Hotărîre nr.266 din 20.11.2007 cu privire la aprobarea Normelor tehnice ale reţelelor electrice de transport
AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ
H O T Ă R Î R E
cu privire la aprobarea Normelor tehnice ale reţelelor electrice de transport
nr. 266 din 20.11.2007
(în vigoare 07.12.2007)
Monitorul Oficial nr.188-191 art.694 din 07.12.2007
* * *
Abrogat: 07.01.2022
Hotărîrea ANRE nr.656 din 21.12.2021
Acţionînd în temeiul art.5 alin.(1), art.7 lit.g) din Legea cu privire la energia electrică nr.137-XIV din 17 septembrie 1998 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova 1998, nr.111-113, art.681) în scopul stabilirii regulilor şi cerinţelor de ordin tehnic pentru operatorul reţelei de transport şi de sistem şi participanţii la piaţa de energie electrică, menite să realizeze funcţionarea sigură şi economică a Sistemului Electroenergetic Naţional, Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică
HOTĂRĂŞTE:
[Preambulul completat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
1. Se aprobă Normele tehnice ale reţelelor electrice de transport expuse în anexă, parte integrantă la prezenta hotărîre.
2. Titularul de licenţe pentru transportul de energie electrică şi activitatea de dispecerat central în procesul de activitate se va conforma regulilor şi cerinţelor stabilite de Normele menţionate în pct.1.
3. Direcţia Reglementări şi Licenţiere va monitoriza respectarea prezentei hotărîri.
| DIRECTORUL GENERAL AL ANRE | Vitalie IURCU |
Director |
Nicolae Triboi |
| Director | Anatol Burlacov |
Chişinău, 20 noiembrie 2007. |
|
| Nr.266. |
Notă: Pe tot parcursul textului cuvintele " ÎS "Moldelectrica" se substituie cu abrevierea "ORTS"; abrevierea "SEN" se substituie cu abrevierea "SE"; textul "aviz tehnic de racordare" se substituie cu textul "aviz de racordare"; cuvintele "unităţilor de distribuţie" se substituie cu textul "operatorilor reţelelor de distribuţie"; abrevierea "UD" se substituie cu abrevierea "ORD" conform Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015
NORMELE TEHNICE
ale reţelei electrice de transport
I. INTRODUCERE
1. Normele tehnice ale reţelei electrice de transport denumite în continuare Norme, sunt elaborate în conformitate cu prevederile Legii cu privire la energia electrică, Regulile pieţei energiei electrice, Regulamentului privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale, precum şi în concordanţă cu cerinţele ENTSO-E.
[Pct.1 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
2. Normele sînt act normativ care face parte din sistemul de reglementări specific transportului energiei electrice şi dirijării operativ-tehnologice unice a SE.
[Pct.2 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
Scop
3. Scopul Normelor este stabilirea regulilor şi cerinţelor minimale de ordin tehnic pentru participanţii la piaţa de energie electrică, menite să realizeze funcţionarea sigură continuă şi economică a SE.
[Pct.3 completat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
4. Normele au ca obiective:
[Lit.a) abrogată prin Hot. ANRE nr.423/2019 din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]
b) stabilirea unui set de reguli pentru conducerea prin dispecer a SE;
c) stabilirea responsabilităţilor şi obligaţiilor ORTS şi ale tuturor utilizatorilor RET;
d) specificarea parametrilor tehnici de calitate în funcţionarea RET;
e) stabilirea procedurilor de conducere prin dispecer a grupurilor generatoare, în conformitate cu regulile pieţei de energie electrică;
[Lit.f) abrogată prin Hot. ANRE nr.423/2019 din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]
g) stabilirea cerinţelor tehnice pentru grupurile dispecerizabile racordate la reţeaua electrică de distribuţie;
h) stabilirea principiilor pentru dezvoltarea RET;
i) stabilirea interfeţelor şi a fluxurilor informaţionale dintre ORTS şi utilizatorii RET.
[Pct.4 completat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
Domeniul de aplicare
5. Normele reglementează activităţile ORTS şi ale centrelor de dispecer şi se aplică nediscriminatoriu utilizatorilor RET.
6. Utilizatorii RET au obligaţia de a respecta prevederile Normelor.
Atribuţii şi competenţe
7. ORTS desfăşoară următoarele activităţi specifice:
a) serviciul de transport al energiei electrice;
b) planificarea şi dezvoltarea RET în baza politicii energetice naţionale;
c) măsurarea energiei electrice tranzacţionată prin RET.
[Pct.7 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
8. ORTS prestează, serviciu public pentru toţi utilizatorii RET, asigurând accesul nediscriminatoriu la RET, potrivit legii, oricărui solicitant care îndeplineşte cerinţele tehnice prevăzute în prezentele Norme.
[Pct.8 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
9. ORTS conform Legii cu privire la energia electrică şi prezentelor Norme are ca obiect principal de activitate:
a) dirijarea operativ-tehnologică unică a sistemului electroenergetic şi transportul energiei electrice prin RET;
b) exploatarea şi dezvoltarea reţelei electrice de transport, de telecomunicaţii şi tehnologii informatice în corelare cu sistemele de producţie şi distribuţie a energiei electrice;
c) asigurarea funcţionării sistemului naţional de transport a energiei electrice în condiţii de calitate, siguranţă, eficienţă economică şi protecţie a mediului înconjurător;
d) exploatarea interconexiunilor şi tranzitului internaţional al energiei electrice;
e) asigurarea interconexiunilor şi condiţiilor optime de funcţionare în paralel cu sistemele electroenergetice ale altor state;
f) implementarea programelor specializate pentru determinarea parametrilor de funcţionare optimă a sistemului electroenergetic naţional; efectuarea unor schimburi de energie electrică cu partenerii externi de interconexiune pe piaţa locală de balansare a energiei electrice pentru evitarea dezechilibrelor de producţie-consum;
[Lit.g) abrogată prin Hot. ANRE nr.423/2019 din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]
h) coordonarea activităţilor de import-export sau de tranzit.
[Pct.9 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
[Pct.10 abrogat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
Abrevieri
| Agenţie (ANRE) | Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică |
| DASF | Deconectarea Automată a Sarcinii la Frecvenţă (scăzută) |
| SCD | Serviciul Central de Dispecerat |
| SODR | Serviciul Operativ de Dispecer Regional (filială) |
| ETSO | Organizaţia Operatorilor de Transport şi Sistem Europeni (European Transmission System Operators) |
| ORD | Operatorul reţelei de distribuţie |
| RAR | Reanclanşare Automată Rapidă |
| RARM | Reanclanşare Automată Rapidă Monofazată |
| RAT | Regulator Automat de Tensiune |
| RAV | Regulator Automat de Viteză |
| RED | Reţea Electrică de Distribuţie |
| RET | Reţeaua Electrică de Transport |
| SCADA | Sistem de Monitorizare, Comandă şi Achiziţie de Date (Supervisory Control And Data Aquisition) |
| SE | Sistemul Electroenergetic |
| SS-F | Servicii de Sistem Funcţionale |
| SS-T | Servicii de Sistem Tehnologice |
| ORTS | Operatorul Reţelei de Transport şi de Sistem |
| ENTSO-E | Reţeaua Europeană a Operatorilor Reţelelor de Transport a Energiei Electrice |
[Abrevierile modificate prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
Definiţii
| Acces la reţeaua electrică | Dreptul agenţilor economici care produc şi/sau furnizează energie electrică, precum şi al consumatorilor finali de energie electrică de a se racorda şi de a folosi în condiţiile legii reţelele electrice de transport. | |||||||||||||
| Acord de confidenţialitate | Documentul semnat în comun de către ORTS şi solicitantul de acces la reţea în privinţa obligaţiilor reciproce pe care şi le asumă fiecare de a respecta confidenţialitatea unor date şi informaţii. | |||||||||||||
| Adecvanţa SE | Capacitatea sistemului electroenergetic de a satisface în permanenţă cererile de putere şi energie ale consumatorilor, luînd în considerare ieşirile din funcţiune ale elementelor sistemului, atît cele programate, cît şi cele rezonabil de aşteptat a se produce neprogramat. | |||||||||||||
| Avarie (incident) | Eveniment accidental care apare în instalaţiile de producere a energiei electrice, în reţelele de transport şi de distribuţie a energiei electrice cu tensiunile de peste 1 kV, care se manifestă prin modificarea stării anterioare a ansamblurilor funcţionale, prin abateri ale parametrilor funcţionali ai acestora în afara limitelor prevăzute prin reglementări sau contracte sau prin reduceri ale puterii electrice produse pe centrală sau pe grupuri, indiferent de efectul evenimentului asupra consumatorilor şi indiferent de momentul în care se produce. | |||||||||||||
| Aviz de racordare | Aviz de racordare - aviz scris, valabil numai pentru un anumit amplasament care se eliberează de către ORTS, la cererea unui solicitant, asupra condiţiilor de racordare la reţeaua electrică de transport, pentru satisfacerea cerinţelor solicitantului, cât şi funcţionarea ulterioară a instalaţiilor respective în sistemul electroenergetic. | |||||||||||||
| Banda primară de reglaj al tensiunii | Zona din diagrama de funcţionare P-Q a unui grup generator sincron în care energia reactivă produsă/ absorbită nu se plăteşte. | |||||||||||||
| Banda secundară de reglaj al tensiunii | Zonele din diagrama de funcţionare P-Q a unui grup generator sincron în care producerea/ absorbţia energiei reactive se face cu costuri suplimentare şi solicitări mari ale acestuia şi în care se plăteşte energia reactivă produsă/ absorbită. | |||||||||||||
| Capacitatea de transport a RET | Valoarea maximă a puterii aparente care poate fi vehiculată prin RET în condiţii de siguranţă şi stabilitate în funcţionare şi cu respectarea limitelor normate ale parametrilor tehnici de calitate. | |||||||||||||
| Centru de dispecer | Structura organizatorică care este investită cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer asupra unor echipamente şi instalaţii din SE. | |||||||||||||
| Cogenerare | Producerea combinată a energiei electrice şi termice. | |||||||||||||
| Comanda operaţională a SE | Componentă a conducerii prin dispecer a SE, care constă în comanda exercitată ierarhizat, în timp real de către un centru de dispecer şi toate centrele de dispecer subordonate, referitoare la acţiunile asupra echipamentelor şi instalaţiilor din SE în scopul coordonării acestora şi menţinerii SE în stare normală de funcţionare. | |||||||||||||
| Conducerea prin dispecer | Activitatea tehnică specifică sectorului energiei electrice, care este efectuată de unităţi specializate ce au relaţii de autoritate asupra participanţilor la piaţa energiei electrice, în scopul exploatării coordonate a instalaţiilor şi echipamentelor componente ale SE care necesită o comandă unitară. | |||||||||||||
| Consum tehnologic | Integrala în funcţie de timp, pe un interval determinat a diferenţei între puterea activă totală la intrarea şi respectiv la ieşirea dintr-o reţea, dintr-o parte de reţea sau dintr-un element de reţea. | |||||||||||||
| Consumator dispecerizabil | Consumatorul care, în concordanţă cu aranjamentele contractuale, îşi reduce sarcina sau este întrerupt fie prin acţiunea directă a OS, fie prin acţiunea consumatorului, la cererea ORTS. | |||||||||||||
| Criteriul (N-1) | Regula conform căreia, după defectarea unui singur element de reţea (cum ar fi: o linie electrică, un transformator, un grup generator sau în unele cazuri o bară de staţie electrică), elementele rămase în funcţiune trebuie să poată face faţă schimbărilor circulaţiilor de curenţi în reţea provocate de această singură defectare. Criteriul este satisfăcut dacă o contingenţă simplă nu are ca efect: – întreruperi în alimentarea consumatorilor de energie electrică; – trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care există depăşiri ale limitelor admisibile ale curentului (stabilite pentru durată nedeterminată şi, respectiv, pe durată limitată de timp) şi tensiunii care au drept consecinţă deteriorări de echipamente; – trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care valorile tensiunii nu se încadrează în benzile admisibile; – depăşiri ale limitelor admisibile ale puterii de scurtcircuit în noduri; – pierderea stabilităţii SE; – declanşarea altor echipamente din RET, cu excepţia celor care declanşează prin automatizări prevăzute special împotriva extinderii unei avarii în situaţia respectivă; – pierderea caracterului unitar al SE. |
|||||||||||||
| Criteriul de stabilitate statică | Criteriu de dimensionare şi verificare constînd în respectarea puterilor maxime admisibile în secţiunile SE astfel încît să fie asigurată o rezervă normată de stabilitate statică de:
krez=20% din puterea limită de stabilitate statică pentru fiecare secţiune, în schema cu N elemente în funcţiune; krez=8% din puterea limită de stabilitate statică pentru fiecare secţiune, în cazul unei contingenţe simple, luînd în considerare şi puterea fluctuantă. Puterea maximă admisibilă (Pmax adm) în secţiune care asigură o anumită rezervă de stabilitate statică se calculează cu formula:
unde: - Plimită este puterea limită de stabilitate statică în secţiune; - krez este procentul normat de rezervă (8% sau 20%) de stabilitate statică în secţiune; - Pf este puterea fluctuantă. |
|||||||||||||
| Durata medie de întrerupere | Timpul mediu al întreruperii alimentării cu energie electrică calculat pe o bază multianuală. | |||||||||||||
| Funcţionare în paralel (Funcţionare în sincronism) | Stare de funcţionare a unui ansamblu de grupuri generatoare interconectate printr-o reţea, caracterizată prin faptul că tensiunile electromotoare ale tuturor grupurilor generatoare se rotesc sincron. | |||||||||||||
| Grup (generator) | Ansamblu de maşini rotative destinat să transforme energia de altă formă în energie electrică. | |||||||||||||
| Grup dispecerizabil | Grup generator care poate fi programat pe piaţa angro şi a cărui putere instalată se încadrează în următoarele categorii:
– grupuri generatoare hidroenergetice cu putere mai mare de 10 MW, – grupuri generatoare termoenergetice cu putere mai mare de 20 MW. |
|||||||||||||
| Indicatorul minute sistem′ (MS) | Parametru de performanţă al serviciului de transport care estimează durata medie de întrerupere anuală prin raportare la vîrful de consum anual:
unde: EN este energia nelivrată [MWh/an] consumatorilor din cauza incidentelor produse în RET; PV este vîrful anual de consum [MW]. |
|||||||||||||
| Indicatorul de severitate (IS) | Parametru de performanţă al serviciului de transport care estimează, pe baza timpului mediu de întrerupere (TMI) pe an, durata medie a unei întreruperi a serviciului de transport:
unde: NI este numărul de incidente produse în RET, însoţite de întreruperi în alimentare la consumatori, pe an. |
|||||||||||||
| Interconexiune | Echipament (ex. linie sau transformator) prin care se conectează două arii de reglaj sau două sisteme electroenergetice. | |||||||||||||
| Limita de stabilitate statică în secţiune | Puterea activă maximă transferabilă printr-o secţiune a SE, pentru care se păstrează stabilitatea statică. | |||||||||||||
| Mentenanţă | Ansamblul tuturor acţiunilor tehnice şi organizatorice care se execută asupra structurilor, instalaţiilor (sisteme), ansambluri, echipamente şi componente pentru menţinerea sau restabilirea funcţiei pentru care au fost proiectate. | |||||||||||||
| Obiectiv energetic | Ansamblu al instalaţiilor, construcţiilor şi echipamentul aferent, care este proiectat să producă/ să consume, să transporte şi/sau să distribuie energia electrică. | |||||||||||||
| Parametri normali de funcţionare a SE | Parametri care respectă valorile limită următoare:
– tensiuni: în benzile admisibile – curenţi: sub valorile maxime admisibile de durată prin elementele reţelei; – frecvenţa: 49,95 - 50,05 Hz. |
|||||||||||||
| Perturbaţie majoră | Scurtcircuite, declanşări de linii, unităţi de transformare sau grupuri generatoare care determină abateri semnificative ale parametrilor de funcţionare ai SE. | |||||||||||||
| Planificarea operaţională | Activitate constînd în planificarea de către ORTS a schemei normale de funcţionare pentru RET, a schemei de funcţionare pe diferite orizonturi de timp (lunar, anual etc.) şi în analiza siguranţei în funcţionare a SE. | |||||||||||||
| Planul de apărare a SE împotriva perturbaţiilor majore | Documentul conţinînd măsuri tehnice şi organizatorice, cu rol de a împiedica extinderea avariilor în SE şi de a limita consecinţele acestora. | |||||||||||||
| Planul de restaurare a funcţionării SE după rămînerea parţială sau totală fără tensiune (Planul de restaurare a funcţionării SE) | Documentul conţinînd toate măsurile tehnice şi organizatorice ce se iau în vederea revenirii la starea normală de funcţionare după un colaps al SE sau al unei zone a SE. | |||||||||||||
| Probabilitatea de neacoperire a sarcinii | Probabilitatea de neacoperire a vîrfului de consum în sistemul electroenergetic, cu puterea disponibilă existentă, calculată pentru o perioadă de un an. | |||||||||||||
| Programarea operaţională | Activitate constînd în programarea pe un orizont de timp de cel mult o săptămînă, de către ORTS, a schemei de funcţionare a RET şi a modului de echilibrare a balanţei producţie-consum. | |||||||||||||
| Putere programată | Puterea activă prevăzută a fi produsă pentru acoperirea consumului prognozat. | |||||||||||||
| Putere disponibilă | Puterea activă maximă brută, de durată, pe care un grup generator o poate da, cu respectarea condiţiilor de siguranţă mecanică şi electrică. | |||||||||||||
| Putere instalată | Puterea activă nominală indicată în documentaţia tehnică a fabricii constructoare, care este înscrisă pe plăcuţa indicatoare sau care este indicată de fabricant. | |||||||||||||
| Putere în avarie | Valoarea medie multianuală, la nivel SE, a puterii indisponibile datorită retragerilor neprogramate ale grupurilor | |||||||||||||
| Putere fluctuantă | Se calculează cu formula Pf = 1,4√Pc ,
unde: Pc este puterea consumată în zona cu cel mai mic consum de o parte sau alta a secţiunii. |
|||||||||||||
| Puterea limită de stabilitate statică într-o secţiune a SE (Plimita) [MW] | Puterea activă maximă transferabilă printr-o secţiune a SE pentru care se păstrează stabilitatea statică. | |||||||||||||
| Puterea maximă admisibilă (Pmax adm) | Puterea activă maximă transferabilă printr-o secţiune a SE pentru care sînt respectate rezervele de stabilitate statică normate. | |||||||||||||
| Putere netă | Puterea activă pe care un grup o poate injecta în reţeaua electrică. Se obţine prin scăderea din puterea disponibilă a consumului necesar pentru serviciile proprii ale grupului. | |||||||||||||
| Putere neutilizabilă | Parte din puterea instalată care nu poate fi produsă la un moment dat datorită: lipsei energiei primare, unor limitări temporare, lipsei capacităţii de evacuare, producţiei în cogenerare, insuficientei dimensionări a sistemelor de răcire, unor restricţii ecologice etc. | |||||||||||||
| Putere în reparaţie | Puterea totală, la nivel SE, a grupurilor retrase programat pentru lucrări de mentenanţă. | |||||||||||||
| Reglaj primar (reglajul frecvenţei, reglajul primar al frecvenţei) | Reglarea automată şi rapidă (timp<30sec) a puterii active a grupurilor generatoare sub acţiunea regulatoarelor de viteză proprii, în scopul menţinerii echilibrului dintre producţie şi consum la o frecvenţă apropiată de valoarea de consemn, asigurînd securitatea reţelei pe principiul solidarităţii partenerilor de producţie. | |||||||||||||
| Reglaj secundar (reglajul frecvenţă-putere) | Reglarea automată centralizată sau manuală a puterii active a unor grupuri generatoare desemnate, în scopul readucerii frecvenţei şi soldului SE la valorile de consemn în cel mult 15 minute. | |||||||||||||
| Restricţii de reţea | Situaţiile de funcţionare în care transportul energiei între două noduri sau zone de sistem conduce la nerespectarea parametrilor de siguranţă în funcţionare a SE, fiind necesară abaterea de la ordinea de merit a grupurilor dispecerizabile. | |||||||||||||
| Rezervă de reglaj primar | Rezerva de putere care, la abaterea frecvenţei de la valoarea de consemn, poate fi mobilizată automat în 30 secunde şi poate rămîne în funcţiune pe durată de minimum 15 minute. | |||||||||||||
| Rezervă de reglaj secundar | Rezerva de putere care, la abaterea frecvenţei şi/sau soldului SE de la valoarea de consemn, poate fi mobilizată automat într-un interval de maximum 15 minute. | |||||||||||||
| Rezervă terţiară lentă | Rezerva de putere asigurată de grupuri generatoare care au timp de pornire şi preluare a sarcinii mai mic de 7 ore. | |||||||||||||
| Rezervă terţiară rapidă | Rezerva de putere asigurată de grupuri generatoare care sînt calificate pentru a realiza încărcarea sarcinii în maximum 15 minute. | |||||||||||||
| SCADA | Sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date a unui proces tehnologic/ instalaţie. | |||||||||||||
| Schema de funcţionare | Schema electrică de conexiuni a echipamentelor şi aparatajului primar dintr-o instalaţie, reţea sau sistem electroenergetic, inclusiv starea protecţiilor prin relee şi automatizările de sistem aferente. | |||||||||||||
| Schema normală de funcţionare | Schema de funcţionare aprobată de centrul de dispecer cu autoritate de decizie pentru o perioadă de timp determinată. | |||||||||||||
| Schema programată de funcţionare | Schema de funcţionare aprobată de centrul de dispecer cu autoritate de decizie pentru ziua lucrătoare următoare şi, după caz, pentru zilele nelucrătoare care o preced, ţinînd cont de situaţia energetică, retragerile din exploatare şi indisponibilităţile din SE. | |||||||||||||
| Secţiune (a SE) | Totalitatea liniilor care leagă două zone ale SE. | |||||||||||||
| Serviciul de sistem | Serviciul asigurat pentru menţinerea nivelului de siguranţă în funcţionare a SE, precum şi a calităţii energiei electrice conform normelor în vigoare. | |||||||||||||
| Servicii de sistem funcţionale (SS-F) | Servicii de sistem asigurate de ORTS, care exprimă activitatea curentă a operatorului. Au o natură de monopol. | |||||||||||||
| Servicii de sistem tehnologice (SS-T) | Servicii de sistem asigurate de utilizatorii RET, de regulă de către producători, la solicitarea ORTS. | |||||||||||||
| Serviciul de transformare şi/sau conexiune | Asigurarea modificării nivelului de tensiune şi/sau transmiterii unei cantităţi de energie electrică pentru beneficiar, prin elementele componente ale staţiei aparţinînd prestatorului. | |||||||||||||
| Serviciul de transport | Serviciul asigurat de ORTS care constă în asigurarea transmiterii unei cantităţi de energie electrică între două sau mai multe puncte ale reţelei de transport cu respectarea parametrilor de calitate. | |||||||||||||
| Serviciul public (de transport) | Activitate prin care titularul de licenţă are obligaţia de a asigura accesul reglementat la reţeaua electrică de transport în condiţii nediscriminatorii pentru toţi participanţii la piaţa energiei electrice precum şi pentru alţi consumatori racordaţi direct la reţeaua electrică de transport. | |||||||||||||
| Siguranţa în funcţionare a SE | Performanţa sistemului electroenergetic de a asigura livrarea energiei electrice la consumatori în limitele normelor acceptate şi în cantitatea dorită. Siguranţa la nivelul transportului poate fi cuantificată prin frecvenţa, durata, probabilitatea şi magnitudinea unor efecte negative asupra furnizării / transportului / producţiei energiei electrice. Siguranţa SE poate fi caracterizată luînd în considerare două aspecte de bază şi de funcţionalitate ale unui sistem electroenergetic:
– adecvanţa şi – securitatea. |
|||||||||||||
| Securitatea SE | Capacitatea SE de a face faţă unor perturbaţii bruşte cum ar fi scurtcircuitele sau pierderii neprevăzute ale unor elemente ale sistemului. | |||||||||||||
| Sistem electroenergetic naţional - SE | Sistemul electroenergetic situat pe teritoriul Republicii Moldova, care constituie infrastructura de bază utilizată în comun de participanţii la piaţa de energie electrică. | |||||||||||||
| Stabilitate statică (Stabilitate la perturbaţii mici) | Capacitate a unui sistem electroenergetic de a ajunge într-o stare de regim permanent, identic cu regimul iniţial sau foarte aproape de acesta, în urma unei perturbaţii mici oarecare. | |||||||||||||
| Stabilitate tranzitorie | Capacitate a unui sistem electroenergetic de a reveni la o stare de funcţionare sincronă, după una sau mai multe perturbaţii majore. | |||||||||||||
| Stare critică | Regim permanent în care instalaţia electrică sau sistemul electroenergetic funcţionează cu parametrii în afara limitelor normale. | |||||||||||||
| Stare normală de funcţionare | Stare de funcţionare care îndeplineşte următoarele criterii:
i) parametrii de funcţionare sînt parametri normali de funcţionare; ii) este stare sigură de funcţionare. |
|||||||||||||
| Stare perturbată de funcţionare | Orice stare diferită de starea normală de funcţionare. | |||||||||||||
| Stare sigură de funcţionare | Stare de funcţionare în care sînt satisfăcute criteriul de siguranţă (N-1), criteriul de stabilitate statică şi condiţiile de stabilitate tranzitorie. | |||||||||||||
| Statismul (unui grup generator) | Raportul dintre abaterea cvasistaţionară relativă de frecvenţă din reţea şi variaţia relativă de putere a grupului ca urmare a acţiunii regulatorului de viteză. Acest parametru este ajustabil la nivelul regulatorului. | |||||||||||||
| Telecomandă | Acţionarea de la distanţă a aparatelor de comutaţie şi reglaj din alt loc decît camera de comandă a unei staţii/centrale. | |||||||||||||
| Teleconducere | Monitorizarea şi telecomanda unei staţii/centrale electrice fără personal. | |||||||||||||
| Timpul mediu de întrerupere (TMI) | Parametru de performanţă care se calculează în felul următor:
unde: EN este energia nelivrată datorită întreruperilor serviciului de transport [MWh/an], iar EC este consumul anual net pentru sistemul electroenergetic (fără consumul propriu tehnologic) [MWh/an]. |
|||||||||||||
| Utilizator RET | Utilizator RET – persoană fizică sau persoană juridică căreia i se prestează serviciul de transport al energiei electrice. | |||||||||||||
| Vîrf de consum (vîrf de sarcină) | Valoare maximă a sarcinii înregistrată într-o perioadă de timp. | |||||||||||||
| Zonă (de sistem) | Parte semnificativă a unui sistem electroenergetic formată dintr-un ansamblu de linii şi staţii electrice grupate în concordanţă cu un criteriu stabilit (administrativ, geografic, operaţional ş.a.) | |||||||||||||
[Definiţiile modificate prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
II. SERVICIILE DE TRANSPORT ŞI DE SISTEM
Serviciul de transport al energiei electrice
[Denumirea completată prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
11. ORTS asigura serviciul de transport şi de sistem în condiţii nediscriminatorii pentru utilizatorii RET, cu respectarea normelor şi performanţelor prevăzute în prezentele Norme.
12. ORTS desfăşoară următoarele activităţi conform Licenţei pentru Transportul de energie electrică:
a) gestionează, exploatează, întreţine, modernizează şi dezvoltă:
- instalaţiile din RET (linii, echipamentele din staţiile de conexiune şi staţiile de transformare, instalaţiile de protecţie şi automatizare etc.);
- echipamentele de măsurare a fluxurilor de energie electrică tranzacţionată prin RET şi la interfaţa cu utilizatorii RET;
- instalaţiile de informatică şi telecomunicaţii proprii din SE;
b) asigură serviciul de transport al energiei electrice prin RET pentru utilizatorii RET în conformitate cu contractele încheiate;
c) elaborează :
- programul de dezvoltare optimă a RET pe baza studiilor de perspectivă, în conformitate cu prevederile din prezentele Norme;
- programele de revizii/reparaţii ale instalaţiilor din RET;
- programe specifice de studii şi cercetări pentru instalaţiile din RET;
d) propune tarife pentru serviciul de transport conform metodologiei aprobate de Agenţie;
e) analizează şi avizează îndeplinirea condiţiilor tehnice de racordare de către utilizatorii RET, în conformitate cu normele stabilite;
f) realizează, modernizează, dezvoltă, întreţine şi verifică periodic echipamentele de măsurare a energiei electrice, potrivit prevederilor Regulamentului cu privire la măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale, aprobat prin Hotărârea ANRE nr.382 din 02 iulie 2010, acceptă solicitarea beneficiarilor serviciului de transport al energiei electrice privind participarea la controlul sau la citirea indicaţiilor echipamentelor de măsurare;
g) realizează, exploatează, modernizează şi dezvoltă sistemele de protecţii şi automatizări din RET;
h) realizează, întreţine, modernizează şi dezvoltă infrastructuri proprii de informatică şi de telecomunicaţii şi asigură servicii de informatică şi telecomunicaţii pentru necesităţile proprii şi terţilor, pe bază de contracte cu respectarea prevederilor legale;
i) realizează, întreţine, modernizează şi dezvoltă un sistem SCADA centralizat şi sisteme informatice de interfaţă cu sistemele SCADA locale care să permită monitorizarea şi conducerea operaţională a SE;
j) monitorizează şi evaluează siguranţa în funcţionare a instalaţiilor din RET;
k) evaluează indicatorii de fiabilitate ai instalaţiilor în conformitate cu prevederile normelor tehnice în vigoare, în vederea fundamentării dezvoltării şi modernizării RET;
l) asigură serviciul de transformare şi/sau conexiune pentru utilizatorii RET;
[Pct.12 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
[Pct.13 abrogat prin Hot. ANRE nr.423/2019 din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]
14. ORTS trebuie să asigure serviciul de transport al energiei electrice astfel încît să îndeplinească integral condiţiile tehnice necesare funcţionării interconectate sincrone prin:
a) asigurarea unei capacităţi de interconexiune suficiente îndeplinirii criteriului de siguranţă "N-1" în schema programată de funcţionare, fără a influenţa negativ din punct de vedere tehnic sau economic funcţionarea sistemelor electroenergetice vecine;
b) asigurarea echipării RET cu sisteme de protecţie, automatizare, transmisiuni şi comutaţie primară care să permită izolarea rapidă şi eficientă a incidentelor din reţeaua electrică de transport şi evitarea extinderii acestora;
c) asigurarea sistemelor de reglaj al tensiunii în vederea menţinerii acesteia în limitele prevăzute în prezentele Norme şi realizarea schimburilor de putere reactivă cu sistemele electroenergetice vecine.
[Pct.14 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
15. ORTS este responsabilă pentru administrarea documentaţiei tehnice şi a normelor care reglementează proiectarea, funcţionarea, întreţinerea şi dezvoltarea instalaţiilor componente ale RET. În acest context ORTS reexaminează periodic aceste norme şi face propuneri pentru revizuirea lor atunci cînd este cazul.
16. ORTS gestionează energia electrică pentru acoperirea consumului tehnologic din RET cu încadrarea în limitele stabilite.
[Pct.16 completat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
17. Consumul tehnologic de energie electrică din RET este acoperit în baza contractelor încheiate de ORTS.
[Pct.17 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
Serviciul de Sistem
18. ORTS este singurul prestator al serviciului de sistem. Serviciul de sistem este realizat în beneficiul tuturor utilizatorilor RET cu scopul de a asigura:
a) funcţionarea în siguranţă a SE;
b) funcţionarea pieţei energiei electrice în condiţii de eficienţă, concurenţă, transparenţă şi nediscriminare;
c) menţinerea în permanenţă a parametrilor normaţi ai energiei electrice la toţi participanţii la piaţă;
d) restaurarea funcţionării SE după un colaps total sau al unei zone.
[Pct.18 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
19. Pentru realizarea serviciului de sistem ORTS utilizează:
a) resurse proprii constînd în serviciile de sistem funcţionale pe care le furnizează utilizînd competenţa şi mijloace tehnice specifice;
b) resurse achiziţionate constînd în servicii de sistem tehnologice.
20. Serviciile de sistem funcţionale exprimă activitatea operaţională a ORTS şi sînt destinate să asigure următoarele funcţii:
a) comanda operaţională;
b) programarea operaţională;
c) planificarea operaţională a SE.
21. Serviciile de sistem tehnologice sînt furnizate de utilizatorii RET şi utilizate de ORTS în scopul de a asigura:
a) compensarea variaţiei de sarcină în SE, respectiv reglarea frecvenţei şi a soldului SE;
b) compensarea diferenţelor faţă de programul de funcţionare a SE, respectiv menţinerea de capacităţi de rezervă de putere activă;
c) reglarea tensiunilor în RET;
d) compensarea consumului tehnologic din RET;
e) restaurarea funcţionării SE după un colaps total sau al unei zone.
22. Serviciile de sistem tehnologice sînt realizate cu următoarele mijloace (resurse):
a) sistemele de reglaj primar a frecvenţei;
b) sistemul de reglaj secundar frecvenţă-putere;
c) deconectare automată a sarcinii prin sistemele automate;
d) sistemele locale de reglare a tensiunii;
e) sistemele automate de izolare pe serviciile proprii şi de autopornire a grupurilor generatoare în vederea restaurării funcţionării SE după un colaps total sau al unei zone;
f) consumatorii dispecerizabili care îşi reduc sarcina sau pot fi deconectaţi la dispoziţia ORTS în cazul existenţei acordului respectiv.
23. ORTS răspunde de siguranţa funcţionării SE şi în consecinţă deţine controlul şi are drept de utilizare necondiţionată asupra tuturor serviciilor de sistem tehnologice.
24. Utilizatorii RET vor acorda servicii de sistem tehnologice, la solicitarea ORTS, în conformitate cu performanţele tehnice ale instalaţiilor lor, în scopul asigurării siguranţei în funcţionare a SE.
25. Prestatorii de servicii de sistem tehnologice sînt stabiliţi de ORTS prin proceduri specifice. Aceste proceduri includ şi posibilităţi de acordare a unor derogări pe termen limitat pentru a se conforma unor condiţii de calificare.
26. Utilizatorii RET care au fost determinaţi în acest scop pot încheia contracte de acordare de servicii de sistem tehnologice.
27. ORTS solicită acordarea necondiţionată de servicii de sistem tehnologice, în scopul realizării siguranţei în funcţionare a SE, în primul rînd de la prestatorii de servicii de sistem tehnologice care au oferte şi care au încheiate contracte pentru servicii de sistem tehnologice şi, în cazuri justificate, şi de la utilizatorii RET cu care nu sînt încheiate contracte.
28. Serviciile de sistem tehnologice care nu sînt contractate dar sînt solicitate de către ORTS şi acordate de prestatorii de servicii de sistem tehnologice respectivi vor fi plătite în baza reglementărilor specifice ale pieţei de energie electrică.
Servicii de sistem tehnologice utilizate pentru a asigura stabilitatea frecvenţei
Rezervele de putere
29. Rezervele de putere se clasifică, în funcţie de timpul şi modul (manual sau automat) în care pot fi mobilizate, astfel:
a) rezerva de reglaj primar;
b) rezerva de reglaj secundar;
c) rezerva de reglaj terţiar rapid (rezerva "minut");
d) rezerva terţiară lentă.
30. Principalele setări pentru regulatorul de viteză (insensibilitate, statism permanent, consemn de frecvenţă) şi pentru repartitorul local al grupurilor participante la reglajul secundar (viteza de încărcare/ descărcare grup, consemn de frecvenţă, funcţionare simultană sau nu în reglaj primar şi secundar) sînt la dispoziţia ORTS în limitele declarate şi verificate la punerea în funcţiune.
Rezerva de reglaj primar
31. Rezerva de reglaj primar trebuie să fie mobilizată automat şi integral în maxim 30 s, la o abatere cvasistaţionară a frecvenţei de ± 200 mHz de la valoarea de consemn şi trebuie să rămînă în funcţiune pe o durată de minim 15 minute dacă abaterea se menţine.
32. Toţi producătorii de energie electrică sînt obligaţi să asigure reglaj primar conform solicitării ORTS, prin grupurile dispecerizabile proprii sau prin colaborare cu alţi producători.
33. Rezerva de reglaj primar trebuie să fie distribuită cît mai uniform în SE.
34. Ofertele de producţie ale producătorilor vor ţine seama de obligativitatea menţinerii disponibile a rezervei de reglaj primar, în conformitate cu performanţele tehnice ale fiecărui grup generator.
Rezerva de reglaj secundar
35. Rezerva de reglaj secundar este rezerva care, la abaterea frecvenţei şi/sau soldului SE de la valoarea consemnată, poate fi integral mobilizată, automat, într-un interval de maximum 15 minute.
36. Rezerva de reglaj secundar are rolul de a participa la refacerea rezervei de reglaj primar şi de a readuce frecvenţa şi soldul SE la valoarea programată.
37. ORTS stabileşte, atît în vederea programării şi planificării funcţionării grupurilor generatoare cît şi în dispecerizare, rezerva de reglaj secundar necesară şi repartizarea pe grupuri.
38. Producătorii asigură, în limitele caracteristicilor tehnice ale grupurilor, rezerva de reglaj secundar conform solicitării ORTS.
Rezerva de reglaj terţiar (rezerva "minut")
39. Rezerva de reglaj terţiar are rolul de a asigura refacerea rapidă (maximum 15 min.) a rezervei de reglaj secundar şi de a participa la reglarea frecvenţei şi a soldului SE programate.
40. Rezerva "minut" este furnizată sub formă de rezervă turnantă sau sub formă de rezervă terţiară rapidă.
41. Rezerva "minut" se încarcă de către producători, la dispoziţia ORTS, pe durata solicitată.
Rezerva terţiară lentă
42. Rezerva terţiară lentă are rolul de a reface rezerva "minut", asigurînd echilibrul producţie-consum în cazul apariţiei unor abateri de durată de la programul stabilit.
43. Rezerva terţiară lentă se încarcă de către producători, la dispoziţia ORTS, pe durata solicitată.
Servicii de sistem tehnologice utilizate pentru a asigura stabilitatea tensiunii
44. Stabilitatea tensiunii se realizează sub coordonarea ORTS, prin participarea cu instalaţiile proprii de reglaj, a producătorilor, a ORTS şi a consumatorilor. Stabilitatea tensiunii în nodurile de graniţă se realizează în colaborare cu operatorii sistemelor electroenergetice vecine.
[Pct.44 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
45. Producătorii au obligaţia să asigure producţia/absorbţia de putere reactivă de către grupurile generatoare la cererea ORTS, conform condiţiilor de racordare la RET.
46. ORTS, operatorii reţelelor de distribuţie şi consumatorii racordaţi la RET trebuie să-şi compenseze consumul/ producţia de putere reactivă din reţeaua proprie. Pot fi admise schimburi de putere reactivă între RET şi reţelele de distribuţie sau consumatorii racordaţi la RET dacă acestea nu afectează siguranţa în funcţionare a SE.
47. Schimburi de putere reactivă între RET şi reţelele de distribuţie sau consumatorii racordaţi la RET care afectează funcţionarea economică a partenerilor respectivi, pot fi efectuate pe baza unor acorduri între aceştia.
Servicii de sistem tehnologice utilizate pentru a asigura restaurarea funcţionării SE la rămînerea fără tensiune, în cazul unor avarii extinse sau al unui colaps de sistem
48. Restaurarea rapidă a funcţionării SE se realizează utilizînd surse de tensiune, care pot fi:
a) grupuri generatoare cu autopornire;
b) grupuri generatoare izolate pe servicii proprii;
c) grupuri generatoare insularizate pe o zonă de consum;
d) interconexiuni cu sistemele electroenergetice vecine.
49. Sursele de tensiune trebuie să permită realimentarea serviciilor auxiliare ale grupurilor generatoare care nu au reuşit izolarea pe servicii proprii, precum şi ale centralelor electrice şi staţiilor incluse în traseele de restaurare.
50. Participarea grupurilor generatoare la restaurarea funcţionării SE este asigurată prin condiţiile de racordare sau/şi prin Planul de restaurare a funcţionării SE, în funcţie de necesităţile SE.
51. Producătorii trebuie să asigure în fiecare centrală izolarea a cel puţin un grup generator pe servicii proprii.
52. ORTS elaborează şi revizuieşte periodic Planul de restaurare a funcţionării SE.
53. ORTS realizează coordonarea cu operatorii sistemelor vecine a planurilor de restaurare a funcţionării sistemelor electroenergetice participante la interconexiune.
54. ORTS stabileşte cu utilizatorii RET dreptul de a recurge la capacitatea de izolare pe servicii proprii, de insularizare cu o zonă de consum şi la capacitatea de autopornire a grupurilor generatoare pentru asigurarea serviciului "restaurarea funcţionării", conform condiţiilor de racordare.
55. Utilizatorii RET au obligaţia de a colabora cu ORTS la întocmirea Planului de restaurare a funcţionării SE şi la testarea acestuia.
56. Măsurile pentru restaurarea funcţionării SE vor fi luate de către ORTS, producători şi operatorii reţelelor de distribuţie sub coordonarea ORTS, în conformitate cu Planurile de restaurare a funcţionării şi în funcţie de situaţia concretă.
[Pct.56 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
57. Utilizatorii RET au obligaţia să acţioneze pentru restaurarea funcţionării SE şi să-şi demonstreze faţă de ORTS capacitatea de a îndeplini condiţiile de reintegrare.
58. În procesul restaurării funcţionării SE, fiecare operator al reţelelor de distribuţie şi consumator execută dispoziţiile ORTS cu privire la etapizarea în timp şi volum a restaurării consumului.
[Pct.58 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
59. Deconectarea manuală sau automată a consumului este necesară pentru a permite menţinerea funcţionării SE în situaţii excepţionale caracterizate prin apariţia unor deficite temporare de energie sau putere.
60. ORTS revizuieşte semestrial listele din "Normativul de deconectări manuale ale unor categorii de consumatori de energie electrică" şi "Normativul de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe în situaţii deosebite în SE". Pentru aceasta, ORTS primeşte de la operatorii de distribuţie datele necesare referitoare la consumatorii racordaţi la RED.
Cerinţe privind sistemul teleinformaţional necesar pentru realizarea serviciului de sistem în SE (conducerii prin dispecer)
61. Sistemul teleinformaţional constă din totalitatea dotărilor tehnice - hard şi soft - prin care se asigură în timp real şi în afara timpului real informaţiile necesare conducerii prin dispecer a instalaţiilor energetice (măsuri, semnalizări, alarme, dispoziţii, reglaje etc.).
62. Sistemul teleinformaţional cuprinde echipamente de acumulare, transmitere şi prelucrare a informaţiilor din instalaţiile energetice şi/sau centrele de dispecer.
63. Alimentarea cu energie electrică a sistemelor teleinformaţionale utilizate în conducerea prin dispecer se realizează din surse autonome.
Sistemul de achiziţie şi prelucrare automată a datelor (EMS SCADA)
64. Centrele de dispecer ale ORTS trebuie să fie dotate cu un sistem propriu de acumulare şi prelucrare automată a datelor (EMS SCADA) aferent reţelei electrice de transport şi centralelor/ centralelor hidro care conţin unităţi dispecerizabile.
[Pct.64 completat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
65. Centrele de dispecer ale operatorilor reţelelor de distribuţie trebuie să fie dotate cu sisteme proprii de acumulare şi prelucrare automată a datelor (DMS SCADA) aferente reţelei de 110 kV care poate funcţiona buclat, precum şi pentru unităţile producătoare nedispecerizabile care debitează în reţeaua electrică de distribuţie.
[Pct.65 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
66. Între sistemele EMS SCADA ale ORTS si sistemele DMS SCADA ale operatorilor reţelelor de distribuţie, precum şi între sistemele DMS SCADA ale operatorilor reţelelor de distribuţie, se fac schimburi de date în timp real în conformitate cu necesităţile de conducere prin dispecer a SE. Aceste schimburi se realizează în baza unor acorduri între părţi.
[Pct.66 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
67. Tipul, volumul şi rata de actualizare a informaţiilor pentru fiecare sistem EMS SCADA /DMS SCADA şi instalaţie se stabileşte avînd în vedere necesităţile conducerii prin dispecer.
68. Sistemele EMS SCADA /DMS SCADA trebuie să permită arhivarea informaţiilor necesare analizării funcţionării SE, în conformitate cu cerinţele de conducere prin dispecer.
69. Sistemele EMS SCADA /DMS SCADA trebuie să asigure validarea datelor şi posibilitatea introducerii lor manuale în caz de necesitate.
70. Pentru fiecare instalaţie racordată la reţeaua electrică de transport, gestionarul acesteia trebuie să asigure colectarea şi transmiterea informaţiilor la sistemele EMS SCADA în conformitate cu cerinţele ORTS.
[Pct.70 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
71. Cerinţele de la articolul precedent vor fi solicitate de utilizator încă din fazele de proiectare. Verificarea implementării lor va fi o condiţie de acordare a avizului de racordare.
Sistemul de telecomunicaţii-voce
72. Realizarea legăturilor de telecomunicaţii-voce pentru conducerea prin dispecer se face prin căi de transmisie proprii şi/sau închiriate.
73. Toate centrele de dispecer trebuie să fie dotate cu centrale telefonice proprii şi instalaţii de înregistrare automată a convorbirilor operative.
74. Centralele cu unităţi dispecerizabile şi staţiile electrice din reţeaua electrică de transport trebuie să fie dotate cu centrale telefonice proprii.
75. Operatorul reţelei de transport şi de sistem trebuie să aibă legături telefonice directe cu operatorii sistemelor electroenergetice vecine.
[Pct.75 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
76. Centralele cu unităţi nedispecerizabile şi staţiile electrice din reţeaua electrică de distribuţie trebuie să fie dotate cu legături telefonice cu centrele de dispecer cu comandă nemijlocită.
77. Staţiile electrice din reţeaua electrică de transport care au şi tensiuni de 110 kV şi mai mici trebuie să aibă legături telefonice şi cu centrele de dispecer care au comandă nemijlocită în aceste staţii.
78. Centrele de dispecer avînd relaţii de subordonare operaţională/ funcţională trebuie să fie asigurate cu legături telefonice între ele prin două căi independente, din care cel puţin una directă.
79. Toate centrele de dispecer vor avea obligatoriu o legătură telefonică la o reţea publică.
80. Centrele de dispecer nesubordonate operaţional, dar care au relaţii operaţionale între ele, se prevăd cu legătură telefonică directă între ele, de la caz la caz, în funcţie de importanţa şi volumul relaţiilor operaţionale dintre ele sau de necesitatea stabilirii de legături de rezervă.
81. Centralele şi staţiile electrice aflate în comanda nemijlocită a ORTS sau filialelor teritoriale ale ORTS trebuie să aibă cu centrul de dispecer respectiv cel puţin două circuite directe de telecomunicaţii-voce cu acesta.
[Pct.81 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
82. Realizarea legăturilor telefonice cu centrele de dispecer este obligaţia gestionarilor centralelor şi staţiilor electrice respective.
83. Personalul operaţional şi personalul de comandă operaţională are prioritate în utilizarea legăturilor de telecomunicaţii pentru efectuarea convorbirilor cu caracter operaţional. În acest scop, toate legăturile de telecomunicaţii se fac prin centrale telefonice de dispecer - dacă deservesc şi alte compartimente - cu posibilitatea tehnică de preluare de către dispecer a legăturii telefonice în caz de necesitate.
84. Unităţile gestionare au obligaţia de a asigura realizarea, închirierea, întreţinerea şi plata costului legăturilor de telecomunicaţii şi de telemecanică necesare între instalaţiile proprii şi centrul de dispecer care are comanda nemijlocită şi între centrul de dispecer propriu şi centrul de dispecer superior. Pentru legăturile asigurate prin reţeaua proprie a ORTS, realizarea legăturilor şi întreţinerea lor se fac în înţelegere cu acesta.
[Pct.84 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
85. Intervenţiile pentru remedierea defecţiunilor legăturilor de telecomunicaţii din activitatea de comandă operaţională se efectuează în timpul cel mai scurt posibil, în scopul asigurării unei desfăşurări normale a conducerii prin dispecer.
Regulatorul central de frecvenţă-putere
86. Dispeceratul central este dotat cu regulator central de frecvenţă-putere cu performanţe tehnice în conformitate cu cerinţele ENTSO-E.
[Pct.86 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
87. Regulatorul central de frecvenţă-putere trebuie să permită racordarea tuturor unităţilor calificate pentru serviciul de reglaj secundar.
III. CERINŢELE DE CALITATE PENTRU SERVICIILE
DE TRANSPORT ŞI DE SISTEM
Frecvenţa în SE
88. Frecvenţa nominală a tensiunii în SE este de 50 Hz..
[Pct.88 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
89. Limitele normate de variaţie a frecvenţei tensiunii din SE sunt:
a) abaterea normal admisibilă 49,80 - 50,20 Hz, pe parcursul a 95 % din timpul zilei (24 ore);
b) abaterea admisibilă limită 49,60 - 50,40 Hz, pe parcursul a 5 % din timpul zilei (24 ore).
[Pct.89 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
90. La funcţionarea interconectată cu alte sisteme electroenergetice, în cazul declanşării celui mai mare grup generator din aria sincronă, nu au condiţii de acţionare automatizările DASF, iar frecvenţa revine la o valoare cvasistaţionară aflată în limitele normate prin utilizarea rezervei de reglaj primar, secundar şi terţiar.
Tensiunea în RET
91. În punctele de delimitare a RET cu instalaţiile electrice ale utilizatorilor RET abaterile stabilite a tensiunii se caracterizează prin două valori - abaterea admisibilă ±5% şi abaterea admisibilă limită ±10% de la tensiunea nominală a reţelei electrice în conformitate cu standardul naţional GOST-13109.
[Pct.91 completat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
92. Valorile normale ale tensiunii reţelei de transport sînt determinate de valorile maxime şi minime admisibile ale tensiunii (Ucr.) şi ale tensiunii maximale de lucru (Umax.l.). Valoarea maximă a tensiunii este limitată de tensiunea maximă de funcţionare a transformatoarelor de forţă, conform GOST-721. Valoarea minimă a tensiunii pentru reţele 110 kV şi mai sus este limitată de tensiunea critică, determinată din condiţiile funcţionării stabile a SE, conform actelor normativ tehnice. Pentru reţelele 35 kV şi mai jos valoarea minimă a tensiunii este determinată de GOST-13109. Aceste valori admisibile sînt:
a) în orice punct al reţelei electrice de 400 kV banda admisibilă de tensiune este între 380 kV şi 420 kV;
b) în orice punct al reţelei electrice de 330 kV banda admisibilă de tensiune este între 297 kV şi 363 kV;
c) în orice punct al reţelei electrice de 110 kV banda admisibilă de tensiune este între 99 kV şi 121 kV;
d) în orice punct al reţelei electrice de 35 kV banda admisibilă de tensiune este între 31,5 kV şi 38,5 kV.
Calitatea curbelor de tensiune şi curent
93. Calitatea curbelor de tensiune şi curent corespunde reglementarilor tehnice în vigoare conform celor prezentate în Tabelul nr.1.
|
Tabelul nr.1 Cerinţe referitoare la calitatea curbelor de tensiune şi curent |
|
| Obiectul reglementării | Prevederea |
| Forma curbei de tensiune | Factorul total de distorsiune armonică: 3% (la înaltă tensiune*) Se indică valorile admisibile pentru nivelul armonicei |
| Raportul între secvenţa negativă şi secvenţa pozitivă | Factor de nesimetrie de secvenţă negativă: 1% - înaltă tensiune |
Siguranţa în funcţionare
94. RET este dimensionată şi i se asigură funcţionarea astfel încît să se respecte criteriul de siguranţă (N -1), criteriul de stabilitate statică şi condiţiile de stabilitate tranzitorie.
95. Sînt exceptate de la această regulă cazurile consumatorilor sau zonelor de consum care în schema programată sînt alimentate radial, printr-un singur element de reţea (linie, transformator sau autotransformator), fără rezervă în alt element de reţea, precum şi cazurile grupurilor generatoare care sînt racordate la SE printr-un singur element de reţea.
96. Un eveniment probabil care are ca efect pierderea unor elemente din SE (grupuri generatoare, elemente ale reţelei electrice de transport, instalaţii de compensare etc.), nu trebuie să ducă la afectarea siguranţei funcţionării interconectate, producînd declanşări în cascadă sau pierderea unui volum mare de consum; elementele de reţea rămase în funcţiune trebuie să poată suporta încărcarea suplimentară rezultată, abaterea de tensiune şi regimul tranzitoriu cauzat de defectul iniţial.
97. ORTS defineşte, în baza propriei experienţe, setul de contingenţe probabile avute în vedere în programarea şi planificarea operaţională şi în timp real pentru a respecta condiţia de mai sus.
98. În cazul unor perturbaţii majore care pun în pericol funcţionarea SE în ansamblu sau a unei zone importante a acestuia, sînt aplicate automat şi/sau manual, la dispoziţia ORTS, măsuri în conformitate cu Normativul de deconectări manuale ale unor categorii de consumatori de energie electrică, Normativul de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe în situaţii deosebite în SE, Planul de protecţie a SE împotriva perturbaţiilor majore şi Planul de restaurare a funcţionării SE.
99. ORTS este responsabilă pentru evaluarea indicatorilor de performanţă la nivel de RET în conformitate cu prevederile în vigoare, aliniate la normele europene.
100. Indicatorii de performanţă calculaţi sînt:
a) timpul mediu de întrerupere;
b) indicatorul de severitate;
c) indicatorul minute sistem′.
101. Indicatorii de siguranţă calculaţi pentru fiecare nod al RET sînt:
a) durata medie de întrerupere;
b) numărul mediu de întreruperi urmate de reparaţii;
c) numărul mediu de întreruperi urmate de manevre.
Criteriul (N-1) în conducerea prin dispecer a RET
102. Criteriul (N-1) aplicat în operarea RET este satisfăcut dacă contingenţa simplă nu are ca efect:
a) întreruperi în alimentarea consumatorilor de energie electrică;
b) trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care există depăşiri ale limitelor admisibile ale curentului (stabilite pentru durată nedeterminată şi, respectiv, pe durată limitată de timp) şi tensiunii care au drept consecinţă deteriorări de echipamente;
c) trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care valorile tensiunii nu se încadrează în benzile admisibile; se admite, ca încadrare în criteriu, scăderea tensiunii pînă la 360 kV (în reţeaua de 400 kV), 300 kV (în reţeaua de 330 kV), 90 kV (în reţeaua de 110 kV), 32 kV (în reţeaua de 35 kV) după o contingenţă, dacă prin măsuri operaţionale de încărcare/ descărcare a unor grupuri sau/şi de modificare a configuraţiei reţelei, se revine la valorile normale într-un interval de 15 minute;
d) depăşiri ale limitelor admisibile ale puterii de scurtcircuit în noduri;
e) pierderea stabilităţii SE;
f) declanşarea altor echipamente din RET, cu excepţia celor care declanşează prin automatizări prevăzute special împotriva extinderii unei avarii în situaţia respectivă;
g) pierderea caracterului unitar al SE.
103. Prin contingenţă simplă se înţelege declanşarea unui singur element din SE, care poate fi:
a) un circuit de linie;
b) ambele circuite ale unei linii dublu circuit pe stîlpi comuni, dacă lungimea porţiunii comune este mai mare de 10 km;
c) un transformator sau autotransformator;
d) un echipament de compensare (capacitiv sau inductiv);
e) un grup generator sau mai multe grupuri generatoare, în cazul în care sînt legate la reţea printr-un singur element;
f) un consum concentrat în condiţiile funcţionării corecte a protecţiilor şi automatizărilor din SE.
IV. PLANIFICAREA DEZVOLTĂRII REŢELEI ELECTRICE
DE TRANSPORT
104. Activitatea de planificare privind dezvoltarea RET în cadrul SE se realizează de către ORTS în conformitate cu competenţele şi atribuţiile stabilite prin Legea cu privire la energia electrică.
[Pct.104 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
105. Reieşind din funcţiile stabilite, ORTS are obligaţia de a elabora planuri de dezvoltare privind transportul energiei electrice în concordanţă cu stadiul actual şi evoluţia viitoare a consumului de energie electrică, cuprinzînd modalităţile de finanţare şi de realizare a investiţiilor rezultate din acest plan, cu luarea în considerare şi a planurilor de amenajare şi de sistematizare a teritoriului străbătut de instalaţiile electrice de transport.
[Pct.105 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
106. Criteriile tehnice de proiectare precum şi procedurile şi normele aplicate în planificarea dezvoltării RET, trebuie respectate de toţi utilizatorii RET în planificarea dezvoltării propriilor instalaţii de racordare la RET.
107. Activitatea de planificare a dezvoltării RET se desfăşoară în concordanţă cu strategia şi politica energetică naţională.
108. Datele necesare activităţii de planificare a dezvoltării RET sînt furnizate obligatoriu către ORTS de utilizatorii RET, după cum urmează:
a) toţi producătorii existenţi şi cei potenţiali;
b) toţi operatorii reţelelor de distribuţie şi consumatorii eligibili;
c) toţi furnizorii licenţiaţi de către Agenţie.
[Pct.108 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
109. Planul de dezvoltare este supus spre aprobare Agenţiei în conformitate cu prevederile Legii cu privire la energia electrică. Planul de dezvoltare se publică pe pagina electronică a ORTS..
[Pct.109 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
110. Planul de dezvoltare a RET trebuie să prevadă:
a) acoperirea consumului de putere şi energie electrică, în condiţii de siguranţă şi de eficienţă economică, în conformitate cu politica energetică naţională;
b) corelarea acţiunilor între ORTS şi participanţii la piaţa de energie electrică, referitor la orice serviciu solicitat care poate avea impact asupra siguranţei în funcţionare a SE;
c) oportunităţile zonale pentru racordare şi utilizare a RET funcţie de prognoza de dezvoltare a consumului şi necesităţile de capacităţi noi instalate, în scopul funcţionării eficiente, în condiţii de siguranţă;
d) stabilirea nivelului de rezervă în SE pentru producerea şi transportul energiei electrice la vîrf de consum în conformitate cu cerinţele de dimensionare.
[Pct.110 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
111. Activitatea de planificare a dezvoltării RET urmăreşte realizarea următoarelor obiective:
a) să asigure dezvoltarea RET astfel încît aceasta să fie corespunzător dimensionată pentru transportul de energie electrică prognozată a fi produsă, importată, exportată şi tranzitată şi să elaboreze un plan de dezvoltare în perspectivă;
b) să asigure funcţionarea în condiţii de siguranţă a SE şi să permită transportul energiei electrice la niveluri de calitate corespunzătoare în conformitate cu prevederile prezentelor Norme;
c) să concretizeze rezultatele activităţii de planificare a dezvoltării prin:
- iniţierea procedurilor necesare promovării investiţiilor noi în RET rezultate ca eficienţe;
- evaluarea costurilor marginale pe termen lung în fiecare nod al RET;
- furnizarea de informaţii pentru elaborarea sistemelor de tarife de transport.
112. Elaborarea planului de dezvoltare a RET are la bază următoarele date de intrare:
a) situaţia curentă şi pentru o perspectivă de 10 ani a cererii de consum pusă la dispoziţie de către furnizori şi consumatori eligibili, licenţiaţi sau în curs de licenţiere;
b) ofertele de producţie de energie electrică ale producătorilor pentru minim 10 ani, licenţiaţi sau în curs de licenţiere;
c) informaţiile tehnice necesare planificării dezvoltării RET, puse la dispoziţie de operatorii reţelelor de distribuţie la cererea ORTS, în conformitate cu normele în vigoare;
d) nivelul de siguranţă în funcţionare a SE în ansamblu şi pe fiecare nod conform normelor în vigoare;
e) probabilitatea de neacoperire a sarcinii;
f) strategia dezvoltării infrastructurii SE;
g) strategia dezvoltării infrastructurii sistemului de telecomunicaţii.
113. Alte categorii de date necesare planificării dezvoltării RET vor fi furnizate la cererea expresă a ORTS.
114. Dimensionarea RET se efectuează în condiţiile îndeplinirii criteriului (N-1).
115. Criteriul (N-1) este utilizat pentru justificarea tehnică a propunerilor de dezvoltare a RET.
116. Verificarea criteriului (N-1) se face pentru transferul maxim de putere prognozat prin RET.
117. Pentru RET (400 kV, 330 kV), criteriul (N-1) se aplică la dimensionarea unei secţiuni a SE, pentru un moment de timp corespunzător celor mai grele condiţii de funcţionare, avînd la bază:
a) ieşirea din funcţiune neplanificată a celui mai mare grup generator dintr-o zonă deficitară;
b) puterea maximă generată într-o zonă excedentară.
Criterii tehnice pentru verificarea dimensionării RET din punctul de vedere al stabilităţii SE
118. Criterii tehnice pentru verificarea dimensionării RET la încărcare maximă admisă din criteriile de stabilitate statică:
a) verificarea RET la încărcare maximă admisă din criteriile de stabilitate statică se face pentru o perspectivă de pînă la 10 ani pentru configuraţia de reţea rezultată ca optimă din punct de vedere tehnic şi economic;
b) la vîrf de consum maxim anual, RET trebuie să asigure o rezervă de stabilitate statică de minimum 20% în configuraţia cu toate liniile electrice în funcţiune şi o rezervă de cel puţin 8% în regim cu (N-1) elemente în funcţiune.
119. Criterii tehnice pentru verificarea dimensionării RET din condiţii de stabilitate tranzitorie:
a) verificarea RET din condiţii de stabilitate tranzitorie se face pentru o perspectivă de pînă la cinci ani pentru configuraţia care satisface criteriile de stabilitate statică.
b) verificarea condiţiilor de stabilitate tranzitorie se realizează la următoarele tipuri de perturbaţii:
- în configuraţia cu N elemente în funcţiune: scurtcircuit polifazat permanent (bifazat cu pămîntul sau trifazat), pe o linie electrică de 400 kV sau 330 kV izolat prin acţionarea corectă a protecţiilor de bază şi a întrerupătoarelor;
- în configuraţia cu (N -1) elemente în funcţiune:
• scurtcircuit monofazat pe o linie electrică de 400 kV sau 330 kV eliminat prin acţionarea corectă a protecţiilor de bază şi a întrerupătoarelor şi urmat de RARM reuşit;
• scurtcircuit polifazat permanent (bifazat cu pămîntul sau trifazat), pe o linie electrică de 400 kV sau 330 kV izolat prin acţionarea corectă a protecţiilor de bază şi a întrerupătoarelor, pentru vîrf de consum vara.
Criterii tehnice în dimensionarea instalaţiilor de compensare a puterii reactive
120. Dimensionarea instalaţiilor de compensare a puterii reactive se face cu respectarea benzilor de tensiune admisibile în toate nodurile RET, în toate regimurile de funcţionare în configuraţii cu (N) şi (N-1) elemente în funcţiune.
121. Dimensionarea instalaţiilor de producere a puterii reactive necesare optimizării funcţionării SE în scopul menţinerii tensiunii în banda admisibilă de funcţionare şi reducerii consumului propriu tehnologic în stare normală de funcţionare se realizează pentru o perspectivă de pînă la 5 ani în regimurile de încărcare maximă a RET.
122. Dimensionarea instalaţiilor de absorbţie a puterii reactive în scopul menţinerii tensiunii în banda admisibilă se realizează pentru o perspectivă de pînă la 5 ani în regimurile de încărcare minimă.
123. Determinarea şi verificarea curenţilor de scurtcircuit şi a curentului nominal al echipamentelor primare de comutaţie în nodurile RET se realizează pe etape de dezvoltare ale SE în cadrul planului de dezvoltare.
[Pct.123 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
124. Eficienţa investiţiilor în RET pe termen scurt şi mediu trebuie să fie justificată în faza de planificare, pe baza cheltuielilor total actualizate.
125. Studiile de planificare a RET pe termen lung de pînă la 15 ani trebuie să prezinte soluţii de dezvoltare ierarhizate pe criterii economice. Perioada de prezentare a studiilor se stabileşte o dată la cinci ani.
[Pct.125 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
[Cap.V, VI, VII abrogate prin Hot. ANRE nr.423/2019 din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]
[Cap.V, VII modificate prin Hot. ANRE nr.210/2015 din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]
Anexa 1
|
Tabelul 1 Date pentru grupurile generatoare |
||
| Descrierea datelor (simbol) | Unităţi de măsură | Categoria datelor |
| Centrală electrică: | ||
| Punctul de racordare la reţea | Text, schemă | S, D |
| Tensiunea nominală la punctul de racordare | kV | S, D |
| Grupuri generatoare: | ||
| Puterea nominală aparentă | MVA | S, D, R |
| Factor de putere nominal (cos φn) | S, D, R | |
| Putere netă | MW | S, D, R |
| Puterea activă nominală | MW | S, D, R |
| Puterea activă maximă produsă la borne | MW | S, D, T |
| Tensiunea nominală | kV | S, D, R |
| Frecvenţa maximă/minimă de funcţionare la parametrii nominali | Hz | D, R |
| Consumul serviciilor proprii la putere maximă produsă la borne | MW | S, D, R, T |
| Putere reactivă maximă la borne | MVAr | S, D, R, T |
| Putere reactivă minimă la borne | MVAr | S, D, R, T |
| Puterea activă minimă produsă | MW | S, D, R, T |
| Constanta de inerţie a turbogeneratorului (H) sau momentul de inerţie (GD2) | MWs/MVA | D, R |
| Turaţia nominală | rpm | S |
| Raportul de scurtcircuit | D, R | |
| Curent statoric nominal | A | D, R |
| Reactanţe saturate şi nesaturate ale grupurilor generatoare: | ||
| Reactanţa nominală [tensiune nominală2/putere aparentă nominală] | ohm | S, D, R |
| Reactanţa sincronă longitudinală % din reactanţa nominală | % | S, D, R |
| Reactanţa tranzitorie longitudinală % din reactanţa nominală | % | D, R |
| Reactanţa supra-tranzitorie longitudinală % din reactanţa nominală | % | S, D, R |
| Reactanţa sincronă transversală % din reactanţa nominală | % | D, R |
| Reactanţa tranzitorie transversală % din reactanţa nominală | % | D, R |
| Reactanţa supra-tranzitorie transversală % din reactanţa nominală | % | S, D, R |
| Reactanţa de scăpări statorică % din reactanţa nominală | % | D, R |
| Reactanţa de secvenţă zero % din reactanţa nominală | % | D, R |
| Reactanţa de secvenţă negativă % din reactanţa nominală | % | D, R |
| Reactanţa Potier % din reactanţa nominală | % | D, R |
| Constante de timp ale grupurilor generatoare: | ||
| Tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul închis (Td′) | s | D, R |
| Supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul închis (Td") | s | D, R |
| Tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis (Td0′) | s | D, R |
| Supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis (Td0") | s | D, R |
| Tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis, pe axa q (Tq0′) | s | D, R |
| Supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis, pe axa q (Tq0") | s | D, R |
| Diagrame pentru grupurile generatoare: | ||
| Diagrama de capabilitate | Date grafice | D, R |
| Diagrama P-Q | Date grafice | D, R, T |
| Curba eficienţei în funcţionare | Date grafice | D, R |
| Capabilitatea grupului generator din punct de vedere al puterii reactive: | ||
| Putere reactivă în regim inductiv la putere maximă generată | MVAr generat | S, D, R,T |
| Putere reactivă în regim inductiv la putere minimă generată | MVAr generat | D, R, T |
| Putere reactivă în regim inductiv pe timp scurt la valorile nominale pentru putere, tensiune şi frecvenţă | MVAr | D, R, T |
| Putere reactivă în regim capacitiv la putere maximă/minimă generată | MVAr absorbit | S, D, R, T |
| Sistemul de excitaţie al generatorului: | ||
| Tipul sistemului de excitaţie | Text | D, R |
| Tensiunea rotorică nominală (de excitaţie) | V | D, R |
| Tensiunea rotorică maximă (plafonul de excitaţie) | V | D, R |
| Durata maximă admisibilă a menţinerii plafonului de excitaţie | Sec. | D, R |
| Schema de reglaj a excitaţiei | V/V | D, R |
| Viteza maximă de creştere a tensiunii de excitaţie | V/s | D, R |
| Viteza maximă de reducere a tensiunii de excitaţie | V/s | D, R |
| Dinamica caracteristicilor de supra-excitaţie | Text | D, R |
| Dinamica caracteristicilor de sub-excitaţie | Text | D, R |
| Limitatorul de excitaţie | Schemă bloc | D, R |
| Regulatorul de viteză: | ||
| Tipul regulatorului | text | S, D |
| Funcţiile de reglaj realizate de regulator (scheme funcţionale, funcţii combinate de reglaj, timpi de comutaţie, modul de alegere şi condiţiile comutării automate între regimuri) | Scheme, text | S, D, R |
| Funcţia de transfer standardizată cu blocuri funcţionale a regulatorului, a elementelor de execuţie şi a instalaţiei reglate (generator, turbină, cazan) | Scheme | D, R |
| Plaja de reglaj a statismului permanent | % | S, D, R |
| Valoarea actuală a statismului permanent bp
– între frecvenţa şi poziţia deschiderii admisiei – între putere şi frecvenţă |
% | D, R, T |
| Plaja de reglaj a parametrilor de acord Kp, Td şi Tv | %, s | S, D |
| Valoarea actuală a parametrilor de acord Kp, Td şi Tv | %, s | D, R, T |
| Plaja de reglaj a consemnului de frecvenţă | Hz | S, D, R, T |
| Viteza de variaţie a semnalelor de consemn
• de frecvenţă • de putere • de deschidere |
mHz/s MW/s %/s |
S, D, R |
| Insensibilitatea întregului sistem de reglaj
• în frecvenţă • în putere |
± mHz ± MW |
S, R, T |
| Timpul mort al regulatorului | s | S, D, R, T |
| Timpii de deschidere/închidere a servomotorului | s/s | S, D, R, T |
| Precizia de măsură a reacţiei de
• frecvenţă/turaţie • putere • poziţie servomotor • liniaritate traductor poziţie servomotor |
% | S |
| Supraturarea maximă la aruncarea de sarcină (nmax) | % nN | S, D, R |
| Timpul de menţinere a puterii comandate de RAV la o treaptă de frecvenţă menţinută (pentru grupurile termoenergetice) | min | S, D, R, T |
| Regulatorul de tensiune (RAT): | ||
| Tipul regulatorului | Text | D |
| Funcţia de transfer echivalentă, eventual standardizată a regulatorului de tensiune, valori şi unităţi de măsură | Text | D, R |
| Funcţiile de reglaj realizate de regulator (scheme funcţionale, funcţii combinate de reglaj, timpi de comutaţie, modul de alegere şi condiţiile comutării automate între regimuri) | Scheme, text | D, R |
| Acurateţea regulatorului de tensiune | % | S, D, R, T |
| Valoarea minimă a referinţei de tensiune care poate fi setată în RAT | % Un | S, D, R, T |
| Valoarea maximă a referinţei de tensiune care poate fi setată în RAT | % Un | S, D, R, T |
| Tensiunea maximă de excitaţie | % Un | S, D, R, T |
| Timpul de susţinere a tensiunii maxime de excitaţie | sec. | S, D, R, T |
| Curentul maxim de excitaţie care poate fi susţinut timp de 10 sec. | % în exc | S, D, R, T |
| Date asupra reglajului secundar frecvenţă/putere: | ||
| Banda de reglaj secundar maximă/minimă | MW | S, D, R, T |
| Viteza de încărcare/descărcare a grupului în reglaj secundar:
• plaja de reglaj • valoare actuală |
MW/min | S, D, R, T |
| Modul de acţionare asupra RAV | schema | S, D |
| Timpul de atingere a consemnului de putere | s | S, D, R, T |
| Timpul mort al reglajului secundar | s | S, D, R, T |
| Pentru grupurile termoenergetice:
• schema cu blocuri funcţionale a buclei de sarcină bloc, apa alimentare, combustibil, aer, temperaturi • parametrii de acord ai buclelor de reglare menţionate • funcţiile de transfer • răspunsul principalilor parametri (presiune, debit, temperatura abur viu) la variaţia ordinului de reglare de 100% |
scheme înregistrări | S, D, R |
| Sistemele de protecţie ale grupurilor şi valorile de reglaj | text | S, D |
| Stabilirea următoarelor reglaje: | ||
| Limitatorul de excitaţie maximă | Text, diagramă | D |
| Limitatorul de excitaţie minimă | Text, diagramă | D |
| Limitatorul de curent statoric | Text, diagramă | D |
| Unităţi de transformare: | ||
| Număr de înfăşurări | Text | S, D |
| Puterea nominală pe fiecare înfăşurare | MVA | S, D, R |
| Raportul nominal de transformare | kV/kV | S, D, R |
| Tensiuni de scurtcircuit pe perechi de înfăşurări | % din Unom | S, D, R |
| Pierderi în gol | kW | S, D, R |
| Pierderi în sarcină | kW | S, D, R |
| Curentul de magnetizare | % | S, D, R |
| Grupa de conexiuni | Text | S, D |
| Domeniu de reglaj | kV-kV | S, D |
| Schema de reglaj (longitudinal sau longo-transversal) | Text, diagramă | D, R |
| Mărimea treptei de reglaj | % | D |
| Reglaj sub sarcină | DA/NU | D |
| Tratarea neutrului | Text, diagramă | S, D |
| Curba de saturaţie | Diagramă | R |
|
Tabelul 2 Date pentru consumatori şi instalaţii în punctul de racordare |
||
| Descriere | Unităţi de măsură | Categoria datelor |
| Tensiuni: | ||
| Tensiune nominală | kV | S, D |
| Tensiune maximă/minimă | kV | D |
| Coordonarea izolaţiei: | ||
| Tensiune de ţinere la impuls de trăsnet | kV | D |
| Tensiune de ţinere la frecvenţa industrială a reţelei (50 Hz) | kV | D |
| Tensiune de ţinere la impuls de comutaţie | kV | D |
| Curenţi: | ||
| Curentul maxim | kA | S, D |
| Curentul maxim de încărcare pe termen scurt | kA pentru timpi de ordinul secundelor | D |
| Condiţii pentru care se aplică aceşti curenţi | Textual | S, D |
| Legare la pămînt: | ||
| Modul de legare la pămînt | Textual | D |
| Performanţele izolaţiei în condiţii de poluare – nivelul de poluare | IEC 815 | D |
| Sistem de comandă şi achiziţie de date: | ||
| Comanda la distanţă şi date transmise | Textual | D |
| Transformatoare de măsurare de curent | A/A | D |
| Transformatoare de măsurare de tensiune | kV/V | D |
| Caracteristicile sistemului de măsurare | Textual | R |
| Transformatoare de măsurare – detalii privind certificatele de testare | Textual | R |
| Configuraţia reţelei: | ||
| Schema de funcţionare a circuitelor electrice a instalaţiilor existente şi propuse, inclusiv dispunerea barelor, tratarea neutrului, echipamente de comutaţie şi tensiunile de funcţionare | Diagrama monofilară | S, D, R |
| Impedanţele reţelei: | ||
| Impedanţele de secvenţă pozitivă, negativă şi zero | Ω | S, D, R |
| Curenţi de scurtcircuit: | ||
| Curentul maxim de scurtcircuit | kA | S, D, R |
| Capabilitatea de transfer: | ||
| Consumator sau grupe de consumatori alimentaţi din puncte de racordare alternative | Text | D, R |
| Consum alimentat normal din punctul de racordare X | MW | D, R |
| Consum alimentat normal din punctul de racordare Y | MW | D, R |
| Comutaţii de transfer în condiţii planificate sau în condiţii de incident | Textual | D |
| Transformatoarele în punctul de racordare: | ||
| Curba de saturaţie | Diagramă | R |
| Date asupra unităţilor de transformare | Diagramă | S, D, R |
|
Tabelul 3 Date asupra protecţiilor în punctul de racordare |
||
| Descriere | Unităţi de măsură | Categoria datelor |
| Numărul protecţiilor pe fiecare tip | D | |
| Reglajul protecţiilor | ms | D, R |
| Timpii de anclanşare/declanşare întrerupător (inclusiv stingerea arcului electric) | ms | D, R |
| Tipul instalaţiilor de automatizare şi reglajele (RAR, AAR) | Textual, ms | D, R |
|
Tabelul 4 Date asupra instalaţiilor de compensare a puterii reactive |
||
| Descriere | Unităţi de măsură | Categoria datelor |
| Localizarea bobinelor de reactanţă | Textual | S, D, R |
| Puterea reactivă nominală a bobinelor de reactanţă | Mvar | S, D, R |
| Tensiunea nominală a bobinelor de reactanţă | kV | S, D, R |
| Localizarea bateriilor de condensatoare | Textual | S, D, R |
| Puterea nominală a bateriilor de condensatoare | Mvar | S, D, R |
| Tensiunea nominală a bateriilor de condensatoare | kV | S, D, R |
| Localizarea compensatoarelor | Textual | S, D, R |
| Puterea nominală a compensatoarelor (inductiv/capacitiv) | ± Mvar | S, D, R |
| Tensiunea nominală a compensatoarelor | kV | S, D, R |
| Modul de comutare/reglaj | Textual | S, D, R |