Студија за развојна преносната мрежа на ... - мепсо а.д.

Студија за развој на преносната мрежа на Република Македонија во периодот 2010 – 2020 годинаНа слика 129 е прикажана распределбата на тековите на моќност и напонските приликиво охридско-преспанскиот регион за сите варијанти.Од табела 48 се гледа дека сите варијанти ги разрешуваат критичните испади ивоочените проблеми.табела 48. Карактеристики на варијантите при критични испадиИспаднат елементКритичен елементОсновноСценарио110 kV DV GLOBOCICA - STRUGA TS STRUGA 110 kV 94.7 kV 115.0 kV 104.5 kV 109.1 kV 107.7 kVTS OHRID 3 110 kV 97.1 kV 115.9 kV 106.7 kV 111.2 kV 109.9 kVTS OHRID 1 110 kV 97.6 kV 115.8 kV 107.1 kV 111.1 kV 109.9 kVTS OHRID 2 110 kV 98.2 kV 115.8 kV 107.3 kV 111.2 kV 110.0 kVTS RESEN 110 kV 106.3 kV 116.1 kV 110.9 kV 113.1 kV 112.7 kV110 kV DV BITOLA 4 - RESEN 95 % 19 % 84 % 30 % 33 %110 kV DV BITOLA 4 - RESEN TS STRUGA 110 kV 103.2 kV 115.8 kV 110.9 kV 112.7 kV 111.7 kVTS OHRID 3 110 kV 99.7 kV 116.1 kV 110.7 kV 112.6 kV 111.1 kVTS OHRID 1 110 kV 99.3 kV 116.0 kV 110.7 kV 112.2 kV 110.8 kVTS OHRID 2 110 kV 99.1 kV 116.0 kV 110.6 kV 112.1 kV 110.6 kVTS RESEN 110 kV 98.9 kV 116.2 kV 110.1 kV 111.6 kV 110.1 kV110 kV DV GLOBOCICA - STRUGA 91 % 35 % 82 % 42 % 43 %Во табела 49 се сумирани техничките и економските карактеристики на варијантите.Варијантата 2 во која се предвидува инсталирање на компензациски уреди има најмалаинвестициона вредност, меѓутоа е среднорочно решение. Со оваа варијанта се регулираатнапонските прилики при испади, но не се решава потенцијалното преоптоварување на врскатапреку која радијално ќе се напојува регионот. Во 2015 година, вкупното оптоварување вотрансформаторските станици во охридско-преспанскиот регион се предвидува да биде 100.5 MWили 103.3 MVA. Ако се претпостави пораст од 3%, веќе за една или две години после 2020 годинарегионот при испад не ќе може да се напојува преку една радијална врска. Ако порастот е 1%,проблемите со преоптоварени водови при испади се очекуваат после 13 години, односно некадепред 2030 година. Значи, конкурентноста на варијанта 2 многу зависи од порастот наоптоварувањето во регионот.Варијантата 3-Б има технички слабости кои доаѓаат до израз во периодот после 2020година. Критичен е испадот на 110 kV далекувод ТС Битола 4 – ТС Ресен кога се преоптоварува110 kV далекувод ТС Битола 2 – ТС Сопотница над 100%. Режимот со овој испад е уште потежокако ТЕЦ Осломеј е надвор од погон или во услови на сува хидрологија (намалено производство нахидроелектричните централи од западниот дел). Решението губи на квалитет поради тоа штодалекуводот ТС Битола 1 – ТС Сопотница има спроводници од типот ACSR 150/25 mm 2 , со трајнодозволено оптоварување од I th = 488 A или S th = 93 MVA.Останатите варијанти 1 и 3-А ги задоволуваат техничките критериуми. Покрај поголематаинвестициона вредност на варијанта 3-А, таа има и поголеми загуби на активна моќност од 0.6 MWво однос на варијанта 1. Тоа значи дека варијанта 1 заради намалени загуби генерира идополнителна заштеда во однос на варијанта 3-А од околу 100,000 €/годишно.табела 49. Техно-економска споредба на варијантитеВаријанта Инвестиција (€) Загуби ΔP (MW) N-1Варијанта 1 Варијанта 2 Варијанта 3-А Варијанта 3-БИздржаност2020 г. 2030 г.1: 400/110 kV ТС Охрид 8,050,000 30.7 2: Компензација во ТС Охрид 1 1,500,000 31.7 X3-А: 2x110 kV ДВ ТС Битола 1 - ТС Охрид 3 8,484,000 31.3 3-Б: 2x110 kV ДВ ТС Сопотница - ТС Охрид 3 7,402,000 31.2 XВаријантата 3-А има подобрени технички перформанси доколку постои можност врскатакон охридски регион, наместо од ТС Битола 1, да се изведе од ТС Битола 2. Секако дека тоа јапоскапува инвестицијата, но долгорочно се зголемува сигурноста на ваквата конфигурација.Имено, во 2030 година, при испад на 110 kV далекувод ТС Битола 4 – ТС Ресен, може да дојде довисоко оптоварување од околу 90% на двата 110 kV далекуводи ТС Битола 2 – ТС Битола 1.194