A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2015

MAVIR-RTO-TRV-0032-00-2015-09-30

A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2015.

MAVIR Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt.

Budapest, 2015.

MAVIR RTO: A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2015.

A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2015.

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

Budapest, 2015.

-2MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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 2014 ÉVI HÁLÓZATFEJLESZTÉSI TERVEKBEN RÖGZÍTETTEK MEGVALÓSULÁSA .................................................................................................... 23

3.3. A MAGYAR VILLAMOSENERGIA-RENDSZER FOGYASZTÓI IGÉNYEINEK ELŐREJELZÉSE 2030-IG ........................................................................................... 33

3.4. A VILLAMOSENERGIA-RENDSZER KÖZÉP- ÉS HOSSZÚ TÁVÚ FORRÁSOLDALI KAPACITÁSFEJLESZTÉSE 2030-IG ............................................................................. 39

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 ............................................................................... 49 4.1. ÁLLANDÓSULT ÁLLAPOT VIZSGÁLAT ................................................................ 50 4.1.1. Modellezési alapelvek és vizsgálati módszerek .................................. 50 4.1.1.1. Változatok összeállítása és modellezési alapelvek...................... 50 4.1.1.2. Vizsgálati számítások .................................................................. 53 4.1.2. Javasolt hálózatfejlesztések ............................................................... 55 4.1.3. Alternatív fejlesztési lehetőségek........................................................ 64 4.1.4. Rendszerszintű feszültség- és meddőteljesítmény-viszonyok ............ 69 4.2. ZÁRLATSZÁMÍTÁS ......................................................................................... 71 4.3. A VER TRANZIENS STABILITÁSÁNAK ALAKULÁSA.............................................. 74

-3MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


4.4. ÁTVITELI KAPACITÁS ..................................................................................... 87 4.4.1. Import/export kapacitások ................................................................... 87 4.4.2. Tranzitáló képesség ............................................................................ 91 4.4.3. Várható export/import/tranzit viszonyok, piacszimuláció ..................... 93 5. IDŐSORELEMZÉS, VALÓSZÍNŰSÉGI SZÁMÍTÁSOK, „KOCKÁZATELEMZÉS” ....................................................................................... 100 5.1. VIZSGÁLATI EREDMÉNYEK ........................................................................... 101 6. ÁBRAJEGYZÉK ............................................................................................. 105 7. TÁBLÁZATOK................................................................................................ 107

-4MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


0.

Vezetői összefoglaló

A villamos energiáról szóló 2007. évi LXXXVI. törvény (VET) 25. § (1) bekezdése alapján az átviteli rendszerirányító kötelessége a villamosenergia-rendszer 132 kVos és annál nagyobb feszültségű hálózatokra vonatkozó hálózatfejlesztési tervének elkészítését az elosztói engedélyesek által készített tervek figyelembevételével.

A

közép-

és

hosszú

távú

hálózatfejlesztés

tervezése

során

az

átviteli

rendszerirányító megvizsgálja azon lehetőségeket, amelyekkel megteremtheti azon rendszerfeltételeket,

amelyek

a

folyamatos,

megbízható

és

minőségi

villamosenergia-ellátást biztosítják a változó energetikai és piaci körülmények között, valamint kialakíthat 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., mint átviteli rendszerirányító középtávú hálózatfejlesztési célkitűzése a

vonatkozó

törvényi

előírásokban,

szabályzatokban

és

szerződésekben

meghatározott ellátás-, és üzembiztonság megteremtése a rendszerhasználók számára. Az átviteli és a 132 kV feszültségű hálózat olyan mértékű kiépítése (kiépíttetése) a cél, mely lehetővé teszi a villamosenergia-piac egésze számára a legnagyobb közös, társadalmi haszon (hasznosság) érvényre juttatását. Hosszú távra kitekintve a mindenkori középtávú célkitűzések szem előtt tartásával az átviteli rendszerirányítónak biztosítania kell a magyar villamosenergia-rendszer vonatkozó jogszabályokban, szabályzatokban és szerződésekben rögzített elveknek való megfelelését,

és együtt kell

működnie –

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- 0032-00-2015-09-30


0.1. 2030-ig

Szükséges hálózatfejlesztések előretekintve

az

alábbi

–

mint

szükséges

–

hálózatfejlesztések

megvalósulásával számolunk. Átviteli hálózat esetén 2021-ig, elosztói hálózat esetén 2019-ig előretekintve az így megvalósuló – és korábban még nem minősített – hálózati elemeket, valamint a folytatott előkészítő munkálatokat közcélúaknak javasoljuk minősíteni:

Átviteli hálózat 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 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.

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

-6MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


o Oroszlány – Győr 220 kV-os távvezeték 220 kV-ra szigetelt szakaszain sodronycsere fázisonként 500 mm2-es keresztmetszetűre, végponti áramváltók átkötése. o Pécs alállomás 132 kV-os bővítése.1

2018 végéig o Gönyű – Gabčíkovo (SK) és Gönyű – Veľký Ďur (SK) 400 kV-os határkeresztező távvezetékek 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. o Hévíz – Žerjavinec (HR) kétrendszerű 400 kV-os határkeresztező távvezeték I. rendszerének áttérítése Cirkovce (SI) irányába (érdemi magyar oldali költségvonzata nincs).

2019 végéig o Kisvárda térségében 750/400 kV-os alállomás létesítése Sajószöged – Mukachevo

(UA)

és Albertirsa – Zakhidnoukrainska (UA)

határkeresztező

távvezetékek felhasításával és beforgatásával Kisvárda alállomásba. Kisvárda – Zakhidnoukrainska (UA) határkeresztező 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 Józsa alállomásba, 132 kV-os csatlakozás bővítése a Debrecen OVIT – Hajdúböszörmény távvezeték felhasításával és beforgatásával Józsa alállomásba. 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 2. rsz., Pécs Kelet – Pécs, Pécs Kertváros – Pécs, Bonyhád – Pécs, Mohács – Pécs 2 Az Európai Közösség 2016-ban kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a Gönyű - Gabčíkovo (SK), Gönyű – Veľký Ďur (SK), Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) távvezetékek közös projekt cluster-ben szerepelnek. 3 Az Európai Közösség 2016-ban kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a Gönyű - Gabčíkovo (SK), Gönyű – Veľký Ďur (SK), Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) távvezetékek közös projekt cluster-ben szerepelnek.

-7MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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:

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 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. 4

A 132 kV-os távvezeték létesítése ELMŰ beruházás, de a harmadik transzformátor beépítésével koordináltan kell megvalósítani.

-8MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


o Kimle térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, Szombathely – Zurndorf (AT) 400 kVos határkeresztező távvezeték felhasítása és beforgatása a Kimle térségi alállomásba. 132 kV-os csatlakozás kétrendszerű kuplungvezetékkel Kimle E.ON 132 kV-os alállomásba. o Sándorfalva alállomásban harmadik 400/132 kV-os transzformátor beépítése.

2026 végéig o Gödön a IV. számú transzformátor helyett új 400/128 kV-os transzformátor beépítése. Göd – Zugló 220 kV-os távvezeték áttérítése 132 kV-os üzemre, Gödön az újonnan beépített 400/128 kV-os transzformátorral blokk-kapcsolásban üzemelve.

2029 végéig o Kisvárda – Veľké Kapušany (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése5. o Józsa – Oradea (RO) 400 kV-os határkeresztező távvezeték létesítése kétrendszerű oszlopsoron egy rendszer felszerelésével6. Erőművek hálózati csatlakozásához szükséges átviteli hálózati fejlesztések

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

5

Az Európai Közösség 2016-ban kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a beruházás szerepel. 6 Lásd 3.7

-9MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


2017 végéig o Oroszlány térségében 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 az Oroszlány térségi alállomásba7. o Oroszlány – Dunamenti

és

Oroszlány – Győr

220

kV-os

összeköttetések

áttérítése 400 kV-ra, a Győr – Martonvásár 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása az Oroszlány térségi 400 kV-os alállomásba8. o Sándorfalva 400 kV-os alállomás bővítése Szeged Erőmű létesítése miatt9.

2018 végéig o Albertfalva állomásban 220 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés létesítése10 . o Albertfalva alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor és soros zárlatkorlátozó fojtó beépítése11.

2020 végéig o Sajószöged 400 kV-os alállomás bővítése Tisza II Erőmű repowering miatt12. o Sajószöged alállomásba 400 kV-os blokkvezeték létesítése Tisza II Erőmű repowering miatt13.

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 kialakítása14. 7

Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. (Az erőmű és a csatlakozási pont között kétrendszerű 400 kV-os összeköttetést kell létesíteni.) MAVIR Átviteli Igazgatóság álláspontja szerint az Almásfüzitői Erőmű csatlakoztatásához szükséges hálózati beruházások leghamarabb 2020-ban készülhetnek el, figyelembe véve az engedélyeztetési, területszerzési és létesítési időigényt. 8 Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. 9 Szeged Energia erőművi csatlakozás céljából. 10 Csepel III erőmű csatlakoztatása érdekében. 11 Csepel III erőmű csatlakoztatásával összefüggésben szükségessé vált beruházás. 12 Tisza II Erőmű rekonstrukció csatlakozás céljából. 13 Tisza II Erőmű rekonstrukció csatlakozás céljából. 14 Paks II. erőművi csatlakozás céljából.

- 10 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


132 kV-os elosztóhálózat 2020 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, 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 Perkáta – Szabadegyháza 132 kV-os távvezeték szabványosítása, 2016 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, 2017 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 2. 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), 2020-ig

EDF DÉMÁSZ Hálózati Elosztó Kft. o -

ELMŰ Hálózati Kft. o Gödöllő – Rákoskeresztúr vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba, 2015-2016 o Gödöllő – Kőbánya vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba, 2015-2016

- 11 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


o Kőbánya – Kerepes vezeték felhasítása és beforgatása Rákoskeresztúr állomásba, 2015-2016 o Dunamenti — Dunavarsány I-II. vezeték felhasítása és beforgatása Szigetcsép 400/132 kV-os alállomásba, két új 2*2,5 km hosszú kétrendszerű szabadvezeték, 2015-2017

o Pilisvörösvár új 132 kV-os alállomás: Pomáz – Esztergom távvezeték felhasítása, beforgatás Pilisvörösvár alállomásba, 2015-2020 o Kolossy tér új 132 kV-os alállomás: Kaszásdűlő – Budaközép kábel felhasítása, beforgatás Kolossy tér alállomásba, 2015-2018 o Őrmező új 132 kV-os alállomás: Albertfalva – Kelenföld II. kábel felhasítása, beforgatás Őrmező alállomásba, 2016-2019 o Garay utca új 132 kV-os alállomás: Városliget – Erzsébetváros kábel felhasítása, beforgatás Garay utca alállomásba, 2015-2020

E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. 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 és Szabadegyháza — Székesfehérvár 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Székesfehérvár Dél alállomásba, 2015-2017 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), 2016-2017 o Kisbér új 132 kV-os mikroállomás: Kisigmánd – Kisbér távvezeték áttérítése 132 kV-os feszültségszintre, 2017 o Bogyoszló új 132 kV-os alállomás: Győr – Sopronkövesd 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Bogyoszló alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2020-ig

ÉMÁSZ Hálózati Kft. o Eger és Eger Észak között új 132 kV-os kétrendszerű távvezetékszakasz létesítése, valamint vezetékrendezés: Borsodnádasd - Eger-Észak egyik

- 12 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


rendszerének kikötése Eger-Észak alállomásból, bekötése Eger alállomásba, illetve Eger - Füzesabony kikötése Eger alállomásból, bekötése Eger-Észak alállomásba, 2015-2020 o Recsk új 132 kV-os alállomás, Detk – Nagybátony 132 kV-os távvezeték felhasítása, Recsk bekötése T-ponttal, 2015

E.ON Tiszántúli Áramhálózati ZRt. o Hajdúnánás – Tiszaújváros távvezeték beforgatása Tiszalök alállomásba (állomás előtti oszlopokon a sodronyok bontása), 2015 o Debrecen OVIT – Hajdúböszörmény távvezeték felhasítása, beforgatás Józsa 400/132 kV-os alállomásba, 2015-2017 (2019 végéig MAVIR fejlesztéshez történő illeszkedés esetén) o Rakamaz új 132 kV-os mikroállomás, Tiszalök – Ibrány távvezeték felhasítása, Rakamaz mikroállomás bekötése T-ponttal, 2018 o Debrecen Déli Ipartelep új 132 kV-os alállomás, Létavértes – Debrecen kétrendszerű távvezetékek felhasítása, beforgatás Debrecen Déli Ipartelep alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2017 o Nyíregyháza 400/132 kV hálózatba illesztése a Nyíregyháza Játékelemgyár – Ibrány távvezeték felhasításával, a volt Nyíregyháza Simai út – Ibrány távvezeték második rendszerének a felhasználásával, valamint egy új egyrendszerű Nyírbogány irányú távvezeték létesítésével, 2020

A felsorolt átviteli hálózati elemeket 2021-ig előretekintve, az elosztói hálózati elemeket 2019-ig előretekintve a 2016. január elsejével induló tervciklusban, mint 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 –

- 13 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


késése vagy elmaradása miatt következik be, és az átviteli rendszerirányító megítélése alapján üzembiztonsági kockázatot nem jelent.

- 14 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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

racionális

mértékű

villamosenergia-

kereskedelemnek, az egységes villamosenergia-piac működésének. Általánosságban megállapítható, hogy az U/Q15 alapelvben megfogalmazott hálózatfejlesztési elképzelések mentén alakuló, fejlődő magyar villamosenergiarendszer U/Q szabályozhatósága minden vizsgált fejlesztési állapotában biztosított.

A hálózat zárlati szilárdságának szükségessé váló növelése a zárlati teljesítménynövekedést okozó fejlesztési lépések esetében, azok üzembe helyezésének időpontjáig

kötelezően

elvégzendő

–

a szükségességét

kiváltó

beruházás

függvényében közcélú – feladatok, amelyek új berendezések üzembe helyezésének 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 4.1.4).

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

15

U/Q: feszültség- és meddőteljesítmény

- 15 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


A magyar villamosenergia-rendszer 220 kV-os, 400 kV-os, 750 kV-os átviteli hálózatának tervezett fejlesztései; 20152030 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 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.2017 végéig  Szigetcsép térségében új 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es transzformátorral, 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.  Oroszlány – Győr 220 kV-os távvezeték 220 kV-ra szigetelt szakaszain sodronycsere fázisonként 500 mm2-es keresztmetszetűre, végponti áramváltók átkötése.  Pécs alállomás 132 kV-os bővítése. 2018 végéig  Gönyű – Gabčíkovo (SK) és Gönyű – Veľký Ďur (SK) 400 kV-os határkeresztező távvezetékek 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.  Hévíz – Žerjavinec kétrendszerű 400 kV-os határkeresztező távvezeték I. rendszerének áttérítése Cirkovce (SI) irányába (érdemi magyar oldali költségvonzata nincs). 2019 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 Józsa alállomásba, 132 kV-os csatlakozás bővítése a Debrecen OVIT – Hajdúböszörmény távvezeték felhasításával és beforgatásával Józsa alállomásba. 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: 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  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.  Kimle térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, Szombathely – Zurndorf (AT) 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása a Kimle térségi alállomásba. 132 kV-os csatlakozás kétrendszerű kuplungvezetékkel Kimle E.ON 132 kV-os alállomásba. 2026 végéig  Gödön a IV. számú transzformátor helyett új 400/128 kV-os transzformátor beépítése. Göd – Zugló 220 kV-os távvezeték áttérítése 132 kV-os üzemre, Gödön az újonnan beépített 400/128 kV-os transzformátorral blokkkapcsolásban üzemelve. 2029 végéig  Kisvárda – Veľké Kapušany (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése.  Józsa – Oradea 400 kV-os határkeresztező távvezeték létesítése kétrendszerű oszlopsoron egy rendszer felszerelésével . Erőművek hálózati csatlakozásához szükséges átviteli hálózati fejlesztések 2017 végéig  Oroszlány térségében 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 az Oroszlány térségi alállomásba  Oroszlány – Dunamenti és Oroszlány – Győr 220 kV-os összeköttetések áttérítése 400 kV-ra, a Győr – Martonvásár 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása az Oroszlány térségi 400 kV-os 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. 2020 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. 

2015-2020-2025 Átviteli hálózati fejlesztések

- 16 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


A magyar villamosenergia-rendszer 132 kV-os elosztói hálózatának tervezett fejlesztései; 20152020 E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt.  Perkáta 400/128 kV alállomás hálózatba illesztése érdekében új 132 kV-os kétrendszerű távvezetékszakasz létesítése és vezetékrendezés, 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 Perkáta – Szabadegyháza 132 kV-os távvezeték szabványosítása, 2016  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, 2017  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 2. 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), 2020-ig

E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt.  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 és Szabadegyháza — Székesfehérvár 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Székesfehérvár Dél alállomásba, 2015-2017  Tatabánya Ipari Park új 132 kV-os alállomás: Kisigmánd – Bánhida 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Tatabánya Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2016-2017  Kibér új 132 kV-os alállomás: Kisigmánd – Kisbér távvezeték áttérítése 132 kV-os feszültségszintre, 2017  Bogyoszló új 132 kV-os alállomás: Győr – Sopronkövesd 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Bogyoszló alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2020-ig ÉMÁSZ Hálózati Kft.  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, 2015-2020  Recsk új 132 kV-os alállomás, Detk – Nagybátony 132 kV-os távvezeték felhasítása, Recsk bekötése T-ponttal, 2015

EDF DÉMÁSZ Hálózati Elosztó Kft. ELMŰ Hálózati Kft.  Gödöllő – Rákoskeresztúr vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba, 2015-2016  Gödöllő – Kőbánya vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba, 2015-2016  Kőbánya – Kerepes vezeték felhasítása és beforgatása Rákoskeresztúr állomásba, 2015-2016  Dunamenti — Dunavarsány I-II. vezeték felhasítása és beforgatása Szigetcsép 400/132 kV-os alállomásba, két új 2*2,5 km hosszú kétrendszerű szabadvezeték, 2015-2017  Pilisvörösvár új 132 kV-os alállomás: Pomáz – Esztergom távvezeték felhasítása, beforgatás Pilisvörösvár alállomásba, 2015-2020  Kolossy tér új 132 kV-os alállomás: Kaszásdűlő – Budaközép kábel felhasítása, beforgatás Kolossy tér alállomásba, 2015-2018  Őrmező új 132 kV-os alállomás: Albertfalva – Kelenföld II. kábel felhasítása, beforgatás Őrmező alállomásba, 2016-2019  Garay utca új 132 kV-os alállomás: Városliget – Erzsébetváros kábel felhasítása, beforgatás Garay utca alállomásba, 2015-2020

E.ON Tiszántúli Áramhálózati ZRt.  Hajdúnánás – Tiszaújváros távvezeték beforgatása Tiszalök alállomásba (állomás előtti oszlopokon a sodronyok bontása), 2015  Debrecen OVIT – Hajdúböszörmény távvezeték felhasítása, beforgatás Józsa 400/132 kV-os alállomásba, 2015-2017 (2019 végéig MAVIR fejlesztéshez történő illeszkedés esetén)  Rakamaz új 132 kV-os mikroállomás, Tiszalök – Ibrány távvezeték felhasítása, Rakamaz mikroállomás bekötése Tponttal, 2018  Debrecen Déli Ipartelep új 132 kV-os alállomás, Létavértes – Debrecen kétrendszerű távvezetékek felhasítása, beforgatás Debrecen Déli Ipartelep alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye), 2017  Nyíregyháza 400/132 kV hálózatba illesztése a Nyíregyháza Játékelemgyár – Ibrány távvezeték felhasításával, a volt Nyíregyháza Simai út – Ibrány távvezeték második rendszerének a felhasználásával, valamint egy új egyrendszerű Nyírbogány irányú távvezeték létesítésével, 2020

2015-2020 Elosztóhálózati fejlesztések

- 17 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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 és 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- 0032-00-2015-09-30


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) elosztó- és átviteli hálózatának közép- és hosszú távú fejlesztéseit.

A hálózatfejlesztési alapelv célkitűzése A MAVIR ZRt. hálózatfejlesztési célkitűzése a vonatkozó jogszabályokban és szabályzatokban rendszerhasználók

meghatározott számára,

ellátás-, az

és

európai

üzembiztonság

fenntartása

villamosenergia-rendszerrel

a 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- 0032-00-2015-09-30


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

Az átviteli hálózatot úgy kell kialakítani, hogy az biztosítsa – a hazai erőművek termeléselosztásától lehetőleg függetlenül (ami múltbeli helyzetekből 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 is). 

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



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



A 132 kV-os elosztóhálózatot úgy kell kialakítani, hogy az biztosítsa – a hazai erőművek termeléselosztásától 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.



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

- 20 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


A hálózatfejlesztési alapelvben

meghatározott

távlati célok

elérésének

eszközei 

Évente

hálózatfejlesztési

terv

kidolgozása

az

elosztói

engedélyesek

hálózatfejlesztési terveinek figyelembevételével, összhangban az ENTSO-E keretében

végzett

hálózattervezési

tevékenységgel

(„Tízéves

Hálózatfejlesztési Terv” - TYNDP16). 

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

16

TYNDP: Ten-Year Network Development Plan - 21 -

MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


vételre kell, hogy kerüljön egy piacszimuláción alapuló, idősor-elemzéses „rendszerszintű” tervezési módszertan. 

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 távolra előre kell tekinteni a tervezés során. Mivel a hálózatfejlesztési lefolytatása,

beruházások

megvalósítás),

időigényesek valamint

a

(engedélyeztetés, hálózattal

közbeszerzés

szemben

támasztott

követelmények dinamikusan változnak, így nem elegendő rövid- és középtávú igények alapján fejlesztést tervezni, szükség van a hosszú távú kitekintésre. 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 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 (1-5 év) előretekintve csak olyan döntéseket hozhatunk, amelyek az adott időszakban meg is valósíthatóak, azaz a műszaki megvalósítás rövid átfutási idejű (uprating, upgrading17), illetve elosztóhálózati fejlesztések kezdeményezhetők.

17

Uprating - terhelhetőség-növelés, upgrading - feszültségszint-növelés - 22 -

MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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 2014 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

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. – Megvalósult.

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 kiépítése E.ON hálózatára vezetékrendezéssel. – Határidőre megvalósítható.

2016 végéig

- 23 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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 kiépítése az ELMŰ hálózatára a Gödöllő – Rákoskeresztúr és Gödöllő – Kőbánya távvezetékek felhasításával és beforgatásával. – Határidőre megvalósítható. o Hévíz – Žerjavinec (HR) kétrendszerű 400 kV-os határkeresztező távvezeték I. rendszerének áttérítése Cirkovce (SI) irányába (érdemi magyar oldali költségvonzata nincs). – Határidőre megvalósítható. o Pécs alállomás 132 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés kiépítése.18 – Határidőre megvalósítható. (E.ON 2017-re csúsztatta a saját beruházását.)

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 egyik rendszerének felhasítása és beforgatása Szigetcsép 400 kV-os alállomásba; 132 kV-os csatlakozás kiépítése az ELMŰ hálózatára a Dunamenti – Dunavarsány kétrendszerű távvezeték mindkét

rendszerének

felhasításával

és

beforgatásával.

–

Határidőre

megvalósítható. o Detk alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor beépítése. – Határidőre megvalósítható.

2018 végéig o Kisvárda térségében 750/400 kV-os alállomás létesítése; Sajószöged – Mukachevo

(UA)


határkeresztező

távvezetékek felhasításával és beforgatásával Kisvárda alállomásba; Kisvárda –

18

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 - 24 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


Zakhidnoukrainska (UA) határkeresztező távvezeték 750 kV-on, a többi vezetékkapcsolat 400 kV-on üzemel. – Legkorábban 2019 év végéig megvalósítható. 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. – Legkorábban 2019 év végéig megvalósítható. o Gönyű – Gabčíkovo (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése19. – Határidőre megvalósítható. 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 létesítése20.– Határidőre megvalósítható.

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

kiépítése

E.ON

tulajdonú

távvezetékek

csatlakoztatásával. – 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 létesítése21. – Határidőre megvalósítható.


19

Az Európai Közösség 2014-ben kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a Gönyű - Gabčíkovo (SK), Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) közös projekt cluster-ben szerepel. Az egyik rendszer Veľký Dur-ba megy. 20 Az Európai Közösség 2014-ben kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a Gönyű - Gabčíkovo (SK), Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) közös projekt cluster-ben szerepel. 21 A 132 kV-os távvezeték létesítése ELMŰ beruházás, de a harmadik transzformátor beépítésével koordináltan kell megvalósítani. - 25 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


2021 végéig o Kisvárda – Veľké Kapušany (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése22. – 2029 végéig halasztódik.

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. – Határidőre megvalósítható.

2024 végéig o Győr alállomásban harmadik 400/128 kV-os 250 MVA-es transzformátor létesítése 70 Mvar söntfojtóval.23,24 – E beruházás helyett más, alternatív beavatkozást tervezünk25. 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).

–

Határidőre

megvalósítható.

22

Az Európai Közösség 2014-ben kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a beruházás szerepel. 23 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. 24 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). 25 Lásd 4.1.3. - 26 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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 kiépítése a Göd – Kaszásdűlő és Pomáz ELMŰ – Békásmegyer 132 kV-os távvezetékek felhasításával és beforgatásával. – Határidőre megvalósítható.

Erőművek hálózati csatlakozásához szükséges átviteli hálózati fejlesztések


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

Engedélyeztetés,

és

beforgatása

területszerzés,

Oroszlány

beszerzés

alállomásba26.

időigényessége

miatt

– a

megvalósíthatóság határideje csúszhat (2020). o Oroszlány – Dunamenti

és


220

kV-os

összeköttetések

áttérítése 400 kV-ra; a Győr – Martonvásár 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Oroszlány alállomásba27. – Engedélyeztetés, területszerzés, beszerzés időigényessége miatt a megvalósíthatóság határideje csúszhat (2020). o Sándorfalva 400 kV-os alállomás bővítése Szeged Erőmű létesítése miatt28. – Engedélyeztetés,

területszerzés,

beszerzés

időigényessége

miatt

a

megvalósíthatóság határideje csúszhat (2019).

26

Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. (Az erőmű és a csatlakozási pont között kétrendszerű 400 kV-os összeköttetést kell létesíteni.) 27 Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. 28 Szeged Energia erőművi csatlakozás céljából (2015 évi nyilatkozat alapján a kereskedelmi üzem várható ideje 2018). - 27 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


2018 végéig o Albertfalva állomásban 220 kV-os gyűjtősín és kapcsolóberendezés létesítése29. – Engedélyeztetés, területszerzés, beszerzés időigényessége miatt a megvalósíthatóság határideje csúszhat (2019). o Albertfalva alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor és soros zárlatkorlátozó fojtó beépítése30.– Engedélyeztetés, területszerzés, beszerzés időigényessége miatt a megvalósíthatóság határideje csúszhat (2019).

2019 végéig o Sajószöged 400 kV-os alállomás bővítése Tisza II Erőmű repowering miatt31. – Erőmű létesítéshez igazodva 2020 végéig halasztódik. o Sajószöged alállomásba 400 kV-os blokkvezeték létesítése Tisza II Erőmű repowering miatt32. – Erőmű létesítéshez igazodva 2020 végéig halasztódik.

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 kialakítása33. – Határidőre megvalósítható.

132 kV-os elosztóhálózat 2019 végéig:

E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt.

29

Csepel III erőmű csatlakoztatása érdekében. Csepel III erőmű csatlakoztatásával összefüggésben szükségessé vált beruházás. 31 Tisza II Erőmű repowering csatlakozás céljából (2015 évi nyilatkozat alapján a kereskedelmi üzem várható ideje 2020). 32 Tisza II Erőmű repowering csatlakozás céljából. 33 Paks II. erőművi csatlakozás céljából. 30

- 28 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


o Perkáta 400/128 kV alállomás hálózatba illesztése érdekében új 132 kV-os kétrendszerű távvezetékszakasz létesítése és vezetékrendezés. – 2014-2015-re tervezik megvalósítani. 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. – 2017-re tervezik megvalósítani. 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 2. 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). – 2020-ig tervezik megvalósítani.


ELMŰ Hálózati Kft. o Dunamenti – Szigethalom T – (Soroksár) távvezeték felhasítása, beforgatás Dunavarsány alállomásba. – Megvalósult. o Gödöllő – Rákoskeresztúr vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba. – 2014-2016-ra tervezik megvalósítani. o Gödöllő – Kőbánya vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba. – 2014-2016-ra tervezik megvalósítani.

- 29 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


o Kőbánya – Kerepes vezeték felhasítása és beforgatása Rákoskeresztúr állomásba, 2015-2016-ra tervezik megvalósítani. o Kolossy tér új 132 kV-os alállomás létesítése: Kaszásdűlő – Budaközép kábel felhasítása, beforgatás Kolossy tér alállomásba. – 2015-2018-ra tervezik megvalósítani. o Pilisvörösvár új 132 kV-os alállomás létesítése: Pomáz – Esztergom távvezeték felhasítása, beforgatás Pilisvörösvár alállomásba. – 2015-2020-ra tervezik megvalósítani. o Őrmező új 132 kV-os alállomás létesítése: Albertfalva – Kelenföld II. kábel felhasítása,

beforgatás

Őrmező

alállomásba.

–

2016-2019-re

tervezik

megvalósítani. o Garay utca új 132 kV-os alállomás létesítése: Városliget – Erzsébetváros kábel felhasítása, beforgatás Garay utca alállomásba. – 2015-2020-ra tervezik megvalósítani.

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), – Megvalósult. o Csepreg új 132 kV-os alállomás létesítése; Szombathely Vépi út – Kőszeg távvezeték felhasítása, beforgatás Csepreg alállomásba. – Megvalósult. o Új 132 kV-os távvezeték létesítése: Bicske Dél – Dorog. – 2015-re tervezik megvalósítani. o Győr

Ipari

Park új 132

kV-os

alállomás létesítése:

Győr

ÉDÁSZ

–

(Nagyszentjános) – Bana Bábolna távvezeték felhasítása, beforgatás Győr Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye). – 2015-re tervezik megvalósítani. o Székesfehérvár Dél új 132 kV-os alállomás létesítése: Szabadbattyán – Székesfehérvár Dél új távvezeték. – 2015-2017-re tervezik megvalósítani a Szabadegyháza — Székesfehérvár 132 kV-os távvezeték Székesfehérvár Dél alállomásba történő felhasításával és beforgatásával együtt.

- 30 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


o Tatabánya Ipari Park új 132 kV-os alállomás létesítése: Kisigmánd – Bánhida 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Tatabánya Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye). – 2016-2017-ig tervezik megvalósítani. o Bogyoszló új 132 kV-os alállomás létesítése: Győr – Sopronkövesd 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Bogyoszló alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye). – 2020-ig tervezik megvalósítani.

ÉMÁSZ Hálózati Kft. o Tiszapalkonyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés. – Megvalósult. 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. – Megvalósult. Megszűnik: Miskolc Nyugat – Borsodi Erőmű, Borsodi Erőmű – Sajóivánka, Felsőzsolca – Borsodi Erőmű Új alakzat: Miskolc Nyugat – Sajóivánka o Miskolc vezetékrendezés. – Megvalósult. Megszűnik: Sajószöged – Felsőzsolca, DAM – Felsőzsolca, Nyékládháza ÉMÁSZ – DIGÉP, Sajószöged – Nyékládháza MÁV, Nyékládháza MÁV – Miskolc Dél, Miskolc Dél – Hejőcsaba (HCM), Hejőcsaba (HCM) – DAM34 Új alakzat: Sajószöged – Nyékládháza MÁV új nyomvonalon, Sajószöged – Nyékládháza ÉMÁSZ, Nyékládháza ÉMÁSZ – Felsőzsolca, Felsőzsolca – Miskolc Dél, Miskolc Dél – DAM, Nyékládháza MÁV – DIGÉP

34

Sajószöged – Felsőzsolca - 31 -

MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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. – 2015-2020-ig tervezik megvalósítani. o Recsk új 132 kV-os alállomás, Detk – Nagybátony 132 kV-os távvezeték felhasítása, Recsk bekötése T-ponttal. – 2014-2015-re tervezik megvalósítani.

E.ON Tiszántúli Áramhálózati ZRt. o Tiszapalkonyai Erőmű megszüntetése miatti vezetékrendezés. – Részlegesen valósult meg. (A Tiszaújváros – Hajdúnánás távvezeték kialakítása megtörtént, azonban a Tiszapalkonya állomásból történő Polgár vezeték kiforgatása az ÉMÁSZ és rendszerhasználó közötti jogi kérdések miatt még nem realizálódott.) Új alakzat: Sajószöged – (TIFO T) – Polgár35, Tiszaújváros – (Tiszalök) – Hajdúnánás o Debrecen OVIT – Balmazújváros távvezeték felhasítása, beforgatás Debrecen Józsa 400/132 kV-os alállomásba. – Megvalósult. o Hajdúnánás – Tiszaújváros távvezeték beforgatása Tiszalök alállomásba (Állomás előtti oszlopokon a sodronyok bontása. E.ON-t érintően a 132 kV-os hálózatfejlesztések megtörténtek, a fogadó távvezetéki mező üzembehelyezése után

a

vezeték

beforgatásának

nincs

akadálya.).

–

2015-re

tervezik

megvalósítani. o Debrecen OVIT – Hajdúböszörmény távvezeték felhasítása és beforgatása Debrecen

Józsa

400/132

kV-os alállomásba.

–

2015-2017-re

tervezik

megvalósítani. o Rakamaz új 132 kV-os mikroállomás, Tiszalök – Ibrány távvezeték felhasítása; Rakamaz bekötése T-ponttal. – 2018-ra tervezik megvalósítani. o Debrecen Déli Ipartelep új 132 kV-os mikroállomás létesítése; Létavértes – Debrecen kétrendszerű távvezetékek felhasítása és beforgatása Debrecen Déli

35

Jelenleg még az erőművi gyűjtősínre felhasítva üzemel a TVK vízkivételi művének ellátása miatt. - 32 -

MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


Ipartelep alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye). – 2017-re tervezik megvalósítani.

A fejlesztések időbeni csúszása (elmaradása) a korábban prognosztizált, a beavatkozás műszaki indokát képező fogyasztói igénynövekedés késése vagy elmaradása miatt következik be, és az átviteli 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. 2015-ben a 2030-ig terjedő időszakot vizsgáltuk a közép- és hosszú távú kapacitáselemzés sarokéveinek (2020, 2025 és 2030) megfelelően.

Az elemzés egyik fontos kiindulópontja az elmúlt évek tendenciáinak áttekintése. A 2008-ban kezdődött, elhúzódó gazdasági válság hatásai mindmáig érezhetők. A 2014. évi 42,7 TWh-nyi összes villamosenergia-felhasználás még mindig a 20072008-as szint (43,9 TWh) alatt maradt. Összevetve a 2013-es 42,2 TWh-val ez mérsékelt növekedést jelent. A hazai villamosenergia-rendszer bruttó éves csúcsterhelése 2008 óta 6400-6500 MW körül állandósult. Az elmúlt évben sem történt elmozdulás: 2014-ben a bruttó éves csúcsterhelés 6461 MW volt.

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 - 33 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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. „A Magyar Villamosenergia-rendszer fogyasztói igényeinek előrejelzése” c. tanulmányban ágazati statisztikai adatok alapján bemutatjuk az egyes szektorok nettó

villamosenergia-fogyasztásának

alakulását,

valamint

az

energetikai

rugalmasság változását, amely a nettó villamosenergia-fogyasztás és a reál GDP relatív változásának egymáshoz képesti arányát fejezi ki.

A 2015-ös előrejelzésben folytatódik az a gyakorlat, hogy a feltételezett éves igénynövekedési

ráta

a

vizsgált

időszakra

vonatkozóan

nem

azonos.

Gazdaságkutatók háttértanulmányaival összhangban 2020-ig valamivel erőteljesebb növekedéssel számolunk, mint a rákövetkező évtizedben.

Alapváltozatunkban a nettó villamosenergia-fogyasztásra vonatkoztatva 2015 és 2020 közötti időszakra éves átlagban valamivel több, mint 1,1%, a 2020 és 2030 közötti évtizedre pedig nem egészen 1,0% a növekedés mértéke.

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 45,6 TWh, 2030-ra pedig – az alapváltozat szerint – elérheti az 50,3 GWh-t.

- 34 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


1. ábra: A nettó villamosenergia-fogyasztás várható alakulása a teljes nettó villamosenergiafogyasztás és a szektorok fogyasztása esetében (GWh)

Az 1. ábrán látható különbség abból fakad, hogy a szektorokra (ún „bottom-up” módszer) és a teljes fogyasztásra (ún. „top-down” módszer) külön készült előrejelzési változat, ezért a három szektor összege nem teljesen adja ki a teljes fogyasztás értékét. Az eltérés az első időpontban 0,4%, amely 2030-ra valamivel kevesebb,

mint

3%-ra

nő.

Összességében

ezt

nem

tekinthető

jelentős

különbségnek.

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

villamosenergia-rendszer

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. Ez 2020-ra 7000 MW, 2030-ra pedig 7700 MW várható csúcsterhelést jelent.

Természetesen fordulópontokkal,

majdnem amelyek

két

évtizedes

alapvetően - 35 -

MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30

távlatban

módosíthatják

számolni az

kell

olyan

igénynövekedési


tendenciákat, a fogyasztói oldal összetételét vagy a fogyasztás időbeli eloszlását. 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 2020-as és a 2025-ös 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 adódik. Az egyes modellezési

sarokévekben alkalmazott rendszerterhelés-értékeket a 2. ábra mutatja.

2. ábra A VER rendszerterheléseinek várható alakulása (MW)

- 36 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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

csúcsterhelések,

valamint

a

2. ábrán

látható,

a


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

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


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).

- 37 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


3. ábra Fogyasztási súlypontok földrajzi elhelyezkedése – 2015

4. ábra Fogyasztási súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése, alakulása – 2020 tél

5. ábra Fogyasztási súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése, alakulása – 2020 nyár - 38 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


3.4.

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

Az 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 2014. december 31-én 8 936 MW, ami várhatóan jelentősen csökkenni fog és mintegy 5 000 MW maradhat a húszas évek közepére. A megszűnés döntően nagyerőműveket érint – a szénerőművek lényegében csaknem teljesen eltűnhetnek a hazai palettáról.

A kiserőművek (földgázos kapcsolt, biotermikus, primer megújulók) a rendszerben kisebb mértéket képviselnek, ezért leállásuk öregedési okokból kisebb mértékben befolyásolj a rendszert, bár hosszabb távon a most rendszerben lévő erőművek harmada maradhat csak meg.

Az elmúlt néhány év tendenciái – többek közt a gazdasági válság fogyasztásra gyakorolt hatása miatt, valamint a CCGT36 erőművek tragikus megtérülési mutatói – erőműépítések

elhalasztását,

villamosenergia-ipar

36

csökkenő

forrásoldalán.

A

befektetői kilábalás

intenzitást dinamikáját

CCGT: Combined Cycle Gas Turbine – kombinált ciklusú gázturbina - 39 -

MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30

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 CCS37 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 két változatot vizsgál: 

optimista

forrásoldalú

változat:

a

befektetők

által

benyújtott

ún.

Kötelezettségvállalási, vagy Igénybejelentő Nyilatkozatok alapján – összhangban a Hálózatfejlesztési Tervvel – szerepeltet új erőműves entitásokat 

„erőműhiányos” forrásoldalú változat: jelen ismereteink, szakértői vélemények szerint

a

leginkább

valószínűsíthető

beruházások

figyelembevételével

összeállított erőműves kapacitások Az elmúlt években üzembe került CCGT és OCGT38 egységek néhány évig elegendőek lehetnek, de 2020. évre már erősen csökkenhet a tartalék. Tehát vagy a feltételezett import kell (erőműhiányos forrásoldalú változat), vagy a többi CCGT egység (mostanság elterjedt blokkméret nagyságrendileg 400 MW) üzembe helyezését kell valamilyen formában ösztönözni (optimista forrásoldalú változat).

A húszas évek 2. felében várhatóan két nagy (1262 MW-os) teljesítőképességű nukleáris alaperőművi egység kerülhet üzembe, kiegészítve a megfelelő tercier tartalékkal. A tercier tartalék OCGT gázturbinákat új atomerőmű próbaüzeméhez figyelembe kell venni.

37 38

CCS: Carbon dioxide Capture and Storage - szén-dioxid-leválasztás és -visszasajtolás OCGT: Open Cycle Gas Turbine – nyílt ciklusú gázturbina - 40 -

MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


Erőmű létesítési engedéllyel, csatlakozási szerződéssel rendelkező – és létesítési szándékaikat

Kötelezettségvállalási,

vagy

Igénybejelentő

nyilatkozatban

visszaigazolt – erőművek közel 6000 MW-nyi új erőművi teljesítőképességet jelenthetnek 2030-ig.

A befektetők jelzései alapján elvileg közel 3 400 MW új kondenzációs CCGT épülhetne az elkövetkezendő tíz év során (optimista forrásoldalú változat), amit az atomerőműves blokkok követhetnek a húszas évek 2. felében. Erőműparkunk jelentős többlettét tartalékképzési szempontból ki kellene egészíteni exporttal (szomszédos

országok

bővítéseinek

függvényében)

vagy

szivattyús-tározós

vízerőművel, de mindkettőre csak igen bizonytalanul számíthatunk. A megújuló energiaforrások elterjedését 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-ellátáshoz kötött biomassza-tüzelésű

erőművek

teljesítőképesség-értéke

továbbra

is

igen

mérsékelten jelennek meg az elemzésben.

Az

erőműves

hőkiadás

tekintetében

csökkenés

várható

a

takarékossági,

hatékonyságnövelési és intenzitáscsökkentési elképzeléseknek megfelelően. 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 optimista forrásoldalú változat szerint (erőműhiányos forrásoldalú változatban ez 25%), ami később az új nagy atomerőműves blokk üzembekerülésével csökkenthető.

A termelői súlypontok térbeli és időbeni alakulását középtávon a 6.és 7. ábra mutatja.

- 41 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


6. ábra Termelői súlypontok földrajzi elhelyezkedése – 2015

7. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése (erőműhiányos forrásoldalú változat) – 2020

3.5.

Az elosztói engedélyesek fejlesztési tervei

Egységesek abban az elosztói engedélyesi tervek, hogy operatív időszaknak rövid, általában 2015-2019-ig terjedő időszak került megjelölésre. Ezen időszak után határozott, eldöntött fejlesztésekről, projektekről nem beszélhetünk.

Ez az elosztói hálózati engedélyesek részéről egyfajta, az átviteli hálózati fejlesztéseket

követő

magatartást

fejlesztésekre

vonatkozó

döntések

jelent.

Tehát

meghozatala

csak történik

a

legszükségesebb meg,

a

távolabbi

időszakokra vonatkozó döntések, fejlesztések a következő tervciklus eredményeként - 42 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


kerülnek meghatározásra. 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, azt követve történik az elosztói hálózatok távlati fejlesztéseinek megvalósítása.

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

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 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.

- 43 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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 rögzíteni, hogy ezen elvek mentén haladva, a terv készítése folyamán, nem került javaslattétel átviteli hálózati fejlesztést kiváltó elosztóhálózati fejlesztésre.

3.7.

Kapcsolat a 10 éves összeurópai hálózatfejlesztési tervvel (TYNDP)

A 2014-es Hálózatfejlesztési Terv óta az ENTSO-E jelentősen átalakította a Rendszerfejlesztési Bizottság (SDC) alatt folyó munka szervezését, és a 10 éves összeurópai


terv

(TYNDP)

elkészítésének

és

kiadásának

folyamatát is. Az SDC alá tartozó 6 regionális munkacsoport a 2016 végén kiadandó TYNDP-től külön, 2015 nyaráig készíti el és publikálja a regionális fejlesztési terveket (Regional Investment Plans). Újdonság az adattartalom tekintetében, hogy a regionális tervek keretében az egyes régiókban piacszimuláción alapuló fejlesztési igények meghatározása is történt, amelynek eredményeként határkeresztező projektjelöltek kerültek meghatározásra. Ennek magyar vonatkozásairól a fejezet végén található bővebb leírás. A 2016 évi TYNDP az összeurópai jelentőségű hálózatfejlesztési projektek részletes költség-haszon elemzését (CBA), valamint a hosszú távú rendszermegfelelőségi kilátásokat fogja tartalmazni.

Ahhoz, hogy 2015 nyaráig elkészülhessenek a közös, harmonizált, az átviteli rendszerirányítók és az ENTSO-E által is kölcsönösen elfogadott regionális fejlesztési tervek (valamint a 2014-es TYNDP projektadatainak szintén 2015-ben publikálandó frissítése), az átviteli rendszerirányítóknak 2015 áprilisáig frissíteniük kellett a 2012-14 között szolgáltatott adataikat 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 be MAVIR részről, melyek a 2014. évi – MEKH által jóváhagyott – nemzeti hálózatfejlesztési tervben szerepeltek. Továbbá, mint már fentebb említésre került, az ENTSO-E által kijelölt adatszolgáltatási határidő (2015. április) jóval megelőzte a Hálózatfejlesztési Terv elkészítését, ezért a nemzeti terv és a regionális fejlesztési - 44 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


tervek összhangja nem állhat fenn maradéktalanul; a regionális fejlesztési tervekben megjelenő, MAVIR-ra vonatkozó belső hálózatfejlesztések a jóváhagyott 2014-es nemzeti tervben szereplő adatoknak felelnek meg.

A hálózatvizsgálatok során a párhuzamosan járó, kontinentális, együttműködő összeurópai villamosenergia-rendszer az ENTSO-E NM&D39 munkacsoportjának a 2014-es TYNDP-re vonatkozó adatszolgáltatása alapján került leképezésre és figyelembevételre. Az adatszolgáltatás keretében 2020-ra és 2030-ra vonatkozó hálózatmodellek kerültek kialakításra. Előbbi a 2020-as és 2025-ös, utóbbi a 2030as modellekben került felhasználásra a külső hálózat leképzésére.

8. ábra 2020 nyári csúcs üzemállapot nemzetközi energetikai környezete

39

NM&D: Network Modelling and Data – Hosszú távú hálózatmodellezéssel foglalkozó ENTSO-E munkacsoport. A 2014-es TYNDP kiadása után a munkacsoport az átszervezések eredményeként megszűnt, feladatait az SDC-ben indított egyes projektek veszik át. - 45 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


9. ábra 2020 nyári csúcs üzemállapot hazai energetikai környezete

10. ábra 2025 nyári csúcs üzemállapot nemzetközi energetikai környezete - 46 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30



12. ábra 2030 nyári csúcs üzemállapot nemzetközi energetikai környezete - 47 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30



Mint a fejezet elején ismertetésre került, az Európai Közösség 2016-ban kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervének (TYNDP) megalapozása céljából a tagállamok átviteli rendszerirányítói 2015-ben elkészítik az európai regionális hálózatfejlesztési terveket (Regional Investment Plans). A kelet-közép európai regionális terv részeként a 2030-as vizsgálati évre vonatkozóan közreadott piacelemzési

eredményekből

látható,

hogy

a

magyar-román

határmetszék

kapacitásának bővítése jelentős mértékben hozzájárul a térség piacintegrációjához, a termelési összköltségek csökkenéséhez abban a „top-down” szcenárióban, amelyikben

a

legnagyobb

mennyiségű

megújuló

energiaforrás

hálózatra

csatlakozását feltételezik (Vision 4). A magyar és a román átviteli rendszerirányító szakértői előzetes hálózatvizsgálatok céljából a Józsa – Oradea (RO) 400 kV-os határkeresztező

távvezetéket

választották

ki,

amelytől

várható,

hogy

költséghatékony módon biztosítja a közösségi tízéves terv kritériumaként szükséges mértékű kapacitásbővülést és mindkét országban hozzájárul a villamosenergiaátviteli hálózat üzembiztonságának fokozásához. Annak érdekében, hogy a magyar - 48 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


villamosenergia-rendszerre gyakorolt hatása részletesen vizsgálható legyen, jelen tervben a 2030-as sarokév modelljeiben főváltozatként szerepeltetjük.

4.

Hálózatvizsgálatok

Az egyes hálózatfejlesztési lépések műszaki indokoltságára, indokolhatóságára vonatkozóan hálózatvizsgálatok készültek. Az „Irányelv a 120 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.

- 49 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


A vizsgálatok során figyelembevételre kerültek az elosztó hálózati engedélyesek terveiben szereplő, általuk szükségesnek ítélt – a rendszer egészének üzemére 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 berendezések40, 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 sodronyfeszítéssel,

-emeléssel,

módosítással,

vagy

-megerősítéssel

a

feszültségszint

(„Uprating”,

növelése

„Upgrading”).

oszlopszerkezetAz

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

eredményeit ismerteti.

4.1.1.

Modellezési alapelvek és vizsgálati módszerek

4.1.1.1.

Változatok összeállítása és modellezési alapelvek

40

Flexible AC Transmission System – „rugalmas váltakozó áramú rendszer” - 50 -

MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30

–

kiesésvizsgálat)


A hálózatfejlesztési terv sarokéveiként 2020, 2025 és 2030 kerültek kijelölésre; utóbbi kettő egyúttal a TYNDP-vel való összhangot is biztosítja. A sarokévekben megvalósítandó


beruházások

meghatározására

az

alábbi

időszakokra készültek vizsgálati modellek: o 2020 tél, 2020 nyár, o 2025 tél, 2025 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 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 tájékoztatásból láthatóan a probléma a már meglevő erőművi egységeket is érinti. Az erőműhiányos 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 - 51 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


fogyasztói igényfelfutás és az erőműhiányos forrásoldali prognózis között nem látunk ellentmondást; a nemzetgazdaság (GDP) fokozottabb ütemű bővülése és az azzal korreláló fogyasztásnövekedés megvalósulhat a gáz- és villamosenergia-árak jelenlegi arányai mellett is. 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 2020-as sarokév modelljeiben: 

Almásfüzitő /400 MW CCGT/ 2017. IV. negyedév41



Csepel III. /450 MW CCGT/ 2018. év



Szeged Energia /460 MW CCGT/ 2018. év



Tisza II. 4. /repowering 405 MW CCGT/ 2020. január 1.

A 2025-ös sarokév modelljeiben: 

Almásfüzitő /400 MW CCGT/ 2019. IV. negyedév



Szeged Energia /460 MW CCGT/ 2020. év



Tisza II. 1. /repowering 405 MW CCGT/ 2021. év



Tisza II. 2. /repowering 405 MW CCGT/ 2022. év



Paks II. 5. /1262 MW nukleáris/ 2025. év

A 2030-as sarokév modelljeiben: 

Paks II. 6. /1262 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 41

MAVIR Átviteli Igazgatóság álláspontja szerint az Almásfüzitői Erőmű csatlakoztatásához szükséges hálózati beruházások leghamarabb 2020-ban készülhetnek el, figyelembe véve az engedélyeztetési, területszerzési és létesítési időigényt. Ez alapján a 2020-as sarokév hálózatszámítási modelljeiben csak az elsőként üzembe kerülő egységet vettük figyelembe. - 52 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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 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 véve42.

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

42

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). - 53 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


A fentiekben leírt alapelvek szerint összeállított hálózatmodellekre az alábbi számításokat végeztük el és dokumentáljuk a melléklet részeként: o váltakozó áramú teljesítményáramlás és feszültségeloszlás (loadflow) számítást teljes eredménylistával, o váltakozó áramú egyszeres kiesés- (kontingencia-) vizsgálat a detektált túlterhelődések és feszültségproblémák listájával, o váltakozó áramú kétszeres kiesésvizsgálat a detektált túlterhelődések és feszültségproblémák listájával (egy erőművi energetikai egység és egy hálózati ág egyidejű kiesésére, egy átviteli és egy elosztó hálózati ág együttes kiesésére, egy átviteli és egy külső hálózati ág együttes kiesésére, o váltakozó

áramú

csatlakoztatására

kétszeres 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 és 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.

- 54 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


4.1.2.

2030-ig

Javasolt hálózatfejlesztések

előretekintve

az

alábbi

–

mint

szükséges

–

hálózatfejlesztések

megvalósulásával számolunk. Átviteli hálózat esetén 2021-ig, elosztói hálózat esetén 2019-ig előretekintve az így megvalósuló – és korábban még nem minősített – hálózati elemeket valamint a folytatott előkészítő munkálatokat közcélúaknak javasoljuk minősíteni:

Átviteli hálózat

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 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.

2017 végéig o Szigetcsép térségében új 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA-es transzformátorral, 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. - 55 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


o Oroszlány – Győr 220 kV-os távvezeték 220 kV-ra szigetelt szakaszain sodronycsere fázisonként 500 mm2-es keresztmetszetűre, végponti áramváltók átkötése. o Pécs alállomás 132 kV-os bővítése.43

2018 végéig o Gönyű – Gabčíkovo (SK) és Gönyű – Veľký Ďur (SK) 400 kV-os határkeresztező távvezetékek létesítése44. 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 létesítése45. o Hévíz – Žerjavinec (HR) kétrendszerű 400 kV-os határkeresztező távvezeték I. rendszerének áttérítése Cirkovce (SI) irányába (érdemi magyar oldali költségvonzata nincs).

2019 végéig o Kisvárda térségében 750/400 kV-os alállomás létesítése Sajószöged – Mukachevo

(UA)


határkeresztező

távvezetékek felhasításával és beforgatásával Kisvárda alállomásba. Kisvárda – Zakhidnoukrainska (UA) határkeresztező távvezeték 750 kV-on, a többi vezetékkapcsolat 400 kV-on üzemel. o A 750 kV-os távvezeték 400 kV-on üzembe vett Albertirsa – Kisvárda közötti szakaszának beforgatása Józsa alállomásba, 132 kV-os csatlakozás bővítése a

43

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 2. rsz., Pécs Kelet – Pécs, Pécs Kertváros – Pécs, Bonyhád – Pécs, Mohács – Pécs 44 Az Európai Közösség 2016-ban kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a Gönyű - Gabčíkovo (SK), Gönyű – Veľký Ďur (SK), Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) távvezetékek közös projekt cluster-ben szerepelnek. 45 Az Európai Közösség 2016-ban kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a Gönyű - Gabčíkovo (SK), Gönyű – Veľký Ďur (SK), Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) távvezetékek közös projekt cluster-ben szerepelnek. - 56 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


Debrecen OVIT – Hajdúböszörmény távvezeték felhasításával és beforgatásával Józsa alállomásba.

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 létesítése46.


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 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 46

A 132 kV-os távvezeték létesítése ELMŰ beruházás, de az átviteli beavatkozással koordináltan kell megvalósítani. - 57 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


kétrendszerű távvezeték létesítése, 132 kV-os csatlakozás a Göd – Kaszásdűlő és Pomáz ELMŰ – Békásmegyer 132 kV-os távvezetékek felhasításával és beforgatásával. o Kimle térségében 400 kV-os alállomás létesítése 400/128 kV-os, 2x250 MVA transzformátorral, 2x70 Mvar söntfojtóval, Szombathely – Zurndorf (AT) 400 kVos határkeresztező távvezeték felhasítása és beforgatása a Kimle térségi alállomásba. 132 kV-os csatlakozás kétrendszerű kuplungvezetékkel Kimle E.ON 132 kV-os alállomásba. o Sándorfalva alállomásban harmadik 400/132 kV-os transzformátor beépítése.

2026 végéig o Gödön a IV. számú transzformátor helyett új 400/128 kV-os transzformátor beépítése. Göd – Zugló 220 kV-os távvezeték áttérítése 132 kV-os üzemre, Gödön az újonnan beépített 400/128 kV-os transzformátorral blokk-kapcsolásban üzemelve.

2029 végéig o Kisvárda – Veľké Kapušany (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése47. o Józsa – Oradea (RO) 400 kV-os határkeresztező távvezeték létesítése kétrendszerű oszlopsoron egy rendszer felszerelésével48.

Erőművek hálózati csatlakozásához szükséges átviteli hálózati fejlesztések


47

Az Európai Közösség 2016-ban kiadásra kerülő tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a beruházás szerepel. 48 Lásd 3.7 - 58 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


2017 végéig o Oroszlány térségében 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 az Oroszlány térségi alállomásba49. o Oroszlány – Dunamenti

és


220

kV-os

összeköttetések

áttérítése 400 kV-ra, a Győr – Martonvásár 400 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása az Oroszlány térségi 400 kV-os alállomásba50. o Sándorfalva 400 kV-os alállomás bővítése Szeged Erőmű létesítése miatt51.

2018 végéig o Albertfalva

alállomásban

220

kV-os

gyűjtősín

és

kapcsolóberendezés

52

létesítése . o Albertfalva alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor és soros zárlatkorlátozó fojtó beépítése53.

2020 végéig o Sajószöged 400 kV-os alállomás bővítése Tisza II Erőmű repowering miatt54. o Sajószöged alállomásba 400 kV-os blokkvezeték létesítése Tisza II Erőmű repowering miatt55.

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

49

Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. (Az erőmű és a csatlakozási pont között kétrendszerű 400 kV-os összeköttetést kell létesíteni.) MAVIR Átviteli Igazgatóság álláspontja szerint az Almásfüzitői Erőmű csatlakoztatásához szükséges hálózati beruházások leghamarabb 2020-ban készülhetnek el, figyelembe véve az engedélyeztetési, területszerzési és létesítési időigényt. 50 Almásfüzítő erőművi csatlakozás céljából. 51 Szeged Energia erőművi csatlakozás céljából. 52 Csepel III erőmű csatlakoztatása érdekében. 53 Csepel III erőmű csatlakoztatásával összefüggésben szükségessé vált beruházás. 54 Tisza II Erőmű rekonstrukció csatlakozás céljából. 55 Tisza II Erőmű rekonstrukció csatlakozás céljából. - 59 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


távvezetékek (Perkáta, Litér, Toponár) átkötése, kétrendszerű 400 kV-os kuplungvezeték kialakítása56.

132 kV-os elosztóhálózat 2020 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. 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 Perkáta – Szabadegyháza 132 kV-os távvezeték szabványosítása. 2016 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. 2017 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 2. rsz., Pécs Kelet – Pécs, Pécs Kertváros – Pécs, Bonyhád – Pécs, Mohács – Pécs o Sárbogárd Kelet új 132 kV-os alállomás létesítése: Perkáta – Sárbogárd távvezeték

felhasítása,

beforgatás

Sárbogárd

(rendszerhasználói igény függvénye). 2020-ig


56

Paks II. erőművi csatlakozás céljából. - 60 -

MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30

Kelet

alállomásba


ELMŰ Hálózati Kft. o Gödöllő – Rákoskeresztúr vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba. 2015-2016 o Gödöllő – Kőbánya vezeték felhasítása és beforgatása Kerepes 400/132 kV-os alállomásba. 2015-2016 o Kőbánya – Kerepes vezeték felhasítása és beforgatása Rákoskeresztúr állomásba. 2015-2016 o Dunamenti — Dunavarsány I-II. vezeték felhasítása és beforgatása Szigetcsép 400/132 kV-os alállomásba; két új 2*2,5 km hosszú kétrendszerű szabadvezeték létesítése.

2015-2017 o Pilisvörösvár új 132 kV-os alállomás létesítése: Pomáz – Esztergom távvezeték felhasítása, beforgatás Pilisvörösvár alállomásba. 2015-2020 o Kolossy tér új 132 kV-os alállomás létesítése: Kaszásdűlő – Budaközép kábel felhasítása, beforgatás Kolossy tér alállomásba. 2015-2018 o Őrmező új 132 kV-os alállomás létesítése: Albertfalva – Kelenföld II. kábel felhasítása, beforgatás Őrmező alállomásba. 2016-2019 o Garay utca új 132 kV-os alállomás létesítése: Városliget – Erzsébetváros kábel felhasítása, beforgatás Garay utca alállomásba. 2015-2020

E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. o Új 132 kV-os távvezeték létesítése: Bicske Dél – Dorog. 2015 o Győr

Ipari

Park új 132

kV-os

alállomás létesítése:

Győr

ÉDÁSZ

–

(Nagyszentjános) – Bana Bábolna távvezeték felhasítása, beforgatás Győr Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye). 2015 o Székesfehérvár Dél új 132 kV-os alállomás létesítése: Szabadbattyán – Székesfehérvár Dél új távvezeték és Szabadegyháza — Székesfehérvár 132 kVos távvezeték felhasítása és beforgatása Székesfehérvár Dél alállomásba. 20152017 o Tatabánya Ipari Park új 132 kV-os alállomás létesítése: Kisigmánd – Bánhida 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Tatabánya Ipari Park alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye). 2016-2017

- 61 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


o Kisbér új 132 kV-os mikroállomás létesítése: Kisigmánd – Kisbér távvezeték áttérítése 132 kV-os feszültségszintre. 2017 o Bogyoszló új 132 kV-os alállomás létesítése: Győr – Sopronkövesd 132 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Bogyoszló alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye). 2020-ig

ÉMÁSZ Hálózati Kft. 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. 2015-2020 o Recsk új 132 kV-os alállomás létesítése: Detk – Nagybátony 132 kV-os távvezeték felhasítása, Recsk bekötése T-ponttal. 2015

E.ON Tiszántúli Áramhálózati ZRt. o Hajdúnánás – Tiszaújváros távvezeték beforgatása Tiszalök alállomásba (állomás előtti oszlopokon a sodronyok bontása). 2015 o Debrecen OVIT – Hajdúböszörmény távvezeték felhasítása, beforgatás Józsa 400/132 kV-os alállomásba. 2015-2017 (2019 végéig MAVIR fejlesztéshez történő illeszkedés esetén) o Rakamaz új 132 kV-os mikroállomás létesítése: Tiszalök – Ibrány távvezeték felhasítása, Rakamaz mikroállomás bekötése T-ponttal. 2018 o Debrecen Déli Ipartelep új 132 kV-os alállomás létesítése: Létavértes – Debrecen kétrendszerű távvezetékek felhasítása, beforgatása Debrecen Déli Ipartelep alállomásba (rendszerhasználói igény függvénye). 2017 o Nyíregyháza 400/132 kV hálózatba illesztése a Nyíregyháza Játékelemgyár – Ibrány távvezeték felhasításával, a volt Nyíregyháza Simai út – Ibrány távvezeték második rendszerének a felhasználásával, valamint egy új egyrendszerű Nyírbogány irányú távvezeték létesítésével, 2020

- 62 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


A felsorolt átviteli hálózati elemeket 2021-ig előretekintve, az elosztói hálózati elemeket 2019-ig előretekintve a 2016. január elsejével induló tervciklusban, mint megvalósult

illetve

kötelezően

megvalósítandó

hálózati

beruházásokat

kell

figyelembe venni adott időütemezés szerint.

Az elosztói engedélyesek illetve az átviteli rendszerirányító által javasolt elosztó hálózati fejlesztések, melyek közcélúvá minősítése a későbbiekben egyedi minősítési eljárás keretében történhet.

2025-ig előretekintve: E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati ZRt. o Tolna új 132 kV-os állomás létesítése, Paks – Szekszárd távvezeték felhasítása, beforgatása Tolna alállomásba.


ELMŰ Hálózati Kft. o Tahi út új 132 kV-os állomás létesítése, Zugló – Angyalföld kétrendszerű 132 kV-os vezetékből kettős T-leágazás létesítése. o Pécel új 132 kV-os alállomás létesítése, Kerepes – Pécel új kétrendszerű távvezeték létesítése. o Újhartyán új 132 kV-os alállomás létesítése, a jelenleg 20 kV-on üzemelő 132 kVos távvezeték 132 kV-ra való áttérítése, 200 m új szabadvezeték létesítése.

E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati ZRt. o Lepsény új 132 kV-os alállomás létesítése, Inota – Siófok távvezeték felhasítása, Lepsény alállomás bekötése T-ponttal.

ÉMÁSZ Hálózati Kft. o Szécsény új 132 kV-os alállomás létesítése, Balassagyarmat – Nagybátony 132 kV-os távvezeték felhasítása, Szécsény alállomás bekötése T-ponttal. - 63 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


E.ON Tiszántúli Áramhálózati Zrt. o -

4.1.3.

Alternatív fejlesztési lehetőségek

A győri táppont transzformátorkapacitás-bővítésének alternatívája

A MAVIR győri alállomásának harmadik 400/132 kV-os transzformátorral történő bővítése tervezett beruházásként először a 2011. évi Hálózatfejlesztési Tervben jelent meg. A térségi fogyasztói igények prognosztizált növekedése, valamint az akkor még 2016-os üzembekerülési dátummal tervezett Gönyű-Gabčíkovo (SK) új kétrendszerű 400 kV-os határkeresztező távvezetéken beérkező többletteljesítmény várható hatása miatt a 2016. év végéig történő létesítés indokoltnak tűnt. A 2013. évi Hálózatfejlesztési Tervben az üzembekerülés tervezett éve 2018-ra módosult, figyelembe véve, hogy a határkeresztező beruházás is 2018-ra tolódott a közösségi tízéves hálózatfejlesztési terv (TYNDP) akkor készülő 2014-es kiadásában. A 2014. évi Hálózatfejlesztési Terv céljára készített részletes, több forrásoldali szcenáriót is figyelembe vevő számítások kimutatták, hogy a tervezett 2018-as időpontig a táppontbővítést sem a térségi fogyasztói igények prognosztizált növekedése, sem a magyar-szlovák határmetszék tervezett bővítésének hatása nem indokolja. Emiatt döntés született a transzformátorkapacitás-bővítési beavatkozás metszékbővítéssel együtt

kezelésének megszüntetéséről

és egy 2024.

év végéig

esedékes

megvalósítás került a tervbe. Ezzel egyidejűleg a 2014. évi Hálózatfejlesztési Terv előirányozta az alternatív beavatkozások vizsgálatának szükségességét: „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.” A megfogalmazott műszaki nehézségek mellett további problémaként jelentkezett az a hatás is, hogy a győri táppont újabb 400/132 kV-os transzformátorral történő bővítése számottevően megnövelné a Győr OVIT – Győr ÉDÁSZ 132 kV-os

- 64 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


kétrendszerű távvezeték, valamint a Győr ÉDÁSZ -– Kisigmánd 132 kV-os kétrendszerű távvezetékív terhelődését. Alternatívaként az alábbi beavatkozások merültek fel: o

a győri alállomásban meglevő két 400/132 kV-os transzformátor nagyobb egységteljesítményűre történő cseréje,

o

hidegtartalékként üzemeltetett harmadik 400/132 kV-os transzformátor létesítése a győri alállomásban,

o

bontott 132 kV-os gyűjtősínes üzem kialakítása a győri alállomásban a 400/132 kV-os és a 220/126 kV-os transzformátorok egyenletesebb terhelődésének érdekében (transzformátorkapacitás-bővítés nélkül),

o

tehermentesítő hatású transzformátorkapacitás-bővítés más átviteli táppontban ill. új átviteli táppont létesítése.

A győri alállomásban meglevő két 400/132 kV-os transzformátor nagyobb egységteljesítményűre történő cseréje elvileg kivitelezhető oly módon (az új egységek

a

rövidzárási

feszültségének

célirányos

tervezésével),

hogy

a

beavatkozás ne okozzon hátrányos zárlati igénybevétel-növekedést és a 132 kV-os elosztóhálózat üzembiztonsági viszonyait se rontsa. Ezzel szemben problémaként jelentkezik, hogy -

igen költséges megoldás,

-

a befoglaló méretek (közúti és vasúti szállíthatóság) által szabott korlátok között csak kismértékű (20-25 %) teljesítménynövelés valósítható meg,

-

az

egyedi

egységteljesítményű

nagytranszformátorok

üzembiztonsági

tartalékolása (ÜBT) nem oldható meg gazdaságosan. A hidegtartalékként üzemelő harmadik transzformátor nem okoz hátrányos zárlati igénybevétel-növekedést és a 132 kV-os elosztóhálózat üzembiztonsági viszonyait sem rontja, viszont a győri alállomásban rendelkezésre álló hely szűkössége miatt teljes kapcsolási szabadságfokú (400 kV-on másfélmegszakítós mezősorba történő) csatlakoztatása nem lehetséges; a 400 kV-on megvalósítható, közvetlen gyűjtősínre csatlakozás a transzformátor üzemeltetését és védelmi rendszerének kialakítását jelentősen bonyolítja. - 65 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


A bontott 132 kV-os gyűjtősínes üzem kialakítása szintén nem okoz hátrányos zárlati igénybevétel-növekedést, viszont ez esetben az alábbi problémák jelentkeznek: -

a 400/132 kV-os és a 220/126 kV-os transzformátorok közötti optimális terhelődés-átrendezéshez a sínbontó mező beépítésén túlmenően számos mezőléptetésre és vezetékkeresztezésre lenne szükség,

-

normáltól eltérő (pl. feszültségmentesítéssel gyengített) hálózati üzemállapotban az osztrák forrású importban érintettebb 220/126 kV-os transzformátorok könnyen az importkapacitást korlátozó elemmé válhatnak,

-

a sínbontással elérhető tehermentesítő hatás csak időleges; hosszú távon ismét jelentkezik a transzformátorkapacitás-bővítés szükségessége.

A győri alállomás 400/132 kV-os transzformátorainak tehermentesítése céljából szóba jöhető, bővíthető transzformátorkapacitású átviteli táppont a térségben nincs. Új táppont létesítésére Győrtől keletre Kisigmánd vagy Bánhida/Oroszlány térsége, Győrtől nyugatra Csorna vagy Kimle térsége jöhet szóba. Az Oroszlány térségében történő 400/132

kV-os táppontlétesítés megvalósíthatóságát

és a hálózati

viszonyokra gyakorolt hatását a korábbi évek hálózatfejlesztési terveiben már vizsgáltuk – az Almásfüzitői Erőmű csatlakoztatásával összefüggésben. Azonban a hálózatszámítási eredmények alapján ez a tápponti helyszín önmagában nem képes hosszú távra biztosítani a térségben az üzembiztonsági kritériumoknak való megfelelést. Az elosztóhálózati engedélyessel együttműködésben megvizsgáltuk a Csorna térségi és a Kimle térségi táppontlétesítés hatását is. Ez a két tápponti helyszín közel azonos műszaki hatású; mindkettő alkalmas arra, hogy hosszú távra megoldja a győri táppont tehermentesítését. Az elosztói engedélyes a nagyszámú és jelentős összteljesítményű szélparki csatlakozási igény figyelembevételével a Kimle térségi táppontot tartja előnyösebbnek, A vázolt alternatívák közül az új táppont létesítése a legköltségesebb beavatkozás, de cserébe előreláthatólag semmilyen megszorító kompromisszumot nem igényel a létesítés, a kapcsolástechnikai kialakítás, az üzemeltetés és az üzembiztonsági tartalékolás terén. Jelen tervben főváltozatként a Kimle térségi új táppont létesítését szerepeltetjük 2025 végéig történő megvalósítással.

- 66 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


Zugló térségének átviteli hálózati alátámasztása 2025 után

A 2014. évi Hálózatfejlesztési Terv céljára készített részletes, több forrásoldali szcenáriót

is

figyelembe

vevő

számítások

kimutatták,

hogy

hosszú

távú

előretekintésben a Budapest környéki 220 kV-os hálózatra betáplált erőművi teljesítmény hiánya esetén a zuglói 220/132 kV-os tápponton letranszformálódó teljesítmény oly mértékben lecsökken, hogy jelentős üzemzavari túlterhelődések léphetnek fel a kerepesi 400/132 kV-os táppontból nyugati irányba kiszállító 132 kVos elosztóhálózati távvezetéken. Középtávon a probléma kezelésére alkalmas a kerepesi alállomásban 2023-ig megvalósítani tervezett bővítés (400/220 kV-os transzformátor létesítésével, az Ócsa – Zugló 220 kV-os távvezeték felhasításával és beforgatásával, valamint az így létrejövő Kerepes – Zugló 220 kV-os távvezeték kétrendszerűre történő átépítésével). Azonban a Mátrai Erőmű 220 kV-ra tápláló blokkjai pótlás nélküli leállásának lehetőségével is számolva, 2025 után a zuglói táppont teljesítményhiányossága ismét jelentkezik. A távlati problémát az elosztói engedélyes már évekkel ezelőtt jelezte; ELMŰ egy Fót – Mátyásföld 132 kV-os kábelösszeköttetés elvi szükségességét vetette fel terveiben,

konkrét

létesítési

céldátum

megjelölése

nélkül.

A

2014.

évi

Hálózatfejlesztési Terv 2030-as sarokévi modelljeiben szerepeltettük a Fót – Mátyásföld 132 kV-os kábelt, és a számítások igazolták annak előnyös hatását a térség üzembiztonságára. Jelen terv készítésekor azt az elvet követtük, hogy a 2030-as sarokévre nem veszünk figyelembe elosztóhálózati fejlesztést, helyette azokat az alternatív átviteli hálózati beavatkozásokat vizsgáljuk meg, amelyekkel a zuglói táppont teljesítményhiányossága hatékonyan csökkenthető. Alternatívaként az alábbi beavatkozások merültek fel: o

negyedik 220/126 kV-os transzformátor beépítése a zuglói alállomásba,

o

második 400/220 kV-os transzformátor beépítése a kerepesi alállomásba,

o

a Göd – Zugló 220 kV-os távvezeték áttérítése 132 kV-ra (Gödön transzformátorcserével).

- 67 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


A fenti három alternatív beavatkozás mindegyikének van értékelhető pozitív hatása (azaz növelik a Zugló alállomásból a 132 kV-os elosztóhálózatba kiadott teljesítményt). A legkisebb pozitív hatása a negyedik 220/126 kV-os transzformátor beépítésének van; ennek a változatnak az is a hátránya, hogy az újabb transzformátor elhelyezésére az alállomás jelenlegi területe nem elegendő, a terület bővítésére lenne szükség. Második 400/220 kV-os transzformátornak a Kerepes alállomásba történő beépítése némileg nagyobb pozitív hatással rendelkezik, mint a zuglói 220/126 kV-os transzformátor-bővítés, továbbá kis mértékben a térség többi 220/132 kV-os táppontjának (Albertfalva, Dunamenti, Ócsa) a hatékonyságát is javítja. Hátránya, hogy ez a legköltségesebb beavatkozás. A Göd – Zugló 220 kV-os távvezeték 132 kV-ra történő áttérítése eredményezi a legnagyobb pozitív hatást a vizsgált probléma szempontjából. A Pomáz/Budakalász térségi 400/132 kV-os táppont 2025-re tervezett üzembekerülését követően Zugló→Göd irányú kisegítésre már nem lesz szükség, a vezeték teljes egészében a Göd→Zugló irányú szállítás céljára használható fel. A gödi IV. sz. transzformátort egy 400/132 kV-os transzformátorra kell kicserélni, amelynek 132 kV-os oldalához blokk-kapcsolásban csatlakozna a Göd – Zugló távvezeték.57 Az alternatívák alaposabb elemzése révén megállapítható, hogy nagy távlatban (2030 után) várhatólag mind a második kerepesi 400/220 kV-os transzformátor beépítésére, mind a Göd – Zugló 132 kV-os távvezetéki összeköttetés kialakítására szükség lesz, amennyiben az erőműhiányos forrásoldali prognózis realizálódik. Első lépcsőben, 2025 utáni megvalósításra a műszakilag és költségszempontból is némileg hatékonyabb Göd – Zugló 132 kV-os távvezetéki összeköttetés kialakítását tartjuk célszerűbbnek. Jelen tervben főváltozatként ezt a beavatkozást szerepeltetjük 2026 végéig történő megvalósítással.

57

A 132 kV-on üzemeltetett távvezeték terhelhetősége nem éri el a 400/132 kV-os transzformátor névleges teljesítményét, de a terhelődése az összes vizsgált üzemzavari szituációban biztonsággal a határérték alatt marad. - 68 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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 vonatkozó jogszabályokban és 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 2015. évi terv U/Q alapelv céljainak való megfelelésre ellenőrző vizsgálatokat végeztünk. Főbb megállapítások: - 69 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


o Az optimista forrásoldalú erőművi beruházások esetében a nagy terhelésfelfutású változatokban is elegendő erőművi meddőtermelési kapacitástartalék áll rendelkezésre. o

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

o A 2020-as, 2025-ös és 2030-as sarokévek modelljein elvégzett számítások során csupán operatív beavatkozással megszüntethető feszültségtartási problémák jelentkeztek

a

magyar

hálózaton

a

jelenleg

is

rendelkezésre

álló

középfeszültségű kondenzátortelepek igénybevétele esetén.

Részletes megállapítások: o A 2018-ra vonatkozó, 2020-as 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 szükséges a 750 kV-os távvezeték Albertirsa – Józsa szakaszának áttérítése 400 kV-ra és beforgatása Józsa alállomásba, vagy az átviteli hálózatnak erőművi alátámasztást kell adni Sajószöged térségében. Az átmeneti

időszakban

segítséget

nyújthat

északkelet-magyarországi

középfeszültségű kondenzátortelepek létesítése a koncentrált nagyfogyasztókat kiszolgáló alállomásokban. Költséghatékonysági szempontból megfontolásra javasoljuk

az

északkelet-magyarországi

régióban

középfeszültségű

kondenzátortelepek telepítését az erőműhiányos szcenárió megvalósulása esetében. o A

2020-as

sarokévben

megjelenő

elosztóhálózati

határértéksértések

a

középfeszültségű kondenzátortelepek rendelkezésre nem állása esetén nem minden esetben voltak megszüntethetők operatív beavatkozásokkal. o 2025-ös sarokévek modelljeit vizsgálva az elosztóhálózati határértékek a kondenzátortelepek rendelkezésre nem állása esetén sem sérültek. - 70 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


o 2030-as sarokévben a kelet-magyarországi hálózaton alacsony, de szabványos feszültségértékek

várhatóak

erőműhiányos

forrásoldali

üzemállapotok

alapelvben

megfogalmazott

megvalósulása esetében is.

Általánosságban

megállapítható,

hogy

az

U/Q

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-

és meddőteljesítmény szabályozás,

az ideális

feszültségprofil kialakítása, a hálózati veszteség minimalizálása üzemelőkészítői, illetve a SPECTRUM rendszer valós idejű U/Q szabályozási lehetőségeit kihasználva, összehangolt átviteli rendszeriányítói és elosztóhálózati engedélyesi diszpécseri feladat.

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 háromfázisú (3F) és egyfázis-föld (FN) zárlati áramok szubtranziens értékei kerültek meghatározásra58. 58

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. - 71 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


A számítások alapján összességében megállapítható, hogy az irányelvként meghatározott maximálisan megengedett zárlati szintek rövid és középtávra előre tekintve mind az átviteli59, 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 az előző tervek értékeihez. A legfrissebb osztrák és szlovák adatszolgáltatás figyelembevételével a 3F zárlati 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 1 blokkal történő létesítése60 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 kA61), néhány esetben van szükség nagyobb zárlati szilárdságú készülékek beépítésére: o A tervezett Paks térségi új alállomásban van szükség 40 kA-nél nagyobb62 zárlati szilárdságú készülékek beépítésére,

A horvát és az ukrán hálózatot leképező mögöttes impedancia értékek bizonytalansága miatt a zárlati áramok módosulhatnak. 59

Az Irányelvben az átviteli hálózati alállomások 132 kV-os oldalára javasolandó (31,5 kA helyett) a 40 kA-es zárlati szilárdság előírása. 60 A második blokk üzembejövetele várhatóan mintegy 1 kA további növekedést okoz Győr és Gönyű alállomásokban. 61 132 kV-os hálózatra csatlakozó erőművi és átviteli hálózati állomásokra érvényes Irányelv szerinti érték. Átviteli hálózati állomások esetén javasolandó a 40 kA-es zárlati szilárdság előírása. 62 A Paks térségi új alállomás az előző tervhez képest eltérő adatokkal lett figyelembe véve. Az új alállomás zárlati árama 3F/FN: 45,6/50,8 kA, míg a meglevő Paks alállomásban a zárlati áram 3F/FN: 44,9/49,7 kA körül várható az új második paksi blokk üzembekerülése után. - 72 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


o Ócsa

gyűjtősínesítését

és

a

tervezett Kerepes,

Szigetcsép,

Pomáz

alállomások 132 kV-os oldalának63 zárlati szilárdságát 40 kA-re kell kiépíteni.



A Hálózati Engedélyesek 2025-ig adták meg fejlesztési elképzeléseiket. A 2030as hálózati modellben a 2025-re tervezett elosztóhálózat került leképzésre, ezért a 132 kV-os feszültségszint vizsgálata nem releváns. Azonban a tervezett hálózatfejlesztések következtében a 3F/FN zárlati áramok növekedése fokozódik, a 2030-as sarokév zárlati áramértékeit a tervezett rekonstrukcióknál, új létesítéseknél kell/célszerű figyelembe venni.



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

Emiatt, valamint a jövőbeli bővítési lehetőségeket szem előtt tartva a Paks térségi új alállomást 60 kA zárlati szilárdságúra kell megépíteni. Az esetleges bővítéseket úgy kell megvalósítani, hogy a meglevő Paks alállomásban a zárlati áram 50 kA alatt maradjon. A számítások az új paksi blokktranszformátorokhoz telepítendő csillagponti fojtók figyelembe vétele nélkül történtek. Az új paksi blokktranszformátorokhoz telepített 12 Ohmos csillagponti fojtókkal az FN zárlati áram értékét Paks új alállomásban mintegy 45,5 kA-re, míg a régi Paks alállomásban 46,7 kA-re lehet csökkenteni. 16 Ohmos csillagponti fojtókkal az FN zárlati áram értéke Paks új alállomásban mintegy 44,9 kA-re, míg a régi Paks alállomásban 46,3 kA-re csökkenthető. A horvát hálózatot leképező mögöttes impedancia értékek bizonytalansága miatt a zárlati áramok módosulhatnak. 63 A számításoknál a 400/128 kV-os transzformátorokhoz telepített 12 Ohmos csillagponti fojtók hatása figyelembe van véve. - 73 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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.

A számításokról bővebb információk a III. számú Mellékletben találhatók.

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

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 szempontból, a stabil működés feltételrendszerének kialakítása szempontjából vizsgálják. - 74 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


A stabilitás kérdését lehet vizsgálni helyileg, vagy globálisan, a hálózat egészére vonatkozóan. A Hálózatfejlesztési Terv célkitűzéseinek leginkább egy globális, a részleteket mellőző elemzés felel meg, mely képes áthidalni a tervkészítés természetéből fakadó bizonytalanságokat. Jelen esetben a 2020-as, 2025-ös és a 2030-as sarokévek tranziens stabilitási viszonyai kerültek országos szinten meghatározásra, összehasonlításra. Az összevetés a kritikus zárlathárítási idők alapján történt. A kritikus zárlathárítási idő a hálózat egy megadott csomópontjára számolható nemzetközileg is elfogadott mutató, melyet a tranziens stabilitás erősségének mérésére használnak. 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 Szabályzat „Irányelv a 120 kV-os és nagyobb feszültségű hálózatok fejlesztésének tervezésére” című mellékletének 6.4.1. pontjában találhatók.

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 kikapcsolt – 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.

- 75 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


Az Üzemi Szabályzat fentebb említett Irányelvének 5/VI. pontja előírja, hogy atomerőműben termelt teljesítmény kétszeres hiányállapotban is elszállítható kell, hogy legyen. A 2025-ös sarokév optimista forrásoldalú és a 2030-as sarokév erőműhiányos forrásoldalú modelljei már tartalmazzák a Paksi Atomerőmű bővítésével üzembe kerülő első új blokkot, a 2030-as sarokév optimista forrásoldalú modelljei pedig már mindkét új blokkot. Ezért a fenti követelmény ellenőrzésére az újonnan létesülő Paks térségi alállomás (a számítási eredményeket feltüntető táblázatokban: „Paks Új”) 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 (Irányelv). Mivel nehezen lenne elfogadható egy olyan hálózatfejlesztési koncepció, mely a tranziens stabilitási mutatók romlását eredményezné, vizsgálat tárgya volt a kritikus zárlathárítási idők alakulásának trendje is. A 2020-ra, 2025-re és 2030-ra számolt mértékadó kritikus zárlathárítási idők erőművenként lettek összehasonlítva, és elvárás volt, hogy az idő előrehaladtával javuljanak, vagy legalábbis a 2020-ra számított értékekhez képest ne romoljanak jelentősen. Ezen kívül az értékelés során a kapott értékek összevetésre kerültek a 2014-es Hálózatfejlesztési Terv számításai során 2019-re és 2024-re számított kritikus zárlathárítási időkkel is, azonban figyelembe kell venni, hogy esetenként az erőművi üzemállapotok jelentősen eltérhetnek, valamint hogy a Paksi Atomerőmű bővítésével belépő új blokkok modellezése a tavalyi Tervhez képest frissebb adatok figyelembevételével történt. A Paksi Atomerőmű új blokkjára, karbantartásokkal gyengített hálózati állapotokra számított kritikus zárlathárítási idők külön táblázatban kerültek megadásra, és az eredmények csak abszolút szempontból lettek értékelve.

Az 2-7. táblázatok a vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2020ra, 2025-re és 2030-ra számított értékeit mutatják, a Terv optimista és erőműhiányos forrásoldalú modellváltozataira. - 76 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


Bontott vezeték hibahelyhez közeli végpontja

Bontott vezeték túloldali végpontja

2020 nyár, magas terhelésfelfutás

2020 nyár, alacsony terhelésfelfutás

2020 tél, magas terhelésfelfutás

2020 tél, alacsony terhelésfelfutás

DUNAMENTI 220 kV

ALBFERFALVA 220 kV

0.33

0.33

0.33

0.32

DUNAMENTI 220 kV

DUNAÚJVÁROS 220 kV

0.33

0.33

0.33

0.32

DUNAMENTI 220 kV

MARTONVÁSÁR 220 kV

0.32

0.32

0.32

0.32

DUNAMENTI 220 kV

ÓCSA 220 kV

0.33

0.33

0.33

0.32

GÖNYŰ 400 kV

GYŐR 400 kV

0.35

0.34

0.35

0.32

GÖNYŰ 400 kV

OROSZLÁNY 400 kV

0.35

0.34

0.35

0.32

GÖNYŰ 400 kV

GABCIKOVO 400 kV I.

0.35

0.34

0.34

0.32

GÖNYŰ 400 kV

GABCIKOVO 400 kV II.

0.35

0.34

0.34

0.32

DETK 220 kV

SAJÓSZÖGED 220 kV I.

0.24

0.24

0.24

0.24

DETK 220 kV

SAJÓSZÖGED 220 kV II.

0.24

0.24

0.24

0.24

DETK 220 kV

SZOLNOK 220 kV

0.25

0.24

0.24

0.24

DETK 220 kV

ZUGLÓ 220 kV I.

0.24

0.24

0.24

0.24

DETK 220 kV

ZUGLÓ 220 kV II.

0.24

0.24

0.24

0.24

PAKS 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.25

0.25

0.24

0.24

PAKS 400 kV

LITÉR 400 kV

0.25

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

0.24

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

0.40

0.38

0.39

0.37

SAJÓSZÖGED 400 kV

GÖD 400 kV

0.40

0.38

0.39

0.37

SAJÓSZÖGED 400 kV

DEBR. JÓZSA 400 kV

0.40

0.38

0.39

0.37

SAJÓSZÖGED 400 kV

KISVÁRDA 400 kV

0.40

0.38

0.38

0.37

ALBERTFALVA 220 kV

DUNAMENTI 220 kV

0.34

0.34

0.35

0.33

SÁNDORFALVA 400 kV

BÉKÉSCSABA 400 kV

0.27

0.26

0.28

0.27

SÁNDORFALVA 400 kV

PAKS 400 kV

0.26

0.25

0.27

0.26

SÁNDORFALVA 400 kV

ARAD 400 kV

0.27

0.26

0.28

0.27

SÁNDORFALVA 400 kV

SUBOTICA 400 kV

0.28

0.27

0.29

0.27

OROSZLÁNY 400 kV

BICSKE DÉL 400 kV

0.42

0.41

0.41

0.40

OROSZLÁNY 400 kV

GÖNYŰ 400 kV

0.41

0.41

0.41

0.40

OROSZLÁNY 400 kV

GYŐR 400 kV

0.41

0.41

0.41

0.40

OROSZLÁNY 400 kV


0.42

0.41

0.41

0.40

2. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2020-ra számított értékei, optimista forrásoldalú eset

- 77 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30








DETK 220 kV


0.25

0.25

0.25

0.25

DETK 220 kV


0.25

0.25

0.25

0.25

DETK 220 kV

SZOLNOK 220 kV

0.25

0.25

0.25

0.25

DETK 220 kV

ZUGLÓ 220 kV I.

0.25

0.25

0.25

0.25

DETK 220 kV

ZUGLÓ 220 kV II.

0.25

0.25

0.25

0.25

PAKS 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.27

0.26

0.25

0.24

PAKS 400 kV

LITÉR 400 kV

0.26

0.26

0.25

0.25

PAKS 400 kV

PÉCS 400 kV

0.27

0.27

0.25

0.25

PAKS 400 kV

SÁNDORFALVA 400 kV

0.27

0.27

0.25

0.25

PAKS 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.27

0.27

0.25

0.25

3. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2020-ra számított értékei, erőműhiányos forrásoldalú változat

- 78 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30








DUNAMENTI 220 kV

ALBFERFALVA 220 kV

0.36

0.35

0.34

0.34

DUNAMENTI 220 kV


0.36

0.35

0.34

0.34

DUNAMENTI 220 kV


0.35

0.35

0.34

0.34

DUNAMENTI 220 kV

ÓCSA 220 kV

0.36

0.35

0.34

0.34

GÖNYŰ 400 kV

GYŐR 400 kV

0.39

0.39

0.39

0.39

GÖNYŰ 400 kV

OROSZLÁNY 400 kV

0.39

0.39

0.39

0.39

GÖNYŰ 400 kV

GABCIKOVO 400 kV I.

0.39

0.39

0.39

0.39

GÖNYŰ 400 kV


0.38

0.39

0.39

0.39

DETK 220 kV


0.31

0.29

0.30

0.29

DETK 220 kV


0.31

0.29

0.30

0.29

DETK 220 kV

SZOLNOK 220 kV

0.31

0.30

0.30

0.30

DETK 220 kV

ZUGLÓ 220 kV I.

0.31

0.30

0.30

0.29

DETK 220 kV

ZUGLÓ 220 kV II.

0.31

0.30

0.30

0.29

PAKS 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV

0.26

0.26

0.25

0.24

PAKS 400 kV

PAKS ÚJ 400 kV I.

0.27

0.26

0.26

0.25

PAKS 400 kV

PAKS ÚJ 400 kV II.

0.27

0.26

0.26

0.25

PAKS 400 kV

PÉCS 400 kV

0.26

0.26

0.25

0.25

PAKS 400 kV

SÁNDORFALVA 400 kV

0.26

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV

0.26

0.26

0.25

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.26

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.26

0.25

0.25

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.26

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.27

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.26

0.26

0.25

0.25

SAJÓSZÖGED 220 kV

DEBRECEN 220 kV

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 220 kV

DETK 220 kV I.

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 220 kV

DETK 220 kV II.

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 220 kV

KISVÁRDA 220 kV

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 220 kV

SZOLNOK 220 kV

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 220 kV

TISZALÖK 220 kV

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 400 kV

FELSŐZSOLCA 400 kV

0.41

0.40

0.41

0.39

SAJÓSZÖGED 400 kV

GÖD 400 kV

0.41

0.40

0.41

0.39

SAJÓSZÖGED 400 kV

DEBR. JÓZSA 400 kV

0.41

0.40

0.41

0.39

SAJÓSZÖGED 400 kV

NYÍREGYHÁZA 400 kV

0.41

0.40

0.41

0.39

ALBERTFALVA 220 kV

DUNAMENTI 220 kV

0.38

0.37

0.38

0.38

SÁNDORFALVA 400 kV

BÉKÉSCSABA 400 kV

0.30

0.30

0.30

0.29

SÁNDORFALVA 400 kV

PAKS 400 kV

0.29

0.29

0.29

0.28

SÁNDORFALVA 400 kV

ARAD 400 kV

0.30

0.30

0.30

0.29

SÁNDORFALVA 400 kV

SUBOTICA 400 kV

0.31

0.31

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

OROSZLÁNY 400 kV


0.44

0.44

0.44

0.43

4. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2025-re számított értékei, optimista forrásoldalú eset

- 79 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30








DETK 220 kV


0.30

0.30

0.30

0.28

DETK 220 kV


0.30

0.30

0.30

0.28

DETK 220 kV

SZOLNOK 220 kV

0.30

0.30

0.30

0.28

DETK 220 kV

ZUGLÓ 220 kV I.

0.30

0.30

0.30

0.28

DETK 220 kV

ZUGLÓ 220 kV II.

0.30

0.30

0.30

0.28

PAKS 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.28

0.28

0.27

0.26

PAKS 400 kV

LITÉR 400 kV

0.29

0.28

0.27

0.27

PAKS 400 kV

PÉCS 400 kV

0.29

0.28

0.27

0.27

PAKS 400 kV

SÁNDORFALVA 400 kV

0.29

0.28

0.27

0.26

PAKS 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.28

0.28

0.27

0.26

5. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2025-re számított értékei, erőműhiányos forrásoldalú változat

- 80 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30








DUNAMENTI 220 kV

ALBFERFALVA 220 kV

0.37

0.36

0.34

0.34

DUNAMENTI 220 kV


0.37

0.36

0.34

0.35

DUNAMENTI 220 kV


0.36

0.35

0.34

0.34

DUNAMENTI 220 kV

ÓCSA 220 kV

0.37

0.36

0.34

0.34

GÖNYŰ 400 kV

GYŐR 400 kV

0.36

0.38

0.36

0.35

GÖNYŰ 400 kV

OROSZLÁNY 400 kV

0.36

0.38

0.36

0.35

GÖNYŰ 400 kV

GABCIKOVO 400 kV I.

0.36

0.38

0.36

0.35

GÖNYŰ 400 kV


0.36

0.38

0.36

0.35

PAKS 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV

0.25

0.24

0.23

0.23

PAKS 400 kV

PAKS ÚJ 400 kV I.

0.26

0.25

0.24

0.24

PAKS 400 kV

PAKS ÚJ 400 kV II.

0.26

0.25

0.24

0.24

PAKS 400 kV

PÉCS 400 kV

0.25

0.24

0.24

0.23

PAKS 400 kV

SÁNDORFALVA 400 kV

0.24

0.23

0.23

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV

0.25

0.23

0.23

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.24

0.23

0.23

0.22

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.24

0.23

0.23

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.25

0.24

0.24

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.25

0.24

0.24

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.25

0.24

0.23

0.23

SAJÓSZÖGED 220 kV

DEBRECEN 220 kV

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 220 kV

DETK 220 kV I.

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 220 kV

DETK 220 kV II.

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 220 kV

KISVÁRDA 220 kV

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 220 kV

SZOLNOK 220 kV

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 220 kV

TISZALÖK 220 kV

>0.50

>0.50

>0.50

>0.50

SAJÓSZÖGED 400 kV

FELSŐZSOLCA 400 kV

0.39

0.40

0.40

0.38

SAJÓSZÖGED 400 kV

GÖD 400 kV

0.38

0.39

0.40

0.37

SAJÓSZÖGED 400 kV

DEBR. JÓZSA 400 kV

0.38

0.39

0.40

0.38

SAJÓSZÖGED 400 kV

NYÍREGYHÁZA 400 kV

0.39

0.40

0.40

0.38

ALBERTFALVA 220 kV

DUNAMENTI 220 kV

0.38

0.38

0.38

0.38

SÁNDORFALVA 400 kV

BÉKÉSCSABA 400 kV

0.31

0.29

0.29

0.29

SÁNDORFALVA 400 kV

PAKS 400 kV

0.30

0.28

0.28

0.28

SÁNDORFALVA 400 kV

ARAD 400 kV

0.31

0.29

0.29

0.29

SÁNDORFALVA 400 kV

SUBOTICA 400 kV

0.33

0.30

0.30

0.30

OROSZLÁNY 400 kV

BICSKE DÉL 400 kV

0.45

0.44

0.45

0.44

OROSZLÁNY 400 kV

GÖNYŰ 400 kV

0.45

0.44

0.45

0.44

OROSZLÁNY 400 kV

GYŐR 400 kV

0.45

0.44

0.45

0.44

OROSZLÁNY 400 kV


0.45

0.44

0.45

0.44

6. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2030-ra számított értékei, optimista forrásoldalú eset

- 81 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30








PAKS 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV

0.27

0.26

0.25

0.24

PAKS 400 kV

PAKS ÚJ 400 kV I.

0.27

0.26

0.25

0.25

PAKS 400 kV

PAKS ÚJ 400 kV II.

0.27

0.26

0.25

0.25

PAKS 400 kV

PÉCS 400 kV

0.27

0.26

0.25

0.24

PAKS 400 kV

SÁNDORFALVA 400 kV

0.26

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

ALBERTIRSA 400 kV

0.27

0.26

0.25

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.27

0.26

0.25

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.27

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.28

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.28

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.27

0.26

0.25

0.25

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

Összességében elmondható, hogy a 2020-ig, 2025-ig, illetve 2030-ig tervezett hálózatfejlesztések, valamint az újonnan csatlakozó erőművek nem veszélyeztetik a villamosenergia-rendszer tranziens stabilitását. A 2020-as és 2025-ös optimista forrásoldalú modellre kapott eredmények között – azokra az erőművi csomópontokra nézve, amelyek mindhárom sarokév modelljeiben szerepelnek – nincs jelentős eltérés. A kritikus zárlathárítási idők minden esetben jóval az Üzemi Szabályzat áltat előírt 160 ms felett vannak. A legalacsonyabb értékek a Paksi Atomerőműnél figyelhetők meg, ahol az új blokkok belépése (2025re egy, 2030-ra két új blokk) kismértékben csökkenti a kritikus zárlathárítási időket, de még a legalacsonyabb érték (220 ms) is bőven az előírt 160 ms felett van.64 Az erőműhiányos változatoknál is megfigyelhető ugyanez a tendencia, de ezekben az esetekben mindig magasabb értékek adódtak, mint az optimista forrásoldalú modelleken. A 2014-es Hálózatfejlesztési Tervben 2019-re, 2024-re és 2030-ra számított kritikus zárlathárítási időkkel – ahol lehetséges volt – a megfelelő eseteket összevetve nem tapasztalhatók jelentős eltérések, de 2030-ra jelen Tervben némileg magasabb kritikus zárlathárítási idők adódtak.

64

A vizsgált modellekben az erőművek az állandósult állapotbeli számítások során beállítottakkal azonos meddőteljesítmény-munkapontokban üzemeltek. - 82 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


A Paksi Atomerőmű új blokkjaira, karbantartások figyelembevételével kapott kritikus zárlathárítási idők között 210 ms a legkisebb érték (lásd 8-10. táblázatok), ami több karbantartás/zárlatos vezeték kombináció esetében is előfordult, a 2030-as optimista forrásoldalú modelleken. Ennek oka, hogy ebben a változatban már mindkét új blokk szerepel. Az elvártaknak megfelelően az eredményekből látható, hogy az egy új blokkot tartalmazó változatokra (2025-ös optimista és 2030-as erőműhiányos forrásoldalú modellek) kedvezőbb eredmények adódtak.

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.

- 83 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30








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

PERKÁTA 400 kV

0.25

0.25

0.24

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.25

0.25

0.24

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.26

0.26

0.25

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.26

0.26

0.25

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.26

0.25

0.25

0.25

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

ALBERTIRSA 400 kV

0.25

0.24

0.23

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.24

0.24

0.23

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.25

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.25

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.25

0.25

0.24

0.24

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

ALBERTIRSA 400 kV

0.25

0.25

0.24

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.25

0.25

0.24

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.26

0.26

0.25

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.26

0.26

0.25

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.25

0.25

0.25

0.24

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

ALBERTIRSA 400 kV

0.26

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.26

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.26

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.28

0.27

0.28

0.27

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.27

0.26

0.26

0.26

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

ALBERTIRSA 400 kV

0.27

0.26

0.26

0.26

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.26

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.26

0.26

0.26

0.26

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.28

0.27

0.28

0.27

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.27

0.27

0.26

0.26

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

ALBERTIRSA 400 kV

0.26

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.25

0.25

0.24

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.25

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.26

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.26

0.26

0.26

0.25

8. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjára számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2025, optimista forrásoldalú változat

- 84 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30









PERKÁTA 400 kV

0.23

0.22

0.22

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.24

0.23

0.22

0.22

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.25

0.24

0.23

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.25

0.24

0.23

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.24

0.23

0.23

0.22


ALBERTIRSA 400 kV

0.23

0.22

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.23

0.22

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.24

0.23

0.22

0.22

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.24

0.23

0.22

0.22

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.23

0.22

0.22

0.21


ALBERTIRSA 400 kV

0.24

0.23

0.22

0.22

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.23

0.22

0.21

0.21

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.25

0.23

0.23

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.25

0.23

0.23

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.24

0.23

0.22

0.22


ALBERTIRSA 400 kV

0.25

0.24

0.24

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.25

0.24

0.23

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.25

0.24

0.24

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.26

0.24

0.24

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.25

0.24

0.24

0.24


ALBERTIRSA 400 kV

0.25

0.24

0.24

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.25

0.24

0.24

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.25

0.24

0.24

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.26

0.24

0.24

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.26

0.24

0.24

0.24


ALBERTIRSA 400 kV

0.24

0.23

0.23

0.22

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.24

0.23

0.22

0.22

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.24

0.23

0.22

0.22

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.25

0.24

0.24

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.25

0.24

0.24

0.23

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

- 85 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30









PERKÁTA 400 kV

0.27

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.26

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.27

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.27

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.27

0.25

0.25

0.24


ALBERTIRSA 400 kV

0.26

0.25

0.24

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.26

0.24

0.23

0.23

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.27

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.27

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.26

0.25

0.24

0.23


ALBERTIRSA 400 kV

0.26

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.26

0.25

0.24

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.27

0.26

0.25

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.27

0.26

0.25

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.26

0.25

0.25

0.24


ALBERTIRSA 400 kV

0.28

0.27

0.26

0.26

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.28

0.26

0.26

0.26

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.28

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.29

0.27

0.27

0.26

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.28

0.26

0.26

0.26


ALBERTIRSA 400 kV

0.28

0.27

0.27

0.26

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.28

0.27

0.27

0.26

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.28

0.26

0.26

0.26

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.29

0.27

0.27

0.27

PAKS ÚJ 400 kV

TOPONÁR 400 kV

0.28

0.27

0.27

0.26


ALBERTIRSA 400 kV

0.27

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PERKÁTA 400 kV

0.27

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

LITÉR 400 kV

0.26

0.25

0.25

0.24

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV I.

0.27

0.26

0.26

0.25

PAKS ÚJ 400 kV

PAKS 400 kV II.

0.27

0.26

0.26

0.25

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

A számításokról bővebb információk a IV. számú Mellékletben találhatók.

- 86 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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 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. A bilaterális NTC65 értékek meghatározásának módszertana jól ismert, kiforrott, hátránya viszont, hogy a nagy hurkoltsági fokú rendszerekben a formalizált gépi számítás a kapacitásokat túlbecsli, különösen a kevés vezetékből álló metszékeken. A metszékek egymásra hatása miatt a metszékenként külön-külön meghatározott kapacitások egyidejűleg nem vehetők igénybe. Azért, hogy valamennyire korlátozzuk a túlbecslést, műszaki megfontolások alapján célszerű maximalizálni a számított bilaterális NTC-t, például az alábbiak szerint: Legyen a limitálás alapja az, hogy egy metszék hány 400 kV-os (vagy annál nagyobb feszültségű) határkeresztező távvezetékből áll. Mivel egy 400 kV-os távvezetéken 2000 A-es terhelhetőséget feltételezve a névleges feszültségen 1385 65

NTC: Net Transfer Capacity - 87 -

MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


MVA teljesítmény áramolhat, tekintsük az egyvezetékes metszék elméleti maximum kapacitását Cmax= 1300 MW-nak. Többvezetékes metszékek esetén a további vezetékek kapacitását csökkentett értékkel vegyük figyelembe, az i-edik vezeték értékét egy 1/sqrt(i) szorzótényezővel. A fentiek alapján a metszékek elméleti szállítási kapacitásának maximuma (Cmax) az alábbiak szerint alakul: 

1 vezetékes: 1300 MW



2 vezetékes: 2200 MW (2219 MW)















7 vezetékes 5200 MW (5223 MW)



…

Amennyiben a táblázatban kiszámolt NTC érték meghaladja a Cmax értékét, akkor a Cmax oszlopban szereplő számot kell figyelembe venni.

- 88 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


SK>HU

Év

HU>SK

Cmax

2020 4200 2025 4200 2030 5200

NYÁR NYÁR ALACSONY ALACSONY+

4300 4250 3700

3700 3700 3700

NYÁR MAGAS

4100 4100 1850

NYÁR MAGAS+

3450 3750 3450

TÉL TÉL ALACSONY ALACSONY+

4750 4100 3300

3600 4050 3700

TÉL MAGAS

4400 4150 3550

3500 3900 3650

UA>HU

Év


1500 1450 650

1300 900 1000

NYÁR MAGAS

1550 1400 750

NYÁR MAGAS+

1250 850 1200


1650 1750 800

1350 1000 900

TÉL MAGAS

1650 1650 800

1350 900 850


3900 4100 2450

3000 1650 3200

NYÁR MAGAS

4050 4050 2850

NYÁR MAGAS+

2850 1350 3550


4750 4750 2800

3350 2150 2350

TÉL MAGAS

4650 4800 3050

3200 1650 2200


5300 5700 4100

3550 1600 3850

NYÁR MAGAS

5250 5750 4750

NYÁR MAGAS+

3000 1100 4200


5000 5550 5050

4350 2450 3300

TÉL MAGAS

Cmax

Év

Cmax

2020 2200 2025 2200 2030 2900

5550 6450 5450

Év

TÉL MAGAS+

3850 1700 2900

HR>HU

1850 3900 1300

NYÁR MAGAS

4650 4600 6750

NYÁR MAGAS+

1900 3750 900


4750 3900 4600

2750 3300 1950

TÉL MAGAS

TÉL MAGAS+

4800 4100 4550

2500 3200 1500


150 1050 1350

0 900 950

NYÁR MAGAS

100 1050 1250

NYÁR MAGAS+

0 850 850


450 1150 1250

0 900 1000

TÉL MAGAS

TÉL MAGAS+

350 1150 1200

0 800 1050


3300 2900 3050

2600 3150 2600

NYÁR MAGAS

3150 2950 2050

NYÁR MAGAS+

2400 3550 2400


2350 1900 2650

2050 3500 2500

TÉL MAGAS

TÉL MAGAS+

2550 1900 2750

2000 3500 2400

Cmax

2020 1300 2025 1300 2030 1300


3450 2650 2800

3500 4200 3500

NYÁR MAGAS

3500 2500 2000

NYÁR MAGAS+

3350 4650 3350


3800 2450 2350

2850 4300 3350

TÉL MAGAS

TÉL MAGAS+

3250 1950 2450

2800 4400 3300

HU>HR

Cmax

2020 2900 2025 2900 2030 2900


5050 8450 9650

3000 2450 6150

NYÁR MAGAS

4150 6450 9450

NYÁR MAGAS+

2400 1550 4500


7600 8500 9750

3450 3750 6550

TÉL MAGAS

5850 8500 9850

Év

TÉL MAGAS+

2950 2500 6500

SI>HU

Cmax

2020 2900 2025 2900 2030 2900


4500 3400 3500

4850 4750 4550

NYÁR MAGAS

4600 3250 2550

NYÁR MAGAS+

4550 5200 4700


4650 3400 3350

4000 4900 4400

TÉL MAGAS

TÉL MAGAS+

3950 2650 3200

4050 5000 4400

HU>SI

Cmax

2020 1300 2025 1300 2030 1300


3650 6300 7650

3050 3100 4500

NYÁR MAGAS

3100 4650 6650

NYÁR MAGAS+

2600 2050 3150


5900 7400 7850

2650 4350 4850

TÉL MAGAS

4350 6300 7800

Év

TÉL MAGAS+

3000 3350 4500

AT>HU

Cmax

2020 1300 2025 1300 2030 1300


3950 3500 2550

5150 4600 4200

NYÁR MAGAS

4350 3700 2700

NYÁR MAGAS+

5000 4600 4100


3900 3100 3100

4650 4450 4100

TÉL MAGAS

TÉL MAGAS+

3800 2600 3150

4700 4550 4200

HU>AT

Cmax

2020 2200 2025 2200 2030 2200


2400 3300 4050

2550 2600 2100

NYÁR MAGAS

2100 2450 4450

NYÁR MAGAS+

2100 2600 1650


3350 3900 5150

2350 3000 2100

TÉL MAGAS

2700 3050 4800

Év

TÉL MAGAS+

2250 2700 1850

EU>HU

Év

4750 4550 5250

HU>RS

Cmax

2020 1300 2025 1300 2030 1300

Év

Év

2020 2200 2025 2200 2030 2200

TÉL MAGAS+

RS>HU

Év


HU>RO

Cmax

2020 2200 2025 2200 2030 2900

Év

2020 4200 2025 4200 2030 5200

TÉL MAGAS+

RO>HU

Év

Cmax

HU>UA

Cmax

2020 2200 2025 2200 2030 2200 Év

Év

TÉL MAGAS+

Cmax

2020 2200 2025 2200 2030 2200


5600 5400 3800

3050 5850 2150

NYÁR MAGAS

6000 6150 3350

NYÁR MAGAS+

3400 5550 2100


5450 4450 4300

4150 5650 2450

TÉL MAGAS

TÉL MAGAS+

6050 3800 4800

4200 5700 2250

HU>EU

Cmax

2020 8600 2025 8600 2030 9200


4750 5400 5800

6450 6400 7100

NYÁR MAGAS

4500 4300 4550

NYÁR MAGAS+

6150 6050 6750


5350 5100 6150

4300 6100 7300

TÉL MAGAS

4350 4550 5900

Év

TÉL MAGAS+

4500 6100 7400

Cmax

2020 8600 2025 8600 2030 9200


6100 6600 6150

1100 3700 0

NYÁR MAGAS

5450 6200 3900

NYÁR MAGAS+

1250 2800 0


5300 5650 6400

3200 4200 750

TÉL MAGAS

TÉL MAGAS+

5400 4950 5900

2850 3800 50

11. táblázat66 Az egyes határmetszékek átviteli kapacitásai MW-ban – NTC értékek

A

meghirdethető

kapacitások

meghatározásának

koordinációját

biztosítja

a

metszékek egymásra hatásának figyelembevétele. Ennek céljából határmetszéki PTDF67 mátrixot kell használni. A PTDF

mátrix a szabályozási területek közötti

szállítások (ügyletek) és a vizsgált szabályozási terület határmetszékein kialakuló fizikai teljesítményáramlások kapcsolatát írja le. Ennek egyszerű megvalósulása az a fajta koordináció, mely során a bilaterálisan meghatározott kapacitásértékeket (a megengedett teljesítménycserét) úgy csökkentjük, hogy a PTDF mátrix segítségével meghatározott metszékáramlások határértéksértést ne eredményezzenek. Ezen

66

A vizsgálati változatok nevének végén szereplő pluszjel erőműhiányos forrásoldalú esetet jelöl. Így például a NYÁR-ALACSONY+ elnevezés a nyári, alacsony terhelésfelfutású erőműhiányos forrásoldalú vizsgálati változatnak felel meg. 67 PTDF: Power Transfer Distribution Factor – teljesítményeloszlási tényező - 89 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


eljárás hazai adaptációja a közeljövő feladata, figyelembe véve a nemzetközi tapasztalatokat.

Ezen módszertanhoz kapcsolódóan – tájékoztató jelleggel – megadjuk az egyes határmetszékekre vonatkozó bilaterális NTC számításon alapuló határkapacitásokat („Border Capacity”) a 12. táblázatban. A BC értékek a fizikai realitásokhoz jobban kapcsolhatók,

és

az

egyes

határmetszékeken

megengedhető

maximális

teljesítményáramlásokat adják meg („szerződéses úttól” függetlenül). SK>HU

Év

2020 2025 2030

HU>SK

Cmax

4200 4200 5200


3894 3783 3594

NYÁR MAGAS

3402 3497 3852

NYÁR MAGAS+

3705 3736 3477

3353 3544 3903


3936 3399 3312

TÉL MAGAS

3417 3598 3689

Év

TÉL MAGAS+

3837 3715 3585

3418 3541 3731

UA>HU

Év

2020 2025 2030

2020 2025 2030

2200 2200 2200


1205 1180 1011

NYÁR MAGAS

1143 1011 1040

NYÁR MAGAS+

1222 1187 1104

1144 998 1084


1245 1242 1008

TÉL MAGAS

1172 1037 1020

TÉL MAGAS+

1247 1239 1040

Év

1172 1022 1050

2020 2025 2030

2200 2200 2900


1230 1313 999

NYÁR MAGAS

1106 1004 1844

NYÁR MAGAS+

1268 1315 806

1091 985 1862


1376 1326 890

TÉL MAGAS

1139 1161 1473

2020 2025 2030

1378 1279 1001

1099 1030 1414

2020 2025 2030

1300 1300 1300


1016 925 517

NYÁR MAGAS

795 272 706

NYÁR MAGAS+

1026 910 305

586 288 821


1022 975 631

TÉL MAGAS

817 584 575

2020 2025 2030

2200 2200 2200

Cmax

2020 2025 2030

Év

TÉL MAGAS+

1010 995 726

700 442 513

893 2316 626

NYÁR MAGAS

3095 3011 4251

NYÁR MAGAS+

793 2215 45


3385 2855 3831

TÉL MAGAS

1475 2055 1366

3300 2753 3689

TÉL MAGAS+

1185 1924 934


19 603 997

-128 332 902

NYÁR MAGAS

-4 579 902

NYÁR MAGAS+

-181 285 916


288 772 1002

TÉL MAGAS

-140 362 848

201 732 970

TÉL MAGAS+

-214 261 876

2200 2200 2900


950 820 1455

591 466 672

NYÁR MAGAS

914 827 1387

NYÁR MAGAS+

500 526 711


764 702 1545

TÉL MAGAS

510 562 644

788 751 1559

TÉL MAGAS+

481 552 610

Cmax

2020 2025 2030

1300 1300 1300


1273 1286 933

961 1189 734

NYÁR MAGAS

1267 1282 1120

NYÁR MAGAS+

1005 1150 647


1257 1129 911

TÉL MAGAS

982 1096 727

1269 1209 909

TÉL MAGAS+

959 1090 710

HU>HR

Cmax

2900 2900 2900


1256 2306 2551

NYÁR MAGAS

1116 783 2267

NYÁR MAGAS+

999 1514 2305

737 521 1619


2346 2357 2668

TÉL MAGAS

944 1333 2312

Év

TÉL MAGAS+

1461 2202 2669

762 864 2316

Cmax

2020 2025 2030

2900 2900 2900


2510 2379 2471

2374 2461 2489

NYÁR MAGAS

2476 2356 2277

NYÁR MAGAS+

2377 2513 2480


2488 2385 2339

TÉL MAGAS

2361 2496 2453

2444 2251 2322

TÉL MAGAS+

2360 2498 2434

HU>SI

Cmax

1300 1300 1300


477 899 1037

NYÁR MAGAS

590 496 783

NYÁR MAGAS+

445 626 985

489 293 527


888 1032 1191

TÉL MAGAS

444 717 825

Év

TÉL MAGAS+

590 915 1192

515 540 785

AT>HU

Év

3149 3070 4440

HU>RS

Cmax

SI>HU

Év

Cmax

2020 2025 2030

Év

TÉL MAGAS+

HR>HU

Év


HU>RO

Cmax

RS>HU

Év

4200 4200 5200

HU>UA

Cmax

RO>HU

Év

Cmax

2020 2025 2030

Cmax

2020 2025 2030

1300 1300 1300


1077 1079 1080

1101 1091 1094

NYÁR MAGAS

1076 1075 969

NYÁR MAGAS+

1088 1096 1054


1098 1080 1086

TÉL MAGAS

1081 1094 1095

1074 889 1084

TÉL MAGAS+

1081 1094 1095

HU>AT

Cmax

2200 2200 2200


1732 1701 1951

NYÁR MAGAS

1906 1966 1592

NYÁR MAGAS+

1697 1687 1898

1864 1854 1492


1757 1720 1980

TÉL MAGAS

1961 1940 1671

Év

TÉL MAGAS+

1727 1609 1990

1885 1885 1602

Cmax

2020 2025 2030

2200 2200 2200


1393 1638 1274

299 1263 309

NYÁR MAGAS

1460 1622 1379

NYÁR MAGAS+

296 1282 209


1639 1488 1617

TÉL MAGAS

616 1417 355

1649 1050 1661

TÉL MAGAS+

653 1381 243

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

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.

- 90 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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.

Két jellemző szállításra bemutatjuk ezen szállítási utakat (eloszlási tényezőket) a 14. és 15. ábrán.

- 91 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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

- 92 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


15. ábra Kelet-nyugati (balkáni 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

racionális

mértékű

villamosenergia-

kereskedelemnek, 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.

- 93 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


Kereslet-kínálatelemzéssel 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. évi 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. optimista forrásoldalú szcenárió, míg a másik az erőművi beruházások elmaradásával számoló erőműhiányos forrásoldalú változat. A számítást mindkét eseten belül az ENTSO-E Tízéves Hálózatfejlesztési Tervének négy víziójára68 elvégezve az alábbi eredményeket kaptuk.

68

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 - 94 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


Az optimista forrásoldalú esetre végzett futtatások eredményei alapján a várható export-import szaldó értékei a vízióktól függően jellemzően69 1700 MW import és 600 MW export (1-es és 2-es víziók), vagy 1100 MW import és 2500 MW export (3as és 4-es víziók) közé estek. Az erőműhiányos forrásoldalú esetben az egyes víziókra kapott szaldóértékek különbségei alacsonyabbak, jellemzően mind a négy vízióra az értékek 700 MW és 3100 MW import közé esnek. A kapott értékek tartamgörbéit a 16. ábra és 17. ábra mutatja be.

4000 Optimista, Vision 1

3000 2000

Optimista, Vision 2

1000

Optimista, 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

Optimista, Vision 4

-2000 -3000

Óra

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

69

Az adatsorokat határoló értékek az éves szimulációk 8760 órás eredményei 5%-os és 95%-os percentiliseinek kerekítéseiből adódtak. - 95 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


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

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

A

villamosenergia-kereskedelem

hatására

létrejövő

metszékáramlásokból

származtatott energiamérlegeket az alábbi, 18. ábra és 19. ábra mutatja be.

Optimista, Vision 1

Optimista, Vision 2

Optimista, Vision 3

Optimista, Vision 4

Energia [GWh] (pozitív érték export irányt jelöl)

15 000 10 000 5 000 0 HU>SK

HU>UA

HU>RO

HU>HR

HU>SI

HU>RS

HU>AT

-5 000 -10 000 -15 000 -20 000

18. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, optimista forrásoldalú eset

Az optimista forrásoldalú esetben az 1. és 2. vízióban a szlovák, ukrán és román metszékekre import irányú áramlás, a horvát, szlovén és osztrák metszékre export - 96 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


irányú áramlás jellemző. Az optimista forrásoldalú változatban 3. és 4. víziók exportosak, ennek ellenére az ukrán és szlovák metszékre 2000 GWh-nál magasabb importú energiamérleg adódott.





Energia [GWh] (pozitív érték export irányt jelöl)

15 000 10 000 5 000 0 HU>SK

HU>UA

HU>RO

HU>HR

HU>SI

HU>RS

HU>AT

-5 000 -10 000 -15 000 -20 000 -25 000

19. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, erőműhiányos forrásoldalú eset

Az erőműhiányos forrásoldalú esetekben az import villamos energia főként a szlovák, ukrán és a 3. és 4. vízióban az osztrák 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. Az optimista és az erőműhiányos forrásoldalú esetekre kapott tranzitáramlások tartamgörbéit a 20. ábra és a 21. ábra mutatja be. Mindkét esetben a 2. vízió adataira adódtak a legmagasabb (optimista forrásoldalú esetben jellemzően 1200 MW és 3150 MW közötti, erőműhiányos forrásoldalú esetben 950 MW és 3150 MW közötti) tranzit értékek és a 3. vízióra a legalacsonyabbak (optimista forrásoldalú esetben jellemzően 950 MW és 3050 MW között, erőműhiányos forrásoldalú esetben 400 MW és 2550 MW között).

- 97 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


Tranzit [MW] (áramlás alapú)

6000 5000 Optimista, Vision 1

4000

Optimista, Vision 2

3000

Optimista, Vision 3 2000 Optimista, Vision 4 1000

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

0 Óra

20. ábra Optimista forrásoldalú eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira

5000 Tranzit [MW] (áramlás alapú)

4500 4000 Er.hiányos, Vision 1

3500 3000


2500


2000 1500


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

0 Óra

21. ábra Erőműhiányos forrásoldalú eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira

A számítás segítségével közvetlenül összehasonlíthatóak a metszékek áramlásai a metszéken kötött kereskedéssel, vagy a kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit a tényleges tranzitáramlásokkal. E két esetre mutat be egy-egy példát a 22. ábra és 23. ábra. Az ábrákon az első két adatsor (kék és piros) összetartozó értékeket jelöl, bemutatva, hogy adott kereskedésértékek esetén milyen tényleges áramlások léptek

- 98 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


fel. A harmadik (zöld) adatsor az áramlások (kereskedéstől függetlenül rendezett) tartamgörbéje.

2000 1000

-1000

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

0

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

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

-3000 -4000 -5000

22. ábra A magyar-szlovák metszék kereskedéseinek és áramlásainak összehasonlítása (optimista forrásoldalú 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

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

Az ábrákról leolvasható, hogy a kereskedelmi ügyletek ismerete önmagában az adott mennyiség áramlásalapú értékének meghatározásához nem tartalmaz - 99 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


elegendő információt. A szlovák-magyar metszéken kereskedett ügyeletektől például akár 1000 MW-al is eltérhet a tényleges áramlás (jelen példában az esetek 12%ában). A kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit a tényleges áramlástól szintén jelentősen eltérhet, tipikusan kis értékeknél az áramlás magasabb, míg a magas kereskedelmi ügyletekből számolt tranzitértékeknél az áramlás akár 1500 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 PCI70 projektjeinek értékelésekor alkalmazott költség-haszon elemzés71 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 és hatékonyságának meghatározásához nagyszámú várható üzemállapot szimulációján alapuló idősoros vizsgálatot alkalmaztunk. A Szigetcsép 400/132 kV-os alállomáshoz 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 70 71

problémák

idősorelemzés

súlyosságának, került

elvégzésre.

PCI: Projects of Common Interest – közös érdekű projektek Cost Benefit Analysis - 100 -

MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30

fellépésük 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 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, optimista és erőműhiányos forrásoldalú 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 2016 és 2025 közötti évekre elvégzett vizsgálat eredményei alapján Szigetcsép 400/132 kV-os alállomás megvalósítására mielőbb szükség van. Az alállomás szükségessége a Dunamenti alállomás transzformátorainak túlterhelődési esetein keresztül szemléltethető. Az egyik Dunamenti 220/126 kV-os transzformátor hiányállapota esetén a másik Dunamenti transzformátor túlterhelődése már a 2016os vizsgálati évben az összes vizsgált esetben előfordult (optimista és erőműhiányos forrásoldalú szcenárió, alacsony és magas terhelésfelfutás). A 24. ábra az optimista forrásoldalú szcenárió, alacsony terhelésfelfutású esetére mutatja be a szimulációval kapott hatásos teljesítmény értékek hisztogramját. A pirossal jelölt oszlopkomponensek a túlterhelődéses eseteket jelzik.

- 101 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


1600 1400 1200

Óra

1000 800 600 400 200 0 82.4

99.0

115.7

132.3

148.9

165.6

182.2

198.8

215.5

Hatásos teljesítmény [MW] 24. ábra Dunamenti 220/126 kV-os transzformátoron áramló hatásos teljesítmény 2016-os évi várható órás értékeinek hisztogramja a másik Dunamenti transzformátor hiányállapotára (optimista forrásoldalú szcenárió, alacsony terhelésfelfutás)

A problémát a 2018-as vizsgálati évben már figyelembe vett Szigetcsép 400/132 kVos alállomás megvalósulása megoldja. Ezt szemlélteti a 25. ábra és 26. ábra, melyek a Dunamenti alállomás transzformátorainak túlterhelődési gyakoriságait mutatják be n-1 és n-1-1 esetekre. Az ábrákon megfigyelhető, hogy a 2017-es évben alacsonyabbak túlterhelődési gyakoriságok az optimista forrásoldalú változatokban, mint 2016-ban, melynek oka a Csepeli Erőmű 132 kV-ra betápláló gépeinek gyakoribb járatása a 2017-es szimulációs évben.

- 102 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


90% 80%

(N-1) Optimista, alacsony t.f.

70%

(N-1) Eromuhianyos, alacsony t.f.

60%

(N-1) Optimista, magas t.f. (N-1) Eromuhianyos, magas t.f.

50% 40% 30% 20% 10% 0% 2016

2017

2018

2019

2020

25. ábra Dunamenti 220/126 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb n-1 esetre (másik dunamenti transzformátor kiesése)

100% 90%

(N-1-1) Optimista, alacsony t.f.

80%

(N-1-1) Eromuhianyos, alacsony t.f.

70%

(N-1-1) Optimista, magas t.f.

60%

(N-1-1) Eromuhianyos, magas t.f.

50% 40% 30% 20% 10% 0% 2016

2017

2018

2019

2020

26. ábra Dunamenti 220/126 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb n-1-1 esetre (másik dunamenti transzformátor és a Baracska – Székesfehérvár 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

- 103 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


13. táblázat az egyes években fellépő legmagasabb 5 órás átlagterhelődéseket72 mutatja be.

2016 Alacsony t.f. (N-1) Optimista 136% (N-1) Erőműhiányos 105% (N-1-1) Optimista 153% (N-1-1) Erőműhiányos 116%

2017

Magas Alacsony t.f. t.f. 138% 135% 108% 107% 157% 152% 119% 117%

2018

Magas Alacsony t.f. t.f. 137% <100% 111% <100% 157% <100% 122% <100%

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

13. táblázat Dunamenti 220/126 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 Baracska – Székesfehérvár 132 kV-os távvezeték kiesése) esetekre

Az eredmények alapján megállapítható, hogy az optimista forrásoldalú szcenárióban magasabb és gyakoribb a transzformátorok túlterhelődése, mint az erőműhiányos esetben. A transzformátorok szempontjából kritikus 110 % fölötti terhelődés csak az erőműhiányos forrásoldalú változatban alacsony terhelésfelfutás mellett és csak n-1 esetben nem lépett fel.

A számításokról bővebb információk a VII. számú Mellékletben találhatók.

72

Ugyanazon kiesési eset 5 egymást követő órában okozott terhelődéseinek átlagából az éves szimuláció alatti legmagasabb érték került meghatározásra. - 104 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


6.

Ábrajegyzék

1. ábra: A nettó villamosenergia-fogyasztás várható alakulása a teljes nettó villamosenergia-fogyasztás és a szektorok fogyasztása esetében (GWh) ............... 35 2. ábra A VER rendszerterheléseinek várható alakulása (MW) ............................... 36 3. ábra Fogyasztási súlypontok földrajzi elhelyezkedése – 2015 ............................. 38 4. ábra Fogyasztási súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése, alakulása – 2020 tél ............................................................................................................................. 38 5. ábra Fogyasztási súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése, alakulása – 2020 nyár .......................................................................................................................... 38 6. ábra Termelői súlypontok földrajzi elhelyezkedése – 2015 .................................. 42 7. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése (erőműhiányos forrásoldalú változat) – 2020 .................................................................................... 42 8. ábra 2020 nyári csúcs üzemállapot nemzetközi energetikai környezete .............. 45 9. ábra 2020 nyári csúcs üzemállapot hazai energetikai környezete........................ 46 10. ábra 2025 nyári csúcs üzemállapot nemzetközi energetikai környezete ............ 46 11. ábra 2025 nyári csúcs üzemállapot hazai energetikai környezete...................... 47 12. ábra 2030 nyári csúcs üzemállapot nemzetközi energetikai környezete ............ 47 13. ábra 2030 nyári csúcs üzemállapot hazai energetikai környezete...................... 48 14. ábra Észak-déli (német-olasz) szállítás jellemző szállítási útvonalai .................. 92 15. ábra Kelet-nyugati (balkáni régió-német) szállítás jellemző szállítási útvonalai.. 93 16. ábra Optimista forrásoldalú eset export-import szaldóinak tartamgörbéi a TYNDP vízióira ...................................................................................................................... 95 17. ábra Erőműhiányos forrásoldalú eset export-import szaldóinak tartamgörbéi a TYNDP vízióira......................................................................................................... 96 18. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, optimista forrásoldalú eset ........... 96 19. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, erőműhiányos forrásoldalú eset ... 97 20. ábra Optimista forrásoldalú eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira ...................................................................................................................... 98 21. ábra Erőműhiányos forrásoldalú eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira ...................................................................................................................... 98

- 105 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


22.

ábra

A

magyar-szlovák

metszék

kereskedéseinek

és

áramlásainak

összehasonlítása (optimista forrásoldalú eset, TYNDP Vision 1)............................. 99 23. ábra A kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit értékeinek és a tranzitáramlás értékeinek összehasonlítása (erőműhiányos forrásoldalú eset, TYNDP Vision 1) ... 99 24. ábra Dunamenti 220/126 kV-os transzformátoron áramló hatásos teljesítmény 2016-os évi várható órás értékeinek hisztogramja a másik Dunamenti transzformátor hiányállapotára (optimista forrásoldalú szcenárió, alacsony terhelésfelfutás) ........ 102 25. ábra Dunamenti 220/126 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes

vizsgálati

években

a

legkritikusabb

n-1

esetre

(másik

dunamenti

transzformátor kiesése) .......................................................................................... 103 26. ábra Dunamenti 220/126 kV-os transzformátorok túlterhelődési gyakorisága az egyes vizsgálati években a legkritikusabb n-1-1 esetre (másik dunamenti transzformátor és a Baracska – Székesfehérvár 132 kV-os távvezeték kiesése) .. 103

- 106 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30


7.

Táblázatok

1. táblázat Időszakok az üzemirányítás, üzemelőkészítés, tervezés területén......... 23 2. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2020-ra számított értékei, optimista forrásoldalú eset ........................................................... 77 3. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2020-ra számított értékei, erőműhiányos forrásoldalú változat.............................................. 78 4. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2025-re számított értékei, optimista forrásoldalú eset ........................................................... 79 5. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2025-re számított értékei, erőműhiányos forrásoldalú változat.............................................. 80 6. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2030-ra számított értékei, optimista forrásoldalú eset ........................................................... 81 7. táblázat Vezetékenként meghatározott kritikus zárlathárítási idők 2030-ra számított értékei, erőműhiányos forrásoldalú változat.............................................. 82 8. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjára számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2025, optimista forrásoldalú változat ....................... 84 9. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjaira számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2030, optimista forrásoldalú változat ....................... 85 10. táblázat A Paksi Atomerőmű új blokkjaira számított kritikus zárlathárítási idők egy vezeték karbantartása mellett, 2030, erőműhiányos forrásoldalú változat ............... 86 11. táblázat Az egyes határmetszékek átviteli kapacitásai MW-ban – NTC értékek 89 12. táblázat Az egyes határmetszékek átviteli kapacitásai MW-ban – BC értékek... 90 13. táblázat Dunamenti 220/126 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 Baracska – Székesfehérvár 132 kV-os távvezeték kiesése) esetekre ...................................... 104

- 107 MAVIR-RTO-TRV- 0032-00-2015-09-30

A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2015

Recommend Documents