10_Year_Net_Dev_Plan_BG_2010-2020

План за развитие на преносната

електрическа мрежа на България за периода 2010 – 2020г.

Октомври 2010 г.

2/67

С Ъ Д Ъ Р Ж А Н И Е 1. ВЪВЕДЕНИЕ..................................................................................................................................................... 3 2. АНАЛИЗ НА ПОТРЕБЛЕНИЕТО НА ЕЛЕКТРИЧЕСКА ЕНЕРГИЯ................................................... 4 3. АНАЛИЗ НА ПРОИЗВОДСТВЕНИТЕ МОЩНОСТИ.............................................................................. 6

3.1. НОВИ И РЕХАБИЛИТИРАНИ КОНВЕНЦИОНАЛНИ МОЩНОСТИ .................................................................... 7 3.2. ИНВЕСТИЦИОННИ ПРОЕКТИ ЗА ИЗГРАЖДАНЕ НА ЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ ОТ ВЕИ......................................... 8

4. ПРОГНОЗНИ МОЩНОСТНИ И ЕНЕРГИЙНИ БАЛАНСИ И ВЪЗМОЖНОСТИ ЗА УПРАВЛЕНИЕ НА ЕЕС ............................................................................................................................... 10

5. АНАЛИЗ НА ГЪВКАВОСТТА НА ПРОИЗВОДСТВЕНИТЕ МОЩНОСТИ ..................................... 17 5.1. БАЗОВИ МОЩНОСТИ ................................................................................................................................ 17 5.2. МОЩНОСТИ С ПРИОРИТЕТНО ПРОИЗВОДСТВО ........................................................................................ 17 5.3. БАЛАНСИРАЩИ И РЕЗЕРВИРАЩИ МОЩНОСТИ ......................................................................................... 17 5.4. РЕГУЛИРАЩИ МОЩНОСТИ ....................................................................................................................... 18

6. РАЗВИТИЕ НА ЕЛЕКТРОПРЕНОСНАТА МРЕЖА .............................................................................. 21 6.1. РАЗВИТИЕ НА ПРЕНОСНАТА МРЕЖА ДО 2015Г......................................................................................... 22

6.1.1. Баланс на генерациите и товарите ................................................................................................ 22 6.1.2. Анализ на потокоразпределението в електрическата мрежа..................................................... 25 6.1.3. Изследване на потокоразпределението в преносната електрическа мрежа на България в перспективен модел за 2015г. Вариант с износ на 500 MW от Турция ..................................................... 34

6.2. РАЗВИТИЕ НА ПРЕНОСНАТА МРЕЖА ДО 2020Г......................................................................................... 36 6.2.1. Баланс на генерациите и товарите ................................................................................................ 36 6.2.2. Анализ на потокоразпределението ................................................................................................. 39 6.2.3. Изследване на потокоразпределението в преносната електрическа мрежа на България в перспективен модел за 2020г. Вариант с износ на 500 MW от Турция ..................................................... 46

6.3. РАЗВИТИЕ НА ПРЕНОСНАТА МРЕЖА ДО 2020Г. – ВАРИАНТ С ИЗГРАЖДАНЕ НА АЕЦ „БЕЛЕНЕ” – 2Х1000 MW ........................................................................................................................................................... 47

6.3.1. Баланс на генерациите и товарите ................................................................................................ 47 6.3.2. Анализ на потокоразпределението ................................................................................................. 49 6.3.3. Изводи ................................................................................................................................................ 56

7. ИНТЕЛИГЕНТНИ ЕЛЕКТРИЧЕСКИ МРЕЖИ В БЪЛГАРИЯ........................................................... 57 8. ПЛАН ЗА РАЗВИТИЕ НА ПРЕНОСНАТА ЕЛЕКТРИЧЕСКА МРЕЖА НА БЪЛГАРИЯ ЗА

ПЕРИОДА 2010-2020 Г. ................................................................................................................................. 58 9. ОБЕКТИ ОТ НАЦИОНАЛНО ЗНАЧЕНИЕ.............................................................................................. 65 ЗАКЛЮЧЕНИЕ....................................................................................................................................................... 66 СПИСЪК НА ПРИЛОЖЕНИЯТА ....................................................................................................................... 67

3/67

1. Въведение Десетгодишният план за развитие на електропреносната мрежа на

България е разработен в съответствие с изискванията на чл.87, ал.3 от Закона за енергетиката, на Правилата за управление на ЕЕС, на чл.22 от Директива 2009/72/EO на Европейския парламент и на Съвета, както и изисквания на Европейската организация на операторите на електропреносни системи (ENTSO-E).

Десетгодишният план за развитие съдържа 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. Планът за развитие на електропреносната мрежа на България за периода

2010-2020г. е разработен от колектив специалисти от НЕК, ЕСО и МИЕТ, назначен със заповед на изпълнителния директор на НЕК.

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.

Изграждането на междусистемните електропроводи се определя от общоевропейския десетгодишен план, който се разработва и актуализира на всеки две години от ENTSO-E. Създаването на общоевропейския десетгодишен план се основава на плановете за развитие на участващите в паралелната работа електроенергийни компании.

Графикът за развитие на електропреносната мрежа трябва да предвижда достатъчна перспектива във времето, така че да могат да бъдат изпълнени всички дейности по съгласуване, проектиране, изграждане и въвеждане в експлоатация на планираните нови съоръжения, без да се нарушава нормалната работа на електроенергийната система.

Съгласно „Правила за управление на електроенергийната система”, десетгодишният план трябва да определя развитието на преносната електрическа

4/67

мрежа 400, 220 и 110 кV на ЕЕС на България до 2020 г., така че да се създадат необходимите технически условия за:

- сигурно и качествено снабдяване на потребителите с електрическа енергия;

- ефективно развитие на производствените мощности в страната; - създаване на условия за участие на ползвателите на електропреносната

мрежа в пазара на електрическа енергия при условия на равнопоставеност и гарантиране сигурността и качеството на работа на електроенергийната система.

Изложените в разработката прогнози за развитие на електрическите товари и производствени мощности са направени чрез използуването на съвременни методи на прогнозиране. Използвана е и информацията за развитие на електропотреблението и производствените мощности, предоставена съответно от електроразпределителните и електропроизводствените дружества.

Планът за развитие на електропреносната мрежа, в това число списък на необходимите производствени мощности, се утвърждава от министъра на икономиката, енергетиката и туризма, след което се предоставя на ДКЕВР и се публикува.

2. Анализ на потреблението на електрическа енергия

Прогнозата за развитие на потреблението на електроенергия в България до 2020 г. се основава на статистическата информация, макроикономическите прогнози на МИЕТ и прогнозите на електроразпределителните дружества.

При прогнозирането са отчетени следните фактори, които влияят на електропотреблението в страната:

− брутен вътрешен продукт, структура и енергоемкост;

− брой на населението/домакинствата;

− цена на електроенергията;

− тенденции в развитието на електроенергийната ефективност. Приети са два основни сценария за развитие на електропотреблението:

максимален и минимален, които са показани на Таблица 2.1.

5/67

Таблица 2.1: Прогноза за развитие на брутното електропотребление в страната

Година 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Брутно потребление максимален вариант, GWh

37374 36627 37439 38459 37986 38171 39113 39953 40770 41435 41959 42090

Годишен ръст - максимален вариант, %

-5.20 -2.00 2.22 2.72 -1.23 0.49 2.47 2.15 2.04 1.63 1.26 0.31

Брутно потребление минимален вариант, GWh

37374 36253 36615 37381 36901 36955 37602 37682 37452 37102 36752 36617

Годишен ръст - минимален вариант, %

-5.20 -3.00 1.00 2.09 -1.28 0.15 1.75 0.21 -0.61 -0.93 -0.94 -0.37

Максимален сценарий Електропотреблението през 2010 г. е аналогично на това през 2005 г., след

което започва нарастване. В периода 2011-2012 г. се предвижда нарастване на потреблението, а в периода 2013-2014 г. - лек спад, поради влизането на страната в еврозоната и стартиране на търговията с вредни емисии. След това се предвижда нарастване на електропотреблението, което в началото е по-голямо, а в последствие намалява, поради провеждане на мерки за енергийна ефективност. Към 2020 г. се очаква брутното потребление да достигне 42 090 GWh.

Минимален сценарий Характерно за този сценарий е, че през 2010 г. се предвижда спад на

електропотреблението с 3%. В периода 2013-2014 г. се предвижда допълнителен спад, поради влизането на страната в еврозоната и стартиране на търговията с вредни емисии, след което се предвижда лек ръст. От 2017 г. се предвижда спад на електропотреблението, поради провеждане на мерки за енергийна ефективност и през 2020 г. електропотреблението достига нивото от 2005 г.

От октомври 2008 г. количеството и структурата на потребената в страната електроенергия се изменя непрекъснато под влиянието на финасово-икономическата криза. Почти всички сектори от индустрията реализират спад в дейността си, а някои отделни производства или дейности са напълно прекратени. Анализът на електропотреблението на отделните предприятия показва, че общото намаление на електропотреблението в индустрията достига до 30% за някои месеци. Най-голямо е намалението в секторите черна и цветна металургия, химическата промишленост, добивната промишленост и др. Относително по-малко е намалението на електропотреблението в домакинствата, селското стопанство и транспорта. Поради изменената структура и прекратяване на цели видове производства, статистическите редове за електропотреблението в доминиращите сектори от индустрията, както и в домакинствата и услугите, са пречупени, което обезсмисля използването на статистически подходи за прогнозиране. Детерминистични подходи също са неприложими, тъй като липсват

6/67

прогнози за натурално развитие. На този етап от развитие на държавата единствено възможни са евристични или експертни прогнози, основани на макроикономически закономерности, тъй като в България липсват представителни прогнози за развитие на отделни икономически сектори. Като официален източник за макроикономическа прогноза е приетото Решение №705/31.08.2009 г. на Министерския съвет за средносрочната фискална рамка и основните допускания за периода 2010-2013 г. С Решение №772/1.10.2009г. Министерският съвет прие и публикува Икономически мерки за възстановяване на българската икономика (27.07.2009 г….27.04.2010 г.). В това решение има отказ от енергоемката икономика и „Реформиране на икономиката чрез откриване на енерго- и ресурсоспестяващи производства на основата на нови технологии”. Към споменатите документи следва да се добави прогнозата на Агенцията за икономически анализи и прогнози за макроикономически показатели на България до 2020 г., която Министерството на икономиката, енергетиката и туризма е предоставила на ЕСО ЕАД.

Изброените по-горе документи съдържат предимно парични показатели, без развитие на отделните индустриални сектори. Поради динамично изменящата се структура на секторите, понятието електроемкост (електроинтензивност) на Брутния вътрешен продукт или на паричните дялове на отделните сектори губи представителност и не може да се екстраполира за целите на прогнозите на електропотреблението. Още по-малка е зависимостта между електроемкост и енергоемкост. Това обуславя значителната разлика към 2020 г. между електропотреблението при максималния и минималния сценарии. По коректно е ако предварително се създаде прогноза за натуралното развитие на отделните индустриални сектори и след това се прогнозира тяхното потребление на електроенергия.

За повишаване достоверността на прогнозите за електропотреблението и тяхната актуализация, са осъществени контакти с електроразпределителните и електропроизводствените предприятия, относно техните бизнес намерения и дългосрочната им програма за развитие. Тази информация ще се актуализира във времето, защото повечето от тези предприятия разполагат с прогноза до 2016 г. и удължаването на прогнозния период до 2020 г. изисква допълнително време.

3. Анализ на производствените мощности Прогнозата за развитие на производствените мощности на България до

2020 г. се основава на изразените от производствените дружества инвестиционни намерения и на „Програма за прилагане на директива 2001/80/ЕО, касаеща големите горивни инсталации”, приета от Министерски съвет с решение № 216/04.04.2003 г., която е Приложение към договора за присъединяване на България към Европейския съюз.

Анализът на развитието на производствените мощности показва следното:

− Ако държавата не задължи производствените дружества да изпълнят мерките в Програмата за прилагане на директива 2001/80/ЕО периодът от 2010-2015 г. ще се характеризира с поетапно извеждане от експлоатация на големи термични централи (Таблица 3.1) и изграждане на голям обем електроцентрали от възобновяеми източници;

− Периодът 2015-2020 г. се характеризира с по-голяма неяснота в инвестиционните намерения за изграждане на големи производствени

7/67

мощности, изискващи съответно съществени промени в топологията на мрежата. По тези причини, развитието на мрежата в този период се разглежда вариантно: с и без изграждане на АЕЦ “Белене”.

Таблица 3.1: Производствени мощности, планирани за извеждане от експлоатация

Година Централа, блок Генераторна мощност, MW

2010 ТЕЦ „Варна”, блок 1 210

2011 ТЕЦ „Варна”, блок 2 ТЕЦ „Брикел”

210 200

2012

ТЕЦ „Пловдив” ТЕЦ „Марица 3” ТЕЦ „Бобов дол”, блок 1 ТЕЦ „Варна”, блок 3

85 120 200 210



2015 ТЕЦ „Варна”, блок 6 ТЕЦ „Бобов дол”, блок 3 ТЕЦ „Русе”, блок 4

210 200 110

Сумарната мощност на предвижданите от производителите за извеждане от експлоатация в ТЕЦ до края на 2015 г. възлиза на 2175 МW.

3.1. Нови и рехабилитирани конвенционални мощности Прогнозата за въвеждане в експлоатация на нови конвенционални

производствени мощности в периода до 2020 г. е показана в Таблица 3.2. За ТЕЦ „Марица изток 2” e предвидена рехабилитация и сероотчистваща

инсталация на блокове 5 и 6. Ще се модернизират и блокове 7 и 8. Сумарната инсталирана мощност на централата се очаква да се повиши с около 60 MW в резултат на рехабилитацията.

ТЕЦ „Видахим” предвижда рехабилитация на генератори Г1 и Г2, в резултат на което се очаква увеличение на максималната генераторна мощност с 10 МW.

Очакваните изменения на мощностите за комбинирано производство на електро и топлоенергия в топлофикационните централи, както и от ВЕЦ, са включено в Таблица 4.1.

8/67

Таблица 3.2: Предвиждани за изграждане нови производствени мощности от конвенционални централи

Година Електрическа централа, блок Инсталирана мощност, MW

2010 ТЕЦ „AES Гълъбово”, блок 1 335

2011 ТЕЦ „AES Гълъбово”, блок 2 ВЕЦ „Цанков камък”

335 80

2012 ГПЕЦ „Хасково”, блок 1 ГПЕЦ „Пловдив”

130 50

2013 ГПЕЦ „Хасково”, блок 2 130

2017 АЕЦ „Белене”, блок 1 1000

2018 АЕЦ „Белене”, блок 2 Каскада „Горна Арда”

1000 170

Общо 3230

Без АЕЦ „Белене” и каскада „Горна Арда” сумарната мощност на планираните за въвеждане в експлоатация конвенционални производствени мощности в ТЕЦ до края на 2015 г. възлиза на 980 МW.

3.2. Инвестиционни проекти за изграждане на електроцентрали от ВЕИ

Поради действието на преференциална изкупна цена през периода до 2015 г. се очаква чувствително увеличаване на инсталираните мощности и производството на електроенергия от ВЕИ, предимно вятърни електрически централи (ВяЕЦ) и фотоволтаични електрически централи (ФЕЦ),. Тяхното присъединяването към ЕЕС на България е свързано с решаването на следните два основни проблема:

− Балансиране на производството и потреблението в реално време при наличие на значително непостоянство на работната мощностна електроцентралите от ВЕИ;

− Ускорено развитие на електрическата мрежа за присъединяване на електроцентрали от ВЕИ.

Балансиране на производството и потреблението в реално време при наличие на голям дял от ВяЕЦ и ФЕЦ Работната мощност на ВяЕЦ и ФЕЦ е в пряка зависимост от интензивността

на вятъра и слънчевата радиация. Измененията в работната мощност от ВяЕЦ и ФЕЦ се компенсират чрез конвенционалните електрически централи, предимно чрез промяна натоварването на ВЕЦ. От гледна точка на изискванията за регулиране на обменните мощности на ЕЕС на България в електроенергийното обединение на ENTSO-E, възможностите на нашата ЕЕС да присъединява нови ВяЕЦ и ФЕЦ е ограничена и се определя от наличните към момента регулиращи мощности и разполагаемия диапазон за регулиране. Голямото количество ВЕИ ще предизвиква големи и внезапни промени в баланса производство-потребление

9/67

на нашата ЕЕС и при недостатъчни регулиращи мощности ще води до нарушаване на графиците за обмен на електроенергия със съседните ЕЕС, членки на ENTSO-E, за което България може да търпи санкции. Сегашните електроцентрали от ВЕИ не могат да предоставят на системния оператор допълнителни услуги (първично регулиране, вторично регулиране, третично регулиране, регулиране на напрежението) и не могат да участват в противоаварийното управление на ЕЕС и възстановяване на ЕЕС след тежки аварии. ФЕЦ не могат да участват в покриването на максималните зимни товари, които са вечер около 19-21ч., а ВяЕЦ произвеждат най-много електроенергия в периода 02-06ч., когато потреблението е най-ниско и има излишък от електроенергия в системата.

В тази връзка е необходимо, чрез съответните икономически механизми, да се управлява оптимално инвестиционния процес в изграждането на ВяЕЦ и ФЕЦ, за да може от една страна да се изпълни Директива 2009/28/EC EU, в частта производство и потребление на електроенергия от ВЕИ, а от друга страна, да не се нарушава качеството на управление на ЕЕС на България и сигурността на доставките на електроенергия, в съответствие с изискванията на ENTSO-E.

Анализът на техническите възможности за управление на ЕЕС на България при съществуващата изграденост и планираното развитие на производствените мощности показва, че за да се гарантира качеството на управление и сигурността на електроенергийните доставки, в съответствие със стандартите на ENTSO-E, е необходимо до 2020г. инсталираната мощност във ВяЕЦ да не надвишава 1800 MW, а тази във ФЕЦ – 600 MW. Тези стойности трябва да се актуализират всяка година в зависимост от реалното развитие на ЕЕС и наличните регулиращи мощности. От гледна точка управлението на ЕЕС, е препоръчително да се стимулира изграждането на БиоЕЦ.

Развитие на преносната електрическа мрежа при присъединяването на ВЕИ ВЕИ обикновено се изграждат в райони, където няма електрическа мрежа

или съществуващата е оразмерена за захранване на малки електрически товари. При съществуващата нормативна уредба, не е възможно изграждането на нови електропроводи и подстанции да се осъществява с темповете на изграждане на ВЕИ. Не е възможно да се реконструира и развива съществуващата преносна електрическа мрежа, преди да се построят необходимите нови електропроводи и подстанции, защото се намалява сигурността на електрозахранването и се увеличава рискът от каскадни аварии в големи райони от страната.

За да се отговори на непрекъснато нарастващите потребности от присъединяване на нови ВЕИ, е необходимо да се осигурят условия за бързо и изпреварващо развитие на преносната електрическа мрежа чрез разработването на ефективни икономически механизми и адекватна нормативна уредба.

10/67

4. Прогнозни мощностни и енергийни баланси и възможности за управление на ЕЕС

За развитието на електропреносната мрежа на страната в перспектива до 2020 г. определящи се явяват мощностните и електроенергийните баланси при максималния вариант на прогноза за развитие на електропотреблението. Поради тази причина, в разработката са анализирани по-подробно само балансите за сценария без изграждане на АЕЦ „Белене”, условно наречен MAX1, и сценария с изграждане на АЕЦ „Белене” - MAX2.

Ако въведените нови производствени мощности, в т.ч. измененията в топлофикационните централи, се обединят по основните видове централи – ТЕЦ, АЕЦ и ВЕИ, тяхното развитие е показано в Таблица 4.1.

Таблица 4.1: Нови производствени мощности по видове източници

MAX1

Вид/Година 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Всичко

ТЕЦ 335 335 180 130 980

АЕЦ 0

ВЕИ, в т.ч. 230 250 200 400 350 100 240 300 2070

ВЕЦ 80 25 170 275

ВяЕЦ 150 150 200 300 300 300 1 400

Фотоволтаици 100 100 100 300

Биомаса 25 70 95

Всичко 335 565 430 330 400 350 100 0 240 0 300 3050

MAX2

Вид/Година 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Всичко

ТЕЦ 335 335 180 130 980

АЕЦ 1000 1000 2000

ВЕИ, в т.ч. 230 250 200 400 350 100 240 300 2070

ВЕЦ 80 25 170 275

ВяЕЦ 150 150 200 300 300 300 1 400

Фотоволтаици 100 100 100 300

Биомаса 25 70 95

Всичко 335 565 430 330 400 350 100 1000 1240 0 300 5050

Наред с посочените конвенционални мощности, в т.ч. каскада „Среден Искър” и каскада „Горна Арда”, и в двата разработени сценария до 2020 г. се предвижда да бъдат въведени 1700 МW ВяЕЦ, 300 МW ФЕЦ, 100 МW ТЕЦ на биомаса,

В периода 2010-2020 г. в сценарий MAX1 са планирани за изграждане общо 3050 МW нови мощности, а в сценарий MAX2 – 5050 МW. Разликата от 2000 МW се дължи на включването на АЕЦ „Белене” в сценарий MAX2.

11/67

Прогнозираните брутни мощностни баланси за двата разработени сценария са посочени в Таблица 4.2. Те отразяват намеренията на производителите за извеждане на блокове от експлоатация (Табл. 3.1). При по-нататъшно изясняване на реалните мерки по програмата от 2003 г. тези баланси ще се актуализират.

Таблица 4.2: Прогнозни брутни мощностни баланси при екстремни максимални зимни товари на ЕЕС на България, МW

MAX1

Централа/Година 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Брикел 150 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

AES Гълъбово 0 660 660 660 660 660 660 660 660 660 660

Марица Изток 2 1329 1137 1124 1134 1144 1359 1359 1359 1359 1359 1359

Марица Изток 3 898 898 871 871 871 444 444 444 444 444 444

Марица 3 105 105 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Варна 400 400 200 200 200 0 0 0 0 0 0

Русе 155 155 155 155 155 45 45 45 45 45 45

Бобов дол 370 370 180 180 180 0 0 0 0 0 0

Общо топлоф. ТЕЦ 285 285 285 285 285 405 405 405 405 405 405

Зав. ТЕЦ 250 250 305 305 310 310 315 315 325 325 325

ОБЩО ТЕЦ 3942 4240 3760 3770 3785 3203 3208 3208 3218 3218 3218

АЕЦ Козлодуй 2080 2080 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100

Общо ВЕЦ 1360 1020 1440 1374 1275 1595 1618 1637 1674 1715 1761

Общо ВяЕЦ 155 285 425 658 795 921 940 958 969 980 991

Общо ФЕЦ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Общо Биомаса 5 15 25 35 50 65 75 85 95 100 100

Сума работни мощности 7542 7640 7750 7937 8005 7884 7941 7988 8056 8113 8170

Екстремален товар РБ 7042 7090 7200 7237 7305 7384 7441 7488 7556 7613 7670

Износ 500 550 550 700 700 500 500 500 500 500 500

Студен резерв по норма 1020 1022 1074 1064 1046 1129 1129 1129 1129 1129 1129

Активиран студен резерв 390 390 402 402 402 450 450 450 450 450 450

Остатъчен студен резерв 630 632 672 662 644 679 679 679 679 679 679

12/67

MAX2

Централа/Година 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Брикел 150 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

AES Гълъбово 0 660 660 660 660 660 660 660 660 660 660

Марица Изток 2 1329 1137 1124 1134 1144 1359 1359 1359 1359 1359 1359

Марица Изток 3 898 898 871 871 871 444 444 444 444 444 444

Марица 3 105 105 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Варна 400 400 200 200 200 0 0 0 0 0 0

Русе 155 155 155 155 155 45 45 45 45 45 45

Бобов дол 370 370 180 180 180 0 0 0 0 0 0

Общо топлоф. ТЕЦ 285 285 285 285 285 405 405 405 405 405 405

Зав. ТЕЦ 250 250 305 305 310 310 315 315 325 325 325

ОБЩО ТЕЦ 3942 4240 3760 3770 3785 3203 3208 3208 3218 3218 3218

АЕЦ Козлодуй 2080 2080 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100

АЕЦ Белене 1000 2000 2000 2000

Общо ВЕЦ 1360 1020 1440 1374 1275 1595 1618 1637 674 715 761

Общо ВяЕЦ 155 285 425 658 795 921 940 958 969 980 991

Общо ФвЕЦ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Общо Биомаса 5 15 25 35 50 65 75 85 95 100 100

Сума работни мощности 7542 7640 7750 7937 8005 7884 7941 8988 9056 9113 9170

Екстремален товар РБ 7042 7090 7200 7237 7305 7384 7441 7488 7556 7613 7670

Износ 500 550 550 700 700 500 500 1500 1500 1500 1500

Студен резерв по норма 1020 1022 1074 1064 1046 1129 1129 1129 1129 1129 1129

Активиран студен резерв 390 390 402 402 402 450 450 450 450 450 450

Остатъчен студен резерв 630 632 672 662 644 679 679 679 679 679 679

13/67

За развитие на електропреносната мрежа по-напрегнат се явява сценарий MAX2, при който се предвижда въвеждането в експлоатация на АЕЦ „Белене” с мощност 2000 МW в периода 2017-2018г. Прогнозираното развитие на нови производствени мощности при него е представено в графичен вид на Фиг. 4.1.

0

200

400

600

800

1000

1200

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

МВт

ТЕЦ АЕЦ ВЕИ

Фиг. 4.1: Нови производствени мощности – Сценарий MAX2

Прогнозираните електроенергийни баланси при двата разработени сценария са показани в Таблица 4.3. При изясняване на реалните срокове за извеждане на блокове от експлоатация тези баланси ще се актуализират.

14/67

Таблица 4.3: Прогнозни брутни електроенергийни баланси при максимална прогноза на потребление, GWh

MAX1

Централа/година 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Брикел 800 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

AES Гълъбово 610 2 643 4 306 4 430 4 430 4 430 4 307 4 293 4 430 4 430 4 444

Марица изток 2 7 429 8 810 7 399 7 892 7 969 6 684 6 495 6 613 6 799 6 761 6 757

Марица изток 3 6 154 6 154 3 468 1 809 1 535 1 266 1 259 1 266 1 266 1 266 1266

Марица 3 660 224 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Варна 2 249 938 1 135 1 308 1 493 0 0 0 0 0 0

Русе – конд. част 770 770 773 770 770 0 0 0 0 0 0

Бобов дол 1 108 1 195 1 367 1 363 1 363 0 0 0 0 0 0

Общо топлоф. ЕЦ 2 200 2 250 2 300 2 350 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400

Общо заводски ЕЦ 2 300 2 450 2 500 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600

ОБЩО ТЕЦ 24280 25434 23248 22522 22560 17380 17061 17172 17495 17457 17467

АЕЦ Козлодуй 14178 14178 14225 14177 14177 14177 14245 14177 14177 14177 14225

АЕЦ Белене 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ВЕЦ и ПАВЕЦ 3 010 3 020 3 130 3 140 3 150 3 160 3 470 3 480 3 490 3 500 3 515

Други ВЕИ 637 956 1275 1650 2025 2400 2775 3150 3525 3900 4275

Общa брутна разполагаемост 42105 43588 41878 41489 41912 37117 37551 37979 38687 39034 39482

Прогнозирано бруто потребление

36627 37439 38459 37986 38171 39113 39953 40770 41435 41959 42090

Баланс - Излишък (+)/Недостиг (-)

5 478 6 149 3 419 3 503 3 741 -1996 -2402 -2791 -2748 -2925 -2608

15/67

Продължение

MAX2

Централа/година 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Брикел 800 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

AES Гълъбово 610 2 643 4 306 4 430 4 430 4 430 4 307 4 293 4 430 4 430 4 444

Марица изток 2 7 429 8 810 7 399 7 892 7 969 6 684 6 495 6 613 6 799 6 761 6 757

Марица изток 3 6 154 6 154 3 468 1 809 1 535 1 266 1 259 1 266 1 266 1 266 1266

Марица 3 660 224 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Варна 2 249 938 1 135 1 308 1 493 0 0 0 0 0 0

Русе – конден.част 770 770 773 770 770 0 0 0 0 0 0

Бобов дол 1 108 1 195 1 367 1 363 1 363 0 0 0 0 0 0

Общо топлоф. ЕЦ 2 200 2 250 2 300 2 350 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400

Общо заводски ЕЦ 2 300 2 450 2 500 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600

ОБЩО ТЕЦ 24280 25434 23248 22522 22560 17380 17061 17172 17495 17457 17467

АЕЦ Козлодуй 14178 14178 14225 14177 14177 14177 14245 14177 14177 14177 14225

АЕЦ Белене 0 0 0 0 0 0 0 4 371 10515 15123 15170

ВЕЦ и ПАВЕЦ 3 010 3 020 3 130 3 140 3 150 3 160 3 470 3 480 3 490 3 500 3 515

Други ВЕИ 637 956 1275 1650 2025 2400 2775 3150 3525 3900 4275

Общa брутна разполагаемост 42105 43588 41878 41489 41912 37117 37551 42350 49202 54157 54652

Прогнозирано бруто потребление

36627 37439 38459 37986 38171 39113 39953 40770 41435 41959 42090

Баланс - Излишък (+)/Недостиг (-) 5 478 6 149 3 419 3 503 3 741 -1996 -2402 1 580 7 767 12198 12562

Ако ЕЕС на страната се развива по сценарий MAX1 (със средногодишен ръст на електропотребление 1.4% и без изграждане на АЕЦ „Белене”), до 2015г. не се очакват затруднения в електроснабдяването, поради наличието на достатъчно производствени мощности. След 2015г., когато производителите предвиждат да изведат от експлоатация голяма част от съществуващите термични блокове, е възможно да се появи дефицит на електроенергия между 2000 и 3000 GWh годишно, който трябва да бъде компенсиран с евентуален внос. За да се избегне такъв недостиг държавата следва да задължи производителите да изпълняват мерките, предвидени в програмата от 2003 г., приложена към договора за присъединяване на България към Европейския съюз.

При развитие на електроенергийната система по сценарий MAX2 (със средногодишен ръст на електропотребление 1.4% и с изграждане на АЕЦ „Белене”) в периода 2018 – 2020 г., страната ни ще има възможност за износ на електроенергия между 8000 и 12000 GWh годишно. Това показва, че изграждането на АЕЦ „Белене” не е необходимо за покриване на вътрешното електропотребление в страната. АЕЦ „Белене” може да има смисъл единствено при наличие на дългосрочни междудържавни договори за доставка на електроенергия. за страни от балканския регион, като в този случай е необходимо да се осигури допълнителна преносна способност на междусистемните

16/67

електропроводи за реализиране на тези доставки. В противен случай, проектът „Белене” ще бъде изложен на пазарната конкуренция на останалите регионални проекти, което неминуемо ще доведе до увеличаване на финансовия му риск.

Прогнозираните възможности на страната за внос и износ на електроенергия до 2020 г. при двата разработени сценария са илюстрирани на Фиг. 4.2.

-3000

-1000

1000

3000

5000

7000

9000

11000

13000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

ГВтч

Сценарий MAX1 Сценарий MAX2

Фиг. 4.2: Прогнозирани възможности за внос и износ на електроенергия

Прогнозираното електропроизводство от ВЕИ е представено в Таблица 4.4.

Таблица 4.4: Прогнозирано електропроизводство от ВЕИ, GWh

Вид/Година 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

ВЕЦ на НЕК 2 300 2 300 2 400 2 400 2 400 2 400 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700

ПАВЕЦ 650 685 720 755 790 825 860 895 930 965 1 000

ВЕЦ извън НЕК 710 720 730 740 750 760 770 780 790 800 815

Други ВЕИ 637 956 1 275 1 650 2 025 2 400 2 775 3 150 3 525 3 900 4 275

Всичко ВЕИ 2 997 3 291 3 685 4 035 4 385 4 735 5 385 5 735 6 085 6 435 6 790

Бруто ел. потребление 36 627 37 439 38 459 37 986 38 171 39 113 39 953 40 770 41 435 41 959 42 090

Дял на ВЕИ, % 8.2 8.8 9.6 10.6 11.5 12.1 13.5 14.1 14.7 15.3 16.1

При приетото в разработката развитие на производството от ВЕИ се предвижда към 2020г. то да достигне 16.13% от прогнозираното брутно електропотребление в страната, с което ще бъдат изпълнени поставените пред страната индикативни цели.

17/67

5. Анализ на гъвкавостта на производствените мощности

5.1. Базови мощности В състава на базовите мощности влизат АЕЦ и ТЕЦ. Последните

предоставят, също така, спомагателни услуги. Съгласно изискванията на чл.16, ал.2, в) на Директива 2009/28/ЕО,

държавите-членки гарантират, че при диспечиращите електропроизводствени инсталации операторите на преносните системи дават приоритет на тези електроцентрали, които използват ВЕИ, при запазване на сигурната експлоатация на националната ЕЕС. Централите, предоставящи спомагателни услуги, гарантират сигурността на работа на ЕЕС и сигурността на електроенергийните доставки, регламентирани с Директиви 2009/72/ЕО и 2005/89/ЕО. На практика, тези централи са решаващи за надеждността на всяка ЕЕС, респективно за жизнеността на всеки електроенергиен пазар.

За разлика от централите, участващи в регулирането на честотата и обменните мощности, АЕЦ произвежда евтина електроенергия, но не може да предоставя тази спомагателна услуга. Това създава определени трудности при покриване на баланса на ЕЕС в периодите на минимално натоварване и при наличие на принудено производство от ВЕЦ и ВяЕЦ. Тези трудности се проявиха през пролетта на последните две години, когато се наложи работната мощност на АЕЦ „Козлодуй” да бъде ограничавана поради голямата приточност в комплексните язовири и принудената работа на ВЕЦ през пролетното пълноводие. С ускореното навлизане на ВЕИ и по-специално ВяЕЦ, вероятността от принудително ограничаване на работната мощност на АЕЦ ще се увеличава.

5.2. Мощности с приоритетно производство Към мощностите с приоритетно производство се числят високоефективните

централи за комбинирано производство на електро и топло енергия (ко-генерации), както и електроцентралите от ВЕИ (ВяЕЦ, фотоволтаици, биомаса и др.). С изключение на ВяЕЦ, всички останали мощности са в състояние да следват денонощната товарова диаграма. За сметка на това ВяЕЦ имат най-голям прогнозен дял сред централите с приоритетно производство. Непостоянството на първичния енергиен ресурс на ВЕИ води до проблеми с поддържане баланса между производство и потребление. Това налага при планирането на мощностните баланси да се обърне специално внимание на балансиращите и регулиращите мощности.

5.3. Балансиращи и резервиращи мощности По информация от производителите до 2015 г. ще бъдат изведени от

експлоатация ТЕЦ ”Варна”, ТЕЦ ”Бобов дол”, ТЕЦ ”Марица 3” и ТЕЦ ”Русе”-блок 4, които понастоящем участват в поддържане баланса между производството и потреблението в денонощен разрез. Очаква се те да бъдат заместени от ТЕЦ „AES Гълъбово” и ВЕИ. Ако проектираните вятърни, водни и атомни агрегати са нерегулируеми, балансиращата способност (гъвкавостта) на ЕЕС ще бъде нарушена. За да се гарантира достатъчно и гъвкаво развитие на производствените мощности е необходимо да се предприемат допълнителни мерки.

18/67

Възможните технически решения са следните: - Двата блока в АЕЦ ”Белене” да могат да регулират отдаваната мощност

в диапазона 600-1000 MW, както и да се спират и пускат около 10 пъти в периода между всяка горивна кампания на блок;

- Агрегатите от каскада “Горна Арда” да работят в помпено-акумулиращ режим;

- Доизграждане на язовир „Яденица” и свързващия тунел с язовир „Чаира” с цел повишаване продължителността на непрекъсната работа на ПАВЕЦ „Чаира” в помпен или в генераторен режим;

- ВяЕЦ с обща инсталирана мощност по-голяма от 15 MVA да имат групово управление по активна мощност и възможност за плавна промяна на работната активна мощност по задание от диспечера;

- Изграждане на заместващи газови и/или газо-парови модули; - Преминаване на малките ВЕЦ с горен изравнител под централизирано

диспечерско управление от ЕСО-ЕАД чрез операторите на разпределителните мрежи, което да се регламентира в нормативната уредба. (По подобие на управлението на вятърните електроцентрали, тази мярка изисква малко инвестиции, но предполага непреработени първични ресурси в часовете на минимално натоварване през пролетния сезон и намалена използваемост на инсталираните мощности).

Изборът на някоя от гореспоменатите мерки или комбинация от тях е въпрос на технико-икономически анализ, съобразен с развитието на електроенергийния пазар в страната и региона.

5.4. Регулиращи мощности Непрестанните изменения на товарите и неизменните смущения в ЕЕС

изискват наличие на достатъчен резерв с разнообразни скоростни характеристики. Колебанията на мощността от ВяЕЦ оказват допълнително влияние върху размера и качеството на резервите за вторично и третично регулиране.

В Таблица 5.1 е посочен прогнозният наличен максимален бърз почасов резерв в ЕЕС на България за 2020 г., който е съобразен с товара, ограниченията за използване на водните ресурси и броя работещи генератори в ТЕЦ, които могат да предоставят вторично регулиране за всеки един период от време.

19/67

Таблица 5.1: Прогнозни стойности на наличния бърз резерв до 2020 г.

Месец

Среден почасов резерв от

ТЕЦ, MW

Стандартно отклонение

(σ), MW

Разполагаемост от ВЕЦ (непроизводство на база разполагаемост на воден ресурс),

MW

Общ разполагаем резерв -

средночасови стойности,

MW

Общ разполагаем максимален резерв - 68.3% вероятност,

MW

Януари 138 175 519 657 832

Февруари 146 157 628 774 931

Март 131 148 554 685 833

Април 101 124 314 415 539

Май 118 137 436 554 691

Юни 106 119 348 454 573

Юли 109 115 404 513 628

Август 123 118 286 409 527

Септември 121 130 346 467 597

Октомври 130 152 506 636 788

Ноември 146 172 401 547 719

Декември 139 173 731 870 1043

Забележка: Средночасов бърз резерв за 2020 година: 624 MW. Стандартно отклонение (σ) на средночасовия бърз резерв за 2020 година: ±166 MW. Наличен средночасов бърз резерв с вероятност 68,3% за 2020 година: 458 MW.

Прогнозата е направена при следните предпоставки: - За база са взети статистическите данни за 2008 г. и са приведени към

2020 г.; - Обезпеченостите на комплексните язовири са приведени към нормално

влажна година; - Ефектът от недостига на въглища в ТЕЦ „Варна” от януари 2008 г. е

приведен към нормални условия; - Отразено е излизане от експлоатация на регулиращите ТЕЦ „Варна” и

ТЕЦ „Бобов дол”; - Отразено е влизане в експлоатация на регулиращите ТЕЦ „AES

Гълъбово” и ВЕЦ „Цанков камък”;

20/67

- Отразено е намалено производство в ТЕЦ (респ. предоставян резерв) поради нарастване производството от ВЕИ;

- Не се взема предвид участието на работещи ВЕЦ във вторично регулиране и третичен резерв;

- Взема се предвид недопроизводството от ВЕЦ поради недостиг на воден ресурс или технологични ограничения;

- Не е отразено изграждането на нови газо-парови мощности; - Не е отразено изграждането на каскада „Горна Арда”; - Не е отразено изграждането на АЕЦ „Белене”. При определяне на максималната инсталирана мощност от ВяЕЦ към

преносната и разпределителните електрически мрежи, с оглед възможностите за управление на ЕЕС и изпълнение графиците за междусистемни обмени, се изхожда от големината на средночасовия бърз резерв, с вероятност 68,3% (σ) за 2020 г., който е 458 MW. На негова основа и отчитайки коефициента на ефективна приведена мощност от вятъра Кв.м.= 0.25 (определен на база наличните статистически данни за 2008 г.), е определена допустима инсталирана мощност от ВяЕЦ в ЕЕС на България в размер на 1832 MW към 2020 г. Над тази инсталирана мощност от ВяЕЦ качеството на балансиране и регулиране на ЕЕС се влошава значително, като могат да се получат големи и недопустими отклонения от графиците за междусистемни обмени и да се предизвикат системни аварии.

В съответствие с решение на Техническия съвет на НЕК от 29.04.2010 г. е прието, че общата инсталирана мощност във ВяЕЦ през 2020 г. ще достигне 1 700 MW.

Може да се заключи, че при посочените по-горе предпоставки до 2020 г. наличните регулиращи мощности ще бъдат достатъчни за управлението на ЕЕС и не е необходимо изграждането на нови.

21/67

6. Развитие на електропреносната мрежа Изследването на натоварването на преносната мрежа се осъществява чрез

разработване на изчислителни модели на ЕЕС на България за възможните гранични режими на работа. Изчислителните модели включват и преносните електрически мрежи на останалите държави от ENTSO-E (основно ЕЕС от Югоизточна Европа), които оказват влияние на потокоразпределението в ЕЕС на България.

Елементите от българската ЕЕС са моделирани на нива 400, 220 и 110 kV, а на другите ЕЕС само на 380/400 и 150/220 kV. За моделиране на електропроводите е използвана П-образна заместваща схема, като е моделирана активната проводимост към земя, отразяваща загубите от корона в ЕП 400 kV. Всички системни автотрансформатори, както и блочните трансформатори в електрическите централи, са моделирани с Г-образна заместваща схема. Оценката на натоварването на електропроводите е извършена спрямо допустим ток за съответното сечение на електропровода. Граничните стойности на нивата на напрежение в електрическата мрежа са взети съгласно определените в БДС IEC 60038 +A1 +A2 максимални трайнодопустими работни напрежения (за горна граница) и изчислените по статична устойчивост минимални напрежения (за долна граница). Изчислението на натоварването на трансформаторите е извършено спрямо номиналната им мощност.

Съгласно „Правила за управление на ЕЕС”, е направена проверка за изпълнението на критерия „n-1” за всяка от изследваните схеми.

Развитието на мрежа 400 kV 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; − осъществяването на напречна връзка на мрежа 400 kV; − подобряването сигурността на захранване на гр. Бургас и „Лукойл

Нефтохим”; − изнасянето на произведената електроенергия от ВяЕЦ в Североизточна

България към вътрешността на страната; − подобряването на сигурността и повишаването на обмена на

електроенергия с Гърция. Развитие на мрежа 220 kV Приета е концепцията преносната мрежа 220 kV да не се развива повече,

за сметка на мрежи 400 kV и 110 kV. Нейното развитие се допуска само при крайна необходимост от решаване на локални проблеми в преносната мрежа.

Развитието на мрежа 110 kV се обуславя от:

− присъединяването на ВЕИ и конвенционални централи с мощност до 200 MW;

− подобряването сигурността на захранване на отделни райони при планови и аварийни ремонти в мрежи 400 kV и 220 kV;

− подобряването на обмена на електроенергия с разпределителните мрежи.

22/67

Основни направления в бъдещото развитие на електропреносната мрежа:

− увеличаване преносните способности на мрежа 110 kV в Североизточна България, с което да се създадат необходимите технически условия за присъединяване на планираните за изграждане ВЕИ;

− при продължаващо нарастване на генерацията от ВЕИ в Североизточна България, изграждане на две нови подстанции 400/110 kV в районите на Видно и Свобода;

− подобряване захранването на курортните комплекси по южното черноморско крайбрежие и присъединяване на нови подстанции 110 kV между п/ст „Бургас” и п/ст „Лазур”;

− увеличаване преносната способност на мрежа 110 kV на територията на София във връзка със значителното нарастване на товарите през последните години;

− завършване на ЕП 400 kV „Козница” (Пловдив - Златица);

− осигуряване на второ захранване 110 kV на гр.Оряхово от АЕЦ „Козлодуй”;

− завършване реконструкциите на п/ст „Добруджа” и п/ст „Варна”;

− изграждане на нови ЕП 400 kV Пловдив-Марица изток 3, паралелно на съществуващите или ЕП 400 kV ТЕЦ Марица изток 2 или 3 - Карлово;

− изграждане на нов ЕП 400 kV МИ (Гълъбово) - Бургас.

− подобряване захранването на гр. Русе;

− подобряване захранването на гр. Самоков и зимен курортен комплекс „Боровец”.

6.1. Развитие на преносната мрежа до 2015г.

6.1.1. Баланс на генерациите и товарите Според приетия максимален сценарий на прогнозата за развитие на

електрическите товари в страната (MAX1 и MAX2) през следващия десетгодишен период, приетият екстремален електрически товар за 2015 г. е 7384 MW. Участието на отделните производствени източници в неговото покритие е показано в Таблица 6.1.

Таблица 6.1: Участие на производствените източници в покритието на максималния товар – етап 2015 г.

Централа Работна мощност,

MW

AES Гълъбово 660 генератор 1 330 генератор 2 330 МИ 2 1 359 генератор 1 177 генератор 2 165 генератор 3 175 генератор 4 177 генератор 6 225

23/67

генератор 7 225 генератор 8 215 МИ 3 444 генератор 3 227 генератор 4 217 ТЕЦ Русе 45 генератор 6 45 Топлофикационни ТЕЦ 405 Пловдив 30 Сливен 25 София 50 София изток 120 София запад 120 Република 40 Други ТФЕЦ 20 Заводски ТЕЦ 310 Лукойл 20 Девня 65 Свищов 150 Видин 40 Други зав.ТЕЦ 35 Общо ТЕЦ 3 223 АЕЦ Козлодуй 2 100 генератор 9 1 045 генератор 10 1 055 Общо ВЕЦ 1595 Батак 20 Пещера 75 Алеко 30 Тешел 30 Девин 30 Цанков камък 80 Орфей 150 Кричим 80 Кърджали 0 Студен кладенец 23 Ивайловград 49 Белмекен 143 Сестримо 113 Момина клисура 45 Пасарел 25 Кокаляне 22 Санданска бистрица 20 Малки ВЕЦ 60 Чаира 600 Общо ВяЕЦ 900 Общо ФвЕЦ 0 Общо Биомаса 66 Сума работни мощности 7 884 Товар РБ 7 384 Баланс (Салдо) 500 Студен резерв 679

24/67

Планирани нови елементи на преносната електрическа мрежа: Подстанции 400/110 kV „Видно” 400/110 kV „Свобода” ВС 110 kV „Маяк” ВС 110 kV ,,Пролез” Нови електропроводи ЕП 400 kV „Видно - Свобода” - двоен ЕП 110 kV „Курило - Металургична” - двоен ЕП 110 kV „Бобов дол – Марек” - двоен ЕП 110 kV „Добрич – Маяк” - двоен ЕП 110 kV „Хасково - Узунджово” - двоен ЕП 110 kV „Хасково - Д. Канев” - двоен ЕП 110 kV „Каварна - Варна север” - двоен ЕП 110 kV „Каварна – Маяк” - двоен ЕП 400 kV „МИ - Бургас” ЕП 400 kV „МИ - Пловдив” ЕП 400 kV „МИ - МИ3” ЕП 400 kV „Варна - Добруджа” ЕП 220 kV „Добруджа - Варна” ЕП 220 kV „Мадара - Варна”

(Разкъсване на ЕП 220 kV) (п/ст „Мадара”–п/ст „Добруджа”)

ЕП 400 kV „Златица – Пловдив” ЕП 110 kV „Тутракан – Силистра” ЕП 110 kV „Самоков – Марек” ЕП 110 kV „Ц. Камък – Девин” KЛ 110 kV „София – Орион” Електропроводи с подменено сечение на АСО 400 ЕП 110 kV „Фенер” ЕП 110 kV „Илинден” ЕП 110 kV „Свобода” ЕП 110 kV „Екрене” ЕП 110 kV „Момчил” ЕП 110 kV „Атлас” ЕП 110 kV „Раковски” ЕП 110 kV „Дропла” ЕП 110 kV „Димитър Ганев” ЕП 110 kV „Орляк”

25/67

Нови електроцентрали с тяхната инсталирана мощност ТЕЦ „AES Гълъбово” – 660 MW; ВЕЦ „Цанков камък” – 80 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Видно” – 400 MW; Сумарни ВяЕЦ във ВС „Маяк” – 350 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Добрич” – 70 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Каварна” – 120 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Шабла” – 40 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Балчик” – 30 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Речица” – 100 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Величково” – 100 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Варна север” – 50 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Гулянци” – 70 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Мартиново” – 50 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Жеравица” – 50 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Берковица” – 50 MW; Сумарни ФЕЦ в п/ст „Елхово” – 100 MW; Сумарни ФЕЦ в п/ст „Тополовград” – 100 MW; Сумарни ФЕЦ в п/ст „Свиленград” – 50 MW; Сумарни ФЕЦ в п/ст „Любимец” – 50 MW;

6.1.2. Анализ на потокоразпределението в електрическата мрежа

6.1.2.1. Резултати от изчисление на потокоразпределението Разпределението на преноса на активна мощност и загубите на активна

мощност по нива на напрежение за изследвания режим са показани на Фиг. 6.1. Загубите от пренос и трансформация в ЕЕС са общо 183 MW, т.е. общите загуби в преносната електрическа мрежа са 2.2% от сумарната генерация. Собствените нужди на централите са 450 MW.

Предвижданите максимални и минимални напрежения за планирания максимален режим са показани в Таблица 6.2.

Таблица 6.2: Предвиждани максимални и минимални напрежения

Максимални напрежения Минимални напрежения

Ниво на напрежение, кV

Umax, kV п/ст Umin,

kV п/ст

110 120 София запад 106 Силистра

220 237 АЕЦ Козлодуй 216 О.чифлик

400 414 ТЕЦ МИ2 403 Добруджа

26/67

Мрежа 400kV Всички ЕП 400 kV са натоварени под 50% от допустимото си натоварване и

под естествената си мощност (500-550 MW). С мрежа 220 kV се обменят 1110 MW, към мрежа 110 kV се трансформират 1940 MW. Натоварването под естествената мощност на ЕП 400 kV води до генерация на реактивна мощност от мрежа 400 kV около 1300 MVAr. От генераторите, директно присъединени към мрежа 400 kV, се произвежда 200 MVAr. От сумарните 1500 MVAr, 1060 MVAr се трансформират към мрежа 110 kV, 375 MVAr се обменят с мрежа 220 kV. С околните страни балансът по реактивна мощност е внос от 60 MVAr.

Мрежа 220kV Най-натоварените на ниво 220 kV са ЕП „Стрелец” – 56% и „Верея” – 64%.

Към мрежа 110 kV се трансформират 2700 MW. Мрежа 110kV Мрежата 110 kV работи в затворен пръстен с някои изключения на

репериране, наложени основно за: ограничаване на токовете на късо съединение и селективна работа на релейните защити.

Към мрежа 110 kV е присъединен основният електрически товар на ЕЕС от 6785 MW. Около 30% от него се захранва от директно присъединените генератори, а останалата мощност се трансформира от мрежи 400 и 220 kV.

Системни автотрансформатори Най-натоварените системни автотрансформатори са дадени в Таблица 6.3.

Таблица 6.3: Най-натоварени системни автотрансформатори

U1/U2 Подстанция Брой АТ Сумарна инсталирана мощност, MVA

Натоварване, %

400/110 Бургас 2 500 80

400/110 Добруджа 1 250 67

400/110 Пловдив 2 500 67

400/110 Царевец 2 500 56

400/110 Металургична 2 500 52

400/110 София запад 2 500 52

400/110 Червена Могила 2 500 49

27/67

МРЕЖА 400 kV

Pзагуби 46 MW

Pзагуби 20 MW

Pзагуби 79 MW

ТОВАР 16 MW

ТОВАР 6785 MW

Pзагуби 3 MWPтранс. 1110 MW



Pс.н. и загуби 171 MW

Pген. 3780 MW


Pген. 1758 MW

Pс.н. и загуби. 171 MW

Pген. 2393 MW

МРЕЖА 220 kV

МРЕЖА 110 kV

Фиг.1 Разпределение на активната мощност при пренос и трансформация в ЕЕС

Износ 500 MW

Износ 0 MW

Фиг. 6.1:

28/67

6.1.2.2. Проверка за изпълнение на критерий за сигурност „n-1” Критерий за сигурност „n-1” на електропроводи 400 и 220 kV и системни автотрансформатори Преносната електрическа мрежа 400 кV отговаря на критерия за сигурност

„n-1”, т.е. изключването на който и да елемент от нея не води до технически недопустим режим на работа.

Критерий „n-1” се изпълнява също за мрежа 220 kV, с изключение на изключването на ЕП 220 kV „Стрелец”, което води до напрежения под допустимите в района на гр.Русе. Наличието на планирания за изграждане ЕП 110 kV „Пеликан” (Тутракан-Силистра), осигурява необходимата сигурност на захранване на района.

Трансформаторната мощност в п/ст “Бургас” и “Пловдив”, 400/110kV, е недостатъчна.

Резултатите от анализа са дадени в Таблица 6.4.

Таблица 6.4: Прогнозирани претоварвания в подстанции 400/110 kV

№ Изключен елемент

Претоварен елемент


Вероятни последици при изключване на претоварения

елемент

1. АТ 400/110 kV, п/ст „Бургас”

АТ 400/110 kV, п/ст „Бургас” 132 Загуба на напрежение в района на

гр. Бургас и „Нефтохим”.

2. АТ 400/110 kV, п/ст „Пловдив”

АТ 400/110 kV, п/ст „Пловдив” 100

Претоварване на ЕП 110 kV между п/ст „Алеко” и п/ст „Пловдив”, последваща загуба на напрежение в района на гр. Пловдив.

Тези резултати са валидни при приетите генерации в основния модел. Възможните проблеми по райони при други варианти на генерациите са разгледани по-долу.

6.1.2.3. Характерни особености на електрическата мрежа по райони

ТДУ „ИЗТОК” Очакваният електрически товар за района на ТДУ „Изток” за разглеждания

режим на работа на ЕЕС е около 1160 MW. При планираното от производителите спиране на ТЕЦ „Варна” и ТЕЦ „Русе”, оставащите източници на района са ТЕЦ „Девен” и ВяЕц в района Каварна-Шабла. При планирания баланс на производствените мощности за максимален режим за зима 2015 г. ТЕЦ “Варна” не работи, ТЕЦ „Русе” работи с един генератор на 45 MW от топлофикационната част, ТЕЦ „Девен” работи на 60 MW. ВяЕЦ са със сумарна генерация от 921 MW. Няма претоварени елементи в изходна схема, напреженията са в допустимите граници.

Район Варна-Добрич За мрежа 110 kV най-тежкото изключване е на ЕП 110 кV “Владислав” или

„Калоян”, което води до претоварване на другия електропровод по допустим ток на проводника. Отпадането на двойните ЕП в района на гр. Варна може да се

29/67

овладее чрез затваряне на „реперите” в п/ст „Варна Запад”, „Варна изток” и захранване на целия товар на п/ст „Чайка” по кабелните линии.

При наличие на 900 MW вятърна генерация, която се явява заместваща на спрените блокове в ТЕЦ „Варна” и изграденост на мрежата, както е описано в т. 6.1., преносната мрежа в района може да осигури нормално захранване на електрическите товари.

Поради неконтролируемият характер на първичния енергоносител на ВяЕЦ, за района е разгледан вариант, при който няма генерации от ВяЕЦ. За да се запази балансът в ЕЕС, тази генерация е компенсирана с генерация от ВЕЦ и ТЕЦ.

I-ви вариант: Мрежата в Североизточна България е изградена изцяло, включително п/ст

400/110 kV „Видно” и „Свобода”. В пълна схема няма претоварвани елементи и напреженията са в

допустимите граници. Проверката на критерия „n-1” показва същия проблем с отпадането на ЕП “Владислав” или „Калоян”, което води до претоварване на другия електропровод по ток на сечение. Причината отново е лъчистият характер на мрежата в района на гр. Варна поради „реперирането” в п/ст „Варна Запад” и „Варна Изток”.

II-ри вариант: Поради закъснението в изграждането на новите ЕП и подстанции в

Североизточна България, за изграден е приет само ЕП 110 kV „Добрич - Маяк”. Това е най-вероятен вариант за 2015г., с оглед посочените срокове за въвеждане в експлоатация. При този вариант, в пълна схема е претоварен АТ 400/100 kV в п/ст „Добруджа” с 33% над номиналната си мощност. Напреженията във всички подстанции в района на Варна-Добрич са около долната допустима граница 99 kV. Най-високо е напрежението в п/ст „Добруджа” – 103kV. Преносната мрежа в района не отговаря на критерия „n-1”. Изключването на който и да елемент от преносната мрежа 400, 220 и 110 kV в района води до още по-голямо претоварване на АТ 400/100 kV в п/ст „Добруджа” и понижение на напреженията под 90 kV. Изключването на АТ 400/100 kV в п/ст „Добруджа” води до недопустим режим по напрежение в района на Варна-Добруджа, Шумен и Силистра. Последствията са загуба на напрежение за целия район на Варна, Добрич и Силистра.

Ако в п/ст „Добруджа” се монтира втори АТ 400/100 kV, за което има решение на ТС на НЕК-ЕАД, двата трансформатора са натоварени до 90%, напреженията в подстанциите 110 kV са в допустимите граници. Натоварването на двата трансформатора показва липсата на запас от трансформаторна мощност при липса на генерации в района.

Извеждането от експлоатация на ТЕЦ „Варна” и ТЕЦ „Русе” при липса на вятър ще предизвиква остър недостиг на реактивна мощност. В такава ситуация, изключването на ЕП 400 kV „Зорница” ще предизвика недопустими понижения на напреженията в районите на Бургас, Варна и Добрич. В тази връзка е необходимо към шини 110 kV в ТЕЦ „Варна” да се инсталират нови кондензаторни батерии (4х50 MVAr) с автоматично управление.

Район Русе Районът на гр. Русе остава без захранващ източник след планираното от

производителите спиране на блокове 3 и 4 в ТЕЦ „Русе”. Очакваният товар на

30/67

района е около 250 MW, от които 120 MW идват по основния захранващ ЕП 220 kV „Стрелец”, при генерация на топлофикационната част на ТЕЦ „Русе” от 45 MW. За района е от съществено значение ЕП 110 kV „Пеликан” (Тутракан-Силистра), с който се овладява аварийният режим, предизвикан от изключването на ЕП „Стрелец”. Отпадането на ЕП „Стрелец” при пълна липса на генерация в ТЕЦ „Русе” е недопустим режим, водещ до напрежения под 80 kV и претоварване по допустим ток на сечение на ЕП „Манастирица” и „Кулата” (Борово - Две Могили - Образцов Чифлик). Последствията са загуба на напрежение за целия район на гр. Русе.

При изграждане на АЕЦ „Белене” ще се решат проблемите със захранването района на гр.Русе чрез връзката АЕЦ “Белене” - п/ст “Образцов чифлик”. В п/ст “Образцов чифлик” трябва да се монтира нов АТ 400/110 kV.

От получените резултати следва, че за да се осигури нормален режим на работа на преносната мрежа ВН в района на ТДУ „Изток”, отговарящ на критерий “n-1”, и нормално захранване на консуматорите за 2015 г., трябва да се предприемат следните мерки:

• За осигуряване на района на Русе след спирането на блокове 3 и 4 в ТЕЦ „Русе” за овладяване на максималните режими, е необходимо да се изгради ЕП 110 kV „Пеликан” (Тутракан-Силистра).

• За осигуряване на нормално захранване на района на Варна – Добрич и изнасяне на производството на планираните вятърни централи в района, е необходимо: o Изпълнение на взетите решения на ТС за строеж на нови ЕП и

подстанции в Североизточна България, а именно - 400/110 kV „Видно”; 400/110 kV „Свобода”, ВС „Маяк”, двоен ЕП 400 kV „Видно - Свобода”, двоен ЕП 110 kV „Каварна - Варна север”, двоен ЕП 110 kV „Каварна – Маяк”, подмяна на сечението на ЕП 110 kV „Екрене”, „Момчил”, „Атлас”, „Раковски”, „Дропла”, „Димитър Ганев”, „Орляк”.

o При неизпълнението на горното, е необходимо монтиране на втори АТ 400/110 kV в п/ст „Добруджа”, без това да решава проблема за износа на произведената енергия от ВяЕЦ.

• Рехабилитация на СТК в п/ст „Варна” и монтиране на статични компенсиращи устройства (4х50 MVAr) в ОРУ на ТЕЦ „Варна”.

• Разкъсване на ЕП ”Коларов” в п/ст „Варна” и възобновяване работата на ЕП „Флагман” на 400kV.

• За плавно регулиране на напреженията в минималните режими, е необходимо монтирането на шунтиращи реактори в третичните намотки на АТ 400/100 kV в п/ст „Добруджа”.

ТДУ „СЕВЕР” Очакваният товар за района на ТДУ „Север” за разглеждания режим на

работа на ЕЕС е около е около 1000 MW. Основният захранващ източник е АЕЦ „Козлодуй”. С локално значение за районите в които се намират, са „ТЕЦ „Видин”, ТЕЦ „Плевен”, каскада „Петрохан”. Няма претоварени елементи в изходна схема, напреженията са в допустимите граници. Товарът на ТДУ „Север”, освен от локалните източници, се захранва чрез трансформираната мощност в ОРУ на АЕЦ „Козлодуй” и п/ст „Мизия” - чрез трансформаторите 400/200 kV.

31/67

Район Видин Товарът на района от 110 MW се захранва от ТЕЦ „Видин” – 40MW, и ЕП

„Цибър” и „Златия”/”Огоста”, които са на една стълбовна линия. Отпадането на който и да е от тези ЕП, при работа на ТЕЦ „Видин” на 40MW, не води до претоварвания или недопустимо ниски напрежения. При липса на генерация на ТЕЦ „Видин”, изключването на „Златия”/”Огоста” води до напрежения под 99 kV. Критично за района, в този случай е и изключването на ЕП „Магура” и „Видбол”, които са на една стълбовна линия пред п/ст „Бонония”. В този случай, последствията са загуба на напрежение за целия район на гр. Видин. Необходимо е да се разделят ЕП „Магура” и „Видбол” на отделни стълбовни линии.

Район Златица-Мизия Пръстенът Златица-Мизия не осигурява сигурно захранване на важните

консуматори като циментовия завод в Златна Панега, медните рудници, захранвани от п/ст „Елаците”, консуматори на „Биовет”, захранвани от подстанции „Зелин” и „Ботевград”, и консуматорите, захранвани от п/ст „ЗПП”. При изключване на ЕП „Румянцево” (Мизия - Златна Панега), което води до захранване на пръстена само от п/ст „Златица”, напрежението в п/ст „Златна Панега” и „Луковит” се понижава под 99 kV, в следствие на което и ЕП „Кашана” (Златица-Елаците) се претоварва по ток на сечението. Решение на този проблем е построяване на нов ЕП 110 kV „Мездра - Ботевград”.

Район Плевен - Свищов За повишаване сигурността на захранване на гр. Плевен, е необходимо да

се извърши реконструкция на п/ст „Плевен” и разкъсване на ЕП 220 kV „Вит” в подстанцията. В ТЕЦ „Свищов” ще бъде инсталиран още един термичен блок 58 MW и при изграждане на заявените ВЕИ в района ще е необходима подмяна сеченията на ЕП 110 kV „Вардим” и „Щастливеца” с проводници АСО 400.

Получените резултати показват, че за да се осигури нормален режим на работа на преносната мрежа ВН в района ТДУ „Север”, отговарящ на критерия “n-1” и нормално захранване на консуматорите за 2015г., трябва да се предприемат следните мерки:

• Реконструкция на п/ст „Плевен” с разкъсване на ЕП 220 kV „Вит”.

• Построяване на ЕП 110 kV „Мездра - Ботевград”.

• Разделяне на ЕП 110 kV „Магура” и „Видбол” на отделни стълбовни линии.

• Подмяна на сеченията на ЕП 110 kV „Вардим” и „Щастливеца” с проводници АСО 400.

ТДУ „ЗАПАД” Очакваният товар за района на ТДУ „Запад” за разглеждания режим на

работа на ЕЕС е около 2100 MW. Собствени производствени източници са: – топлофикационните ТЕЦ „София”, „София изток”, „София запад” и

„Република”; – електроцентралите от ВЕЦ група „Рила”; – електроцентралите от каскадите „Пиринска Бистрица” и „Санданска

Бистрица”; – някои ВЕИ.

32/67

Изцяло е спрян ТЕЦ „Бобов дол”. Товарът на ТДУ „Запад”, освен от собствени източници, се захранва от п/ст

„София запад”, „Металургична”, „Столник”, „Червена могила”, „Благоевград” чрез автотрансформатори 400/110 kV и 400/220 kV.

В изходен режим, при пълна схема, няма претоварени елементи на преносната мрежа и всички напрежения в подстанциите са в допустимите граници.

Район София град Очакваният товар на района е 1200 MW. Нарастването на товара в града

при съществуващата преносна мрежа намалява сигурността на захранване на потребителите, най-вече в западните квартали. За решаване на проблема е необходимо построяване на нов двоен ЕП 110 kV „Курило - Металургична” и KЛ 110 kV „ТЕЦ София - Орион”.

При съществуващото състояние на преносната мрежа в София е проверен режимът на работа на преносната мрежа. В изходен режим няма претоварени елементи и напрежения извън допустимите граници. Критерий „n-1” не се изпълнява. Резултатите са дадени в Таблица 6.5.

Таблица 6.5: Режим на работа на преносната мрежа в София град

Едновременното отпадане на двойната ЕП „Минзухар” и „Теменуга”, които са основната връзка, пренасяща енергията от п/ст „София Запад” към района на гр.София, води до претоварвания, показани в Таблица 6.6, както и евентуална пълна загуба на напрежение на гр. София.

Таблица 6.6: Прогнозирани претоварвания на ЕП 110 kV в София град

№ Изключен елемент Претоварен елемент Натоварване, %

1. ЕП 110 kV „Минзухар”/”Теменуга” ЕП 110 kV ”Теменуга”/„Минзухар” 127

2. ЕП 110 kV „Бригадир”/”Волуяк” ЕП 110 kV ”Волуяк”/„Бригадир” 126

3. АТ 400/110kV в п/ст „София запад”

АТ 400/110kV в п/ст „София Запад” 108

Изключен елемент Претоварен елемент Натоварване, %

ЕП 110 kV „Требич” 235

ЕП 110 kV „Бучино” 170

ЕП 110 kV „Обединение 163

ЕП 110 kV „Градоман” 150

ЕП 110 kV „Обеля” 120

ЕП 110 kV „Минзухар” и ”Теменуга”

ЕП 110 kV „Мрамор” 124

33/67

Район Благоевград - Кюстендил Очакваният товар на района е 225 MW. Пълното спиране на ТЕЦ „Бобов

дол” ще доведе до съществена промяна в потокоразпределението. Основното захранване ще се осъществява през АТ в п/ст „Благоевград” и каскадите „Пиринска Бистрица” и „Санданска Бистрица”. Удвояването на ЕП 110 kV „Баланово” и рехабилитацията на ЕП 110 kV „Фенер” и ЕП 110 kV „Илинден” допринася за сигурността на захранване на потребителите. Най-тежкият режим се получава при липса на трансформация в п/ст „Благоевград”, без генерация от каскадите. Това води до понижаване на напреженията по всички подстанции до 87-92 kV и отделяне на района от ЕЕС.

Към електропроводите, които трябва да се изградят в този район, спада и ЕП 110kV „Марек - Самоков”, необходим за осигуряване на второ захранване на района на гр. Самоков и курорта „Боровец”.

От получените резултати следва, че за да се осигури нормален режим на работа на преносната мрежа в района ТДУ „Запад”, отговарящ на критерия “n-1” и нормално захранване на консуматорите за 2015г., трябва да се предприемат следните мерки:

• Изграждане на двоен ЕП 110 kV „Курило - Металургична” и кабелна линия 110 kV „ТЕЦ София - Орион” (с допустим ток 940A).

• Удвояване на ЕП 110 kV „Баланово” и рехабилитация на ЕП 110 kV „Фенер” и ЕП 110 kV „Илинден” с проводник АСО400.

• Изграждане на ЕП 110 kV „Марек - Самоков”.

ТДУ „ЮГ” Очакваният товар за района на ТДУ „Юг” за разглеждания режим на работа

на ЕЕС е около 2500 MW. Собствени производствени източници са: – ТЕЦ-овете от комплекса МИ; – ВЕЦ-овете от „ВЕЦ група Родопи”; – заводски и топлофикационни ТЕЦ-ове; – някои централи от ВЕИ. Район Пловдив Характерно за този район е недостатъчната трансформаторна мощност

400/110 kV в п/ст „Пловдив”. При отпадане на един АТ 400/110 kV другият се претоварва. Претоварването може да се овладее чрез включване на ШСП 110 kV в подстанцията, но след рехабилитация на съоръженията 110 kV.

Новите мощности в „Маришкия басейн” определят необходимостта от изграждане на нов ЕП 400 kV „Марица Изток 3 - Марица изток – Пловдив” (паралелно на съществуващите електропроводи) или нов ЕП 400 kV „Марица Изток 3 - Марица изток 2 – Карлово”, която гарантира изнасянето на произведената енергия от целия комплекс „Марица изток” в ремонтни и аварийни схеми.

ЕП 220 kV “Първенец” е застрашен от претоварване в ремонтни и аварийни схеми и е необходима подмяна на проводника с такъв с по-голямо сечение.

34/67

Район Бургас В п/ст „Бургас” липсва необходимата трансформаторна мощност. Двата АТ

400/110 kV са натоварени до 70% от номиналната си мощност в нормален режим и няма резервиране при отпадане на единия от тях. Необходимо е инсталиране на допълнителна трансформаторна мощност (трети АТ 400/110kV в п/ст Бургас) или развитие и рехабилитация на мрежа 110kV в района.

През 2010г. се наблюдава тенденция на намаляване на мощността на вътрешнозаводския ТЕЦ „Лукойл енергия и газ България”. Това води до 100 MW товар на “Лукойл Нефтохим Бургас” от ЕЕС. За резервиране на захранването на района на Бургас и „Нефтохим”, при липса на трансформация 400/100 kV в п/ст „Бургас”, е необходимо да се построи нов ЕП 400 kV от комплекса „Марица изток” до района на гр. Булгас, който ще осигурява захранване в ремонтни и аварийни схеми.

За осигуряване захранването на курортните комплекси в участъка „Бургас - Старо Оряхово”, е необходимо да се построи ЕП 110 kV „Айтос - Хелиос” (втората подстанция предвидена да захранва част от курорта „Слънчев бряг”).

Район Хасково Проблемите в района на Хасково се определят от засиления

инвестиционен интерес за изграждане на ВЕИ (предимно ФЕЦ). Заявените мощности не могат да се пренесат по съществуващата мрежа. Има опасност от намаляване сигурността на работа на каскада „Долна Арда”.

6.1.3. Изследване на потокоразпределението в преносната електрическа мрежа на България в перспективен модел за 2015г. Вариант с износ на 500 MW от Турция

6.1.3.1. Изходни условия за създаване на модела Разработен е вариант с износ на турската ЕЕС 500 MW. Най-тежко за

нашата преносна мрежа е, когато износът от Турция е за страните на запад от нас.

Баланс на генерациите и товарите Балансът на всяка от представените в изчислителния модел държави

съответства на представените от тях прогнозни данни за съответната година (България, Гърция, Румъния, Сърбия, Македония, Албания, Черна гора, Словения, Хърватска, Босна и Херцеговина, Словакия, Унгария, Украйна - Бурщински остров и Турция).

Салдото на всяка от представените в модела страни е показано в Таблица 6.7.

35/67

Таблица 6.7: Прогнозни експортни възможности на разглежданите страни – етап 2015 г.

ЕЕС Салдо, MW

Албания -200

Босна и Херцеговина +500

България +500

Гърция -750

Македония -380

Румъния +350

Словакия 0

Словения +200

Сърбия -700

Турция 500

Унгария -400

Украйна (Бурщински остров) +500

Хърватска -600

Черна гора -100

Балансът на генерациите и товарите за българската ЕЕС са същите, както в базисния модел за 2015 г.

6.1.3.2. Анализ на потокоразпределението Резултати от изчисление на потокоразпределението При базовия вариант, 380 MW е общият поток по двата ЕП 400 kV „Одрин” и

„Сакар” от п/ст „МИ3” през п/ст „Бабаески” за п/ст „Нео Санта”. След промяна на салдото на Турция от 0 на 500 MW, този поток намалява на 15 MW. Разликата от около 365 MW се пренася по мрежа 400 kV до западната част на страната, където са основните ни електрически връзки със страни, дефицитни на електроенергия. Електропроводите 400 kV са натоварени под 50% от допустимото.

Има повишение с 1-2% в натоварването на системните АТ в п/ст „Пловдив” и п/ст „Бургас”, което задълбочава проблема с недостатъчната трансформаторна мощност в тези подстанции.

Проверка за изпълнението на критерий „n -1” Резултатите от проверката на критерий „n-1” повтарят тези от базовия

модел. Разгледан е вариант, при който ЕП 400 kV Нео Санта (Гърция) –

Бабаески (Турция) е изключен трайно и целият износ на Турция се транзитира през ЕЕС на България. При този случай, ако не се построят ЕП 400 kV „Марица Изток 3 – Марица изток – Пловдив” и „Марица изток – Бургас”, ще се наложи ограничаване на производството от ТЕЦ в „Маришкия басейн”.

36/67

6.2. Развитие на преносната мрежа до 2020г.

6.2.1. Баланс на генерациите и товарите Балансът на всяка от представените в изчислителния модел държави

съответства на представените от тях прогнозни данни за съответната година. Според приетия максимален сценарий за изменение на електрическия товар на България през следващия десетгодишен период, максималният товар е 7670 MW.

Таблица 6.8: Участие на производствените източници в покриването на максималния товар – етап 2020г.

Централа Генерация, MW AES Гълъбово 660 генератор 1 330 генератор 2 330 МИ 2 1 359 генератор 1 177 генератор 2 165 генератор 3 175 генератор 4 177 генератор 5 225 генератор 6 225 генератор 8 215 МИ 3 444 генератор 3 227 генератор 4 217 ТЕЦ Русе 45 генератор 6 45 Топлофикационни ТЕЦ 405 Пловдив 30 Сливен 25 София 50 София изток 120 София запад 120 Република 40 Други ТФЕЦ 20 Заводски ТЕЦ 325 Лукойл 30 Девня 25 Свищов 50 Видин 120 Други зав.ТЕЦ 120 Общо ТЕЦ 3 218 АЕЦ Козлодуй 2 100 генератор 9 1 045 генератор 10 1 055 Общо ВЕЦ 1 761 Пещера 100 Алеко 50 Тешел 30 Девин 30 Цанков камък 80 Орфей 102 Кричим 80 Кърджали 100 Студен кладенец 75 Ивайловград 90

37/67

Белмекен 142 Сестримо 100 Момина клисура 45 Пасарел 25 Кокаляне 22 Санданска бистрица 20 Малки ВЕЦ 70 Чаира 600 Общо ВяЕЦ 991 Общо Биомаса 80 Сума генерации 8170 Товар РБ 7670 Баланс 500 Студен резерв 1129

Нови елементи на ЕЕС, планирани да бъдат построени, според взети решения на технически съвети на НЕК:

Подстанции 400/110 kV „Видно” 400/110 kV „Свобода” ВС „Маяк” Нови електропроводи ЕП 400 kV „Видно - Свобода” - двоен ЕП 110 kV „Курило - Металургична” - двоен ЕП 110 kV „Бобов дол – Марек” - двоен ЕП 110 kV „Добрич – Маяк” - двоен ЕП 110 kV „Хасково - Узунджово” - двоен ЕП 110 kV „Хасково - Д. Канев” - двоен ЕП 110 kV „Каварна - Варна север” - двоен ЕП 110 kV „Каварна – Маяк” - двоен ЕП 400 kV „МИ - Бургас” ЕП 400 kV „МИ - Пловдив” или ЕП 400 kV „ТЕЦ МИ 2- Карлово” ЕП 400 kV „МИ - МИ3” ЕП 400 kV „Варна - Добруджа” ЕП 220 kV „Добруджа - Варна” ЕП 220 kV „Мадара - Варна”

(Разкъсване на ЕП 220 kV) (п/ст „Мадара”–п/ст „Добруджа”)

ЕП 400 kV „Златица – Пловдив” ЕП 110 kV „Тутракан – Силистра” ЕП 110 kV „Самоков – Марек” ЕП 110 kV „Ц. Камък – Девин” KЛ 110 kV „ТЕЦ София – Орион”

38/67

Електропроводи с подменено сечение на АСО 400 ЕП 110 kV „Фенер”; ЕП 110 kV „Илинден”; ЕП 110 kV „Свобода”; ЕП 110 kV „Екрене”; ЕП 110 kV „Момчил”; ЕП 110 kV „Атлас”; ЕП 110 kV „Раковски”; ЕП 110 kV „Дропла”; ЕП 110 kV „Димитър Ганев”; ЕП 110 kV „Орляк”. Нови електроцентрали с тяхната инсталирана мощност ТЕЦ „AES Гълъбово” – 660 MW; ВЕЦ „Цанков камък” – 80 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Видно” – 400 MW; Сумарни ВяЕЦ във ВС „Маяк” – 350 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Добрич” – 70 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Каварна” – 120 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Шабла” – 40 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Балчик” – 30 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Речица” – 100 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Величково” – 100 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Варна север” – 50 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Гулянци” – 70 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Мартиново” – 50 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Жеравица” – 50 MW; Сумарни ВяЕЦ в п/ст „Берковица” – 50 MW; Сумарни ФЕЦ в п/ст „Елхово” – 100 MW; Сумарни ФЕЦ в п/ст „Тополовград” – 100 MW; Сумарни ФЕЦ в п/ст „Свиленград” – 50 MW; Сумарни ФЕЦ в п/ст „Любимец” – 50 MW.

39/67

6.2.2. Анализ на потокоразпределението


мощност по нива на напрежение за изследвания режим са показани на Фиг. 6.2. Очакваните максимални и минимални напрежения за планирания

максимален режим са показани в Таблица 6.9.

Таблица 6.9: Прогнозирани максимални и минимални напрежения




kV п/ст

110 120 Маджарево 104 Силистра

220 237 АЕЦ Козлодуй 212 О. чифлик

400 416 ТЕЦ МИ2 401 Добруджа

Всички електропроводи 400 kV са натоварени под 50% от допустимото, а най–натоварените на ниво 220 kV са „Стрелец” – 63,4% и „Верея” – 59,5%.

40/67

МРЕЖА 400 kV

Pзагуби 47 MW

Pзагуби 22 MW

Pзагуби 79 MW

ТОВАР 16 MW

ТОВАР 7102 MW




Pс.н. 156 MW

Pген. 3555 MW

Pс.н. 113 MW

Pген. 1662 MW

Pс.н. 215 MW

Pген. 3153 MW

МРЕЖА 220 kV

МРЕЖА 110 kV

Износ 500 MW

Фиг. 6.2:

Най–натоварените системни автотрансформатори са дадени в Таблица 6.10.

Таблица 6.10: Най–натоварени системни автотрансформатори



400/110 Бургас 2 500 89

400/110 Добруджа 1 250 73,7

400/110 Пловдив 2 500 71

400/110 Царевец 2 500 60,7

400/110 София запад 2 500 57,7

6.2.2.2. Проверка за изпълнението на критерий „n-1” Резултатите от проверката на критерий „n-1” за електропроводи 220 и

400 kV, както и на системните АТ са дадени в Таблица 6.11.

Таблица 6.11: Прогнозирано претоварване на преносната мрежа 220 и 400 kV




Вероятни последици при изключване на

претоварения елемент


втори АТ 400/110 kV, п/ст „Бургас” 149 Отделяне на региона на

Бургас от ЕЕС.


втори АТ 400/110 kV, п/ст „Пловдив”

113 Претоварване на ЕП 110 kV „Алеко - Пловдив”.

3. АТ 400/220 kV, п/ст „Варна”

АТ 400/110 kV, п/ст „Добруджа” 101

Отделяне на региона на Североизточна България от ЕЕС.

4. ЕП 220 kV „Стрелец”

Напрежения под долната допустима граница за целия регион Русе –Разград – Силистра.

42/67

6.2.2.3. Характерни особености на потокоразпределението и преносната мрежа по райони

ТДУ „ИЗТОК” Максималният товар за района на ТДУ „Изток” е около 1230 MW. При

планираното спиране на ТЕЦ „Варна” и ТЕЦ „Русе”, оставащите източници на района са ТЕЦ „Девен”, топлофикационен блок от ТЕЦ „Русе” и ВяЕЦ в района Каварна-Шабла. Вследствие на спирането на ТЕЦ „Варна” и ТЕЦ „Русе”, основен проблем на ТДУ „Изток” са ниските напрежения по всички подстанции. Особено се задълбочава проблемът при липсата на вятър в региона. Тогава напреженията в п/ст „Варна” и п/ст „Добруджа” са около 391 kV, a по ЕП 110 kV между п/ст „Добруджа” и п/ст „Дулово” падат до 100 kV. Всяко изключване на който и да е електропровод 400 kV или АТ в п/ст „Варна” води до напрежения в много подстанции под допустимите граници. В тази връзка е необходимо в ТЕЦ „Варна” да се инсталират кондензаторни батерии с номинална мощност 4х50 MVAr и автоматично управление, присъединени към шини 110 kV, както и да се рехабилитира статичния компенсатор в п/ст „Варна”.

При развита преносна мрежа в Североизточна България, от гледна точка регулиране на напреженията в допустимите граници, по-тежкият режим на работа на мрежата ще бъде при липса на генерация от ВяЕЦ.

Резултатите от изчисленията за проверка изпълнението на критерий „n-1”, при липса на генерация от ВяЕЦ, са дадени в Таблица 6.12.

Таблица 6.12: Прогнозирано претоварване на преносната мрежа 110 kV






1. ЕП 220 kV „Стрелец”

ЕП 110 kV „Манастирица” ЕП 110 kV „Кулата”

156 145

Отделяне на региона на Русе от ЕЕС.

2. ЕП 110 kV „ЕПадислав” ЕП 110 kV „Калоян” 126 -

3. ЕП 110 kV „Калоян”

ЕП 110 kV „ЕПадислав” 125 -

4. ЕП 110 kV „Ветрен” ЕП 110 kV „Емона” 106

Подстанциите по пръстена п/ст „Старо Оряхово” – п/ст „Бургас” остават без захранване.

Освен ниските напрежения, друг голям проблем е захранването на района Русе – Силистра. От резултатите в таблицата се вижда, че при отпадане на основната връзка с ЕЕС - ЕП 220 kV „Стрелец”, последствията са загуба на захранване за целия район.

При изграждане на АЕЦ „Белене” ще се решат проблемите със захранването района на гр.Русе чрез връзката АЕЦ “Белене” - п/ст “Образцов чифлик”. В п/ст “Образцов чифлик” трябва да се монтира нов АТ 400/110 kV.

43/67

ТДУ „ЗАПАД” Максималният товар за района на ТДУ „Запад” е 2129 MW. Собствени

производствени източници са: - топлофикационните ТЕЦ „София”, „София изток”, „София запад” и

„Република”; - ВЕЦ-овете от ВЕЦ група „Рила”; - ВЕЦ-овете от каскадите „Пиринска Бистрица” и „Санданска Бистрица”; - някои централи от ВЕИ. Изцяло е спрян ТЕЦ „Бобов дол”. Товарът на ТДУ „Запад”, освен от собствени източници, се захранва чрез

трансформираната мощност в п/ст „София запад”, „Металургична”, „Столник”, „Червена могила”, „Благоевград” чрез трансформаторите 400/110 kV и 400/220 kV.

В изходен режим, при пълна схема, няма претоварени елементи на преносната мрежа и всички напрежения в подстанциите са в допустимите граници.

Район София град Очакваният товар на района е 1348 MW. За решаване на проблема е

необходимо построяване на нова двойна ЕП 110 kV „Курило - Металургична” и KЛ 110 kV „ТЕЦ София - Орион”.

При проверката на критерий за сигурност „n-1” се оказа, че единственото отпадане, при което се получава претоварване, е отпадането на ЕП 110 kV „Камен дел”, като се претоварва ЕП 110 kV „Боерица” с 9% слабата кабелна част на електропровода. Това може да бъде избегнато, като се удвои ЕП 110 kV „Панорама”.

Район София област Товарът на района е 423 MW. За този район проблемен е пръстенът 110 kV

„Златица – Мизия”. Отпадането на ЕП 110 kV „Кашана” води до претоварване на ЕП 110 kV „Румянцево” и до много ниски напрежения (около 95-97 kV) в п/ст „Елаците”, „Етрополе”, „Ботевград” и „Зелин”. Трябва да се изгради напречна връзка 110 kV „Мездра - Ботевград”.

Район Благоевград - Кюстендил Товарът на района е 264 MW. Съществена промяна в

потокоразпределението ще доведе пълното спиране на ТЕЦ „Бобов дол”. Основното захранване остава през АТ в п/ст „Благоевград” и каскадите „Пиринска Бистрица” и „Санданска Бистрица”. Удвояването на ЕП 110 kV „Баланово” и рехабилитацията на ЕП 110 kV „Фенер” и ЕП 110 kV „Илинден” допринася за сигурността на захранване на потребителите. Най-тежкият режим се получава при липса на трансформация в п/ст „Благоевград”. Това води до понижаване на напреженията по всички подстанции до 87-92 kV и отделяне на района от ЕЕС.

ТДУ „СЕВЕР” Максималният товар за района на ТДУ „Север” е 1154 MW. Собствени

производствени източници са: - АЕЦ „Козлодуй”; - ТЕЦ „Плевен”, ТЕЦ „Видин”, ТЕЦ „Свищов”;

44/67

- ВЕЦ-овете от каскада „Петрохан”; - някои централи от ВЕИ. Товарът на ТДУ „Север”, освен от собствени източници, се захранва чрез

трансформираната мощност в ОРУ на АЕЦ „Козлодуй” и п/ст „Мизия” през трансформаторите 400/220 kV.

Район Видин Очакваният товар на района е около 117 MW. Проблемите със

захранването на района, описани в режим 2015г., се задълбочават поради очакваното повишение на максималния товар. При липса на генерация на ТЕЦ „Видин”, отпадането на двойния ЕП 110 kV „Златия”/”Огоста” води до много ниски напрежения - под 99 kV. Най-тежкото изключване е ЕП 110 kV „Магура” и „Видбол”, които са на една стълбовна линия пред подстанция „Бонония”. В този случай, последствията са отделяне на целия район на гр. Видин от ЕЕС. Необходимо е да се разделят двата електропровода на отделни стълбовни линии.

Район Монтана – Враца Товарът на района е 149 MW. Преносната електрическа мрежа в този район

отговаря на критерия „n-1”. Изключение прави режим, при който в п/ст „Берковица”, „Мартиново” и „Жеравица” се изградят вятърните паркове, за които има становище и наличие на силен вятър. В такъв случай, сечението на ЕП 110 kV „Чернила” трябва да се подмени с АСО 400.

Район Козлодуй – Мизия Товарът на района е 143 MW. Проблемен е пръстенът 110 kV „Златица –

Мизия”. По него има подстанции с консуматори първа категория, на които не е осигурено сигурно захранване. Отпадането на ЕП 110 kV „Румянцево” води до претоварване на ЕП 110 kV „Кашана” до 111% и до ниски напрежения (около 92-96 kV) в п/ст „Луковит”, „Златна панега” и „Тетевен”. Напречната връзка е задължителна.

Район Плевен - Свищов Товарът на района е 278 MW. За повишаване на оперативността и

сигурността на захранване на гр. Плевен, е необходимо да се извърши реконструкция на п/ст „Плевен” и разкъсване на ЕП 220 kV „Вит” в подстанцията. В ТЕЦ „Свищов” ще бъде инсталиран още един термичен блок 58 MW и при нарастване мощността на ВЕИ в района е необходима подмяна сеченията на ЕП 110 kV „Вардим” и „Щастливеца” с проводници АСО 400.

ТДУ „ЮГ” Максималният товар за района на ТДУ „Юг” е 2605 MW. Собствени

производствени източници са: – ТЕЦ-овете от комплекса „Марица изток”; – ВЕЦ-овете от „ВЕЦ група Родопи”; – заводски и топлофикационни ТЕЦ; – някои централи от ВЕИ.

45/67

Район Пловдив Характерно за този район е недостатъчната трансформаторна мощност

400/110 kV в п/ст „Пловдив” и необходимостта от включването на ШСП. Необходима е рехабилитация на съоръженията 110 kV в подстанцията.

ЕП 220 kV “Първенец” е застрашен от претоварване в ремонтни и аварийни схеми и е необходима подмяна на сечението му.

Район Хасково Засиленият инвестиционен интерес за изграждане на ВЕИ (предимно ФЕЦ)

в района налага развитие на преносната мрежа, като първата стъпка е подмяна сеченията на ЕП 110 kV „Коневeц”, „Доброселец” и „Близнак” с проводник АСО 400.

Район Бургас В п/ст „Бургас” също има недостатъчна трансформаторна мощност. Двата

АТ 400/110 kV са натоварени до 89% от капацитета си в нормален режим и няма резервиране при отпадане на единия от тях. Необходимо е инсталиране на трети АТ 400/110 kV.

6.2.2.4. Изводи и заключения Посоченото по-горе развитие на електрическата преносна мрежа,

определено от изчисленията за 2015г. и 2020г., осигурява сигурно функциониране на ЕЕС и непрекъснатостта на снабдяването на потребителите при нормални и ремонтни схеми, в съответствие с повишаване на товарите и развитие на производствените източници. За решаване на проблемите с недостиг на реактивна мощност в Североизточна България, е необходимо да се инсталират кондензаторни батерии (4x50 MVAr) в уредба 110 kV на територията на ОРУ в ТЕЦ „Варна” и да се рехабилитира статичния компенсатор в п/ст „Варна”.

46/67

6.2.3. Изследване на потокоразпределението в преносната електрическа мрежа на България в перспективен модел за 2020г. Вариант с износ на 500 MW от Турция

6.2.3.1. Изходни условия за създаване на модела Разработен беше и вариант с износ на турската ЕЕС 500 MW. Най-тежко за

нашата преносна мрежа се получава, когато износът от Турция е за страните на запад от нас.

Баланс на генерациите и товарите Салдото на всяка от представените в модела страни е показано в

Таблица 6.13. Таблица 6.13: Прогнозирани експортни възможности на

разглежданите страни – етап 2020 г.

ЕЕС Салдо, MW

Албания -200 Босна и Херцеговина +500 България +500 Гърция -750 Македония -380 Румъния +350 Словакия 0 Словения +200 Сърбия -700 Турция 500 Украйна(Бурщински остров) +500 Унгария -400 Хърватска -600 Черна гора -100

Балансът на генерациите и товарите за българската ЕЕС са същите, както в базисния модел за 2020 г.

6.2.3.2. Анализ на потокоразпределението Резултати от изчисление на потокоразпределението При базовия вариант 369 MW е общият поток по двете ЕП 400 kV „Одрин” и

„Сакар” от п/ст „МИ3” през п/ст „Бабаески” за п/ст „Нео Санта”. След промяна на салдото на Турция от 0 на 500 MW, този поток намалява на 21 MW. Разликата от около 350 MW се пренася по мрежа 400 kV до западната част на страната, където са основните ни електрически връзки със страни, дефицитни на електроенергия. Въпреки това, всички електропроводи 400 kV отново са натоварени под 50% от допустимото.

Има повишение с 1-2% в натоварването на системните АТ в п/ст „Пловдив” и п/ст „Бургас”, което от своя страна задълбочава проблема с недостатъчната трансформаторна мощност в тези подстанции.

Проверка за изпълнението на критерий „n-1” Резултатите от проверката на критерий „n-1” повтарят тези от базовия

модел.

47/67

6.3. Развитие на преносната мрежа до 2020г. – вариант с изграждане на АЕЦ „Белене” – 2х1000 MW

6.3.1. Баланс на генерациите и товарите Изчислителният модел, на базата на който е проведено изследването за

присъединяването на АЕЦ „Белене” към системата, представя очаквания абсолютен максимален режим за 2020г. на системите в региона.

Изследваните варианти са 1500 MW износ от българската ЕЕС при три различни обмени на Турската ЕЕС – 0 MW, 500 MW износ и 500 MW внос. Влиянието на 500 MW износ от Турция е изследвано за две направления - към Гърция и към средноевропейските страни.

Според приетия максимален сценарий за изменение на електрическия товар на България през следващия десетгодишен период, за 2020г. се очаква абсолютният максимален товар на системата да достигне 7700 MW. Балансът на мощностите за 2020 г. е показан в Таблица 6.14.

Таблица 6.14: Участие на производствени източници в покриването на максималния товар – етап 2020 г.

Централа Генерация, MW AES Гълъбово 660 генератор 1 320 генератор 2 320 МИ 2 1 109 генератор 1 177 генератор 2 165 генератор 3 175 генератор 4 177 генератор 7 215 генератор 8 215 МИ 3 444 генератор 3 227 генератор 4 217 ТЕЦ Русе 45 генератор 6 45 Топлофикационни ТЕЦ 405 Пловдив 30 Сливен 25 София 50 София изток 120 София запад 120 Република 40 Други ТФЕЦ 20 Заводски ТЕЦ 340 Лукойл 20 Девня 80 Свищов 150 Видин 40 Други зав.ТЕЦ 50 Общо ТЕЦ 2 983 АЕЦ Козлодуй 2 100 генератор 9 1 045 генератор 10 1 055 АЕЦ Белене 2000 генератор 1 1000

48/67

генератор 2 1000 Общо ВЕЦ 906 Тешел 30 Девин 30 Орфей 40 Кричим 40 Кърджали 60 Студен кладенец 79 Ивайловград 90 Пасарел 25 Кокаляне 22 Санданска бистрица 20 Малки ВЕЦ 70 Чаира 400 Общо ВяЕЦ 990 Общо ФвЕЦ 0 Общо Биомаса 177 Сума генерации 9 156 Товар РБ 7 700 Баланс 1456 Студен резерв 1 461

В топологията на изследвания модел са включени новите елементи на ЕЕС, планирани да бъдат построени до 2020 г. Присъединяването на АЕЦ „Белене” към системата е в съответствие с „План за развитие на преносната електрическа мрежа 400, 220 и 110 kV на ЕЕС на България, осигуряваща присъединяване на АЕЦ „Белене” и другите планирани за изграждане нови генераторни мощности за етапите 2010 и 2015 г.”

Нови подстанции 400/110 kV „АЕЦ Белене”; 400/110 kV „Образцов Чифлик” 400/110 kV „Свобода”; 400/110 kV „Видно”. Нови електропроводи ЕП 400 kV „АЕЦ Белене - Мизия” – два единични; ЕП 400 kV „АЕЦ Белене - Царевец” - двоен; ЕП 400 kV „АЕЦ Белене - Образцов Чифлик – Свобода”, като в п/ст „Образцов Чифлик”, 220/110 кV, се въвежда трансформация 400/110 kV; ЕП 400 kV „Царевец - Златица”, като стълбовете са за две линии; ЕП 110 kV „АЕЦ Белене - Плевен 2” (АСО 400) - двоен; ЕП 110 kV „АЕЦ Белене - Левски” (АСО 400) - двоен; Съществуващият ЕП 110 kV „Свилоза” между п/ст „Белене” и ТЕЦ „Свищов” се разкъсва и се получават две нови връзки (АСО 400): п/ст ”Белене” – АЕЦ „Белене”, АЕЦ „Белене” – п/ст „Свищов”; Съществуващият ЕП 110 kV „Градище” между п/ст „Левски” и п/ст „Павликени” става двоен със сечение АСО 400;

49/67

Съществуващият ЕП „Михалци” между п/ст „Павликени” и п/ст ”Русаля” става двоен със сечение АСО 400 и се пренасочва от п/ст “Павликени” към п/ст “Царевец”. Електропроводи с подменено сечение на АСО 400 ЕП 110 kV „Лозица” (п/ст „Белене” – п/ст „Никопол”); ЕП 110 kV „Милковица” (п/ст „Никопол” – п/ст „Гулянци”); ЕП 110 kV „Подем”(п/ст „Гулянци” – п/ст „Плевен1”). Схемите за присъединяване на АЕЦ „Белене” към мрежа 400 кV и 110 кV са

показани в Приложение.

6.3.2. Анализ на потокоразпределението


мощност по нива на напрежение за основния режим с 1500 MW износ от България и нулев обмен с Турция е показан на Фиг. 6.3.

Изследвани са още следните режими на експорт/импорт (500 MW) на Турция.

- 1500 MW износ от България и 500 MW износ на Турция; - 1500 MW износ от България и 500 MW износ на Турция към Гърция; - 1500 MW износ от България и 500 MW внос на Турция. Сценариите с различен експорт/импорт (500 MW) на Турция променят

загубите по активна мощност, но не предизвикват претоварвания. Потоците по междусистемните електропроводи и загубите по активна мощност при различните стойности на обмен на Турция са показани в Таблица 6.15.

Таблица 6.15: Прогнозирани потоци по междусистемните електропроводи и загуби в ЕЕС на България

Режим Р[MW]

България към

Румъния

Р[MW] България

към Македония


към Гърция


към Сърбия


към Турция

Загуби Р [MW]

1500 MW износ от България 26 392 381 257 458 214

1500 MW износ от България и 500 МW износ на Турция

286 404 364 391 71 215

1500 MW износ от България и 500 МW износ на Турция към Гърция

74 489 493 305 147 218

1500 MW износ от България и 500 МW внос в Турция

-241 385 399 141 801 223

Очакваните максимални и минимални напрежения за планирания максимален режим са показани в Таблица 6.16.

50/67

Таблица 6.16: Прогнозирани максимални и минимални напрежения в преносната мрежа 110 – 400 kV




kV п/ст

110 121 АЕЦ „Белене” 110 Район Варна и София

220 238 АЕЦ „Козлодуй” 220 О. чифлик

400 417 АЕЦ „Белене” 410 Столник

Мрежа 400kV Най-натоварен (56-70% от термичната му устойчивост ) е ЕП 400 kV

„Мусала”, свързващ подстанции „Ветрен” с „Ч.Могила”.

Таблица 6.17: Прогнозирано натоварване на електропровод 400kV „Мусала” при различните режими

Режим ЕП 400 кV Натоварване, %

1500 MW износ от България Ветрен - Ч.могила 56

1500 MW износ от България и 500 МW износ на Турция Ветрен - Ч.могила 67

1500 MW износ от България и 500 МW износ на Турция към Гърция Ветрен - Ч.могила 70

1500 MW износ от България и 500 МW внос на Турция Ветрен - Ч.могила 56

Останалите електропроводи 400 кV са натоварени под 50% от допустимото си натоварване и под естествената си мощност (500-550 MW). От мрежа 400 kV към мрежа 220 kV се обменят 1253 MW, към мрежа 110 kV се трансформират 2480 MW. Работата на АЕЦ „Белене” с два блока води до разтоварване на мрежа 220 kV за сметка на мрежа 400 kV, в следствие на което се появява необходимостта от увеличаване на преносния капацитет на системата от ниво 400 kV към 110 kV.

Натоварването под естествената мощност на ЕП 400 kV при пълна схема води до генерация на реактивна мощност от мрежа 400 kV около 1600 MVAr, след покриването на загубите в нея. От генераторите, директно присъединени към мрежа 400 kV, се произвежда 112 MVAr (отчетени на страна ВН). От сумарните 1700 MVAr, 1030 MVAr (отчетени на страна 110 kV) се трансформират към мрежа 110 kV, около 245 MVAr (отчетени на страна 220 kV) се обменят с мрежа 220 kV.

При междусистемните електропроводи балансът по реактивна мощност трябва да е 0 MVAr в граничните точки, но по връзката с Гърция получаваме 140 MVAr, а по връзката със Сърбия изнасяме 90 MVAr.

51/67

Мрежа 220kV Най-натоварените електропроводи 220 kV са „Елин Пелин” и „Байлово”

(Столник-Казичене) – по 53% и „Верея” (М.Изток 2 – Ст. Загора) – 57%. Към мрежа 110 kV се трансформират 1850 MW.

Мрежа 110kV Мрежата 110 kV работи в затворен пръстен с някои изключения на

репериране, наложени за ограничаване на т.к.с и селективна работа на релейните защити.

Към мрежа 110 kV е присъединен основният товар на ЕЕС от 6800 MW. Около 38% от него се захранва от директно присъединените генератори, останалата мощност се трансформира от мрежи 400 kV – 37% и от мрежа 220 kV - останалите 25%.

Системни автотрансформатори Системните автотрансформатори с натоварване над 50% са дадени в

Таблица 6.18.

Таблица 6.18: Прогноза за най-натоварените системни автотрансформатори



400/110 Пловдив 2 500 93

400/110 Бургас 2 500 83

400/110 Добруджа 1 250 70

400/110 Златица 1 400 70

400/110 Царевец 2 500 60

400/110 Металургична 2 500 59

400/110 София запад 2 500 56

400/110 Червена Могила 2 500 54

АЕЦ „Белене” отдава мощността си в мрежи 400 кV и 110 kV в съотношение 87% / 13%. Вследствие на това, мрежа 220 kV се разтоварва за сметка на мрежа 400 kV и се появява необходимост от увеличаване на преносния капацитет на системата от ниво 400 kV към 110 kV, както се вижда от натоварването на автотрансформаторите, показани в Таблица 26.

Варианти за захранване на район Русе от п/ст „Образцов чифлик”, 400kV Разгледани са два варианта: - с АТ 630 MVA, 400/220 kV и - с АТ 250 MVA, 400/110 kV, при включени съществуващите два АТ 220/110 kV с обща мощност 360 МVA.

52/67

Сравнителният анализ относно загубите по активна мощност показва, че при захранване с АТ 400/110 kV общите загубите от трансформация 0,5 MW са два пъти по-малки от варианта с трансформатор 400/220 kV, при равенство на общосистемните загуби и за двата варианта.

Направена е проверка за влиянието на варианта с АТ 400/220 kV върху мрежа 220 kV в аварийни схеми на мрежа 400 и 220 kV. Изменението на потока активна мощност през трансформатора към мрежа 220 kV не се увеличава повече от 25-30 MW при изключването на:

• ЕП 400kV „Белене – Мизия” - двоен;

• ЕП 400kV „Белене – Царевец” - двоен;

• ЕП 220 kV „Г. Оряховица – М. изток 2” - двоен;

• ЕП 220 kV „Г. Оряховица – Балкан”;

• ЕП 220 kV „Г. Оряховица – Мадара”;

• АТ 400/220 kV в п/ст „Мизия”;

• АТ 400/220 kV в п/ст „Добруджа”. На тази база може да се направи извода, че АТ 400/220 kV в п/ст „Образцов

чифлик” не променя съществено натоварването на мрежа 220 kV при изследваните изключвания.

П/ст „Образцов чифлик” се захранва с ЕП 220 kV с дължина 81 км и в предвид относително слабата връзка с мрежа 220 kV, АТ 400/220 kV не влияе съществено на натоварването на мрежа 220 kV в пълна схема и ремонтни схеми. При тази схема на захранване на района на Русе, изключването на АТ 200 MVA, 220/110 kV, в разглеждания максимален режим създава предпоставка за претоварване и изключване на останалия в работа АТ 180 MVA, 220/110 kV.

Захранването на район Русе от п/ст „Образцов чифлик”, 400 kV трябва да се осъществи чрез АТ 400/110 kV. Този вариант обезпечава сигурност и по-малки загуби от трансформация.

53/67

МРЕЖА 400 kV

Pзагуби 68 MW

Pзагуби 14 MW

Pзагуби 98 MW

ТОВАР 16 MW

ТОВАР 6799 MW





Pген. 5555 MW


Pген. 1138 MW

Pс.н. и загуби. 163 MW

Pген. 2580 MW

МРЕЖА 220 kV

МРЕЖА 110 kV

Фиг.3 Разпределение на енергията при пренос и трансформация в ЕЕС 2020г с АЕЦ Белене

Износ 1500 MW

Износ 0 MW

Фиг. 6.3:

54/67

6.3.2.2. Проверка за изпълнението на критерий „n-2” Съгласно Правилата за управление на ЕЕС, присъединяването на АЕЦ

„Белене” трябва да отговаря на критерий за сигурност „n-2”. Критерий „n-2” е приложен, като за всяка схема с изключен един

присъединяващ елемент на АЕЦ „Белене” е направена проверка за изпълнението на критерий за сигурност „n-1” с изключване на ЕП 400 и 220 kV и системни автотрансформатори в ЕЕС на България.

Проверката на критерий за сигурност „n-2” на АЕЦ „Белене” е извършена за всеки от изследваните модели на обмен с Турция.

Критерий за сигурност „n-2” на АЕЦ Белене се изпълнява с едно изключение.

При изключен ЕП 400 kV “АЕЦ Белене - Образцов чифлик” и изключване на ЕП 400 kV „Образцов чифлик – Свобода” със 17% се претоварва ЕП 110 kV „ТЕЦ Свищов – Свищов” (сечение АС 185), при работа на ТЕЦ „Свищов” с три генератора (150 MW). При спрян ТЕЦ „Свищов”, ЕП се натоварва 100% спрямо допустимия термичен лимит.

Изключването на претоварения ЕП 110 kV „ТЕЦ Свищов – Свищов” в изследваните схеми предизвиква 14% претоварване на ЕП 110 kV „Г. Оряховица-Сеновец” (АСО 185) и „Сеновец – П.Тръмбеж” (АСО 185). След тяхното изключване, в схемата няма претоварвания, но п/ст „Сеновец” остава без захранване. Следователно е необходима подмяна сечението на ЕП 110 kV „Щастливеца” с проводник АСО 400.

6.3.2.3. Проверка за изпълнението на критерий „n-1” За всеки от изследваните модели на обмен с Турция е направена проверка

за изпълнението на критерий за сигурност „n-1” при: - изключване на електропроводи 400 и 220 kV и системните

автотрансформатори в ЕЕС на България; - изключване на електропроводи 400 kV и системни

автотрансформатори в съседните страни (Румъния, Сърбия, Македония, Гърция и Турция), като е контролирано натоварването на всички електропреносни съоръжения в България.

Критерий за сигурност „n-1” на електропроводи 400 и 220 kV и системните автотрансформатори в България Към мрежа 400 kV е включена 59% от генерацията на системата, в

следствие на което се повишава натоварването на трансформаторите 400/110 kV, както е показано в Таблица 6.19.

Проверката за достатъчност на трансформаторната мощност в подстанциите 400/110 kV показва, че тя е недостатъчна в п/ст “Бургас” и “Пловдив”.

55/67

Таблица 6.19: Прогнозирано претоварване на подстанции 400/110 kV







втори АТ 400/110 kV, п/ст „Бургас” 136 Отделяне на региона

на Бургас от ЕЕС.


втори АТ 400/110 kV, п/ст „Пловдив” 142

Претоварване на ЕП 110 kV, захранващи района на Пловдив и отделяне на района на Пловдив от ЕЕС.

Наличието на АЕЦ „Белене” в системата задълбочава проблема с претоварването и отсъствието на резервиране на трансформаторите 400/110 kV в п/ст „Бургас” и „Пловдив”, което потвърждава направените предложения за решение на проблема.

При изключване на АТ 400/220 kV в п/ст „Столник” се претоварват ЕП 110 кV, показани в Таблица 6.20.

Таблица 6.20: Прогнозирано претоварване на електропроводи 110 кV

ЕП 110 kV Княжево - Перун ТЕЦ Република - Перун

Казичене - Курило

Х.Димитър - Курило

Тип на проводника и максимален ток по терм. устойчивост

АСО400+АСО185 (510А) АСО 400 (825А) АСО185

(510А) АСО185 (510А)

Натоварване преди изкл.на АТ 400/220 кV в Столник,% 100 80 66 76

Натоварване след изкл. на АТ 400/220 кV в Столник, % 145 108 107 100

Режимът на района на София град, където се появяват претоварванията, е моделиран със сумарен товар 1289 MW, 360 MW от който се покрива от местна генерация на 110 kV.

Останалата част от товара се захранва основно от п/ст „София запад”, „Металургична” и „Столник” през трансформаторите 400/110 kV и 400/220 kV. Съгласно зададения баланс на производствените мощности, ВЕЦ „Белмекен” и ВЕЦ „Сестримо” са спрени, а ТЕЦ „Бобов дол” е затворен, което разтоварва съществено мрежата 220 kV в района. След изключването на АТ 400/220 kV в п/ст „Столник” с натоварване 463 MW, мрежа 220 кV остава ненатоварена за сметка на мрежа 110 kV. След включване на един генератор във ВЕЦ „Сестримо” (120 MW), претоварванията се елиминират и остава претоварен единствено ЕП 110 kV „Княжево – Перун” (132%), поради наличието на участък със сечение АС 185.

Тези изследвания на режима показват: - Необходима е реконструкция на ЕП 110 kV „Княжево – Перун”, като

участъкът със сечение АС 185, се подмени с АСО 400.

56/67

- За обезпечаване на сигурността на региона в режими с максимален товар, е необходимо да се включат в работа или един генератор във ВЕЦ „Сестримо” или два генератора в ПАВЕЦ „Белмекен”.

Критерий за сигурност „n-1” на ЕЕС на България при изключване на ЕП 400 kV и системни автотрансформатори в съседните страни (Румъния, Сърбия, Македония, Гърция и Турция) Критерий „n-1” на ЕЕС на България се изпълнява, т.е. изключването на

който и да е елемент от мрежата 400 kV на съседните страни не води до технически недопустим режим.

6.3.3. Изводи

• Предвидената схема на присъединяване на АЕЦ „Белене” изпълнява критерий за сигурност „n-2”. Необходима е обаче рехабилитация на ЕП 110 kV “TЕЦ Свищов – Свищов” с АСО 400.

• Въвеждането в експлоатация на АЕЦ „Белене” променя съществено разпределението на производствените мощности, като мрежа 220 kV остава по-слабо натоварена за сметка на мрежа 400 kV. Необходимо е увеличаване на трансформаторната мощност в п/ст „Пловдив” и „Бургас”.

• Присъединяването на АЕЦ „Белене” към ЕЕС е свързано със значително развитие на преносната мрежа и повишава сигурността на електроснабдяването. Построяването на ЕП 400 kV „Белене – Образцов чифлик”, п/ст „Образцов чифлик”, 400/110 kV, с АТ 250 MVA, 400/110 kV, води до нормализиране на напреженията в района на Русе и заедно с трансформаторите 220/110 kV осигуряват „n-1” сигурност на захранването и по-малки загуби от трансформация.

• Изменената топология на преносната мрежа при наличие на АЕЦ „Белене” изпълнява критерий за сигурност „n-1” при:

o изключване на ЕП 400 и 220 kV и системните автотрансформатори в ЕЕС на България; o изключване на ЕП 400 kV и системни автотрансформатори в съседните страни (Румъния, Сърбия, Македония, Гърция и Турция).

• Изследваните стойности на експорт/импорт (500 MW) на Турция променят загубите по активна мощност, но не предизвикват претоварвания. Критерий за сигурност „n-2” се изпълнява за всяка от връзките на АЕЦ „Белене” със системата.

57/67

7. Интелигентни електрически мрежи в България Анализите на развитието на електропреносната мрежа в предходния

раздел са проведени в съответствие с класическия подход за развитие на мрежите. Въз основа на тези анализи по нататък е представен План за развитие на електропреносната мрежа за периода 2010-2020 година. Основният критерий при разработването на този план е сигурността на електропренасянето и качеството на електроенергията във възлите на електропреносната мрежа.

През последните години развитието на електрическите мрежи се видоизмени под влияние на симбиозата между комуникационните и електрическите мрежи, както и прилагането на нови технологии и видове преносни елементи. Този нов етап от развитие на мрежите за сега се нарича с общо название „интелигентни мрежи” (Smart Grids).

Въпреки че съществуват няколко дефиниции за интелигентни мрежи, в Европейския съюз те се разглеждат като част от общия стратегически енергиен технологичен план и включват следните направления или дейности:

- Нови технологии за производство на електроенергия и нови подходи за тяхното включване към електрическата мрежа;

- Електропреносни мрежи с повишена сигурност и гъвкавост, способни да предоставят голяма преносна възможност, обусловени от силната нестационарност на производството и потреблението в отделни възли или региони, обезпечаващи функционирането на единен Европейски пазар на електроенергия;

- Електроразпределителни мрежи средно и ниско напрежение с повишена автоматизираност, наблюдаемост и самовъзстановяване на захранването при повреди;

- Масово навлизане на нови видове потребители с възможности за акумулиране на електрическата енергия като електроавтомобили и нови акумулатори на електроенергия.

- Нови подходи за управление на ЕЕС, подчинени на новите възможности за управление на потреблението в реално време.

- Интелигентно управление на потреблението според цената на електроенергията в резултат от масовото внедряване на интелигентни електромери и динамични цени.

Процесът на създаване на интелигентни мрежи изисква допълнителни научни и приложни изследвания, проучване и прилагане на европейския и световния опит, интегриране на науката и бизнеса и много инвестиции, за да се превърнат високотехнологичните постижения в инсталации, които ще се изплащат чрез повишената природосъобразност и сигурност на електрозахранването.

Ефектът от инвестирането в развитието на интелигентни мрежи в България трябва да се отрази в намаляване на инвестициите за изграждане на първични съоръжения: електропроводи и трансформаторни подстанции, чрез оптималното управление на потреблението на електроенергия в реално време и по-ефективното използване на изградените електрически мрежи. Навлизането на интелигентните мрежи ще бъде отразено при следващата актуализация на Плана.

58/67

8. План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2010-2020 Г.

Настоящият „План за развитие на преносната електрическа мрежа на България за периода 2010-2020г.” се предлага на основание на направения анализ на развитие на потреблението в страната и като са взети под внимание планираните за изграждане и извеждане от експлоатация генераторни мощности. Предлаганата конфигурация на преносната електрическа мрежа ще създаде необходимите технически условия за сигурна и устойчива работа на ЕЕС на България в електроенергийното обединение на европейските страни и ще гарантира сигурността на електроенергийните доставки до потребителите на електрическа енергия.

Оценката на необходимите инвестиции за развитие на електропреносната мрежа е направена при следните предпоставки:

1. Разходи за подстанции: a. Изводно поле 400 kV – 6 500 000 лв. б. Трансформатор 250 МVA, 400/110 kV – 12 000 000 лв. в. Изводно поле 110 kV – 230 000 лв. г. Трансформатор 250 МVA, 400/220 kV – 13 000 000 лв. д. Изводно поле 220 kV – 2 000 000 лв.

2. Въздушен електропровод 110 kV със стоманорешетъчни стълбове заварочна конструкция за две тройки проводник АСО 400 – 240 000 лв./км.

3. Въздушен електропровод 110 kV със стоманорешетъчни стълбове заварочна конструкция за една тройка проводник АСО 400 – 210 000 лева/км.

4. Въздушен електропровод 400 kV със стоманорешетъчни стълбове заварочна конструкция за две тройки проводник АСО 500 – 420 000 лева/км.



7. Въздушен електропровод 220 kV със стоманорешетъчни стълбове заварочна конструкция за две тройки проводник АСО 500 –

330 000 лева/км. 8. Кабелна линия 110 kV със сечение на проводника 400 mm2 –

700 000 лева/км.

59/67

ЕТАП 2010

• Рехабилитация на съществуващи и изграждане на нови ЕП:

Наименование Дължина, км

Инвестиции, млн. лв

ЕП 400 kV „Карлово - Пловдив” 60,0 21,60 ЕП 110 kV „Каварна – 31 стълб на ЕП Раковски” 8,0 1,90 ЕП 110 kV „Екрене” – подмяна на проводника 13,8 1,24 ЕП 110 kV „Момчил” – подмяна на проводника 11,9 1,10 ЕП 110 kV „Сирена” – подмяна на проводника 12,8 1.15 ЕП 110 kV „Лебед” – подмяна на проводника 3,9 0,35 Общо електропроводи 110.4 27.34

• Реконструкции на съществуващи подстанции:

Наименование Инвестиции, млн. лв.

„ВЕЦ Девин”, 220/110 kV 4

Общо подстанции 4

Необходимите инвестиции за развитие на електропреносната мрежа за 2010 г. се оценяват на 31,34 млн. лв.

60/67

ЕТАП 2011 - 2015 г. • Рехабилитация на съществуващи и изграждане на нови ЕП:

Наименование Дължина, км Инвестиции, млн. лв

ЕП 400 kV „Видно - Свобода” – двоен 70 29,4 ЕП 400 kV „МИ - Бургас” 150 54 ЕП 400 kV „МИ3 - МИ - Пловдив” 100 36 Всичко ЕП 400 kV 320 119,4 ЕП 220 kV „Добруджа - Варна” 8 2,4 ЕП 220 kV „Мадара - Варна” 47 14,1 ЕП 220kV „Горна Оряховица – Образцов Чифлик” 81 24,3

Разкъсване на ЕП 220kV „Вит” в п/ст „Плевен 1” 6.5 2,1 Рехабилитация на ЕП 220 kV Камчия от п/ст ”Карнобат” до п/ст „Добруджа” 91,3 27,3

Всичко ЕП 220 kV 233,8 70,2 ЕП 110 kV „Добрич – ВС Маяк” – двоен 50 12 ЕП 110 kV „Каварна - Варна север” – двоен 60 14,4 ЕП 110 kV „Тутракан - Силистра” 60 12,6

ЕП 110 kV „Каварна – ВС Маяк” - двоен 8 1,92

ЕП 110 kV „Курило - Металургична” – двоен 18 4,3

ЕП 110 kV „ТЕЦ Бобов дол - Марек” – двоен 11 2,6

ЕП 110 kV „ТЕЦ Хасково-Узунджово” – двоен 6 1,4

ЕП 110 kV „ТЕЦ Хасково - Д. Канев” - двоен 7 1,7

ЕП 110 kV „ВЕЦ Цанков камък – Въча 1” 31 6,5 ЕП 110 kV „Карнобат - Айтос” - двоен 26 6,2 ЕП 110 kV „Камено - Айтос” – стълбове за две тройки и полагане на едната – АСО 400 13 3,0

ЕП 110 kV „Дропла” – подмяна на проводника 41,8 3,8 ЕП 110 kV „Димитър Ганев” – подмяна на проводника 60,5 5,4 ЕП 110 kV „Орляк” – подмяна на проводника с АСО 400 8,5 1,8 ЕП 110 kV п/ст „Самоков” - п/ст „Марек” 35 7,4 ЕП 110kV „Мездра-Ботевград” 33 6,9 Разделяне на отделни стълбовни линии ЕП110 kV „Магура” и „Видбол” 20 4,2

ЕП 110 kV „Вардим” – подмяна на проводника с АСО 400 34 7,1 ЕП 110 kV „Щастливеца” – подмяна на проводника с АСО 400 7,5 1,6

ЕП 110 kV „Фенер” – подмяна на проводника с АСО 400 14 2,9 ЕП 110 kV „Ветрен” – подмяна на проводника с АСО 400 24 5,0 ЕП 110 kV „Ахелой” – подмяна на проводника с АСО 400 24 5,0

ЕП 110 kV „Галатея” – подмяна на проводника 28 3.0 ЕП 110 kV „Емона” – подмяна на проводника 41 4,0 ЕП 110 kV „Илинден” – подмяна на проводника с АСО 400 16,4 3,5

ЕП 110 kV „Айтос-Хелиос” - нов 50 10,5 Всичко ЕП 110 kV 727,7 138,7

Общо електропроводи 1281,5 328,3

61/67

• Рехабилитация на елементи от електропреносната мрежа

Наименование Инвестиции, млн. лв

1. Подстанции 171.1 п/ст "Варна" - рех. ОРУ 400 кV и ново ОРУ 220 кV 2.8 п/ст"Добруджа"- рех.ОРУ 400 и 110 кV, ново ОРУ 220 кV 6.3 п/ст "Марица изток" - разш.с ОРУ 400 кV и рех.ОРУ 220 кV 8.0 п/ст "Бойчиновци" - рех. ОРУ 220 и 110 кV 4.2 п/ст "Силистра " рек. ОРУ 110 кV 4.2 п/ст "Айтос"- рек. ОРУ 110 кV 5.8 п/ст "Славейков" рек. ОРУ 110 кV 4.2 п/ст "Обзор" 110 / 20 кV 8.0 п/ст "Карнобат " рек. ОРУ 110 кV 3.0 ВЕЦ "Девин " ОРУ 220 кV 5.9 п/ст "Слънчев бряг - запад" 110/20 кV 5.5 п/ст"Червена могила"- рек.ОРУ 400 кV 5.0 Рехабилитация електромери за търговско мерене 1.6 п/ст "Столник" - рех. ОРУ 400 и 110 кV 16.0 п/ст "Кърнаре" - външен път 0.3 п/ст ”Алеко” – рех. ОРУ 220кV и 110кV 0.2 п/ст “Мадара” - рех. ОРУ 220кV и 110кV 0.2 п/ст "Мизия"-рех. ОРУ 400, 220 и 110 кV 16.0 п/ст "Благоевград"-рех. ОРУ 400 и 110 кV 4.5 п/ст "Златни пясъци" 110/20 кV-път и отводняване 0.5 п/ст"Марек"- 110/20 кV разширение 5.0 п/ст "Самоков" рек. ОРУ 110 кV 5.0 Възел Ветрен - рехабил. ОРУ 400кV 1.5 п/ст "Добрич" 110 кV 9.0 ТЕЦ Сливен" нова командна сграда 0.2 ТЕЦ Република" нова командна сграда 1.6 ТЕЦ"Пловдив" рех.ОРУ 110 кV и нова К.Зала 1.6 ТЕЦ "Бобов дол"-рех. ОРУ 220 кV и нова КЗала 5.0 п/ст "Поморие" 110/20 кV 8.0 п/ст "Горна Оряховица"-рехабилитация на ЗРУ 20 кV 3.0 п/ст "Металургична" 400/110 kV - рехаб. 0.5 п/ст "Царевец" 400/110 kV - рехаб. 1.2 п/ст "Бургас-400" 400/110 kV - реконстр.. 2.2 п/ст "Златица" 400/110 kV - рехаб. 6.3 п/ст "Каварна" 110/20 кV - реконструкция 7.7 п/ст "Шабла" 110/20 кV - реконструкция 4.3 п/ст "Пловдив" 400/220/110 кV - рех. ОРУ 220 1.7 САУП 5.2 2. Инженеринг релейни защити 400 и 220 кV 7.5 3. Силови трансформатори - 20 бр. 24.0 4. А С Д У и Телекомуникации (OPGW + ВЧ бобини и кондензатори и др.) 14.5

5. ƒîñÚà‚êà Ìà ñîÙÚóåð Áà ‰ËñÚ. îÚ˜ËÚàÌå Ìà åÎ. åÌåð„Ë˛ 2.0 6. Ðåõà·ËÎËÚàˆË˛ Ìà Ú˙ð„î‚ñêî ÏåðåÌå ‚ Ú˛„î‚Ë 7.0

62/67

Ôî‰ñÚàÌˆËË

Всичко: 226.1

• Изграждане на нови и реконструкция на съществуващи подстанции


„Видно”, 400/110 kV 64,2

„Свобода”, 400/110 kV 52,3

ВС „Маяк” 110 кV 2,8

ВС ,,Пролез” 110 kV 1,6

„Хелиос”, 110/20 kV 9,0

„Добрич”, 110/20 kV 6,0

ОРУ към п/ст “Въча1” 6,0

Изграждане на 1 поле 400 кV (п/ст Бургас) 6,5

Изграждане на 6 полета 220 кV 12,0


Общо подстанции 167,3

• Доставка на нови автотрансформатори:


АТ 400/110 kV, 250MVA за п/ст „Бургас”, 8,0

АТ 400/110 kV, 250MVA за п/ст „Добруджа”, 8,0

Общо автотрансформатори 16,0

До 2015 г. се предвижда да се изградят центрове за управление на групи от подстанции (опорни пунктове), за които ще са необходими 24 млн. лв.

Необходимите инвестиции за развитие на електропреносната мрежа за етапа 2011 г. до 2015 г. се оценяват на 761,7 млн. лв.

ЕТАП 2015 - 2020 г.

Сценарий 1: Без изграждане на АЕЦ „Белене” При условие, че планираните за етап 2015г. елементи бъдат изградени,

очакваното нарастване на електрическите товари до 2020г. няма да изисква допълнително развитие на преносната електрическа мрежа.

63/67

В този период се очаква пускането в експлоатация на каскада “Горна Арда”. Необходимите инвестиции за присъединяването и към мрежа 110 kV възлизат на 27 млн. Лева, като е необходима реконструкция на мрежата в района на п/ст Ардино, както следва:

• Реконструкция на ЕП 110 kV



ЕП 110 kV „Чая” 35 7,35

ЕП 110 кV „Даладжа” 46 9,65

Общо 81 17

• Реконструкция на подстанции 110 kV


Ардино 10

Общо 10

Сценарий 2: С изграждане на АЕЦ „Белене” Ако бъде прието решение за изграждане на АЕЦ „Белене”, то за

присъединяване на централата към ЕЕС на страната е необходимо да се изградят нови подстанции и електропроводи.

• Изграждане на нови и реконструкция на съществуващи подстанции:


„АЕЦ Белене”, 400/110 kV 58

„Образцов Чифлик”, 400/110 kV 25



Общо подстанции 143,3

64/67

• Рехабилитация на съществуващи и изграждане на нови ЕП:



ЕП 400 kV „АЕЦ Белене- Мизия” – два единични 2х100 72,0

ЕП 400 кV „Царевец – Златица” 200 72,0

ЕП 400 kV „АЕЦ Белене- Царевец” – двоен 120 50,4

ЕП 400 kV „АЕЦ Белене- Образцов Чифлик” 110 39,6

ЕП 400 kV „Образцов Чифлик – Свобода” 180 64,8

ЕП 400 kV „Царевец- Пловдив” 180 64,8

Всичко ЕП 400 kV 990 363,6

ЕП 110 kV „АЕЦ Белене- Плевен 2” - двоен 60 14,4

ЕП 110 kV „АЕЦ Белене- Левски” - двоен 60 14,4

ЕП 110 kV „Градище” – удвояване 28 6,7

ЕП 110 кV „Михалци” – удвояване 40 9,6

ЕП 110 kV „Лозица” – подмяна на проводника с АСО 400 35 7,4

ЕП 110 kV „Милковица” – подмяна на проводника с АСО 400 18 3,8

ЕП 110 kV „Подем” – подмяна на проводника с АСО 400 25 5,3

Всичко ЕП 110 kV 266 61,6

Общо електропроводи 1256 425,2

Допълнителните инвестиции за нови подстанции и електропроводи при изграждане на АЕЦ „Белене” възлизат на 568,5 млн. лв.

Необходимите инвестиции за развитие на електропреносната мрежа до 2020 г. при изграждане само на АЕЦ „Белене” се оценяват на 1330,2 млн. лв. Общите инвестиции за развитие на електропреносната мрежа до 2020 г. с отчитане на присъединяването на каскада “Горна Арда” се оценяват на 1357,2 млн.лв.

65/67

9. Обекти от национално значение Във връзка с изключително голямото значение на посочените по-долу нови преносни електропроводи и трансформаторни подстанции за сигурността на захранване на потребителите и сигурността на работа на ЕЕС на страната, както и съкратените срокове, за които те трябва да бъдат изградени, се предлага тези електропроводи и трансформаторни подстанции да бъдат обявени за “инфраструктурни обекти с национално значение”:

1. Двоен ЕП 110kV 2хАСО400 „Белгун” и „Сенокос”, от п/ст „Добрич” до възлова станция „Маяк” (Каварна 2);

2. Двоен ЕП 110kV 2хАСО400 „Батово” и „Кичево”, между п/ст „Каварна” и п/ст „Варна север”;

3. ЕП 110kV с проводници АСО 400 между п/ст „Айтос” и п/ст „Хелиос” (Слънчев бряг Запад);

4. ЕП 400kV от п/ст „Марица изток” (Гълъбово) до п/ст „Бургас”; 5. ЕП 400kV, между п/ст „Пловдив” и п/ст „Марица изток” (Гълъбово),

паралелно на съществуващия ЕП „Иван Попов”; 6. ЕП 400kV, между п/ст „Марица изток” (Гълъбово) и ТЕЦ „Марица изток

3”, паралелно на съществуващия ЕП „Хеброс”; 7. ЕП 110kV между ВЕЦ „Цанков камък” и ВЕЦ „Въча 1”; 8. ЕП 110kV между п/ст „Марек” и п/ст „Самоков”; 9. П/ст 110/20 kV “Хелиос”; 10. Двоен ЕП 110 kV между п/ст “Айтос” и п/ст “Карнобат”; 11. ЕП 110 kV “Ветрен” подмяна на проводника с АСО 400; 12. ЕП 110 kV “Ахелой” подмяна на проводника с АСО 400; 13. ЕП 110 kV “Галатея” подмяна на проводника с АСО 400; 14. ЕП 110 kV “Емона” подмяна на проводника с АСО 400; 15. ЕП 400 kV “Видно-Свобода”; 16. П/ст 400/110 kV “Свобода”.

66/67

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Проведеното изследване дава основание да се направят следните

изводи: 1. На настоящия етап се счита, че към 2020 г. брутното

електропотребление в страната няма да надвиши 42 000 GWh. 2. 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, но развитието им трябва да се съобразява с възможностите на ЕЕС за компенсиране на техния неравномерен и непрогнозируем режим на работа и да се съгласува с възможностите за развитие на електрическата мрежа.

3. За реализиране на предвижданото развитие на ВЕИ в страната, се налага в следващите години ускорено развитие на електропреносната мрежа главно в Североизточна и Югоизточна България.

4. Сумарната мощност на предвижданите от производителите извеждания от експлоатация основни производствени мощности в ТЕЦ до края на 2015 г. възлиза на 2175 MW.

5. Периодът 2015-2020 г. се характеризира с неяснота в инвестиционните намерения за изграждане на големи производствени мощности, изискващи съществени промени в топологията на мрежата. По тези причини, развитието на мрежата в този период е разгледано вариантно, с и без изграждане на АЕЦ „Белене”.

6. Предвидените за изграждане нови производствени мощности в периода 2010-2020г. са около 5100 MW, от които 2000 MW АЕЦ, 2100 MW ВЕИ и 1000 MW ТЕЦ.

7. Въвеждането в експлоатация на АЕЦ „Белене” променя съществено разпределението на производствените мощности, като мрежа 220 kV остава по-слабо натоварена за сметка на мрежа 400 kV. Необходимо е увеличаване на трансформаторната мощност 400/110 кV за захранване на курортните комплекси между Бургас и Варна.

8. Необходимите инвестиции за развитие на електропреносната мрежа до 2020 г., без изграждане на АЕЦ Белене, се оценяват на 761,7 млн.лв. Допълнителните инвестиции за нови подстанции и електропроводи при изграждане на АЕЦ „Белене” възлизат на 568,5 млн.лв.

67/67

СПИСЪК НА ПРИЛОЖЕНИЯТА

Приложение 1 Реализирано и прогнозно електропотребление за периода 2005 – 2020 г., вариант с нулев прираст

Приложение 2 Реализирано и прогнозно електропотребление за периода 2005 – 2020 г., вариант с 1,4% прираст

Приложение 3 Развитие на инсталираните електропроизводствени мощности в ЕЕС на България за периода 2010-2020г.

Приложение 4 Мощностен баланс на ЕЕС на България при екстремни максимални зимни електрически товари

НаименованиеИнстал.

мощност, MWНаименование

Инстал.

мощност,

MW

За

година

С

натрупван

е

2009 8756 ТЕЦ"Варна" блок 1 -210 “Топлофикация Разград” ЕАД 3

- 0 ВяЕЦ AES - св.Никола 156- 0 „Полимери” АД 11- 0 Неохим АД 12- 0 Блок 1 в ТЕЦ Марица Изток 1 335- 0 ВяЕЦ - гр. Суворово 60- 0 ВяЕЦ "ЗСК Девня"-"Ветрино" - I етап 6

- 0 ВяЕЦ "Ветроком" в обл.Ст.Загора, с.Енина - I 75

ВяЕЦ "ЕВН Енертраг Каварна" 50- 0 ВЕИ - ЕРП 150

ОБЩО изведени за

годината-210

ОБЩО въведени за годината858

ТЕЦ"Варна" блок 2 -210 Блок 2 в ТЕЦ Марица Изток 1 335

„Петромакс Пауър” ООД 125

0 ВЕЦ Цанков Камък 80

0 ВяЕЦ "Уинд Енерджи Каварна" - ВС 110 kV “Видно” 52- 0 ВяЕЦ "Еко Ню Енерджи"в с. Х. Димитър 39

- 0 ВяЕЦ"ЗСК Девня"-"Ветрино" - II етап 14- 0 ВяЕЦ в обл.Ст.Загора, с.Енина - II 20

ВяЕЦ Уинд Енерджи 2007, с. Бяла, Сливен - 1 етап 60

- 0 ВяЕЦ ДИСИБ в землищата на гр.Каварна 40

- 0 ВяЕЦ "България Уинд Енерджи" в с.Друган, общ. Радомир 22

- 0 ВяЕЦ "Сливенски Ветрове" в обл.Сливен, общ. Котел 27

- 0 ВяЕЦ "НТ Енерджи" в с.Камен бряг - I 36

- 0 ФвЕЦ, "Ойро билдинг груп" в с.Ситово 47

- 0 ФвЕЦ "НЮ ЕНЕРДЖИ БУЛГАРИЕН" в гр. Тополовград 50

-0

ВяЕЦ "Александър Уинд" в с.Попово, общ Болярово, обл Ямбол42

- 0 ФвЕЦ "РЕС Технолъджи" в гр.Златарица 20

- 0 ВяЕЦ и ФвЕЦ "АСМ-БГ Инвестиции" в с.Самоводене 40

- 0 ВяЕЦ "РИГ 3" в с.Челопеч, Софийско 50

-0

ВяЕЦ "Еко Енерджи Уиндпауър" в с.Стожер, с.Стефаново и др. - I75

- 0 ФвЕЦ "Ценово солар парк" в с. Джулюница - I етап 10

- 0 ВяЕЦ "Джетстриим" в гр. Шабла - I етап 45

- 0 ФвЕЦ "ПетричСолар" в гр. Петрич - I етап 3

От рехабилитацията на бл. 6, 7 и 8 на ТЕЦ МИ2 50

- 0 ФвЕЦ "AES Солар Енерджи" в с. Полковник Ламбриново 80- 0 ВЕИ - ЕРП 125




ТЕЦ"Варна" блок 3 -210 ТЕЦ "Хасково" 130

ТЕЦ"Бобов дол" блок 1 -210 ТЕЦ"Пловдив" 50

ТЕЦ"Марица 3" -120 „Петромакс Пауър” ООД 125

ТЕЦ "Пловдив" -85 ТЕЦ Свилоза - нова част 12

ТЕЦ Свилоза - стара част 58

ВяЕЦ "ЗСК Девня" "Ветрино" - III етап 20

ВяЕЦ в с. Х. Димитър - II етап 75

- 0 ВяЕЦ "НТ Енерджи" в с.Камен бряг - II етап 30



ВяЕЦ Хаос Инвест 1 ВС 110 kV “Видно” 50

-0

ФвЕЦ "НЮ ЕНЕРДЖИ БУЛГАРИЕН" в гр. Тополовград50

-0

ВяЕЦ "Еко Енерджи Уиндпауър" в с.Стожер, с.Стефаново и др.-

II етап75

- 0 ФвЕЦ "Ценово солар парк" в с. Джулюница - II етап 22

- 0 ВяЕЦ "Джетстриим" в гр. Шабла - II етап 45

- 0 ФвЕЦ ПетричСолар в гр. Петрич - II етап 3

- 0 ВяЕЦ 'Еко ню енерджи" в с. Хаджи Димитър 39- 0 ВЕИ - ЕРП 100




ТЕЦ"Варна" блок 5 -210 ТЕЦ София 100

ТЕЦ "Брикел" -200 ТЕЦ "Хасково" 130

ВяЕЦ в с.Камен бряг - III етап 30

- 0 ВяЕЦ "Уинд Цезар" ВС 110 kV “Видно” 48

- 0 ВяЕЦ "Енерджи 5" в с. Дряновец, обл. Бургас 80

- 0 ВяЕЦ "Уинд крафт Симонсфелд" в с.Нейково 99



- 0 ФвЕЦ "ПИ ВИ Системс" в с.Средина I етап 20

- 0 ВяЕЦ "Хаос Инвест 1" в землището на с. Вранино 42

- 0 ВяЕЦ "Монтис Груп" в Могилище, Вранино, Раковски.. 150

- 0 ВяЕЦ НИМЕКС" в с.Пролез и Горичане 80

- 0 ВяЕЦ "Варна Грийн енерджи" в с. Пролез 50

Петромакс - Силистра 125

- 0 ВяЕЦ в землищата на с. Горичане 26- 0 ВЕИ - ЕРП 75




Баланс, MW

2010

Извеждане от експлоатация Въвеждане в експлоатация

Година

648 648 9404

10681

11020

1277 1925

2264

30291

2011

2012

Приложение 3

339

765 11785

Инстал.

мощност в

ЕЕС (общо,

MW)

в ЕЕС на България за периода 2010-2020г.

Развитие на електропроизводствените мощности

НаименованиеИнстал.

мощност, MWНаименование

Инстал.

мощност,

MW

За

година

С

натрупван

еТЕЦ"Варна" блок 5 -210 ФвЕЦ "ПИ ВИ Системс" в с.Средина II етап 30


- 0 ВЕИ - ТДУ Изток 25

- 0 ВЕИ - ТДУ Юг 25

- 0 ВЕИ - ТДУ Север 25

- 0 ВЕИ - ТДУ Запад 25- 0 ВЕИ - ЕРП 50


годината -210 ОБЩО въведени за годината 220

ТЕЦ"Варна" блок 6 -210 Каскада среден Искър 25

ТЕЦ"Бобов дол" блок 2 -210 ТЕЦ "Земляне", "Люлин" и др. 150

ТЕЦ"Русе" блок 4 -110 ВЕИ - ТДУ Изток 20







- 0 ТЕЦ "Варна" - парогазова 800






годината 0 ОБЩО въведени за годината 875

- 0 АЕЦ "Белене" - I блок 1000







- 0 АЕЦ "Белене" - II блок 1000

- 0 ТЕЦ Марица Изток 4 700

- 0 Каскада Горна Арда 174

- 0 ТЕЦ София 30


- 0 ВЕИ - ТДУ Юг 10 15439- 0 ВЕИ - ТДУ Север 10







- 0 ВЕИ - ТДУ Запад 10 15484- 0 ВЕИ - ЕРП 5





- 0 ВЕИ - ТДУ Север 10- 0 ВЕИ - ТДУ Запад 10 15529- 0 ВЕИ - ЕРП 5


годината0


11795

11545

Баланс, MWИнстал.

мощност в

ЕЕС (общо,

MW)

2018 1949 6683

12420

13490

2020 45 6773

2014 10 3039

2016

2015

2017 1070

2019 45 6728

4734

875 3664

-250 2789

Година Извеждане от експлоатация Въвеждане в експлоатация

Приложение 3, продължение

Развитие на електропроизводствените мощности

в ЕЕС на България за периода 2010-2020г.

÷åÌÚðàÎà/„î‰ËÌà 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

¡ðËêåÎ 150 150 150 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

ÌàðËˆà ËÁÚîê 1 0 320 640 640 640 640 640 640 640 640 640

„åÌåðàÚîð 1 0 320 320 320 320 320 320 320 320 320 320

„åÌåðàÚîð 2 0 0 320 320 320 320 320 320 320 320 320

ÌàðËˆà ËÁÚîê 2 1 114 937 722 732 742 732 909 909 909 909 909

„åÌåðàÚîð 1 177 0 0 0 0 0 177 177 177 177 177

„åÌåðàÚîð 2 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165

„åÌåðàÚîð 3 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175

„åÌåðàÚîð 4 177 177 177 177 177 177 177 177 177 177 177

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 215 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 7 215 215 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 8 205 205 205 0 225 215 215 215 215 215 215

ÌàðËˆà ËÁÚîê 3 898 898 671 671 671 444 444 444 444 444 444

„åÌåðàÚîð 1 227 227 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 227 227 227 227 227 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 227 227 227 227 227 227 227 227 227 227 227

„åÌåðàÚîð 4 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217

ÌàðËˆà ËÁÚîê 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÌàðËˆà 3 105 105 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÂàðÌà 200 200 200 200 200 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 0 200 200 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 200 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 200 0 0 0 200 0 0 0 0 0 0

Ôàðî„àÁî‚ Ïî‰óÎ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ðóñå 155 155 155 155 155 45 45 45 45 45 45

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 110 110 110 110 110 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45

¡î·î‚ ‰îÎ 180 180 180 180 180 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 180 180 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 180 180 180 0 0 0 0 0 0

Õàñêî‚î 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

œåÚðîÏàêñ - ñ.ÌðàÏîð 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

œåÚðîÏàêñ - „ð.ÑËÎËñÚðà 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Î·˘î ÚîÔÎîÙ.ÒÅ÷ 285 285 285 285 285 405 405 405 405 405 405

œÎî‚‰Ë‚ 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

ÑÎË‚åÌ 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

ÑîÙË˛ 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

ÑîÙË˛ ËÁÚîê 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120

ÑîÙË˛-«àÔà‰ 0 0 0 0 0 120 120 120 120 120 120

ÐåÔó·ÎËêà 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

ƒðó„Ë Ò‘Å÷ 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

«à‚.ÒÅ÷ 250 250 305 305 310 310 315 315 325 325 325

ÀóêîÈÎ 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

ƒå‚Ì˛ 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65

Ñ‚Ë˘î‚ 100 100 150 150 150 150 150 150 150 150 150

ÂË‰ËÌ 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

ƒðó„Ë «à‚.ÒÅ÷ 25 25 30 30 35 35 40 40 50 50 50

Î¡ŸÎ ÒÅ÷ 3 337 3 480 3 308 3 168 3 183 2 576 2 758 2 758 2 768 2 768 2 768

ÀÅ÷ ÊîÁÎî‰óÈ 2 080 2 080 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100

„åÌåðàÚîð 9 1 035 1 035 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045

„åÌåðàÚîð 10 1 045 1 045 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055

ÀÅ÷ ¡åÎåÌå 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Î·˘î ÂÅ÷ 1 109 910 988 978 996 1 664 1 546 1 620 1 697 1 782 1 869

¡àÚàê 40 40 0 0 0 40 40 40 40 40 40

œå˘åðà 50 50 50 50 50 75 75 75 75 75 100

ÀÎåêî 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 50

Òå¯åÎ 30 30 0 0 0 30 30 30 30 30 30

ƒå‚ËÌ 30 30 0 0 0 30 30 30 30 30 30

÷àÌêî‚ êàÏ˙ê 0 0 0 0 0 80 80 80 73 80 80

ÎðÙåÈ 40 40 40 40 40 150 80 80 105 140 147

ÊðË˜ËÏ 40 40 40 40 40 80 65 65 80 80 80

√îðÌà Àð‰à 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ê˙ð‰ÊàÎË 0 0 0 0 0 50 47 77 100 100 100

ÑÚó‰åÌ êÎà‰åÌåˆ 0 0 0 0 0 45 30 60 60 75 75

»‚àÈÎî‚„ðà‰ 40 50 50 50 50 49 22 30 57 80 90

¡åÎÏåêåÌ 150 150 121 111 124 143 150 150 150 150 150

ÑåñÚðËÏî 90 90 90 90 90 90 90 96 90 90 100

ÌîÏ. êÎËñóðà 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 60

œàñàðåÎ 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

ÊîêàÎ˛Ìå 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22

ÑàÌ‰.¡ËñÚðËˆà 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

ÌàÎêË ÂÅ÷ 57 48 55 55 60 60 65 65 65 70 70

◊àËðà 400 200 400 400 400 600 600 600 600 600 600

Î·˘î Â˛Å÷ 155 285 425 658 695 721 740 758 769 780 791

Î·˘î ‘‚Å÷ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Î·˘î ¡ËîÏàñà 26 47 76 88 113 131 143 155 162 170 177

ÑóÏà „åÌåðàˆËË 6 707 6 802 6 897 6 992 7 087 7 192 7 287 7 391 7 496 7 600 7 705

‘àêÚ. Úî‚àð Ð¡ 6 707 6 802 6 897 6 992 7 087 7 192 7 287 7 391 7 496 7 600 7 705

·àÎàÌñ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÑÚó‰åÌ ðåÁåð‚ 1235 1222 1274 1264 1246 1119 1119 1119 1119 1119 1119

œðËÎîÊåÌËå 4-1

¡àÁî‚ ñˆåÌàðËÈ - ·åÁ ðåàÎËÁàˆË˛ Ìà „îÎåÏË ÔðîåêÚË

Ìî˘ÌîñÚåÌ ·àÎàÌñ ÔðË ñðå‰Ìî ÏàêñËÏàÎÌË ÁËÏÌË Úî‚àðË Ìà ÅÅÑ Ìà ¡˙Î„àðË˛

÷åÌÌÚðàÎà/„î‰ËÌà 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

¡ðËêåÎ 150 150 150 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

ÌàðËˆà ËÁÚîê 1 0 320 640 640 640 640 640 640 500 500 500

„åÌåðàÚîð 1 0 320 320 320 320 320 320 320 250 250 250

„åÌåðàÚîð 2 0 0 320 320 320 320 320 320 250 250 250

ÌàðËˆà ËÁÚîê 2 1 114 937 722 732 742 732 909 567 175 315 315

„åÌåðàÚîð 1 177 0 0 0 0 0 177 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 165 165 165 165 165 165 165 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 175 175 175 175 175 175 175 175 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 177 177 177 177 177 177 177 177 0 140 140

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 215 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 7 215 215 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 8 205 205 205 0 225 215 215 215 175 175 175

ÌàðËˆà ËÁÚîê 3 898 898 671 671 671 444 444 444 350 350 350

„åÌåðàÚîð 1 227 227 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 227 227 227 227 227 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 227 227 227 227 227 227 227 227 175 175 175

„åÌåðàÚîð 4 217 217 217 217 217 217 217 217 175 175 175

ÌàðËˆà ËÁÚîê 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÌàðËˆà 3 105 105 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÂàðÌà 200 200 200 200 200 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 0 200 200 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 200 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 200 0 0 0 200 0 0 0 0 0 0

Ôàðî„àÁî‚ Ïî‰óÎ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ðóñå 155 155 155 155 155 45 45 45 45 45 45

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 110 110 110 110 110 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45

¡î·î‚ ‰îÎ 180 180 180 180 180 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 180 180 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 180 180 180 0 0 0 0 0 0

Õàñêî‚î 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Î·˘î ÚîÔÎîÙ.ÒÅ÷ 285 285 285 285 285 405 405 405 405 405 405

œÎî‚‰Ë‚ 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

ÑÎË‚åÌ 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

ÑîÙË˛ 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

ÑîÙË˛ ËÁÚîê 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120

ÑîÙË˛-«àÔà‰ 0 0 0 0 0 120 120 120 120 120 120

ÐåÔó·ÎËêà 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

ƒðó„Ë Ò‘Å÷ 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

«à‚.ÒÅ÷ 250 250 305 305 310 310 315 315 325 325 325

ÀóêîÈÎ 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

ƒå‚Ì˛ 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65

Ñ‚Ë˘î‚ 100 100 150 150 150 150 150 150 150 150 150

ÂË‰ËÌ 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

ƒðó„Ë «à‚.ÒÅ÷ 25 25 30 30 35 35 40 40 50 50 50

Î¡ŸÎ ÒÅ÷ 3 337 3 480 3 308 3 168 3 183 2 576 2 758 2 416 1 800 1 940 1 940

ÀÅ÷ ÊîÁÎî‰óÈ 2 080 2 080 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100

„åÌåðàÚîð 9 1 035 1 035 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045

„åÌåðàÚîð 10 1 045 1 045 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055

ÀÅ÷ ¡åÎåÌå 0 0 0 0 0 0 0 1 000 2 000 2 000 2 000

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 1 000 1 000 1 000 1 000

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 1 000 1 000 1 000

Î·˘î ÂÅ÷ 1 109 910 988 978 996 1 664 1 546 962 665 610 697

¡àÚàê 40 40 0 0 0 40 40 0 0 0 0

œå˘åðà 50 50 50 50 50 75 75 0 0 0 0

ÀÎåêî 30 30 30 30 30 30 30 0 0 0 0

Òå¯åÎ 30 30 0 0 0 30 30 0 0 0 0

ƒå‚ËÌ 30 30 0 0 0 30 30 0 0 0 0

÷àÌêî‚ êàÏ˙ê 0 0 0 0 0 80 80 0 0 0 0

ÎðÙåÈ 40 40 40 40 40 150 80 0 0 0 0

ÊðË˜ËÏ 40 40 40 40 40 80 65 0 0 0 0

√îðÌà Àð‰à 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ê˙ð‰ÊàÎË 0 0 0 0 0 50 47 50 0 0 26

ÑÚó‰åÌ êÎà‰åÌåˆ 0 0 0 0 0 45 30 45 30 0 30

»‚àÈÎî‚„ðà‰ 40 50 50 50 50 49 22 49 29 0 29

¡åÎÏåêåÌ 150 150 121 111 124 143 150 135 74 73 75

ÑåñÚðËÏî 90 90 90 90 90 90 90 96 0 0 0

ÌîÏ. êÎËñóðà 45 45 45 45 45 45 45 55 0 0 0

œàñàðåÎ 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

ÊîêàÎ˛Ìå 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22

ÑàÌ‰.¡ËñÚðËˆà 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

ÌàÎêË ÂÅ÷ 57 48 55 55 60 60 65 65 65 70 70

◊àËðà 400 200 400 400 400 600 600 400 400 400 400

Î·˘î Â˛Å÷ 155 285 425 658 695 721 740 758 769 780 791

Î·˘î ‘‚Å÷ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Î·˘î ¡ËîÏàñà 26 47 76 88 113 131 143 155 162 170 177

ÑóÏà „åÌåðàˆËË 6 707 6 802 6 897 6 992 7 087 7 192 7 287 7 391 7 496 7 600 7 705

‘àêÚ. Úî‚àð Ð¡ 6 707 6 802 6 897 6 992 7 087 7 192 7 287 7 391 7 496 7 600 7 705

·àÎàÌñ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÑÚó‰åÌ ðåÁåð‚ 1235 1222 1274 1264 1246 1119 1119 1461 1601 1461 1461


ÑˆåÌàðËÈ ñ ÀÅ÷ ¡åÎåÌå


÷åÌÚðàÎà/„î‰ËÌà 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 018 2 019 2 020

¡ðËêåÎ 150 150 150 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

ÌàðËˆà ËÁÚîê 1 0 320 640 640 640 640 640 640 640 640 640

„åÌåðàÚîð 1 0 320 320 320 320 320 320 320 320 320 320

„åÌåðàÚîð 2 0 0 320 320 320 320 320 320 320 320 320

ÌàðËˆà ËÁÚîê 2 1 114 937 722 732 742 732 909 909 909 909 909

„åÌåðàÚîð 1 177 0 0 0 0 0 177 177 177 177 177

„åÌåðàÚîð 2 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165

„åÌåðàÚîð 3 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175

„åÌåðàÚîð 4 177 177 177 177 177 177 177 177 177 177 177

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 215 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 7 215 215 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 8 205 205 205 0 225 215 215 215 215 215 215

ÌàðËˆà ËÁÚîê 3 898 898 671 671 671 444 444 444 444 444 444

„åÌåðàÚîð 1 227 227 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 227 227 227 227 227 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 227 227 227 227 227 227 227 227 227 227 227

„åÌåðàÚîð 4 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217

ÌàðËˆà ËÁÚîê 4 0 0 0 0 0 0 0 0 600 600 600

ÌàðËˆà 3 105 105 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÂàðÌà 200 200 200 200 200 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 0 200 200 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 200 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 200 0 0 0 200 0 0 0 0 0 0

Ôàðî„àÁî‚ Ïî‰óÎ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ðóñå 155 155 155 155 155 45 45 45 45 45 45

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 110 110 110 110 110 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45

¡î·î‚ ‰îÎ 180 180 180 180 180 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 180 180 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 180 180 180 0 0 0 0 0 0

Õàñêî‚î 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Î·˘î ÚîÔÎîÙ.ÒÅ÷ 285 285 285 285 285 405 405 405 405 405 405

œÎî‚‰Ë‚ 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

ÑÎË‚åÌ 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

ÑîÙË˛ 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

ÑîÙË˛ ËÁÚîê 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120

ÑîÙË˛-«àÔà‰ 0 0 0 0 0 120 120 120 120 120 120

ÐåÔó·ÎËêà 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

ƒðó„Ë Ò‘Å÷ 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

«à‚.ÒÅ÷ 250 250 305 305 310 310 315 315 325 325 325

ÀóêîÈÎ 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

ƒå‚Ì˛ 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65

Ñ‚Ë˘î‚ 100 100 150 150 150 150 150 150 150 150 150

ÂË‰ËÌ 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

ƒðó„Ë «à‚.ÒÅ÷ 25 25 30 30 35 35 40 40 50 50 50

Î¡ŸÎ ÒÅ÷ 3 337 3 480 3 308 3 168 3 183 2 576 2 758 2 758 3 368 3 368 3 368

ÀÅ÷ ÊîÁÎî‰óÈ 2 080 2 080 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100

„åÌåðàÚîð 9 1 035 1 035 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045

„åÌåðàÚîð 10 1 045 1 045 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055

ÀÅ÷ ¡åÎåÌå 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Î·˘î ÂÅ÷ 1 109 910 988 978 996 1 664 1 546 1 620 1 097 1 182 1 269

¡àÚàê 40 40 0 0 0 40 40 40 0 0 0

œå˘åðà 50 50 50 50 50 75 75 75 0 75 75

ÀÎåêî 30 30 30 30 30 30 30 30 0 30 30

Òå¯åÎ 30 30 0 0 0 30 30 30 0 0 0

ƒå‚ËÌ 30 30 0 0 0 30 30 30 0 0 0

÷àÌêî‚ êàÏ˙ê 0 0 0 0 0 80 80 80 63 0 52

ÎðÙåÈ 40 40 40 40 40 150 80 80 0 0 0

ÊðË˜ËÏ 40 40 40 40 40 80 65 65 0 0 0

√îðÌà Àð‰à 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ê˙ð‰ÊàÎË 0 0 0 0 0 50 47 77 100 100 100

ÑÚó‰åÌ êÎà‰åÌåˆ 0 0 0 0 0 45 30 60 60 75 75

»‚àÈÎî‚„ðà‰ 40 50 50 50 50 49 22 30 57 80 90

¡åÎÏåêåÌ 150 150 121 111 124 143 150 150 150 150 150

ÑåñÚðËÏî 90 90 90 90 90 90 90 96 90 90 100

ÌîÏ. êÎËñóðà 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 60

œàñàðåÎ 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

ÊîêàÎ˛Ìå 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22

ÑàÌ‰.¡ËñÚðËˆà 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

ÌàÎêË ÂÅ÷ 57 48 55 55 60 60 65 65 65 70 70

◊àËðà 400 200 400 400 400 600 600 600 400 400 400

Î·˘î Â˛Å÷ 155 285 425 658 695 721 740 758 769 780 791

Î·˘î ‘‚Å÷ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Î·˘î ¡ËîÏàñà 26 47 76 88 113 131 143 155 162 170 177

ÑóÏà „åÌåðàˆËË 6 707 6 802 6 897 6 992 7 087 7 192 7 287 7 391 7 496 7 600 7 705

‘àêÚ. Úî‚àð Ð¡ 6 707 6 802 6 897 6 992 7 087 7 192 7 287 7 391 7 496 7 600 7 705

·àÎàÌñ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÑÚó‰åÌ ðåÁåð‚ 1235 1222 1274 1264 1246 1119 1119 1119 1119 1119 1119



ÑˆåÌàðËÈ ñ ÒÅ÷"Ì»-4"

÷åÌÚðàÎà/„î‰ËÌà 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

¡ðËêåÎ 150 150 150 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

ÌàðËˆà ËÁÚîê 1 0 320 640 640 640 640 640 640 640 640 640

„åÌåðàÚîð 1 0 320 320 320 320 320 320 320 320 320 320

„åÌåðàÚîð 2 0 0 320 320 320 320 320 320 320 320 320

ÌàðËˆà ËÁÚîê 2 1 114 937 722 732 742 732 732 732 567 567 732

„åÌåðàÚîð 1 177 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 165 165 165 165 165 165 165 165 0 0 165

„åÌåðàÚîð 3 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175

„åÌåðàÚîð 4 177 177 177 177 177 177 177 177 177 177 177

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 215 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 7 215 215 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 8 205 205 205 0 225 215 215 215 215 215 215

ÌàðËˆà ËÁÚîê 3 898 898 671 671 671 444 444 444 444 444 444

„åÌåðàÚîð 1 227 227 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 227 227 227 227 227 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 227 227 227 227 227 227 227 227 227 227 227

„åÌåðàÚîð 4 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217 217

ÌàðËˆà ËÁÚîê 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÌàðËˆà 3 105 105 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÂàðÌà 200 200 200 200 200 0 600 600 800 800 800

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 0 200 200 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 200 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 200 0 0 0 200 0 0 0 0 0 0

Ôàðî„àÁî‚ Ïî‰óÎ 0 0 0 0 0 0 600 600 800 800 800

Ðóñå 155 155 155 155 155 45 45 45 45 45 45

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 110 110 110 110 110 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45

¡î·î‚ ‰îÎ 180 180 180 180 180 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 180 180 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 180 180 180 0 0 0 0 0 0

Õàñêî‚î 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Î·˘î ÚîÔÎîÙ.ÒÅ÷ 285 285 285 285 285 405 405 405 405 405 405

œÎî‚‰Ë‚ 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

ÑÎË‚åÌ 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

ÑîÙË˛ 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

ÑîÙË˛ ËÁÚîê 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120

ÑîÙË˛-«àÔà‰ 0 0 0 0 0 120 120 120 120 120 120

ÐåÔó·ÎËêà 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

ƒðó„Ë Ò‘Å÷ 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

«à‚.ÒÅ÷ 250 250 305 305 310 310 315 315 325 325 325

ÀóêîÈÎ 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

ƒå‚Ì˛ 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65

Ñ‚Ë˘î‚ 100 100 150 150 150 150 150 150 150 150 150

ÂË‰ËÌ 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

ƒðó„Ë «à‚.ÒÅ÷ 25 25 30 30 35 35 40 40 50 50 50

Î¡ŸÎ ÒÅ÷ 3 337 3 480 3 308 3 168 3 183 2 576 3 181 3 181 3 226 3 226 3 391

ÀÅ÷ ÊîÁÎî‰óÈ 2 080 2 080 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100

„åÌåðàÚîð 9 1 035 1 035 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045

„åÌåðàÚîð 10 1 045 1 045 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055

ÀÅ÷ ¡åÎåÌå 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Î·˘î ÂÅ÷ 1 109 910 988 978 996 1 664 1 123 1 197 1 239 1 324 1 246

¡àÚàê 40 40 0 0 0 40 7 7 5 40 0

œå˘åðà 50 50 50 50 50 75 0 0 0 0 0

ÀÎåêî 30 30 30 30 30 30 0 0 0 0 0

Òå¯åÎ 30 30 0 0 0 30 0 0 0 0 0

ƒå‚ËÌ 30 30 0 0 0 30 0 0 0 0 0

÷àÌêî‚ êàÏ˙ê 0 0 0 0 0 80 0 0 0 0 0

ÎðÙåÈ 40 40 40 40 40 150 0 0 0 0 0

ÊðË˜ËÏ 40 40 40 40 40 80 0 0 0 0 0

√îðÌà Àð‰à 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ê˙ð‰ÊàÎË 0 0 0 0 0 50 47 77 100 100 100

ÑÚó‰åÌ êÎà‰åÌåˆ 0 0 0 0 0 45 30 60 60 75 59

»‚àÈÎî‚„ðà‰ 40 50 50 50 50 49 22 30 57 87 90

¡åÎÏåêåÌ 150 150 121 111 124 143 150 150 150 150 125

ÑåñÚðËÏî 90 90 90 90 90 90 90 96 90 90 90

ÌîÏ. êÎËñóðà 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45

œàñàðåÎ 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

ÊîêàÎ˛Ìå 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22

ÑàÌ‰.¡ËñÚðËˆà 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

ÌàÎêË ÂÅ÷ 57 48 55 55 60 60 65 65 65 70 70

◊àËðà 400 200 400 400 400 600 600 600 600 600 600

Î·˘î Â˛Å÷ 155 285 425 658 695 721 740 758 769 780 791

Î·˘î ‘‚Å÷ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Î·˘î ¡ËîÏàñà 26 47 76 88 113 131 143 155 162 170 177

ÑóÏà „åÌåðàˆËË 6 707 6 802 6 897 6 992 7 087 7 192 7 287 7 391 7 496 7 600 7 705

‘àêÚ. Úî‚àð Ð¡ 6 707 6 802 6 897 6 992 7 087 7 192 7 287 7 391 7 496 7 600 7 705

·àÎàÌñ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÑÚó‰åÌ ðåÁåð‚ 1235 1222 1274 1264 1246 1119 1296 1296 1461 1461 1296



ÑˆåÌàðËÈ ñ ÒÅ÷ ÂàðÌà œ√ Ïî‰óÎ

÷åÌÌÚðàÎà/„î‰ËÌà 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

¡ðËêåÎ 150 150 150 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0

ÌàðËˆà ËÁÚîê 1 0 320 640 640 640 640 640 640 500 500 500

„åÌåðàÚîð 1 0 320 320 320 320 320 320 320 250 250 250

„åÌåðàÚîð 2 0 0 320 320 320 320 320 320 250 250 250

ÌàðËˆà ËÁÚîê 2 1 114 937 722 732 742 732 732 732 347 322 392

„åÌåðàÚîð 1 177 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 165 165 165 165 165 165 165 165 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 175 175 175 175 175 175 175 175 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 177 177 177 177 177 177 177 177 172 147 177

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 215 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 7 215 215 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 8 205 205 205 0 225 215 215 215 175 175 215

ÌàðËˆà ËÁÚîê 3 898 898 671 671 671 444 444 444 384 354 444

„åÌåðàÚîð 1 227 227 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 227 227 227 227 227 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 227 227 227 227 227 227 227 227 167 167 227

„åÌåðàÚîð 4 217 217 217 217 217 217 217 217 217 187 217

ÌàðËˆà ËÁÚîê 4 0 0 0 0 0 0 0 0 500 600 600

ÌàðËˆà 3 105 105 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÂàðÌà 200 200 200 200 200 0 600 600 800 800 800

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 0 200 200 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 200 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 200 0 0 0 200 0 0 0 0 0 0

Ôàðî„àÁî‚ Ïî‰óÎ 0 0 0 0 0 0 600 600 800 800 800

Ðóñå 155 155 155 155 155 45 45 45 45 45 45

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 4 110 110 110 110 110 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 6 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45

¡î·î‚ ‰îÎ 180 180 180 180 180 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 180 180 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 3 0 0 180 180 180 0 0 0 0 0 0

Õàñêî‚î 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Î·˘î ÚîÔÎîÙ.ÒÅ÷ 285 285 285 285 285 405 405 405 405 405 405

œÎî‚‰Ë‚ 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

ÑÎË‚åÌ 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

ÑîÙË˛ 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

ÑîÙË˛ ËÁÚîê 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120

ÑîÙË˛-«àÔà‰ 0 0 0 0 0 120 120 120 120 120 120

ÐåÔó·ÎËêà 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

ƒðó„Ë Ò‘Å÷ 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

«à‚.ÒÅ÷ 250 250 305 305 310 310 315 315 325 325 325

ÀóêîÈÎ 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

ƒå‚Ì˛ 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65

Ñ‚Ë˘î‚ 100 100 150 150 150 150 150 150 150 150 150

ÂË‰ËÌ 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

ƒðó„Ë «à‚.ÒÅ÷ 25 25 30 30 35 35 40 40 50 50 50

Î¡ŸÎ ÒÅ÷ 3 337 3 480 3 308 3 168 3 183 2 576 3 181 3 181 3 306 3 351 3 511

ÀÅ÷ ÊîÁÎî‰óÈ 2 080 2 080 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100 2 100

„åÌåðàÚîð 9 1 035 1 035 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045 1 045

„åÌåðàÚîð 10 1 045 1 045 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055 1 055

ÀÅ÷ ¡åÎåÌå 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

„åÌåðàÚîð 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Î·˘î ÂÅ÷ 1 109 910 988 978 996 1 664 1 123 1 197 1 159 1 199 1 126

¡àÚàê 40 40 0 0 0 40 7 7 5 40 0

œå˘åðà 50 50 50 50 50 75 0 0 0 0 0

ÀÎåêî 30 30 30 30 30 30 0 0 0 0 0

Òå¯åÎ 30 30 0 0 0 30 0 0 0 0 0

ƒå‚ËÌ 30 30 0 0 0 30 0 0 0 0 0

÷àÌêî‚ êàÏ˙ê 0 0 0 0 0 80 0 0 0 0 0

ÎðÙåÈ 40 40 40 40 40 150 0 0 0 0 0

ÊðË˜ËÏ 40 40 40 40 40 80 0 0 0 0 0

√îðÌà Àð‰à 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ê˙ð‰ÊàÎË 0 0 0 0 0 50 47 77 50 50 50

ÑÚó‰åÌ êÎà‰åÌåˆ 0 0 0 0 0 45 30 60 30 30 25

»‚àÈÎî‚„ðà‰ 40 50 50 50 50 49 22 30 57 57 54

¡åÎÏåêåÌ 150 150 121 111 124 143 150 150 150 150 125

ÑåñÚðËÏî 90 90 90 90 90 90 90 96 90 90 90

ÌîÏ. êÎËñóðà 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45

œàñàðåÎ 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

ÊîêàÎ˛Ìå 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22

ÑàÌ‰.¡ËñÚðËˆà 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

ÌàÎêË ÂÅ÷ 57 48 55 55 60 60 65 65 65 70 70

◊àËðà 400 200 400 400 400 600 600 600 600 600 600

Î·˘î Â˛Å÷ 155 285 425 658 695 721 740 758 769 780 791

Î·˘î ‘‚Å÷ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Î·˘î ¡ËîÏàñà 26 47 76 88 113 131 143 155 162 170 177

ÑóÏà „åÌåðàˆËË 6 707 6 802 6 897 6 992 7 087 7 192 7 287 7 391 7 496 7 600 7 705

‘àêÚ. Úî‚àð Ð¡ 6 707 6 802 6 897 6 992 7 087 7 192 7 287 7 391 7 496 7 600 7 705

·àÎàÌñ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ÑÚó‰åÌ ðåÁåð‚ 1235 1222 1274 1264 1246 1119 1296 1296 1636 1636 1636



ÑˆåÌàðËÈ ñ ÒÅ÷ ÂàðÌà œ√ Ïî‰óÎ Ë ÒÅ÷ Ì»-4

Documents

10_Year_Net_Dev_Plan_BG_2010-2020