More documents

Recommendations

Info

Студија за развој на преносната мрежа на Република Македонија во периодот 2010 – 2020 година10.3. СЦЕНАРИО 2015 – P3% – A – HNсистемски максимум[MW]P ХЕЦ 381P ТЕЦ 1237P размена : увоз(−) / извоз(+) -350P Σдистрибуција 1590P Σдиректни 344ΔP загуби 31.9P оптоварување 1966PОПТОВАРУВАЊЕ= P Σдистрибуција + P Σдиректни + ΔPзагуби = PХЕЦ + PТЕЦ – Pразмена10.3.1. N-0 анализаНа слика 116 се прикажани тековите на моќност и напонските прилики во преноснатамрежа на Република Македонија во 2015 година за сценариото со пораст на оптоварување од 3%и план А за нови електрични централи: КОГЕЦ Енергетика и ХЕЦ Бошков Мост. Напоните најазлите се прикажани во [kV]. Тековите на активна моќност [MW] и реактивна моќност [MVAr] низелементите соодветно се означени со зелени и портокалови стрелки.Влегувањето во погон на новата КОГЕЦ Енергетика со P n = 300 MW, новитетрансформаторски станици и зголемувањето на оптоварувањето во скопскиот регион влијае напрераспределба на моќностите во локалната преносна мрежа. При тоа се воочени одреденипроблеми:10.3.2. N-1 анализаВисока оптовареност на 110 kV далекувод ТЕТО – Скопје 4 од околу 96%.Намалена сигурност на работа на 110 kV собирници на ТС Скопје 1; на еден системсобирници поврзани се две електрични централи со производство од 500 MW.Исклучително висока вредност на еднофазните (~ 40 kA) и трифазните (~ 35 kA) струина куси врски во ТС Скопје 1 и надминување на карактеристиките на постојната110 kV расклопна опрема (I n = 40 kA).Во табела 38 се наведени сите испади кои доведуваат до оптоварување на елементи вомрежата (I ≥ 90% I th) или напони надвор од дозволените вредности согласно границитедефинирани во секција 3.2. Испадите кои доведуваат до преоптоварување на елементи вомрежата (I ≥ 100% I th) или напони надвор од дозволените вредности се истакнати со црвена боја.Преносната мрежа не го исполнува N-1 критериумот.Поради високата оптовареност на 110 kV далекувод ТЕТО – ТС Скопје 4, овој далекуводлесно се преоптоварува при испади на различни елементи од преносната мрежа. Со оглед декапреку овој далекувод се поврзува голема електрична централа на преносната мрежа, неговотопреоптоварување значи и можен испад на централата и претставува настан со посебен ризик.Имајќи ги предвид идентификуваните проблеми во скопскиот регион и искуствата воразвиените европски мрежи со комплексни трансформаторски станици применето е решение сосекционирање на 110 kV собирници во ТС Скопје 1.162
Студија за развој на преносната мрежа на Република Македонија во периодот 2010 – 2020 годинатабела 38. Листа на испади за сценарио 2015 – P3% – A – HNИспаднат елементКритичен елементОграничување[MVA] или [kV]Оптоварување [%]Напон [kV]Скопско-кумановски регионосновна топологија N-0 110 kV DV SK 4 - TETO-EC 157 MVA 96 %сите испади 110 kV DV SK 4 - TETO-EC 157 MVA >96 %110 kV DV KUMANOVO 1 - SK 1 110 kV DV SK 4 - BUNARGIK 123 MVA 95 %Полошки регион110 kV DV VRUTOK - TETOVO 1 110 kV DV VRUTOK - POLOG 123 MVA 93 %Валандовски регион110 kV DV VALANDOVO - DUBROVO 110 kV DV BUCIM - RADOVIS 123 MVA 100 %TS GEVGELIJA 110 kV 99 - 121 kV 95.3 kVTS NOV DOJRAN 110 kV 99 - 121 kV 95.7 kVTS VALANDOVO 110 kV 99 - 121 kV 96.2 kVTS STRUMICA 2 110 kV 99 - 121 kV 98.3 kVTS SUSICA 110 kV 99 - 121 kV 98.3 kVTS STRUMICA 1 110 kV 99 - 121 kV 98.5 kVКочански регион110 kV DV KOCANI - STIP 1 TS KOCANI 110 kV 99 - 121 kV 95.0 kVTS VINICA 110 kV 99 - 121 kV 95.5 kVTS M.KAMENICA 110 kV 99 - 121 kV 96.8 kVTS DELCEVO 110 kV 99 - 121 kV 98.5 kVОхридско - преспански регион110 kV DV GLOBOCICA - STRUGA TS STRUGA 110 kV 99 - 121 kV 94.7 kVTS OHRID 3 110 kV 99 - 121 kV 97.1 kVTS OHRID 1 110 kV 99 - 121 kV 97.6 kVTS OHRID 2 110 kV 99 - 121 kV 98.2 kV110 kV DV BITOLA 4 - RESEN 123 MVA 95 %110 kV DV BITOLA 4 - RESEN TS RESEN 110 kV 99 - 121 kV 98.9 kV110 kV DV GLOBOCICA - STRUGA 123 MVA 91 %163
Page 1 and 2:
Оператор на ЕЕССек
Page 3 and 4:
Наслов:Координатор
Page 5 and 6:
Студија за развој н
Page 7:
Page 10 and 11:
Page 12 and 13:
Page 14 and 15:
Page 16 and 17:
Page 18 and 19:
Page 20 and 21:
Page 22 and 23:
Page 24 and 25:
Page 26 and 27:
Page 28 and 29:
Page 30 and 31:
Page 32 and 33:
Page 34 and 35:
Page 36 and 37:
Page 38 and 39:
Page 40 and 41:
Page 42 and 43:
Page 44 and 45:
Page 46 and 47:
Page 48 and 49:
Page 50 and 51:
Page 52 and 53:
Page 54 and 55:
Page 56 and 57:
Page 58 and 59:
Page 60 and 61:
Page 62 and 63:
Page 64 and 65:
Page 66 and 67:
Page 68 and 69:
Page 70 and 71:
Page 72 and 73:
Page 74 and 75:
Page 76 and 77:
Page 78 and 79:
Page 80 and 81:
Page 83 and 84:
375 MWСтудија за разв
Page 85 and 86:
Page 87 and 88:
Page 89 and 90:
Page 91 and 92:
Page 93 and 94:
Page 95 and 96:
Page 97 and 98:
Page 99 and 100:
Page 101 and 102:
Page 103 and 104:
Page 105 and 106:
Page 107 and 108:
Page 109 and 110:
Page 111 and 112: Студија за развој н
Page 137 and 138: 100 MWСтудија за разв
Page 161: Студија за развој н
Page 213 and 214:
Page 215 and 216:
Page 217 and 218:
Page 219 and 220:
Page 221 and 222:
Page 223 and 224:
Page 225 and 226:
Page 227 and 228:
Page 229 and 230:
Page 231 and 232:
Page 233 and 234:
Page 235 and 236:
Page 237 and 238:
Page 239 and 240:
Page 241 and 242:
Page 243 and 244:
Page 245 and 246:
Page 247 and 248:
Page 249 and 250:
Page 251 and 252:
Page 253 and 254:
Page 255 and 256:
Page 257 and 258:
Page 259 and 260:
Page 261 and 262:
Page 263 and 264:
Page 265 and 266:
Page 267 and 268:
Page 269 and 270:
Page 271 and 272:
Page 273 and 274:
Page 275 and 276:
Page 277 and 278:
Page 279 and 280:
Page 281 and 282:
Page 283 and 284:
Page 285 and 286:
Page 287 and 288:
Page 289 and 290:
Page 291 and 292:
Page 293 and 294:
Page 295 and 296:
Page 297 and 298:
Page 299 and 300:
Page 301 and 302:
Page 303 and 304:
Page 305 and 306:
Page 307:
show all

Ð¡ÑÑÐ´Ð¸ÑÐ° Ð·Ð° ÑÐ°Ð·Ð²Ð¾ÑÐ½Ð° Ð¿ÑÐµÐ½Ð¾ÑÐ½Ð°ÑÐ° Ð¼ÑÐµÐ¶Ð° Ð½Ð° ... - Ð¼ÐµÐ¿ÑÐ¾ Ð°.Ð´.

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?

Ð¡ÑÑÐ´Ð¸ÑÐ° Ð·Ð° ÑÐ°Ð·Ð²Ð¾ÑÐ½Ð° Ð¿ÑÐµÐ½Ð¾ÑÐ½Ð°ÑÐ° Ð¼ÑÐµÐ¶Ð° Ð½Ð° ... - Ð¼ÐµÐ¿ÑÐ¾ Ð°.Ð´.