A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2014

MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30

A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2014.

MAVIR Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt.

Budapest, 2014.

MAVIR RTO: A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2014.

A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2014.

Készítette: MAVIR Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt. Rendszerirányítási Igazgatóság Rendszerszintű Tervezési és Elemzési Osztály

Budapest, 2014.

-2MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


Tartalomjegyzék 0. VEZETŐI ÖSSZEFOGLALÓ .............................................................................. 5 0.1. SZÜKSÉGES HÁLÓZATFEJLESZTÉSEK ................................................................ 6 0.2. TOVÁBBI MEGÁLLAPÍTÁSOK ............................................................................ 15 1. BEVEZETÉS ..................................................................................................... 18 2. A MAGYAR VILLAMOSENERGIA-RENDSZER ÁTVITELI HÁLÓZATA KÖZÉP- ÉS HOSSZÚ TÁVÚ FEJLESZTÉSI ALAPELVE....................................... 19 3. A HÁLÓZATFEJLESZTÉSI TERV KIINDULÓ ADATAI, KIINDULÓ FELTÉTELEK .......................................................................................................... 22 3.1. IDŐHORIZONT ............................................................................................... 22 3.2. VISSZATEKINTÉS - A 2013 ÉVI HÁLÓZATFEJLESZTÉSI TERVEKBEN RÖGZÍTETTEK MEGVALÓSULÁSA .................................................................................................... 23

3.3. A MAGYAR VILLAMOSENERGIA-RENDSZER FOGYASZTÓI IGÉNYEINEK ELŐREJELZÉSE 2030-IG ........................................................................................... 32

3.4. A VILLAMOSENERGIA-RENDSZER KÖZÉP- ÉS HOSSZÚ TÁVÚ FORRÁSOLDALI KAPACITÁSFEJLESZTÉSE 2030-IG ............................................................................. 38

3.5. AZ ELOSZTÓI ENGEDÉLYESEK FEJLESZTÉSI TERVEI .......................................... 42 3.6. HÁLÓZATTERVEZÉSI ELVEK............................................................................ 43 3.7. KAPCSOLAT A 10 ÉVES ÖSSZEURÓPAI HÁLÓZATFEJLESZTÉSI TERVVEL (TYNDP) 44 4. HÁLÓZATVIZSGÁLATOK ............................................................................... 47 4.1. ÁLLANDÓSULT ÁLLAPOT VIZSGÁLAT ................................................................ 48 4.1.1. Modellezési alapelvek és vizsgálati módszerek .................................. 48 4.1.1.1. Változatok összeállítása és modellezési alapelvek...................... 48 4.1.1.2. Vizsgálati számítások .................................................................. 51 4.1.2. Javasolt hálózatfejlesztések ............................................................... 52 4.1.3. Alternatív fejlesztési lehetőségek........................................................ 62 4.1.4. Rendszerszintű feszültség- és meddőteljesítmény-viszonyok ............ 67 4.2. ZÁRLATSZÁMÍTÁS ......................................................................................... 70 4.3. A VER TRANZIENS STABILITÁSÁNAK ALAKULÁSA.............................................. 72

-3MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


4.4. ÁTVITELI KAPACITÁS ..................................................................................... 86 4.4.1. Import/export kapacitások ................................................................... 86 4.4.2. Tranzitáló képesség ............................................................................ 88 4.4.3. Várható export/import/tranzit viszonyok, piacszimuláció ..................... 90 5. IDŐSORELEMZÉS, VALÓSZÍNŰSÉGI SZÁMÍTÁSOK, „KOCKÁZATELEMZÉS” ......................................................................................... 97 5.1. VIZSGÁLATI EREDMÉNYEK ............................................................................. 98 6. ÁBRAJEGYZÉK ............................................................................................. 105 7. TÁBLÁZATOK................................................................................................ 107

-4MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


0.

Vezetői összefoglaló

A villamos energiáról szóló 2007. évi LXXXVI. törvény (VET) 25. § (1) bekezdése az átviteli rendszerirányító kötelességévé teszi a villamosenergia-rendszer 132 kV-os és annál nagyobb feszültségű hálózatokra vonatkozó hálózatfejlesztési tervének elkészítését az elosztók által készített tervek figyelembevételével.

A közép- és hosszú távú hálózatfejlesztés tervezése keretében meg kell vizsgálni és meg kell teremtetni azon rendszerfeltételeket, amelyek a folyamatos, megbízható és minőségi

villamosenergia-ellátást

biztosítják a

változó

energetikai

és piaci

körülmények között. Ki kell alakítani egy olyan hálózati infrastruktúrát és közvetítő közeget, mely minden piaci szereplő számára rugalmas és gyors reagálást lehetővé tevő

környezetet

biztosít, illetve

diszkriminációmentes piaci

feltételeket

és

szolgáltatást nyújt.

A MAVIR ZRt. középtávú hálózatfejlesztési célkitűzése a VET-ben, szabályzatokban, szerződésekben meghatározott ellátás-, és üzembiztonság megteremtése a rendszerhasználók számára. Az átviteli és a 132 kV-os hálózat olyan mértékű kiépítése (kiépíttetése) a cél, mely lehetővé teszi a villamosenergia-piac egésze számára a legnagyobb közös haszon (hasznosság) érvényre juttatását. Hosszú távra kitekintve a mindenkori középtávú célkitűzések szem előtt tartásával biztosítani kell

a

magyar

villamosenergia-rendszer

jogszabályokban,

szabályzatokban,

szerződésekben rögzített elveknek való megfelelését, és együtt kell működni – arányos módon – az európai villamosenergia-rendszer működőképességének fenntartásában. Fontos megjegyezni, hogy jelen tervben és mellékleteiben szereplő, jövőben üzembe kerülő alállomás elnevezések csak a földrajzi beazonosítás megkönnyítését szolgálják a tervkészítés során és nem feltétlenül azonosak a hivatalos dokumentumokban, engedélyekben, tervekben, az üzemirányítás során alkalmazandó elnevezésekkel.

-5MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


0.1. 2030-ig

Szükséges hálózatfejlesztések előretekintve

az

alábbi

–

mint

szükséges

–

hálózatfejlesztések

megvalósulásával számolunk. Átviteli hálózat esetén 2020-ig, elosztói hálózat esetén 2018-ig előretekintve az így megvalósuló – és korábban közcélúnak még nem minősített – hálózati elemeket közcélú hálózati elemeknek, a folytatott előkészítő munkálatokat közcélúaknak javasoljuk minősíteni:

Átviteli hálózat

2014 végéig o Debrecen Józsa 400/132 kV-os alállomás 132 kV-os csatlakozásának bővítése a Debrecen OVIT – Balmazújváros távvezeték felhasításával és beforgatásával Debrecen Józsa alállomásba.

2015 végéig o Perkáta 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar tercier söntfojtóval, a Martonvásár – Paks 400 kV-os távvezeték felhasítása Perkáta 400 kV-os alállomásba. 132 kV-os csatlakozás E.ON hálózatára vezetékrendezéssel.

2016 végéig o Kerepes

térségében

400

kV-os

alállomás

létesítése

400/128

kV-os,

2x250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar tercier söntfojtóval, Albertirsa – Göd 400 kV-os távvezeték 2. rendszerének felhasítása és beforgatása Kerepes 400 kV-os alállomásba, 132 kV-os csatlakozás az ELMŰ hálózatára a Gödöllő – Rákoskeresztúr

és

Gödöllő – Kőbánya

távvezetékek

felhasításával

és

beforgatásával. o Hévíz – Žerjavinec

kétrendszerű

400

kV-os

határkeresztező

távvezeték

I. rendszerének áttérítése Cirkovce (SI) irányába (érdemi magyar oldali költségvonzata nincs).

-6MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Pécs alállomás 132 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés kiépítése.1

2017 végéig o Szigetcsép térségében új 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es

transzformátorral,

2x70

Mvar

tercier

söntfojtóval,

Albertirsa - Martonvásár 400 kV-os távvezeték egy rendszerének felhasítása és beforgatása Szigetcsép 400 kV-os alállomásba, 132 kV-os csatlakozás az ELMŰ hálózatára

a

Dunamenti – Dunavarsány kétrendszerű

távvezeték mindkét

rendszerének felhasításával és beforgatásával. o Detk alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor beépítése.

2018 végéig o Kisvárda térségében 750/400 kV-os alállomás létesítése Sajószöged – Mukachevo és Albertirsa – Zakhidnoukrainska távvezetékek felhasításával és beforgatásával Kisvárda alállomásba. Kisvárda – Zakhidnoukrainska távvezeték 750 kV-on, a többi vezeték-kapcsolat 400 kV-on üzemel. o A 750 kV-os távvezeték 400 kV-on üzembe vett Albertirsa – Kisvárda közötti szakaszának beforgatása Debrecen Józsa alállomásba, 132 kV-os csatlakozás bővítése a Debrecen OVIT – Hajdúböszörmény távvezeték felhasításával és beforgatásával Debrecen Józsa alállomásba. o Gönyű – Gabčíkovo (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése2. o Sajóivánka – Rimavská Sobota (SK) 400 kV-os határkeresztező távvezeték létesítése kétrendszerű oszlopsoron, első kiépítésben egy felszerelt rendszerrel; Sajóivánkán második 400/128 kV-os 250 MVA-es transzformátor és 2x70 Mvar söntfojtó létesítése3. 1

E.ON a Pécsi Erőmű állomásból az elosztói távvezetékek kiforgatását, állomás előtti összekötését, valamint a térségi távvezetékeknek a Pécs 132 kV-os alállomásba történő beforgatását tervezi. Új alakzat: Siklós – Pécs 1,2 rsz., Komló – Pécs 1. rsz., Komló – Pécs 1. rsz., Pécs Kelet – Pécs, Pécs Kertváros – Pécs, Bonyhád – Pécs, Mohács – Pécs 2 Az Európai Közösség 2014-ben kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a Gönyű - Gabčíkovo (SK), Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) közös projekt cluster-ben szerepel. 3 Az Európai Közösség 2014-ben kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a Gönyű - Gabčíkovo (SK), Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) közös projekt cluster-ben szerepel.

-7MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


2020 végéig o Nyíregyháza térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA

transzformátorral,

2x70

Mvar

söntfojtóval,

a

Sajószöged

–

Kisvárda 400 kV-os távvezeték felhasítása Nyíregyháza 400 kV-os alállomásba. 132 kV-os csatlakozás E.ON tulajdonú távvezetékek csatlakoztatásával. o Ócsa állomásban 132 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés létesítése, harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor beépítése, 132 kV-os Ócsa – Üllő távvezeték létesítése4

Végleges döntést az alábbi átviteli hálózati létesítésekről még nem kell hozni:

2021 végéig o Kisvárda – Veľké Kapušany (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése5.

2023 végéig o Kerepes 400/132 kV-os táppont bővítése 220 kV-os kapcsolóberendezéssel és 1x500 MVA 400/231 kV-os transzformátorral, Ócsa – Zugló 220 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 220 kV kapcsolóberendezésbe, az így létrejövő Kerepes – Zugló 220 kV-os távvezeték átépítése kétrendszerűre.

2024 végéig o Győr alállomásban harmadik 400/128 kV-os 250 MVA-es transzformátor létesítése 70 Mvar söntfojtóval6,7 4

A 132 kV-os távvezeték létesítése ELMŰ beruházás, de a harmadik transzformátor beépítésével koordináltan kell megvalósítani. 5 Az Európai Közösség 2014-ben kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a beruházás szerepel. 6 Az Európai Közösség 2014-ben kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a beruházás még közös projekt cluster-ben szerepel a Gönyű - Gabčíkovo (SK) és Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) projektekkel, azonban a megvalósítás halasztása miatt a következő TYNDP-ben ki kell kerülnie a clusterből. 7 A harmadik transzformátor beépítése a legköltséghatékonyabb megoldás a transzformátorkapacitás szükségessé váló bővítésére, de az alállomás korlátozott bővíthetősége, valamint a járulékosan okozott zárlati igénybevétel-növekedés miatt ez műszaki szempontból nem a legelőnyösebb beavatkozás. Vizsgálni kell alternatív beavatkozások lehetőségét, amelyek közül jelenleg a meglevő két 400/132 kV-os transzformátor nagyobb egységteljesítményűre történő cseréje

-8MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Székesfehérvár térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, a Litér – Martonvásár 400 kV-os távvezeték felhasítása Székesfehérvár 400 kV-os alállomásba. 132 kV-os csatlakozás kétrendszerű kuplungvezetékkel Székesfehérvár Észak alállomásba (kétgyűjtősínes kialakítás szükséges).

2025 végéig o Pomáz térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, Bicske Dél – Pomáz 400 kV-os kétrendszerű távvezeték létesítése, 132 kV-os csatlakozás a Göd – Kaszásdűlő és Pomáz ELMŰ – Békásmegyer 132 kV-os távvezetékek felhasításával és beforgatásával.

Erőművek hálózati csatlakozásához szükséges átviteli hálózati fejlesztések

Az erőművek tényleges üzembehelyezési ideje a később megkötendő hálózati csatlakozási szerződésekben rögzített időpont függvényében változhat.

2017 végéig o Oroszlány

400

kV-os

alállomás

létesítése

400/128

kV-os,

2x250 MVA

transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, Gönyű – Bicske Dél 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Oroszlány alállomásba8. o Oroszlány – Dunamenti

és

Oroszlány – Győr

220

kV-os

összeköttetések

áttérítése 400 kV-ra, a Győr – Martonvásár 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Oroszlány alállomásba9. o Sándorfalva 400 kV-os alállomás bővítése Szeged Erőmű létesítése miatt10.

látszik legelőnyösebbnek (a rövidzárási feszültség célirányos tervezésével a zárlati igénybevétel növekedése elkerülhető). 8 Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. (Az erőmű és a csatlakozási pont között kétrendszerű 400 kV-os összeköttetést kell létesíteni.) 9 Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. 10 Szeged Energia erőművi csatlakozás céljából.

-9MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


2018 végéig o Albertfalva állomásban 220 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés létesítése11 . o Albertfalva alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor és soros zárlatkorlátozó fojtó beépítése12.

2019 végéig o Sajószöged 400 kV-os alállomás bővítése Tisza II Erőmű repowering miatt13. o Sajószöged alállomásba 400 kV-os blokkvezeték létesítése Tisza II Erőmű repowering miatt14.

2023 végéig o Paks II. új 400 kV-os alállomás létesítése, Albertirsa – Paks 400 kV-os kétrendszerű távvezeték létesítése, meglevő Paks állomásból 400 kV-os távvezetékek (Perkáta, Litér, Toponár) átkötése, kétrendszerű 400 kV-os kuplungvezeték kialakítása15.

132 kV-os elosztóhálózat 2019 végéig:

E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt. o Perkáta 400/128 kV alállomás hálózatba illesztése érdekében új 132 kV-os kétrendszerű távvezetékszakasz létesítése és vezetékrendezés, 2014-2015 Megszűnik: Szabadegyháza – Dunaújváros 2., Sárbogárd – Dunaújváros Észak, Dunaújváros Észak– Dunaújváros Új alakzat: Szabadegyháza – Perkáta, Perkáta – Dunaújváros Észak, Dunaújváros Észak – Dunaújváros 2., Sárbogárd – Perkáta, Perkáta – Dunaújváros

11

Csepel III erőmű csatlakoztatása érdekében. Csepel III erőmű csatlakoztatásával összefüggésben szükségessé vált beruházás. 13 Tisza II Erőmű repowering csatlakozás céljából. 14 Tisza II Erőmű repowering csatlakozás céljából. 15 Paks II. erőművi csatlakozás céljából. 12

- 10 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o A Pécs alállomás MAVIR általi 132 kV-os bővítése, a térségi 132 kV-os távvezetékek beforgatása, Pécsi Erőmű alállomásból az elosztói távvezetékek kiforgatása, állomás előtti összekötése, 2016 Megszűnik: Siklós – Pécsi Erőmű 1,2 rsz., Komló – Pécs Kelet, Pécs Kelet – Pécsi Erőmű, Komló – Pécsi Erőmű, Pécs Kertváros – Pécsi Erőmű, Pécs Újmecsekalja – Pécsi Erőmű, Bonyhád – Pécsi Erőmű, Mohács – Pécsi Erőmű Új alakzat: Siklós – Pécs 1,2 rsz., Komló – Pécs 1. rsz., Komló – Pécs 1. rsz., Pécs Kelet – Pécs, Pécs Kertváros – Pécs, Bonyhád – Pécs, Mohács – Pécs o Sárbogárd Kelet új 132 kV-os alállomás: Perkáta – Sárbogárd távvezeték felhasítása, beforgatás Sárbogárd Kelet alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2019

EDF DÉMÁSZ Hálózati Elosztó Kft. o -

ELMŰ Hálózati Kft. o Dunamenti – Szigethalom T – (Soroksár) távvezeték felhasítása, beforgatás Dunavarsány alállomásba, 2014 o Gödöllő – Rákoskeresztúr vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba, 2014-2016 o Gödöllő – Kőbánya vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba, 2014-2016 o Kőbánya – Kerepes vezeték felhasítása és beforgatása Rákoskeresztúr állomásba, 2014-2019 o Kolossy tér új 132 kV-os alállomás: Kaszásdűlő – Budaközép kábel felhasítása, beforgatás Kolossy tér alállomásba, 2014-2019 o Pilisvörösvár új 132 kV-os alállomás: Pomáz – Esztergom távvezeték felhasítása, beforgatás Pilisvörösvár alállomásba, 2014-2019 o Őrmező új 132 kV-os alállomás: Albertfalva – Kelenföld II. kábel felhasítása, beforgatás Őrmező alállomásba, 2014-2019 o Garay utca új 132 kV-os alállomás: Városliget – Erzsébetváros kábel felhasítása, beforgatás Garay utca alállomásba, 2014-2019

- 11 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. o Új 132 kV-os távvezeték létesítése: Sümeg – Zalaszentgrót (Zalaszentgrót 132/20 kV-os alállomás üzembe helyezése előtt 20 kV-on üzemel), 2014 o Csepreg új 132 kV-os alállomás, Szombathely Vépi út – Kőszeg felhasítása, beforgatás Csepreg alállomásba, 2014 o Új 132 kV-os távvezeték létesítése: Bicske Dél – Dorog, 2015 o Győr Ipari Park új 132 kV-os alállomás: Győr ÉDÁSZ – (Nagyszentjános) – Bana Bábolna távvezeték felhasítása, beforgatás Győr Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2015 o Székesfehérvár Dél új 132 kV-os alállomás: Szabadbattyán – Székesfehérvár Dél új távvezeték (rendszerhasználói igény függvénye), 2015-2016 o Tatabánya Ipari Park új 132 kV-os alállomás: Kisigmánd – Bánhida 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Tatabánya Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2016 o Bogyoszló új 132 kV-os alállomás: Győr – Sopronkövesd 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Bogyoszló alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2019

ÉMÁSZ Hálózati Kft. o Tiszapalkonyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés, 2014 Megszűnik: Tiszapalkonyai Erőmű – TIFO, Tiszapalkonyai Erőmű – Sajószöged 1,2, Tiszapalkonyai Erőmű – TVK I., Tiszapalkonyai Erőmű – TVK III., Tiszapalkonyai Erőmű – Tiszaújváros, Tiszapalkonyai Erőmű – THE indító, Tiszapalkonyai Erőmű – Tiszalök, Tiszapalkonyai Erőmű – Polgár, Sajószöged – TIFO, Sajószöged – TVK II. (eredeti nyomvonal), Sajószöged – THE indító Új alakzat: Sajószöged – Tiszaújváros, Sajószöged – TVK I., Sajószöged – TVK II. (másik nyomvonal), Tiszalök – TVK III., Sajószöged – (TIFO T) – THE indító, Sajószöged – (TIFO T) – Polgár o Borsodi Erőmű megszüntetés miatti vezetékrendezés, 2013-2015 Megszűnik: Miskolc Nyugat – Borsodi Erőmű, Borsodi Erőmű – Sajóivánka, Felsőzsolca – Borsodi Erőmű Új alakzat: Miskolc Nyugat – Sajóivánka

- 12 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Miskolc vezetékrendezés, 2014-2019 Megszűnik: Sajószöged – Felsőzsolca, DAM – Felsőzsolca, Nyékládháza ÉMÁSZ – DIGÉP, Sajószöged – Nyékládháza MÁV, Nyékládháza MÁV – Miskolc Dél, Miskolc Dél – Hejőcsaba (HCM), Hejőcsaba (HCM) – DAM Új alakzat: Sajószöged – Nyékládháza MÁV új nyomvonalon, Sajószöged – Nyékládháza ÉMÁSZ, Nyékládháza ÉMÁSZ – Felsőzsolca, Felsőzsolca – Miskolc Dél, Miskolc Dél – DAM, Nyékládháza MÁV – DIGÉP o Eger és Eger Észak között új 132 kV-os kétrendszerű távvezetékszakasz létesítése, valamint vezetékrendezés: Borsodnádasd - Eger-Észak egyik rendszerének kikötése Eger-Észak alállomásból, bekötése Eger alállomásba, illetve Eger - Füzesabony kikötése Eger alállomásból, bekötése Eger-Észak alállomásba, 2014-2019 o Recsk új 132 kV-os alállomás, Detk – Nagybátony 132 kV-os távvezeték felhasítása, Recsk bekötése T-ponttal, 2014-2019

E.ON Tiszántúli Áramhálózati ZRt. o Tiszapalkonyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés, 2014 Új alakzat: Sajószöged – (TIFO T) – Polgár, Tiszaújváros – (Tiszalök) – Hajdúnánás o Debrecen OVIT – Balmazújváros távvezeték felhasítása, beforgatás Debrecen Józsa 400/132 kV-os alállomásba; 2014 o Hajdúnánás – Tiszaújváros távvezeték beforgatása Tiszalök alállomásba (állomás előtti oszlopokon a sodronyok bontása), 2014 o Debrecen

OVIT

–

Hajdúböszörmény

távvezeték

felhasítása,

beforgatás

Debrecen Józsa 400/132 kV-os alállomásba, 2015 o Rakamaz új 132 kV-os mikroállomás, Tiszalök – Ibrány távvezeték felhasítása, Rakamaz bekötése T-ponttal , 2017 o Debrecen Déli Ipartelep új 132 kV-os mikroállomás, Létavértes – Debrecen kétrendszerű távvezetékek felhasítása, beforgatás Debrecen Déli Ipartelep alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2016

A felsorolt átviteli hálózati elemeket 2020-ig előretekintve, az elosztói hálózati elemeket 2018-ig előretekintve a 2015. január elsejével induló tervciklusban mint

- 13 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


megvalósult

illetve

kötelezően

megvalósítandó

hálózati

beruházásokat

kell

figyelembe venni adott időütemezés szerint.

A

megvalósulás

időütemezésében

bekövetkező

csúszás

olyan

lényeges

körülményváltozásnak tekinthető, mely a rendszerszintű hálózatfejlesztési tervbe való azonnali beavatkozást, a tervezés ciklikus tevékenységének idő előtti újraindítását jelentheti. Nem kell a tervezési tevékenységet újraindítani, amennyiben a csúszás a korábban prognosztizált, a beavatkozás műszaki indokát képező fogyasztói igénynövekedés – beleértve az egyedi rendszerhasználói igényeket is – késése vagy elmaradása miatt következik be, és a Rendszerirányító megítélése alapján üzembiztonsági kockázatot nem jelent.

- 14 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


0.2.

További megállapítások

Az elvégzett

kapacitásszámítások alapján

megállapítható,

hogy a

javasolt

fejlesztésekkel a magyar villamosenergia-rendszer nemzetközi összeköttetései, átviteli kapacitásai, összhangban az ENTSO-E előírásokkal, kellő mértékű, biztonságú és rugalmasan diverzifikálható kereskedelmi ügyletek lebonyolítását teszi lehetővé,

és

nem

jelent

korlátot

egy racionális

mértékű

villamosenergia-

kereskedelemnek („tranzit”-nak), az egységes villamosenergia-piac működésének.

Általánosságban

megállapítható,

hogy

az

U/Q

alapelvben

megfogalmazott

hálózatfejlesztési elképzelések mentén alakuló, fejlődő magyar villamosenergiarendszer U/Q szabályozhatósága minden vizsgált fejlesztési állapotában biztosított.

A zárlati szilárdság szükségessé váló növelése a zárlati teljesítmény növekedést okozó fejlesztési lépések üzembe helyezésének időpontjáig kötelezően elvégzendő – a szükségességét kiváltó beruházás függvényében közcélú – feladatok, általában új berendezések üzembe helyezésének is feltétele lehet. Az így szükségessé váló kiegészítő fejlesztések a csatlakozást előkészítő „Csatlakozási Terv” részét kell, hogy képezzék. Más esetben, amikor a zárlati igénybevétel esetleg több fejlesztési lépés következményeként növekedik meg, célszerű az együttműködő vagy érintett felek között a zárlati szilárdság növelésének teendőit, a kötelezettségvállalást, vagy a zárlati szintet korlátozó intézkedések részleteit egyeztetni, és például csatlakozási szerződésben, üzemviteli megállapodásban rögzíteni (lásd 4.2).

A tranziens stabilitásvizsgálatok alapján elmondható, hogy a 2030-ig tervezett hálózatfejlesztések, valamint az újonnan csatlakozó erőművek nem veszélyeztetik a villamosenergia-rendszer tranziens stabilitását.

- 15 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


A magyar villamosenergia-rendszer 220 kV-os, 400 kV-os, 750 kV-os átviteli hálózatának tervezett fejlesztései; 20142030 2014 végéig  Debrecen Józsa 400/132 kV-os alállomás 132 kV-os csatlakozásának bővítése a Debrecen OVIT – Balmazújváros távvezeték felhasításával és beforgatásával Debrecen Józsa alállomásba. 2015 végéig  Perkáta 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA es transzformátorral, 2x70 Mvar tercier söntfojtóval, a Martonvásár – Paks 400 kV-os távvezeték felhasítása Perkáta 400 kV-os alállomásba. 132 kV-os csatlakozás E.ON hálózatára vezetékrendezéssel. 2016 végéig  Kerepes térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA es transzformátorral, 2x70 Mvar tercier söntfojtóval, Albertirsa – Göd 400 kV-os távvezeték 2. rendszerének felhasítása és beforgatása Kerepes 400 kV-os alállomásba, 132 kV-os csatlakozás az ELMŰ hálózatára a Gödöllő – Rákoskeresztúr és Gödöllő – Kőbánya távvezetékek felhasításával és beforgatásával.  Hévíz – Žerjavinec kétrendszerű 400 kV-os határkeresztező távvezeték I. rendszerének áttérítése Cirkovce (SI) irányába (érdemi magyar oldali költségvonzata nincs).  Pécs alállomás 132 kV-os bővítése. 2017 végéig  Szigetcsép térségében új 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar tercier söntfojtóval, Albertirsa – Martonvásár 400 kV-os távvezeték egy rendszerének felhasítása és beforgatása Szigetcsép 400 kV-os alállomásba, 132 kV-os csatlakozás az ELMŰ hálózatára a Dunamenti – Dunavarsány kétrendszerű távvezeték mindkét rendszerének felhasításával és beforgatásával.  Detk alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor beépítése. 2018 végéig  Kisvárda térségében 750/400 kV-os alállomás létesítése Sajószöged – Mukachevo és Albertirsa – Zakhidnoukrainska távvezetékek felhasításával és beforgatásával Kisvárda alállomásba. Kisvárda – Zakhidnoukrainska távvezeték 750 kV-on, a többi vezeték-kapcsolat 400 kV-on üzemel.  A 750 kV-os távvezeték 400 kV-on üzembe vett Albertirsa – Kisvárda közötti szakaszának beforgatása Debrecen Józsa alállomásba, 132 kV-os csatlakozás bővítése a Debrecen OVIT – Hajdúböszörmény távvezeték felhasításával és beforgatásával Debrecen Józsa alállomásba..  Gönyű – Gabčíkovo (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése.  Sajóivánka – Rimavská Sobota (SK) 400 kV-os határkeresztező távvezeték létesítése kétrendszerű oszlopsoron, első kiépítésben egy felszerelt rendszerrel; Sajóivánkán második 400/128 kV-os 250 MVA-es transzformátor és 2x70 Mvar söntfojtó létesítése. 2020 végéig  Nyíregyháza térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, a Sajószöged – Kisvárda 400 kV-os távvezeték felhasítása Nyíregyháza 400 kV-os alállomásba. 132 kVos csatlakozás E.ON tulajdonú távvezetékek csatlakoztatásával.  Ócsa állomásban 132 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés létesítése, harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor beépítése, 132 kV-os Ócsa – Üllő távvezeték létesítése.

Végleges döntést az alábbi átviteli hálózati létesítésekről még nem kell hozni: 2021 végéig  Kisvárda – Veľké Kapušany (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése . 2023 végéig  Kerepes 400/132 kV-os táppont bővítése 220 kV-os kapcsolóberendezéssel és 1x500 MVA 400/231 kV-os transzformátorral, Ócsa – Zugló 220 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 220 kV kapcsolóberendezésbe, az így létrejövő Kerepes – Zugló 220 kV-os távvezeték átépítése kétrendszerűre. 2024 végéig  Győr alállomásban harmadik 400/128 kV-os 250 MVA-es transzformátor létesítése 70 Mvar söntfojtóval ,  Székesfehérvár térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, a Litér – Martonvásár 400 kV os távvezeték felhasítása Székesfehérvár 400 kV-os alállomásba. 132 kVos csatlakozás kétrendszerű kuplungvezetékkel Székesfehérvár Észak alállomásba (kétgyűjtősínes kialakítás szükséges). 2025 végéig  Pomáz térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, Bicske Dél – Pomáz 400 kV-os kétrendszerű távvezeték létesítése, 132 kV-os csatlakozás a Göd – Kaszásdűlő és Pomáz ELMŰ – Békásmegyer 132 kV-os távvezetékek felhasításával és beforgatásával. Erőművek hálózati csatlakozásához szükséges átviteli hálózati fejlesztések 2017 végéig  Oroszlány 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, Gönyű – Bicske Dél 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Oroszlány alállomásba .  Oroszlány – Dunamenti és Oroszlány – Győr 220 kV-os összeköttetések áttérítése 400 kV-ra, a Győr – Martonvásár 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Oroszlány alállomásba .  Sándorfalva 400 kV-os alállomás bővítése Szeged Erőmű létesítése miatt . 2018 végéig  Albertfalva állomásban 220 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés létesítése .  Albertfalva alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor és soros zárlatkorlátozó fojtó beépítése . 2019 végéig  Sajószöged 400 kV-os alállomás bővítése Tisza II Erőmű repowering miatt .  Sajószöged alállomásba 400 kV-os blokkvezeték létesítése Tisza II Erőmű repowering miatt . 2023 végéig  Paks II. új 400 kV-os alállomás létesítése, Albertirsa – Paks 400 kV-os kétrendszerű távvezeték létesítése, meglevő Paks állomásból 400 kV-os távvezetékek (Perkáta, Litér, Toponár) átkötése, kétrendszerű 400 kV-os kuplungvezeték kialakítása Paks II. erőművi csatlakozás céljából.

2014-2019-2024 Átviteli hálózati fejlesztések

- 16 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


A magyar villamosenergia-rendszer 132 kV-os elosztói hálózatának tervezett fejlesztései; 20142019 E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt.  Perkáta 400/128 kV alállomás hálózatba illesztése érdekében új 132 kV-os kétrendszerű távvezetékszakasz létesítése és vezetékrendezés, 2014-2015 Megszűnik: Szabadegyháza – Dunaújváros 2., Sárbogárd – Dunaújváros Észak, Dunaújváros Észak– Dunaújváros Új alakzat: Szabadegyháza – Perkáta, Perkáta – Dunaújváros Észak, Dunaújváros Észak – Dunaújváros 2., Sárbogárd – Perkáta, Perkáta – Dunaújváros  A Pécs alállomás MAVIR általi 132 kV-os bővítése, a térségi 132 kV-os távvezetékek beforgatása, Pécsi Erőmű alállomásból az elosztói távvezetékek kiforgatása, állomás előtti összekötése, 2016 Megszűnik: Siklós – Pécsi Erőmű 1,2 rsz., Komló – Pécs Kelet, Pécs Kelet – Pécsi Erőmű, Komló – Pécsi Erőmű, Pécs Kertváros – Pécsi Erőmű, Pécs Újmecsekalja – Pécsi Erőmű, Bonyhád – Pécsi Erőmű, Mohács – Pécsi Erőmű Új alakzat: Siklós – Pécs 1,2 rsz., Komló – Pécs 1. rsz., Komló – Pécs 1. rsz., Pécs Kelet – Pécs, Pécs Kertváros – Pécs, Bonyhád – Pécs, Mohács – Pécs  Sárbogárd Kelet új 132 kV-os alállomás: Perkáta – Sárbogárd távvezeték felhasítása, beforgatás Sárbogárd Kelet alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2019 EDF DÉMÁSZ Hálózati Elosztó Kft.  ELMŰ Hálózati Kft.  Dunamenti – Szigethalom T – (Soroksár) távvezeték felhasítása, beforgatás Dunavarsány alállomásba, 2014  Gödöllő – Rákoskeresztúr vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba, 2014-2016  Gödöllő – Kőbánya vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba, 2014-2016  Kőbánya – Kerepes vezeték felhasítása és beforgatása Rákoskeresztúr állomásba, 2014-2019  Kolossy tér új 132 kV-os alállomás: Kaszásdűlő – Budaközép kábel felhasítása, beforgatás Kolossy tér alállomásba, 2014-2019  Pilisvörösvár új 132 kV-os alállomás: Pomáz – Esztergom távvezeték felhasítása, beforgatás Pilisvörösvár alállomásba, 2014-2019  Őrmező új 132 kV-os alállomás: Albertfalva – Kelenföld II. kábel felhasítása, beforgatás Őrmező alállomásba, 2014-2019  Garay utca új 132 kV-os alállomás: Városliget – Erzsébetváros kábel felhasítása, beforgatás Garay utca alállomásba, 2014-2019 E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt.  Új 132 kV-os távvezeték létesítése: Sümeg – Zalaszentgrót (Zalaszentgrót 132/20 kV-os alállomás üzembe helyezése előtt 20 kV-on üzemel), 2014  Csepreg új 132 kV-os alállomás, Szombathely Vépi út – Kőszeg felhasítása, beforgatás Csepreg alállomásba, 2014  Új 132 kV-os távvezeték létesítése: Bicske Dél – Dorog, 2015  Győr Ipari Park új 132 kV-os alállomás: Győr ÉDÁSZ – (Nagyszentjános) – Bana Bábolna távvezeték felhasítása, beforgatás Győr Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2015  Székesfehérvár Dél új 132 kV-os alállomás: Szabadbattyán – Székesfehérvár Dél új távvezeték (rendszerhasználói igény függvénye), 2015-2016

Tatabánya Ipari Park új 132 kV-os alállomás: Kisigmánd – Bánhida 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Tatabánya Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2016  Bogyoszló új 132 kV-os alállomás: Győr – Sopronkövesd 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Bogyoszló alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2019 ÉMÁSZ Hálózati Kft.  Tiszapalkonyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés, 2014 Megszűnik: Tiszapalkonyai Erőmű – TIFO, Tiszapalkonyai Erőmű – Sajószöged 1,2, Tiszapalkonyai Erőmű – TVK I., Tiszapalkonyai Erőmű – TVK III., Tiszapalkonyai Erőmű – Tiszaújváros, Tiszapalkonyai Erőmű – THE indító, Tiszapalkonyai Erőmű – Tiszalök, Tiszapalkonyai Erőmű – Polgár, Sajószöged – TIFO, Sajószöged – TVK II. (eredeti nyomvonal), Sajószöged – THE indító Új alakzat: Sajószöged – Tiszaújváros, Sajószöged – TVK I., Sajószöged – TVK II. (másik nyomvonal), Tiszalök – TVK III., Sajószöged – (TIFO T) – THE indító, Sajószöged – (TIFO T) – Polgár  Borsodi Erőmű megszüntetés miatti vezetékrendezés, 2013-2015 Megszűnik: Miskolc Nyugat – Borsodi Erőmű, Borsodi Erőmű – Sajóivánka, Felsőzsolca – Borsodi Erőmű Új alakzat: Miskolc Nyugat – Sajóivánka  Miskolc vezetékrendezés, 2014-2019 Megszűnik: Sajószöged – Felsőzsolca, DAM – Felsőzsolca, Nyékládháza ÉMÁSZ – DIGÉP, Sajószöged – Nyékládháza MÁV, Nyékládháza MÁV – Miskolc Dél, Miskolc Dél – Hejőcsaba (HCM), Hejőcsaba (HCM) – DAM Új alakzat: Sajószöged – Nyékládháza MÁV új nyomvonalon, Sajószöged – Nyékládháza ÉMÁSZ, Nyékládháza ÉMÁSZ – Felsőzsolca, Felsőzsolca – Miskolc Dél, Miskolc Dél – DAM, Nyékládháza MÁV – DIGÉP  Eger és Eger Észak között új 132 kV-os kétrendszerű távvezetékszakasz létesítése, valamint vezetékrendezés: Borsodnádasd - Eger-Észak egyik rendszerének kikötése Eger-Észak alállomásból, bekötése Eger alállomásba, illetve Eger - Füzesabony kikötése Eger alállomásból, bekötése Eger-Észak alállomásba, 2014-2019  Recsk új 132 kV-os alállomás, Detk – Nagybátony 132 kV-os távvezeték felhasítása, Recsk bekötése T-ponttal, 20142019 E.ON Tiszántúli Áramhálózati ZRt.  Tiszapalkonyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés, 2014 Új alakzat: Sajószöged – (TIFO T) – Polgár, Tiszaújváros – (Tiszalök) – Hajdúnánás  Debrecen OVIT – Balmazújváros távvezeték felhasítása, beforgatás Debrecen Józsa 400/132 kV-os alállomásba; 2014  Hajdúnánás – Tiszaújváros távvezeték beforgatása Tiszalök alállomásba (állomás előtti oszlopokon a sodronyok bontása), 2014  Debrecen OVIT – Hajdúböszörmény távvezeték felhasítása, beforgatás Debrecen Józsa 400/132 kV-os alállomásba, 2015  Rakamaz új 132 kV-os mikroállomás, Tiszalök – Ibrány távvezeték felhasítása, Rakamaz bekötése T-ponttal , 2017  Debrecen Déli Ipartelep új 132 kV-os mikroalállomás, Létavértes – Debrecen kétrendszerű távvezetékek felhasítása, beforgatás Debrecen Déli Ipartelep alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2016 

2014-2019 Elosztóhálózati fejlesztések

- 17 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


1.

Bevezetés

A közép- és hosszú távú hálózatfejlesztés tervezése keretében (rendszertervezés, hálózatfejlesztés) közép- és hosszú távra előretekintve, taktikai és stratégiai időszakokra bontva kell megvizsgálni, és a hálózati engedélyesekkel megteremtetni azon rendszerfeltételeket, amelyek a folyamatos, megbízható és minőségi villamosenergia-ellátást biztosítják a változó energetikai és piaci körülmények között.

A jogszabályi és tulajdonosi környezet figyelembevételével cél az elosztói engedélyesek által készített hálózatfejlesztési tervek összehangolása és a MAVIR saját hálózatfejlesztési elképzelései mellett a villamosenergia-rendszer hosszú távú koncepcionális fejlesztési elképzeléseibe (hálózatfejlesztési alapelvbe) legjobban illeszkedő fejlesztések megvalósításának kezdeményezése.

Nem része a tervnek az elosztói engedélyesek hálózatfejlesztési tevékenységének gazdasági elemzése, működési költségeiknek minimalizálása, a kiadások, bevételek vállalatonkénti optimalizációja. Nem része a tervnek a jövedelmezőség mértékének meghatározása, a beruházások megtérülésének, finanszírozásának vizsgálata, a pénzügyi kockázatok elemzése. Nem része a tervnek a hálózatfejlesztések tarifális kihatásainak vizsgálata.

- 18 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


2.

A magyar villamosenergia-rendszer átviteli hálózata közép- és hosszú távú fejlesztési alapelve Az átviteli hálózat és a 132 kV-os elosztóhálózat fejlesztésének összehangolt tervezése

Kiindulási pozíció A közép- és hosszú távú hálózatfejlesztés tervezése keretében 3-10 és 10-20 évre kitekintve kell megvizsgálni és megteremtetni azon hálózati feltételeket, amelyek a folyamatos, megbízható és minőségi villamosenergia-ellátást biztosítják a változó energetikai és piaci körülmények között. Olyan hálózati infrastruktúrát kell kialakítani, mely minden rendszerhasználó, piaci szereplő számára diszkriminációmentes feltételekkel teszi lehetővé a hálózathoz való szabad hozzáférést.

A MAVIR ZRt. saját hálózatfejlesztési alapelveinek, évente készülő tervének, valamint az elosztói engedélyesek hálózatfejlesztési terveinek összehangolásával kell meghatározni, és a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal által jóváhagyatni a magyar villamosenergia-rendszer 132 kV-os (korábban 120 kV-os) és átviteli hálózatának közép- és hosszú távú fejlesztéseit.

A hálózatfejlesztési alapelv célkitűzése A MAVIR ZRt. hálózatfejlesztési célkitűzése a törvényben, szabályzatokban meghatározott

ellátás-,

és üzembiztonság

fenntartása a

rendszerhasználók

számára, az európai villamosenergia-rendszerrel az együttműködő-képesség fenntartása, és a piaci szereplők hálózattal szemben támasztott igényeinek kielégítése a legkisebb költség (CAPEX, OPEX) elvének érvényesítésével.

A hálózatfejlesztési alapelvben meghatározott főbb távlati célok 

A hazai - 400 kV-os és 220 kV-os - átviteli hálózatnak önmagában kell kielégítenie az (n-1) biztonsági elvet.



Az átviteli hálózat az átviteli hálózati (n-1) kritérium teljesítéséhez csak kivételes esetben, alapos indokkal és lehetőleg csak átmeneti időtartamra

- 19 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


támaszkodhat a szomszédos villamosenergia-rendszerek hálózatára vagy a 132 kV-os elosztóhálózatra. 

Az átviteli hálózatot úgy kell kialakítani, hogy az biztosítsa – a hazai erőművek termelés elosztásától lehetőleg függetlenül (ami múltbeli szituációkból reálisan következik) – a megtermelt és az importált villamos energia üzembiztos eljuttatását az átviteli hálózati táppontokba, az előírt minőségi szint mellett.



A hálózati szűkületek feloldásával, átviteli hálózati táppont sűrítéssel, hurkoltsági-fok

növeléssel,

határkeresztező

távvezeték

építéssel

kell

biztosítani, szükség esetén növelni a hálózat átviteli kapacitását a villamosenergia-rendszer biztonsága érdekében (tekintettel a nemzetközi kereskedelmi tevékenység által a piaci mechanizmus sajátosságaiból adódó kockázatokra). 

A tranzitok alakítása SMART technológiákkal, a mindenkori összeurópai hálózathasználati kompenzációs mechanizmushoz illeszkedve kell, hogy történjen.



Új erőművek hálózatba integrálása a jelen anyagban rögzített célokhoz illeszkedve kell, hogy megvalósuljon.



A 132 kV-os elosztóhálózatot úgy kell kialakítani, hogy az biztosítsa – a hazai erőművek termelés elosztásától lehetőleg függetlenül – a megtermelt és az importált villamos energia üzembiztos eljuttatását a fogyasztói körzetekbe, az előírt minőségi szint mellett.



A 132 kV-os elosztóhálózatot úgy kell fejleszteni, kialakítani (szükség esetén lazítani), hogy ezen hálózat elemei nem korlátozhatják a határkeresztező teljesítmény-szállításokat, azaz érdemben ne legyen érintett (és ez által üzemzavari esetben veszélyeztetett) az átviteli hálózaton lebonyolított nemzetközi villamosenergia-forgalom által.



Közép- és hosszú távra előretekintve biztosítani kell az ENTSO-E Üzemviteli Kézikönyvben és az európai uniós hálózati szabályzatokban (Grid Codeokban) rögzített elvárások, követelmények teljesítéséhez szükséges hálózati feltételrendszert.

- 20 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


A hálózatfejlesztési alapelvben

meghatározott

távlati célok

elérésének

eszközei 

Évente hálózatfejlesztési tervek kidolgozása az elosztói engedélyesek hálózatfejlesztési terveinek figyelembevételével, összhangban az ENTSO-E keretében

végzett

hálózattervezési

tevékenységgel

(„Tízéves

Hálózatfejlesztési Terv” - TYNDP). 

Vizsgálni kell idáig nem alkalmazott, új műszaki megoldások bevezetésének, alkalmazásának lehetőségét és szükségességét (pl. SMART technológiák, nagy egységteljesítményű primer fojtók, keresztszabályozós transzformátorok stb.). Alapelv-módosítást igénylő döntést a ciklikus tervkészítés keretében kell előkészíteni.



Már a tervezés során figyelemmel kell lenni arra, hogy a mindenkori napi üzemvitel során a kényszerek és korlátok uralásához rendelkezésre álljanak a beavatkozáshoz szükséges eszközök.



Meglevő hálózati elem tekintetében a tervezési célú ágterhelhetőségi és feszültség-határértékek

nem

lehetnek

megengedőbbek

az

operatív

üzemirányításban alkalmazott határértékeknél; ennek betartása az érintett hálózati engedélyes kötelessége és felelőssége. 

A műszakilag közel egyenrangú fejlesztési változatok, lépéssorozatok közötti választást költségszámítással kell segíteni.



Expanzív nyomvonaljog politikával, szükség esetén a meglévő nyomvonalak esetleges többcélú (több feszültségszint, több rendszer) felhasználásával kell hosszú

távon

biztosítani

a

tervezett

átviteli

hálózati

fejlesztések

megvalósítását. 

Aktív

részvétel,

tevékeny

közreműködés

szükséges

a

nemzetközi

szervezetekben, rendszer-együttműködési vizsgálatokban, projektekben a hazai hálózatfejlesztési alapelvekben megfogalmazott célok képviseletével, az abban megfogalmazottak teljesülése érdekében. 

A nemzetközi gyakorlathoz – TYNDP regionális hálózatfejlesztési tervek készítésének módszertanához – igazodva kidolgozásra és alkalmazásba vételre kell, hogy kerüljön egy piacszimuláción alapuló, idősor-elemzéses „rendszerszintű” tervezési módszertan.

- 21 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30




A piacintegráció támogatása az Észak-Dél energiafolyosó révén elérhető regionális együttműködés lehetőségeinek kihasználása érdekében.

3.

A hálózatfejlesztési terv kiinduló adatai, kiinduló feltételek

3.1.

Időhorizont

A hálózatfejlesztés tervezése során az egyik legfontosabb szempont az időhorizont, az az időtáv, amilyen messze kell előretekinteni. Nyilvánvaló, hogy "pontosan" tudjuk, hogy mi van most, reméljük, hogy tudjuk, hogy mi lesz holnap, mi várható 1 hónap múlva, de hogy mi lesz 5 év, 10 év, vagy akár 20-25 év múlva? Nehéz ilyen időtávra előre gondolkodni, de mégis kell, hisz a hálózati beruházásokat már jóval szükségességük időpontja előtt el kell határozni, megvalósításukat meg kell kezdeni. Amennyiben évek telnek el, akár 5-7 év is, mire a gondolat megszületésétől, az engedélykérelmek beadásán, az első kapavágáson, oszlopállításon át eljutunk a távvezeték, alállomás üzembe helyezéséig, akkor legalább ilyen messze előre kell tekinteni, hogy előre jelezni és indokolni lehessen a hálózati beruházás szükségességét. Azonban ha csak eddig tekintünk előre, akkor nem vesszük figyelembe az ezután esetlegesen szükségessé váló további beruházásokat. Ennek eredményeként több "kislépéses" fejlesztést hajtunk végre a hálózaton az "ideális" "nagylépés" helyett, melynek esetleges költségvonzata is kisebb lett volna.

A szakirodalom és a nemzetközi gyakorlat alapján általában 10-15 évre előretekintve készülnek a tervek, melyek alapján strukturális változások következnek be a hálózaton (új alállomás, új távvezeték). Ez az az időszak, amikor még lehet "taktikázni", azaz alternatív javaslatokat megfogalmazni.

A stratégiai időszakra vonatkozóan (20-25 év) az egész iparágat jelentősen befolyásoló stratégiai kérdések felvetése és a döntések meghozatala történik (új feszültségszint bevezetése,

transzformátor egységteljesítmény növelés stb.).

Rövidebb időszakra előretekintve csak olyan döntéseket hozhatunk, amelyek meg is

- 22 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


valósíthatóak, azaz a műszaki megvalósítás rövid átfutási idejű, 1-5 év (uprating, upgrading), illetve elosztóhálózati fejlesztések kezdeményezhetők. 0-1 1-3 3-5 5-10 (15) 10 (15) - 20 (25) Rövid táv Középtáv Hosszú táv Operatív terv Középtávú terv Hosszú távú terv éves,havi, heti, napi Operatív id őszak Taktikai id őszak Stratégiai id őszak Nem lehetnek strukturális változások Strukturális változások Konkrét javaslatok és azok megvalósítása Alternatív javaslatok Stratégiai javaslatok Upgrading Uprating (feszültségszint növelés) (terhelhet őség növelés)

Új alállomás Új távvezeték

Új feszültségszint Új transzformátor egységteljesítmény Körzetesítés 400 kV-os söntfojtó stb.

1. táblázat Időszakok az üzemirányítás, üzemelőkészítés, tervezés területén

3.2.

Visszatekintés - A 2013 évi hálózatfejlesztési tervekben rögzítettek megvalósulása

Az alábbiakban áttekintésre kerülnek azon hálózatfejlesztések megvalósulásai, melyek az előző tervezési ciklus során készült tervben kötelezően megvalósítandó fejlesztésként kerültek rögzítésre.

Átviteli hálózat

2013 végéig o Józsa 400 kV-os alállomás létesítése 2 darab 400/128 kV-os, 250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar tercier söntfojtóval, Sajószöged – Józsa 400 kV-os összeköttetés kialakítása a jelenleg 220 kV-on üzemelő Sajószöged - Debrecen II. távvezeték áttérítésével

– Megvalósult, 132 kV-os csatlakozás a

Debrecen - Balmazújváros távvezeték felhasításával és beforgatásával – 2014 végéig halasztódik. A korábbi 220 kV-os vezetékszakasz kuplungvezetékként való felhasználása 132 kV-on. – Megvalósult.

- 23 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


2015 végéig o Perkáta 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA----es transzformátorral, 2x70 Mvar tercier söntfojtóval, a Martonvásár - Paks 400 kV-os távvezeték felhasítása Perkáta 400 kV-os alállomásba. 132 kV-os csatlakozás E.ON hálózatára vezetékrendezéssel. – Határidőre megvalósítható. o A 750 kV-os távvezeték Albertirsa – Józsa közötti szakaszának 400 kV-on történő üzembe vétele, beforgatása Józsa alállomásba, 132 kV-os csatlakozás bővítése

a

Debrecen – Hajdúböszörmény

távvezeték

felhasításával

és

beforgatásával Józsa alállomásba.– 2018 végéig halasztódik

2016 végéig o Gödöllő/Kerepes térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar tercier söntfojtóval, Albertirsa – Göd 400

kV-os

távvezeték

2.

rendszerének

felhasítása

és

beforgatása

Gödöllő/Kerepes 400 kV-os alállomásba, 132 kV-os csatlakozás az ELMŰ hálózatára a Gödöllő – Rákoskeresztúr és Gödöllő – Pécel (- Rákoskeresztúr) távvezetékek felhasításával és beforgatásával. – Határidőre megvalósítható. o Hévíz – Žerjavinec

kétrendszerű

400

kV-os

határkeresztező

távvezeték

I. rendszerének áttérítése Cirkovce (SI) irányába (érdemi magyar oldali költségvonzata nincs). – Határidőre megvalósítható. o Szigetcsép térségében új 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-ososos, 2x250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar tercier söntfojtóval, Albertirsa – Martonvásár 400 kV-os távvezeték egy rendszerének felhasítása és beforgatása Szigetcsép 400 kV-os alállomásba, 132 kV-os csatlakozás az ELMŰ hálózatára a Dunamenti – Dunavarsány

kétrendszerű

távvezeték

mindkét

rendszerének

felhasításával és beforgatásával. – 2017 végéig halasztódik. o Gönyű – Gabčíkovo (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése. – 2018 végéig halasztódik. o Sajóivánka – Rimavská Sobota (SK) 400 kV-os határkeresztező távvezeték létesítése kétrendszerű oszlopsoron, első kiépítésben egy felszerelt rendszerrel; Sajóivánkán második 400/128 kV-os 250 MVA-es transzformátor és 2x70 Mvar söntfojtó létesítése. – 2018 végéig halasztódik.

- 24 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


2017 végéig o Detk alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor beépítése – Határidőre megvalósítható. 2018 végéig o Győr alállomásban harmadik 400/128 kV-os 250 MVA-es transzformátor létesítése 70 Mvar söntfojtóval – 2024 végéig halasztódik.

Végleges döntést az alábbi átviteli hálózati létesítésekről még nem kell hozni: 2020 végéig o Nyíregyháza térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA

transzformátorral,

Mukachevo

400 kV-os

2x70

távvezeték

Mvar

söntfojtóval,

felhasítása

a

Sajószöged

Nyíregyháza

400

–

kV-os

alállomásba. 132 kV-os csatlakozás kétrendszerű kuplungvezetékkel Simai út alállomásba. – Határidőre megvalósítható. o Ócsa állomásban 132 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés létesítése, harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor beépítése, 132 kV-os Ócsa - Üllő távvezeték létesítése – Határidőre megvalósítható.

2021 végéig o Kisvárda térségében 400 kV-os kapcsolóállomás létesítése (Sajószöged-) Nyíregyháza - Mukachevo

és

Józsa – Zakhidnoukrainska

400

kV-os

távvezetékek felhasításával és beforgatásával – Korábban, 2018 végéig tervezett a megvalósítása 750/400 kV-os alállomásként. o Kisvárda - Veľké Kapušany (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése. – Határidőre megvalósítható.

2023 végéig o Székesfehérvár térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, a Litér – Martonvásár 400 kV-os távvezeték felhasítása Székesfehérvár 400 kV-os alállomásba.

- 25 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


132 kV-os csatlakozás kétrendszerű kuplungvezetékkel Székesfehérvár Észak alállomásba (kétgyűjtősínes kialakítás szükséges). – 2024 végéig halasztódik.

2025 végéig o Pomáz térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, Bicske Dél – Pomáz 400 kV-os kétrendszerű távvezeték létesítése, 132 kV-os csatlakozás a Göd - Kaszásdűlő és Pomáz ELMŰ – Békásmegyer 132 kV-os távvezetékek felhasításával és beforgatásával.– Határidőre megvalósítható. o Gödöllő/Kerepes

térségi

400/132

kV-os

táppont

bővítése

220

kV-os

kapcsolóberendezéssel és 1x500 MVA 400/220 kV-os transzformátorral, Ócsa Zugló 220 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Gödöllő/Kerepes 220 kV kapcsolóberendezésbe, az így létrejövő Gödöllő/Kerepes – Zugló 220 kV-os távvezeték átépítése kétrendszerűre. – Korábban, 2023 végéig tervezett a megvalósítása.

2028 végéig o Kisvárda térségi 400 kV-os kapcsolóállomásban 132 kV-os kapcsolóberendezés létesítése, 400/128 kV-os, 250 MVA-es transzformátor és 70 Mvar söntfojtó létesítése. 132 kV-os csatlakozás E.ON hálózatára a Kisvárda – Baktalórántháza távvezeték felhasításával és beforgatásával (esetleg ennek alternatívájaként kuplungvezetékkel a Kisvárda 220/132 kV-os alállomásba, ez esetben a 132 kVos kapcsolóberendezést nem kell kiépíteni). – A beruházás nem látszik szükségesnek.


2015 végéig o Albertfalva állomásban 220 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés létesítése16 . – Megvalósítása 2018. végéig tervezett. 16

Csepel III erőmű csatlakoztatása érdekében.

- 26 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Albertfalva alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor és soros zárlatkorlátozó fojtó beépítése17.– Megvalósítása 2018. végéig tervezett.


400

kV-os

alállomás

létesítése

400/128

kV-os,

2x250 MVA

transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, Gönyű - Bicske Dél 400 kV-os távvezeték

felhasítása

és

beforgatása

Oroszlány

alállomásba18.

–

Megvalósítása 2017. végéig tervezett. o Oroszlány - Dunamenti

és

Oroszlány - Győr

220

kV-os

összeköttetések

megszüntetése, Győr - Martonvásár 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Oroszlány alállomásba19. – Megvalósítása 2017. végéig tervezett. o Sajószöged 400 kV-os alállomás bővítése Tisza II Erőmű repowering miatt20. – Megvalósítása 2019. végéig tervezett. o Sándorfalva 400 kV-os alállomás bővítése Szeged Erőmű létesítése miatt21. – Megvalósítása 2017. végéig tervezett.

2018 végéig o Sajószöged alállomásba 400 kV-os blokkvezeték létesítése Tisza II Erőmű repowering miatt22. – Megvalósítása 2019. végéig tervezett.

2024 végéig o Paks II. új 400 kV-os alállomás létesítése, Albertirsa - Paks 400 kV-os kétrendszerű távvezeték létesítése, meglevő Paks állomásból 400 kV-os távvezetékek

(pl.

Perkáta,

Litér)

átkötése,

kétrendszerű

400

kV-os

23

kuplungvezeték kialakítása . – Megvalósítása 2023. végéig tervezett.

17

Csepel III erőmű csatlakoztatásával összefüggésben szükségessé vált beruházás. Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. (Az erőmű és a csatlakozási pont között kétrendszerű 400 kV-os összeköttetést kell létesíteni.) 19 Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. 20 Tisza II Erőmű repowering csatlakozás céljából. 21 Szeged Energia erőművi csatlakozás céljából. 22 Tisza II Erőmű repowering csatlakozás céljából. 23 Paks II. erőművi csatlakozás céljából. 18

- 27 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


2029 végéig o Paks (II.) - Litér 400 kV-os távvezeték átépítése kétrendszerűre, 3x500 mm2 fázisvezető-keresztmetszettel24.– A beruházás nem szükséges.

132 kV-os elosztóhálózat 2017-ig: E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt. o Perkáta 400/132 kV alállomás hálózatba illesztése érdekében új 132 kV-os kétrendszerű távvezetékszakasz létesítése és vezetékrendezés, 2014-2015-ig tervezik megvalósítani o Megszűnik: Szabadegyháza – Dunaújváros 2., Sárbogárd – Dunaújváros Észak, Dunaújváros Észak – Dunaújváros Új alakzat: Szabadegyháza – Perkáta, Perkáta – Dunaújváros Észak, Dunaújváros Észak – Dunaújváros 2., Sárbogárd – Perkáta, Perkáta – Dunaújváros o Sárbogárd Kelet új 132 kV-os alállomás: Perkáta – Sárbogárd távvezeték felhasítása, beforgatás Sárbogárd Kelet alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2019-ig tervezik megvalósítani


ELMŰ Hálózati Kft. o Dunamenti – Szigethalom T

– (Soroksár) távvezeték felhasítása, beforgatás

Dunavarsány alállomásba, 2014-re tervezik megvalósítani o Vecsés új 132 kV-os alállomás: Soroksár – Üllő távvezeték felhasítása, beforgatás Vecsés alállomásba, megvalósultmegvalósultmegvalósult o Kolossy tér új 132 kV-os alállomás: Kaszásdűlő – Budaközép kábel felhasítása, beforgatás Kolossy tér alállomásba,2014-2019-re tervezik megvalósítani 24

Paks II. erőművi csatlakozás céljából.

- 28 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Újhartyán új 132 kV-os alállomás: a jelenleg 20 kV-on üzemelő 132 kV-os távvezeték 132 kV-ra való áttérítése, magas terhelésfelfutás esetén tervezik megvalósítani 2014-2019-re o Pécel új 132 kV-os alállomás: Gödöllő – Kőbánya távvezeték felhasítása, beforgatás

Pécel

alállomásba,

magas

terhelésfelfutás

esetén

tervezik

megvalósítani Pécel új alállomást 2014-2019-re, Pécel – Kerepes kétrendszerű távvezeték létesítéssel magas terhelésfelfutás esetén tervezik megvalósítani Pécel új alállomást 2014-2019-re, Pécel – Kerepes kétrendszerű távvezeték létesítéssel o Pilisvörösvár új 132 kV-os alállomás: Pomáz – Esztergom távvezeték felhasítása, beforgatás Pilisvörösvár alállomásba, 2014-2019-re tervezik megvalósítani o Kőbánya – (Pécel) – Gödöllő vezeték felhasítása és beforgatása Rákoskeresztúr állomásba,

2014-2019-re

tervezik

megvalósítani

a

Kerepes-Kőbánya

távvezeték beforgatásával

E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. o Új 132 kV-os távvezeték létesítése: Sümeg – Zalaszentgrót (Zalaszentgrót 132/20 kV-os alállomás üzembe helyezése előtt 20 kV-on üzemel), 2014-re tervezik megvalósítani o Új 132 kV-os távvezeték létesítése: Bicske Dél – Dorog, 2015-ig tervezik megvalósítani o Csepreg új 132 kV-os alállomás, Szombathely Vépi út – Kőszeg felhasítása, beforgatás Csepreg alállomásba, 2014-ig tervezik megvalósítani o Szombathely Derkovics új 132 kV-os alállomás: Szombathely Vépi út – Csepreg távvezeték

felhasítása,

(szabadvezeték

és

beforgatás

kábel),

Szombathely

magas

Derkovics

terhelésfelfutás

alállomásba

esetén

tervezik

megvalósítani 2023-ra o Bezenye új 132 kV-os alállomás: Kimle – Mosonmagyaróvár távvezeték felhasítása,

beforgatás

Bezenye

alállomásba

(rendszerhasználói

igény

függvénye), magas terhelésfelfutás esetén tervezik megvalósítani 2015-re

- 29 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Tatabánya Ipari Park új 132 kV-os alállomás: Kisigmánd – Bánhida 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Tatabánya Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2016-ra tervezik megvalósítani o Székesfehérvár Dél új 132 kV-os alállomás: Szabadbattyán – Székesfehérvár Dél új távvezeték (rendszerhasználói igény függvénye), 2015-2016-ra tervezik megvalósítani o Győr Ipari Park új 132 kV-os alállomás: Győr ÉDÁSZ – (Nagyszentjános) – Bana Bábolna távvezeték felhasítása, beforgatás Győr Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2015-re tervezik megvalósítani o Dunaalmás új 132 kV-os alállomás: Almásfüzitő – Tata és Almásfüzitő – Lábatlan távvezetékek

felhasítása,

beforgatás

Dunaalmás

alállomásba

(bioerőmű

csatlakoztatása, rendszerhasználói igény függvénye), magas terhelésfelfutás esetén tervezik megvalósítani 2019-ig

ÉMÁSZ Hálózati Kft. o Tiszapalkonyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés, 2014-re tervezik megvalósítani Megszűnik: Tiszapalkonyai Erőmű – TIFO, Tiszapalkonyai Erőmű – Sajószöged 1,2, Tiszapalkonyai Erőmű – TVK I., Tiszapalkonyai Erőmű – TVK III., Tiszapalkonyai Erőmű – Tiszaújváros, Tiszapalkonyai Erőmű – THE indító, Tiszapalkonyai Erőmű – Tiszalök, Tiszapalkonyai Erőmű – Polgár, Sajószöged – TIFO, Sajószöged – TVK II. (eredeti nyomvonal), Sajószöged – THE indító Új alakzat: Sajószöged – Tiszaújváros, Sajószöged – TVK I., Sajószöged – TVK II. (másik nyomvonal), Tiszalök – TVK III., Sajószöged – (TIFO T) – THE indító, Sajószöged – (TIFO T) – Polgár o Borsodi

Erőmű

megszüntetés

miatti

vezetékrendezés,

2015-ig

tervezik

megvalósítani, Felsőzsolca – (Borsodi Erőmű) – BCGA nélkül Megszűnik: Miskolc Nyugat – Borsodi Erőmű, Borsodi Erőmű – Sajóivánka, Felsőzsolca – Borsodi Erőmű Új alakzat: Miskolc Nyugat – Sajóivánka, Felsőzsolca — (Borsodi Erőmű) — BCGA

- 30 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Miskolc vezetékrendezés, 2014-2019-re tervezik megvalósítani, Nyékládháza MÁV – DIGÉP vezetékkel, DAM-ba történő beforgatás nélkül Megszűnik: Sajószöged – Felsőzsolca, DAM – Felsőzsolca, Nyékládháza ÉMÁSZ – DIGÉP, Sajószöged – Nyékládháza MÁV, Nyékládháza MÁV – Miskolc Dél, Miskolc Dél – Hejőcsaba (HCM), Hejőcsaba (HCM) – DAM Új alakzat: Sajószöged – Nyékládháza MÁV új nyomvonalon, Sajószöged – Nyékládháza ÉMÁSZ, Nyékládháza ÉMÁSZ – Felsőzsolca, Felsőzsolca – Miskolc Dél, Miskolc Dél – DAM, Nyékládháza MÁV – DAM, DAM – DIGÉP o Eger és Eger Észak között új 132 kV-os kétrendszerű távvezetékszakasz létesítése, valamint vezetékrendezés: Borsodnádasd - Eger-Észak egyik rendszerének kikötése Eger-Észak alállomásból, bekötése Eger alállomásba, illetve Eger - Füzesabony kikötése Eger alállomásból, bekötése Eger-Észak alállomásba, 2014-2019-re tervezik megvalósítani o Recsk új 132 kV-os alállomás, Detk – Nagybátony 132 kV-os távvezeték felhasítása, Recsk bekötése T-ponttal, 2014-2019-re tervezik megvalósítani o Szécsény új 132 kV-os alállomás, Balassagyarmat – Nagybátony 132 kV-os távvezeték felhasítása, Szécsény bekötése T-ponttal, 2014-2019-re tervezik megvalósítani magas terhelésfelfutás esetén

E.ON Tiszántúli Áramhálózati ZRt. o Tiszapalkonyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés, 2014-re tervezik megvalósítani Új alakzat: Sajószöged – (TIFO T) – Polgár, Tiszaújváros –Tiszalök o Jászalsószentgyörgy új 132 kV-os mikroállomás, Szolnok OVIT – Újszász MÁV távvezeték

felhasítása,Jászalsószentgyörgy

bekötése

T-ponttal,

magas

terhelésfelfutás esetén tervezik megvalósítani 2023-ra o Rakamaz új 132 kV-os mikroállomás, Tiszalök – Ibrány távvezeték felhasítása, Rakamaz bekötése T-ponttal, 2017-re tervezik megvalósítani o Nyíregyháza LEGO új 132 kV-os állomás, Nyíregyháza Simai út – Ibrány távvezeték

felhasítása,

beforgatás

Nyíregyháza

LEGO

alállomásba

(rendszerhasználói igény függvénye), Nyíregyháza Játékelemgyár néven megvalósult

- 31 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Debrecen Déli Ipartelep új 132 kV-os alállomás, Létavértes – Debrecen kétrendszerű távvezetékek felhasítása, beforgatás Debrecen Déli Ipartelep alállomásba

(rendszerhasználói

igény

függvénye),

2016-ra

tervezik

megvalósítani

A felsorolt átviteli hálózati elemeket 2020-ig előretekintve, az elosztói hálózati elemeket 2018-ig előretekintve a 2014. január elsejével induló tervciklusban mint megvalósult

illetve

kötelezően

megvalósítandó

hálózati

beruházásokat

kell


A fejlesztések időbeni csúszása (elmaradása) a korábban prognosztizált, a beavatkozás műszaki indokát képező fogyasztói igénynövekedés késése vagy elmaradása miatt következik be, és a Rendszerirányító megítélése alapján üzembiztonsági kockázatot nem jelent.

3.3.

A Magyar Villamosenergia-rendszer előrejelzése 2030-ig

fogyasztói

igényeinek

A közép- és hosszú távon jelentkező hazai villamosenergia-igények, valamint éves csúcsterhelések előrejelzése a MAVIR ZRt. jogszabályok által előírt feladata. 2012től kezdődően az új szabályozás értelmében évente összeállított önálló tanulmány mutatja be a fogyasztói igények várható alakulását. Egyúttal e tanulmány feladata a kapacitásfejlesztési tanulmány legfontosabb fogyasztóoldali alapadatainak rögzítése. 2014-ben a 2030-ig terjedő időszakot vizsgáltuk a közép- és hosszú távú kapacitáselemzés sarokéveinek (2019, 2024 és 2030) megfelelően. Az elemzés egyik fontos kiindulópontja az elmúlt évek tendenciáinak áttekintése. A 2008-ban kezdődött, elhúzódó gazdasági válság hatásai mindmáig érezhetők. A 2013. évi 42,2 TWh-nyi összes villamosenergia-felhasználás még mindig a 20072008-as szint (43,9 TWh) alatt maradt. Összevetve a 2012-es 42,4 TWh-val ez ismét mérsékelt csökkenést jelentene, de a teljes képhez hozzátartozik, hogy 2012

- 32 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


szökőév volt, azaz az ezzel járó ~0,3%-os korrekcióval számolva inkább stagnálásnak lehet mondani. A hazai villamosenergia-rendszer bruttó éves csúcsterhelése 2008 óta 6400-6500 MW körül állandósult. Az elmúlt évben sem történt elmozdulás: 2013-ban a bruttó éves csúcsterhelés 6307 MW volt, amely elmaradt a 2012. évi 6463 MW-tól, de ez leginkább az enyhe téli időjárásnak volt köszönhető. Az

átmenetinek

tekinthető

hatások

miatt

mind

a

gazdasági

növekedési

prognózisokban, mind a gazdaságkutatók által készített villamosenergia-fogyasztási előrejelzésekben nagy bizonytalanságok figyelhetők meg – különösen a rövid távú fejlődés tekintetében. Az eltérő várakozásoknak megfelelően forráselemzési tanulmányainkban, illetve közép- és hosszú távú fogyasztói igény előrejelzéseinkben hagyományosan több változatot vizsgálunk (alapváltozat, valamint az alapváltozatnál alacsonyabb és magasabb igénynövekedésű változat). Előrejelzéseinket a gördülő tervezésnek megfelelően időről-időre felülvizsgáljuk és helyesbítjük.

A villamosenergia-igények hosszabb távú alakulásában számos tényező hatása összegződik. Bár meghatározó szerepe van a gazdasági növekedésnek, nem lehet eltekinteni

a fogyasztói oldal

összetételében

bekövetkező

változásoktól,

a

demográfiai tényezőktől vagy az energiahatékonysági törekvések eredményeitől sem. Tanulmányunkban ágazati statisztikai adatok alapján bemutatjuk az egyes szektorok nettó villamosenergia-fogyasztásának alakulását, valamint az energetikai rugalmasság változását. Az energetikai rugalmasság a nettó villamosenergiafogyasztás és a reál GDP relatív változásának egymáshoz képesti arányát fejezi ki. A 2014-es előrejelzésben folytatódik az a gyakorlat, hogy a feltételezett éves igénynövekedési ráta a vizsgált időszakra vonatkozóan nem azonos. Az átmeneti hatások miatt – a gazdaságkutatók háttértanulmányaival összhangban – a 2014 és 2015 években mérsékeltebb, míg 2016-tól kezdődően erőteljesebb növekedéssel számolunk. Alapváltozatunkban 2015-ig 0,77% évi átlagos növekedést feltételeztünk a nettó villamosenergia-fogyasztásra vonatkoztatva. A 2015 és 2020 közötti időszakra éves átlagban 1,4%, a 2020 és 2030 közötti évtizedre pedig 1,0% az alapváltozat szerinti növekedés mértéke.

- 33 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


Az 1. ábra a nettó villamosenergia-fogyasztás várható alakulását mutatja be. Az összes villamosenergia-felhasználás (amely a nettó villamosenergia-fogyasztáson felül a hazai erőművek önfogyasztását és a hálózati veszteséget is tartalmazza) 2020-ra várt értéke 46,2 TWh, 2030-ra pedig – az alapváltozat szerint – elérheti az 50,6 GWh-t.

1. ábra: A nettó villamosenergia-fogyasztás várható alakulása 2030-ig

A csúcsterhelések előrejelzése az összes villamosenergia-felhasználásból, illetve a hazai


elmúlt

évekre

jellemző

csúcskihasználási

óraszámából (6500 h/év) indul ki. A statisztikai adatok azt mutatják, hogy a 2000-es évek elejétől közel azonos tartományba – 6500 h/év és 6700 h/év közé – esnek az éves csúcskihasználási óraszámok. Az alapváltozatban a 2015 és 2030 közötti időszakra jellemzően 75 MW/év-re adódik a csúcsterhelés növekedési üteme. Ez 2020-ra 7100 MW, 2030-ra pedig 7800 MW várható csúcsterhelést jelent.

Természetesen fordulópontokkal,

majdnem amelyek

két

évtizedes

alapvetően

távlatban

módosíthatják

számolni az

kell

olyan

igénynövekedési

tendenciákat, a fogyasztói oldal összetételét vagy a fogyasztás időbeli eloszlását. - 34 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


Ide tartozik a villamos járművek széleskörű elterjedése, illetve a fogyasztó oldali beavatkozás (Demand Side Management) eszközeinek a jelenleginél jóval általánosabb alkalmazása. Ezek hatását ma még nehéz megítélni – nem is képezték elemzésünk tárgyát –, viszont az előrejelzések rendszeres felülvizsgálata módot ad az újonnan jelentkező tendenciák figyelembe vételére.

A hálózatszámítási modellekben nem a gazdasági növekedés becslésén alapuló prognózisok által előrejelzett rendszerterhelést használtuk. Az elosztói engedélyesek a 2019-es és a 2024-es sarokévre tételesen megadták az általuk prognosztizált csomóponti fogyasztói terheléseket alacsonyabb és magasabb igénynövekedés esetére, a 2030-as sarokévre pedig ezeket extrapoláltuk. Az erőművi önfogyasztás az újonnan csatlakoztatandó erőművek figyelembevételével lett meghatározva, a hálózati veszteség pedig a számításokból kiadódik. Az egyes modellezési sarokévekben alkalmazott rendszerterhelés-értékeket az 2. ábra mutatja.

2. ábra A VER rendszerterheléseinek alakulása

Bár az összes villamosenergia-felhasználásból, a kihasználási óraszám segítségével számolt

csúcsterhelések,

valamint

a

2. ábrán

látható,

a

hálózatfejlesztés

tervezésénél használt értékek eltérnek, ez azonban az előrejelzések elkészítésének módszertanából fakad.

- 35 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


A fogyasztói igények előrejelzésénél az éves villamosenergia-felhasználás lett előrejelezve, különböző változók alapján, melyek jelentős összefüggést mutatnak a vizsgálandó mennyiségekkel. Ebből lett aztán a csúcsterhelésekre vonatkozóan elkészítve az előrejelzés. Ez egy ún. „top-down” szcenárió. A

hálózatfejlesztés

engedélyesek

tervének

terveiben

készítése

szereplő

során

azonban

csúcsterhelések

az

lettek

elosztóhálózati

figyelembe

véve,

feltételezve, hogy sokkal pontosabban tudnak előre tervezni a saját területük csúcsterheléseire vonatkozóan, mert jóval több információval rendelkeznek saját ellátási területükről, ismerik, ismerhetik a hálózatukon megjelenő fogyasztási igényeket. Így érvényesül a szubszidiaritás elve, mely szerint a felmerült kérdéseket, bizonytalanságokat azok keletkezési helyén kell megoldani, és a felsőbb szintek beavatkozásának a szükséges minimumra kell korlátozódnia. Ez az ún. „bottom-up” szcenárió. A hálózatfejlesztés tervének készítésekor, a forráselemzéshez hasonlóan, kétfajta erőművi

összetétel

lett

vizsgálva.

Emiatt

az

erőműhiányos

verziókban

a

rendszerterhelés kisebb, mint a hasonló időszakra vonatkozó, de optimista erőművi forrásoldallal rendelkező modell rendszerterhelése. Ez nagyobb részben az erőművek önfogyasztásának köszönhető, azonban ez a hálózatfejlesztési terv készítésekor nem okoz problémát, mivel ezek a fogyasztások úgy vannak a hálózatmodellben leképezve, hogy nincsenek hatással sem az átviteli, sem az elosztóhálózatra. Az eltéréseket kisebb mértékben a hálózati veszteség mennyisége okozza, ám ez a számításokat elenyésző mértékben befolyásolja. A fogyasztási súlypontok térbeli és időbeni alakulásában középtávon lényeges változás nem figyelhető meg (lásd 3., 4., 5. ábra).

- 36 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


3. ábra Fogyasztási súlypontok földrajzi elhelyezkedése – 2014

4. ábra Fogyasztási súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése, alakulása – 2019 tél

5. ábra Fogyasztási súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése, alakulása – 2019 nyár

- 37 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


(„A Magyar Villamosenergia-rendszer fogyasztói igényeinek előrejelzése 2014.” című elemzés mellékelve.)

3.4.

Jelen

A villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése 2030-ig rövid

elemzés

célja

előrejelzést

adni

a

hazai

erőműpark

várható

teljesítőképességének és energetikájának alakulásáról, kiindulva a meglévő forrásoldali helyzetből, figyelembe véve a feltételezhető selejtezéseket és az aktuális építési, beruházási trendeket.

A meglévő hazai erőművek sorsa (várható leállításuk, selejtezésük, bővítésük) a tulajdonosi akaratnak megfelelő időben és módon, a teljesítőképesség-piac alakulását fogják követni. Nyilvánvalóan az új erőművekre a következő két évtizedben elsősorban a leállított egységek pótlása miatt van szükség, és csak másodsorban a villamos igények növekedése miatt.

A villamosenergia-rendszerben üzemelő erőművek névleges bruttó villamos teljesítőképessége 2013. december 31-én 9 113 MW, ami jelentősen csökken és mintegy 4 700 MW maradhat a húszas évek közepére. A megszűnés döntően nagyerőműveket érint (Mátra, Tisza, Oroszlány, Dunamenti) – a szénerőművek lényegében csaknem teljesen eltűnnek a hazai palettáról, legalábbis a mai energiapolitikai irányok szerint –, és a tercier tartalékként üzemelő egységek (Lőrinci, Sajószöged, Litér) is élettartamuk végére érhetnek.

A kiserőművek (földgázos kapcsolt, biotermikus, primer megújulók) viszonylag újak és a rendszerben elfoglalt helyük is kisebb, ezért öregedési okokból kevesebb fog leállni, bár a hosszabb távon – a támogatások függvényében is – már több helyettesítési igény szóba kerülhet.

- 38 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


Az elmúlt néhány év tendenciái – többek közt a gazdasági válság fogyasztásra gyakorolt hatása miatt, valamint a CCGT erőművek tragikus megtérülési mutatói – erőműépítések

elhalasztását,

villamosenergia-ipar

csökkenő

forrásoldalán.

A

befektetői kilábalás

intenzitást dinamikáját

mutatnak sok

a

tényező

befolyásolhatja – így nehéz mostanság az előretekintés –, viszont közép- és főleg hosszú távon megvalósuló fejlesztések szükségessége nem kérdőjelezhető meg.

A hazai trendek alapján földgáz és hasadóanyag primerenergia-hordozókra lehet alapozni és folyékony szénhidrogén csak a tartalékokhoz használható, a szén pedig a vizsgált időhorizont után következhet a CCS technológia kifejlesztését követően. Az erőműves technológiáknál felhasznált primer energiák – támaszkodva a hazai adottságokra is –, az erőműparkunk több lábon állása (ún. energiamix) növelheti az ellátásbiztonságot és egyben csökkentheti az energetikai kiszolgáltatottságot is.

Az elemzés kettő változatot vizsgál 

„A” változat: a befektetők által benyújtott ún. Kötelezettségvállalási, vagy Igénybejelentő Nyilatkozatok alapján – összhangban a Hálózatfejlesztési Tervvel – szerepeltet új erőműves entitásokat



„B” változat: jelen ismereteink, szakértői vélemények szerint a leginkább valószínűsíthető

beruházások

figyelembevételével

összeállított

erőműves

kapacitások

Az elmúlt években üzembe került CCGT-k (Gönyű, DERT G3) és OCGT (Bakony GT) egységek néhány évig elegendőek lehetnek, de 2019. évre már erősen csökken a tartalék. Tehát vagy a feltételezett import kell („B” változat), vagy a többi CCGT egység (mostanság elterjedt blokkméret nagyságrendileg 400 MW) üzembe helyezését kell előbbre hozni („A” változat). Az évtized második felében – nagy valószínűséggel – több földgáztüzelésű egységet is üzembe helyezhetnek hazánkban.

A

húszas

évek

2.

felében

várhatóan

két

nagy

(1200 MW-os)

egység-

teljesítőképességű nukleáris alaperőmű kerülhet üzembe, kiegészítve a megfelelő

- 39 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


tercier

tartalékkal.

A

tercier

tartalék

OCGT

gázturbinákat

új

atomerőmű

próbaüzeméhez figyelembe kell venni.

Erőmű létesítési engedéllyel, csatlakozási szerződéssel rendelkező – és létesítési szándékaikat

Kötelezettségvállalási,

vagy

Igénybejelentő

nyilatkozatban

visszaigazolt – erőművek: 

Almásfüzitő /400 MW CCGT/ 2017. év






Csepel III. /450 MW CCGT/ 2018. év



Szeged Energia /2×460 MW CCGT/ 2017. és 2019. év



Tisza II. 4. /repowering 405 MW CCGT/ 2019. év









Paks II. /1200 MW nukleáris/ 2024. év



Paks II. /1200 MW nukleáris/ 2025. év

A befektetők jelzései alapján elvileg közel 3 800 MW új kondenzációs CCGT épülhetne tíz év során („A” változat), amit az atomerőműves blokkok követhetnek a húszas években. Erőműparkunk jelentős többlettét ki kellene használni exporttal (szomszédos

országok

bővítéseinek

függvényében)

vagy

szivattyús-tározós

vízerőművel, de mindkettőre csak igen bizonytalanul számíthatunk. A megújulós energiaforrások elterjesztését a magyar kormány által meghatározott Nemzeti Megújuló

Cselekvési

Terv

szerint

–

megfelelve

az

EU

felé

tett

kötelezettségvállalásnak - vettük figyelembe. A kiserőmű-létesítések ugyan tovább folytatódhatnak, de a fő részarányt képviselő szélerőművek és a hő ellátásához kötött biomassza-tüzelésű erőművek teljesítőképesség-értéke továbbra is igen mérsékelt lehet csak.

Az

erőműves

hőkiadás

hatékonyságnövelési

és

tekintetében

csökkenés

intenzitáscsökkentési

várható

a

elképzeléseknek

takarékossági, megfelelően.

Tizenöt év alatt nagyjából 16%-kal csökkenhet az erőművekből kiadott hő éves

- 40 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


mennyisége.

Az energetikai

hatásfok elsősorban

az alkalmazott

termelési

technológiáktól és a hőkiadás mértékétől függ, de rendszerszinten mindenképpen javulás várható. A villamosenergia-rendszer erőműveinek primerenergia-felhasználásában a földgáz részaránya a húszas évek elejére 35% fölé emelkedhet az „A” változat szerint („B” változatban

ez

25%),

ami

később

az

új

nagy

atomerőműves

blokk

üzembekerülésével csökkenthető.

Az új, korszerű technológiai fejlesztések eredményeképpen a hazai erőművek széndioxid-kibocsátása az évi 13 millió tonnáról lényegesen lecsökkenhet, akár 9 millió közelébe. A villamosenergia-kiadásra vonatkoztatott fajlagos szén-dioxid-emisszió akár 110 g/kWh-ra (a „B” változatban ez 69 g/kWh-ra) mérséklődhet másfél évtized alatt.

A termelői súlypontok térbeli és időbeni alakulása középtávon (lásd 6.,7. ábra).

6. ábra Termelői súlypontok földrajzi elhelyezkedése – 2014

- 41 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


7. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése (A változat) – 2019

(A

Magyar


közép-

és

hosszú

távú

forrásoldali

kapacitásfejlesztése 2014.” című elemzés mellékelve.)

3.5.

Az elosztói engedélyesek fejlesztési tervei

Egységesek abban az elosztói engedélyesi tervek, hogy operatív időszaknak rövid, általában 2014-2018-ig terjedő időszak került megjelölésre. Ezen időszak után elhatározott, eldöntött fejlesztésekről, projektekről nem beszélhetünk.

Ez az elosztói hálózati engedélyesek részéről egyfajta, az átviteli hálózati fejlesztéseket követő magatartást jelent. Azt jelenti, hogy csak a legszükségesebb fejlesztésekre vonatkozó döntések meghozatala történik meg, a távolabbi időszakokra vonatkozó döntések, fejlesztések a következő tervciklus eredményeként kerülnek elhatározásra. Mivel az átviteli hálózati fejlesztések időállandója nagyobb, mint az elosztói hálózati fejlesztéseké (a tehetetlenségi szakasz hosszabb), ez azt eredményezi, hogy lényegében az átviteli hálózati fejlesztések függvényében, megvárva az arra vonatkozó végleges döntést, azt követve történik az elosztói hálózatok fejlesztéseinek megvalósítása.

A hálózati engedélyesi tervekről bővebb információk az I. számú Mellékletben találhatók.

- 42 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


3.6.

Hálózattervezési elvek

A hálózatfejlesztés egyik fő, hosszú távon fokozatosan megvalósítandó célkitűzése az átviteli és elosztói hálózatok egymástól való függetlenítése. Azaz, az átviteli hálózat az együttműködő külföldi villamosenergia-rendszerek hálózatára és a 132 kV-os elosztóhálózatra való támaszkodás nélkül, míg a 132 kV-os elosztóhálózat az átviteli hálózatra való támaszkodás nélkül, önmagában teljesítse az n-1 elvet. Az Üzemi Szabályzat részét képező, 2011. augusztus 11-én elfogadott Irányelv értelmében, a tervezési célú számítások során a 220 kV-os és 400 kV-os hálózat akkor képes önmagában az n-1 elv teljesítésére, ha a külföldi hálózat és a 132 kV-os hálózat normál állapothoz képesti egyszeres hiányállapota mellett is teljesül a 220 kV-os és 400 kV-os hálózatra az n-1 elv. Hasonlóképpen: a 132 kV-os hálózat akkor képes önmagában az n-1 elv teljesítésére, ha a 220 kV-os és 400 kV-os hálózat normál állapothoz képesti egyszeres hiányállapota mellett is teljesül a 132 kV-os hálózatra az n-1 elv (vagyis egy hálózatrésznek a másiktól való függését, arra való támaszkodását

annak

alapján

detektáljuk,

hogy

az

n-1

üzembiztonság

szempontjából érzékeny-e a másik hálózatrész egyszeres hiányállapotaira). Ezek teljesülésének vizsgálata a tervezés folyamán n-1 és n-1-1 kiesésvizsgálatokkal történt. Az átviteli és az elosztóhálózat függetlenségének ellenőrzésére végzett számítások kiértékelésekor alapelv, hogy azon a hálózaton kell a beavatkozást kezdeményezni (praktikusan: bővítő fejlesztést végezni), ahol a határérték-túllépés történt. Ettől eltérni a hosszú távon jelentkező legkisebb beavatkozási összköltség elvének érvényesítése alapján lehet.

Amennyiben a kiesésvizsgálat során átviteli hálózati elem terhelődött túl, átviteli hálózati elem fejlesztésére történt javaslattétel, elosztói hálózati elem túlterhelődése esetén elosztói hálózati elem fejlesztésére történt javaslattétel. Szükséges lerögzíteni, hogy ezen elvek mentén haladva, a terv készítése folyamán, nem került javaslattétel átviteli hálózati fejlesztést kiváltó elosztóhálózati fejlesztésre.

- 43 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


3.7.

Kapcsolat a 10 éves összeurópai hálózatfejlesztési tervvel (TYNDP)

ENTSO-E TYNDP munkabizottsága 6 regionális munkacsoport közreműködésével készíti a 10 éves összeurópai hálózatfejlesztési tervet, mely magába foglalja a 2030-ig kitekintő regionális terveket, valamint a hosszú távú rendszermegfelelőségi kilátásokat is.

Ahhoz, hogy 2014 decemberére összeállhasson egy közös, harmonizált, a TSO-k, az ENTSO-E által is kölcsönösen elfogadott terv, a TSO-knak 2012-14-ben adatokat kellett szolgáltatni az akkor folyamatban lévő és tervezett átviteli hálózati projektjeikről 2030-ig előretekintve. Mivel alapvető feltétel volt a benyújtott projektek műszaki megalapozottsága, ezért olyan konkrét projektek kerültek bele MAVIR részről, melyek a 2013. évi – MEH számára benyújtott – nemzeti hálózatfejlesztési tervben szerepeltek, frissítve az adatszolgáltatás határidejéig (2014. április) ismert változásokkal. Mivel a jelen Tervben szereplő fejlesztések véglegesítésére csak később került sor, a 2014-es TYNDP-ben (és a hozzá tartozó regionális fejlesztési tervekben) szereplő projektek ezektől esetenként eltérhetnek. Ezen kívül kijelölésre kerültek olyan potenciálisan fejlesztendő régiók, melyek több TSO közös érdeklődési területét fedik le a közös célok elérése érdekében. Tekintettel a nemzeti hálózatfejlesztési terv éves ciklusidejére, összevetve a TYNDP folyamat kétéves ciklusával, valamint a fenti megállapítás figyelembevételével belátható, hogy a két terv összhangja fennáll, azzal a megjegyzéssel, hogy az eltérő véglegesítési határidők miatt néhány esetben eltérések lehetnek. A hálózatvizsgálatok során a párhuzamosan járó, kontinentális, együttműködő összeurópai


adatszolgáltatása

alapján

került

az

ENTSO-E

leképezésre

és

NM&D25

munkacsoport

figyelembevételre.

Az

adatszolgáltatás keretében 2020-ra és 2030-ra vonatkozó hálózatmodellek kerültek kialakításra. Előbbi a 2019-es és 2024-es, utóbbi a 2030-as modellekben került felhasználásra a külső hálózat leképzésére.

25

NM&D: Network Modelling and Data – Hosszú távú hálózatmodellezéssel foglalkozó ENTSO-E munkacsoport

- 44 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


8. ábra 2019 nyári csúcs üzemállapot nemzetközi energetikai környezete

9. ábra 2019 nyári csúcs üzemállapot hazai energetikai környezete

- 45 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


10. ábra 2024 nyári csúcs üzemállapot nemzetközi energetikai környezete

11. ábra 2024 nyári csúcs üzemállapot hazai energetikai környezete

- 46 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


4.

Hálózatvizsgálatok

Az egyes hálózatfejlesztési lépések műszaki indokoltságára, indokolhatóságára vonatkozóan hálózatvizsgálatok készültek. Az „Irányelv a 132 kV és nagyobb feszültségű hálózatok fejlesztésének tervezésére” című

irányelv

részletesen

tartalmazza

azon

műszaki

követelményeket,

feltételrendszert, melyet a hálózattervezési tevékenysége során a MAVIR figyelembe vesz. Alapelv az ellátásbiztonságra vonatkozó ún. n-1 elv teljesítése. A magyar villamosenergia-rendszer 132 kV-os hálózatának már rövid távon is, az annál nagyobb feszültségű hálózatnak pedig távlatilag önmagában kell megfelelnie az n-1 ellátásbiztonsági elvnek. Hasonlóképpen az átviteli hálózatnak távlatilag a külföldi rendszerek hálózatára támaszkodás nélkül kell teljesítenie az n-1 elvet.

A hálózatvizsgálatokhoz használt kiindulási adatok a magyar villamosenergiarendszer

üzemirányítását

felügyelő

SPECTRUM

EMS/SCADA

rendszerből

származnak. Az új vagy megváltozó elosztóhálózati létesítmények adatai az elosztói engedélyesek tervezési célú adatszolgáltatásain alapulnak. A műszaki számítások és az eredmények megjelenítése a PTI (Siemens Power Technologies,

Inc.

Schenectady,

NY.)

cég

PSS/E

v33

hálózatszámító

programrendszerével készültek.

A hálózatmodellek a magyar villamosenergia-rendszer 132 kV és annál nagyobb feszültségű modelladatait tartalmazzák. Az export/import/tranzit viszonyok részletes elemezhetősége érdekében a teljes kontinentális Európa rendszer-együttműködés figyelembevételre került a közös, kölcsönös nemzetközi adatcsere együttműködés keretében rendelkezésre álló adatok alapján. Ez magában foglalja a teljes kontinentális Európa szinkronzónát Törökországtól Portugáliáig.

A vizsgálatok során figyelembevételre kerültek az elosztóhálózati engedélyesek terveiben szereplő, általuk szükségesnek ítélt – a rendszer egészének üzemére

- 47 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


kihatással bíró – fejlesztések a megadott időütemezés szerint. Ezek szükségessége, valamint üzembelépésük ideje jelen tervben a vizsgálat tárgyát nem képezi. A vizsgálatok során a villamosenergia-iparágban jelenleg alkalmazott és jövőben alkalmazható eszközök és azok hatása szimulálható (FACTS berendezések26, keresztszabályozós transzformátorok stb.). Új technológiák bevezetése alkalmazása akkor indokolt, ha a „hagyományos” berendezések alkalmazása mellett az ellátásbiztonságra, ellátásminőségre vonatkozó előírások nem teljesíthetők. Az újonnan létesítendő alállomási, távvezetéki beruházási javaslatok mellett alternatív javaslatként jelenhet meg a távvezetékek terhelhetőségének növelése sodronymegfeszítéssel, megemeléssel, vagy a feszültségszint növelése oszlopszerkezet módosítással,

megerősítéssel

(„Uprating”,

„Upgrading”).

Az

ilyen

jellegű

beavatkozások időigénye jóval kisebb, mint a leglassabban megvalósuló hálózati elem megvalósítási ideje, ezért az ilyen beavatkozásokra vonatkozó végleges döntés meghozatala halasztható lehet. Ez taktikázásra ad lehetőséget a tervezés ciklusos voltából kifolyólag az egyre több és újabb információ birtokában.

4.1.

Állandósult állapot vizsgálat

A hálózatfejlesztési terv sarokéveire téli és nyári csúcsterhelési változatok kerültek kialakításra és vizsgálatra. Jelen fejezet a teljesítményáramlási (load-flow) és üzembiztonsági

vizsgálatoknak

(kontingencia

analízis

–

kiesésvizsgálat)

eredményeit ismerteti.

4.1.1.

Modellezési alapelvek és vizsgálati módszerek

4.1.1.1.

Változatok összeállítása és modellezési alapelvek

A hálózatfejlesztési terv sarokéveiként 2019, 2024 és 2030 kerültek kijelölésre, ez utóbbi a TYNDP-vel való összhang biztosítása érdekében. A sarokévekben megvalósítandó

hálózatfejlesztési

beruházások

meghatározására

időszakokra készültek vizsgálati modellek: o 2019 tél, 2019 nyár, 26

Flexible AC Transmission System – „rugalmas váltakozó áramú rendszer”

- 48 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30

az

alábbi


o 2024 tél, 2024 nyár, o 2030 tél, 2030 nyár. A vizsgálati modellek csúcsterhelési állapotra készültek, az elosztói engedélyesek által szolgáltatott csomóponti terhelési adatsorok alapján, alacsony és magas terhelésfelfutás esetére. A hazai erőművi forrásoldal szempontjából kétféle szcenáriót vizsgáltunk. Az egyik – optimistább – szcenárió megfelel a hálózatfejlesztés-tervezés korábbi gyakorlatában alkalmazott megközelítésnek, amikor a meglevő és az igénybejelentésekben szereplő egységeket a tervezési modellekben meglevőként és maximálishoz közeli teljesítménnyel üzemelőként képezzük le. Az erre a szcenárióra vonatkozó számítások eleget tesznek annak a szabályzati elvárásnak, hogy az új egységek hálózatba integrálásával kapcsolatos vizsgálati számítások a hálózatfejlesztési terv részeként készüljenek el. A másik – pesszimistább – szcenárióra a gazdasági környezetben bekövetkezett jelentős változások miatt van szükség. Ismeretes, hogy az erőművi beruházások várható profitabilitása (különösen a gáztüzelésű erőművek vonatkozásában) drasztikusan csökkent, részben a viszonylag magas gázár (és a gázellátás biztonságával kapcsolatos távlati problémák), részben az alacsony európai villamosenergia-nagykereskedelmi árak miatt. Már a jelenlegi igénybejelentésekből is lemérhető, hogy az évek óta tervezett CCGT projektek többéves csúszásokkal rendelkeznek üzleti megfontolásokból, és ezt a kockázatot közép- és hosszú távú előretekintésben is figyelembe veendőnek tartjuk. A termelői engedélyesektől kapott tájékoztatásából láthatóan a probléma a már meglevő erőművi egységeket is érinti. A pesszimista forrásoldali szcenárióra végzett számításokban az adott sarokévben elmaradó erőművi egységek csatlakoztatásához szükséges hálózati beruházásokat is hiányzónak tekintjük. A kétféle forrásoldali szcenárióval minden sarokév, évszak és terhelésfelfutási prognózis esetén számoltunk. Szükségesnek tartjuk megjegyezni, hogy a magasabb fogyasztói igényfelfutás és a pesszimista forrásoldali prognózis között nem látunk ellentmondást; a nemzetgazdaság (GDP) fokozottabb ütemű bővülése és az azzal korreláló fogyasztásnövekedés megvalósulhat a gáz- és villamosenergia-árak jelenlegi arányai mellett is.

- 49 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


A

meglevő

egységek

tekintetében

a

forrásoldali

kapacitáselemzés

által

prognosztizált leállítási ütemezés került figyelembevételre. Továbbá figyelembe vettük és modelleztük a létesítési szándékaikat Kötelezettségvállalási, vagy Igénybejelentő nyilatkozatban visszaigazolt erőművi egységek üzembelépését az alábbiak szerint: A 2019-es sarokév modelljeiben: 




Csepel III. /450 MW CCGT/ 2018. év



Szeged Energia /460 MW CCGT/ 2017. év



Tisza II. 4. /repowering 405 MW CCGT/ 2019. január 1.

A 2024-es sarokév modelljeiben: 

Almásfüzitő /400 MW CCGT/ 2019. IV. negyedév



Szeged Energia /460 MW CCGT/ 2019. év









Paks II. 5. /1200 MW nukleáris/ 2024. év

A 2030-as sarokév modelljeiben: 

Paks II. 6. /1200 MW nukleáris/ 2025. év

A vizsgálati változatok kialakításánál a meglevő hálózati elemek modellezése a MAVIR számára rendelkezésre álló adatok alapján történt. A berendezések villamos paraméterei és terhelhetőségi határértékei a MAVIR SPECTRUM folyamatirányító rendszeréből kerültek átvételre. (Ezen terhelhetőségi határértékek a MAVIR Hálózati Operatív Szolgálata által folyamatosan aktualizálódnak).

Annak ellenére, hogy a hazai hálózattervezési gyakorlat hagyományosan az áramvezető sodrony terhelhetőségét, illetve a vezetéknek, mint nyomvonalas létesítménynek a sodrony villamos paraméterei alapján számított terhelhetőségét veszi figyelembe, vizsgálataink során mindvégig figyelembevételre került a soros korlátozó elemek terhelhetőség-csökkentő hatása, mert az üzemvitelt ezek

- 50 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


ténylegesen korlátozzák; megszüntetésük primer oldali beruházást, de legalábbis szekunder és informatikai módosításokat igényel. A hálózati ágak terhelhetősége az illetékes engedélyes által megadott terhelhetőségi értékkel lett figyelembe véve27.

A hálózatszámítások elvégzéséhez általunk használt PSS/E programrendszer a terhelhetőségi határértékeket egységesen MVA-ben tárolja és jeleníti meg, ahol a látszólagos teljesítmény és az áram között a névleges feszültség teremt kapcsolatot. Ennek a sajátosságnak azonban a vizsgálati pontosságra kihatása nincs, mivel a program a vezetékekre amperben számítja ki és ellenőrzi a terhelődést (de a transzformátorokra MVA-ben).

A

hálózati

engedélyesek

által

tervezett

új

vezetékeket

és

alállomásokat

automatikusan figyelembe vettük az adott sarokévi változatokban, ha az engedélyesi tervben a sarokévben, vagy azt megelőzően befejeződő fejlesztési időszakra lettek előirányozva.

4.1.1.2.

Vizsgálati számítások

A fentiekben leírt alapelvek szerint összeállított hálózatmodellekre az alábbi számításokat végeztük el és dokumentáljuk a melléklet részeként: o váltakozóáramú teljesítményáramlás és feszültségeloszlás (loadflow) számítást teljes eredménylistával, o váltakozóáramú

egyszeres

kiesés-

(kontingencia-)

vizsgálat

a

detektált

túlterhelődések és feszültségproblémák listájával, o váltakozóáramú kétszeres kiesésvizsgálat a detektált túlterhelődések és feszültségproblémák listájával (egy erőművi energetikai egység és egy hálózati

27

Említésre érdemes az a körülmény, hogy míg az elosztói engedélyesek tervezési részlegei az áramváltók 20%-os tartós túlterhelését megengedik a távlati tervezési célú üzembiztonsági számításokban, addig az operatív üzemelőkészítési és üzemirányítási célra használt távvezetéki határértékek az áramváltók túlterhelhetőségét nem tartalmazzák. Ez a körülmény a hálózatfejlesztéstervezés folyamatát érdemben nem befolyásolja, de annak hatékonyságát megkérdőjelezi (az operatív határértékeknél megengedőbb határértékekkel történik a távlati tervezés).

- 51 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


ág egyidejű kiesésére, egy átviteli és egy elosztóhálózati ág együttes kiesésére, egy átviteli és egy külső hálózati ág együttes kiesésére, o váltakozóáramú

kétszeres

csatlakoztatására

szolgáló

kiesésvizsgálat alállomás(ok)

az 400

atomerőművi kV-os

egységek

feszültségszintjére

csatlakozó bármely két hálózati ág egyidejű kiesésére).

Az egyszeres kiesésvizsgálatokban a magyar VER hurkolt hálózati ágai mellett a szomszédos országok átviteli hálózati ágai is szerepelnek potenciális kiesésekként.

Szorosan véve nem a terv részét képezi, de a vizsgálatok alapján, az eredmények értékelése során megállapítható, hogy a növekvő kereskedelmi aktivitás, a nyári csúcsterhelésű üzemállapotok megjelenése, a hálózat növekvő kiterheltsége miatt a hazai

hálózat-karbantartási

gyakorlat,

a

feszültségmentesítési

eljárási

rend

átgondolásra szorul. A többszörös hálózatgyengítések, ugyanazon elem gyakori feszültségmentesítése üzemviteli nehézségeket eredményez, ami az üzembiztonság rovására is mehet. Megfontolandó karbantartásszegény, nagy megbízhatóságú készülékek, berendezések alkalmazása, feszültség alatti munkavégzés előtérbe helyezése, állapotfüggő karbantartás kidolgozása.

A számításokról bővebb információk a II. számú Mellékletben találhatók.

4.1.2.

2030-ig

Javasolt hálózatfejlesztések

előretekintve

az

alábbi

–

mint

szükséges

–

hálózatfejlesztések

megvalósulásával számolunk. Átviteli hálózat esetén 2020-ig, elosztói hálózat esetén 2018-ig előretekintve az így megvalósuló – és korábban közcélúnak még nem minősített – hálózati elemeket közcélú hálózati elemeknek, a folytatott előkészítő munkálatokat közcélúaknak javasoljuk minősíteni:

- 52 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


Átviteli hálózat

2014 végéig o Debrecen Józsa 400/132 kV-os alállomás 132 kV-os csatlakozásának bővítése a Debrecen OVIT – Balmazújváros távvezeték felhasításával és beforgatásával Debrecen Józsa alállomásba.

2015 végéig o Perkáta 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar tercier söntfojtóval, a Martonvásár – Paks 400 kV-os távvezeték felhasítása Perkáta 400 kV-os alállomásba. 132 kV-os csatlakozás E.ON hálózatára vezetékrendezéssel.

2016 végéig o Kerepes

térségében

400

kV-os

alállomás

létesítése

400/128

kV-os,

2x250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar tercier söntfojtóval, Albertirsa – Göd 400 kV-os távvezeték 2. rendszerének felhasítása és beforgatása Kerepes 400 kV-os alállomásba, 132 kV-os csatlakozás az ELMŰ hálózatára a Gödöllő – Rákoskeresztúr

és

Gödöllő – Kőbánya

távvezetékek

felhasításával

és

beforgatásával. o Hévíz – Žerjavinec

kétrendszerű

400

kV-os

határkeresztező

távvezeték

I. rendszerének áttérítése Cirkovce (SI) irányába (érdemi magyar oldali költségvonzata nincs). o Pécs alállomás 132 kV-os bővítése.28

2017 végéig o Szigetcsép térségében új 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es

transzformátorral,

2x70

28

Mvar

tercier

söntfojtóval,

E.ON a Pécsi Erőmű állomásból az elosztói távvezetékek kiforgatását, állomás előtti összekötését, valamint a térségi távvezetékeknek a Pécs 132 kV-os alállomásba történő beforgatását tervezi. Új alakzat: Siklós – Pécs 1,2 rsz., Komló – Pécs 1. rsz., Komló – Pécs 1. rsz., Pécs Kelet – Pécs, Pécs Kertváros – Pécs, Bonyhád – Pécs, Mohács – Pécs

- 53 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


Albertirsa - Martonvásár 400 kV-os távvezeték egy rendszerének felhasítása és beforgatása Szigetcsép 400 kV-os alállomásba, 132 kV-os csatlakozás az ELMŰ hálózatára

a

Dunamenti – Dunavarsány kétrendszerű

távvezeték mindkét

rendszerének felhasításával és beforgatásával. o Detk alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor beépítése.

2018 végéig o Kisvárda térségében 750/400 kV-os alállomás létesítése Sajószöged – Mukachevo és Albertirsa – Zakhidnoukrainska távvezetékek felhasításával és beforgatásával Kisvárda alállomásba. Kisvárda – Zakhidnoukrainska távvezeték 750 kV-on, a többi vezeték-kapcsolat 400 kV-on üzemel. o A 750 kV-os távvezeték 400 kV-on üzembe vett Albertirsa – Kisvárda közötti szakaszának beforgatása Debrecen Józsa alállomásba, 132 kV-os csatlakozás bővítése a Debrecen OVIT – Hajdúböszörmény távvezeték felhasításával és beforgatásával Debrecen Józsa alállomásba. o Gönyű – Gabčíkovo (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése29. o Sajóivánka – Rimavská Sobota (SK) 400 kV-os határkeresztező távvezeték létesítése kétrendszerű oszlopsoron, első kiépítésben egy felszerelt rendszerrel; Sajóivánkán második 400/128 kV-os 250 MVA-es transzformátor és 2x70 Mvar söntfojtó létesítése30.

2020 végéig o Nyíregyháza térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, a Sajószöged – Kisvárda 400 kV-os távvezeték felhasítása Nyíregyháza 400 kV-os alállomásba. 132 kV-os csatlakozás E.ON tulajdonú távvezetékek csatlakoztatásával. 29

Az Európai Közösség 2014-ben kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a Gönyű - Gabčíkovo (SK), Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) közös projekt cluster-ben szerepel. 30 Az Európai Közösség 2014-ben kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a Gönyű - Gabčíkovo (SK), Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) közös projekt cluster-ben szerepel.

- 54 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Ócsa állomásban 132 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés létesítése, harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor beépítése, 132 kV-os Ócsa – Üllő távvezeték létesítése31

Végleges döntést az alábbi átviteli hálózati létesítésekről még nem kell hozni:

2021 végéig o Kisvárda – Veľké Kapušany (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése32.

2023 végéig o Kerepes 400/132 kV-os táppont bővítése 220 kV-os kapcsolóberendezéssel és 1x500 MVA 400/231 kV-os transzformátorral, Ócsa – Zugló 220 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 220 kV kapcsolóberendezésbe, az így létrejövő Kerepes – Zugló 220 kV-os távvezeték átépítése kétrendszerűre.

2024 végéig o Győr alállomásban harmadik 400/128 kV-os 250 MVA-es transzformátor létesítése 70 Mvar söntfojtóval33,34 o Székesfehérvár térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, a Litér – Martonvásár 400 kV-os távvezeték felhasítása Székesfehérvár 400 kV-os alállomásba. 31

A 132 kV-os távvezeték létesítése ELMŰ beruházás, de a harmadik transzformátor beépítésével koordináltan kell megvalósítani. 32 Az Európai Közösség 2014-ben kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a beruházás szerepel. 33 Az Európai Közösség 2014-ben kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a beruházás még közös projekt cluster-ben szerepel a Gönyű - Gabčíkovo (SK) és Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) projektekkel, azonban a megvalósítás halasztása miatt a következő TYNDP-ben ki kell kerülnie a clusterből. 34 A harmadik transzformátor beépítése a legköltséghatékonyabb megoldás a transzformátorkapacitás szükségessé váló bővítésére, de az alállomás korlátozott bővíthetősége, valamint a járulékosan okozott zárlati igénybevétel-növekedés miatt ez műszaki szempontból nem a legelőnyösebb beavatkozás. Vizsgálni kell alternatív beavatkozások lehetőségét, amelyek közül jelenleg a meglevő két 400/132 kV-os transzformátor nagyobb egységteljesítményűre történő cseréje látszik legelőnyösebbnek (a rövidzárási feszültség célirányos tervezésével a zárlati igénybevétel növekedése elkerülhető).

- 55 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


132 kV-os csatlakozás kétrendszerű kuplungvezetékkel Székesfehérvár Észak alállomásba (kétgyűjtősínes kialakítás szükséges).

2025 végéig o Pomáz térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, Bicske Dél – Pomáz 400 kV-os kétrendszerű távvezeték létesítése, 132 kV-os csatlakozás a Göd – Kaszásdűlő és Pomáz ELMŰ – Békásmegyer 132 kV-os távvezetékek felhasításával és beforgatásával.


Az erőművek tényleges üzembehelyezési ideje a később megkötendő hálózati csatlakozási szerződésekben rögzített időpont függvényében változhat.


400

kV-os

alállomás

létesítése

400/128

kV-os,

2x250 MVA

transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, Gönyű – Bicske Dél 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Oroszlány alállomásba35. o Oroszlány – Dunamenti

és

Oroszlány – Győr

220

kV-os

összeköttetések

áttérítése 400 kV-ra, a Győr – Martonvásár 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Oroszlány alállomásba36. o Sándorfalva 400 kV-os alállomás bővítése Szeged Erőmű létesítése miatt37.

2018 végéig o Albertfalva állomásban 220 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés létesítése38 .

35

Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. (Az erőmű és a csatlakozási pont között kétrendszerű 400 kV-os összeköttetést kell létesíteni.) 36 Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. 37 Szeged Energia erőművi csatlakozás céljából. 38 Csepel III erőmű csatlakoztatása érdekében.

- 56 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Albertfalva alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor és soros zárlatkorlátozó fojtó beépítése39.

2019 végéig o Sajószöged 400 kV-os alállomás bővítése Tisza II Erőmű repowering miatt40. o Sajószöged alállomásba 400 kV-os blokkvezeték létesítése Tisza II Erőmű repowering miatt41.

2023 végéig o Paks II. új 400 kV-os alállomás létesítése, Albertirsa – Paks 400 kV-os kétrendszerű távvezeték létesítése, meglevő Paks állomásból 400 kV-os távvezetékek (Perkáta, Litér, Toponár) átkötése, kétrendszerű 400 kV-os kuplungvezeték kialakítása42.

132 kV-os elosztóhálózat 2019 végéig

E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt. o Perkáta 400/128 kV alállomás hálózatba illesztése érdekében új 132 kV-os kétrendszerű távvezetékszakasz létesítése és vezetékrendezés, 2014-2015 Megszűnik: Szabadegyháza – Dunaújváros 2., Sárbogárd – Dunaújváros Észak, Dunaújváros Észak– Dunaújváros Új alakzat: Szabadegyháza – Perkáta, Perkáta – Dunaújváros Észak, Dunaújváros Észak – Dunaújváros 2., Sárbogárd – Perkáta, Perkáta – Dunaújváros o A Pécs alállomás MAVIR általi 132 kV-os bővítése, a térségi 132 kV-os távvezetékek beforgatása, Pécsi Erőmű alállomásból az elosztói távvezetékek kiforgatása, állomás előtti összekötése, 2016 39

Csepel III erőmű csatlakoztatásával összefüggésben szükségessé vált beruházás. Tisza II Erőmű repowering csatlakozás céljából. 41 Tisza II Erőmű repowering csatlakozás céljából. 42 Paks II. erőművi csatlakozás céljából. 40

- 57 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


Megszűnik: Siklós – Pécsi Erőmű 1,2 rsz., Komló – Pécs Kelet, Pécs Kelet – Pécsi Erőmű, Komló – Pécsi Erőmű, Pécs Kertváros – Pécsi Erőmű, Pécs Újmecsekalja – Pécsi Erőmű, Bonyhád – Pécsi Erőmű, Mohács – Pécsi Erőmű Új alakzat: Siklós – Pécs 1,2 rsz., Komló – Pécs 1. rsz., Komló – Pécs 1. rsz., Pécs Kelet – Pécs, Pécs Kertváros – Pécs, Bonyhád – Pécs, Mohács – Pécs o Sárbogárd Kelet új 132 kV-os alállomás: Perkáta – Sárbogárd távvezeték felhasítása, beforgatás Sárbogárd Kelet alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2019-ig


ELMŰ Hálózati Kft. o Dunamenti – Szigethalom T

– (Soroksár) távvezeték felhasítása, beforgatás

Dunavarsány alállomásba, 2014 o Gödöllő – Rákoskeresztúr vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba, 2014-2016 o Gödöllő – Kőbánya vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba, 2014-2016 o Kőbánya – Kerepes vezeték felhasítása és beforgatása Rákoskeresztúr állomásba, 2014-2019 o Kolossy tér új 132 kV-os alállomás: Kaszásdűlő – Budaközép kábel felhasítása, beforgatás Kolossy tér alállomásba, 2014-2019 o Pilisvörösvár új 132 kV-os alállomás: Pomáz – Esztergom távvezeték felhasítása, beforgatás Pilisvörösvár alállomásba, 2014-2019 o Őrmező új 132 kV-os alállomás: Albertfalva – Kelenföld II. kábel felhasítása, beforgatás Őrmező alállomásba, 2014-2019 o Garay utca új 132 kV-os alállomás: Városliget – Erzsébetváros kábel felhasítása, beforgatás Garay utca alállomásba, 2014-2019

- 58 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. o Új 132 kV-os távvezeték létesítése: Sümeg – Zalaszentgrót (Zalaszentgrót 132/20 kV-os alállomás üzembe helyezése előtt 20 kV-on üzemel), 2014-ig o Csepreg új 132 kV-os alállomás, Szombathely Vépi út – Kőszeg felhasítása, beforgatás Csepreg alállomásba, 2014-ig o Új 132 kV-os távvezeték létesítése: Bicske Dél – Dorog, 2015-ig o Győr Ipari Park új 132 kV-os alállomás: Győr ÉDÁSZ – (Nagyszentjános) – Bana Bábolna távvezeték felhasítása, beforgatás Győr Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2015 o Székesfehérvár Dél új 132 kV-os alállomás: Szabadbattyán – Székesfehérvár Dél új távvezeték (rendszerhasználói igény függvénye), 2015-2016 o Tatabánya Ipari Park új 132 kV-os alállomás: Kisigmánd – Bánhida 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Tatabánya Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2016 o Bogyoszló új 132 kV-os alállomás: Győr – Sopronkövesd 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Bogyoszló alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2019

ÉMÁSZ Hálózati Kft. o Tiszapalkonyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés, 2014-ig Megszűnik: Tiszapalkonyai Erőmű – TIFO, Tiszapalkonyai Erőmű – Sajószöged 1,2, Tiszapalkonyai Erőmű – TVK I., Tiszapalkonyai Erőmű – TVK III., Tiszapalkonyai Erőmű – Tiszaújváros, Tiszapalkonyai Erőmű – THE indító, Tiszapalkonyai Erőmű – Tiszalök, Tiszapalkonyai Erőmű – Polgár, Sajószöged – TIFO, Sajószöged – TVK II. (eredeti nyomvonal), Sajószöged – THE indító Új alakzat: Sajószöged – Tiszaújváros, Sajószöged – TVK I., Sajószöged – TVK II. (másik nyomvonal), Tiszalök – TVK III., Sajószöged – (TIFO T) – THE indító, Sajószöged – (TIFO T) – Polgár o Borsodi Erőmű megszüntetés miatti vezetékrendezés, 2013-2015 Megszűnik: Miskolc Nyugat – Borsodi Erőmű, Borsodi Erőmű – Sajóivánka, Felsőzsolca – Borsodi Erőmű Új alakzat: Miskolc Nyugat – Sajóivánka

- 59 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Miskolc vezetékrendezés, 2014-2019 Megszűnik: Sajószöged – Felsőzsolca, DAM – Felsőzsolca, Nyékládháza ÉMÁSZ – DIGÉP, Sajószöged – Nyékládháza MÁV, Nyékládháza MÁV – Miskolc Dél, Miskolc Dél – Hejőcsaba (HCM), Hejőcsaba (HCM) – DAM Új alakzat: Sajószöged – Nyékládháza MÁV új nyomvonalon, Sajószöged – Nyékládháza ÉMÁSZ, Nyékládháza ÉMÁSZ – Felsőzsolca, Felsőzsolca – Miskolc Dél, Miskolc Dél – DAM, Nyékládháza MÁV – DIGÉP o Eger és Eger Észak között új 132 kV-os kétrendszerű távvezetékszakasz létesítése, valamint vezetékrendezés: Borsodnádasd - Eger-Észak egyik rendszerének kikötése Eger-Észak alállomásból, bekötése Eger alállomásba, illetve Eger - Füzesabony kikötése Eger alállomásból, bekötése Eger-Észak alállomásba, 2014-2019 o Recsk új 132 kV-os alállomás, Detk – Nagybátony 132 kV-os távvezeték felhasítása, Recsk bekötése T-ponttal, 2014-2019

E.ON Tiszántúli Áramhálózati ZRt. o Tiszapalkonyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés, 2014-ig Új alakzat: Sajószöged – (TIFO T) – Polgár, Tiszaújváros – (Tiszalök) – Hajdúnánás o Debrecen OVIT – Balmazújváros távvezeték felhasítása, beforgatás Debrecen Józsa 400/132 kV-os alállomásba; 2014-ig o Hajdúnánás – Tiszaújváros távvezeték beforgatása Tiszalök alállomásba (állomás előtti oszlopokon a sodronyok bontása), 2014 o Debrecen

OVIT

–

Hajdúböszörmény

távvezeték

felhasítása,

beforgatás

Debrecen Józsa 400/132 kV-os alállomásba, 2015 o Rakamaz új 132 kV-os mikroállomás, Tiszalök – Ibrány távvezeték felhasítása, Rakamaz bekötése T-ponttal , 2017 o Debrecen Déli Ipartelep új 132 kV-os mikroalállomás, Létavértes – Debrecen kétrendszerű távvezetékek felhasítása, beforgatás Debrecen Déli Ipartelep alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2016

- 60 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


A felsorolt átviteli hálózati elemeket 2020-ig előretekintve, az elosztói hálózati elemeket 2018-ig előretekintve a 2015. január elsejével induló tervciklusban mint megvalósult

illetve

kötelezően

megvalósítandó

hálózati

beruházásokat

kell


Az elosztói engedélyesek illetve a Rendszerirányító által javasolt elosztóhálózati fejlesztések, melyek közcélúvá minősítése a későbbiekben egyedi minősítési eljárás keretében történhet,

2024-ig előretekintve: E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt. o Tolna új 132 kV-os állomás, Paks – Szekszárd távvezeték felhasítása, beforgatása Tolna alállomásba


ELMŰ Hálózati Kft. o Tahi út új 132 kV-os állomás, Zugló – Angyalföld kétrendszerű 132 kV-os vezetékből kettős T-leágazás létesítése o Pécel új 132 kV-os alállomás, Kerepes – Pécel új kétrendszerű távvezeték o Újhartyán új 132 kV-os alállomás: a jelenleg 20 kV-on üzemelő 132 kV-os távvezeték 132 kV-ra való áttérítése

E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. o Lepsény új 132 kV-os alállomás, Inota – Siófok felhasítása, Lepsény bekötése Tponttal o Szabadegyháza

–

Székesfehérvár:

Székesfehérvár Dél állomásba

- 61 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30

távvezeték

felhasítás,

beforgatás


ÉMÁSZ Hálózati Kft. o Szécsény új 132 kV-os alállomás, Balassagyarmat – Nagybátony 132 kV-os távvezeték felhasítása, Szécsény bekötése T-ponttal

E.ON Tiszántúli Áramhálózati Zrt. o Nyíregyháza

új

400/132

kV-os

alállomás,

hálózatba

illesztése

vezetékrendezéssel és új kábellel

4.1.3.

Alternatív fejlesztési lehetőségek

A Szigetcsép térségi táppont alternatívái

A Szigetcsép térségi 400/132 kV-os táppont először a 2012. évi Hálózatfejlesztési Tervben jelent meg; akkor még nem a főváltozatban, hanem mint a Dunamenti alállomás harmadik 220/126 kV-os transzformátorral való bővítésének szóba jöhető alternatívája. A 2013. évi Hálózatfejlesztési Tervben már a Szigetcsép térségi táppont

szerepelt

tervezett

beruházásként,

2016.

év

végéig

tervezett

megvalósítással, mivel ez a fejlesztés több szempontból is jelentősen javítja Budapest térségének ellátásbiztonságát. A térség fő problémája az erőművi források bizonytalansága. A 132 kV-os elosztóhálózatra csatlakozó kombinált ciklusú erőművek jellemzően nem üzemelnek, amikor nincs elegendő hőigény; a nyári időszakban nem számolhatunk ezek üzemével. Ekkor a rendszer csúcsterhelése körüli üzemállapotokban a 220 és 132 kV-os feszültségszintek közötti transzformációk kiterheltsége nagy, ezen a téren már rövid

távon

kapacitásbővítésre

vagy

a

220/126

kV-os

transzformációk

tehermentesítésére (400/132 kV-os táppont létesítésére) van szükség. A másik problémát az jelenti, hogy a 220 kV-ra csatlakozó (meglevő vagy a közeljövőben

létesíteni

tervezett)

korszerű

CCGT

technológiájú

egységek

folyamatos rendelkezésre állása sem biztosított, mivel a földgáz és a villamos energia piaci árának aránya már hosszabb ideje rendkívül kedvezőtlen; a gáztüzelésű egységek jelenleg nem üzemeltethetők nyereségesen. Emiatt rövid- és középtávú előretekintésben a Budapest környéki 220 kV-os hálózat várhatólag

- 62 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


forráshiányossá válik. (A 2013. évi Hálózatfejlesztési Tervhez bekért erőművi beruházói nyilatkozatokból ez még nem látszott egyértelműen, de a 2014. évi beruházói nyilatkozatok – és különösen az engedélyesek rendelkezésre állási tájékoztatásai

alapján

–

a

probléma

súlyos,

és

kockázatai

középtávú

előretekintésben sem hagyhatók figyelmen kívül).43 Budapest térsége 220 kV-os hálózatának fő hálózati betáplálása a Martonvásár 400/220

kV-os

alállomás

irányából

a

Dunamenti-Martonvásár

220

kV-os

kétrendszerű távvezeték (ez akkor sem fog érdemben változni, ha az Almásfüzitői Erőmű létesítésének esetleges elmaradása miatt a Dunamenti-Oroszlány-Győr távvezetékív 220 kV-on marad üzemben). Ha a térségben sem a 132 kV-ra, sem a 220 kV-ra csatlakozó erőművek nem üzemelnek (előbbiek a hőigények hiánya miatt, utóbbiak gazdaságossági okokból), akkor a Dunamenti-Martonvásár 220 kV-os távvezeték N-1 üzembiztonsága elvész. Ezt a problémát új 400/220 kV-os transzformációs kapcsolat létesítésével, vagy 400/132 kV-os táppont létesítésével lehet orvosolni (ez utóbbi esetben kevesebb 220/126 kV-os transzformátort kell járulékosan beépíteni). Jelen tervben részletesen megvizsgáltuk a Szigetcsép térségi 400/132 kV-os táppont létesítésének alternatívájaként szóba jöhető beruházásokat.

43

Emiatt jelen tervben már két forrásoldali rendelkezésre állási szcenárióval számoltunk. Az egyikben a jelenleg meglevő gáztüzelésű erőművi egységek további üzemét és az újonnan létesíteni tervezett egységek üzembe lépését vettük figyelembe. A másikban azt a pesszimista, de tényleges jelenlegi helyzetet figyelembe véve irreálisnak nem tekinthető lehetőséget modelleztük, hogy a gáztüzelésű erőművek profitabilitása középtávon sem javul, ezért a meglevő egységek szüneteltetik üzemüket, az új egységek létesítése pedig elmarad.

- 63 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


1. alternatív telephely: Ercsi

2. alternatív telephely: Pusztaszabolcs 12. ábra Alternatív telephelyek

A hálózati térképet megvizsgálva látható, hogy a Dunamenti alállomáshoz kapcsolódó 132 kV-os hálózatra más helyszínen telepített 400/132 kV-os tápponttal csatlakozni nincs lehetőség. Ezért a Dunamenti alállomás harmadik 220/126 kV-os transzformátorral

való

bővítésével

egyidejűleg

elvégzendő,

a

Dunamenti-

Martonvásár távvezeték tehermentesítését célzó 400/220 kV-os táppontlétesítés lehetséges helyszíneit kell vizsgálni. Két ilyen telephelyet vizsgáltunk, mindkettő esetében a 220 kV-os hálózatra való csatlakozás a Dunamenti-Dunaújváros 220 kVos távvezeték felhasításával és beforgatásával oldható meg. A 400 kV-ra való csatlakozás az egyik esetben az Albertirsa-Martonvásár 400 kV-os távvezeték egyik rendszerének felhasításával és beforgatásával (1. alternatív helyszín: Ercsi térsége), a másik esetben a Martonvásár-Perkáta 400 kV-os távvezeték felhasításával és beforgatásával (2. alternatív helyszín: Pusztaszabolcs térsége) oldható meg. A

hálózatvizsgálatok

eredményeképpen

megállapítható,

hogy

az

alternatív

beavatkozási változatok (Dunamenti III. 220/126 kV-os transzformátor + új

- 64 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


400/220 kV-os táppont 1 db 500 MVA-es 400/231 kV-os transzformátorral) a 2019es

sarokév

modelljeiben

műszakilag

egyenértékűek

a

Szigetcsép

térségi

táppontlétesítéssel. A 2024-es sarokévben az egyenértékűség már nem áll fenn: a magasabb terhelésfelfutású nyári csúcsterhelési üzemállapotban a Dunamenti alállomás transzformátorai N-1-1 esetben túlterhelődnek, ha nincs a 220 kV-os feszültségszintre erőművi betáplálás. Ha a Dunamenti alállomás egyik 220/126 kVos transzformátorának hiányában kiesik a Pét-Litér, Litér-Szabadbattyán, PerkátaSzabadegyháza,

Székesfehérvár

Észak-Baracska

(Csákvár

T)

132

kV-os

távvezetékek egyike, az üzemben maradó Dunamenti transzformátorokon 110 % feletti terhelődések lépnek fel, melyek a transzformátorok fokozatszabályozójával 110 % alá csökkenthetők. Ez a túlterhelődés mindkét alternatív helyszín esetén fellép, a helyszín függvényében a különbségek a túlterhelődés mértékében 1 % alattiak. Az operatív beavatkozással 110 % alá csökkenthető terhelődés meglevő berendezés

esetén

nem

számít

beruházásgenerálónak,

de

egy

tervezett

beavatkozást követően fennálló körülményként nem tartjuk elfogadhatónak. További hátránya az alternatív beruházásoknak a Szigetcsép térségi tápponthoz képest, hogy a Soroksár alállomásból délkeleti irányba, az DÉMÁSZ ellátási területe felé irányuló

áramlások

jelentősen

csökkennek.

Emiatt

a

DÉMÁSZ

tulajdonú

elosztóhálózaton üzembiztonsági probléma keletkezik (a Szolnok-Cegléd 132 kV-os távvezeték N-1-1 üzembiztonsága elvész a magasabb terhelésfelfutású nyári csúcsterhelési üzemállapotban). Mivel a

Szigetcsép

térségi táppont létesítése

esetén

semmilyen

későbbi

üzembiztonsági probléma nem merül fel a térségben, kijelenthető, hogy a fentiekben bemutatott alternatív beavatkozások kapcsán nem lehet teljes körű műszaki egyenértékűségről beszélni. Megvizsgáltuk annak lehetőségét is, hogy az alternatív telephelyek egyikén 400/132 kV-os táppont létesüljön, melynek 132 kV-os csatlakozását a DunamentiDunaújváros 220 kV-os távvezeték 132 kV-os üzemre való áttérítésével lehet megvalósítani. A vizsgálat eredményeként elmondható, hogy a 2019-es és 2024-es sarokévekben a Dunamenti alállomás transzformátorkapacitás-problémáját és a Dunamenti-Martonvásár

220

kV-os

távvezeték

üzembiztonsági

problémáját

ugyanolyan hatékonysággal oldja meg az alternatív helyszínek egyikén létesítendő

- 65 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


kéttranszformátoros 400/132 kV-os táppont, mint a Szigetcsép térségi táppont. Azonban a Dunamenti-Dunaújváros 220 kV-os távvezeték 132 kV-os üzemre való áttérítésének egyéb szempontból hátrányai vannak: a) Az 500 mm2-es fáziskeresztmetszetű távvezeték 1973 előtti létesítésű. A nagyobb terhelésfelfutású nyári csúcsterhelési üzemállapotban, ha nincs a 220 kV-os feszültségszintre erőművi betáplálás, az N-1 üzembiztonsága csak a 132 kV-os gyűjtősín operatív beavatkozásként elvégzett bontásával tartható fent (az osztott sínes topológia nem felel meg más kiesés esetén az N-1 elvnek, ezért normál kapcsolásként nem alkalmazható). b) Megszűnik a dunaújvárosi 220/132 kV-os transzformáció. A 132 kV-ra térített távvezetéken Dunaújváros alállomásba kevesebb teljesítmény érkezik, mint a 220 kV-on üzemelő távvezetéken. Az alternatív helyszínen levő táppont 132 kVos gyűjtősínjének osztott üzemével kialakítható olyan áramlási kép, amikor a beérkező teljesítmény megfelel a 220 kV-os üzem mellettinek, de az osztott sínes üzem nem minden rendszerállapotban tartható fenn. A kisebb beérkező teljesítmény

miatt

jobban

terhelődnek

a

Perkáta

alállomásban

levő

transzformátorok és az onnan kiszállító 132 kV-os távvezetékek, továbbá csökken a DÉMÁSZ ellátási területe felé szállított teljesítmény, ami a korábban már leírt üzembiztonsági problémát idézi elő. A 220/132 kV-os transzformáció megszűnése annak esetleges későbbi bővítése (pl. egy jövőbeni koncentrált teljesítmény igény esetén nagyobb egységteljesítményű transzformátorok alkalmazása) lehetőségét szünteti meg. c) A 132 kV-ra térített vezeték átviteli hálózati tulajdonban maradva nem teszi lehetővé fogyasztók csatlakoztatását. Elosztóhálózati elemmé átminősítve az üzembiztonsági kritériumokkal szembeni megfelelést rontja (N-1-1 kiesési szituációkban az átviteli transzformátorokkal együtt szerepel). A fentieket mérlegelve megállapítható, hogy az alternatív telephelyeken való táppontlétesítés számos kisebb fajsúlyú, de el nem hanyagolható problémát felvet, ezért

ezek

a

beavatkozások

nem

tekinthetők

táppontlétesítéssel műszakilag egyenértékűnek.

- 66 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30

a

Szigetcsép

térségi


4.1.4.

Rendszerszintű feszültség- és meddőteljesítmény-viszonyok

A hazai feszültség- és meddőteljesítmény-viszonyok kezelésének, uralásának hosszú távú, rendszerszintű alapelve:

A rendszerszintű feszültség- és meddőteljesítmény-alapelv célkitűzése o A

MAVIR

ZRt.

rendszerszintű

feszültség-

és

meddőteljesítmény-alapelv

célkitűzése – összhangban a hálózatfejlesztési alapelv céljaival – a törvényben, szabályzatokban meghatározott ellátásminőség, ellátás-, és üzembiztonság fenntartása

a

rendszerhasználók

számára,

az

európai

villamosenergia-

rendszerrel az együttműködő képesség fenntartása, és a piaci szereplők hálózattal szemben támasztott igényeinek kielégítése.

A rendszerszintű feszültség- és meddőteljesítmény-alapelvben meghatározott főbb távlati célok o Az átviteli hálózatot úgy kell kialakítani, hogy az teljesítse – a hazai erőművek meddőteljesítmény-nyelésének nagyságától függetlenül – az átviteli hálózati táppontokban a feszültségre vonatkozó előírásokat.

A rendszerszintű feszültség- és meddőteljesítmény-alapelvben meghatározott főbb távlati célok elérésének eszközei o Összhangban az Irányelvekkel, újonnan létesülő átviteli hálózati alállomások nagy/nagyfeszültségű transzformátorainak tercier tekercséhez 70 Mvar-os söntfojtókat kell telepíteni. o A


tervek

kidolgozása

évente

ismétlődő,

az

elosztói

engedélyesek és az átviteli rendszerirányító által végzett ciklikus tevékenység. Ennek

keretében

elemezni

kell

a

rendszerszintű

feszültség-

és

meddőteljesítmény-alapelvben meghatározott céloknak való megfelelést.

A 2014. évi terv U/Q alapelv céljainak való megfelelésre ellenőrző vizsgálatokat végeztünk. Főbb megállapítások:

- 67 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


o Az optimista erőművi beruházások esetében a nagyterhelésű változatokban elegendő erőművi meddőtermelési kapacitástartalék áll rendelkezésre. o

Az erőműhiányos szcenárióban a 2017-től kezdődő időszakban a 750 kV-os távvezeték Albertirsa – Debrecen Józsa közötti szakaszának 400 kV-on történő üzembe vételének elmaradása esetén a kelet magyarországi átviteli hálózaton feszültségtartási problémák figyelhetők meg. Elosztóhálózati kondenzátortelepek hiányában az alacsony feszültségek az elosztóhálózati csomópontokat is érintik.

o A 2019-es sarokévet követően, a 2014. évi tervben engedélyesi nyilatkozatok alapján figyelembe vett új erőmű-létesítésekből adódó távvezetékhossznövekedés jelentősen nem befolyásolja majd a hálózat feszültségprofilját. o A 2030-as sarokévben az erőműhiányos szcenárió esetén újra megjelenik az alacsony feszültség Sajóivánkai 400 kV-os síneken N-1-1 esetekben a fogyasztói teljesítmény igény növekedése miatt.

Részletes megállapítások: o A 2017-re vonatkozó, 2019-es sarokév modelljeiből készített csúcs- és völgyterhelésű modelleket is vizsgáltuk a feszültség- és meddőteljesítményviszonyok szempontjából. Mind az erőművi teherelosztást, mind a fogyasztások arányosítását az idősor szimulációs program segítségével határoztuk meg. Ezen számítások igazolják, hogy 2017-től kezdődően vagy szükséges a 750 kV-os távvezeték Albertirsa – Debrecen Józsa szakaszának áttérítése 400 kV-ra és beforgatása Debrecen Józsa alállomásba44, vagy az átviteli hálózatnak erőművi alátámasztást kell adni Sajószöged térségében. Az átmeneti időszakban segítséget nyújthat a munkácsi alállomásban az ukrán fél által beépíteni tervezett második 400/220 kV-os transzformátor. o A 2019-es sarokév modelljeit vizsgálva az elosztóhálózati határértékek csak a kondenzátortelepek rendelkezésre nem állása (~190 Mvar) esetén, N-1-1 esetben sérültek, jellemzően az E. On. Titász területén. (A Titász területén

44

A számítások elvégzésekor még nem volt ismert, hogy a területszerzéssel és a közbeszerzési eljárással kapcsolatos közelmúltbeli jogszabályváltozások miatt Kisvárda Dél alállomás tervezett üzembekerülése 2018-ra tolódik.

- 68 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


található a villamosenergia-rendszerbe beépített kondenzátor kapacitás közel fele.) o 2030-as sarokévben kelet magyarországi hálózaton alacsony feszültségértékek várhatóak pesszimista erőmű létesítést és üzemeltetést feltételezve. (Jellemzően magas CO2 kvótaárak esetén.) Ezen esetekben két észak kelet magyarországi nemzetközi összeköttetés elvesztése – N-1-1 állapot – esetén Sajóivánka és Felsőzsolca alállomások 400 kV-os sínjein a feszültségértékek 374 – 380 kV-os sávba kerülhetnek a rendelkezésre álló KÖF kondenzátortelepek kapacitásának függvényében. o Kerepes alállomásban célszerű lehet eltérni az eddig alkalmazott 400/231 kV-os áttételtől a 400/220 kV-os transzformáció létesítése során. o A

Hévíz

alállomásban

400

kV-ra

esetlegesen

csatlakoztatott

söntfojtó

segítségével hosszú távon nem szükséges a térségben lévő erőművek gépeinek meddőteljesítmény nyelő

képességét

igénybe

venni.

Ezen

primer

fojtó

segítségével a feszültségek az előírt meghatározott sávon belül tarthatóak akár völgyidőszakokban is a KÖF kondenzátortelepek kikapcsolása nélkül is.

Általánosságban

megállapítható,

hogy

az

U/Q

alapelvben

megfogalmazott

hálózatfejlesztési elképzelések mentén alakuló, fejlődő magyar villamosenergiarendszer U/Q szabályozhatósága minden sarokévben biztosított. A rendszer mindenkori aktuális állapotához igazodó, a valós igényeknek megfelelő, azokat

kielégítő

feszültség/meddőteljesítmény

szabályozás,

az

ideális

feszültségprofil kialakítása, a hálózati veszteség minimalizálása üzemelőkészítői, illetve a SPECTRUM rendszer valós idejű U/Q szabályozási lehetőségeit kihasználva, összehangolt TSO-DSO diszpécseri feladat. Az ehhez szükséges primer eszközök a fejlesztések során beépítésre kerülnek. A jelenlegi fejlesztési terv alapján megállapítható, hogy az Albertirsa – Zakhidnoukrainska 750 kV távvezeték részben 400 kV-ra történő áttérítése miatt megszűnő 750 kV-os primer söntfojtók áttelepítése, vagy új söntfojtók telepítése szükséges a 750 kV-os távvezeték magyar oldali végpontjában.

- 69 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


További primer söntfojtó 400 kV-on történő hasznosítása a nyugat dunántúli régióban

megvalósulhat,

segítve

ezzel

a

rendszerszintű

feszültség-

meddőteljesítmény szabályozást.

Az elemzésről bővebb információk az V. számú Mellékletben találhatók.

4.2.

Zárlatszámítás

A zárlatszámítás célja, hogy a hálózatfejlesztések kapcsán jelentkező zárlati teljesítmények várható alakulásának előrejelzésével felhívja a figyelmet a szükséges beavatkozásokra, azok körére és mértékére az Irányelvben rögzítetteknek megfelelően (megszakító csere, csillagpont lazítás stb.), illetve új alállomások esetén segítséget nyújtson a készülékek kiválasztásához.

A zárlatszámítások ún. terhelt hálózaton kerültek elvégzésre, mely alapján a magyar villamosenergia-rendszer átviteli és 132 kV-os elosztói hálózata alállomásainak gyűjtősínjein várható 3F és FN zárlati áramok szubtranziens értékei kerültek meghatározásra45.

A számítások alapján összességében megállapítható, hogy az irányelvként meghatározott maximálisan megengedett zárlati szintek rövid és középtávra előre tekintve mind az átviteli, mind pedig a 132 kV-os elosztói hálózaton lehetővé teszik a villamosenergia-rendszer üzembiztos működését, az alábbiakat figyelembe véve:



Győr 400 kV-os alállomásban a 3F zárlati áram meg fogja haladni az alállomás zárlati szilárdságát, a 40 kA-es szintet, a kétrendszerű Gönyű-Gabčíkovo távvezeték üzembe helyezésekor, hasonlóan a tavalyi terv értékeihez. A legfrissebb osztrák és szlovák adatszolgáltatás figyelembevételével a 3F zárlati

45

A zárlati viszonyok elemzéséhez az alapmodellekkel egyező, de a nemzetközi hálózatot részleteiben nem tartalmazó modellek lettek kialakítva. A határkeresztező vezetékek egyenként a mögöttes hálózatot reprezentáló, Thévenin helyettesítő képpel lettek a külföldi oldalon lezárva. Minderre azért volt szükség, mert a nemzetközi modellek sorrendi adatai nem álltak rendelkezésre. Ilyen jellegű összeurópai adatcsere együttműködés nincs az ENTSO-E-n belül.

- 70 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


áram Győr 400 kV-os alállomásban 42 kA körül fog alakulni, míg Gönyű 400 kVos alállomásban 38,8 kA körül várható.

A számításkor figyelembe lett véve az Almásfüzitő Erőmű és a hozzátartozó Oroszlány 400 kV-os alállomás és vezetékáttérítés és vezetékrendezés hatása. Amennyiben ezek a beruházások mégsem valósulnak meg, Győr 400 kV-os alállomásban a 3F zárlati áram 38 kA, Gönyűn 36,7 kA körül várható.



A tervezett új 400/132 kV-os alállomásokban a hálózatfejlesztés tervezésére vonatkozó Irányelvek szerinti zárlati szilárdságok a legtöbb alállomás esetében megfelelőek (400 kV-on 40 kA, illetve 132 kV-on 31,5 kA), néhány esetben van szükség nagyobb zárlati szilárdságú készülékek beépítésére: o A tervezett Paks új erőművi alállomásban van szükség 40 kA-nél nagyobb46 zárlati szilárdságú készülékek beépítésére, o Ócsa

gyűjtősínesítését

és

a

tervezett Kerepes,

Szigetcsép,

Pomáz

alállomások 132 kV-os oldalának zárlati szilárdságát 40 kA-re kell kiépíteni.



A Hálózati Engedélyesek 2024-ig adták meg fejlesztési elképzeléseiket. A 2030as hálózati modellben a 2024-re tervezett elosztóhálózat került leképzésre, ezért a 132 kV-os feszültségszint vizsgálata nem releváns. Azonban a tervezett hálózatfejlesztések következtében a 3F/FN zárlati áramok növekedése fokozódik, a 2030-as sarokév zárlati áramértékeit a tervezett rekonstrukcióknál kell/célszerű figyelembe venni. Az átviteli hálózatot érintő alállomásokban, Gödön, valamint Zuglóban 132 kV-on a 3F/FN zárlati áram 40,3/41,3 kA és 25,1/30,3 kA körül várható.

46

A Paks új alállomásban a zárlati áram 3F/FN: 43,8/48,8 kA, míg a régi Paks alállomásban a zárlati áram 3F/FN: 43,5/48,3 kA körül várható a második új paksi blokk üzembekerülése után, amely értékek FN zárlat esetében megközelítik a régi Paks állomás 50 kA-es zárlati szilárdságát. Emiatt, valamint a jövőbeli bővítési lehetőségeket szem előtt tartva a Paks új alállomást 60 kA zárlati szilárdságúra kell megépíteni. Az esetleges bővítéseket úgy kell megvalósítani, hogy a régi Paks alállomásban a zárlati áram 50 kA alatt maradjon. Az FN zárlati áramok ugyan csillagponti fojtók nélkül is kisebbek, mint a régi Paks alállomás 50 kA-es zárlati szilárdsága, azonban mindenképpen szükségesnek tartjuk az újonnan létesítendő blokkok főtranszformátorainak csillagpontjába fojtókat beépíteni. 12 Ohmos csillagponti fojtókkal az FN zárlati áram értékét Paks új alállomásban mintegy 44 kA-re, míg a régi Paks alállomásban 45,5 kA-re lehet csökkenteni.

- 71 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30




A számításokról bővebb információk a III. számú Mellékletben találhatók.



A hálózatbővítések, topológia-változások (meglévő, de kikapcsolt vezetékek vagy kábelek üzembe helyezése, bontott gyűjtősínek összefogása stb.) kapcsán jelentkező

zárlati

szint

emelkedések

egyedileg

meghatározott

hálózati

beavatkozásokkal, illetve rekonstrukciókból eredő átépítésekkel (megszakító cserékkel) uralhatók (lásd III. számú Melléklet). Amennyiben a hálózatfejlesztési lépések következtében más hálózati engedélyesek berendezésében fellépő zárlati szilárdságot meghaladó igénybevétel jelentkezik, akkor a szükséges készülék cseréket alapvetően a berendezés tulajdonosának kell elvégeznie.



A zárlati szilárdság növelése az azt okozó fejlesztési lépések üzembe helyezésének időpontjáig kötelezően elvégzendő – a szükségességét kiváltó beruházás függvényében közcélú – feladatok, általában az új berendezések üzembe helyezésének is feltétele. Az így szükségessé váló kiegészítő fejlesztések meghatározása Csatlakozási Terv részét kell, hogy képezze.



Más esetben, amikor a zárlati igénybevétel esetleg több fejlesztési lépés következményeként növekedik meg, célszerű az együttműködő vagy érintett felek között a zárlati szilárdság növelésének teendőit, a kötelezettségvállalást, vagy a zárlati szintet korlátozó intézkedések részleteit egyeztetni, és például csatlakozási szerződésben, üzemviteli megállapodásban rögzíteni.

4.3.

A VER tranziens stabilitásának alakulása

Összhangban „A villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése 2030-ig” (lásd 3.4 fejezet) című részben az új erőművek üzembelépésére vonatkozóan leírtakkal, ellenőrző jelleggel tranziens stabilitás vizsgálatokat végeztünk. Az előirányzott fejlesztések alapvető célja a rendszer üzembiztonságának,

ellátásbiztonságának

- 72 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30

fenntartása.

A

megvalósítandó


hálózatfejlesztések köre döntően a jövőben várható rendszerállapotok, és az ezek hatására tartósan kialakuló áramlási viszonyok alapján kerül meghatározásra. Abból viszont, hogy a várható állandósult állapotban a villamosenergia-rendszer jellemzői az üzemviteli korlátok között tarthatók, még nem következik automatikusan, hogy a rendszer az átmeneti állapotokban is kellőképpen zavartűrően viselkedik, azaz stabil. Az állandósult állapotokra vonatkozó tervezési módszerek közül még a legkonzervatívabbak alkalmazása sem garantálja, hogy a rendszerállapotok közti átmenetek

az

üzemirányítás

eszközeivel

uralhatók,

kedvező

irányban

befolyásolhatók. A hálózatkép jelentős megváltozása számottevő hatással lehet a stabilitási viszonyok alakulására. Az ilyen és ehhez hasonló problémák elkerülése érdekében a Hálózatfejlesztési Terv elkészítéséhez szorosan hozzátartoznak azok a dinamikai számítások, amelyek az előirányzott hálózatfejlesztéseket egy másfajta „szemüvegen” keresztül nézve, a stabil működés feltételrendszerének kialakítása szempontjából vizsgálják.

A stabilitás kérdését lehet vizsgálni helyileg, vagy globálisan, a hálózat egészére vonatkozóan. A Hálózatfejlesztési Terv célkitűzéseinek leginkább egy globális, a részleteket mellőző elemzés felel meg, mely képes áthidalni a tervkészítés természetéből fakadó bizonytalanságokat. Jelen esetben a 2019-es, 2024-es és a 2030-as sarokévek tranziens stabilitási viszonyai kerültek országos szinten meghatározásra, összehasonlításra. Az összevetés a kritikus zárlathárítási idők alapján történt. A kritikus zárlathárítási idő a hálózat egy megadott csomópontjára számolható nemzetközileg is elfogadott mutató, melyet a tranziens stabilitás erősségének mérésére használnak. Tartalmilag arra ad választ, hogy a hálózat kiválasztott csomópontján, termelőegységek elvesztése nélkül, legfeljebb mennyi ideig állhat fenn egy meghibásodás. Alapvetően kétféle megvalósítása ismert, melyek közül az egyszerűbb múló hibával számol, míg a másik figyelembe veszi a védelmi működés okozta hálózatgyengítéseket is. Meghatározásának a Terv készítése során is alkalmazott részletei az Üzemi Szabályzatnak az „Irányelv a 120 kV-os és nagyobb feszültségű hálózatok fejlesztésének tervezésére” elnevezésű mellékletének 6.4.1. pontjában találhatók.

- 73 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


A hálózat egészének tranziens stabilitása szempontjából a legkritikusabbak azok a meghibásodások, amelyek valamely erőmű közvetlen közelében lépnek fel, és a forgó tartalékkal összemérhető teljesítmény elvesztéséhez vezethetnek. Ezen megfontolásokból a kritikus zárlathárítási idők csak az átviteli hálózatra kapcsolódó erőművek blokktranszformátorának nagyfeszültségű oldalára lettek meghatározva. A védelmi

működés

hálózatgyengítő

hatásának

modellezése

a

zárlat

megszüntetésével egy időben egy-egy vezeték végleges kikapcsolásával történt. Így az egyes – a védelmi működés által bontott – vezetékenként más és más kritikus zárlathárítási idők adódtak, melyek közül mértékadóként a legkisebb kerülhet kiválasztásra. A vizsgálatokhoz használt meghibásodások háromfázisú szimmetrikus földzárlatok. Ez a zárlattípus a gyakorlatban igen ritkán fordul elő, de könnyen számolható, tranziens stabilitás szempontjából pedig a legkedvezőtlenebbnek számít. Az Üzemi Szabályzat fentebb említett Irányelvének 5/VI. pontja előírja, hogy atomerőműben termelt teljesítmény kétszeres hiányállapotban is elszállítható kell, hogy legyen. A 2024-es sarokév alapeseti és a 2030-as sarokév erőműhiányos modelljei már tartalmazzák a Paksi Atomerőmű bővítésével üzembe kerülő első új blokkot, a 2030-as sarokév alapeseti modelljei pedig már mindkét új blokkot,ezért a fenti követelmény ellenőrzésére az újonnan létesülő alállomás (Paks II. 400 kV – a számítási eredményeket feltüntető táblázatokban: „Paks Új”) csatlakozó vezetékeire úgy is meghatároztuk a kritikus zárlathárítási időket, hogy közben ezen távvezetékek egyikének állandósult állapotbeli hiányát (karbantartását) feltételeztük.

Az esetek értékelése során abszolút és relatív minősítési szempontok egyaránt előfordultak. A kritikus zárlathárítási időknek a megfeleléshez minden megvizsgált csomóponton meg kellett haladniuk a 160 ms-ot. Ez lényegében az Üzemi Szabályzat azon elvárásának való megfelelés előfeltétele, mely szerint „erőműhöz közeli háromfázisú rövidzárlat esetén alapkövetelmény, hogy a generátorokat maximális üzemi hatásos teljesítményen üzemeltetve, gépkapcsukon a hálózat üzemeltetése, és a gépparaméterek által megengedett lehető legkisebb üzemi meddő teljesítményen való működésekor a kritikus zárlathárítási idő t3Fkrit≥160 ms (120 kV-on t3Fkrit≥250 ms) legyen”. Mivel nehezen lenne elfogadható egy olyan

- 74 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30



koncepció, mely a

tranziens stabilitási

mutatók romlását

eredményezné, vizsgálat tárgya volt a kritikus zárlathárítási idők alakulásának trendje is. A 2019-re, 2024-re és 2030-ra számolt mértékadó kritikus zárlathárítási idők erőművenként lettek összehasonlítva,

és elvárás volt, hogy az idő

előrehaladtával javuljanak, vagy legalábbis a 2019-re számított értékekhez képest ne romoljanak jelentősen. Ezen kívül az értékelés során a kapott értékek összevetésre kerültek a 2013-as Hálózatfejlesztési Terv számításai során 2018-ra és 2023-ra számított kritikus zárlathárítási időkkel is, azonban figyelembe kell venni, hogy esetenként az erőművi üzemállapotok jelentősen eltérhetnek, valamint hogy a Paksi Atomerőmű bővítésével belépő új blokkok mérete jelen Tervben már 1200 MW bruttó teljesítménnyel lett figyelembe véve (a 2013-as Tervben feltételezett nettó 1600 MW-tal szemben). A Paksi Atomerőmű új blokkjára, karbantartásokkal gyengített hálózati állapotokra számított kritikus zárlathárítási idők külön táblázatban kerültek megadásra, és az eredmények csak abszolút szempontból lettek értékelve.

Az 2-7. táblázatok a vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2018ra, 2023-ra és 2030-ra számított értékeit mutatják, alapeseti és erőműhiányos (CCGT blokkok nem járnak) változatokra.

- 75 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja

2019 nyár, magas terhelésfelfutás

2019 nyár, alacsony terhelésfelfutás

2019 tél, magas terhelésfelfutás

2019 tél, alacsony terhelésfelfutás

ALBFERFALVA 220 kV

0.33

0.32

0.32

0.32

DUNAÚJVÁROS 220 kV

0.33

0.32

0.32

0.32

DUNAMENTI 220 kV

MARTONVÁSÁR 220 kV

0.32

0.32

0.32

0.31

DUNAMENTI 220 kV

ÓCSA 220 kV

0.33

0.32

0.32

0.32

GYŐR 400 kV

0.35

0.32

0.35

0.31

OROSZLÁNY 400 kV

0.35

0.34

0.35

0.31

GABCIKOVO 400 kV I.

0.35

0.34

0.35

0.31

GÖNYŰ 400 kV

GABCIKOVO 400 kV II.

0.35

0.34

0.34

0.31

DETK 220 kV

SAJÓSZÖGED 220 kV I.

0.24

0.34

0.24

0.24

DETK 220 kV

SAJÓSZÖGED 220 kV II.

0.24

0.24

0.24

0.24

SZOLNOK 220 kV

0.25

0.24

0.24

0.24

ZUGLÓ 220 kV I.

0.24

0.24

0.24

0.24

ZUGLÓ 220 kV II.

0.24

0.24

0.24

0.24

PERKÁTA 400 kV

0.25

0.24

0.24

0.24

PAKS 400 kV

LITÉR 400 kV

0.26

0.26

0.25

0.24

PAKS 400 kV

PÉCS 400 kV

0.26

0.26

0.25

0.25

PAKS 400 kV

SÁNDORFALVA 400 kV

0.26

0.26

0.25

0.25

PAKS 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.26

0.26

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

0.35

0.33

0.35

0.34

SAJÓSZÖGED 400 kV

GÖD 400 kV

0.34

0.32

0.34

0.33

SAJÓSZÖGED 400 kV

DEBR. JÓZSA 400 kV

0.35

0.33

0.35

0.34

SAJÓSZÖGED 400 kV

KISVÁRDA 400 kV

0.36

0.34

0.35

0.34

DUNAMENTI 220 kV

0.33

0.33

0.33

0.34

BÉKÉSCSABA 400 kV

0.26

0.26

0.28

0.25

PAKS 400 kV

0.26

0.25

0.27

0.24

ARAD 400 kV

0.26

0.26

0.28

0.25

SÁNDORFALVA 400 kV

SUBOTICA 400 kV

0.27

0.26

0.29

0.25

OROSZLÁNY 400 kV

BICSKE DÉL 400 kV

0.42

0.41

0.41

0.40

GÖNYŰ 400 kV

0.41

0.41

0.41

0.40

GYŐR 400 kV

0.41

0.41

0.41

0.40


0.42

0.41

0.41

0.40

DUNAMENTI 220 kV DUNAMENTI 220 kV

GÖNYŰ 400 kV GÖNYŰ 400 kV GÖNYŰ 400 kV

DETK 220 kV DETK 220 kV DETK 220 kV PAKS 400 kV

ALBERTFALVA 220 kV SÁNDORFALVA 400 kV SÁNDORFALVA 400 kV SÁNDORFALVA 400 kV

OROSZLÁNY 400 kV OROSZLÁNY 400 kV OROSZLÁNY 400 kV

Bontott vezeték túloldali végpontja

2. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2019-re számított értékei, alapeset

- 76 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30








0.25

0.24

0.25

0.25


0.25

0.24

0.25

0.25

DETK 220 kV

SZOLNOK 220 kV

0.25

0.24

0.25

0.25

DETK 220 kV

ZUGLÓ 220 kV I.

0.25

0.24

0.25

0.25

ZUGLÓ 220 kV II.

0.25

0.24

0.25

0.25

PERKÁTA 400 kV

0.26

0.26

0.25

0.24

LITÉR 400 kV

0.26

0.26

0.25

0.25

PÉCS 400 kV

0.27

0.27

0.25

0.25

SÁNDORFALVA 400 kV

0.27

0.26

0.25

0.25

TOPONÁR 400 kV

0.27

0.26

0.25

0.25

DETK 220 kV DETK 220 kV

DETK 220 kV PAKS 400 kV PAKS 400 kV PAKS 400 kV PAKS 400 kV PAKS 400 kV


3. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2019-re számított értékei, erőműhiányos változat

- 77 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30







ALBFERFALVA 220 kV

0.35

0.34

0.34

0.34


0.35

0.34

0.34

0.34

DUNAMENTI 220 kV


0.35

0.34

0.34

0.34

DUNAMENTI 220 kV

ÓCSA 220 kV

0.35

0.34

0.34

0.34

GYŐR 400 kV

0.39

0.39

0.39

0.39

OROSZLÁNY 400 kV

0.39

0.39

0.39

0.39

GABCIKOVO 400 kV I.

0.39

0.39

0.39

0.39

GÖNYŰ 400 kV


0.39

0.39

0.39

0.39

DETK 220 kV


0.25

0.24

0.24

0.24

DETK 220 kV


0.25

0.24

0.24

0.24

SZOLNOK 220 kV

0.25

0.24

0.24

0.24

ZUGLÓ 220 kV I.

0.25

0.24

0.24

0.24

ZUGLÓ 220 kV II.

0.25

0.24

0.24

0.24

ALBERTIRSA 400 kV

0.22

0.22

0.21

0.21

PAKS 400 kV

PAKS ÚJ 400 kV I.

0.23

0.22

0.22

0.22

PAKS 400 kV

PAKS ÚJ 400 kV II.

0.23

0.22

0.22

0.22

PAKS 400 kV

PÉCS 400 kV

0.23

0.22

0.22

0.22

PAKS 400 kV

SÁNDORFALVA 400 kV

0.22

0.22

0.21

0.21

ALBERTIRSA 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.21

PERKÁTA 400 kV

0.21

0.21

0.21

0.21

LITÉR 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.21

PAKS 400 kV I.

0.22

0.22

0.22

0.21

PAKS 400 kV II.

0.22

0.22

0.22

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.21

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

SAJÓSZÖGED 400 kV

FELSŐZSOLCA 400 kV

>0.50 0.37

>0.50 0.35

>0.50 0.37

>0.50 0.35

SAJÓSZÖGED 400 kV

GÖD 400 kV

0.36

0.34

0.36

0.34

DEBR. JÓZSA 400 kV

0.37

0.35

0.37

0.35

NYÍREGYHÁZA 400 kV

0.37

0.36

0.37

0.35

ALBERTFALVA 220 kV

DUNAMENTI 220 kV

0.37

0.36

0.37

0.37

SÁNDORFALVA 400 kV

BÉKÉSCSABA 400 kV

0.30

0.30

0.30

0.29

PAKS 400 kV

0.29

0.28

0.29

0.28

ARAD 400 kV

0.30

0.30

0.30

0.39

SUBOTICA 400 kV

0.31

0.30

0.31

0.30

OROSZLÁNY 400 kV

BICSKE DÉL 400 kV

0.44

0.44

0.44

0.43

OROSZLÁNY 400 kV

GÖNYŰ 400 kV

0.44

0.43

0.43

0.43

OROSZLÁNY 400 kV

GYŐR 400 kV

0.44

0.43

0.43

0.43


0.44

0.44

0.44

0.43



DETK 220 kV DETK 220 kV DETK 220 kV PAKS 400 kV

PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV

SAJÓSZÖGED 400 kV SAJÓSZÖGED 400 kV

SÁNDORFALVA 400 kV SÁNDORFALVA 400 kV SÁNDORFALVA 400 kV

OROSZLÁNY 400 kV


4. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2024-re számított értékei, alapeset

- 78 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30








0.31

0.30

0.30

0.28


0.31

0.30

0.30

0.28

DETK 220 kV

SZOLNOK 220 kV

0.31

0.30

0.30

0.28

DETK 220 kV

ZUGLÓ 220 kV I.

0.31

0.30

0.30

0.28

ZUGLÓ 220 kV II.

0.31

0.30

0.30

0.28

PERKÁTA 400 kV

0.27

0.26

0.25

0.25

LITÉR 400 kV

0.27

0.26

0.25

0.25

PÉCS 400 kV

0.28

0.27

0.26

0.25

SÁNDORFALVA 400 kV

0.27

0.26

0.25

0.25

TOPONÁR 400 kV

0.28

0.27

0.26

0.25

DETK 220 kV DETK 220 kV

DETK 220 kV PAKS 400 kV PAKS 400 kV PAKS 400 kV PAKS 400 kV PAKS 400 kV


5. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2024-re számított értékei, erőműhiányos változat

- 79 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30







ALBFERFALVA 220 kV

0.31

0.33

0.32

0.33


0.32

0.33

0.32

0.33

DUNAMENTI 220 kV


0.31

0.32

0.32

0.33

DUNAMENTI 220 kV

ÓCSA 220 kV

0.32

0.33

0.32

0.33

GYŐR 400 kV

0.34

0.31

0.35

0.31

OROSZLÁNY 400 kV

0.34

0.30

0.35

0.30

GABCIKOVO 400 kV I.

0.33

0.30

0.34

0.30

GÖNYŰ 400 kV


0.33

0.30

0.34

0.30

PAKS 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV

0.20

0.20

0.20

0.19

PAKS 400 kV

PAKS ÚJ 400 kV I.

0.20

0.20

0.21

0.20

PAKS ÚJ 400 kV II.

0.20

0.20

0.21

0.20

PÉCS 400 kV

0.20

0.20

0.20

0.19

SÁNDORFALVA 400 kV

0.20

0.19

0.20

0.19

ALBERTIRSA 400 kV

0.19

0.19

0.20

0.19

PERKÁTA 400 kV

0.19

0.19

0.19

0.19

LITÉR 400 kV

0.19

0.19

0.19

0.19

PAKS 400 kV I.

0.20

0.20

0.20

0.19

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.20

0.20

0.20

0.19

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.19

0.19

0.20

0.19

SAJÓSZÖGED 220 kV

DEBRECEN 220 kV

>0.50

0.48

>0.50

0.49

SAJÓSZÖGED 220 kV

DETK 220 kV I.

>0.50

0.48

>0.50

0.49

SAJÓSZÖGED 220 kV

DETK 220 kV II.

>0.50

0.48

>0.50

0.49

SAJÓSZÖGED 220 kV

KISVÁRDA 220 kV

>0.50

0.48

>0.50

0.49

SAJÓSZÖGED 220 kV

SZOLNOK 220 kV

>0.50

0.48

>0.50

0.49

SAJÓSZÖGED 220 kV

TISZALÖK 220 kV

SAJÓSZÖGED 400 kV

FELSŐZSOLCA 400 kV

>0.50 0.34

0.48 0.31

>0.50 0.33

0.49 0.33

SAJÓSZÖGED 400 kV

GÖD 400 kV

0.33

0.30

0.33

0.33

DEBR. JÓZSA 400 kV

0.34

0.31

0.33

0.33

SAJÓSZÖGED 400 kV

NYÍREGYHÁZA 400 kV

0.34

0.31

0.33

0.33

ALBERTFALVA 220 kV

DUNAMENTI 220 kV

0.31

0.37

0.37

0.37

BÉKÉSCSABA 400 kV

0.27

0.28

0.27

0.28

PAKS 400 kV

0.26

0.26

0.26

0.26

ARAD 400 kV

0.27

0.28

0.28

0.28

SÁNDORFALVA 400 kV

SUBOTICA 400 kV

0.27

0.28

0.28

0.28

OROSZLÁNY 400 kV

BICSKE DÉL 400 kV

0.38

0.37

0.38

0.38

GÖNYŰ 400 kV

0.38

0.37

0.38

0.38

GYŐR 400 kV

0.38

0.37

0.38

0.38


0.38

0.37

0.38

0.38



PAKS 400 kV PAKS 400 kV PAKS 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV

SAJÓSZÖGED 400 kV

SÁNDORFALVA 400 kV SÁNDORFALVA 400 kV SÁNDORFALVA 400 kV

OROSZLÁNY 400 kV OROSZLÁNY 400 kV OROSZLÁNY 400 kV


6. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2030-ra számított értékei, alapeset

- 80 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30







ALBERTIRSA 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.20

PAKS ÚJ 400 kV I.

0.22

0.21

0.22

0.21

PAKS 400 kV

PAKS ÚJ 400 kV II.

0.22

0.21

0.22

0.21

PAKS 400 kV

PÉCS 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.20

SÁNDORFALVA 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.20

ALBERTIRSA 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.20

PERKÁTA 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.20

LITÉR 400 kV

0.22

0.20

0.21

0.20

PAKS 400 kV I.

0.22

0.21

0.21

0.21

PAKS 400 kV II.

0.22

0.21

0.21

0.21

TOPONÁR 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.20

PAKS 400 kV PAKS 400 kV

PAKS 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV


7. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2030-ra számított értékei, erőműhiányos változat

Összességében elmondható, hogy a 2018-ig, 2023-ig, illetve 2030-ig tervezett hálózatfejlesztések, valamint az újonnan csatlakozó erőművek nem veszélyeztetik a villamosenergia-rendszer tranziens stabilitását. A 2019-es és 2024-es alapeseti modellre kapott eredmények között nincs jelentős eltérés. A 2030-as alapeseti modellre kissé alacsonyabb kritikus zárlathárítási idők adódtak, de minden esetben az Üzemi Szabályzat áltat előírt 160 ms felett vannak. A legalacsonyabb értékek a Paksi Atomerőműnél figyelhetők meg, ahol az új blokkok belépése (2024-re egy, 2030-ra két új blokk) kismértékben csökkenti a kritikus zárlathárítási időket, de még a legalacsonyabb érték (190 ms) is bőven az előírt 160 ms felett van. Az erőműhiányos változatoknál is megfigyelhető ugyanez a tendencia, de ezekben az esetekben mindig magasabb értékek adódtak, mint az alapeseti modelleken. A 2013-as Hálózatfejlesztési Tervben 2018-ra, 2023-ra és 2030-ra számított kritikus zárlathárítási időkkel – ahol lehetséges volt – a megfelelő eseteket összevetve nem tapasztalhatók jelentős eltérések.

A Paksi Atomerőmű új blokkjaira, karbantartások figyelembevételével kapott kritikus zárlathárítási idők között 180 ms a legkisebb érték (lásd 8-10 táblázat), ami több karbantartás/zárlatos vezeték kombináció esetében is előfordult, a 2030-as alapeseti modelleken. Ennek oka, hogy ebben a változatban már mindkét új blokk szerepel.

- 81 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


Az elvártaknak megfelelően az eredményekből látható, hogy az egy új blokkot tartalmazó változatokra (2024-es alapeseti és 2030-as erőműhiányos modellek) kedvezőbb eredmények adódtak.

Összességében sem javuló, sem romló tendencia nem figyelhető meg, az egyes sarokévek

modellváltozatai

megfelelnek

a

tranziens

stabilitásra

vonatkozó

követelményeknek. Mindezek alapján elmondható, hogy a Hálózatfejlesztési Tervben előirányzott fejlesztések tranziens stabilitási problémákat nem okoznak.

- 82 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30








KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-ALBERTIRSA 400 kV PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.21

0.21

0.20

0.20

PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV PAKS 400 kV I.

0.21 0.22

0.21 0.22

0.21 0.21

0.20 0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.22

0.22

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.21

KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PERKÁTA 400 kV PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV LITÉR 400 kV

0.21 0.20

0.20 0.20

0.20 0.20

0.20 0.20

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.21

0.21

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.21

0.21

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.21

0.21

0.20

0.20

KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-LITÉR 400 kV I. PAKS ÚJ 400 kV PAKS ÚJ 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV PERKÁTA 400 kV

0.21 0.22

0.21 0.21

0.21 0.21

0.20 0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.22

0.21

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.21

0.21

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.21

0.21

0.21

0.20

KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kV I. PAKS ÚJ 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.21


PAKS 400 kV II. TOPONÁR 400 kV

0.22 0.22

0.22 0.22

0.22 0.22

0.22 0.21

KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-PAKS 400 kV II. PAKS ÚJ 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV

0.22

0.22

0.22

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.21



0.22 0.22

0.21 0.22

0.22 0.22

0.21 0.22

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.22

0.22

0.22

0.21

KARBANTARTÁS: PAKS ÚJ-TOPONÁR 400 kV PAKS ÚJ 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.21

0.21

0.21

0.20



0.21 0.22

0.21 0.22

0.21 0.22

0.21 0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.22

0.22

0.22

0.21

8. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjára számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2024, alapeset

- 83 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30









PERKÁTA 400 kV

0.19

0.18

0.19

0.18



0.19 0.20

0.19 0.19

0.19 0.20

0.18 0.19

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.20

0.19

0.20

0.19

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.19

0.19

0.19

0.19



0.18 0.18

0.18 0.18

0.18 0.18

0.18 0.18

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.19

0.19

0.19

0.19

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.19

0.19

0.19

0.19

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.19

0.18

0.19

0.18



0.19 0.18

0.18 0.18

0.19 0.18

0.18 0.18

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.19

0.19

0.20

0.19

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.19

0.19

0.20

0.19

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.19

0.19

0.19

0.19


ALBERTIRSA 400 kV

0.20

0.19

0.20

0.19

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.19

0.19

0.20

0.19

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.19

0.19

0.20

0.19



0.18 0.20

0.18 0.20

0.19 0.20

0.19 0.20


ALBERTIRSA 400 kV

0.20

0.19

0.20

0.19

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.19

0.19

0.20

0.19



0.19 0.18

0.19 0.18

0.20 0.19

0.19 0.19

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.20

0.20

0.20

0.20


ALBERTIRSA 400 kV

0.19

0.19

0.19

0.19

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.19

0.18

0.19

0.18



0.19 0.20

0.18 0.19

0.19 0.20

0.18 0.19

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.20

0.19

0.20

0.19

9. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjaira számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2030, alapeset

- 84 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30









PERKÁTA 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.20



0.22 0.22

0.20 0.21

0.21 0.21

0.20 0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.22

0.21

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.20



0.21 0.21

0.20 0.20

0.20 0.20

0.20 0.19

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.22

0.21

0.21

0.20

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.22

0.21

0.21

0.20

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.21

0.20

0.20

0.20



0.22 0.21

0.20 0.20

0.21 0.20

0.20 0.20

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.22

0.21

0.21

0.20

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.22

0.21

0.21

0.20

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.21

0.20

0.20

0.20


ALBERTIRSA 400 kV

0.22

0.21

0.22

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.22

0.21

0.22

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.21



0.22 0.22

0.21 0.21

0.22 0.22

0.21 0.21


ALBERTIRSA 400 kV

0.22

0.21

0.22

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.22

0.21

0.22

0.21



0.22 0.22

0.21 0.21

0.22 0.22

0.21 0.21

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.22

0.21

0.22

0.21


ALBERTIRSA 400 kV

0.22

0.21

0.21

0.20

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.22

0.20

0.21

0.20



0.21 0.22

0.20 0.21

0.21 0.21

0.20 0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.22

0.21

0.21

0.21

10. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjaira számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2030, erőműhiányos változat

A számításokról bővebb információk a IV. számú Mellékletben találhatók.

- 85 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


4.4.

Átviteli kapacitás

4.4.1.

Import/export kapacitások

Nagyon nehéz előre meghatározni, hogy egy – szinte percről-percre – változó villamos energetikai környezetben milyen nagyságú átviteli kapacitások várhatók. A jelenlegi nemzetközi gyakorlat is abba az irányba mozdul, hogy – épp a nagyfokú változékonyság, nagymértékű bizonytalanságból eredő pontatlanságok miatt – az éves,

havi

kapacitásmutatók

meghatározása,

kapacitásjogok

allokációjának

jelentősége csökken, és helyette a „napi” számításokra, allokációkra helyeződik a hangsúly.

Közép- és hosszú távra előretekintve nincs is értelme, nem is lehet pontosan meghatározni a kapacitásmutatókat, helyette nagyságuk várható alakulására, a tendenciákra helyezzük a hangsúlyt. Alapelv, hogy a magyar villamosenergia-rendszer számára rugalmasságot és mozgásteret biztosító import kapacitások rendelkezésre álljanak (lehetőség szerint minél több irányból), és a magyar rendszer az összeurópai villamosenergiakereskedelmi tevékenység számára kellő kapacitásokat biztosítson.

Tovább bonyolítja a helyzetet, hogy a hagyományos ENTSO-E NTC számítási módszertanát és gyakorlatát meghaladta az idő. Jelenleg számos regionális kezdeményezés van arra, hogy a bilaterális NTC meghatározás helyett az áramlás alapú átviteli kapacitásszámítás („Flow Based Capacity Assessment/Allocation”) kerüljön általánosan elfogadásra, bevezetésre. Mindezek tükrében – tájékoztató jelleggel – megadjuk az egyes határmetszékekre vonatkozó NTC értékeket, valamint az ezekhez tartozó FBCA módszertannal összefüggő határkapacitásokat („Border Capacity”).

Míg az NTC értékek a korábbi évtizedek „szerződéses út” származtatott mennyiségei a kereskedők számára (és így jellemzően nagyon változékonyak), a BC értékek a fizikai realitásokhoz jobban kapcsolhatók, és az egyes határmetszékeken

- 86 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


megengedhető maximális teljesítményáramlásokat adják meg („szerződéses úttól” függetlenül).

Összességében

megállapítható,

hogy

a

magyar


nemzetközi összeköttetései, átviteli kapacitásai, összhangban az ENTSO-E előírásokkal kellő mértékű, biztonságú és rugalmasan diverzifikálható kereskedelmi ügyletek lebonyolítását teszi lehetővé.

11. táblázat47 Az egyes határmetszékek átviteli kapacitásai MW-ban – NTC értékek

47

A vizsgálati változatok nevének végén szereplő pluszjel nagy importos esetet jelöl. Így például a NYÁR-ALACSONY+ elnevezés a nyári, alacsony terhelésfelfutású nagy importhányadú vizsgálati változatnak felel meg.

- 87 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


12. táblázat Az egyes határmetszékek átviteli kapacitásai MW-ban – BC értékek

4.4.2.

Egy

Tranzitáló képesség


teljesítményszállítási

képességének

(export/import/tranzit) nagysága, mértéke a rendszer jellemzője, mely a rendszer egy pontján, részterületén betáplált teljesítménnyel azonos nagyságú teljesítményigénynek, a rendszer más pontján/részterületén történő kielégíthetőségében nyilvánul meg.

Ezen többletek és hiányok teljesítményáramlásokat generálnak a hurkoltan üzemelő összeurópai együttműködő villamosenergia-rendszerben, mely áramlások eloszlását a mindenkori topológiai viszonyok határozzák meg. A valószínűsíthető források (exportálók) és nyelők (importálók) ismeretében jól definiálhatók az áramlási irányok (szállítási utak), melyek tovább növelik, esetleg csökkentik a meglévő áramlásokat.

- 88 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


Két jellemző szállításra bemutatjuk ezen szállítási utakat (eloszlási tényezőket).

13. ábra Észak-déli (német-olasz) szállítás jellemző szállítási útvonalai

- 89 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


14. ábra Kelet-nyugati (balkán régió-német) szállítás jellemző szállítási útvonalai

A vizsgálatok alapján megállapítható, hogy a magyar villamosenergia-rendszer bár jellemzően érintett a nemzetközi szállításokban – összhangban az ENTSO-E elvárásokkal –, nem jelent korlátot egy racionális mértékű villamosenergiakereskedelemnek („tranzit”-nak), az egységes villamosenergia-piac működésének.

A számításokról bővebb információk az VI. számú Mellékletben találhatók.

4.4.3.

Várható export/import/tranzit viszonyok, piacszimuláció

A magyar átviteli hálózat fejlesztésének tervezésekor a közép- és hosszú távra előretekintő hálózatszimulációs vizsgálatok eredményeit, és így a javasolandó hálózatfejlesztéseket is jelentősen befolyásolhatják a vizsgált hálózatállapotok magyar export-, import- és tranzitviszonyai.

- 90 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


Kereslet-kínálat elemzéssel figyelembe vehetők az ENTSO-E tagországokban várhatóan

megvalósuló

erőmű-létesítések

hatásai

az

országok

közti

villamosenergia-kereskedelemre, előre jelezhetők az export-, import- és tranzit viszonyok. A vizsgálathoz szükséges bemenő adatok forrása az ENTSO-E által a 2014-es TYNDP céljaira összeállított piacmodellezési adatbázis (PEMMDB), melyben a tagországok jövőbeli várható forrásoldali kapacitásai, órás bontású fogyasztási adatai és az országok közti kereskedelmi ügyletek korlátai kerültek összegyűjtésre. Az optimalizálási feladatok célja a villamosenergia-igény kielégítése ENTSO-E szinten, minimális termelési összköltséggel. Megoldásként az egyes országok erőműtípusonkénti betáplálásai és az országok közti kereskedési ügyletek adódnak. Előbbiekből a jövőbeli várható erőműjáratások, utóbbiakból az országok szaldói és a kereskedelmi ügyletekből adódó tranzit számolható. Az országok szaldói alapján egy PTDF mátrix segítségével meghatározhatók a villamosenergiarendszer várható áramlásai is metszékek vagy akár távvezetékek szintjén, valamint meghatározhatók a tranzitáramlások is. Így a jövőbeli várható villamosenergiakereskedések és az azok által okozott áramlások közvetlenül összehasonlíthatóvá válnak.

A PEMMDB 2030-ra vonatkozó adatait alapul véve határoztuk meg a magyar export-, import- és tranzitviszonyokat különböző szcenáriókra. A vizsgálatban a magyar rendszer frissített 2030-ra vonatkozó erőművi kapacitásai szerepelnek két változatot

feltételezve.

Az

első

változat

az

összes

szándéknyilatkozatot

figyelembevevő ún. normál szcenárió, míg a másik az erőművi beruházások elmaradásával számoló „erőműhiányos” változat. A számítást mindkét eseten belül az ENTSO-E Tízéves Hálózatfejlesztési Tervének négy víziójára48 elvégezve az alábbi eredményeket kaptuk.

48

További információk az ENTSO-E Tízéves Hálózatfejlesztési Tervének négy víziójáról az ENTSO-E honlapján (www.entsoe.eu) találhatók, egy rövid áttekintés elérhető az alábbi hivatkozás alatt: https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/events/Workshops/2030_Visions/announcemen t_leaflet__2030_vision.pdf

- 91 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


A normál esetre végzett futtatások eredményei alapján a várható export-import szaldó értékei a vízióktól függően jellemzően49 1700 MW import és 600 MW export (1-es és 2-es víziók), vagy 1050 MW import és 2700 MW export (3-as és 4-es víziók) közé estek. Az erőműhiányos esetben az egyes víziókra kapott szaldóértékek különbségei alacsonyabbak, jellemzően mind a négy vízióra az értékek 850 MW és 3200 MW import közé esnek. A kapott értékek tartamgörbéit a 15. ábra és 16. ábra mutatja be.

4000 Normál, Vision 1

3000 2000

Normál, Vision 2

1000

Normál, Vision 3

0 -1000

1 439 877 1315 1753 2191 2629 3067 3505 3943 4381 4819 5257 5695 6133 6571 7009 7447 7885 8323

Szaldó [MW] (pozitív érték esetén export)

5000

Normál, Vision 4

-2000 -3000

Óra

15. ábra Normál eset export-import szaldóinak tartamgörbéi a TYNDP vízióira

49

Az adatsorokat határoló értékek az éves szimulációk 8760 órás eredményei 5%-os és 95%-os percentiliseinek kerekítéseiből adódtak.

- 92 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


1000 Er.hiányos, Vision 1 0 -1000

1 439 877 1315 1753 2191 2629 3067 3505 3943 4381 4819 5257 5695 6133 6571 7009 7447 7885 8323

Szaldó [MW] (pozitív érték esetén export)

2000

Er.hiányos, Vision 2 Er.hiányos, Vision 3

-2000

Er.hiányos, Vision 4

-3000 -4000 -5000

Óra

16. ábra Erőműhiányos eset export-import szaldóinak tartamgörbéi a TYNDP vízióira

A

villamosenergia-kereskedelem

hatására

létrejövő

metszékáramlásokból

származtatott energiamérlegeket az alábbi, 17. ábra és 18. ábra mutatja be. Normál, Vision 1

Normál, Vision 2

Normál, Vision 3

Normál, Vision 4

Energia [GWh] (pozitív érték export irányt jelöl)

8 000 6 000 4 000 2 000 0 -2 000

HU>SK

HU>UA

HU>RO

HU>HR

HU>SI

HU>RS

HU>AT

-4 000 -6 000 -8 000 -10 000 -12 000

17. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, normál eset

Normál esetben az 1. és 2. vízióban a szlovák, ukrán és román metszékekre import irányú áramlás, a horvát, szlovén és osztrák metszékre export irányú áramlás jellemző. A normál esetben exportos 3. vízióban csak az ukrán, 4. vízióban az ukrán és a szlovák metszékre adódott 1000 GWh-nál magasabb import. E két vízióban a jellemző exportirány Horvátország, Szerbia és Szlovénia.

- 93 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30






Energia [GWh] (pozitív érték export irányt jelöl)

6 000 4 000 2 000 0 -2 000

HU>SK

HU>UA

HU>RO

HU>HR

HU>SI

HU>RS

HU>AT

-4 000 -6 000 -8 000 -10 000 -12 000 -14 000 -16 000 -18 000

18. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, erőműhiányos eset

Az erőműhiányos esetekben az import villamos energia a szlovák, ukrán és román metszékeken keresztül áramlott az országba, és egy része jellemzően a horvát és szlovén metszékeken áramlott tovább külföldre. Az osztrák és szerb metszékekre víziótól függően pozitív (exportos) vagy negatív (importos) energiamérleg is adódott. A normál és az erőműhiányos esetekre kapott tranzitáramlások tartamgörbéit a 19. ábra és a 20. ábra mutatja be. Mindkét esetben a 2. vízió adataira adódtak a legmagasabb (normál esetben jellemzően 950 MW és 2820 MW közötti, erőműhiányos esetben 390 MW és 2510 MW közötti) tranzit értékek és a 3. vízióra a legalacsonyabbak (normál esetben jellemzően 730 MW és 2750 MW között, erőműhiányos esetben 230 MW és 2240 MW között).

- 94 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


5000 Tranzit [MW] (áramlás alapú)

4500 4000 Normál, Vision 1

3500 3000

Normál, Vision 2

2500

Normál, Vision 3

2000 1500

Normál, Vision 4

1000 500 1 439 877 1315 1753 2191 2629 3067 3505 3943 4381 4819 5257 5695 6133 6571 7009 7447 7885 8323

0 Óra

19. ábra Normál eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira 4500 Tranzit [MW] (áramlás alapú)

4000 3500 Er.hiányos, Vision 1

3000 2500


2000


1500 Er.hiányos, Vision 4

1000 500 1 439 877 1315 1753 2191 2629 3067 3505 3943 4381 4819 5257 5695 6133 6571 7009 7447 7885 8323

0 Óra

20. ábra Erőműhiányos eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira

A számítás segítségével közvetlenül összehasonlíthatóak metszékek áramlásai a metszéken kötött kereskedéssel, vagy a kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit a tényleges tranzitáramlásokkal. E két esetre mutat be egy-egy példát a 21. ábra és 22. ábra. Az ábrákon az első két adatsor (kék és piros) összetartozó értékeket jelöl, bemutatva, hogy adott kereskedés értékek esetén milyen tényleges áramlások léptek fel. A harmadik (zöld) adatsor az áramlások (kereskedéstől függetlenül rendezett) tartamgörbéje.

- 95 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


2000 1000

-1000

1 488 975 1462 1949 2436 2923 3410 3897 4384 4871 5358 5845 6332 6819 7306 7793 8280

0

Normál, Vision 1 HU>SK Áramlás (kereskedés alapján rendezve) Normál, Vision 1 HU>SK Kereskedés (rendezve)

-2000 Normál, Vision 1 HU>SK Áramlás (külön rendezve)

-3000 -4000 -5000

21. ábra A magyar-szlovák metszék kereskedéseinek és áramlásainak összehasonlítása (normál eset, TYNDP Vision 1)

4500 4000

Er.hiányos, Vision 1 Tranzit Áramlás (kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit alapján rendezve)

3500 3000 2500

Er.hiányos, Vision 1 Kereskedelmi Ügyletekből Számolt Tranzit (rendezve)

2000 1500

Er.hiányos, Vision 1 Tranzit Áramlás (külön rendezve)

1000 500

1 463 925 1387 1849 2311 2773 3235 3697 4159 4621 5083 5545 6007 6469 6931 7393 7855 8317

0

22. ábra A kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit értékeinek és a tranzitáramlás értékeinek összehasonlítása (erőműhiányos eset, TYNDP Vision 1)

Az ábrákról leolvasható, hogy a kereskedelmi ügyletek ismerete önmagában az adott mennyiség áramlásalapú értékének meghatározásához nem tartalmaz elegendő információt. A szlovák-magyar metszéken kereskedett ügyeletektől például akár 1000 MW-al is eltérhet a tényleges áramlás. A kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit a tényleges áramlástól szintén jelentősen eltérhet, tipikusan kis

- 96 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


értékeknél az áramlás magasabb, míg a magasabb kereskedelmi ügyletekből számolt tranzitértékeknél az áramlás akár 2000 MW-al alacsonyabb is lehet. A számítás menetének bővebb leírását és a részletes számítási eredményeket a Kapacitáselemzés melléklete tartalmazza. Az elemzés olyan hálózatfejlesztési projektek értékelésére is alkalmazható, melyek hatása a bemenő adatok változásával (pl. metszékeken történő kereskedés határértékének növekedése) számszerűsíthető. Az elemzéssel becsülhetők a TYNDP-s PCI projektek értékelésekor alkalmazott ún. Cost Benefit Analysis egyes indikátorai is.

5.

Idősorelemzés, valószínűségi számítások, „kockázatelemzés”

A jelenlegi tervezési gyakorlat kisszámú, ún. jellemző rendszerállapotok (téli és nyári csúcsterhelés

és

völgyidőszak)

elemzésével

határozza

meg

a

szükséges

hálózatfejlesztéseket. Egy-egy adott fejlesztés szükségességének, indokoltságának, hatékonyságának meghatározásához,

a

„kép

árnyalásához”

nagyszámú

várható

üzemállapot

szimulációján alapuló idősoros vizsgálatot alkalmaztunk. A Szigetcsép 400/132 kVos és a Kerepes 400/132 kV-os alállomásokhoz kapcsolódó problémák részletesebb elemzésén keresztül mutatjuk be a vizsgálat eredményeinek jellegét.

A villamosenergia-rendszer időbeli viselkedésének részletesebb leírására, a csúcsés völgyterheléses üzemállapotokon kívül jelentkező hálózati problémák feltárására, valamint

a

fellépő

számszerűsítésére

problémák

idősorelemzés

súlyosságának, került

fellépésük

elvégzésre.

Az

gyakoriságának

elemzés

alapja

a

sarokévekre és a sarokévek közti évekre végzett, órás felbontású DC load-flow számítás egyszeres (N-1) és kétszeres (N-1-1) hiányállapotokra. Ehhez a villamosenergia-rendszer topológia változásait (hálózatfejlesztések), az erőműpark

- 97 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


változásait, a várható erőművi betáplálásokat és a csomóponti terhelések időbeli változását kell leképezni. A sarokévek közti évekre vonatkozó hálózatmodelleket az adott évet követő sarokévi modellből, az átviteli hálózat fejlesztéseinek visszagörgetésével állítottuk elő, a sarokévekhez hasonlóan magas és alacsony terhelésfelfutásra, normál és erőműhiányos változatokra. A magyar erőművi betáplálások megadása egy erre a célra fejlesztetett, MVER szintű költségminimalizáláson alapuló optimalizáló algoritmussal történt. A csomóponti terhelések órás értékeinek előállítása historikus rendszerterhelési adatok alapján, skálázással történt. A várható export-import szaldó értékek meghatározása a 4.4.3 fejezetben részletesen tárgyalt módszer szerint történt.

A számítás menetét, a bemenő adatok megadásának módját és a vizsgálat részletes eredményeit a VII. számú Melléklet tárgyalja.

5.1.

Vizsgálati eredmények

A 2015 és 2024 közötti évekre elvégzett vizsgálat eredményei alapján Szigetcsép és Kerepes 400/132 kV-os alállomások megvalósítására mielőbb szükség van.

A

Szigetcsép

400/132 kV-os

alállomás

szükségessége

a

Dunamenti

transzformátorok túlterhelődési esetein keresztül szemléltethető. Az egyik dunamenti 220/132 kV-os

transzformátor

hiányállapota

esetén

a

másik

dunamenti

transzformátor túlterhelődése már a 2015-ös vizsgálati évben az összes vizsgált esetben előfordult (normál és erőműhiányos szcenárió, alacsony és magas terhelésfelfutás). A 23. ábra normál szcenárió, magas terhelésfelfutás esetére mutatja be a szimulációval kapott hatásos teljesítmény értékek hisztogramját. A pirossal jelölt oszlopkomponensek a túlterhelődéses eseteket jelzik.

- 98 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


1400 1200

Óra

1000 800 600 400 200 0 25.7

43.1

60.4

77.8

95.1 112.4 129.8 147.1 164.5 181.8 199.2 216.5 233.8

Hatásos teljesítmény [MW] 23. ábra Dunamenti 220/132 kV-os transzformátoron áramló hatásos teljesítmény 2015-ös évi várható órás értékeinek hisztogramja a másik dunamenti transzformátor hiányállapotára (normál szcenárió, magas terhelésfelfutás)

A problémát a 2017-es vizsgálati évben már figyelembe vett50 Szigetcsép 400/132 kV-os alállomás megvalósulása megoldja. Ezt szemlélteti a 24. ábra és 25. ábra, melyek a dunamenti transzformátorok túlterhelődési gyakoriságait mutatják be N-1 és N-1-1 esetekre. Az ábrákon megfigyelhető, hogy a 2016-os évben alacsonyabbak túlterhelődési gyakoriságok, mint 2015-ben, melynek oka a Csepeli Erőmű 132 kV-ra betápláló gépeinek gyakoribb járatása a 2016-os szimulációs évben.

50

A számítások elvégzésekor még nem volt ismert, hogy a területszerzéssel és a közbeszerzési eljárással kapcsolatos közelmúltbeli jogszabályváltozások miatt Szigetcsép alállomás tervezett üzembekerülése 2017. év végére tolódik.

- 99 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


80%

(N-1) Normál, alacsony t.f.

70%

(N-1) Erőműhiányos, alacsony t.f.

60%

(N-1) Normál, magas t.f.

50%

(N-1) Erőműhiányos, magas t.f.

40% 30% 20% 10% 0% 2015

2016

2017

2018

2019

24. ábra Dunamenti 220/132 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1 esetre (másik dunamenti transzformátor kiesése)

90%

(N-1-1) Normál, alacsony t.f.

80%

(N-1-1) Erőműhiányos, alacsony t.f.

70%

(N-1-1) Normál, magas t.f.

60%

(N-1-1) Erőműhiányos, magas t.f.

50% 40% 30% 20% 10% 0% 2015

2016

2017

2018

2019

25. ábra Dunamenti 220/132 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1-1 esetre (másik dunamenti transzformátor és a Szolnok - Cegléd 132 kV-os távvezeték kiesése)

Üzemzavari

körülmények

transzformátorok

mellett

ideiglenes

(pl.

a

túlterhelésére

másik

transzformátor

lehetőség

van,

így

kiesése) a

a

probléma

kiértékelésekor a transzformátor terhelődésének mértéke is lényeges szempont. A

- 100 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


13. táblázat az egyes években fellépő legmagasabb 5 órás átlagterhelődéseket51 mutatja be. 2015

(N-1) Normál (N-1) Erőműhiányos (N-1-1) Normál (N-1-1) Erőműhiányos

Alacsony t.f. 138% 104% 144% 110%

2016

Magas Alacsony t.f. t.f. 142% 135% 109% 102% 148% 140% 114% 107%

2017

Magas Alacsony t.f. t.f. 141% <100% 108% <100% 146% <100% 113% <100%

Magas t.f. <100% <100% <100% <100%

13. táblázat Dunamenti 220/132 kV-os transzformátorok 5 órás átlagterhelődéseinek maximuma az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1 (másik dunamenti transzformátor kiesése) és N-1-1 (másik dunamenti transzformátor és a Szolnok - Cegléd 132 kV-os távvezeték kiesése) esetekre

Az eredmények alapján megállapítható, hogy a normál szcenárióban magasabb és gyakoribb a transzformátorok túlterhelődése, mint az erőműhiányos esetben. A transzformátorok

szempontjából

kritikus

110 %

fölötti

terhelődés

csak

az

erőműhiányos változatban alacsony terhelésfelfutás mellett és csak N-1 esetben nem lépett fel.

A Kerepes 400/132 kV-os alállomás szükségessége a zuglói transzformátorok túlterhelődési esetein keresztül mutatható be. A transzformátorok túlterhelődése már a 2015-ös vizsgálati évben megjelent, N-1 esetben a legmagasabb túlterhelődési gyakoriság a 2016-os vizsgálati év erőműhiányos, magas terhelésfelfutású változatára adódott. Az esetre kapott teljesítményáramlások hisztogramját a 26. ábra mutatja be.

51

Ugyanazon kiesési eset 5 egymást követő órában okozott terhelődéseinek átlagából az éves szimuláció alatti legmagasabb érték került meghatározásra.

- 101 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


2500

2000

Óra

1500

1000

500

0 13.5

39.1

64.6

90.2 115.8 141.3 166.9 192.4 218.0 243.6 269.1 294.7 320.2

Hatásos teljesítmény [MW] 26. ábra Zugló 220/132 kV-os transzformátoron áramló hatásos teljesítmény 2016-os évi várható órás értékeinek hisztogramja egy másik zuglói transzformátor hiányállapotára (erőműhiányos szcenárió, magas terhelésfelfutás)

A legmagasabb terhelődésű állapotok az egyik zuglói transzformátor kiesése (N-1), továbbá ezen felül a Szolnok – Újszász MÁV 132 kV-os távvezeték kiesése (N-1-1) esetén lépnek fel. E két kiesés hatását mutatja be a 27. ábra és 28. ábra, valamint a 14. táblázat. 14%


12%


10%

(N-1) Normál, magas t.f. (N-1) Erőműhiányos, magas t.f.

8% 6% 4% 2% 0% 2015

2016

2017

2018

2019

27. ábra Zugló 220/132 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1 esetre (másik zuglói transzformátor kiesése)

- 102 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


40%

(N-1-1) Normál, alacsony t.f.

35%

(N-1-1) Erőműhiányos, alacsony t.f.

30%

(N-1-1) Normál, magas t.f.

25%

(N-1-1) Erőműhiányos, magas t.f.

20% 15% 10% 5% 0% 2015

2016

2017

2018

2019

28. ábra Zugló 220/132 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1-1 esetre (másik zuglói transzformátor és a Szolnok – Újszász MÁV 132 kV-os távvezeték kiesése)

2015

(N-1) Normál (N-1) Erőműhiányos (N-1-1) Normál (N-1-1) Erőműhiányos

Alacsony t.f. <100% 102% 104% 110%

2016

Magas Alacsony t.f. t.f. 101% 101% 104% 105% 109% 108% 112% 114%

2017

Magas Alacsony t.f. t.f. 107% <100% 109% <100% 114% <100% 117% <100%

Magas t.f. <100% <100% <100% <100%

14. táblázat Zugló 220/132 kV-os transzformátorok 5 órás átlagterhelődéseinek maximuma az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1 (másik zuglói transzformátor kiesése) és N-1-1 (másik zuglói transzformátor és a Szolnok – Újszász MÁV 132 kV-os távvezeték kiesése) esetekre

Az

eredmények

figyelembevett

alapján

Kerepes

megállapítható, 400/132 kV-os

hogy

a

alállomás

2017-től a

zuglói

megvalósultként 220/132 kV-os

transzformátorok túlterhelődéseit N-1 és N-1-1 esetben is megszűnteti. A transzformátorok szempontjából kritikus 110 %-os túlterhelődés tartósan N-1-1 esetben lépett fel az erőműhiányos szcenárióban 2015-től, normál szcenárióban 2016-ban. Az alállomás létesítésének hatása megfigyelhető a detki transzformátorok túlterhelődési esetein is, melyet a 29. ábra mutat be.

- 103 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


40%


35%


30%

(N-1) Normál, magas t.f.

25%

(N-1) Erőműhiányos, magas t.f.

20% 15% 10% 5% 0% 2015

2016

2017

2018

2019

29. ábra Detk 220/132 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1 esetre (másik detki transzformátor kiesése)

Az ábrán megfigyelhető, hogy a 2017-es évben a Kerepes 400/132 kV-os alállomás megvalósulásának hatására a túlterhelődési gyakoriságok jelentős mértékben csökkenek, majd a 2018-tól figyelembevett detki 3. transzformátor hatására a túlterhelődések megszűnnek.

A számításokról bővebb információk a VII. számú Mellékletben találhatók.

- 104 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


6.

Ábrajegyzék

1. ábra: A nettó villamosenergia-fogyasztás várható alakulása 2030-ig................... 34 2. ábra A VER rendszerterheléseinek alakulása ...................................................... 35 3. ábra Fogyasztási súlypontok földrajzi elhelyezkedése – 2014 ............................. 37 4. ábra Fogyasztási súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése, alakulása – 2019 tél ............................................................................................................................. 37 5. ábra Fogyasztási súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése, alakulása – 2019 nyár .......................................................................................................................... 37 6. ábra Termelői súlypontok földrajzi elhelyezkedése – 2014 .................................. 41 7. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése (A változat) – 2019 .. 42 8. ábra 2019 nyári csúcs üzemállapot nemzetközi energetikai környezete .............. 45 9. ábra 2019 nyári csúcs üzemállapot hazai energetikai környezete........................ 45 10. ábra 2024 nyári csúcs üzemállapot nemzetközi energetikai környezete ............ 46 11. ábra 2024 nyári csúcs üzemállapot hazai energetikai környezete...................... 46 12. ábra Alternatív telephelyek ................................................................................ 64 13. ábra Észak-déli (német-olasz) szállítás jellemző szállítási útvonalai .................. 89 14. ábra Kelet-nyugati (balkán régió-német) szállítás jellemző szállítási útvonalai .. 90 15. ábra Normál eset export-import szaldóinak tartamgörbéi a TYNDP vízióira ...... 92 16. ábra Erőműhiányos eset export-import szaldóinak tartamgörbéi a TYNDP vízióira ................................................................................................................................. 93 17. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, normál eset .................................. 93 18. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, erőműhiányos eset ....................... 94 19. ábra Normál eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira .............. 95 20. ábra Erőműhiányos eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira ... 95 21.

ábra

A

magyar-szlovák

metszék

kereskedéseinek

és

áramlásainak

összehasonlítása (normál eset, TYNDP Vision 1) .................................................... 96 22. ábra A kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit értékeinek és a tranzitáramlás értékeinek összehasonlítása (erőműhiányos eset, TYNDP Vision 1) ....................... 96 23. ábra Dunamenti 220/132 kV-os transzformátoron áramló hatásos teljesítmény 2015-ös évi várható órás értékeinek hisztogramja a másik dunamenti transzformátor hiányállapotára (normál szcenárió, magas terhelésfelfutás) .................................... 99

- 105 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


24. ábra Dunamenti 220/132 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes

vizsgálati

években

a

legkritikusabb

N-1

esetre

(másik

dunamenti

transzformátor kiesése) .......................................................................................... 100 25. ábra Dunamenti 220/132 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1-1 esetre (másik dunamenti transzformátor és a Szolnok - Cegléd 132 kV-os távvezeték kiesése) ................... 100 26. ábra Zugló 220/132 kV-os transzformátoron áramló hatásos teljesítmény 2016os évi várható órás értékeinek hisztogramja egy másik zuglói transzformátor hiányállapotára (erőműhiányos szcenárió, magas terhelésfelfutás) ....................... 102 27. ábra Zugló 220/132 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1 esetre (másik zuglói transzformátor kiesése) ............................................................................................................................... 102 28. ábra Zugló 220/132 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1-1 esetre (másik zuglói transzformátor és a Szolnok – Újszász MÁV 132 kV-os távvezeték kiesése) ........................................ 103 29. ábra Detk 220/132 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1 esetre (másik detki transzformátor kiesése) ............................................................................................................................... 104

- 106 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


7.

Táblázatok

1. táblázat Időszakok az üzemirányítás, üzemelőkészítés, tervezés területén......... 23 2. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2019-re számított értékei, alapeset ....................................................................................... 76 3. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2019-re számított értékei, erőműhiányos változat ................................................................. 77 4. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2024-re számított értékei, alapeset ....................................................................................... 78 5. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2024-re számított értékei, erőműhiányos változat ................................................................. 79 6. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2030-ra számított értékei, alapeset ....................................................................................... 80 7. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2030-ra számított értékei, erőműhiányos változat ................................................................. 81 8. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjára számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2024, alapeset ......................................................... 83 9. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjaira számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2030, alapeset ......................................................... 84 10. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjaira számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2030, erőműhiányos változat ................................... 85 6. táblázat Az egyes határmetszékek átviteli kapacitásai MW-ban – NTC értékek .. 87 7. táblázat Az egyes határmetszékek átviteli kapacitásai MW-ban – BC értékek..... 88 8. táblázat Dunamenti 220/132 kV-os transzformátorok 5 órás átlagterhelődéseinek maximuma az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1 (másik dunamenti transzformátor kiesése) és N-1-1 (másik dunamenti transzformátor és a Szolnok Cegléd 132 kV-os távvezeték kiesése) esetekre ................................................... 101 9. táblázat Zugló 220/132 kV-os transzformátorok 5 órás átlagterhelődéseinek maximuma az egyes vizsgálati években a legkritikusabb N-1 (másik zuglói transzformátor kiesése) és N-1-1 (másik zuglói transzformátor és a Szolnok – Újszász MÁV 132 kV-os távvezeték kiesése) esetekre ......................................... 103

- 107 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30


- 108 MAVIR-RTO-TRV-0029-00-2014-09-30

A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2014

Recommend Documents