“Електроенергиен системен оператор” ЕАД
План за развитие на преносната
електрическа мрежа нa България
за периода 2010г.-2020г.
2
„ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЕН СИСТЕМЕН ОПЕРАТОР” ЕАД осъществява управлението
на електроенергийната система (ЕЕС) на България, съвместната й паралелна работа
с ЕЕС на другите страни от ENTSO-E, осигурява експлоатацията и поддръжката
на преносната електрическа мрежа
и организира пазара на електрическа енергия
3
Десетгодишният план е разработен от ЕСО и НЕК, в съответствие с изискванията на:
Закон за енергетиката на България, чл.87, ал.3;
Правила за управление на електроенергийната система;
Директива 2009/72/EO на Европейския парламент и на съвета, относно общите правила на вътрешния пазар на електроенергия, чл.22;
Изисквания на Европейската организация на
операторите на електропреносни системи (ENTSO-E).
На 10.11.2010г., Десетгодишният план е предоставен на ДКЕВР и МИЕТ.
Десетгодишен план за
развитие на ЕЕС
4
Десетгодишният план за развитие съдържа описание на основната инфраструктура
за пренос на електроенергия,
която трябва да се изгради или осъвремени през следващите десет години, в това число:
инвестиционните проекти, за които вече е взето решение;
новите инвестиционни проекти, които трябва да бъдат реализирани през следващите години;
график за всички инвестиционни проекти.
Десетгодишен план - съдържание
5
Основните етапи от изработването на Десетгодишния план са:
– анализ на потреблението на електрическа енергия в ЕЕС на България и прогноза за развитие на електрическите товари до 2020 г.;
– анализ на производствените мощности в ЕЕС на България, включително от възобновяеми енергийни източници (ВЕИ);
– възможности за управление на ЕЕС, мощностен и енергиен баланс до 2020 г. и очакван излишък/недостиг на електроенергия;
– изследване на натоварването на електропреносната мрежа при съществуващите електрически товари и производствени мощности;
– план за развитие на електропреносната мрежа, включително
необходимост от изграждане на нови междусистемни електропроводи;
– оценка на необходимите инвестиции за реализация на предложения план за развитие на електропреносната мрежа.
Десетгодишен план – етапи при
изработване
6
Анализ на потреблението на електрическа енергия (1)
Прогнозата за развитие потреблението на електроенергия на ЕЕС на България до 2020г. се основава на
статистическа информация, макроикономически прогнози на МИЕТ и прогнозите на електроразпределителните
дружества.
При прогнозирането са отчетени следните фактори, които влияят на потреблението на електроенергия в страната:
– Брутен вътрешен продукт, структура и енергоемкост;
– Брой на населението/домакинствата;
– Цена на електроенергията;
– Тенденции в развитието на електроенергийната ефективност.
7
Анализ на потреблението на електрическа енергия
Приети са два основни сценария
за развитие на електропотреблението:
минимален и максимален
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Брутно потребление
минимален вариант, GWh 36615 37381 36901 36955 37602 37682 37452 37102 36752 36617 Брутно потребление
максимален вариант, GWh
37439 38459 37986 38171 39113 39953 40770 41435 41959 42090
Анализ на генериращите мощности (1)
Прогнозата за развитие на генериращите мощности на България до 2020г. се основава на „Програма за прилагане на директива 2001/80/ЕО, касаеща големите горивни инсталации” - приета от Министерски съвет, с решение N216/04.04.2003г.
Периодът от 2010г.-2015г. се характеризира със поетапно извеждане от експлоатация на големи термични централи и включване в електрическата мрежа на генерация от ВЕИ.
9
Относно изграждането на нови конвенционални електроцентрали, периодът 2015г.-2020г.
се характеризира с неяснота
в инвестиционните намерения за строеж на големи генериращи мощности.
Изграждането на АЕЦ “Белене”, изисква значителна промяна в топологията
на преносната електрическа мрежа и затова развитието на мрежата в този период
е разгледано вариантно в Десетгодишния план – с и без изграждане на АЕЦ “Белене”.
Анализ на генериращите мощности (2)
10
Генериращи мощности, планирани за извеждане от експлоатация
Година Централа, блок Генераторна мощност, MW
2010 ТЕЦ „Варна”, блок 1
ТЕЦ „Брикел”
210 200
2011 ТЕЦ „Варна”, блок 2 210
2012 ТЕЦ „Пловдив”
ТЕЦ „Марица 3”
ТЕЦ „Бобов дол”, блок 1 ТЕЦ „Варна”, блок 3
85 120 200 210
2013 ТЕЦ „Варна”, блок 4 210
2014 ТЕЦ „Варна”, блок 5 210
2015 ТЕЦ „Варна”, блок 6
ТЕЦ „Бобов дол”, блок 3 ТЕЦ „Русе”, блок 4
210 200 110
Сумарната мощност на изведените от експлоатация основни генериращи мощности в ТЕЦ
до началото на 2015 г. възлиза на 2175 МW.
11
В новата част на ТЕЦ „Марица-Изток 2” се извършва рехабилитация и довършване на сероочистващите инсталации. Сумарната инсталирана мощност на централата ще се увеличи с около 60MW.
ТЕЦ „Видахим” предвижда рехабилитация на генератори Г1 и Г2, в резултат на което се очаква увеличение на максималната генераторна мощност с 10МW.
Генериращи мощности, планирани за
рехабилитация
12
Нови генериращи мощности от конвенционални централи
Година Електрическа централа, блок Инсталирана мощност, MW
2010 ТЕЦ „AES Гълъбово”, блок 1 344
2011 ТЕЦ „AES Гълъбово”, блок 2 ВЕЦ Цанков камък
344 80 2012 ГПЕЦ Хасково, блок 1
ГПЕЦ Пловдив
ТЕЦ Свилоза (блок 3)
128 50 58
2013 ГПЕЦ Хасково, блок 2 128
2017 АЕЦ Белене, блок 1 1000
2018 АЕЦ Белене, блок 2 Каскада „Горна Арда”
1000 174
Сумарната мощност на въведените в експлоатация конвенционални генериращи мощности
(без АЕЦ „Белене” и каскада „Горна Арда”)
до началото на 2015 година възлиза на 1132МW.
13
Основните проблеми, произтичащи от присъединяването и
експлоатацията на вятърните електрически централи (ВяЕЦ) и фотоволтаичните електрически централи (ФЕЦ) са свързани с:
– управлението на ЕЕС в реално време, без да се нарушават графиците за междусистемни обмени;
– необходимост от бързо развитие на електропреносната мрежа за присъединяване на ВЕИ, без да се нарушава нейната
сигурност;
– осигуряване на финансов ресурс за развитие на преносната мрежа;
– отсяване на инвеститорите на ВЕИ със сериозни намерения;
– необходимост от приоритетно придобиване на земята за изграждане на електропроводи и подстанции.
Възможности за управление на ЕЕС
при присъединяване на ВЕИ (1)
14
Изпълнението на директива 2009/28/EC EU в частта електроенергия и управлението на ЕЕС в реално време (без да се нарушават графиците за междусистемни обмени) е възможно, ако не се допусне инсталиране на повече от
1800MW ВяЕЦ и 600MW ФЕЦ.
Необходимо е да се стимулира изграждането на ВЕЦ и БиоЕЦ.
Възможности за управление на ЕЕС
при присъединяване на ВЕИ (2)
15
Изпълнение на директива 2009/28/EC EU в частта електроенергия
Брутно крайно потребление за 2020г. 42090000 MWh Производство от ВЕЦ на НЕК (без помпи) 2700000 MWh Инсталирана сумарна мощност на ВЕЦ извън НЕК 550 MW Производство от ВЕЦ извън НЕК 815001 MWh Инсталирана сумарна мощност от ВяЕЦ 1800 MW
Производство от ВяЕЦ 3600000 MWh
Инсталирана сумарна мощност от ФЕЦ 600 MW
Производство от ФЕЦ 676200 MWh
Инсталирана сумарна мощност от БиоЕЦ 160 MW
Производство от БиоЕЦ 640000 MWh
Дял на ел.енерг. от ВЕИ от брутното потребление 20.0 %
16
Развитието на мрежа 400kV се обуславя от:
– спирането на блокове 3 и 4 в АЕЦ „Козлодуй” и
тяхното заместване с блокове в Маришкия басейн;
– въвеждането в експлоатация на новите блокове в ТЕЦ „AES Гълъбово”;
– присъединяването на турската ЕЕС към ENTSO-E;
– подобряването сигурността на захранване на гр.Бургас и „Лукойл Нефтохим” АД;
– изнасянето на произведената електроенергия от
ВяЕЦ в Североизточна България към вътрешността на страната.
– изнасянето на произведената електроенергия от ФЕЦ в Югоизточна България към вътрешността на
страната.
План за развитие
на електропреносната мрежа (1)
17
Развитие на мрежа 220kV:
– Концепцията на НЕК и ЕСО е: мрежа 220kV да не се развива повече, за сметка на мрежи 400kV и 110kV.
Нейното развитие е възможно само при крайна необходимост от решаване на локални проблеми в преносната мрежа.
Развитие на мрежа 110kV:
– Развитието на мрежа 110kV се обуславя от:
– подобряване обмена на електроенергия с разпределителните мрежи;
– присъединяване на ВЕИ и конвенционални централи с мощност до 200MW;
– захранване на райони при планови и аварийни ремонти в мрежи 400kV и 220kV.
План за развитие
на електропреносната мрежа (2)
18
Развитие на мрежа 400kV:
– Два нови единични електропровода:
АЕЦ “Белене” - п/ст “Мизия”;
– Нов двоен електропровод:
АЕЦ “Белене” - п/ст “Царевец”;
– Нов единичен електропровод:
АЕЦ “Белене”-п/ст “Образцов чифлик”–п/ст „Свобода”;
– Нов двоен електропровод:
п/ст “Царевец” – п/ст “Пловдив”
с използване на съществуващата връзка п/ст “Златица” - п/ст “Пловдив”;
– Нов шунтиращ реактор в п/ст “Царевец”, 200MVAr, директно свързан към 400kV.
Развитие на електропреносната мрежа при решение за изграждане
на АЕЦ “Белене” (1)
19
Развитие на мрежа 110kV:
– Нов двоен електропровод:
АЕЦ “Белене” - п/ст “Плевен 2”;
– Нов двоен електропровод:
АЕЦ “Белене” - п/ст “ Левски”;
– Нов единичен електропровод:
п/ст „Белене” - АЕЦ “Белене”;
– Нов единичен електропровод:
АЕЦ “Белене” – ТЕЦ „Свищов”;
– Реконструкция на връзките 110kV в района на Левски – Павликени – В. Търново.
Развитие на електропреносната мрежа при решение за изграждане
на АЕЦ “Белене” (2)
20
– Към настоящия етап се счита, че към 2020г.
брутното електропотребление в страната няма да надвиши 42090 GWh.
– Периодът 2010-2015 г. се характеризира с поетапно
извеждане от експлоатация на големи термични централи и ускорено изграждане на ВЕИ,
в изпълнение на Директива 2009/28/ЕО.
– Изграждането на ВЕИ трябва да се съобразява с възможностите на ЕЕС за компенсиране
на техния неравномерен режим на работа
и да съответства на реалните възможности за развитие на електрическата мрежа.
Основни изводи в Десетгодишния план (1)
21
– За присъединяване на предвидените за изграждане ВЕИ в страната, се налага през следващите години
ускорено развитие на електропреносната мрежа главно в Североизточна и Югоизточна България.
– Очакваната изведена от експлоатация сумарна мощност от основни конвенционални централи
до началото на 2015г. е 2175 MW.
– Очакваната въведена сумарна мощност от конвенционални централи (без АЕЦ “Белене” и каскада “Горна Арда”) до началото на 2015г. e 1132MW.
– Периодът 2015-2020 г. се характеризира с неяснота в инвестиционните намерения за изграждане на големи конвенционални производствени мощности.
Основни изводи в Десетгодишния план (2)
22
– Въвеждането в експлоатация на АЕЦ „Белене”
променя съществено топологията и потокоразпределението в електропреносната мрежа, като мрежа 220 kV остава по-слабо натоварена за сметка на мрежа 400 kV.
– Необходимо е увеличаване на трансформаторната мощност 400/110 kV в районите на Бургас, Варна и Добрич.
– Необходимите инвестиции за развитие на електропреносната мрежа до 2020 г.,
без изграждане на АЕЦ Белене, се оценяват на 504,64 млн.лв.
– Допълнителните инвестиции
за нови подстанции и електропроводи при изграждане на АЕЦ „Белене” възлизат на 568,5 млн.лв.
Основни изводи в Десетгодишния план (3)
23
Развитието на електропреносната мрежа, представено в “Десетгодишният план за развитие на ЕЕС на България”,
съответства на “Приоритетен списък на обектите, които трябва да бъдат реконструирани или построени нови, за сигурното функциониране на ЕЕС” в сайта на ЕСО ЕАД
www.tso.bg
Развитие на преносната електрическа мрежа
24
