ПОСТАПКА ЗА ПРОЦЕНКА НА ПРЕНОСНИТЕ МОЖНОСТИ НА ЕЕС

ЧЕТВРТО СОВЕТУВАЊЕ Охрид, 26 29 септември 2004 Трајче Черепналковски Спасе Павловски Климент Наумоски АД Електростопанство на Македонија Дирекција, Скопје ПОСТАПКА ЗА ПРОЦЕНКА НА ПРЕНОСНИТЕ МОЖНОСТИ НА ЕЕС КУСА СОДРЖИНА Во трудот прикажана е постапката за пресметка на преносни можности на електроенергетски систем (ЕЕС) од една земја или област според утврдената процедура на Асоцијата на европските диспечерски оператори (ETSO). Информацијата за нето преносниот капацитет (NTC), односно расположивиот преносен капацитет (ATC) на мрежата, е основна информација која на учесниците во пазарот на електрична енергија (ЕЕ) им покажува колкави се можностите за размена на ЕЕ меѓу двe земји или области, без да се наруши сигурноста на работата на системот. Извештајот за овие показатели во рамките на европскиот енергетски систем (UCTE) се издава двапати годишно, за зимскиот и летниот период на максимални оптоварувања. Користејќи ја процедурата на ETSO, направен е обид да се утврдат преносните можности на ЕЕС на Македонија за претпоставената изграденост на мрежата во наредниот период. Клучни зборови: преносни можности, NTC, ATC, ЕЕС на Македонија. ABSTRACT This papper describes an algorithm for computation the transfer capacities of electric power system of one country or region, according to the procedure accepted by European Transmission System Operators (ETSO). The information for Net Transfer Capacity (NTC), i.e. Available Transfer Capacity (ATC) of the network is valuable information for the energy market competitors which shows the possibilities for power exchange between two countries or areas, without jeopardizing security of the normal system operation. Report for assessment of these parameters in the framework of UCTE is done twice a year, for winter and summer peak load period. Using the ETSO procedure, effort was made to identify the transfer capacities of electric power system of Macedonia for forecasted network configuration. Keywords: transmission capacities, NTC, ATC, electric power system of Macedonia. 1 ВОВЕД Паралелно со процесот на дерегулација на електроенергетскиот сектор доаѓа до создавање на нови организациони и функционални целини, како и промена на односите внатре во електростопанските претпријатија, а со самото тоа и нови термини кои ги опишуваат условите на работа во новонастанатата состојба. Со појавата на независен пазар на ЕЕ се зголемува разновидноста на производители и купувачи, како и трансакциите и транзитните патишта на енергијата. Тоа води до зголемување на непредвидливоста на можните текови на моќност и појава на тесни грла во преносната мрежа. Притоа преносот на ЕЕ се третира како услуга која ја врши операторот на системот и сопственикот на преносната мрежа. Со цел да се обезбеди индикативна информација на сите учесници на пазарот за можностите на енергетски трансакции од една област (систем) во друга, треба да се објавува нето преносниот капацитет (NTC) меѓу две области (системи), како показател колкави се можностите на мрежата тој трансфер да се реализира. NTC е важен индикатор за учесниците на пазарот, бидејќи им овозможува да ги предвидат и испланираат своите меѓусистемски C2-04 1/8

C2-04 2/8 трансакции. Воедно, систем операторите имаат репер според кој ефикасно и доверливо можат да ги реализираат трансферите на ЕЕ. Заради поставување на хармонизирана основа за проценка на нето преносниот капацитет меѓу интерконектираните земји, Асоцијата на европски диспечерски оператори (ETSO European Transmission System Operators) разработи пресметковна процедура за определување на показателите на преносните можности. Процедурата е применлива како за планирачката пракса, така и за оперативното водење на системот во различни временски рамки од годишни оперативни планови до водење на системот ден однапред. Во неа е вградено досегашното искуство на експертите во оваа област од различни национални ЕЕС-и и техничките и организационите препораки на ETSO асоцијацијата. Процедурата обезбедува поголема конзистентност на проценките на NTC од страна на операторите на различните диспечерски центри. Таа не е во конечна форма; можностите за ажурирање и ревизија се отворени со цел за натамошен прогрес на методологијата и надминување на сите слабости и потешкотии при пресметките. Проценката на NTC се изведува преку load flow пресметки. Во проценката се вклучени следните главни аспекти: Пресметките секогаш се засноваат на најквалитетните влезни податоци кои се на располагање. Се применува колку што е можно подетален модел на мрежата. Размена на податоци меѓу операторите на различните ЕЕС-и со цел да се користи исто основно сценарио. Заради постигнување на што пореални резултати, секој систем оператор има право да избира на кој начин ќе ги симулира размените на ЕЕ меѓу две области и кои сигурносни критериуми ќе ги користи при пресметките. Најбитна е транспарентност при размената на техничките податоци и претпоставките. Двапати годишно, ETSO на својата веб страница публикува извештаи за вредностите на NTC за земјите-членки на UCTE. Систем операторите имаат одговорност да вршат пресметки и почесто во склад со националната регулатива, потребите на учесниците на пазарот или механизмот за распределба на трансферите. Во рамките на II Синхрона зона на UCTE, во кој припаѓа и македонскиот ЕЕС, пресметките на NTC се вршени со симулација на размената на ЕЕ меѓу соседните ЕЕС-и, при што досега земјите членки на ЕКЦ (Србија, Црна Гора, Македонија и Република Српска) се разгледувани заедно, т.е. се пресметува NTC помеѓу ЕКЦ како група и останатите соседни системи. Пресметките се спроведуваат во Електричниот Координативен Центар во Белград според препораките на ETSO, дадени во [1, 2]. Тенденција е сите електроенергетски претпријатија да имаат сопствени проценки за преносните можности на ЕЕС под нивно владение. Од тие причини направен е обид за одредување на преносните можности на македонскиот ЕЕС. Во моментот на пресметките на располагање бил регионален модел на ЕЕС-и од земјите од Југоисточна Европа за референтната 2005 година, разработен во рамките на SECI Проектот за регионално планирање на ЕЕ мрежи [7]. Оттука, за разгледувана состојба користена е предвидената конфигурација на мрежата во реферeнтната 2005 година според [6, 7]. Значи, презентираните показатели на преносните можности се однесуваат на конфигурација на системот во референтната 2005 година, или во моментот кога изграденоста на мрежата ќе го достигне претпоставеното ниво.

C2-04 3/8 2 ДЕФИНИЦИЈА НА ПОКАЗАТЕЛИТЕ НА ПРЕНОСНИТЕ МОЖНОСТИ НА ЕЕС Во 1999 година ETSO ги дефинира основните показатели на преносните можности на мрежата. Оттогаш, европските систем оператори ги користат овие дефиниции при пресметка на преносниот капацитет, со што се остварува хармонизација меѓу нивните резултати. Вкупен преносен капацитет (Total Transfer Capacity) TTC претставува максималната размена на моќност меѓу две области (системи), без притоа да се нарушат сигурносните критериуми за работа. TTC се однесува за одредено прогнозирано сценарио на работа на системот: производство, потрошувачка и конфигурација на мрежата, т.н. основно сценарио, со кое се спроведуваат пресметките според договорената процедура. Очекуваната вредност на TTC може да варира од реалната, поради непрецизностите во прогнозата на идната состојба на системот, која пак зависи од временската дистанца на предвидувањата. Маргина на преносната доверливост (Transmission Reliability Мargin) TRM претставува сигурносна резерва која ги надминува несигурностите во проценката на TTC. Дел од преносниот капацитет се одвојува од вкупниот преносен капацитет на системот, со цел да се зголеми флексибилноста на системот и да се амортизираат грешките во пресметките и отстапувањата од реалните состојби во однос на предвидените ситуации. Досега, TRM не е дефинирана на единствен начин; секоја држава си има свој пристап при проценката на TRM [3]. Нето преносен капацитет (Net Transfer Capacity) NTC претставува максималниот програм на размена на моќност меѓу две области (системи) кога се исполнети сигурносните стандарди кои важат и за двата система, притоа земени се предвид и техничките несигурности за идната состојба на мрежата. NTC= TTC TRM (1) Веќе доделен капацитет (Already Allocated Capacity) AAC показател кој ги претставува веќе договорените размени на моќност кои ангажираат дел од преносните капaцитети на системот, а не се вклучени во основното сценарио. Расположив преносен капацитет (Available Transmission Capacity) ATC претставува делот од NTC кој покажува колкава можност постои да се изврши одреден трансфер на моќност. ATC = NTC AAC (2) Графички приказ на релациите меѓу показателите кои се однесуваат за два соседни системи А и B, илустрирани се на сликата 1. A TRM + E + TTC + ATC + BCE NTC + AAC + B E TTC NTC TRM AAC ATC Слика 1. Дефиниција на показателите на преносните можности на ЕЕС

C2-04 4/8 3 ПРЕСМЕТКА НА NTC Проценката на NTC се прави за секој пар електрични соседни земји (системи), за сите комерцијално значајни правци на размена на ЕЕ. Најпрвин се формира основното сценарио кое го содржи моделот на мрежата и влезните параметри на системот: конфигурацијата на мрежата и нивото на потрошувачка и производство во моментот за кој се врши анализата. Во зависност од мрежната конфигурација и системските параметри, значителен дел од моќноста која се пренесува од една во друга област може да циркулира преку трета област. Моделот на мрежата потребно е да биде што е можно поголем и подетален за да се добие прецизен и сеопфатен приказ на физичките текови на моќности низ интерконекциите. Основното сценарио ги содржи програмите на размена меѓу кои било два системи (области). Тука се вклучени различни ЕЕ трансакции (долгорочни или моментни договори за размена) кои се очекува да се реализираат во предвидената состојба. На пример, при анализа на преносните можности на два соседни системи А и B, слика 1, во основното сценарио постои глобална програма на размена со вредност BCE (Base Case Exchange). Пресметките на тековите на моќности треба да се спроведат користејќи AC load flow модел. Со цел да се утврди преносниот лимит меѓу два соседни системи, размената постепено се зголемува сé дури не се достигнат сигурносните ограничувања. Почнувајќи од размената која е дефинирана во основното сценарио, дополнителната размена се симулира преку зголемување на производството во системот што извезува, и еквивалентно намалување на производството во системот што увезува ЕЕ. Промената на производството се врши со одреден чекор додека не се пречекорат сигурносните критериуми. Кога се пресметува TTC од системот А кон системот B, координирано се зголемува производството во А, а се намалува во B. Граничната вредност на промената на производството на слика 1 е означено како E +. Тоа е вишокот на моќност во однос на основното сценарио која може континуирано да се разменува од А кон B при што двата ЕЕС-а работат доверливо. Максималната можност за размена (извоз) од системот А кон системот B во склад со сигурносните критериуми, TTC + е: + A B + TTC = TTC = BCE + E (3) При пресметка на TTC од системот B кон системот А процедурата е обратна; се намалува производстовот во А, а се зголемува во B. Максималната можност за размена (увоз) на системот А од системот B во склад со сигурносните критериуми, TTC е: B A TTC = TTC = E BCE (4) Во следниот чекор, од добиените вреднoсти на TTC за двата правци, користејќи го изразот (1), се одзема TRM и се добива нето преносниот капацитет NTC на мрежата при размена на моќност меѓу системите А и B. Вредностите на TTC, TRM и NTC зависат од насоката во која се врши размената на моќност. Генерално, за различни насоки на размена (А B или B A) се добиваат различни резултати. Граничната вредност на вкупниот преносен капацитет TTC се одредува врз основа на критериумот N-1 или некој друг критериум дефиниран со мрежниот код на секоја држава [3]. UCTE го препорачува N-1 критериумот при проверка на режимите со испаднати елементи. Примената на критериумот доведува до три вида ограничувања: термички ограничувања на елементите; напонски ограничувања; граници на стабилност (статичка, транзиентна или напонска). Моќноста која се разменува меѓу двата анализирани системи постепено се зголемува сé дури не се наруши едно од горните ограничувања. Се проверува дали нарушеното ограничување може да се надмине преку одредени корективни мерки. Кога се работи за проблематичен елемент во рамките

C2-04 5/8 на соседниот ЕЕС, ограничувањето треба да се разгледа во консултација со систем-операторите од соседниот ЕЕС. Ако и тогаш ограничувањето останува на сила, пресметките се стопираат и се добиваат конечните резултати. Резултатите од пресметките се осетливи на изборот на генераторските јазли во кои се симулира промената (смалување или зголемување) на произведената моќност. Промената на производството може да се спроведе на неколку начини: Пропорционална промена на производството на сите генератори во системот, во зависност од нивното учество во вкупното производство во основното сценарио. Дистрибуирана промена во зависност од одликите на генераторот од аспект на економичен диспечинг. Дистрибуирана промена врз основа на претходно анализираните карактеристики на одзив на секој генератор при промена на оптоварувањата во системот. Изборот на кој начин ќе се симулира трансферот на моќност и примената на соодветни сигурносни критериуми е оставена на систем операторите од секоја земја. Слика 2. ETSO процедура за пресметка на NTC од систем А кон систем B За пресметките да имаат употребна вредност, треба да се добијат слични резултати со оние од систем-операторите од соседните ЕЕС-и. Квалитетна проценка на преносните можности бара активна соработка меѓу експертите од соседните ЕЕС и остварување на ефикасна размена на податоци и искуства. За таа цел во тек е развивање на процедури и софтверски алатки кои на брз и едноставен начин би дале резултати, како гаранција на непречени комерцијални трансакции на моќност.

C2-04 6/8 4 ПРЕСМЕТКА НА NTC НА МАКЕДОНСКИОТ ЕЕС Користејќи ја ETSO процедурата за пресметка на NTC направен е обид за проценка на преносните можности на македонскиот ЕЕС. Пресметките се однесуваат за идна состојба на системот (референтна 2005 година). Оваа година избрана е за анализа од единствена причина што на располагање бил модел за претпоставената конфигурација и производство/потрошувачка на соседните ЕЕС-и во зимскиот период за 2005 година. Моделот познат како Регионален модел развиен е во рамките на SECI Проектот за регионално планирање на ЕЕ мрежи. Во Регионалниот модел детално е претставена 220 и 400 kv мрежа на земјите од Југоисточна Европа: Албанија, Босна и Херцеговина, Бугарија, Грција, Хрватска, Македонија, Унгарија, Романија, Турција, Србија, Црна Гора и Словенија. Останатиот дел на UCTE моделиран е со соодветен еквивалент споен на границата на Унгарија и Словенија. Регионалниот модел е во посебен формат кој може да се користи со PSS/E софтверскиот пакет за анализа на преносни мрежи. Во основното сценарио, националните ЕЕС-и се избалансирани, со одредени исклучоци заради долгорочните договори за размена на ЕЕ меѓу одредени земји во регионот. Така, во основното сценарио, Бугарија извезува кон Турција 700 MW, Хрватска увезува од UCTE 316 MW, Унгарија увезува од CENTREL и Украина 525 MW. Прелиминарно, македонскиот ЕЕС во Регионалниот модел беше претставен само со 220 и 400 kv мрежа. За потребите на интерните системски анализи, моделот на нашиот ЕЕС заменет е со детална претстава на преносната мрежа (110, 220 и 400 kv ниво), според развојните планови и предвидувања изнесени во Студијата [6]. Планираната топологијата на мрежата, споредена со сегашната состојба, се разликува за следните нови елементи: електрични централи: ХЕЦ Козјак со 80 MW и гасна електрична централа од 165 MW лоцирана кај Железара; 400/110 kv трансформаторски станици: ТС Скопје 5 и ТС Штип; 400 kv интерконекции: ТС Битола 2 ТС Лерин (Грција) и ТС Штип ТС Црвена Могила (Бугарија); неколку нови 110/x kv трансформаторски станици; реконфигурација на 110 kv мрежа во полошкиот регион и надградба во источниот дел со два нови 110 kv водови: ТС Валандово ТС Гевгелија и ТС Кочани ТС Штип. Во пресметките користена е алатка од софтверскиот пакет PSS/E специјализирана за одредување на преносните можности на еден систем, наречена TLTG. TLTG алатката голем дел од анализите ги автоматизира. Принципот на работа опишан е во продолжение. Се дефинираат два системи А и B. Системот А извезува, а системот B увезува одредена моќност. Симулацијата на размената се врши преку пропорционално модифицирање на сите производни јазли од системите А и B. Алтернативно, може да се дефинира кои производни јазли од системот А го покриваат вишокот на моќност која се извезува и соодветно, во системот B се дефинираат производните јазли во кои се намалува генерираната моќност за сметка на увозот. Максималните производни можности на генераторите во овие јазли се занемаруваат при анализите. Размената меѓу А и B се зголемува со одреден чекор (на пример 10 МW) и се вршат load flow пресметки. Анализите започнуваат од основното сценарио и load flow пресметките се повторуваат за секое сценарио во кое размената е зголемена за 10 MW во однос на претходното. Притоа, за секоe сценарио се врши и проверка на режимите со испади според претходно дефинирана листа на испади на елементите и критериуми за прифатлива вредност на оптоварувањата на елементите. Пресметките резултираат со листа во која се табелирани вредностите на максимално можната промена (покачување) на производството - E во системот А и ограничувачкиот елемент (вод или трансформатор) кој заради преоптоварување ги лимитира трансферите на моќност. Сегмент од листата за определување на NTC при трансфер на моќности од Македонија кон Грција даден е подолу во текстот. Во листата, секоја нова вредност на NTC е прифатлива ако на некој начин се елиминира

C2-04 7/8 проблемот со преоптоварување на елементот која ја одредува претходната вредност на (елементот кој се јавува во претходниот ред). E INCR. PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW A/A <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> <-99999 34006 OBR A2 220 34036 BGD32A 220 1 0.00023 326.2 300.8 OPEN 34005 [OBR A4 400] TO 34010 [BGD 84 400] CKT 1 <-99999 10009 ELB122 220 10013 FIER22 220 1 0.00000 297.8 268.2 OPEN 10008 [TIR22 220] TO 10017 [RASHB22 220] CKT 1 <-99999 10008 TIR22 220 10017 RASHB22 220 1 0.00000 297.8 268.5 OPEN 10009 [ELB122 220] TO 10013 [FIER22 220] CKT 1 1323.1 26021 DUBROVO 110 DUBROVO 2 0.20942 19.9 297.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [DUBROVO ] CKT 1 1330.8 26021 DUBROVO 110 DUBROVO 1 0.20942 17.7 296.4 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [DUBROVO ] CKT 2 1332.0 26022 DUBROVO 400 DUBROVO 2-0.20942-17.8 296.7 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [DUBROVO ] CKT 1 1335.1 26022 DUBROVO 400 DUBROVO 1-0.20942-16.9 296.5 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [DUBROVO ] CKT 2 1792.2 26008 BUCIM 110 26021 DUBROVO 110 1-0.02068-85.6 122.6 OPEN 26009 [VALANDOV 110] TO 26021 [DUBROVO 110] CKT 1 2026.5 26005 BITOLA 2 400 15 XFL_BI11 400 1 0.62510 152.3 1419.1 OPEN 22312 [AG.DHMHT 400] TO 22313 [AG.DHM 2 400] CKT 1 2079.9 26005 BITOLA 2 400 15 XFL_BI11 400 1 0.60596 158.8 1419.1 OPEN 26005 [BITOLA 2 400] TO 26022 [DUBROVO 400] CKT 1 2092.0 26021 DUBROVO 110 DUBROVO 1 0.12965 25.2 296.4 OPEN 26008 [BUCIM 110] TO 26021 [DUBROVO 110] CKT 1... TLTG алатката користи DC load flow пресметка која многукратно ги забрзува и поедноставува анализите и со правилен избор на нејзините параметри дава задоволителна точност на проценката. Откако ќе се добие одреден NTC, соодветниот режим може да се преслика во класичниот AC модел на мрежата за прецизно истражување на напонските прилики, оптоварувањата на одредени водови и трансформатори во системот итн. Во анализите на NTC на македонскиот ЕЕС, сценаријата на размена се степенувани со чекор од 10 MW. За испитување на режимите со испади користен е критериумот N-1 при што се опфатени голем број елементи: 220 kv мрежа во Албанија, 220 и 400 kv мрежа во СР Југославија, 400 kv мрежа во Бугарија и Грција и целата преносна мрежа (110, 220 и 400 kv) во Македонија. Пресметките на NTC се многу осетливи на изборот на генераторски јазли преку чие призводство се симулира размената на моќност. Јазлите кои се користени во пресметките и учеството на избраните генератори во симулирањето на трансферите дадени се во долната табела. Табела 1 Генератори за симулација на трансферите на моќност меѓу ЕЕС-и Македонија Бугарија Грција Југославија ЕЕС име на ЕЦ учество (%) име на ЕЦ учество (%) име на ЕЦ учество (%) име на ЕЦ учество (%) производни (генераторски) јазли ТЕЦ Битола 2 50 ХЕЦ Чаира Г - 12 30 ТЕЦ Аминдео Г-1 10 ТЕЦ Неготино 30 ХЕЦ Чаира Г-34 30 ТЕЦ Аминдео Г-2 10 ТЕТО Гасна 20 НЕЦ Козлодуј Г-5 10 ТЕЦ Кардиа Г-1 10 НЕЦ Козлодуј Г-7 10 ТЕЦ Кардиа Г-2 10 НЕЦ Козлодуј Г-8 10 ТЕЦ Кардиа Г-3 10 НЕЦ Козлодуј Г-9 10 ТЕЦ Кардиа Г-4 10 ТЕЦ Флорина Г-1 20 Карачу(DC кабел) 20 учествуваат сите генераторски јазли кои се во погон пропорционално на нивната инсталирана моќност Табела 2 Нето преносен капацитет на ЕЕС на Македонија за 2005 година Нето преносен капацитет - NTC Македонија Соседни ЕЕС MKD BUL MKD BUL MKD GRE MKD GRE MKD YUG MKD YUG (MW) 863 1145 1792 1184 1080 625 Скопје 5 - Косово Б * 125-505 15-260 345-430 Штип - Црвена Могила 330-400 110-50 300-150 Битола 2 - Лерин 280-235 1185-680 305-85 Дуброво - Солун 130-5 490-200 135 40 * Вклучени се и тековите на моќност низ двата 220 kv водови кон Косово А Интер - конективни водови Проценетите преносни можности на македонскиот ЕЕС прикажани се во табела 2. Разбирливо е дека за реализација на размената на моќност од табелата 2 не се доволни производните капацитети на македонскиот систем. Всушност, NTC вредноста е параметар кој ги отсликува карактеристиките на преносната мрежа, а не производните ресурси во системот. Затоа, за симулација на извезената/увезената моќност, во нашиот систем избрани се електричните централи кои се непосредно до 400 kv јазли. Достигнатата произведена моќност на овие централи е над нивните можности и е фиктивна; во пракса, оваа моќност би се обезбедила преку интерконектовните водови

C2-04 8/8 од околните системи. Во таа смисла, NTC од 1792 MW во правец Македонија Грција значи дека при одредениот режим на оптоварување, низ македонската преносна мрежа може да се пренесат 1792 MW кон Грција без притоа да бидат нарушени оперативните критериуми на системот во Македонија и регионот пошироко. Во тој квантум на моќност може делумно да учествува и Македонија, но главно моќноста би се обезбедила од околните ЕЕС-и на Бугарија, Србија или некој друг дел на UCTE. 5 ЗАКЛУЧОК Во рефератот накратко се опишани актуелните европски трендови околу сложената проблематика на проценка и реализација на трансферите на моќност. Проблематиката претставува своевиден предизвик во поглед на понатамошно усовршување и усогласување на неопходните процедури, односно софтверски алатки кои на автоматизиран начин даваат резултати чиј квалитет, употребливост и доверливост се гаранција за реализација на планираните комерцијални трансакции, согласно со принципите и потребите на дерегулираниот пазар на ЕЕ. Со изложената проценка на преносните можности на македонскиот ЕЕС направен е обид да се истакнат најбитните елементи во пресметковната процедура на NTC и да се добие осет за овој технички параметар. Преносниот капацитет на електроенергетските мрежи е важен фактор кој ги дефинира карактеристиките на пазарот на ЕЕ во европскиот интерконектиран глобален енергетски систем. Прецизните и конкретните барања кои произлегуваат од потребата за дерегулиран пазар на ЕЕ, а посебно барањата кои ќе се јават после воспоставувањето на таквиот пазар на подрачјето на југоисточна Европа, ќе го дадат конечниот облик и потребниот временски хоризонт на процедурата за пресметка на NTC. Нето преносниот капацитет NTC како параметар, од чисто техничка ќе прерасне во значајна економска величина. Притоа, од суштинско значење е пресметките и проценките на NTC од страна на систем-операторите да се прават на најтранспарентен начин. Битно е пресметковната процедура и дефинирањето на поимите да се сфатат од сите засегнати учесници во трансакциите на моќности. Уште повеќе, добиените резултати треба да станат практично применливи за сите тела кои се вклучени во донесување одредени одлуки околу енергетските трансфери меѓу ЕЕС-и на одделни земји или области. 6 ЛИТЕРАТУРА [1] Definitions of Transfer capacities in Liberalised Electricity Markets, ETSO, October 2001. [2] Procedures for Cross-Border Transmission Capacity Assessments, ETSO, April 2001. [3] P. Stancevic, Z. Vujasinovic, D. Pupovac, Sigurnosni kriterijumi kod proracuna prenosnih mogucnosti elektroenergetskih sistema, JUKO-CIGRE, Herceg Novi, 21-24 Maj 2002. [4] Indicative Values for Net Transfer Capacities (NTC) in Europe Winter 2001 2002, Working Day, Peak Hours (Non Binding Values), ETSO,October 2001. [5] Program Operation Manual Volume I, PSS/E v.28.0, PTI, Inc., 2001. [6] Студија за високонапонската мрежа на Република Македонија во 2002, 2010 и 2020 година, ЕТФ Скопје, Институт за преносни ЕЕС, Скопје, ноември 2000. [7] SECI Regional Electricity Interconnection Planning Study, ISTG Group, Regional Transmission System Planning Project, February 2003.