az átviteli kapacitás meghatárzása mindezen kiindulási adatk birtkában a következő lépésekben végezhető el: 1) Az exprtáló rendszer nettó csereteljesítményének kis lépésben történő növelése (ΔE), az imprtáló rendszer nettó csereteljesítményének ugyanilyen mértékű csökkentése. 2) A vizsgált szabályzási rendszer megfigyelt hálózatelemein a teljesítményáramlás meghatárzása kiesés nélkül, és az összes előírt kiesésre. 3) Ha nincs túlterhelődés, akkr visszatérés az 1. pntba. 4) Az exprtáló illetve az imprtáló rendszer nettó csereteljesítményének legnagybb, határérték túllépést még nem kzó megváltzásából (ΔEmax), az átvitelikapacitás különböző mérőszámainak meghatárzása. Az exprtáló és az imprtáló rendszer nettó csereteljesítményének megváltztatásáhz, e szabályzási rendszerek termelési mintázatát gépegységenként kell állítani. Az átvitelikapacitás-számítási feladatkra specializált számítási mdulk ezt a feladatt autmatikusan, valamilyen jól algritmizálható módszer szerint végzik el, melyek közül a leggyakrabban alkalmazttak a priritás alapú, a látszólags teljesítménnyel, és a tartalék teljesítménnyel aránys teljesítménykisztás. A különböző teljesítménykisztási algritmusk között az implementálhatóság, a kiadódó termelésmintázat hihetősége és az átviteli kapacitásra kaptt eredmények tekintetében lényeges eltérések lehetnek. 6.4. Elszlási tényezők, DC lad-flw Az átviteli kapacitás előző pntban felvázlt elvi meghatárzása a gyakrlati megvalósításra több szempntból is alkalmatlan. A lad-flw számításk, melyeket a nettó csereteljesítmény megváltztatása után újból és újból el kell végezni, nemlineáris jellegüknél fgva maguk is iteratív eljárásk, így az átvitelikapacitásszámítás eredeti frmájában túlságsan számításigényes. Másfelől a szállításk maximálisan megengedett mértékének megállapításakr a feszültségvisznyk alakulása nem játszik szerepet (a termikus túlterhelődésen kívül egyéb rendszerbiztnsági krlát nincs figyelembe véve), így teljesen felesleges azt minden egyes alkalmmal pntsan kiszámlni. Mindezen prblémákra egyszerre kínál megldást a DC lad-flw számítás és az ebből kiadódó teljesítményelszlási tényezők. A DC lad-flw számítás a hálózatelemek teljesítményáramlásának egy közelítő megldása, mely - 93 -
hárm egyszerűsítő feltételezésen alapszik: a vezetékek induktív reaktanciája lényegesen nagybb, mint az hms ellenállása, a terhelési szögek kicsik, és a feszültségek visznylags egységben egységnyiek (a PSS E ennél pntsabban száml, a feszültségeket knstansnak tekinti és értéküket a kiindulási mdellből AC lad-flw számítással határzza meg). Mindezekkel az egyszerűsítésekkel a vezetékáramlásk megváltzása és a szállításk között lineáris összefüggések írhatók fel, melyekből az átviteli kapacitás iteráció nélkül, lineáris extraplációval meghatárzható. A lineáris összefüggésekben szereplő együtthatók a teljesítményelszlási tényezők, melyek a vezetékáramláskkal együtt, a DC lad-flw számítás eredményeként adódnak. Az elszlási tényezők azt adják meg, hgy egységnyi teljesítményszállítás hatására a vizsgált hálózatelem hatáss teljesítményáramlása hgyan váltzik. Az elszlási tényezőknek két különböző frmájuk van. A szakirdalmban megkülönböztetésükre a PTDF (Pwer Transfer Distributin Factr) és az OTDF (Outage Transfer Distributin Factr) elnevezéseket használják. 6.5. Az átviteli kapacitás mérőszámai Az átvihető kapacitás mérésére száms mutató áll rendelkezésre. A kapacitásszámítás elvi alapjait bemutató pntban szereplő (ΔEmax) az egyik legegyszerűbb ilyen mérőszám. Gyakrlati alkalmazását megnehezíti, hgy a számítási adatk biznytalanságát kmpenzáló biztnsági sávt nem tartalmaz. Előnye, hgy a hálózatszámítási mdellből közvetlenül számlható, jelentése pedig világs. Hátránya visznt, hgy az átvihető teljesítménynek csak a növekményét adja meg, az a teljesítményszállítás, amely a vizsgálathz használt hálózatmdellben az exprtáló és az imprtáló rendszerek között Mindkettő ugyanannak a DC lad-flw számításnak az eredményeiből számlható, és az egyik a kiindulási hálózatra, a másik pedig annak egy kieséssel gyengített váltzatára érvényes. A DC lad-flw számítás alkalmazásának nyilvánvaló előnyei mellett száms árnyldala is van. A kapacitásszámítás mst felvázlt módszerével nem lehet priritás alapú teljesítménykisztást megvalósítani. A lineáris extrapláció előnyeit nem lehetne kihasználni, ha a teljesítménykisztás srán figyelembe lennének véve az egyes gépegységek teljesítménykrlátai. Emiatt számlni kell azzal, hgy nagy átviteli kapacitásk esetén, a teljesítménykisztás eredményeként kiadódó gépteljesítmények jóval nagybbak, mint az a valóságban lehetséges. A szakirdalmban ezt a jelenséget hívják verutilizatin -nak. A valóságsnál nagybb gépteljesítmények kzta hiba az eredmények kiértékelésekr, a ΔEmax-hz tartzó legszigrúbb rendszerbiztnsági krlát gnds megválasztásával visznylag könnyen elkerülhető. alapesetben jelen van, a ΔEmax értékében nem jelenik meg. A Hálózatfejlesztési Tervben az átviteli kapacitásk NTC és áramlásalapú módszer szerint is meg vannak határzva. Mindkét módszer mellett szólnak érvek és ellenérvek. Nha köztudttan sk a hibája, a jelenlegi rendszerirányítói gyakrlatban az NTC alapú kapacitásszámítás a meghatárzó. Az áramlásalapú kapacitás meghatárzás ezzel szemben az előbb jelzett hibák nagy részét rvslja, de csekély elterjedtsége flytán még nem lehet tudni, hgy mennyire használható. 6.6. Az NTC alapú kapacitásszámítás mérőszámai Az NTC alapú kapacitásszámítással összefüggésben 5 egymással szrs kapcslatban álló mutatót különböztetnek meg: Teljes átviteli kapacitás (TTC), Átviteli biztnsági 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 számításk átláthatósága miatt szükséges. Az NTC egy abszlút, az ATC pedig egy relatív mennyiség, abban az értelemben, hgy a már lekötött kapacitáskhz visznyítva adja meg a többlet exprt vagy imprt lehetőségeket. Az NTC alapú kapacitásszámítás mérőszámainak kapcslatát a Hiba! A hivatkzási frrás nem található. szemlélteti. Az előzetesen lekötött kapacitást szkták Alapesetben fglalt kapacitás -nak (BCE) is nevezni, s az ábrán is ez látható. A két fgalm között csak megközelítésbeli (kereskedői/mérnöki) különbség van, a tartalmuk visznt ugyanaz. - 94 -
6-1. ábra NTC alapú kapacitásszámítás mérőszámai közti kapcslat Az NTC alapú mérőszámk alkalmazásának alapvetően két krlátja van. Az egyik ezek közül, hgy több egyidejű szállítás esetén az átviteli kapacitásk kölcsönhatást gyakrlnak egymásra, és emiatt nem szuperpnálhatók. Az a villamsenergia-rendszerek egyesítésének krai szakaszából származó vélekedés, mely szerint a villamsenergia-szállításk csak lkálisan, a leszerződött szállítási útvnalak (határkeresztező vezetékek) mentén beflyáslják jelentősen a teljesítményáramláskat, mára már nyilvánvalóan hibás. A másik ezzel szrsan összefüggő prbléma, hgy a teljesítményáramlásk irányát nem a lekötött kereskedelmi útvnalak, azaz a kereskedők által megállapíttt AAC, hanem a Kirchhff-törvények határzzák meg. Végső srn ez az ka annak, hgy az előre lekötött kapacitásk megkötésének módjától függően egyazn hálózatmdellre több különböző NTC is számlható. A számítási eredmények reprdukálhatósága miatt ezért elengedhetetlen, hgy az NTC mellett a hzzá tartzó AAC is meg legyen adva. Teljes átviteli kapacitás, TTC (Ttal Transfer Capability) Két szabályzási terület teljes átviteli kapacitása az a maximálisan megköthető teljesítménycsereprgram, amely egy előre ismert kapcslási képet, termelési és fgyasztási mintázatt feltételezve még eleget tesz a vizsgált rendszerben alkalmaztt biztnsági kritériumknak. A TTC két összetevőből áll. A kereskedelmi megállapdáskban rögzített, előre lekötött kapacitáskból (BCE), és az efölött még üzembiztsan realizálható többletszállításból (ΔEmax). ΔEmax meghatárzására vnatkzóan a kapacitásszámítás elvi alapjait ismertető pnt ad útmutatást. TTC=BCE+ΔEmax Átviteli biztnsági tartalék, TRM (Transmissin Reliability Margin) Az átviteli biztnsági tartalék a TTC számítási biznytalanságait veszi figyelembe. A TRM nagyságát a rendszerirányítók határzzák meg, hgy a saját villamsenergia-rendszerük biztnságs működését szavatlják. Az átviteli biztnsági tartalék megállapítása mindig kmprmisszumk eredménye. Túl nagy nem lehet, mert akkr beszűkülnek a piaci lehetőségek, de túl kicsi se, mert akkr a rendszer biztnsága kerül veszélybe. Nagysága a hálózatn bekövetkezett váltzáskkal egyidejűen flyamatsan módsul. Az átviteli biztnsági tartalékkal az alábbi biznytalansági tényezőket szkás figyelembe venni: 1) A fizikai áramlásk nem várt megváltzása a terhelés frekvenciafüggő szabályzása flytán. 2) Váratlan kiesések esetére fenntarttt, kölcsönös kisegítési megállapdáskban lekötött teljesítmények. - 95 -
3) Az adatgyűjtésben és a hálózati mérésekben mutatkzó pntatlanságk, biznytalanságk. Nettó átviteli kapacitás, NTC (Net Transfer Capacity) Két szabályzási terület nettó átviteli kapacitása az a maximálisan megköthető teljesítménycsereprgram, amely még eleget tesz a vizsgált rendszerekben alkalmaztt biztnsági kritériumknak, és figyelembe veszi a vizsgálathz használt hálózatmdell biznytalanságait. NTC=TTC-TRM Előzetesen lekötött kapacitás, AAC (Already Allcated Capacity) Két szabályzási terület előzetesen lekötött kapacitása mindazn teljesítményszállításk összessége, melyekről az érintett felek szállítási jgk frmájában előre megállapdnak. A szállítási jgk az érvényben lévő kereskedelmi megállapdásk részei, melyen belül, megkötésük módjától függően skféle alakt ölthetnek: erőművi kapacitáslekötések, kereskedelmi csereprgramk stb. Rendelkezésre álló átviteli kapacitás, ATC (Available Transmissin Capacity) Két szabályzási terület között rendelkezésre álló átviteli kapacitás az NTC azn része, mely a kapacitáskisztás teljes flyamata után, tvábbi kereskedelmi felhasználás céljára még megmarad. A rendelkezésre álló kapacitást szkás az alábbi frmulával megadni: ATC=NTC-AAC 6.7. Az áramlásalapú kapacitásszámítás mérőszámai Az áramlásalapú mérőszámk legnagybb előnye, hgy az elszlási tényezők alkalmazásával több egyidejű szállítás vizsgálatára is felhasználhatók. Egymás közti kapcslatukat a 6-2. ábra mutatja meg. Az áramlás és az NTC alapú kapacitásszámítás mérőszámai elnevezésükben nagyn hasnlítanak egymásra, de ez a hasnlóság csak látszólags. Míg az NTC számítás eredménye az exprtáló és az imprtáló szabályzási rendszerek közti maximális teljesítménycsere, addig ennek áramlásalapú megfelelője az a fizikai áramlás, mely e két rendszert összekötő metszéken maximálisan megengedhető. Teljes átviteli áramlás, TTF (Ttal Transfer Flw) Két szmszéds rendszer közti metszéken megengedhető maximális teljesítményáramlás, figyelembe véve a biznytalanságkat. Kiindulási átviteli áramlás, NTF (Ntified Transmissin Flw) Két szmszéds rendszer metszékén alapesetben flyó, valós teljesítményáramlás. A kiindulási átviteli áramlás tvábbi négy összetevőre bntható, ahgy azt a 6-3. ábra bemutatja. Rendelkezésre álló átviteli áramlás, ATF (Available Transfer Flw) A metszéken megengedhető tvábbi fizikai teljesítményáramlás nagysága, a biznytalanságk figyelembevételével. - 96 -
6-2. ábra Az áramlásalapú kapacitásszámítás mérőszámai közti kapcslat 6.8. Az áramlásalapú és az NTC alapú mérőszámk kapcslata Az áramlásalapú és a kapacitásalapú mérőszámk közti kapcslatt a 6-3. ábra mutatja be. Ezen jól látható a kiindulási átviteli áramlás négy összetevője. Az alapáramlási tag azkat a hurkáramláskat veszi figyelembe, amelyek akkr flynának, ha minden szabályzási rendszer kiegyenlített vlna. Erre tevődik rá az adtt metszékre előzetesen lekötött kapacitás (AAC) kzta áramlás, azk az áramlásösszetevők, melyeket más szabályzási rendszerek közti szállításk kznak (nem szándéklt tranzit), és azk az áramlási tagk, amelyek a többi metszékre előzetesen lekötött kapacitásk miatt flynak. Mindezen összetevők meghatárzásáhz csak a kiindulási metszékáramlás, valamint a megfelelő teljesítmény elszlási tényezők és az előre lekötött kapacitásk ismerete szükséges. 6-3. ábra Az áramlásalapú és az NTC alapú mérőszámk kapcslata Még ennél is egyszerűbb a rendelkezésre álló átviteli kapacitás (ATC) és a rendelkezésre álló átviteli áramlás (ATF) kapcslata. E két mérőszám csak egy teljesítményelszlási tényezőben tér el - 97 -
egymástól, mely azt adja meg, hgy a vizsgált metszékkel összekötött két szabályzási rendszer közti teljesítménycsere hatására ugyanannak a metszéknek hgyan váltzik a hatássteljesítmény-áramlása. 6.9. Elvégzett vizsgálatk kiértékelése Az átviteli kapacitásk megfelelősége többféle megközelítésből vizsgálható. Az alábbi felsrlás közel sem teljes, és csak a legfntsabb szempntkat tartalmazza: A klasszikus beszállítási útvnalakn a krábbiakhz képest kellően nagy átviteli kapacitásk állnak-e rendelkezésre? A nagy európai tranzitáramlásk milyen mértékben veszélyeztetik a magyar villamsenergia-rendszer üzembiztnságát. Kell-e attól tartani, hgy a tranzitáramlásk hatására esetleg megengedhetetlenül lecsökken a klasszikus beszállítási útvnalakn az átviteli kapacitás? A magyar villamsenergia-rendszer maximálisan mekkra exprt és imprt lebnylítására alkalmas? A fenti kérdések megválaszlására az átviteli kapacitásszámítás különböző frmáit választttuk. Ezek részletes leírása a következő pntkban lvasható. Relációnkénti exprt/imprt kapacitásk A magyar villamsenergia-rendszer ellátásbiztnsága szempntjából létfntsságú, hgy minél nagybb imprt kapacitás álljn rendelkezésre, s azt minél több irányból lehessen igénybe venni. Emellett azt tapasztaljuk, hgy az utóbbi időben felértékelődött az exprt kapacitásk jelentősége is. Ezért a krábbi évek gyakrlatának megfelelően idén is végeztünk relációnkénti exprt és imprt kapacitásvizsgálatkat. Ezeket az áramlás és az NTC alapú módszertannak megfelelően két váltzatban készítettünk el. Az NTC számítás srán exprt és imprt irányban a 6-1. táblázatban szereplő átviteli biztnsági tartalékkat (TRM) használtuk. ΔEmax meghatárzásáhz a generátrk látszólags teljesítményével aránys teljesítménykisztást alkalmaztunk. A rendszerbiztnsági feltételek teljesülését csak azkra a magyar, 220 kv-s vagy azt meghaladó feszültségű hálózatelemekre ellenőriztük, amelyek teljesítményelszlási tényezője az adtt szállításra meghaladta a 3 százalékt. A vizsgálandó kiesési lista a magyar -s vagy afölötti feszültségű hálózatelemekből és a szmszéds rszágk 220 kv-s vagy azt meghaladó feszültségű hálózatelemeiből tevődött össze. METSZÉK TRMEXP [MW] TRMIMP [MW] Szlvák 200 200 Osztrák 200 200 Hrvát 200 200 Szlvén 200 200 Ukrán 200 200 Rmán 100 100 Szerb 100 100 6-1. táblázat Az NTC számításhz használt átviteli biztnsági tartalék (TRM) Az exprt/imprt kapacitásszámítás fő hiányssága, hgy a szállításk egymásra hatása nem kerül figyelembevételre, ami a nagy hurkltsági fkú rendszerekben kapacitás túlajánlatt (túlkínálatt) eredményez. Azért, hgy valamennyire krlátzzuk a túlkínálatt, műszaki megfntlásk alapján célszerű maximalizálni a számíttt bilaterális NTC értékeket. A limitálás alapja a metszéket alktó 400 kv-s vagy annál nagybb feszültségű határkeresztező vezetékek termikus terhelhetősége. Egy 400 kv-s távvezetékből álló metszék esetén e krlát 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 mérőszámk használata, ehhez visznt a kapacitásadatkn kívül teljesítményelszlási tényezőkre is szükség van. Mivel a nemzetközi villamsenergiakereskedelemben jelenleg az NTC az elfgadtt, ezért a relációnkénti exprt/imprt kapacitáskat az NTC alakulásán keresztül mutattuk be. Emellett a szlvák imprtlehetőségek tárgyalása srán az - 98 -
áramlásalapú kapacitásszámítási mérőszámk használatára egy egyszerű példát is megadtunk. Ebből a mintapéldából és az NTC valamint az áramlásalapú mérőszámk kapcslatát bemutató fejezetből képet lehet alktni arról, hgy az áramlásalapú kapacitásszámítási mérőszámk többszörös szállítási elrendezések esetén hgyan használhatók a szabad kapacitásk meghatárzására. Ennek legkifrrttabb frmájával akkr lehet találkzni, amikr egy régió rszágai szabad átviteli kapacitásaikat közösen, áramlásalapú módszertan szerint határzzák meg és értékesítik. A mindennapi gyakrlatban relációnkénti exprt/imprt kapacitásszámításkat elsősrban azért végeznek, hgy beárazhatóvá, eladhatóvá tegyék azkat. Egy hsszú évekre előretekintő vizsgálatsrzatnál aznban teljesen másk a priritásk. Az átviteli kapacitásk a hálózat pillanatnyi állaptától függően széles tartmányk között váltzhatnak, így nem is remélhető, hgy a jövőbeni árbevételek az előzetes számításknak megfelelően alakulnak. Emiatt a kapacitásk abszlút értéke alig fnts, visznt annál fntsabbak mindazk a trendek, és relációnként jelentkező hálózati szűkületek, amelyek a számításk elvégzése srán jelentkeznek. Szumma exprt/imprt kapacitásk Az energiaellátás tervezhetősége szempntjából alapvető kérdés, hgy a villamsenergia-hálózat összesen mekkra teljesítmény be- illetve kiszállítására képes. Ettől függ az, hgy szükség van-e új erőművek építésére, illetve, hgy a meglévő erőművek teljesítménye eladható-e külföldön. A szumma imprt/exprt kapacitást ugyanúgy határzzuk meg, mintha relációnként vlna számlva, azzal a különbséggel, hgy az imprt nem egy kijelölt irányból, az exprt pedig nem egy kijelölt irányba történik, hanem az együttműködő energiarendszer valamennyi frrása (erőműve), részt vesz a feltételezett tranzakcióban. A teljesítménycsere így minden biznnyal a vizsgált hálózatelemeket a lehető legegyenletesebben fgja igénybe venni, és az átviteli kapacitásk emiatt várhatóan elvi szélsőértékeik közelében alakulnak. Ezen vizsgálati módszer előnye, hgy lehetőséget ad a teljes imprt/exprt kapacitás meghatárzására, hátránya visznt, hgy a relációnkénti szűkületeket, melyek a klasszikus szállítási útvnalakn fellépnek, nem veszi figyelembe. Tranzitkapacitás A tranzitkapacitás vizsgálata egyrészről a magyar rendszer tranzitáló képességének vizsgálatát jelenti, másrészről annak elemzését, hgy a különböző irányú nemzetközi szállításk, milyen mértékű magyar exprtt/imprtt tesznek lehetővé. Ezen vizsgálatk nem a szmszéds rendszerek vnatkzásában vizsgálják az átviteli képességet, hanem távli relációban úgy, hgy abban a magyar rendszer erőműveivel nem vesz részt. A lánckereskedelem útján létrejövő szállításk lehetséges hatásainak elemzése is a tranzitkapacitás-számítás eszközeivel vizsgálható. A tranzitkapacitáskat kétféleképpen számltuk, s megadtuk, hgy mekkra lehet az a tranzitnövekmény, ami a vizsgálati mdellekbe fglalt szállításkn túl még lehetséges. Az egyik esetben csak a magyar, a másik esetben visznt az összes európai átviteli hálózati elem túlterhelődését megvizsgáltuk. Az utóbbi vizsgálatnak az vlt a célja, hgy megállapítsa, mi a valószínűsége annak, hgy más rszágk hálózatának túlterhelődése nélkül, a magyar rendszerre veszélyes tranzitáramlásk kialakuljanak. A magyar hálózat esetében, ahl a -s elsztóhálózat is le van képezve, csak a 220 kv-s vagy afölötti feszültségű hálózati elemek túlterhelődését illetve kiesését vettük figyelembe. Ezzel egyben a túl kis érintettségű, de határértéket megközelítő terhelésű hálózatelemek kiszűrését is megldttuk, így az elszlási tényező nagyságára vnatkzó 3%-s megkötést itt nem alkalmaztuk. Lehetséges tranzitiránykként Olaszrszágba vagy Németrszágba történő cseh-lengyel illetve blgár-rmán exprttal számltunk. Elszlási tényezők Az elszlási tényezők a kapacitásszámítás nélkülözhetetlen segédeszközei. Az előző pntk jól példázzák, hgy milyen skféle alkalmazási lehetőségük van. Ennek ellenére a végeredmények között általában csak ritkán szerepelnek, de vannak kivételek. Ilyenek például a relációnként számlt exprt és imprt kapacitásknál a magyar metszékekre számlt elszlási tényezők, amelyek önmagukban is érdekesek lehetnek a tanulmányzásra. A DC lad-flw számítással kaptt elszlási tényezők száms kedvező matematikai tulajdnsággal rendelkeznek. Ezek közül talán a leggyakrabban alkalmaztt a láncszabály. Ennek lényege az, hgy egy tetszőleges irányra érvényes elszlási tényező előállítható másik két elszlási tényezőből az alábbi frmában: - 99 -
PTDF AB PTDF AC PTDF BC Ezt az összefüggést felhasználva N szabályzási rendszer esetén az összes lehetséges szállítási irány leírásáhz N(N-1)/2 elszlási tényező helyett csak (N-1) megadására van szükség. A szabályzási rendszerek közül tetszőlegesen kiválasztva egyet, és az összes többi rendszerből ebbe a szabályzási rendszerbe irányuló szállítás elszlási tényezőjét meghatárzva valamennyi szállítási irány elszlási tényezője kiszámlható. A másik nem túl nyilvánvaló összefüggés, ami a relációnkénti exprt és imprt kapacitásk ismertetésénél is fel van használva, hgy egy szállítás irányának megváltzásakr az elszlási tényezőknek csak az előjele váltzik, az abszlútértékük nem. PTDF AB ( 1) PTDF BA Ez a valóságban csak akkr igaz, ha mind a pzitív, mind a negatív irányú szállításban ugyanazk a termelők és fgyasztók vesznek részt, s ugyanlyan részarányban. 6.10. Eredmények kiértékelése Szlvák imprtlehetőségek A jelenlegi hálózati adttságknak köszönhetően a magyar villamsenergia-behzatal legjelentősebb része szlvák imprtból származik. Az e relációban várható kapacitáskat a 6-4. ábra és a hzzá kapcslódó 6-2. táblázat mutatja. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 4200 520 200 4510,6 4300 4800 714,4 3224 3939 2021 Tél Alacsny-A 4200 1501 200 2966,7 2750 4250 1709,3 2094 3803 2021 Tél Magas 4200 975 200 3554,2 3350 4300 1182,4 2541 3723 2021 Tél Magas-A 4200 1770 200 2372 2150 3900 1962,6 1675 3637 2021 Nyár Alacsny 4200 935 200 3431,7 3200 4150 1125,8 2455 3580 2021 Nyár Alacsny-A 4200 1974 200 1462 1250 3200 2142,6 1033 3176 2021 Nyár Magas 4200 1526 200 2653,8 2450 3950 1738,3 1898 3636 2021 Nyár Magas-A 4200 2199 200 1030,8 800 3000 2357,9 729 3087 2026 Tél Alacsny 4200-468 200 5231 5000 4550-454,9 3722 3267 2026 Tél Alacsny-A 4200 1459 200 3042,4 2800 4300 1666,5 2140 3807 2026 Tél Magas 4200 77 200 4756,6 4550 4600 97,9 3386 3484 2026 Tél Magas-A 4200 1905 200 2225,2 2000 3900 2109,3 1566 3676 2026 Nyár Alacsny 4200 102 200 4687,9 4450 4550 149,5 3332 3482 2026 Nyár Alacsny-A 4200 1922 200 1551,1 1350 3250 2099,3 1090 3189 2026 Nyár Magas 4200 750 200 3644,7 3400 4150 963,7 2591 3555 2026 Nyár Magas-A 4200 2042 200 1336,5 1100 3150 2172,1 939 3111 2031 Tél Alacsny 4200 337 200 2182,1 1950 2300 486,8 1886 2373 2031 Tél Alacsny-A 4200 2135 200 1832,1 1600 3750 2401,5 1549 3951 2031 Tél Magas 4200 676 200 2109,8 1900 2550 958,4 1824 2782 2031 Tél Magas-A 4200 2808 200 1506,9 1300 4100 3027 1275 4302 2031 Nyár Alacsny 4200 1216 200 1150,5 950 2150 1547,6 995 2542 2031 Nyár Alacsny-A 4200 2538 200 1296,5 1050 3600 2725,7 1093 3818 2031 Nyár Magas 4200 1436 200 1743,8 1500 2950 1752 1508 3260 2031 Nyár Magas-A 4200 2772 200 763,4 550 3300 2911,1 643 3554 6-2. táblázat Szlvák imprtkapacitásk A Szlvákiából beszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Göd-Levice távvezeték a 400 kv-s Bicske Dél-Gönyű távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Göd-Levice távvezeték a 400 kv-s Rimavská Sbta-Levice távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Göd-Levice távvezeték a 400 kv-s Sajóivánka-Rimavská Sbta távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Gönyű-Győr távvezeték a 400 kv-s Győr-Gabčíkv távvezeték kiesése hatására. - 100 -
6-4. ábra Szlvák imprtlehetőségek A 6-3. táblázatban szereplő elszlási tényezők és a 6-2. táblázat utlsó paneljében szereplő áramlásalapú mérőszámk (NTF, ATF, TTF) felhasználásával képet alkthatunk a szlvák és a többi imprtkapacitás közti kölcsönhatásról. 2021- ben a szlvák imprtnak mindössze 70-71%-a jön be a szlvák-magyar határkeresztező vezetékeken, a fennmaradó rész a többi metszéket veszi igénybe, csökkentve azk kapacitását. A hálózatfejlesztések eredményeként ez az arány 2031-től már 84-86%. - 101 -
Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2021 Tél Alacsny 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,71 0,08 2021 Tél Alacsny-A 0,07 0,08 0,04 0,01 0,02 0,71 0,07 2021 Tél Magas 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,71 0,08 2021 Tél Magas-A 0,07 0,08 0,04 0,01 0,02 0,71 0,07 2021 Nyár Alacsny 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,72 0,08 2021 Nyár Alacsny-A 0,07 0,08 0,04 0,01 0,02 0,71 0,07 2021 Nyár Magas 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,72 0,08 2021 Nyár Magas-A 0,07 0,08 0,04 0,01 0,02 0,71 0,07 2026 Tél Alacsny 0,06 0,06 0,05 0,02 0,02 0,71 0,08 2026 Tél Alacsny-A 0,07 0,09 0,04 0,01 0,02 0,70 0,06 2026 Tél Magas 0,06 0,06 0,05 0,02 0,02 0,71 0,08 2026 Tél Magas-A 0,07 0,09 0,04 0,01 0,02 0,70 0,06 2026 Nyár Alacsny 0,06 0,06 0,05 0,02 0,02 0,71 0,08 2026 Nyár Alacsny-A 0,07 0,10 0,04 0,01 0,02 0,70 0,05 2026 Nyár Magas 0,06 0,06 0,05 0,02 0,02 0,71 0,08 2026 Nyár Magas-A 0,07 0,10 0,04 0,01 0,02 0,70 0,05 2031 Tél Alacsny 0,05 0,06 0,03 0,02 0,02 0,86-0,03 2031 Tél Alacsny-A 0,05 0,10 0,02 0,01 0,02 0,85-0,04 2031 Tél Magas 0,05 0,06 0,03 0,02 0,02 0,86-0,03 2031 Tél Magas-A 0,05 0,10 0,02 0,01 0,02 0,85-0,04 2031 Nyár Alacsny 0,05 0,06 0,03 0,02 0,02 0,86-0,04 2031 Nyár Alacsny-A 0,05 0,10 0,02 0,01 0,02 0,84-0,04 2031 Nyár Magas 0,05 0,06 0,03 0,02 0,02 0,86-0,03 2031 Nyár Magas-A 0,05 0,10 0,02 0,01 0,02 0,84-0,04 6-3. táblázat A szlvák-magyar szállításk hatása a magyar metszékáramláskra A szlvák imprt a legnagybb hatást az sztrák (5-7%), a hrvát (6-10%) és az ukrán (-3-8%) szállításkra gyakrlja. Az alábbiakban egy példát mutatunk be arra, hgy az ATF és az elszlási tényezők felhasználásával hgyan határzható meg több egyidejű szállítás egymásra gyakrlt hatása, hgyan váltzik az NTC. A számításkhz a 6-3. táblázatt, a 6-4. táblázatt, valamint a 6-5. táblázatt, és azn belül a 2021-es téli, alacsny terhelésfelfutású mdellre vnatkzó adatkat fgjuk felhasználni. Az egyszerűség kedvéért csak azt vizsgáljuk, hgy egy 100 MW-s szlvák imprttöbblet mellett az sztrák-magyar szállítási útvnalakn még mekkra sztrák imprt lehetséges. Egy valóságs kapacitásallkációs eljárás ettől annyiban különbözik, hgy nemcsak egy, hanem az összes szállítási útvnalat meg kell vizsgálni, és az összes egy időben lezajló szállítást figyelembe kell venni. Az sztrák-magyar metszéken a 100 MW szlvák többlet imprt hatására a teljesítményáramlás megváltzása 6 MW. Ezt figyelembe véve az sztrák metszéken az sztrák imprt számára fennmaradó teljesítményáramlás növekmény: ΔF AT ATHU ATF AT ΔF AT SKHU ΔF AT AT HU 1514MW 6MW 1508MW Amikr meghatárzzuk, hgy az áramlásnövekménynek mekkra sztrák imprt felel meg, akkr figyelembe kell vennünk, hgy ennek az imprtnak csak egy része veszi az sztrák magyar metszéket igénybe. E AT FAT PTDF AT HU AT AT HU 1508MW 4042.9MW 0.373 Mivel az általunk közölt áramlásalapú kapacitásk biztnsági tartalékt nem tartalmaznak, ezért AT E -t E AT max E AT E max AT -val kell összevetni, 4057.1 4042.9 14.4MW azaz 100 MW szlvák imprt hatására az sztrák imprtkapacitás 14.4 MW-tal csökken. Hasnló vizsgálatk más szállításkra és metszékekre is végezhetők, ettől aznban a tvábbiakban eltekintünk, s csak a számításk elvégzéséhez szükséges elszlási tényezőket és kapacitásszámítási mérőszámkat adjuk meg. Osztrák imprtlehetőségek A 6-5. ábra és a hzzá kapcslódó 6-4. táblázat az sztrák imprtkapacitásk alakulását mutatja. - 102 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 2200 232 200 4057,1 3850 4050 318,5 1514 1832 2021 Tél Alacsny-A 2200 600 200 3423,2 3200 3800 683,5 1311 1995 2021 Tél Magas 2200 429 200 2551,4 2350 2750 521 952 1473 2021 Tél Magas-A 2200 913 200 2030 1800 2700 1013,3 775 1789 2021 Nyár Alacsny 2200 499 200 3147,1 2900 3400 600,9 1174 1775 2021 Nyár Alacsny-A 2200 1071 200 1672,3 1450 2500 1162,8 640 1803 2021 Nyár Magas 2200 680 200 1780 1550 2250 775 664 1439 2021 Nyár Magas-A 2200 1142 200 1429,9 1200 2350 1224,8 547 1772 2026 Tél Alacsny 2200-319 200 5968,5 5750 5400-311,9 2229 1917 2026 Tél Alacsny-A 2200 591 200 3773,8 3550 4150 674,7 1462 2137 2026 Tél Magas 2200 143 200 4555,1 4350 4450 172,1 1702 1874 2026 Tél Magas-A 2200 921 200 2743,6 2500 3450 1020,1 1059 2079 2026 Nyár Alacsny 2200 18 200 5116,9 4900 4900 26,4 1910 1936 2026 Nyár Alacsny-A 2200 1059 200 2398,3 2150 3250 1156,5 927 2084 2026 Nyár Magas 2200 405 200 3465,4 3250 3650 519,5 1294 1813 2026 Nyár Magas-A 2200 1155 200 2135,2 1900 3050 1228 826 2054 2031 Tél Alacsny 2200-818 200 8194,7 7950 7150-883,1 2834 1951 2031 Tél Alacsny-A 2200 818 200 3142,8 2900 3750 919,6 1133 2053 2031 Tél Magas 2200-365 200 6705,2 6500 6100-423 2320 1897 2031 Tél Magas-A 2200 427 200 2551,3 2350 2750 460,3 916 1376 2031 Nyár Alacsny 2200-719 200 6210,9 6000 5250-815,2 2146 1331 2031 Nyár Alacsny-A 2200 237 200 2278,8 2050 2300 255 820 1075 2031 Nyár Magas 2200 83 200 4911,5 4700 4750 101,8 1697 1799 2031 Nyár Magas-A 2200 669 200 1341,9 1100 1800 702,4 483 1185 6-4. táblázat Osztrák imprtkapacitásk 6-5. ábra Osztrák imprtlehetőségek - 103 -
Az Ausztriából beszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Göd-Levice távvezeték a 400 kv-s Bicske Dél-Gönyű távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Göd-Levice távvezeték a 400 kv-s Rimavská Sbta-Levice távvezeték kiesése hatására. A Győr 220/120 kv-s II. transzfrmátr a Győr 220/120 kv-s I. transzfrmátr kiesése hatására. A 220 kv-s Győr-Neusiedl távvezeték a 220 kv-s Győr-Wien távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Győr-Zurndrf távvezeték a 400 kv-s Zurndrf-Kainachtal távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2021 Tél Alacsny 0,373 0,12 0,04 0,03 0,09 0,28 0,06 2021 Tél Alacsny-A 0,38 0,15 0,04 0,02 0,09 0,27 0,05 2021 Tél Magas 0,37 0,12 0,04 0,03 0,09 0,28 0,06 2021 Tél Magas-A 0,38 0,15 0,04 0,02 0,09 0,27 0,05 2021 Nyár Alacsny 0,37 0,12 0,04 0,04 0,09 0,28 0,06 2021 Nyár Alacsny-A 0,38 0,15 0,03 0,02 0,09 0,27 0,05 2021 Nyár Magas 0,37 0,12 0,04 0,04 0,09 0,28 0,06 2021 Nyár Magas-A 0,38 0,15 0,03 0,02 0,09 0,27 0,05 2026 Tél Alacsny 0,37 0,13 0,04 0,04 0,09 0,27 0,06 2026 Tél Alacsny-A 0,39 0,16 0,04 0,02 0,09 0,26 0,04 2026 Tél Magas 0,37 0,13 0,04 0,04 0,09 0,27 0,06 2026 Tél Magas-A 0,39 0,16 0,04 0,02 0,09 0,26 0,04 2026 Nyár Alacsny 0,37 0,13 0,05 0,04 0,09 0,27 0,06 2026 Nyár Alacsny-A 0,39 0,17 0,04 0,02 0,09 0,26 0,03 2026 Nyár Magas 0,37 0,13 0,05 0,04 0,09 0,27 0,06 2026 Nyár Magas-A 0,39 0,17 0,04 0,02 0,09 0,26 0,03 2031 Tél Alacsny 0,35 0,14 0,04 0,04 0,08 0,38-0,02 2031 Tél Alacsny-A 0,36 0,17 0,03 0,02 0,08 0,35-0,02 2031 Tél Magas 0,35 0,14 0,04 0,04 0,08 0,38-0,02 2031 Tél Magas-A 0,36 0,17 0,03 0,02 0,08 0,35-0,02 2031 Nyár Alacsny 0,35 0,14 0,04 0,04 0,08 0,38-0,02 2031 Nyár Alacsny-A 0,36 0,18 0,03 0,02 0,08 0,35-0,02 2031 Nyár Magas 0,35 0,14 0,04 0,04 0,08 0,38-0,02 2031 Nyár Magas-A 0,36 0,18 0,03 0,02 0,08 0,35-0,02 6-5. táblázat Az sztrák-magyar szállításk hatása a magyar metszékáramláskra Az 6-5. táblázat elszlási tényezőit áttekintve jól látható, hgy az sztrák-magyar metszékre kötött szállításknak csak a kisebbik része (maximum 39%) flyik a leszerződött útvnaln, s ez később sem lesz jbb. A fennmaradó 61% legnagybb Hrvát imprtlehetőségek része a szlvák és a hrvát határkeresztezőket veszi igénybe, a rmán, a szerb és az ukrán metszékek részesedése pedig megközelítőleg azns. A hrvát imprt kapacitásk alakulását a 6-6. táblázat és a hzzá kapcslódó 6-6. ábra mutatja. - 104 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 2900-807 200 8146 7900 7100-1034 2966 1932 2021 Tél Alacsny-A 2900-721 200 6046,6 5800 5100-960,5 2341 1380 2021 Tél Magas 2900-734 200 7818,4 7600 6850-964,5 2847 1882 2021 Tél Magas-A 2900-560 200 5724,6 5500 4950-800,8 2217 1416 2021 Nyár Alacsny 2900-604 200 7370 7150 6550-829 2652 1823 2021 Nyár Alacsny-A 2900-478 200 5437,5 5200 4750-684,3 2110 1425 2021 Nyár Magas 2900-539 200 6217,2 6000 5450-763,7 2238 1474 2021 Nyár Magas-A 2900-457 200 3833,4 3600 3150-652,6 1487 835 2026 Tél Alacsny 2900-1365 200 10026 9800 8450-1345 3768 2423 2026 Tél Alacsny-A 2900-786 200 7081,2 6850 6050-1037 2882 1845 2026 Tél Magas 2900-1280 200 10085,1 9850 8600-1334 3788 2454 2026 Tél Magas-A 2900-675 200 5242,4 5000 4350-932,1 2132 1200 2026 Nyár Alacsny 2900-1157 200 9596,8 9350 8200-1241 3592 2351 2026 Nyár Alacsny-A 2900-520 200 6833,6 6600 6100-747,3 2819 2072 2026 Nyár Magas 2900-1107 200 9914,8 9700 8600-1330 3710 2380 2026 Nyár Magas-A 2900-408 200 5184,3 4950 4550-588,3 2137 1549 2031 Tél Alacsny 2900-1269 200 9844,6 9600 8350-1378 3892 2514 2031 Tél Alacsny-A 2900-763 200 7061,5 6850 6050-996,9 3025 2028 2031 Tél Magas 2900-1060 200 9556,7 9350 8250-1236 3777 2541 2031 Tél Magas-A 2900-408 200 5712 5500 5100-590,1 2446 1856 2031 Nyár Alacsny 2900-1072 200 9405,5 9200 8100-1223 3705 2482 2031 Nyár Alacsny-A 2900-397 200 5747,9 5500 5150-572,1 2497 1925 2031 Nyár Magas 2900-1078 200 9517,3 9300 8200-1300 3747 2447 2031 Nyár Magas-A 2900-323 200 3396,8 3150 2850-466,6 1475 1008 6-6. táblázat Hrvát imprtkapacitásk 6-6. ábra Hrvát imprtlehetőségek - 105 -
A hrvát beszállítást az összes megvizsgált esetben az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Göd-Levice távvezeték a 400 kv-s Bicske Dél-Gönyű távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Göd-Levice távvezeték a 400 kv-s Rimavská Sbta-Levice távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 330 kv-s Burshtyn- Zakhidnukrainska távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Pécs-Ernestinv távvezeték egyik rendszere a 400 kv-s Pécs- Ernestinv távvezeték másik rendszerének kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2021 Tél Alacsny 0,11 0,36 0,10 0,10 0,11 0,13 0,08 2021 Tél Alacsny-A 0,12 0,39 0,09 0,09 0,11 0,13 0,07 2021 Tél Magas 0,11 0,36 0,10 0,10 0,11 0,13 0,08 2021 Tél Magas-A 0,12 0,39 0,09 0,09 0,11 0,13 0,07 2021 Nyár Alacsny 0,11 0,36 0,10 0,10 0,11 0,13 0,08 2021 Nyár Alacsny-A 0,12 0,39 0,09 0,09 0,11 0,13 0,07 2021 Nyár Magas 0,11 0,36 0,10 0,10 0,11 0,13 0,08 2021 Nyár Magas-A 0,12 0,39 0,09 0,09 0,11 0,13 0,07 2026 Tél Alacsny 0,11 0,38 0,10 0,10 0,11 0,12 0,07 2026 Tél Alacsny-A 0,12 0,41 0,10 0,09 0,12 0,12 0,05 2026 Tél Magas 0,11 0,38 0,10 0,10 0,11 0,12 0,07 2026 Tél Magas-A 0,12 0,41 0,10 0,09 0,12 0,12 0,05 2026 Nyár Alacsny 0,11 0,37 0,10 0,11 0,11 0,12 0,07 2026 Nyár Alacsny-A 0,12 0,41 0,10 0,09 0,12 0,12 0,04 2026 Nyár Magas 0,11 0,37 0,10 0,11 0,11 0,12 0,07 2026 Nyár Magas-A 0,12 0,41 0,10 0,09 0,12 0,12 0,04 2031 Tél Alacsny 0,11 0,40 0,11 0,10 0,11 0,15 0,03 2031 Tél Alacsny-A 0,12 0,43 0,10 0,08 0,11 0,13 0,03 2031 Tél Magas 0,11 0,40 0,11 0,10 0,11 0,15 0,03 2031 Tél Magas-A 0,12 0,43 0,10 0,08 0,11 0,13 0,03 2031 Nyár Alacsny 0,11 0,39 0,11 0,10 0,11 0,15 0,03 2031 Nyár Alacsny-A 0,12 0,43 0,10 0,08 0,11 0,12 0,02 2031 Nyár Magas 0,11 0,39 0,11 0,10 0,11 0,15 0,03 2031 Nyár Magas-A 0,12 0,43 0,10 0,08 0,11 0,12 0,02 6-7. táblázat A hrvát-magyar szállításk hatása a magyar metszékáramláskra A 6-7. táblázatban szereplő elszlási tényezőkből az látható, hgy a hrvát imprtnak csak a 36-43%-a áramlik be a hrvát-magyar határkeresztező vezetékeken. Az imprt nagybbik hányada, megközelítőleg egyenletesen elsztva, az sztrák, a szlvák, a szlvén metszékeket terheli, az ukrán és a rmán metszékek pedig alig érintettek. Szlvén imprtlehetőségek Villams közelségük flytán a szlvén és a hrvát imprtkapacitásk megközelítőleg hasnlóan viselkednek. Mint azt a 6-8. táblázat és a 6-7. ábra is mutatja, e várakzást a számításk is visszaigazlják. A különbség csak annyi, hgy a hrvát imprtkapacitásk a 400 kv-s Pécs- Ernestinv távvezetéknek köszönhetően aránysan nagybbak. - 106 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 1300-327 200 8116,2 7900 7550-419,8 1588 1168 2021 Tél Alacsny-A 1300-298 200 6854,2 6650 6350-397,3 1353 956 2021 Tél Magas 1300-296 200 7639,7 7400 7100-388,6 1494 1106 2021 Tél Magas-A 1300-184 200 5435,4 5200 5050-264,5 1073 809 2021 Nyár Alacsny 1300-249 200 6943,2 6700 6450-341,8 1353 1011 2021 Nyár Alacsny-A 1300-168 200 3562,2 3350 3150-240,8 703 462 2021 Nyár Magas 1300-214 200 6125,5 5900 5700-304,2 1194 890 2021 Nyár Magas-A 1300-144 200 2511,3 2300 2150-206 496 290 2026 Tél Alacsny 1300-555 200 8663,6 8450 7900-544,4 1697 1153 2026 Tél Alacsny-A 1300-309 200 7541,1 7300 7000-405,8 1501 1095 2026 Tél Magas 1300-448 200 8309,5 8100 7650-465,6 1628 1162 2026 Tél Magas-A 1300-240 200 5642,2 5400 5200-330,7 1123 793 2026 Nyár Alacsny 1300-488 200 8559,9 8350 7850-521,9 1674 1152 2026 Nyár Alacsny-A 1300-175 200 4093,3 3850 3700-250,7 818 567 2026 Nyár Magas 1300-380 200 7995,6 7750 7400-455,2 1564 1109 2026 Nyár Magas-A 1300-151 200 3654,3 3450 3300-217,1 730 513 2031 Tél Alacsny 1300-487 200 8644,5 8400 7950-526,1 1626 1100 2031 Tél Alacsny-A 1300-213 200 4796,7 4550 4350-278,1 919 641 2031 Tél Magas 1300-363 200 8107 7900 7500-421,3 1525 1104 2031 Tél Magas-A 1300-105 200 3881,8 3650 3550-150 744 594 2031 Nyár Alacsny 1300-423 200 8429,6 8200 7800-481,1 1583 1102 2031 Nyár Alacsny-A 1300-203 200 3641,1 3400 3200-290,4 700 410 2031 Nyár Magas 1300-362 200 7916,9 7700 7350-435,7 1487 1051 2031 Nyár Magas-A 1300-144 200 2146,1 1900 1800-207 413 206 6-8. táblázat Szlvén imprtkapacitásk 6-7. ábra Szlvén imprtlehetőségek - 107 -
A Szlvéniából beszállítható teljesítményt az alábbi hálózati szűkületek krlátzzák: A 400 kv-s Göd-Levice távvezeték a 400 kv-s Bicske Dél-Gönyű távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Göd-Levice távvezeték a 400 kv-s Rimavská Sbta-Levice távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Göd-Levice távvezeték a 400 kv-s Sajóivánka-Rimavská Sbta távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Győr-Zurndrf távvezeték a 400 kv-s Zurndrf-Kainachtal távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Győr-Zurndrf távvezeték a 400 kv-s Szmbathely-Zurndrf távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Hévíz-Cirkvce távvezeték a 400 kv-s Hévíz-Žerjavinec távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2021 Tél Alacsny 0,17 0,29 0,05 0,06 0,20 0,17 0,06 2021 Tél Alacsny-A 0,18 0,31 0,05 0,05 0,20 0,16 0,05 2021 Tél Magas 0,17 0,29 0,05 0,06 0,20 0,17 0,06 2021 Tél Magas-A 0,18 0,31 0,05 0,05 0,20 0,16 0,05 2021 Nyár Alacsny 0,17 0,28 0,06 0,06 0,19 0,17 0,06 2021 Nyár Alacsny-A 0,18 0,31 0,05 0,05 0,20 0,16 0,06 2021 Nyár Magas 0,17 0,28 0,06 0,06 0,19 0,17 0,06 2021 Nyár Magas-A 0,18 0,31 0,05 0,05 0,20 0,16 0,06 2026 Tél Alacsny 0,17 0,30 0,06 0,06 0,20 0,16 0,06 2026 Tél Alacsny-A 0,18 0,33 0,05 0,05 0,20 0,15 0,04 2026 Tél Magas 0,17 0,30 0,06 0,06 0,20 0,16 0,05 2026 Tél Magas-A 0,18 0,33 0,05 0,05 0,20 0,15 0,04 2026 Nyár Alacsny 0,17 0,30 0,06 0,06 0,20 0,16 0,06 2026 Nyár Alacsny-A 0,18 0,33 0,05 0,05 0,20 0,15 0,03 2026 Nyár Magas 0,17 0,30 0,06 0,06 0,20 0,16 0,06 2026 Nyár Magas-A 0,18 0,33 0,05 0,05 0,20 0,15 0,03 2031 Tél Alacsny 0,16 0,31 0,06 0,06 0,19 0,21 0,01 2031 Tél Alacsny-A 0,17 0,34 0,06 0,05 0,19 0,19 0,00 2031 Tél Magas 0,16 0,31 0,06 0,06 0,19 0,21 0,01 2031 Tél Magas-A 0,17 0,34 0,06 0,05 0,19 0,19 0,00 2031 Nyár Alacsny 0,16 0,31 0,06 0,06 0,19 0,21 0,01 2031 Nyár Alacsny-A 0,17 0,35 0,05 0,05 0,19 0,19 0,00 2031 Nyár Magas 0,16 0,31 0,06 0,06 0,19 0,21 0,01 2031 Nyár Magas-A 0,17 0,35 0,05 0,05 0,19 0,19 0,00 6-9. táblázat A szlvén-magyar szállításk hatása a magyar metszékáramláskra A 6-9. táblázatban szereplő elszlási tényezőkből arra lehet következtetni, hgy a szlvén szállításk legnagybb része a hrvát-magyar határkeresztező vezetékeken fg átflyni. A Hévíz- Cirkvce 400 kv-s távvezeték a szlvén Szerb imprtlehetőségek A 6-10. táblázat alapján a szerb irányra számlható imprtkapacitásk igen nagyk, különösen úgy, ha tekintetbe vesszük, hgy a Magyarrszág és Szerbia közti villams összeköttetés mindössze egyetlen vezetékre krlátzódik. Emiatt az erre vnatkzó ábrán az NTC valamennyi értéke Cmax-nál vágva van. imprtban mindössze csak 19-20%-ban érintett. A szlvén kereskedelmi ügyletek ezen kívül még jelentős kölcsönhatást fgnak gyakrlni az sztrák, és a szlvák szállításkra. Amikr a Szerbia irányából beszállítható villams teljesítmény valós mértékét mérlegeljük, tudnunk kell, hgy annak túlnymó része valójában más rszágk határkapacitásait veszi igénybe. Erről a legkönnyebben úgy győződhetünk meg, ha megnézzük a 6-11. táblázatban szereplő elszlási tényezőket. - 108 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 1300-282 100 5562,4 5450 5150-362,5 1083 720 2021 Tél Alacsny-A 1300-185 100 3930,3 3800 3600-247,3 724 477 2021 Tél Magas 1300-249 100 5339 5200 4950-327,1 1039 712 2021 Tél Magas-A 1300-150 100 3730,4 3600 3450-215 688 473 2021 Nyár Alacsny 1300-221 100 5069,1 4950 4700-304,6 997 692 2021 Nyár Alacsny-A 1300-141 100 3566 3450 3300-202,1 655 453 2021 Nyár Magas 1300-205 100 4276,3 4150 3950-290,8 841 550 2021 Nyár Magas-A 1300-132 100 2915,5 2800 2650-189 535 346 2026 Tél Alacsny 1300-499 100 6633,7 6500 6000-489,9 1308 818 2026 Tél Alacsny-A 1300-187 100 4200,1 4100 3900-245,4 773 527 2026 Tél Magas 1300-493 100 7203,6 7100 6600-511,9 1424 912 2026 Tél Magas-A 1300-158 100 3124,7 3000 2850-216,3 577 361 2026 Nyár Alacsny 1300-423 100 6541,5 6400 6000-451,9 1299 847 2026 Nyár Alacsny-A 1300-137 100 3917,4 3800 3650-195,6 718 522 2026 Nyár Magas 1300-425 100 6744,4 6600 6200-509,3 1343 834 2026 Nyár Magas-A 1300-74 100 2979,7 2850 2800-105,5 548 442 2031 Tél Alacsny 1300-551 100 5774,3 5650 5100-595,2 1100 505 2031 Tél Alacsny-A 1300-290 100 7665,9 7550 7250-376,7 1359 982 2031 Tél Magas 1300-485 100 6109 6000 5500-562,2 1167 604 2031 Tél Magas-A 1300-173 100 6566,4 6450 6250-247,2 1168 921 2031 Nyár Alacsny 1300-509 100 7096,2 6950 6450-577,6 1362 785 2031 Nyár Alacsny-A 1300-95 100 4286,1 4150 4050-135,7 756 620 2031 Nyár Magas 1300-459 100 6664,3 6550 6100-550,4 1282 732 2031 Nyár Magas-A 1300-63 100 4718,1 4600 4550-90 835 745 6-10. táblázat Szerb imprtkapacitásk 6-8. ábra Szerb imprtlehetőségek - 109 -
A szerb beszállítást az összes megvizsgált esetben az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 400 kv-s Veľké Kapušany- Mukachev távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 330 kv-s Burshtyn- Zakhidnukrainska távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Pécs-Ernestinv távvezeték egyik rendszere a 400 kv-s Pécs- Ernestinv távvezeték másik rendszerének kiesése hatására. A 400 kv-s Sándrfalva-Arad távvezeték a 400 kv-s Arad-Nadab távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2021 Tél Alacsny 0,05 0,31 0,21 0,19 0,04 0,08 0,11 2021 Tél Alacsny-A 0,06 0,33 0,20 0,18 0,04 0,08 0,10 2021 Tél Magas 0,05 0,31 0,21 0,19 0,04 0,08 0,11 2021 Tél Magas-A 0,06 0,33 0,20 0,18 0,04 0,08 0,10 2021 Nyár Alacsny 0,05 0,31 0,21 0,20 0,04 0,08 0,11 2021 Nyár Alacsny-A 0,06 0,33 0,20 0,18 0,04 0,08 0,10 2021 Nyár Magas 0,05 0,31 0,21 0,20 0,04 0,08 0,11 2021 Nyár Magas-A 0,06 0,33 0,20 0,18 0,04 0,08 0,10 2026 Tél Alacsny 0,05 0,32 0,21 0,20 0,04 0,08 0,10 2026 Tél Alacsny-A 0,06 0,35 0,21 0,18 0,05 0,07 0,08 2026 Tél Magas 0,05 0,32 0,22 0,20 0,04 0,07 0,10 2026 Tél Magas-A 0,06 0,35 0,21 0,18 0,05 0,07 0,08 2026 Nyár Alacsny 0,05 0,32 0,22 0,20 0,04 0,07 0,10 2026 Nyár Alacsny-A 0,06 0,36 0,21 0,18 0,05 0,07 0,07 2026 Nyár Magas 0,05 0,32 0,22 0,20 0,04 0,07 0,10 2026 Nyár Magas-A 0,06 0,36 0,21 0,18 0,05 0,07 0,07 2031 Tél Alacsny 0,05 0,33 0,26 0,19 0,04 0,04 0,09 2031 Tél Alacsny-A 0,06 0,36 0,25 0,18 0,05 0,03 0,09 2031 Tél Magas 0,05 0,33 0,26 0,19 0,04 0,04 0,09 2031 Tél Magas-A 0,06 0,36 0,25 0,18 0,05 0,03 0,08 2031 Nyár Alacsny 0,05 0,32 0,26 0,19 0,04 0,04 0,09 2031 Nyár Alacsny-A 0,06 0,36 0,24 0,18 0,05 0,02 0,08 2031 Nyár Magas 0,05 0,32 0,26 0,19 0,04 0,04 0,09 2031 Nyár Magas-A 0,06 0,36 0,25 0,18 0,05 0,02 0,08 6-11. táblázat A szerb-magyar szállításk hatása a magyar metszékáramláskra A 6-11. táblázat elszlási tényezőit figyelembe véve a szerb-magyar szállításk legnagybb mértékben (31-36%) a hrvát metszéket, s ezen belül is a Pécs-Ernestinv távvezetéket veszik Rmán imprtlehetőségek A 6-9. ábra és a hzzá kapcslódó 6-12. táblázat alapján a rmán imprtkapacitáskban 2031-től, a 400 kv-s Józsa-Oradea távvezeték megépülése után várható jelentős váltzás. igénybe. Ez utóbbi megállapítás abból következik, hgy a szlvén metszék részesedése a szerb imprtból mindössze csak 4-5%. Mindaz, amit a villams összeköttetés erősségére és az imprtkapacitásk mértékére Szerbia esetén elmndtunk, az igaz Rmániára is. - 110 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 2200 21 100 3798,9 3650 3700 28,7 1312 1341 2021 Tél Alacsny-A 2200 232 100 2585 2450 2700 265,4 875 1141 2021 Tél Magas 2200 116 100 3646,4 3500 3650 141,4 1259 1401 2021 Tél Magas-A 2200 256 100 2454,8 2350 2600 284 831 1115 2021 Nyár Alacsny 2200 152 100 3479,3 3350 3500 183,5 1203 1387 2021 Nyár Alacsny-A 2200 298 100 2335,9 2200 2500 324,1 786 1110 2021 Nyár Magas 2200 191 100 2935,2 2800 3000 218,1 1015 1233 2021 Nyár Magas-A 2200 328 100 1909,8 1800 2100 351,7 643 995 2026 Tél Alacsny 2200-213 100 4100,3 4000 3750-208,9 1431 1222 2026 Tél Alacsny-A 2200 204 100 2583,9 2450 2650 233,3 888 1121 2026 Tél Magas 2200-248 100 4443,3 4300 4050-257,5 1556 1298 2026 Tél Magas-A 2200 251 100 1917,4 1800 2050 278,5 661 940 2026 Nyár Alacsny 2200-78 100 4044 3900 3850-83,5 1413 1330 2026 Nyár Alacsny-A 2200 273 100 2362,4 2250 2500 297,9 811 1109 2026 Nyár Magas 2200-121 100 4446,2 4300 4200-144,7 1559 1414 2026 Nyár Magas-A 2200 392 100 1792 1650 2050 417,7 617 1035 2031 Tél Alacsny 2900-297 100 3178,4 3050 2750-319,1 1313 994 2031 Tél Alacsny-A 2900-67 100 4332,3 4200 4150-87 1751 1664 2031 Tél Magas 2900-238 100 3357,9 3250 3000-274,7 1390 1115 2031 Tél Magas-A 2900 214 100 3863,5 3750 3950 232,5 1564 1797 2031 Nyár Alacsny 2900-240 100 3903,5 3800 3550-271,4 1615 1343 2031 Nyár Alacsny-A 2900 715 100 2326,9 2200 2900 769,5 936 1706 2031 Nyár Magas 2900-105 100 3660,3 3550 3450-125 1516 1391 2031 Nyár Magas-A 2900 657 100 2698,8 2550 3250 690,8 1088 1779 6-12. táblázat Rmán imprtkapacitásk 6-9. ábra Rmán imprtlehetőségek - 111 -
A Rmániából beszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 330 kv-s Burshtyn- Zakhidnukrainska távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 400 kv-s Veľké Kapušany- Mukachev távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2021 Tél Alacsny 0,05 0,23 0,35 0,09 0,03 0,09 0,16 2021 Tél Alacsny-A 0,05 0,26 0,34 0,08 0,04 0,09 0,15 2021 Tél Magas 0,05 0,23 0,35 0,09 0,03 0,09 0,16 2021 Tél Magas-A 0,05 0,26 0,34 0,08 0,04 0,09 0,15 2021 Nyár Alacsny 0,05 0,23 0,35 0,09 0,03 0,09 0,16 2021 Nyár Alacsny-A 0,05 0,26 0,34 0,08 0,04 0,09 0,15 2021 Nyár Magas 0,05 0,23 0,35 0,09 0,03 0,09 0,16 2021 Nyár Magas-A 0,05 0,26 0,34 0,08 0,04 0,09 0,15 2026 Tél Alacsny 0,05 0,24 0,35 0,09 0,03 0,08 0,15 2026 Tél Alacsny-A 0,05 0,27 0,34 0,08 0,04 0,08 0,13 2026 Tél Magas 0,05 0,24 0,35 0,10 0,03 0,08 0,15 2026 Tél Magas-A 0,05 0,27 0,34 0,08 0,04 0,08 0,13 2026 Nyár Alacsny 0,05 0,24 0,35 0,10 0,03 0,08 0,15 2026 Nyár Alacsny-A 0,06 0,28 0,34 0,08 0,04 0,08 0,12 2026 Nyár Magas 0,05 0,24 0,35 0,10 0,03 0,08 0,15 2026 Nyár Magas-A 0,06 0,28 0,34 0,08 0,04 0,08 0,12 2031 Tél Alacsny 0,05 0,24 0,41 0,09 0,03 0,01 0,16 2031 Tél Alacsny-A 0,05 0,27 0,40 0,08 0,04 0,00 0,16 2031 Tél Magas 0,05 0,24 0,41 0,09 0,03 0,01 0,16 2031 Tél Magas-A 0,05 0,27 0,40 0,08 0,04 0,00 0,15 2031 Nyár Alacsny 0,05 0,24 0,41 0,09 0,03 0,01 0,16 2031 Nyár Alacsny-A 0,06 0,28 0,40 0,08 0,04-0,01 0,15 2031 Nyár Magas 0,04 0,24 0,41 0,09 0,03 0,01 0,16 2031 Nyár Magas-A 0,06 0,28 0,40 0,08 0,04-0,01 0,15 6-13. táblázat A rmán-magyar szállításk hatása a magyar metszékáramláskra A 6-13. táblázat alapján a rmán szállításknak mindössze csak a 29-41%-a flyik a leszerződött utakn. A szerb példáhz hasnlóan a rmán imprt beszállításában is meghatárzó szerepük van a hrvát-magyar (23-28%) és az ukránmagyar (12-16%) határkeresztezőknek. Ukrán imprtlehetőségek A 6-10. ábra és a hzzá kapcslódó 6-14. táblázat az ukrán imprtkapacitásk alakulását mutatja. - 112 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 2200 302 200 1318,9 1100 1400 415,5 780 1195 2021 Tél Alacsny-A 2200 556 200 852,2 650 1200 632,7 497 1129 2021 Tél Magas 2200 366 200 1266 1050 1400 444 748 1192 2021 Tél Magas-A 2200 592 200 809,7 600 1200 657 472 1129 2021 Nyár Alacsny 2200 378 200 1216,5 1000 1350 456,4 722 1178 2021 Nyár Alacsny-A 2200 615 200 765,9 550 1150 668,3 447 1115 2021 Nyár Magas 2200 482 200 1026,3 800 1300 548,5 609 1157 2021 Nyár Magas-A 2200 685 200 626,2 400 1100 735,2 365 1100 2026 Tél Alacsny 2200 295 200 1740,9 1500 1800 231,2 1032 1263 2026 Tél Alacsny-A 2200 605 200 794,2 550 1150 692,7 454 1147 2026 Tél Magas 2200 251 200 1625,1 1400 1650 303,4 964 1267 2026 Tél Magas-A 2200 710 200 586,2 350 1050 789,1 336 1125 2026 Nyár Alacsny 2200 220 200 1515,6 1300 1500 317,7 899 1217 2026 Nyár Alacsny-A 2200 663 200 710,4 500 1150 727 403 1130 2026 Nyár Magas 2200 275 200 1415,7 1200 1450 354,6 841 1195 2026 Nyár Magas-A 2200 758 200 536,1 300 1050 809 305 1114 2031 Tél Alacsny 2200 298 200 731,6 500 800 427,8 594 1022 2031 Tél Alacsny-A 2200 298 200 987,8 750 1050 335,7 796 1132 2031 Tél Magas 2200 300 200 771,4 550 850 425,5 627 1052 2031 Tél Magas-A 2200 405 200 879 650 1050 437,6 708 1146 2031 Nyár Alacsny 2200 268 200 897,9 650 950 342 729 1071 2031 Nyár Alacsny-A 2200 602 200 529 300 900 647,3 425 1073 2031 Nyár Magas 2200 326 200 840,2 600 950 397,9 683 1081 2031 Nyár Magas-A 2200 581 200 611,9 400 950 610,8 492 1103 6-14. táblázat Ukrán imprtkapacitásk 6-10. ábra Ukrán imprtlehetőségek - 113 -
Az ukrán imprtkapacitást az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 220 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 330 kv-s Burshtyn- Zakhidnukrainska távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 400 kv-s Burshtyn- Mukachev távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 330 kv-s Burshtyn- Zakhidnukrainska távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés AT>HU HR>HU RO>HU RS>HU SI>HU SK>HU UA>HU 2021 Tél Alacsny 0,05 0,08 0,11 0,01 0,02 0,14 0,59 2021 Tél Alacsny-A 0,05 0,10 0,11 0,00 0,02 0,13 0,58 2021 Tél Magas 0,05 0,08 0,11 0,01 0,02 0,14 0,59 2021 Tél Magas-A 0,05 0,10 0,11 0,00 0,02 0,13 0,58 2021 Nyár Alacsny 0,05 0,08 0,11 0,02 0,02 0,14 0,59 2021 Nyár Alacsny-A 0,06 0,10 0,10 0,00 0,02 0,13 0,58 2021 Nyár Magas 0,05 0,08 0,11 0,02 0,02 0,14 0,59 2021 Nyár Magas-A 0,06 0,10 0,10 0,00 0,02 0,13 0,58 2026 Tél Alacsny 0,05 0,08 0,12 0,02 0,02 0,14 0,59 2026 Tél Alacsny-A 0,05 0,11 0,11 0,00 0,02 0,13 0,57 2026 Tél Magas 0,05 0,08 0,12 0,02 0,02 0,14 0,59 2026 Tél Magas-A 0,05 0,11 0,11 0,00 0,02 0,13 0,57 2026 Nyár Alacsny 0,05 0,07 0,12 0,02 0,02 0,14 0,59 2026 Nyár Alacsny-A 0,06 0,11 0,11 0,00 0,02 0,13 0,57 2026 Nyár Magas 0,05 0,07 0,12 0,02 0,02 0,14 0,59 2026 Nyár Magas-A 0,06 0,11 0,11 0,00 0,02 0,13 0,57 2031 Tél Alacsny 0,05 0,09 0,11 0,02 0,02-0,09 0,81 2031 Tél Alacsny-A 0,06 0,12 0,10 0,00 0,02-0,11 0,81 2031 Tél Magas 0,05 0,09 0,11 0,02 0,02-0,09 0,81 2031 Tél Magas-A 0,06 0,12 0,10 0,00 0,02-0,11 0,81 2031 Nyár Alacsny 0,05 0,09 0,11 0,02 0,02-0,09 0,81 2031 Nyár Alacsny-A 0,06 0,13 0,10 0,00 0,02-0,11 0,80 2031 Nyár Magas 0,05 0,09 0,11 0,02 0,02-0,09 0,81 2031 Nyár Magas-A 0,06 0,13 0,10 0,00 0,02-0,11 0,80 6-15. táblázat Az ukrán-magyar szállításk hatása a magyar metszékáramláskra Az ukrán villams hálózat (Burshtyn Island) szigetüzemben, alig néhány vezetéken keresztül csatlakzik az ENTSO-E rendszeregyesülés rszágaihz. E vezetékek többsége magyar határkeresztező vezeték, így nem meglepő, hgy az ukrán szállításknak 57-81%-a a leszerződött útvnalakat választja. A 6-15. táblázat szerint ezen kívül 10%-t meghaladó érintettségük csak a szlvák-magyar, a rmán-magyar és a hrvátmagyar határkeresztező vezetékeknek van. Szlvák exprtlehetőségek A 6-11. ábra és a hzzá kapcslódó 6-16. táblázat a szlvák exprtkapacitáskat mutatja. - 114 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 4200-520 200 5949,8 5700 5200-714,4 4253 3539 2021 Tél Alacsny-A 4200-1501 200 7020,7 6800 5300-1709 4956 3247 2021 Tél Magas 4200-975 200 6217,8 6000 5000-1182 4445 3263 2021 Tél Magas-A 4200-1770 200 6706,2 6500 4700-1963 4735 2772 2021 Nyár Alacsny 4200-935 200 6273,3 6050 5100-1126 4487 3361 2021 Nyár Alacsny-A 4200-1974 200 7250,4 7050 5050-2143 5125 2982 2021 Nyár Magas 4200-1526 200 7126,5 6900 5400-1738 5097 3359 2021 Nyár Magas-A 4200-2199 200 7174 6950 4750-2358 5071 2713 2026 Tél Alacsny 4200 468 200 3550,3 3350 3800 454,9 2526 2981 2026 Tél Alacsny-A 4200-1459 200 5748,6 5500 4050-1667 4044 2377 2026 Tél Magas 4200-77 200 4521,2 4300 4200-97,9 3218 3120 2026 Tél Magas-A 4200-1905 200 5518 5300 3400-2109 3884 1775 2026 Nyár Alacsny 4200-102 200 4246,6 4000 3900-149,5 3019 2869 2026 Nyár Alacsny-A 4200-1922 200 5155,4 4950 3000-2099 3623 1524 2026 Nyár Magas 4200-750 200 5180,7 4950 4200-963,7 3683 2720 2026 Nyár Magas-A 4200-2042 200 4764,3 4550 2500-2172 3348 1176 2031 Tél Alacsny 4200-337 200 4967,1 4750 4400-486,8 4293 3806 2031 Tél Alacsny-A 4200-2135 200 4406,4 4200 2050-2402 3726 1324 2031 Tél Magas 4200-676 200 4762 4550 3850-958,4 4116 3158 2031 Tél Magas-A 4200-2808 200 4965,2 4750 1950-3027 4202 1175 2031 Nyár Alacsny 4200-1216 200 5615,7 5400 4150-1548 4855 3307 2031 Nyár Alacsny-A 4200-2538 200 4661 4450 1900-2726 3928 1202 2031 Nyár Magas 4200-1436 200 5698 5450 4050-1752 4926 3174 2031 Nyár Magas-A 4200-2772 200 4470,5 4250 1450-2911 3768 857 6-16. táblázat Szlvák exprtkapacitásk 6-11. ábra Szlvák exprtlehetőségek - 115 -
A szlvák exprtkapacitást az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Felsőzslca-Sajóivánka távvezeték a 400 kv-s Veľké Kapušany- Mukachev távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Gönyű-Gabčíkv távvezeték a 400 kv-s Győr-Gabčíkv távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Perkáta távvezeték a 400 kv-s Paks-Litér távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Perkáta távvezeték a 400 kv-s Paks-Litér távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Sándrfalva távvezeték a 400 kv-s Paks-Paks2 kuplungvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks2-Perkáta távvezeték a 400 kv-s Paks2-Litér távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks2-Perkáta távvezeték a 400 kv-s Paks2-Albertirsa távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2021 Tél Alacsny 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,71 0,08 2021 Tél Alacsny-A 0,07 0,08 0,04 0,01 0,02 0,71 0,07 2021 Tél Magas 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,71 0,08 2021 Tél Magas-A 0,07 0,08 0,04 0,01 0,02 0,71 0,07 2021 Nyár Alacsny 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,72 0,08 2021 Nyár Alacsny-A 0,07 0,08 0,04 0,01 0,02 0,71 0,07 2021 Nyár Magas 0,06 0,06 0,04 0,02 0,02 0,72 0,08 2021 Nyár Magas-A 0,07 0,08 0,04 0,01 0,02 0,71 0,07 2026 Tél Alacsny 0,06 0,06 0,05 0,02 0,02 0,71 0,08 2026 Tél Alacsny-A 0,07 0,09 0,04 0,01 0,02 0,70 0,06 2026 Tél Magas 0,06 0,06 0,05 0,02 0,02 0,71 0,08 2026 Tél Magas-A 0,07 0,09 0,04 0,01 0,02 0,70 0,06 2026 Nyár Alacsny 0,06 0,06 0,05 0,02 0,02 0,71 0,08 2026 Nyár Alacsny-A 0,07 0,10 0,04 0,01 0,02 0,70 0,05 2026 Nyár Magas 0,06 0,06 0,05 0,02 0,02 0,71 0,08 2026 Nyár Magas-A 0,07 0,10 0,04 0,01 0,02 0,70 0,05 2031 Tél Alacsny 0,05 0,06 0,03 0,02 0,02 0,86-0,03 2031 Tél Alacsny-A 0,05 0,10 0,02 0,01 0,02 0,85-0,04 2031 Tél Magas 0,05 0,06 0,03 0,02 0,02 0,86-0,03 2031 Tél Magas-A 0,05 0,10 0,02 0,01 0,02 0,85-0,04 2031 Nyár Alacsny 0,05 0,06 0,03 0,02 0,02 0,86-0,04 2031 Nyár Alacsny-A 0,05 0,10 0,02 0,01 0,02 0,84-0,04 2031 Nyár Magas 0,05 0,06 0,03 0,02 0,02 0,86-0,03 2031 Nyár Magas-A 0,05 0,10 0,02 0,01 0,02 0,84-0,04 6-17. táblázat A magyar-szlvák szállításk hatása a magyar metszékáramláskra A 6-17. táblázatban a könnyebb áttekinthetőség érdekében újra megadtuk a 6-3. táblázatban szereplő elszlási tényezőket. A vnatkzási iránykn a fejezetcímnek megfelelően értelemszerűen váltztattunk. A szlvák exprt többi szállítási útra gyakrlt hatásáról ugyanazt lehet elmndani, mint krábban, az imprtkapacitásk esetében, azaz a szlvák exprt a legnagybb hatást az sztrák, a hrvát és az ukrán szállításkra gyakrlja. Osztrák exprtlehetőségek Ausztria nagy tárzós erőműveinek köszönhetően a villams energiát hl exprtálja, hl imprtálja, az sztrák-magyar szállításk emiatt várhatóan hsszú távn is kétirányúak maradnak. Az sztrák exprtkapacitáskat a 6-12. ábra és a hzzá kapcslódó 6-18. táblázat mutatja. - 116 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 2200-232 200 4397,9 4150 3950-318,5 1641 1322 2021 Tél Alacsny-A 2200-600 200 6148,4 5900 5300-683,5 2355 1672 2021 Tél Magas 2200-429 200 5876,9 5650 5200-521 2193 1672 2021 Tél Magas-A 2200-913 200 6103,8 5900 4950-1013 2331 1318 2021 Nyár Alacsny 2200-499 200 5292,4 5050 4550-600,9 1975 1374 2021 Nyár Alacsny-A 2200-1071 200 5368,8 5150 4050-1163 2054 891 2021 Nyár Magas 2200-680 200 5951,4 5750 5050-775 2220 1445 2021 Nyár Magas-A 2200-1142 200 5139,9 4900 3750-1225 1967 742 2026 Tél Alacsny 2200 319 200 2985,5 2750 3100 311,9 1115 1427 2026 Tél Alacsny-A 2200-591 200 6231,5 6000 5400-674,7 2414 1739 2026 Tél Magas 2200-143 200 4641,7 4400 4250-172,1 1734 1562 2026 Tél Magas-A 2200-921 200 6400,2 6200 5250-1020 2469 1449 2026 Nyár Alacsny 2200-18 200 3925,5 3700 3700-26,4 1465 1439 2026 Nyár Alacsny-A 2200-1059 200 6018,5 5800 4750-1157 2327 1170 2026 Nyár Magas 2200-405 200 5701,7 5500 5050-519,5 2129 1609 2026 Nyár Magas-A 2200-1155 200 5633,1 5400 4250-1228 2178 950 2031 Tél Alacsny 2200 818 200 586,4 350 1200 883,1 203 1086 2031 Tél Alacsny-A 2200-818 200 4806,9 4600 3750-919,6 1733 813 2031 Tél Magas 2200 365 200 2385,6 2150 2550 423 825 1248 2031 Tél Magas-A 2200-427 200 4806,9 4600 4150-460,3 1725 1265 2031 Nyár Alacsny 2200 719 200 584 350 1100 815,2 202 1017 2031 Nyár Alacsny-A 2200-237 200 3094,3 2850 2650-255 1114 859 2031 Nyár Magas 2200-83 200 3752,1 3550 3450-101,8 1297 1195 2031 Nyár Magas-A 2200-669 200 4802 4600 3900-702,4 1728 1026 6-18. táblázat Osztrák exprtkapacitásk 6-12. ábra Osztrák exprtlehetőségek - 117 -
Az Ausztriába szállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Gönyű-Győr távvezeték a 400 kv-s Győr-Orszlány távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Gönyű-Győr távvezeték a 400 kv-s Győr-Gabčíkv távvezeték kiesése hatására. A győri egyik 220/120 kv-s transzfrmátrk a másik 220/120 kv-s transzfrmátr kiesése hatására. A 220 kv-s Győr- Neusiedl távvezeték a 220 kv-s Győr-Wien távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Győr-Zurndrf távvezeték a 400 kv-s Győr-Szmbathely távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Sándrfalva távvezeték a 400 kv-s Paks-Paks2 kuplungvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks2-Perkáta távvezeték a 400 kv-s Paks2-Litér távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks2-Tpnár távvezeték a 400 kv-s Paks2-Litér távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2021 Tél Alacsny 0,37 0,12 0,04 0,03 0,09 0,28 0,06 2021 Tél Alacsny-A 0,38 0,15 0,04 0,02 0,09 0,27 0,05 2021 Tél Magas 0,37 0,12 0,04 0,03 0,09 0,28 0,06 2021 Tél Magas-A 0,38 0,15 0,04 0,02 0,09 0,27 0,05 2021 Nyár Alacsny 0,37 0,12 0,04 0,04 0,09 0,28 0,06 2021 Nyár Alacsny-A 0,38 0,15 0,03 0,02 0,09 0,27 0,05 2021 Nyár Magas 0,37 0,12 0,04 0,04 0,09 0,28 0,06 2021 Nyár Magas-A 0,38 0,15 0,03 0,02 0,09 0,27 0,05 2026 Tél Alacsny 0,37 0,13 0,04 0,04 0,09 0,27 0,06 2026 Tél Alacsny-A 0,39 0,16 0,04 0,02 0,09 0,26 0,04 2026 Tél Magas 0,37 0,13 0,04 0,04 0,09 0,27 0,06 2026 Tél Magas-A 0,39 0,16 0,04 0,02 0,09 0,26 0,04 2026 Nyár Alacsny 0,37 0,13 0,05 0,04 0,09 0,27 0,06 2026 Nyár Alacsny-A 0,39 0,17 0,04 0,02 0,09 0,26 0,03 2026 Nyár Magas 0,37 0,13 0,05 0,04 0,09 0,27 0,06 2026 Nyár Magas-A 0,39 0,17 0,04 0,02 0,09 0,26 0,03 2031 Tél Alacsny 0,35 0,14 0,04 0,04 0,08 0,38-0,02 2031 Tél Alacsny-A 0,36 0,17 0,03 0,02 0,08 0,35-0,02 2031 Tél Magas 0,35 0,14 0,04 0,04 0,08 0,38-0,02 2031 Tél Magas-A 0,36 0,17 0,03 0,02 0,08 0,35-0,02 2031 Nyár Alacsny 0,35 0,14 0,04 0,04 0,08 0,38-0,02 2031 Nyár Alacsny-A 0,36 0,18 0,03 0,02 0,08 0,35-0,02 2031 Nyár Magas 0,35 0,14 0,04 0,04 0,08 0,38-0,02 2031 Nyár Magas-A 0,36 0,18 0,03 0,02 0,08 0,35-0,02 6-19. táblázat A magyar-sztrák szállításk hatása a magyar metszékáramláskra Az sztrák exprt más szállítási iránykra gyakrlt hatását a 6-19. táblázat mutatja. Jól látható, hgy az sztrák-magyar metszékre kötött szállításknak csak a kisebbik része flyik a leszerződött útvnaln. A nagybbik rész a szlvák és a hrvát határkeresztezőket veszi igénybe, a rmán, a szerb és az ukrán metszékek részesedése pedig megközelítőleg azns. Hrvát exprtlehetőségek A hrvát exprtkapacitásk alakulását a 6-13. ábra és a hzzá kapcslódó 6-20. táblázat mutatja. - 118 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 2900 807 200 4260,9 4050 4850 1034,5 1551 2586 2021 Tél Alacsny-A 2900 721 200 4202,6 4000 4700 960,5 1627 2587 2021 Tél Magas 2900 734 200 4499,7 4250 5000 964,5 1638 2603 2021 Tél Magas-A 2900 560 200 4518,2 4300 4850 800,8 1749 2550 2021 Nyár Alacsny 2900 604 200 5045,7 4800 5400 829 1816 2645 2021 Nyár Alacsny-A 2900 478 200 4894,9 4650 5150 684,3 1899 2584 2021 Nyár Magas 2900 539 200 5212,4 5000 5550 763,7 1876 2640 2021 Nyár Magas-A 2900 457 200 4964,6 4750 5200 652,6 1926 2579 2026 Tél Alacsny 2900 1365 200 2809,7 2600 3950 1344,5 1056 2400 2026 Tél Alacsny-A 2900 786 200 3647,1 3400 4200 1037,1 1484 2521 2026 Tél Magas 2900 1280 200 2752,4 2550 3800 1334,1 1034 2368 2026 Tél Magas-A 2900 675 200 3871,2 3650 4300 932,1 1575 2507 2026 Nyár Alacsny 2900 1157 200 3348,1 3100 4300 1240,8 1253 2494 2026 Nyár Alacsny-A 2900 520 200 4262,6 4050 4550 747,3 1759 2506 2026 Nyár Magas 2900 1107 200 3016 2800 3900 1329,9 1128 2458 2026 Nyár Magas-A 2900 408 200 4685,6 4450 4850 588,3 1931 2520 2031 Tél Alacsny 2900 1269 200 2576,9 2350 3600 1377,8 1019 2397 2031 Tél Alacsny-A 2900 763 200 3395,6 3150 3950 996,9 1455 2452 2031 Tél Magas 2900 1060 200 2853,9 2650 3700 1235,6 1128 2363 2031 Tél Magas-A 2900 408 200 4291,5 4050 4450 590,1 1838 2428 2031 Nyár Alacsny 2900 1072 200 3117,7 2900 3950 1222,7 1228 2451 2031 Nyár Alacsny-A 2900 397 200 3403,9 3200 3600 572,1 1479 2051 2031 Nyár Magas 2900 1078 200 2982 2750 3850 1299,8 1174 2474 2031 Nyár Magas-A 2900 323 200 4870,6 4650 4950 466,6 2115 2581 6-20. táblázat Hrvát exprtkapacitásk 6-13. ábra Hrvát exprtlehetőségek - 119 -
A Hrvátrszágba szállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Gönyű-Győr távvezeték a 400 kv-s Győr-Gabčíkv távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Pécs távvezeték egyik rendszere a másik rendszer kiesése hatására. A 400 kv-s Pécs-Ernestinv 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 2021 Tél Alacsny 0,11 0,36 0,10 0,10 0,11 0,13 0,08 2021 Tél Alacsny-A 0,12 0,39 0,09 0,09 0,11 0,13 0,07 2021 Tél Magas 0,11 0,36 0,10 0,10 0,11 0,13 0,08 2021 Tél Magas-A 0,12 0,39 0,09 0,09 0,11 0,13 0,07 2021 Nyár Alacsny 0,11 0,36 0,10 0,10 0,11 0,13 0,08 2021 Nyár Alacsny-A 0,12 0,39 0,09 0,09 0,11 0,13 0,07 2021 Nyár Magas 0,11 0,36 0,10 0,10 0,11 0,13 0,08 2021 Nyár Magas-A 0,12 0,39 0,09 0,09 0,11 0,13 0,07 2026 Tél Alacsny 0,11 0,38 0,10 0,10 0,11 0,12 0,07 2026 Tél Alacsny-A 0,12 0,41 0,10 0,09 0,12 0,12 0,05 2026 Tél Magas 0,11 0,38 0,10 0,10 0,11 0,12 0,07 2026 Tél Magas-A 0,12 0,41 0,10 0,09 0,12 0,12 0,05 2026 Nyár Alacsny 0,11 0,37 0,10 0,11 0,11 0,12 0,07 2026 Nyár Alacsny-A 0,12 0,41 0,10 0,09 0,12 0,12 0,04 2026 Nyár Magas 0,11 0,37 0,10 0,11 0,11 0,12 0,07 2026 Nyár Magas-A 0,12 0,41 0,10 0,09 0,12 0,12 0,04 2031 Tél Alacsny 0,11 0,40 0,11 0,10 0,11 0,15 0,03 2031 Tél Alacsny-A 0,12 0,43 0,10 0,08 0,11 0,13 0,03 2031 Tél Magas 0,11 0,40 0,11 0,10 0,11 0,15 0,03 2031 Tél Magas-A 0,12 0,43 0,10 0,08 0,11 0,13 0,03 2031 Nyár Alacsny 0,11 0,39 0,11 0,10 0,11 0,15 0,03 2031 Nyár Alacsny-A 0,12 0,43 0,10 0,08 0,11 0,12 0,02 2031 Nyár Magas 0,11 0,39 0,11 0,10 0,11 0,15 0,03 2031 Nyár Magas-A 0,12 0,43 0,10 0,08 0,11 0,12 0,02 6-21. táblázat A magyar-hrvát szállításk hatása a magyar metszékáramláskra A 6-21. táblázatban szereplő elszlási tényezőkből az látható, hgy a hrvát imprtnak csak a 36-43%-a áramlik be a hrvát-magyar határkeresztező vezetékeken. Az imprt nagybbik hányada, megközelítőleg egyenletesen elsztva, az sztrák, a szlvák és a szlvén metszékeket terheli, az ukrán és a rmán metszékek pedig alig érintettek. Szlvén exprtlehetőségek A szlvén exprtlehetőségeket a 6-14. ábra és a hzzá kapcslódó 6-22. táblázat mutatja be. A szlvén exprtkapacitásk jellegüket tekintve a hrvát exprtkapacitáskkal megegyezően alakulnak, csak a gyengébb villams összeköttetésnek megfelelően aránysan kisebbek. - 120 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 1300 327 200 3392,2 3150 3500 419,8 664 1083 2021 Tél Alacsny-A 1300 298 200 3448,9 3200 3500 397,3 681 1078 2021 Tél Magas 1300 296 200 3539 3300 3600 388,6 692 1081 2021 Tél Magas-A 1300 184 200 4107,3 3900 4050 264,5 811 1076 2021 Nyár Alacsny 1300 249 200 3778,3 3550 3800 341,8 736 1078 2021 Nyár Alacsny-A 1300 168 200 4223 4000 4150 240,8 834 1075 2021 Nyár Magas 1300 214 200 3972,7 3750 3950 304,2 774 1078 2021 Nyár Magas-A 1300 144 200 4385,6 4150 4300 206 866 1072 2026 Tél Alacsny 1300 555 200 2840,2 2600 3150 544,4 556 1101 2026 Tél Alacsny-A 1300 309 200 3395,5 3150 3500 405,8 676 1082 2026 Tél Magas 1300 448 200 3202,9 3000 3450 465,6 627 1093 2026 Tél Magas-A 1300 240 200 3764,3 3550 3800 330,7 750 1080 2026 Nyár Alacsny 1300 488 200 2911,7 2700 3150 521,9 569 1091 2026 Nyár Alacsny-A 1300 175 200 4150,3 3950 4100 250,7 829 1080 2026 Nyár Magas 1300 380 200 3175,7 2950 3350 455,2 621 1076 2026 Nyár Magas-A 1300 151 200 4342,2 4100 4250 217,1 868 1085 2031 Tél Alacsny 1300 487 200 2903,3 2700 3150 526,1 546 1072 2031 Tél Alacsny-A 1300 213 200 4019,9 3800 4000 278,1 770 1048 2031 Tél Magas 1300 363 200 3440 3200 3600 421,3 647 1068 2031 Tél Magas-A 1300 105 200 4036,8 3800 3900 150 773 923 2031 Nyár Alacsny 1300 423 200 2714,9 2500 2900 481,1 510 991 2031 Nyár Alacsny-A 1300 203 200 2615,4 2400 2600 290,4 503 793 2031 Nyár Magas 1300 362 200 3251,9 3050 3400 435,7 611 1046 2031 Nyár Magas-A 1300 144 200 4061 3850 4000 207 781 988 6-22. táblázat Szlvén exprtkapacitásk 6-14. ábra Szlvén exprtlehetőségek - 121 -
A Szlvéniába kiszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Gönyű-Győr távvezeték a 400 kv-s Győr-Gabčíkv távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Hévíz-Cirkvce távvezeték a 400 kv-s Hévíz-Žerjavinec távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2021 Tél Alacsny 0,17 0,29 0,05 0,06 0,20 0,17 0,06 2021 Tél Alacsny-A 0,18 0,31 0,05 0,05 0,20 0,16 0,05 2021 Tél Magas 0,17 0,29 0,05 0,06 0,20 0,17 0,06 2021 Tél Magas-A 0,18 0,31 0,05 0,05 0,20 0,16 0,05 2021 Nyár Alacsny 0,17 0,28 0,06 0,06 0,19 0,17 0,06 2021 Nyár Alacsny-A 0,18 0,31 0,05 0,05 0,20 0,16 0,06 2021 Nyár Magas 0,17 0,28 0,06 0,06 0,19 0,17 0,06 2021 Nyár Magas-A 0,18 0,31 0,05 0,05 0,20 0,16 0,06 2026 Tél Alacsny 0,17 0,30 0,06 0,06 0,20 0,16 0,06 2026 Tél Alacsny-A 0,18 0,33 0,05 0,05 0,20 0,15 0,04 2026 Tél Magas 0,17 0,30 0,06 0,06 0,20 0,16 0,05 2026 Tél Magas-A 0,18 0,33 0,05 0,05 0,20 0,15 0,04 2026 Nyár Alacsny 0,17 0,30 0,06 0,06 0,20 0,16 0,06 2026 Nyár Alacsny-A 0,18 0,33 0,05 0,05 0,20 0,15 0,03 2026 Nyár Magas 0,17 0,30 0,06 0,06 0,20 0,16 0,06 2026 Nyár Magas-A 0,18 0,33 0,05 0,05 0,20 0,15 0,03 2031 Tél Alacsny 0,16 0,31 0,06 0,06 0,19 0,21 0,01 2031 Tél Alacsny-A 0,17 0,34 0,06 0,05 0,19 0,19 0,00 2031 Tél Magas 0,16 0,31 0,06 0,06 0,19 0,21 0,01 2031 Tél Magas-A 0,17 0,34 0,06 0,05 0,19 0,19 0,00 2031 Nyár Alacsny 0,16 0,31 0,06 0,06 0,19 0,21 0,01 2031 Nyár Alacsny-A 0,17 0,35 0,05 0,05 0,19 0,19 0,00 2031 Nyár Magas 0,16 0,31 0,06 0,06 0,19 0,21 0,01 2031 Nyár Magas-A 0,17 0,35 0,05 0,05 0,19 0,19 0,00 6-23. táblázat A magyar-szlvén szállításk hatása a magyar metszékáramláskra A szlvén szállításk legnagybb része várhatóan a hrvát-magyar határkeresztező vezetékeken fg átflyni. A 6-23. táblázatban szereplő elszlási tényezők alapján a Hévíz-Cirkvce 400 kv-s távvezeték a szlvén imprtban mindössze csak Szerb exprtlehetőségek 19-20%-ban érintett. A szlvén kereskedelmi ügyletek ezen kívül még jelentős kölcsönhatást fgnak gyakrlni az sztrák, és a szlvák szállításkra. A szerb exprtkapacitásk alakulását a 6-15. ábra és az ehhez kapcslódó 6-24. táblázat mutatja. - 122 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 1300 282 100 4027,9 3900 4200 362,5 784 1146 2021 Tél Alacsny-A 1300 185 100 3211,9 3100 3250 247,3 592 839 2021 Tél Magas 1300 249 100 4280,4 4150 4400 327,1 833 1160 2021 Tél Magas-A 1300 150 100 3165,9 3050 3200 215 583 798 2021 Nyár Alacsny 1300 221 100 4811,3 4700 4900 304,6 946 1251 2021 Nyár Alacsny-A 1300 141 100 3527,7 3400 3550 202,1 648 850 2021 Nyár Magas 1300 205 100 4833,7 4700 4900 290,8 951 1241 2021 Nyár Magas-A 1300 132 100 3462,3 3350 3450 189 636 825 2026 Tél Alacsny 1300 499 100 2763,9 2650 3150 489,9 545 1035 2026 Tél Alacsny-A 1300 187 100 2474 2350 2550 245,4 455 701 2026 Tél Magas 1300 493 100 2710,9 2600 3100 511,9 536 1048 2026 Tél Magas-A 1300 158 100 2547,8 2400 2600 216,3 471 687 2026 Nyár Alacsny 1300 423 100 3293,2 3150 3600 451,9 654 1106 2026 Nyár Alacsny-A 1300 137 100 2776,7 2650 2800 195,6 509 704 2026 Nyár Magas 1300 425 100 2970,1 2850 3250 509,3 592 1101 2026 Nyár Magas-A 1300 74 100 3085,3 2950 3050 105,5 567 673 2031 Tél Alacsny 1300 551 100 2531,5 2400 2950 595,2 482 1077 2031 Tél Alacsny-A 1300 290 100 1866,3 1750 2050 376,7 331 707 2031 Tél Magas 1300 485 100 2806,5 2700 3150 562,2 536 1098 2031 Tél Magas-A 1300 173 100 2618,8 2500 2650 247,2 466 713 2031 Nyár Alacsny 1300 509 100 3062,4 2950 3450 577,6 588 1165 2031 Nyár Alacsny-A 1300 95 100 4139,8 4000 4100 135,7 730 866 2031 Nyár Magas 1300 459 100 2932 2800 3250 550,4 564 1115 2031 Nyár Magas-A 1300 63 100 3871,2 3750 3800 90 685 775 6-24. táblázat Szerb exprtkapacitásk 6-15. ábra Szerb exprtlehetőségek - 123 -
A Szerbiába kiszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Paks-Pécs távvezeték egyik rendszere a másik rendszer kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Sándrfalva távvezeték a 400 kv-s Albertirsa-Szlnk távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Sándrfalva távvezeték a 400 kv-s Rşiri-Mukachev távvezeték kiesése hatására. Erőművel összekötő távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 400 kv-s Burshtyn- Mukachev távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Sándrfalva távvezeték a 400 kv-s Sándrfalvát a Szeged Energia Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2021 Tél Alacsny 0,05 0,31 0,21 0,19 0,04 0,08 0,11 2021 Tél Alacsny-A 0,06 0,33 0,20 0,18 0,04 0,08 0,10 2021 Tél Magas 0,05 0,31 0,21 0,19 0,04 0,08 0,11 2021 Tél Magas-A 0,06 0,33 0,20 0,18 0,04 0,08 0,10 2021 Nyár Alacsny 0,05 0,31 0,21 0,20 0,04 0,08 0,11 2021 Nyár Alacsny-A 0,06 0,33 0,20 0,18 0,04 0,08 0,10 2021 Nyár Magas 0,05 0,31 0,21 0,20 0,04 0,08 0,11 2021 Nyár Magas-A 0,06 0,33 0,20 0,18 0,04 0,08 0,10 2026 Tél Alacsny 0,05 0,32 0,21 0,20 0,04 0,08 0,10 2026 Tél Alacsny-A 0,06 0,35 0,21 0,18 0,05 0,07 0,08 2026 Tél Magas 0,05 0,32 0,22 0,20 0,04 0,07 0,10 2026 Tél Magas-A 0,06 0,35 0,21 0,18 0,05 0,07 0,08 2026 Nyár Alacsny 0,05 0,32 0,22 0,20 0,04 0,07 0,10 2026 Nyár Alacsny-A 0,06 0,36 0,21 0,18 0,05 0,07 0,07 2026 Nyár Magas 0,05 0,32 0,22 0,20 0,04 0,07 0,10 2026 Nyár Magas-A 0,06 0,36 0,21 0,18 0,05 0,07 0,07 2031 Tél Alacsny 0,05 0,33 0,26 0,19 0,04 0,04 0,09 2031 Tél Alacsny-A 0,06 0,36 0,25 0,18 0,05 0,03 0,09 2031 Tél Magas 0,05 0,33 0,26 0,19 0,04 0,04 0,09 2031 Tél Magas-A 0,06 0,36 0,25 0,18 0,05 0,03 0,08 2031 Nyár Alacsny 0,05 0,32 0,26 0,19 0,04 0,04 0,09 2031 Nyár Alacsny-A 0,06 0,36 0,24 0,18 0,05 0,02 0,08 2031 Nyár Magas 0,05 0,32 0,26 0,19 0,04 0,04 0,09 2031 Nyár Magas-A 0,06 0,36 0,25 0,18 0,05 0,02 0,08 A 400 kv-s Pécs-Ernestinv távvezeték egyik rendszere a másik rendszer kiesése hatására. A 400 kv-s Sándrfalva-Subtica távvezeték a 400 kv-s Sremska Mitrvica- Mladst távvezeték kiesése hatására. 6-25. táblázat A magyar-szerb szállításk hatása a magyar metszékáramláskra A 6-25. táblázat elszlási tényezőit figyelembe véve a szerb-magyar szállításk legnagybb mértékben (31-36%) a hrvát-magyar metszéket veszik igénybe. Rmán exprtlehetőségek A rmán exprt lehetőségek alakulását a 6-16. ábra és az ehhez kapcslódó 6-26. táblázat mutatja. - 124 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 2200-21 100 3321 3200 3200-28,7 1147 1118 2021 Tél Alacsny-A 2200-232 100 2783,5 2650 2450-265,4 942 677 2021 Tél Magas 2200-116 100 3478,2 3350 3250-141,4 1201 1060 2021 Tél Magas-A 2200-256 100 2743,6 2600 2350-284 929 645 2021 Nyár Alacsny 2200-152 100 3560,7 3450 3300-183,5 1231 1048 2021 Nyár Alacsny-A 2200-298 100 3058,6 2950 2650-324,1 1030 705 2021 Nyár Magas 2200-191 100 4111,9 4000 3800-218,1 1422 1204 2021 Nyár Magas-A 2200-328 100 3001,9 2900 2550-351,7 1010 659 2026 Tél Alacsny 2200 213 100 2058,3 1950 2150 208,9 718 927 2026 Tél Alacsny-A 2200-204 100 2256 2150 1950-233,3 775 542 2026 Tél Magas 2200 248 100 2497,1 2350 2600 257,5 874 1132 2026 Tél Magas-A 2200-251 100 2295,5 2150 1900-278,5 792 513 2026 Nyár Alacsny 2200 78 100 2644,8 2500 2600 83,5 924 1008 2026 Nyár Alacsny-A 2200-273 100 2483,8 2350 2100-297,9 853 555 2026 Nyár Magas 2200 121 100 2833,4 2700 2850 144,7 994 1138 2026 Nyár Magas-A 2200-392 100 2784,8 2650 2250-417,7 959 542 2031 Tél Alacsny 2900 297 100 3246,7 3100 3400 319,1 1342 1661 2031 Tél Alacsny-A 2900 67 100 1748,6 1600 1700 87 707 794 2031 Tél Magas 2900 238 100 3261,3 3150 3350 274,7 1350 1624 2031 Tél Magas-A 2900-214 100 2453,7 2350 2100-232,5 993 761 2031 Nyár Alacsny 2900 240 100 3893,3 3750 4000 271,4 1611 1882 2031 Nyár Alacsny-A 2900-715 100 3885,5 3750 3050-769,5 1564 794 2031 Nyár Magas 2900 105 100 4007,9 3900 4000 125 1660 1785 2031 Nyár Magas-A 2900-657 100 3633,7 3500 2850-690,8 1465 774 6-26. táblázat Rmán exprtkapacitásk 6-16. ábra Rmán exprtlehetőségek - 125 -
A Rmániába kiszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 400 kv-s Burshtyn- Mukachev távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Pécs távvezeték egyik rendszere a másik rendszer kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Sándrfalva távvezeték a 400 kv-s Albertirsa-Szlnk távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Sándrfalva távvezeték a 400 kv-s Rşiri-Mukachev távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks-Sándrfalva távvezeték a 400 kv-s Sándrfalvát a Szeged Energia Erőművel összekötő távvezeték kiesése hatására. Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2021 Tél Alacsny 0,05 0,23 0,35 0,09 0,03 0,09 0,16 2021 Tél Alacsny-A 0,05 0,26 0,34 0,08 0,04 0,09 0,15 2021 Tél Magas 0,05 0,23 0,35 0,09 0,03 0,09 0,16 2021 Tél Magas-A 0,05 0,26 0,34 0,08 0,04 0,09 0,15 2021 Nyár Alacsny 0,05 0,23 0,35 0,09 0,03 0,09 0,16 2021 Nyár Alacsny-A 0,05 0,26 0,34 0,08 0,04 0,09 0,15 2021 Nyár Magas 0,05 0,23 0,35 0,09 0,03 0,09 0,16 2021 Nyár Magas-A 0,05 0,26 0,34 0,08 0,04 0,09 0,15 2026 Tél Alacsny 0,05 0,24 0,35 0,09 0,03 0,08 0,15 2026 Tél Alacsny-A 0,05 0,27 0,34 0,08 0,04 0,08 0,13 2026 Tél Magas 0,05 0,24 0,35 0,10 0,03 0,08 0,15 2026 Tél Magas-A 0,05 0,27 0,34 0,08 0,04 0,08 0,13 2026 Nyár Alacsny 0,05 0,24 0,35 0,10 0,03 0,08 0,15 2026 Nyár Alacsny-A 0,06 0,28 0,34 0,08 0,04 0,08 0,12 2026 Nyár Magas 0,05 0,24 0,35 0,10 0,03 0,08 0,15 2026 Nyár Magas-A 0,06 0,28 0,34 0,08 0,04 0,08 0,12 2031 Tél Alacsny 0,05 0,24 0,41 0,09 0,03 0,01 0,16 2031 Tél Alacsny-A 0,05 0,27 0,40 0,08 0,04 0,00 0,16 2031 Tél Magas 0,05 0,24 0,41 0,09 0,03 0,01 0,16 2031 Tél Magas-A 0,05 0,27 0,40 0,08 0,04 0,00 0,15 2031 Nyár Alacsny 0,05 0,24 0,41 0,09 0,03 0,01 0,16 2031 Nyár Alacsny-A 0,06 0,28 0,40 0,08 0,04-0,01 0,15 2031 Nyár Magas 0,04 0,24 0,41 0,09 0,03 0,01 0,16 2031 Nyár Magas-A 0,06 0,28 0,40 0,08 0,04-0,01 0,15 6-27. táblázat A magyar-rmán szállításk hatása a magyar metszékáramláskra A 6-27. táblázat alapján a rmán szállításknak csak a 34-41%-a flyik a leszerződött utakn. A rmán imprt beszállításában meghatárzó Ukrán exprtlehetőségek A 6-17. ábra és a hzzá kapcslódó 6-28. táblázat az ukrán exprtlehetőségek alakulását mutatja. 2026-ban a magyar ldaln megépülő 400 kv-s kisvárdai alállmásnak köszönhetően az szerepük van a hrvát-magyar (23-28%) és az ukrán-magyar (12-16%) határkeresztezőknek. exprtkapacitásban szerény növekedéssel lehet számlni, ami a Veľké Kapušany-Mukachev távvezeték kikapcslása miatt 2031 után a 2026- s szint alá csökken. - 126 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC NTF ATF TTF 2021 Tél Alacsny 2200-302 200 2209,1 2000 1700-415,5 1306 890 2021 Tél Alacsny-A 2200-556 200 2327,4 2100 1550-632,7 1357 724 2021 Tél Magas 2200-366 200 2222 2000 1650-444 1313 869 2021 Tél Magas-A 2200-592 200 2341,4 2100 1500-657 1365 708 2021 Nyár Alacsny 2200-378 200 2345,8 2100 1750-456,4 1391 935 2021 Nyár Alacsny-A 2200-615 200 2443,1 2200 1600-668,3 1425 757 2021 Nyár Magas 2200-482 200 2445,7 2200 1750-548,5 1451 902 2021 Nyár Magas-A 2200-685 200 2507,7 2300 1600-735,2 1463 728 2026 Tél Alacsny 2200-295 200 2065,7 1850 1550-231,2 1224 993 2026 Tél Alacsny-A 2200-605 200 2898,8 2650 2050-692,7 1658 965 2026 Tél Magas 2200-251 200 2203,6 2000 1750-303,4 1307 1004 2026 Tél Magas-A 2200-710 200 2959,3 2750 2000-789,1 1695 905 2026 Nyár Alacsny 2200-220 200 2264,9 2050 1800-317,7 1343 1026 2026 Nyár Alacsny-A 2200-663 200 3099,6 2850 2200-727 1758 1031 2026 Nyár Magas 2200-275 200 2317,2 2100 1800-354,6 1376 1022 2026 Nyár Magas-A 2200-758 200 3156 2950 2150-809 1793 984 2031 Tél Alacsny 2200-298 200 1683,8 1450 1150-427,8 1368 940 2031 Tél Alacsny-A 2200-298 200 1435,4 1200 900-335,7 1157 821 2031 Tél Magas 2200-300 200 1643,8 1400 1100-425,5 1335 910 2031 Tél Magas-A 2200-405 200 1544,2 1300 900-437,6 1245 807 2031 Nyár Alacsny 2200-268 200 1518,2 1300 1050-342 1233 891 2031 Nyár Alacsny-A 2200-602 200 1896,2 1650 1050-647,3 1525 878 2031 Nyár Magas 2200-326 200 1575,7 1350 1000-397,9 1280 882 2031 Nyár Magas-A 2200-581 200 1813,6 1600 1000-610,8 1459 848 6-28. táblázat Ukrán exprtkapacitásk 6-17. ábra Ukrán exprtlehetőségek - 127 -
Az Ukrajnába kiszállítható teljesítményt az alábbi hálózatelem/kiesés párk krlátzzák: A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a Kisvárda 750/400 kv-s transzfrmátr kiesése hatására. A 220 kv-s Sajószöged-Tiszalök távvezeték a Mukachev 400/220 kv-s transzfrmátr kiesése hatására. Év Évszak Terhelés HU>AT HU>HR HU>RO HU>RS HU>SI HU>SK HU>UA 2021 Tél Alacsny 0,05 0,08 0,11 0,01 0,02 0,14 0,59 2021 Tél Alacsny-A 0,05 0,10 0,11 0,00 0,02 0,13 0,58 2021 Tél Magas 0,05 0,08 0,11 0,01 0,02 0,14 0,59 2021 Tél Magas-A 0,05 0,10 0,11 0,00 0,02 0,13 0,58 2021 Nyár Alacsny 0,05 0,08 0,11 0,02 0,02 0,14 0,59 2021 Nyár Alacsny-A 0,06 0,10 0,10 0,00 0,02 0,13 0,58 2021 Nyár Magas 0,05 0,08 0,11 0,02 0,02 0,14 0,59 2021 Nyár Magas-A 0,06 0,10 0,10 0,00 0,02 0,13 0,58 2026 Tél Alacsny 0,05 0,08 0,12 0,02 0,02 0,14 0,59 2026 Tél Alacsny-A 0,05 0,11 0,11 0,00 0,02 0,13 0,57 2026 Tél Magas 0,05 0,08 0,12 0,02 0,02 0,14 0,59 2026 Tél Magas-A 0,05 0,11 0,11 0,00 0,02 0,13 0,57 2026 Nyár Alacsny 0,05 0,07 0,12 0,02 0,02 0,14 0,59 2026 Nyár Alacsny-A 0,06 0,11 0,11 0,00 0,02 0,13 0,57 2026 Nyár Magas 0,05 0,07 0,12 0,02 0,02 0,14 0,59 2026 Nyár Magas-A 0,06 0,11 0,11 0,00 0,02 0,13 0,57 2031 Tél Alacsny 0,05 0,09 0,11 0,02 0,02-0,09 0,81 2031 Tél Alacsny-A 0,06 0,12 0,10 0,00 0,02-0,11 0,81 2031 Tél Magas 0,05 0,09 0,11 0,02 0,02-0,09 0,81 2031 Tél Magas-A 0,06 0,12 0,10 0,00 0,02-0,11 0,81 2031 Nyár Alacsny 0,05 0,09 0,11 0,02 0,02-0,09 0,81 2031 Nyár Alacsny-A 0,06 0,13 0,10 0,00 0,02-0,11 0,80 2031 Nyár Magas 0,05 0,09 0,11 0,02 0,02-0,09 0,81 2031 Nyár Magas-A 0,06 0,13 0,10 0,00 0,02-0,11 0,80 6-29. táblázat A magyar-ukrán szállításk hatása a magyar metszékáramláskra Az ukrán villams hálózat (Burshtyn Island) szigetüzemben, alig néhány vezetéken keresztül csatlakzik az ENTSO-E rendszeregyesülés rszágaihz. E vezetékek többsége magyar határkeresztező vezeték, így nem meglepő, hgy az ukrán szállításknak 57-81%-a a leszerződött útvnalakat választja. A 6-29. táblázat szerint ezen kívül 10%-t meghaladó érintettségük csak a szlvák-magyar, a rmán-magyar és a hrvátmagyar határkeresztező vezetékeknek van. Szumma imprtkapacitás A 6-30. táblázat és az ahhz kapcslódó 6-18. ábra alapján a magyar villamsenergia-rendszer teljesítményegyensúlyának megőrzéséhez szükséges imprt 2031-ig előretekintve, biztnságsan beszállítható. - 128 -
Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC 2021 Tél Alacsny 8600-340 200 6874,6 6650 6300 2021 Tél Alacsny-A 8600 1686 200 4494,7 4250 5950 2021 Tél Magas 8600 608 200 6290,2 6050 6650 2021 Tél Magas-A 8600 2637 200 2911,3 2700 5300 2021 Nyár Alacsny 8600 891 200 5254,8 5050 5900 2021 Nyár Alacsny-A 8600 3171 200 2258,9 2050 5200 2021 Nyár Magas 8600 1921 200 4015,4 3800 5700 2021 Nyár Magas-A 8600 3622 200 1592,4 1350 5000 2026 Tél Alacsny 8600-3126 200 9654,6 9450 6300 2026 Tél Alacsny-A 8600 1577 200 4750 4550 6100 2026 Tél Magas 8600-1999 200 7890,6 7650 5650 2026 Tél Magas-A 8600 2716 200 3454,9 3250 5950 2026 Nyár Alacsny 8600-1807 200 8051,2 7850 6000 2026 Nyár Alacsny-A 8600 3086 200 2478,7 2250 5350 2026 Nyár Magas 8600-603 200 5929,2 5700 5100 2026 Nyár Magas-A 8600 3714 200 2135,5 1900 5600 2031 Tél Alacsny 9200-2789 200 9520,8 9300 6500 2031 Tél Alacsny-A 9200 1917 200 3315,7 3100 5000 2031 Tél Magas 9200-1536 200 8295 8050 6550 2031 Tél Magas-A 9200 3168 200 2702 2500 5650 2031 Nyár Alacsny 9200-1480 200 6469,8 6250 4750 2031 Nyár Alacsny-A 9200 3398 200 2425,5 2200 5600 2031 Nyár Magas 9200-161 200 5203,3 5000 4800 2031 Nyár Magas-A 9200 4150 200 1429,2 1200 5350 6-30. táblázat Szumma imprtkapacitásk 6-18. ábra Szumma imprtkapacitásk - 129 -
Szumma exprtkapacitás A magyar villamsenergia-rendszer szumma exprtkapacitásait a 6-31. táblázat és az ahhz kapcslódó 6-19. ábra mutatja. Ez az átviteli kapacitás, nha lényegesen kisebb, mintha az egyes relációkban kaptt exprtkapacitáskat összeadnánk, remélhetőleg így is elegendő lesz a hazai erőművek exprtra felszabaduló termelésének kielégítésére. Év Évszak Terhelés Cmax AAC TRM de ATC NTC 2021 Tél Alacsny 8600 340 200 6972,5 6750 7100 2021 Tél Alacsny-A 8600-1686 200 8234,4 8000 6300 2021 Tél Magas 8600-608 200 7300,5 7100 6450 2021 Tél Magas-A 8600-2637 200 8940,6 8700 6100 2021 Nyár Alacsny 8600-891 200 7386,2 7150 6250 2021 Nyár Alacsny-A 8600-3171 200 8836,7 8600 5450 2021 Nyár Magas 8600-1921 200 8528,2 8300 6400 2021 Nyár Magas-A 8600-3622 200 8896,3 8650 5050 2026 Tél Alacsny 8600 3126 200 4312,1 4100 7200 2026 Tél Alacsny-A 8600-1577 200 5938 5700 4150 2026 Tél Magas 8600 1999 200 5208,7 5000 7000 2026 Tél Magas-A 8600-2716 200 6016,1 5800 3100 2026 Nyár Alacsny 8600 1807 200 5514,5 5300 7100 2026 Nyár Alacsny-A 8600-3086 200 6294,8 6050 3000 2026 Nyár Magas 8600 603 200 5880,9 5650 6250 2026 Nyár Magas-A 8600-3714 200 5838,5 5600 1900 2031 Tél Alacsny 9200 2789 200 4166,1 3950 6750 2031 Tél Alacsny-A 9200-1917 200 4503,8 4300 2350 2031 Tél Magas 9200 1536 200 5424,8 5200 6750 2031 Tél Magas-A 9200-3168 200 5089 4850 1700 2031 Nyár Alacsny 9200 1480 200 4449,2 4200 5700 2031 Nyár Alacsny-A 9200-3398 200 5781,5 5550 2150 2031 Nyár Magas 9200 161 200 6522,8 6300 6450 2031 Nyár Magas-A 9200-4150 200 5732,4 5500 1350 6-31. táblázat Szumma exprtkapacitásk - 130 -
6-19. ábra Szumma exprtkapacitásk Tranzitkapacitás A 6-32. táblázat azt mutatja, hgy az egyes sarkévekben hgyan alakul a tranzitkapacitásk maximuma és minimuma. A számításkat úgy is elvégeztük, hgy a mnitrztt elemek közé a külföldi hálózatelemeket is felvettük, s ezekből a vizsgálatkból az derült ki, hgy a valóságban, a szállításban érintett szabályzási területek túlterhelődései miatt a 6-32. táblázatban szereplő tranzit szállításknak csak a töredéke realizálható. Mindebből következik, hgy a magyar villamsenergia-rendszer tranzitáló képessége kellően nagy ahhz, hgy a hazai imprt- és exprtkapacitásk külső hatásra számttevően ne váltzzanak. - 131 -
Év Exprtáló Imprtáló ΔEmin ΔEmax 2021 Bulgária-Rmánia Németrszág 2827 5535 2021 Bulgária-Rmánia Olaszrszág 2646 5565 2021 Csehrszág-Lengyelrszág Németrszág 10519 15953 2021 Csehrszág-Lengyelrszág Olaszrszág 6662 10287 2026 Bulgária-Rmánia Németrszág 2313 6469 2026 Bulgária-Rmánia Olaszrszág 2127 6685 2026 Csehrszág-Lengyelrszág Németrszág 12769 20100 2026 Csehrszág-Lengyelrszág Olaszrszág 8364 12083 2031 Bulgária-Rmánia Németrszág 1900 3564 2031 Bulgária-Rmánia Olaszrszág 2030 3807 2031 Csehrszág-Lengyelrszág Németrszág 4961 18020 2031 Csehrszág-Lengyelrszág Olaszrszág 3105 11575 6-32. táblázat Tranzitkapacitásk szélsőértékeinek alakulása Szembetűnő, hgy a cseh-lengyel szállításk esetében a tranzitkapacitás maximuma skkal nagybb mértékű, mint a blgár-rmán szállításk esetén. Ennek kai a magyar hálózat különböző tranzitszállításkra vnatkzó elszlási tényezőinek eltérő vltában keresendők. Minél kevésbé érintett egy hálózat valamely tranzitszállításban, annál nagybb a tranzitáló képessége abban az irányban. 6-20. ábra Blgár-rmán szállítás Németrszágba - 132 -
6-21. ábra Blgár-rmán szállítás Olaszrszágba 6-22. ábra Cseh-lengyel szállítás Németrszágba - 133 -
6-23. ábra Cseh-lengyel szállítás Olaszrszágba Az alábbiakban sarkévekre lebntva kigyűjtöttük, hgy az egyes tranzitszállításknál a hálózati szűk keresztmetszetek a magyar hálózatn legelőször hl jelentkeznének: 2021 Blgár-rmán tranzit Németrszágba A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 750 kv-s Kisvárda-Zakhidnukrainska távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Sándrfalva-Arad távvezeték a Békéscsaba- Nădab 400 kv-s távvezeték kiesése hatására. 2021 Blgár-rmán tranzit Olaszrszágba A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 750 kv-s Kisvárda-Zakhidnukrainska távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Sándrfalva-Arad távvezeték a Békéscsaba- Nădab 400 kv-s távvezeték kiesése hatására. 2021 Cseh-lengyel tranzit Németrszágba A 400 kv-s Gönyű-Győr távvezeték a 400 kv-s Győr-Gabčíkv távvezeték kiesése hatására. 2021 Cseh-lengyel tranzit Olaszrszágba A 400 kv-s Gönyű-Győr távvezeték a 400 kv-s Győr-Gabčíkv távvezeték kiesése hatására. 2026 Blgár-rmán tranzit Németrszágba A 400 kv-s Kisvárda-Mukachev távvezeték a 750 kv-s Kisvárda-Zakhidnukrainska távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Paks2-Perkáta távvezeték a Paks2-Litér 400 kv-s távvezeték kiesése hatására. A 400 kv-s Sándrfalva-Arad távvezeték a Békéscsaba-Nădab 400 kv-s távvezeték kiesése hatására. - 134 -