Студија за развој на преносната мрежа на Република Македонија во периодот 2010 – 2020 годинаПромената на напонското ниво доведува до намалување на еднофазните струи накуси врски на собирниците во ХЕЦ Вруток 110 kV и ТС Скопје 110 kV.При анализата на случајни испади, во ниту еден случај не е дојдено до претовар на“новиот” 110 kV далекувод.Со квалитативна анализа се согледани уште неколку дополнителни придобивки одтрансформација на 220 kV далекувод ХЕЦ Вруток – ТС Скопје 1 на 110 kV напонско ниво:Паралелна работа на 400/110 и 220/110 трансформатори на иста 110 kV собирница(конфигурација на високонапонските собирници во ТС Скопје 1/5) не се препорачува,пред сè поради сложени манипулации, појава на кружни текови на моќност инеможност за регулација на напон. Оваа констатација е во прилог на предлогот затрансформација на 220 kV ДВ Вруток – Скопје на 110 kV напонско ниво.Со промената на напонското ниво се очекува елиминирање на трошоците за погон иодржување за 220/110 kV трансформатори во ХЕЦ Вруток и ТС Скопје 1.Промената на напонското ниво доведува до зголемена сигурност на работата напреносната мрежа поради намален број на високонапонски елементи на потеготХЕЦ Вруток – ТС Скопје 1.Дозволеното струјно оптоварување на далекуводот е I th = 824 A, а кога работи на 110 kVнапонско ниво дозволената моќност е S th = 157 MVA.7.7. ПРИКЛУЧОК НА НОВИ ЕЛЕМЕНТИ НА ПРЕНОСНА МРЕЖА ВО 2011 ГОДИНА7.7.1. Интерконекција на Турција кон европскиот електроенергетски системСинхроното поврзувањето на електроенергетскиот систем на Турција со континенталнаЕвропа ќе се одвива преку три 400 kV интерконективни далекуводи и тоа преку двеинтерконекции ќе се поврзе со Бугарија и преку една интерконекција со Грција, слика 64. Ваквиотначин на поврзување овозможува значителна размена на електрична енергија од редот на 1000MW во двете насоки при задоволен N-1 критериум. Истражувањата (14) покажуваат деказголемената размена на моќност помеѓу Турција и континентална Европа води кон влошување навкупното пригушување на осцилациите. Истражувањата (14) на динамичката стабилностоткриваат можност за појава на асинхрона работа од широки размери. Со цел да се спречиверојатноста за појава на „нишање“ и распад на системите се препорачува вградување назаштитни уреди кои би овозможиле раздвојување на електроенергетските системи при критичнирежими.Најголемо влијание на големината на преносниот капацитет помеѓу Турција иконтинентална Европа имаат тесните грла идентификувани во јужниот дел на Бугарија, во близинана точката на интерконекција. Заради надминување на тесните грла се предлага надградба напреносната мрежа на Бугарија, со изградба на 400 kV далекуводи ТЕЦ Марица Исток 1 – ТСПловдив, ТЕЦ Марица Исток 1 – ТЕЦ Марица Исток 3, ТЕЦ Марица Исток 1 – ТС Бургас идвосистемски 220 kV далекувод ТС Алеко – ТС Пловдив. Пресметките покажуваат дека ваканадградената мрежа би имала за 28% поголем преносен капацитет во споредба со сегашнатасостојба. И покрај предвидените надградби, при извоз на Турција кон запад од околу 400 MW,доколку дојде до испад на врската од Турција кон Грција, фазниот агол на отворените краеви надалекуводот може да достигне до 30°. Доколку трансферот на моќност достигне 1000 MW фазниотагол во тој случај може да достигне и до 60°, заради повторно пуштање во погон наинтерконекцијата помеѓу Турција и Грција ќе биде потребно да се преземат дополнителни мерки,како што се намалување на извозот на Турција или редиспечирање. Овој проблем се надминувасо влегување во погон на новиот 400 kV интерконективен далекувод помеѓу Бугарија и Грција,ТС Марица – ТС Неа Санта.102
Студија за развој на преносната мрежа на Република Македонија во периодот 2010 – 2020 годинаСо поврзувањето на турскиот електроенергетски систем поради недоволнотопригушување на осцилациите, се појавуваат критични меѓусистемски осцилации со фреквенцијаод 0.15 Hz. Ова недоволно пригушување се јавува поради неадекватно нагодување напараметрите на автоматскиот регулатор на возбудата (AVR) и турбинскиот регулатор кајхидроелектричните централи во Турција. За надминување на овој проблем се планираинсталирање на стабилизатори на моќност во турските хидроелектрични централи, така што ќебидат способни да ги пригушат осцилациите. Со вака применетите мерки се намалува намеѓусистемските осцилации од 0.2 Hz кои што се јавуваат во целата мрежа на континенталнаЕвропа.Генерално, проширувањето на 400 kV мрежа во регионите Македонија и Тракија воГрција, слика 64, ќе придонесе за подобрување на сигурноста и доверливоста на преносот инапојувањето со електрична енергија. Посебно влегувањето во погон на новата ТС Неа Санта ќесоздаде услови за безбедно интегрирање на значителна инсталирана моќност на ветерниелектрични централи, надминувајќи ги постојните загушувања во 150 kV мрежа. Овој проект,заедно со изградбата на двосистемскиот 400 kV далекувод ТС Филипи – ТС Лагадина и новата400 kV трансформаторска станица Лагадина, ќе овозможат доверлива евакуација на електричнаенергија од конвенционалните и ветерните електрични централи од регионот и размена наелектрична енергија преку интерконекциите со Турција и Бугарија. Во моментов тоа не евозможно бидејќи испад на едниот систем на 400 kV далекувод ТС Солун – ТС Филипи може дадоведе до преоптоварување на 150 kV далекуводи поврзани на ТС Филипи и последователнииспади кои ќе предизвикаат нарушување на синхроната работа на тој дел од системот.слика 64. Надградба на 400 kV преносна мрежа и интерконекција Бугарија – Грција – Турцијапостојни елементи, 2010нови елементи, 2010 - 2013ТЕЦ Марица[2][1] [3]ТС ДубровоТС Г. ЏумајаТС ХамитабатMKBGTRGRТС Солун ТС Лагадина ТС Филипи ТС Неа Санта ТС БабаескиВо регионот на Тракија во Грција во моментов работат неколку класичнихидроелектрични и термоелектрични централи, со инсталирана моќност од 1000 MW. Овиецентрали имаат важна улога за сигурноста и доверливоста на електроенергетски систем прекунивното учество во примарната и секундарната регулација и напонската поддршка на тој дел одмрежата. Во тек е градба на две нови електрични централи со инсталирана моќност од 900 MW.Во овој регион постојат и голем број на ветерни електрични централи, со инсталиранамоќност од 195 MW. Дополнителната градба на ветерни електрични централи е ограничена со103
- Page 1 and 2:
Оператор на ЕЕССек
- Page 3 and 4:
Наслов:Координатор
- Page 5 and 6:
Студија за развој н
- Page 7:
Студија за развој н
- Page 10 and 11:
Студија за развој н
- Page 12 and 13:
Студија за развој н
- Page 14 and 15:
Студија за развој н
- Page 16 and 17:
Студија за развој н
- Page 18 and 19:
Студија за развој н
- Page 20 and 21:
Студија за развој н
- Page 22 and 23:
Студија за развој н
- Page 24 and 25:
Студија за развој н
- Page 26 and 27:
Студија за развој н
- Page 28 and 29:
Студија за развој н
- Page 30 and 31:
Студија за развој н
- Page 32 and 33:
Студија за развој н
- Page 34 and 35:
Студија за развој н
- Page 36 and 37:
Студија за развој н
- Page 38 and 39:
Студија за развој н
- Page 40 and 41:
Студија за развој н
- Page 42 and 43:
Студија за развој н
- Page 44 and 45:
Студија за развој н
- Page 46 and 47:
Студија за развој н
- Page 48 and 49:
Студија за развој н
- Page 50 and 51:
Студија за развој н
- Page 52 and 53: Студија за развој н
- Page 54 and 55: Студија за развој н
- Page 56 and 57: Студија за развој н
- Page 58 and 59: Студија за развој н
- Page 60 and 61: Студија за развој н
- Page 62 and 63: Студија за развој н
- Page 64 and 65: Студија за развој н
- Page 66 and 67: Студија за развој н
- Page 68 and 69: Студија за развој н
- Page 70 and 71: Студија за развој н
- Page 72 and 73: Студија за развој н
- Page 74 and 75: Студија за развој н
- Page 76 and 77: Студија за развој н
- Page 78 and 79: Студија за развој н
- Page 80 and 81: Студија за развој н
- Page 83 and 84: 375 MWСтудија за разв
- Page 85 and 86: Студија за развој н
- Page 87 and 88: Студија за развој н
- Page 89 and 90: Студија за развој н
- Page 91 and 92: Студија за развој н
- Page 93 and 94: Студија за развој н
- Page 95 and 96: Студија за развој н
- Page 97 and 98: Студија за развој н
- Page 99 and 100: Студија за развој н
- Page 101: Студија за развој н
- Page 105 and 106: Студија за развој н
- Page 107 and 108: Студија за развој н
- Page 109 and 110: Студија за развој н
- Page 111 and 112: Студија за развој н
- Page 113 and 114: Студија за развој н
- Page 115 and 116: Студија за развој н
- Page 117 and 118: Студија за развој н
- Page 119 and 120: Студија за развој н
- Page 121 and 122: Студија за развој н
- Page 123 and 124: Студија за развој н
- Page 125 and 126: Студија за развој н
- Page 127 and 128: Студија за развој н
- Page 129 and 130: Студија за развој н
- Page 131 and 132: Студија за развој н
- Page 133 and 134: Студија за развој н
- Page 135 and 136: Студија за развој н
- Page 137 and 138: 100 MWСтудија за разв
- Page 139 and 140: Студија за развој н
- Page 141 and 142: Студија за развој н
- Page 143 and 144: Студија за развој н
- Page 145 and 146: Студија за развој н
- Page 147 and 148: Студија за развој н
- Page 149 and 150: Студија за развој н
- Page 151 and 152: Студија за развој н
- Page 153 and 154:
Студија за развој н
- Page 155 and 156:
435 MWСтудија за разв
- Page 157 and 158:
Студија за развој н
- Page 159 and 160:
Студија за развој н
- Page 161 and 162:
Студија за развој н
- Page 163 and 164:
Студија за развој н
- Page 165 and 166:
Студија за развој н
- Page 167 and 168:
Студија за развој н
- Page 169 and 170:
Студија за развој н
- Page 171 and 172:
Студија за развој н
- Page 173 and 174:
Студија за развој н
- Page 175 and 176:
Студија за развој н
- Page 177 and 178:
Студија за развој н
- Page 179 and 180:
Студија за развој н
- Page 181 and 182:
Студија за развој н
- Page 183 and 184:
Студија за развој н
- Page 185 and 186:
Студија за развој н
- Page 187 and 188:
Студија за развој н
- Page 189 and 190:
Студија за развој н
- Page 191 and 192:
Студија за развој н
- Page 193 and 194:
Студија за развој н
- Page 195 and 196:
Студија за развој н
- Page 197 and 198:
Студија за развој н
- Page 199 and 200:
Студија за развој н
- Page 201 and 202:
Студија за развој н
- Page 203 and 204:
Студија за развој н
- Page 205 and 206:
Студија за развој н
- Page 207 and 208:
365 MWСтудија за разв
- Page 209 and 210:
Студија за развој н
- Page 211 and 212:
Студија за развој н
- Page 213 and 214:
Студија за развој н
- Page 215 and 216:
Студија за развој н
- Page 217 and 218:
Студија за развој н
- Page 219 and 220:
Студија за развој н
- Page 221 and 222:
Студија за развој н
- Page 223 and 224:
Студија за развој н
- Page 225 and 226:
Студија за развој н
- Page 227 and 228:
Студија за развој н
- Page 229 and 230:
Студија за развој н
- Page 231 and 232:
Студија за развој н
- Page 233 and 234:
Студија за развој н
- Page 235 and 236:
Студија за развој н
- Page 237 and 238:
Студија за развој н
- Page 239 and 240:
Студија за развој н
- Page 241 and 242:
Студија за развој н
- Page 243 and 244:
Студија за развој н
- Page 245 and 246:
Студија за развој н
- Page 247 and 248:
Студија за развој н
- Page 249 and 250:
Студија за развој н
- Page 251 and 252:
Студија за развој н
- Page 253 and 254:
Студија за развој н
- Page 255 and 256:
Студија за развој н
- Page 257 and 258:
Студија за развој н
- Page 259 and 260:
Студија за развој н
- Page 261 and 262:
Студија за развој н
- Page 263 and 264:
Студија за развој н
- Page 265 and 266:
Студија за развој н
- Page 267 and 268:
Студија за развој н
- Page 269 and 270:
Студија за развој н
- Page 271 and 272:
Студија за развој н
- Page 273 and 274:
Студија за развој н
- Page 275 and 276:
Студија за развој н
- Page 277 and 278:
Студија за развој н
- Page 279 and 280:
Студија за развој н
- Page 281 and 282:
Студија за развој н
- Page 283 and 284:
Студија за развој н
- Page 285 and 286:
Студија за развој н
- Page 287 and 288:
Студија за развој н
- Page 289 and 290:
Студија за развој н
- Page 291 and 292:
Студија за развој н
- Page 293 and 294:
Студија за развој н
- Page 295 and 296:
Студија за развој н
- Page 297 and 298:
Студија за развој н
- Page 299 and 300:
Студија за развој н
- Page 301 and 302:
Студија за развој н
- Page 303 and 304:
Студија за развој н
- Page 305 and 306:
Студија за развој н
- Page 307:
Студија за развој н