Normativul PE 026 - 8.09

NTE 0XX/04/XX

C.N. TRANSELECTRICA S.A.

NORMATIV PRIVIND PRINCIPIILE, CRITERIILE ŞI METODELE PENTRU

FUNDAMENTAREA STRATEGIEI DE DEZVOLTARE A SEN ŞI STABILIREA

PROGRAMELOR DE DEZVOLTARE A RET

(Proiect)

Indicativ NTE 0XX/04/XX

CUPRINS

Pag.I. SCOP......................................................................................................................................................................................2II. DOMENIU DE APLICARE..............................................................................................................................................2III. TERMINOLOGIE ŞI ABREVIERI *.............................................................................................................................3IV. ACTE NORMATIVE DE REFERINŢĂ.......................................................................................................................12V. PRINCIPII.........................................................................................................................................................................14VI. SECŢIUNEA I - ANALIZA DEZVOLTĂRII SEN.....................................................................................................18

VI.1. PROGNOZA CONSUMULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ ŞI A CURBELOR DE..........................................18SARCINĂ...........................................................................................................................................................................18VI.2. STRATEGIA DEZVOLTĂRII CENTRALELOR ELECTRICE RACORDATE LA SEN............................19VI.3. CRITERII DE DETERMINARE A REZERVELOR DE PUTERE LA FUNDAMENTAREA STRATEGIEI DE DEZVOLTARE ................................................................................................................................22VI.4. CRITERII DE ÎNCADRARE ÎN CURBA DE SARCINĂ..................................................................................22

VII. SECŢIUNEA II – PROGRAMUL DE DEZVOLTARE AL RET. CRITERII TEHNICE ŞI INDICATORI PENTRU CALCULELE TEHNICO-ECONOMICE.........................................................................................................24

VII.1. BAZA INFORMAŢIONALĂ NECESARĂ........................................................................................................24VII.2. PRINCIPIILE ŞI CRITERIILE DE ORGANIZARE ŞI DEZVOLTARE A SISTEMULUI ELECTROENERGETIC ÎN ANSAMBLU.....................................................................................................................25VII.3. PRINCIPII DE CONSTITUIRE A REGIMURILOR NECESARE DIMENSIONARII ÎN ANSAMBLU A SEN 31VII.4. REGIMURI CARACTERISTICE PENTRU DIMENSIONAREA RET.........................................................32VII.5. CRITERII DE INDISPONIBILITATE A UNOR ELEMENTE DE REŢEA, CONSIDERATE LA DIMENSIONAREA RET..................................................................................................................................................34VII.6. CONDIŢIILE TEHNICE DE VERIFICARE A DIMENSIONĂRII RET......................................................35VII.7. CONDIŢIILE TEHNICE DE VERIFICARE A DIMENSIONĂRII LA ÎNCĂLZIREA ÎN REGIM DE DURATĂ.............................................................................................................................................................................36VII.8. CONDIŢIILE TEHNICE DE VERIFICARE A DIMENSIONĂRII LA ÎNCĂRCAREA MAXIMĂ ADMISĂ DIN CONDIŢIILE DE STABILITATE STATICĂ......................................................................................36VII.9. CONDIŢIILE TEHNICE DE VERIFICARE A DIMENSIONĂRII RET DIN CONDIŢII DE STABILITATE TRANZITORIE.....................................................................................................................................38VII.10. DIMENSIONAREA INSTALAŢIILOR DE COMPENSARE A PUTERII REACTIVE.............................38VII.11. CONDIŢIILE TEHNICE PENTRU DIMENSIONAREA ECHIPAMENTELOR LA ................................40SCURTCIRCUITE ...........................................................................................................................................................40VII.12. CONDIŢIILE TEHNICE PENTRU DIMENSIONAREA AUTOMATICII DE SISTEM...........................40VII.13. CALCULELE TEHNICO-ECONOMICE DE SELECTARE A VARIANTEI OPTIME .........................41 DE DEZVOLTARE A SEN ŞI DE JUSTIFICARE A INVESTIŢIILOR NECESARE..........................................41

C.N. TRANSELECTRICA S.A.

Executant: Institutul de Studii şi Proiectări Energetice – S.A.

Aprobat cu Ordinul nr……din……..al Preşedintelui ANRE

Înlocuieşte PE 026/1992

1

NTE 0XX/04/XX

NORMATIV PRIVIND PRINCIPIILE, CRITERIILE ŞI METODELE PENTRU

FUNDAMENTAREA STRATEGIEI DE DEZVOLTARE A SEN ŞI STABILIREA

PROGRAMELOR DE DEZVOLTARE A RET

I. SCOP

Art.1. Activitatea de stabilire a programelor de dezvoltare a RET are în vedere următoarele obiective:

a) să asigure funcţionarea în condiţii de siguranţă şi securitate a SEN şi să permită transportul

energiei electrice la niveluri de calitate normate de frecvenţă şi tensiune în nodurile de

racordare la RET;

b)să elaboreze un plan de dezvoltare în perspectivă a RET, astfel încât aceasta să asigure, în

mod corespunzător, transportul de energie electrică prevăzut a fi produsă, importată,

exportată şi tranzitată;

c) să evalueze costurile marginale pe termen lung în fiecare nod al RET, ţinând seama şi de

strategia dezvoltării SEN.

Prevederile acestui normativ sunt obligatorii pentru instalaţiile noi sau în retehnologizare.

II. DOMENIU DE APLICARE

Art.2. Prezentul normativ se aplică la fundamentarea dezvoltării reţelelor electrice de transport, în

strânsă corelare cu dezvoltarea SEN în ansamblu.

Prevederile din acest normativ vor fi utilizate:

a) la elaborarea planului de perspectivă pentru dezvoltarea RET întocmit de Operatorul de

transport şi de sistem);

b) la încadrarea noilor grupuri generatoare (centrale electrice) în SEN (ca regim de

funcţionare, încadrare în curba de sarcină) şi racordarea acestora la reţeaua de transport,

respectiv la sistemul electroenergetic (ca parametri electrici, reglaj, automatizări s.a.);

c) la justificarea oportunităţii realizării noilor linii şi staţii din RET, retehnologizării celor

existente sau dotării cu mijloace de mărire a capacităţii de transport (de exemplu FACTS) a

celor existente;

d) la justificarea oportunităţii montării de noi mijloace de compensare a puterii reactive;

e) la stabilirea nivelului de rezervă în SEN pentru producerea şi transportul puterii electrice la

vârf de consum în conformitate cu cerinţele de dimensionare;

2

NTE 0XX/04/XX

f) la stabilirea condiţiilor necesare a fi îndeplinite de sistemele de comandă, control, protecţie

şi automatizări pentru satisfacerea cerinţelor de funcţionare sigură, stabilă a SEN în

ansamblu;

g) la stabilirea metodelor şi mijloacelor pentru controlul fluxurilor de energie;

h) la verificarea capacităţilor de transport pe liniile de interconexiune, în concordanţă cu

nevoile pieţii sistemelor interconectate, pentru asigurarea importului, exportului şi

tranzitului de energie electrică.

Art.3. În normativ se folosesc următoarele moduri de indicare a gradului de obligativitate a

prevederilor conţinute:

- trebuie, este necesar, urmează: indică obligativitatea strictă a respectării prevederilor în

cauză;

- de regulă: indică faptul că prevederea respectivă trebuie să fie aplicată în majoritatea cazurilor;

nerespectarea unei astfel de prevederi trebuie să fie temeinic justificată în proiect;

- se recomandă: indică o rezolvare preferabilă, care trebuie să fie avută în vedere la soluţionarea

problemei; nerespectarea unei astfel de prevederi nu trebuie justificată în proiect;

- se admite: indică o soluţie satisfăcătoare, care poate fi aplicată în soluţii particulare, fiind

obligatorie justificarea ei în proiect.

III. TERMINOLOGIE ŞI ABREVIERI *

Acord de confidenţialitate Documentul semnat în comun de către Compania Naţională de

Transport S.A. şi solicitantul de acces la reţea în privinţa obligaţiilor

reciproce pe care şi le asumă de a respecta confidenţialitatea unor

date şi informaţii.

Adecvanţă (adequancy) Abilitatea sistemului electroenergetic de a satisface în orice moment

cererile de putere ale consumatorilor, luând în considerare ieşirile din

funcţiune ale elementelor sistemului, planificate şi neplanificate

(prevăzute pe baza unor calcule probabilistice), cu o probabilitate de

realizare normată.

Autoritate competentă Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei –

ANRE.

Avarie Eveniment care se manifestă prin abateri periculoase de la parametri

funcţionali prevăzuţi de normele tehnice în vigoare.

* În concordanţă cu reglementările în vigoare.

3

NTE 0XX/04/XX

Bandă insuficientă pentru

reglaj tensiune

În timp şi în special după perioade de defect (post-avarie) – înainte, în

timp ce acţionează sau după ce acţionează reglajul automat – banda

de reglaj este insuficientă dacă apar:

- colaps de tensiune;

- putere reactivă maximă produsă de unităţile generatoare şi

rezervele accesibile de putere reactivă epuizate

în următoarele condiţii:

o creştere cu 5% faţă de consumul prevăzut;

indisponibilitatea unui compensator sau altă sursă

de putere reactivă;

pierderea oricărui reglaj automat pentru comutarea

automată a prizelor transformatoarelor (în măsura în

care există).

Capacitate de interconexiune Instalaţiile şi echipamentele prin care se realizează conectarea a două

sau mai multe sisteme electroenergetice.

Capacitate energetică Instalaţiile de producere a energiei electrice sau energiei termice în

cogenerare, reţele electrice şi alte echipamente electroenergetice.

Centrală electrică Ansamblu de instalaţii, construcţii şi echipamente necesare pentru

producerea energiei electrice.

Cod Codul Tehnic al Reţelei Electrice de Transport.

Colaps de sistem Imposibilitatea unui sistem electroenergetic în ansamblu sau a unor

zone extinse de sistem de a-şi îndeplini funcţiile specifice.

Congestii de reţea Situaţiile de funcţionare a SEN sau de calcul în care circulaţia de

putere între două noduri sau zone ale reţelei depăşeşte parametri fizici

ai echipamentelor sau puterea maximă admisibilă, fiind necesară

dispecerizarea grupurilor generatoare sau modificarea configuraţiei

reţelei, pentru încadrarea circulaţiilor de putere în limitele admisibile.

Consumator de energie

electrică

Persoană fizică sau juridică ce cumpără energie electrică pentru

consumul propriu şi, eventual, pentru un subconsumator racordat la

instalaţiile sale.

Consumator eligibil de energie

electrică

Consumatorul de energie electrică (acreditat de Autoritatea

Competentă), care poate să aleagă furnizorul şi să contracteze direct

cu acesta energia necesară având acces la reţeaua de transport şi/sau

distribuţie.

Contingenţă simplă Ieşirea din funcţiune a unui singur element (linie, transformator, 4

NTE 0XX/04/XX

autotransformator, grup generator) din SEN, în condiţiile funcţionării

corecte a echipamentelor de comutaţie, protecţie şi automatizare din

SEN.

Criteriul (N-1) Criteriul de dimensionare şi verificare a unui sistem electroenergetic,

care este satisfăcut dacă, în urma unei contingenţe simple:

- nu au loc întreruperi în alimentarea consumatorilor de

energie electrică;

- sistemul rămâne unitar;

- nu declanşează alte echipamente;

- SEN trece într-un regim staţionar cu parametri normali de

funcţionare

- nu sunt afectate contractele şi convenţiile încheiate privind

transferul de putere prin SEN.

Obs.: În cap.VII-2 această definiţie este lărgită.

Curbă de sarcină Variaţia sarcinii în funcţie de timp.

Distribuitor de energie

electrică

Persoană juridică, titulară a unei licenţe de distribuţie şi deţinătoare a

unei reţele electrice situată într-un anumit perimetru, cu niveluri de

tensiuni până la 110 kV inclusiv, ce asigură alimentarea cu energie

electrică a furnizorilor situaţi în acel perimetru.

Distribuţie Transmiterea energiei electrice prin reţele de distribuţie de la reţelele

de transport sau de la producători către instalaţiile consumatorilor.

Factor de sarcină anual Raportul dintre energia emisă de un generator sau o centrală electrică

şi energia maximă pe care o poate emite respectiva sursă, într-un an.

Se exprimă în procente.

Furnizor Persoană juridică, titular al unei licenţe de furnizare, care asigură

alimentarea cu energie electrică a unuia sau mai multor consumatori,

în baza unui contract de furnizare.

Grad de satisfacere a energiei

cerute (EIR – Energy Index of

Reliability)

Raportul dintre energia probabil livrată şi cererea (consumul) de

energie electrică:

unde:

EC este cererea totală anuală (fără pierderi în reţele) [MWh/an];

EN - energia probabil nelivrată [MWh/an] datorită întreruperilor

serviciului de transport.

5

NTE 0XX/04/XX

Notă: Se poate determina şi prin postcalcul, ca o verificare.

Grup (generator) Ansamblu de instalaţii destinat să transforme o energie de altă

natură în energie electrică.

Indicator “minute sistem”

(MS)

Parametru de performanţă al serviciului de transport care estimează

durata medie de întrerupere anuală prin raportare la vârful de consum

anual:

unde:

EN este energia nelivrată consumatorilor [MWh/an] datorită

întreruperilor serviciului de transport;

PV - vârful anual de consum [MW].

Indicator de severitate (IST) 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 întreruperi pe an produse în RET.

Indicator de severitate (ISE) –

conform UCTE

Parametru de performanţă al serviciului de transport, evidenţiind

probabilitatea de nealimentare cu energie electrică a consumatorilor:

.

Interconectare

(Interconexiune)

Legătura electrică sincronă sau nesincronă între două sau mai multe

sisteme electroenergetice.

Limită de stabilitate statică în

secţiune

Puterea activă maximă de calcul transferabilă printr-o secţiune a

SEN, pentru care se păstrează stabilitatea statică.

Mentenanţă Ansamblul tuturor acţiunilor tehnice şi organizatorice care se execută

asupra instalaţiilor şi componentelor acestora pentru menţinerea sau

restabilirea capacităţii de a-şi îndeplini funcţia pentru care au fost

proiectate.

Monopol natural în domeniul

energiei electrice

Situaţia de piaţă în care serviciile de transport şi de distribuţie a

energiei electrice se asigură de către un singur agent economic pentru

consumatorii de pe un teritoriu delimitat.

Operator al pieţii de energie

electrică

Persoană juridică ce asigură tranzacţionarea cantităţilor de energie pe

piaţa de energie electrică şi care determină preţurile pe piaţa spot.

6

NTE 0XX/04/XX

Operator de transport şi de

sistem

Persoană juridică, titulară de licenţă pentru transportul energiei

electrice şi servicii de sistem.

Observaţie: definiţie mult mai restrânsă decât la UCTE.

Ordine de merit Ordinea în care un producător de energie electrică este luat în

consideraţie pe baza preţului ofertat pentru acoperirea necesarului de

energie electrică în SEN.

Performanţe de siguranţă (ale

sistemului electroenergetic)

Capacitate a sistemului electroenergetic de a asigura alimentarea cu

energie electrică a consumatorilor în condiţii normate de continuitate,

într-un interval de timp dat, cu respectarea standardelor de

performanţă.

Piaţa de energie electrică Cadrul de organizare înăuntrul căruia se tranzacţionează energia

electrică şi serviciile asociate.

Pierderi tehnice de energie 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.

Plan de perspectivă Planificarea pe termen lung a necesarului de investiţii în capacităţi de

producere, transport şi distribuţie, în vederea acoperirii cererii de

energie electrică a sistemului şi a asigurării livrărilor către clienţi.

Probabilitatea de neacoperire

a consumului de energie

electrică (LOEP - Loss of

Energy Probability)

Raportul dintre energia medie nelivrată şi cererea totală de energie

electrică pe aceeaşi perioadă, de regulă un an.

Observaţie: Se poate determina prin diferite metode, de exemplu ca

raportul dintre media variabilei aleatoare E , în care Ei

reprezintă energia nelivrată maximă probabilă datorită

indisponibilităţii puterii Pi , cu probabilitatea qi , şi energia totală

consumată:

Probabilitatea de neacoperire

a sarcinii (LOLP - Loss of

Probabilitatea de neacoperire a sarcinii în sistemul electroenergetic,

cu puterea disponibilă existentă, calculată pentru o perioadă de un an.

7

NTE 0XX/04/XX

Load Probability) Valoarea normată a acestei probabilităţi este aprobată de către

Autoritatea competentă pe baza propunerii fundamentate de

Operatorul de transport şi de sistem. Observaţie: Se poate determina

prin diferite metode, de exemplu ca raportul dintre media variabilei

aleatoare t , în care qi este probabilitatea indisponibilităţii

puterii Pi , iar ti este durata maxim probabilă a deficitului ce poate fi

provocat de indisponibilitatea puterii Pi :

Producător de energie

electrică

Persoană fizică sau juridică, titulară de licenţă, având ca specific

activitatea de producere a energiei electrice, inclusiv în cogenerare.

Reglaj primar (de frecvenţă) – Reglarea automată şi rapidă ( 30 sec. la abateri de 20 mHz) 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, asigurând

securitatea reţelei pe principiul solidarităţii partenerilor de producţie.

Reglaj secundar

(frecvenţă/putere)

Reglarea automată şi centralizată a puterii active a unor grupuri

generatoare desemnate, în scopul readucerii frecvenţei şi puterii de

schimb la valorile de consemn în cel mult 15 minute.

Reglaj terţiar de frecvenţă Conectarea automată sau manuală a unei puteri pentru a se asigura o

rezervă corespunzătoare reglajului secundar, (putere cunoscută ca

rezervă terţiară de reglaj sau rezervă minut). Această rezervă trebuie

folosită astfel încât să contribuie la refacerea benzii de reglaj

secundar, atunci când este necesar.

Restricţii (de reţea) Situaţiile care pot apărea în exploatare, când circulaţia de putere între

două noduri sau zone ale reţelei este limitată din punct de vedere al

normelor privind siguranţa SEN, iar acest lucru are consecinţe asupra

modului în care urmează a fi dispecerizate grupurile generatoare din

cele două zone.

8

NTE 0XX/04/XX

Reţea (electrică) Ansamblu de linii (inclusiv elemente de susţinere şi de protecţie a

acestora), staţiile electrice şi alte echipamente electroenergetice

conectate între ele. Reţeaua electrică poate fi reţea de transport sau

reţea de distribuţie.

Reţea electrică de distribuţie Reţea electrică cu tensiunea de linie nominală până la 110 kV

inclusiv.

Reţea electrică de transport Reţea electrică de interes naţional şi strategic cu tensiunea de linie

nominală mai mare de 110 kV.

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 rămâne

în funcţiune pe durată de minimum 15 minute.

Rezervă de reglaj secundar Rezerva de putere care, la abaterea frecvenţei şi/sau soldului puterii

de schimb de la valoarea de consemn, poate fi mobilizată automat

într-un interval de maximum 15 minute.

Rezervă de stabilitate statică

într-o secţiune

Diferenţa între limita de stabilitate statică în secţiune şi încărcarea

reală a secţiunii.

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 sunt

calificate pentru a realiza sincronizarea şi încărcarea sarcinii în

maximum 30 minute.

Rezervă turnantă Diferenţa dintre puterea disponibilă şi suma dintre puterea produsă,

rezerva de reglaj primar şi rezerva de reglaj secundar frecvenţă/putere

a grupurilor generatoare în funcţiune.

Risc normal Riscul de pierdere a unei puteri livrate care să fie preluat prin reglajul

frecvenţei, evitând abaterea acesteia peste 0,5 Hz.

Risc rar Riscul de pierdere a unei puteri livrate care poate conduce la

depăşirea benzii de frecvenţă 49,550,5 Hz pentru peste 60 secunde.

Schemă normală 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,

aprobată de Operatorul de Sistem pentru o perioadă de timp

determinată.

Schema normală de funcţionare rezultă din activitatea de planificare

operaţională.

9

NTE 0XX/04/XX

Scurtcircuit Legătură galvanică accidentală sau intenţionată printr-o impedanţă de

valoare relativ redusă între două sau mai multe puncte ale unui circuit

care, în regim normal, au tensiuni diferite.

Secţiune (a SEN) Totalitatea liniilor care leagă două zone ale SEN.

Securitatea SEN Capacitatea SEN de a rezista unor perturbaţii bruşte cum ar fi

scurtcircuitele sau pierderii neprevăzute ale unor elemente ale

sistemului.

Serviciu de sistem Serviciul asigurat pentru menţinerea nivelului de siguranţă în

funcţionare a sistemului electroenergetic, precum şi a calităţii energiei

conform reglementărilor în vigoare.

Serviciu de transport Serviciul asigurat de Operatorul de transport şi de sistem care constă

în asigurarea transmiterii unei cantităţi de energie electrică între două

sau mai multe puncte ale reţelei de transport, cu respectarea

standardelor de calitate.

Serviciu de sistem tehnologic Serviciul asigurat, de regulă, de către producători la cererea

Operatorului de transport şi de sistem.

Siguranţa în funcţionare a

SEN

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, magnitudinea şi probabilitatea de apariţie a unor efecte

negative asupra furnizării/transportului/producţiei energiei electrice.

Siguranţa sistemului electroenergetic poate fi caracterizată luând în

considerare două aspecte de bază şi de funcţionalitate ale unui sistem

electroenergetic:

-adecvanţa şi

-securitatea.

Sistem electroenergetic Ansamblul instalaţiilor electroenergetice interconectate, prin care se

realizează producerea, transportul, conducerea operativă, distribuţia,

furnizarea şi utilizarea energiei electrice.

Sistem electroenergetic

interconectat

Sistem electroenergetic format prin interconectarea a două sau mai

multe sisteme electroenergetice care funcţionează în paralel.

1

NTE 0XX/04/XX

Sistem electroenergetic

naţional – denumit în

continuare SEN

Sistemul electroenergetic situat pe teritoriul naţional. SEN constituie

infrastructura de bază utilizată în comun de participanţii la piaţa de

energie electrică.

Stabilitate statică (stabilitate

la perturbaţii mici)

Capacitatea unui sistem electroenergetic ca prin automatizări şi

acţiuni manuale corective să ajungă într-o stare de regim permanent

identic cu regim iniţial sau foarte aproape de acesta, în urma unei

perturbaţii mici oarecare.

Stabilitate tranzitorie Capacitatea unui sistem electroenergetic de a reveni la o stare de

funcţionare sincronă, după una sau mai multe perturbaţii majore.

Staţie de transformare Instalaţie electrică a cărei funcţiune este de a transfera energia

electrică între două reţele de tensiuni diferite.

Timpul mediu de întrerupere

(TMI)

Parametru de performanţă care indică durata medie (de regulă pe

perioada unui an) de întrerupere a alimentării consumatorilor. Se

calculează astfel:

unde:

EN este energia nelivrată datorită întreruperilor serviciului de

transport [MWh/an];

EC - consumul anual net pentru sistemul electroenergetic (fără

consumul propriu tehnologic) [MWh/an].

Transportul energiei electrice Transmiterea energiei electrice de la producători până la instalaţiile

de distribuţie sau la instalaţiile consumatorilor racordaţi direct la

reţelele electrice de transport.

Observaţie: Nu cuprinde transmiterea energiei electrice din import

spre consumatori, respectiv de la producători la export şi nici tranzitul

de energie electrică între sisteme.

Utilizator de reţea electrică Producător, Operator de transport şi de sistem, furnizor, consumator

eligibil sau consumator captiv.

Vârf de consum (vârf de

sarcină)

Valoare maximă a sarcinii înregistrată într-o perioadă de timp.

Vârf de sarcină mediu pentru

perioada de iarnă

Valoarea estimată pentru vârful de iarnă (MW şi Mvar) pe ansamblul

SEN pentru condiţii medii din perioada rece. Include pierderile din

1

NTE 0XX/04/XX

reţeaua de transport şi distribuţie şi reprezintă puterea pe care trebuie

să o producă centralele electrice mari (conectate direct sau grupate),

centralele de medie şi mică putere conectate direct la RET şi energia

importată în RET.

Vârf mediu pe perioada de

iarnă

Consumul pe perioada de iarnă determinat ca o combinaţie a

consumurilor în diferite condiţii meteorologice şi care o probabilitate

de depăşire numai din variaţii meteorologice de 0,50.

Abrevieri

DASF – Deconectarea Automată a Sarcinii la Frecvenţă (scăzută)

DASU – Deconectarea Automată a Sarcinii la Tensiune (scăzută)

GNI – Gol (de sarcină) de noapte, iarna

GNV – Gol (de sarcină) de noapte, vara

GZI – Gol (de sarcină) de zi, iarna

GZV – Gol (de sarcină) de zi, vara

LEA – Linie Electrică Aeriană

OTS – Operatorul de Transport şi de Sistem

PE – Prescripţie Energetică

RAR – Reanclanşare Automată Rapidă

RARM – Reanclanşare Automată Rapidă Monofazată

RART – Reanclanşare Automată Rapidă Trifazată

RAT – Regulator Automat de Tensiune

RAV – Regulator Automat de Viteză

RET – Reţeaua Electrică de Transport

RMB – regim mediu de bază

SEN – Sistemul Electroenergetic Naţional

UCTE – Uniunea pentru Coordonarea Transportului Energiei Electrice

VDI – Vârf (de sarcină) de dimineaţă, iarna

VDV – Vârf (de sarcină) de dimineaţă, vara

VSI – Vârf (de sarcină) de seară, iarna

VSV – Vârf (de sarcină) de seară, vara

1

NTE 0XX/04/XX

IV. ACTE NORMATIVE DE REFERINŢĂ

1. Legea energiei electrice 318/2003, Monitorul Oficial nr.511 din 16 iulie 2003

2. Codul tehnic al Reţelei Electrice de Transport, Cod ANRE 51.1.112.0.01.07/04/00

3. Codul Comercial, Cod ANRE 19.2.130.02.07/06/99

4. Directive 2003/54/EC of the European Parliament of the Council / 26 iunie 2003

Concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive

96/92/EC.

5. Power balance of the UCTE: scope, objective and structure. UCTE “Operational Statistics”

Working Group 10.04.2000

6. Network Planning in a Deregulated Environment.

Final version CIGRE WG 37-30/03.12.2002

7. UCTE Operation Handbook draft 02.07.2003

8. Strategii naţionale de dezvoltare energetică a României (HG 647/2001 s.a)

9. Prescripţii contingente:

PE 011/1982 –“Normativ privind calculele comparative tehnico-economice la instalaţiile de

producere, transport şi distribuţie a energiei electrice şi termice.” Modificarea 1 (1990).

PE 013/1994 –“Normativ privind metodele şi elementele de calcul a siguranţei de funcţionarea

instalaţiilor energetice”.

PE 022-3/87 – “Prescripţii generale de proiectare a reţelelor electrice”

(republicată în 1993). Modificarea 1/1990.

PE 025/94 – “Instrucţiune privind izolarea pe servicii proprii a grupurilor generatoare din centralele

electrice”.

PE 029/97 – “Normativ de proiectare a sistemelor informatice pentru conducerea prin dispecer a

instalaţiilor energetice din Sistemul Energetic Naţional”.

PE 103/92 – “Instrucţiuni pentru dimensionarea şi verificarea instalaţiilor electroenergetice la

solicitări mecanice şi termice în condiţiile curenţilor de scurtcircuit.

PE 104/93 – “Normativ pentru construcţia liniilor aeriene de energie electrică cu tensiuni peste

1000 V”.

PE 111-1/92 – “Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Întreruptoare de

înaltă tensiune”.

PE 111-2/92 – “Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Transformatoare

de tensiune”.

PE 111-4/93 – “Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Conductoare

neizolate rigide”.

1

NTE 0XX/04/XX

PE 111-5/93 – “Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Separatoare de

înaltă tensiune”.

PE 111-6/75 – “Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Conductoare

neizolate flexibile”.

PE 111-7/85 – “Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Reprezentarea şi

marcarea instalaţiilor electrice”.

PE 111-8/88 – “Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Servicii proprii de

curent alternativ”.

PE 111-9/86 – “Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Elemente de

construcţii din staţiile exterioare”.

PE 111-10/78 – “Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Staţii electrice

de distribuţie de 6 – 20 kV”.

PE 111-11/94 – “Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Baterii de

condensatoare şunt”.

PE 111-12/78 – “Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Bobine de

reactanţă”.

PE 117/92 – “Regulament pentru conducerea prin dispecer în Sistemul Energetic Naţional”.

PE 120/94 – “Instrucţiuni privind compensarea puterii reactive în reţelele electrice ale furnizorilor de

energie şi la consumatorii industriali şi similari”.

PE 124/95 – “Normativ pentru stabilirea soluţiilor de alimentare cu energie electrică a

consumatorilor industriali şi similari”.

PE 125/89 – “Instrucţiuni privind coordonarea coexistenţei instalaţiilor electrice de 1…750kV cu

liniile de telecomunicaţii”.

PE 134/95 – “Normativ privind metodologia de calcul al curenţilor de scurtcircuit în reţelele electrice

cu tensiunea peste 1 kV”.

PE 139/97 – “Instrucţiuni privind determinarea cpt în reţelele electrice”.

PE 140/79 – “Îndrumar privind criteriile de identificare a stărilor critice în funcţionarea sistemului

energetic şi măsuri pentru limitarea avariilor”.

PE 141/79 – “Regulament pentru executarea lucrărilor sub tensiune la liniile electrice aeriene 110

400 kV”. Modificarea 1 (1987).

PE 142/80 – “Normativ privind combaterea efectului de flicker în reţelele de distribuţie” (republicat

în 1993).

PE 143/94 – “Normativ privind limitarea regimului nesimetric şi deformant în reţelele electrice”.

PE 501/85 – “Normativ privind proiectarea protecţiilor prin relee şi automatizărilor instalaţiilor

electrice ale centralelor şi staţiilor”. Modificarea 1 (1985).

1

NTE 0XX/04/XX

PE 503/87 – “Normativ de proiectare a instalaţiilor de automatizare a părţii electrice a centralelor şi

staţiilor”. (republicată în 1995).

PE 505/73 – “Regulament de exploatare tehnică a camerelor de comandă şi supraveghere a

instalaţiilor electrice”. (republicată în 1995).

PE 506/83 – “Regulament de exploatare tehnică a instalaţiilor de circuite secundare”.

PE 509/84 – “Instrucţiuni privind probele funcţionale ale sistemelor de reglare automată a tensiunii

şi vitezei grupurilor energetice”.

Notă: Vor trebui urmărite ultimele ediţii ale normativelor respective, care sunt în curs de reactualizare

la ANRE.

V. PRINCIPII

In condiţiile existenţei pieţei de energiei electrice, trebuie subliniate următoarele principii de

bază:

Art.4. RET reprezintă componenta vitală a SEN deoarece nici o altă componentă a SEN nu poate

funcţiona în afara RET. Siguranţa în funcţionare a RET este prioritară, în orice situaţie sau condiţii de

funcţionare, faţă de siguranţa în funcţionare a celorlalte componente ale SEN: consumatori, grupuri

generatoare, reţele de distribuţie.

Art.5. În cadrul activităţii de stabilire a dezvoltării RET la nivel naţional, trebuie aplicată o strategie şi

concepţie unitară de dezvoltare la nivel naţional, care să satisfacă următoarele cerinţe:

a) respectarea politicii energetice a ţării;

b) livrarea energiei electrice la un cost marginal minim în orice moment al curbei de

sarcină;

c) asigurarea respectării normelor şi criteriilor de siguranţă în funcţionarea sistemului

inclusiv a standardelor şi cerinţelor UCTE;

d) reducerea la maximum, dar fără compromiterea siguranţei SEN, a consumului propriu

tehnologic de energie electrică în procesul de transport prin toate instalaţiile

aparţinând RET şi cu încadrarea în costuri justificate;

e) satisfacerea alimentării din SEN a consumatorilor în condiţii normate de calitate a

energiei electrice furnizate (frecvenţă şi tensiune);

f) folosirea intensivă şi acceptată de populaţie şi autorităţi a terenului pentru realizarea

obiectivelor RET; în acest scop se va evita, de regulă, utilizarea spaţiilor de pădure şi

a teritoriului agricol cu valoare ridicată (livezi, vii, zone agricole irigate), indiferent

de forma de proprietate şi de gestiune şi se vor valorifica spaţiile deja ocupate de

1

NTE 0XX/04/XX

instalaţiile aparţinând Operatorului de Transport şi de Sistem prin retehnologizare şi

modernizare; în acelaşi scop, noile LEA se vor construi, de regulă, cu dublu circuit;

g)asigurarea protecţiei mediului înconjurător, conform normelor naţionale, de către

obiectivele energetice de transport şi distribuţie a energiei electrice;

h)asigurarea unui sistem electroenergetic flexibil, capabil să se adapteze la costuri

rezonabile la orice schimbare, în scopul reducerii efectului incertitudinii asupra

premiselor de bază.

Art.6. Soluţia de dezvoltare în perspectivă a RET se va alege astfel încât să se asigure eficienţa

economică a dezvoltării şi exploatării SEN în condiţiile satisfacerii cerinţelor de la pct.VII.3. RET

trebuie să asigure în orice situaţie îndeplinirea tuturor cerinţelor de siguranţă a SEN, fără nici un aport

(sprijin) din partea reţelelor de distribuţie.

Art.7. Elaborarea unor strategii si a unei concepţii de dezvoltare a sistemului energetic în ansamblu se

va realiza corelat cu datele informative de la Comisia Naţională Permanentă pentru elaborarea

Strategiei de Dezvoltare Durabilă a României – Orizont 2028 (HG 732/28.06.2003 în Monitorul

Oficial nr.500/10.07.2003), prin intermediul studiilor de prognoză asupra următoarelor elemente:

a) evoluţia consumului de energie electrică şi termică;

b)asigurarea adecvanţei;

c) utilizarea optimă a centralelor existente (casări, conservări, reparaţii capitale, înlocuiri de

grupuri, retehnologizări) şi strategia optimă de dezvoltare a centralelor (putere totală necesară,

putere unitară, combustibil, amplasament s.a.);

d)utilizarea surselor regenerabile existente şi prevăzute prin program;

e) elaborarea unei configuraţii optime de dezvoltare a reţelelor electrice de transport şi de utilizare

eficientă a celor existente.

Art.8. Studiile de dezvoltare a SEN vor urmări să satisfacă strategia energetică a ţării, introducerea

progresului tehnic, utilizând rezultatele cercetării ştiinţifice şi ale dezvoltării tehnologice sau estimat

pe baze statistice în toate componentele şi domeniile de activitate ale acestuia.

Art.9. Modelele şi metodele de calcul se vor reactualiza periodic, în vederea utilizării celor mai

perfecţionate metode de analiză a eficienţei economice a obiectivelor şi a consecinţelor

financiar-bancare şi de mediu rezultate din programele de dezvoltare.

Art.10. Datorită fluctuaţiilor datelor de intrare la nivel macroeconomic, studiile de dezvoltare a SEN

se vor reactualiza periodic, în cadrul unui ciclu complet (tabelul1), având în vedere următoarele

elemente:

a) precizarea elementelor prognozate, prin apropierea orizontului de prognoză;

b)modificarea şi îmbogăţirea obiectivă a unor date de bază;

c) compararea aposteriori a elementelor prognozate cu cele realizate.

1

NTE 0XX/04/XX

Tabelul 1.

Orizontul de prognoză şi obiectivul studiilor de planificare

Nr.crt.

Studiul de planificareOrizontul de prognoză de la momentul de studiu, T (ani) Interval de

reactualizareT 15

15 > T 10 10 >T 3

1Tendinţele de evoluţie a consumului de energie, în vederea examinării dezvoltării ramurii energetice

X X 3 – 5 ani

2

Studiul unor noi posibilităţi de producere a energiei electrice, de acoperire cu resurse energetice şi necesităţi de noi tipuri de echipamente

X X3 – 5 ani

3

Tendinţele în evoluţia cerinţelor de reţele electrice de transport şi repartiţie, în scopul evidenţierii unor noi tipuri de echipamente (comutaţie, transformare s.a.), noi trepte de tensiuni, noi secţiuni de reţele, a căror prevedere din timp asigură utilizarea eficientă a instalaţiilor energetice şi a spaţiilor în teritoriu

X X

3 – 5 ani

4Prognoza de consum pentru elaborarea unei concepţii unitare de dezvoltarea a centralelor şi reţelelor electrice

X X X 1 – 2 ani

5Studiul de repartiţie în teritoriu a consumului de energie electrică şi putere, în funcţie de structura consumatorilor

X 1 – 2 ani

6

Elaborarea unei strategii de dezvoltare a centralelor electrice, în scopul acoperirii eficiente a consumului de putere şi energie electrică. Scenarii

X X1 – 2 ani

7

Verificarea programului de realizare a puterii instalate prevăzute şi de amplasare, în corelaţie cu necesităţile de consum şi de acoperire a curbei de sarcină; studiul disponibilităţii grupurilor şi centralelor electrice şi a posibilităţilor de reducere a indisponibilităţilor şi de mărire eficientă a duratei de viaţă a instalaţiilor existente

X1 – 2 ani

8

Concepţia de dezvoltare optimă a configuraţiei de reţele electrice de transport, având în vedere diverse strategii de dezvoltare a centralelor electrice şi scenarii de evoluţie a consumului de putere şi energie electrică (configuraţie de reţea ţintă)

X1 – 2 ani

9

Dezvoltarea optimă a reţelei electrice de transport, având în vedere necesitatea de evacuare a puterii din centrale şi de asigurare a zonelor deficitare, în funcţie de soluţia de acoperire a curbelor de sarcină şi de amplasare a centralelor în teritoriu

X X1 – 2 ani

1

NTE 0XX/04/XX

10

Justificarea şi fundamentarea Investiţiilor de dezvoltare a reţelelor electrice de transport, având în vedere nivelul de siguranţă realizat în instalaţiile din teritoriu şi necesitatea funcţionării conform criteriilor de siguranţă şi de respectare a condiţiilor de calitate a energiei electrice furnizate (frecvenţă şi tensiune)

X1 – 2 ani

11

Optimizarea funcţionării SEN în ansamblu, având în vedere respectarea condiţiilor tehnice de stabilitate statică, tranzitorie şi a plafoanelor de scurtcircuit; dimensionarea sistemelor de automatică de limitare a extinderii avariilor şi a instalaţiilor de producere şi absorbţie a puterii reactive; măsuri de menţinere a parametrilor de funcţionare în limitele admise

X 1 – 2 ani

Art.11. Dimensionarea SEN se va face ţinând seama în egală măsură de condiţii interne şi de cele

rezultate din funcţionarea interconectată sincronă cu SE din UCTE. În cadrul acţiunilor de cooperare a

OTS cu sistemele energetice ale altor ţări este necesar să se evidenţieze şi să se valorifice totalitatea

avantajelor posibile de obţinut în urma funcţionării în paralel cu aceste sisteme.

Art.12. Configuraţia RET va fi dimensionată pentru a satisface atât cerinţele tehnice de

funcţionare cât şi cele generate de funcţionarea şi dezvoltarea pieţei de energie electrică.

In funcţie de strategia de Dezvoltare Durabilă a României, se vor elabora scenarii referitoare la

export, import sau/şi tranzit (acestea în valoare de minim 10 % din consumul de vârf) de energie

electrică în perioadele analizate, care să permită verificarea capabilităţii reţelei interne de a satisface

acestea şi, implicit, limitele în care acestea ar putea fi asigurate şi prin ce instalaţii.

Art.13. Stabilirea dezvoltării în perspectivă a SEN trebuie să se realizeze în condiţiile de funcţionare la

frecvenţa normată de 50 Hz.

Art.14. Dimensionarea în ansamblu a SEN se va realiza la condiţii de siguranţă în funcţionare a

instalaţiilor şi echipamentelor componente ale SEN cuantificate prin indicatori de siguranţă garantaţi

de fabricile furnizoare pentru echipamentele noi sau estimate pe baze statistice pentru echipamentele

existente. Indicatorii de siguranţă, pentru instalaţii sau pe ansamblu de instalaţii existente, se

calculează în conformitate cu “Normativul privind metodele şi elementele de calcul al siguranţei în

funcţionarea instalaţiilor energetice” - PE 013, cu condiţia considerării parametrilor de siguranţă, în

conformitate cu caracteristicile reale ale echipamentului utilizat (pentru echipamentele noi – datele

furnizorului).

Art.15. Pentru situaţiile care depăşesc ca frecvenţă sau intensitate condiţiile de dimensionare prevăzute

prin normele în vigoare (cu referire la situaţii excepţionale, de exemplu la vânt, chiciură, inundaţii,

seisme etc.) nu se iau măsuri în proiectare la etapa de studii de dimensionare în perspectivă a SEN.

Pentru toate categoriile de calamităţi care pot apărea şi pot afecta obiective energetice de importanţă

1

NTE 0XX/04/XX

majoră (centrale de mare putere, culoare de linii de mare capacitate), se vor face studii speciale pentru

adaptarea configuraţiei de sistem prevăzută prin proiect, în vederea reducerii la un nivel acceptat a

repercusiunilor acestora.

VI. SECŢIUNEA I - ANALIZA DEZVOLTĂRII SEN

VI.1. PROGNOZA CONSUMULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ ŞI A CURBELOR DE

SARCINĂ

Art.16. În conformitate cu prevederile Codului Tehnic al RET pentru elaborarea planului de

dezvoltare a reţelei de transport furnizorii de energie electrică şi consumatorii eligibili au obligaţia de a

pune anual la dispoziţia OTS situaţia de cereri de consum (prezent şi o perspectivă de 10 ani).

Art.17. Schimbul de informaţii între titularii de licenţe din sectorul energiei electrice, va respecta

prevederile art.10.1 din Codul Tehnic al RET, făcând obiectul unui acord cadru de confidenţialitate

pentru toate informaţiile care nu au fost făcute publice.

Art.18. Suplimentar acestor informaţii, prognoza necesităţilor de energie şi putere electrică în sistemul

electroenergetic naţional va trebui să aibă în vedere informaţiile obţinute de la Comisia Naţională de

Prognoză (HG 757/2003 Monitorul Oficial nr.570/10.07.2003) pentru următoarele elemente principale

şi pentru un orizont de 20 ani:

a) informaţiile descriind cadrul economic de desfăşurare a activităţii sociale;

b) informaţiile statistice referitoare la principalele caracteristici privind consumul de energie

electrică şi curbele de sarcină ce au fost realizate în perioadele precedente, ca şi dinamica acestor

caracteristici, în corelare cu diferite măsuri de politică de tarifare, utilizarea eficientă a energiei şi

strategia de conservare a energiei obţinute de la participanţii la piaţa de energie electrică;

c) informaţii privind importul, exportul şi tranzitul de energie electrică;

d) eventualele informaţii referitoare la unele caracteristici extraenergetice prestabilite pentru

perioada de prognoză;

e) integrarea prognozei consumului de electricitate în structura consumului de energie a ţării

(combustibili, electricitate, căldură) pe total ţară şi pe ramuri ale economiei, ţinând seama şi de

evoluţia preţurilor;

1

NTE 0XX/04/XX

f) nivelul ridicat de dispersie a informaţiilor ce concură la elaborarea prognozei, ceea ce

impune reiterarea frecventă a calculelor de prognoză, în scopul obţinerii unui nivel cât mai ridicat de

credibilitate (încredere) al prognozelor.

Art.19. Elaborarea prognozei necesităţilor de energie electrică va face obiectul unui studiu şi va fi

bazată pe metode globale (sintetice) şi sectoriale (analitice). La compararea rezultatelor obţinute prin

mai multe metode, se va ţine seama şi de condiţiile de mediu socio-economic, precum şi de orizontul

de prognoză. Se va evalua consumul pentru mai multe niveluri de risc (de regulă probabilitatea de

realizare 99%, 95%, 90%).

Art.20. Pentru prognozarea curbelor de sarcină vor fi preferate metodele sectoriale, metodele globale

fiind acceptate numai în condiţiile de informaţie incompletă. Vor fi prognozate numai acele curbe de

sarcină care corespund necesităţilor fundamentării programului de surse de energie electrică şi reţele

electrice de transport.

Art.21. Pentru prognozele efectuate, de regulă se vor determina intervale de încredere

corespunzătoare. În cadrul unui volum de informaţii dat, mărimea acestor intervale de încredere

depinde de obiectivul urmărit. Pentru scopuri de dimensionare a sistemului electroenergetic (orizont de

5-15 ani) se recomandă estimarea intervalului de încredere cu probabilităţi de ordinul 95%.

Art.22. Repartiţia teritorială a consumului electric se va face, de regulă, pe baza folosirii unor metode

analitice, în concordanţă cu cerinţele de examinare a problemelor la nivel de sistem, zone, judeţ, centre

urbane şi industriale.Palierele din curba de sarcină şi etapele la care va fi examinată repartiţia

teritorială a consumului trebuie să corespundă necesităţilor de dimensionare a reţelelor electrice la

nivel de sistem, zone şi centre .

VI.2. STRATEGIA DEZVOLTĂRII CENTRALELOR ELECTRICE RACORDATE LA SEN

Art.23. La examinarea şi stabilirea soluţiei de dezvoltare a ansamblului de centrale electrice, respectiv

de evoluţie a producţiei de energie electrică şi de energie termică livrată în termoficare, se va ţine

seama de:

a) necesarul de consum de putere, energie electrică şi căldură (determinat în cap.V);

b) disponibilitatea resurselor primare de energie din ţară şi din import, politica de gospodărire a

acestora, posibilităţile de aprovizionare şi eficienţa utilizării lor, în conformitate cu strategia;

c) ofertele de producţie de energie electrică ale producătorilor existenţi (următorii 10 ani),

conform prevederilor Codului Tehnic al RET;

d) oferte de producţie şi consum de energie electrică ale altor utilizatori RET existenţi şi viitori

(următorii 10 ani) conform aceleiaşi prevederi.

2

NTE 0XX/04/XX

e) performanţele tehnice, economice şi de siguranţă ale centralelor electrice existente şi

cheltuielile necesare îmbunătăţirii acestor performanţe pentru grupurile cu randament scăzut sau pentru

cele cu limita de viaţă normată depăşită;

f) variantele posibile de realizare de centrale noi şi caracteristicile acestora;

g) duratele de construcţie şi punere în funcţiune ale fiecărui tip de centrală (termoelectrică,

hidroelectrică, nuclearoelectrică s.a.);

h) normele naţionale de protecţie a mediului înconjurător pentru etapele de analiză.

În tabelul 2 se prezintă balanţa de puteri pentru perspectivă, ce va trebui întocmită pentru

fiecare an / etapă analizată.

Tabelul 2.Balanţa de puteri pentru perspectivă*

Nr.crt.

Putere(valori nete în MW)

Capacitatea centralelor existente şi noi (achiziţionate)1. Centrale hidroelectrice2. Centrale nucleare3. Centrale termoelectrice convenţionale4. Surse regenerabile5. Surse incomplet clarificate6. Capacitatea surselor SEN7. Capacitate inutilizabilă**

8 Reparaţii (centrale termoelectrice)9. Avarii (centrale termoelectrice)10. Rezerva pentru servicii de sistem***

11. Capacitate garantată 11=6-(7+8+9+10)12. Consum (Vârf lunar ianuarie şi iulie, a 3-a miercuri din lună)13. Rezervă faţă de vârful lunar14. Capacitate rămasă 14=11-12

Capacitate din transport15. Capacitate de import16. Capacitate de export

*Conform “Power Balance of the UCTE” – 10.04.2000**Datorită lipsei energiei primare, regimului hidrologic, termoficare, congestii, restricţii în utilizare ş.a.***Determinată de OTS în conformitate cu regulile UCTE

Art.24. Soluţiile de dezvoltare a centralelor electrice vor urmări condiţii optime de funcţionare şi

exploatare a acestora în ceea ce priveşte:

a) utilizarea eficientă a resurselor primare din ţară şi din import (conform prevederilor din

Strategie);

b) asigurarea regimului economic de funcţionare a grupurilor, prin atingerea parametrilor

proiectaţi în centralele noi, precum şi prin retehnologizarea grupurilor existente, în condiţii

tehnico-economice avantajoase (preţ marginal minim pe SEN);

2

NTE 0XX/04/XX

c) asigurarea adecvanţei;

d) reducerea poluării mediului înconjurător;

e) încadrarea în strategia de dezvoltare durabilă a României.

Art.25. În procesul de planificare a dezvoltării obiectivelor noi de centrale sau de modernizare şi

retehnologizare a celor existente, se vor utiliza criterii de analiză tehnico-economică pe bază de

cost-beneficiu (cap.VII.13).

Art.26. Strategia optimă de dezvoltare pe etape a ansamblului de centrale electrice se va selecta pe

baza criteriului de minimizare a cheltuielilor totale actualizate (cap.VII.13).

Art.27. Puterea necesară a fi instalată în SEN trebuie să acopere următoarele:

a) consumul de putere şi energie electrică, inclusiv consumul propriu tehnologic în centralele şi

în reţelele electrice de transport şi de distribuţie a energiei electrice şi pentru servicii de sistem

tehnologice;

b) puterea efectiv inutilizabilă în grupurile din sistem;

c) rezerva de putere necesară pentru acoperirea abaterii sarcinii faţă de prevederi (corelat cu

nivelul de risc la prognoza consumului);

d) soldul export-import planificat de putere şi de energie electrică.

Art.28. Puterea efectiv inutilizabilă din sistem cuprinde, următoarele categorii:

a) puterea indisponibilă;

b) reducerea de putere disponibilă (putere efectiv indisponibilă);

c) puterea în reparaţie, care poate fi programată (art.31 şi 32) sau accidentală (art.33), ca

urmare a avariilor.

Art.29. Necesarul de putere evidenţiat va fi acoperit de către producători neprecizaţi la data elaborării

planificării. Grupurile noi ce urmează a fi instalate în sistem vor trebui să satisfacă integral prevederile

din Codul tehnic RET impuse utilizatorilor RET cu grupuri generatoare.

VI.3. CRITERII DE DETERMINARE A REZERVELOR DE PUTERE LA

FUNDAMENTAREA STRATEGIEI DE DEZVOLTARE

Art.30. La stabilirea puterii de rezervă se va ţine seama de politica energetică de utilizare raţională a

resurselor energetice primare, de structura puterii instalate în centralele electrice, de structura de

combustibil, de caracteristicile agregatelor în ceea ce priveşte vitezele de încărcare şi de capacitatea

previzionată de a rezista din punct de vedere economic pe piaţa de energie electrică.

Art.31. Rezerva de putere pentru reparaţii şi reducerile de putere disponibilă se vor determina pe

agregate şi pe ansamblul agregatelor sistemului energetic, pe baze statistico-analitice.

2

NTE 0XX/04/XX

Art.32. Rezerva pentru reparaţii planificate programate se va determina ţinând seama de

reglementările în vigoare, pe baza propunerilor producătorilor de energie electrică. Necesarul anual de

reparat, pe ansamblul sistemului energetic, se distribuie pe agregate, în cursul anului (pe luni), ţinând

seama de structura grupurilor, în aşa fel încât să se obţină aproximativ acelaşi grad de asigurare în

toate lunile anului, privind acoperirea consumului de putere şi de energie electrică şi necesitatea de

acoperire economică a curbei de sarcină.

Art.33. Rezerva necesară pentru reparaţii neplanificate (reparaţii accidentale) pentru agregatele din

sistem se determină prin metode statistico-probabilistice şi calcule tehnico-economice.

Indicatorii de siguranţă estimaţi la fiecare etapă de prognoză sunt probabilitatea de neacoperire

a sarcinii (LOLP - Loss of Load Probability), probabilitatea de neacoperire a consumului de energie

electrică (LOEP - Loss of Energy Probability), energia electrică nelivrată (EUE Expected Unsupplied

Energy) şi/sau gradul de satisfacere al energiei cerute (EIR - Energy Index of Reliability).

Art.34. Criteriile de determinare a rezervei optime pentru reparaţii neplanificate se bazează pe calcule

tehnico-economice de minimizare a cheltuielilor totale actualizate la fiecare etapă de prognoză, luând

în considerare valorile obţinute pentru indicatorii de la art.33 şi repercusiunile economice prin

nesatisfacerea consumului de putere sau energie.

Avizarea programului de dezvoltare a centralelor din SEN pe etape implică şi avizarea

indicatorilor corespunzători de continuitate în alimentare (siguranţă) şi calitate (tensiune, frecvenţă,

simetrie s.a.) a energiei electrice livrate consumatorilor.

VI.4. CRITERII DE ÎNCADRARE ÎN CURBA DE SARCINĂ

Art.35. La încadrarea centralelor în curba de sarcină se va ţine seama de politica energetică de utilizare

a surselor de energie, de tipul centralelor, precum şi de asigurarea cu apă a CHE în anii caracteristici,

de necesitatea acoperii consumului, urmărind respectarea prevederilor Strategiei de Dezvoltare

durabilă a României.

Încadrarea centralelor în curbele de sarcină caracteristice (curbe minime, maxime pentru zile de

lucru, de repaus, de după repaus) se face pe baza ordinei de merit, ţinând seama de grupurile cu

regimuri de funcţionare impuse, pe baza datelor furnizate de fiecare producător în parte.

În principiu, la întocmirea balanţei pentru acoperirea curbelor de sarcină, se va ţine seama de

caracterul funcţional al fiecărei categorii de centrale, acoperirea asigurându-se efectiv, de la bază spre

vârf, după cum urmează (bază, semibază, semivârf şi vârf) cu:

a) centrale hidroelectrice pe firul apei şi centrale fluviale;

2

NTE 0XX/04/XX

b) centrale electrice de termoficare cu grupuri cu contrapresiune şi grupuri de condensaţie şi

prize cu producţie de energie electrică dependentă de energia termică livrată în regim de termoficare şi

competitive din punct de vedere al preţului de producţie;

c) centrale nuclearoelectrice

şi în funcţie de preţul de producţie estimat:

d) centrale termoelectrice de condensaţie pe cărbune;

e) centrale termoelectrice de condensaţie pe hidrocarburi;

f) centrale hidroelectrice cu acumulare, prin pompare;

g) centrale hidroelectrice cu acumulare;

h) alte surse de energie.

Art.36. Pentru funcţionarea sistemului energetic este necesar să se considere, în fundamentarea

strategiei de dezvoltare a ansamblului de centrale, următoarele principii de eşalonare a reparaţiilor

programate în funcţie de structura de centrale, a graficului anual de sarcină şi a cerinţelor de transport

interzonal:

a) centralele hidroelectrice de pe firul apei - în reparaţie în perioadele anului când debitele

afluente sunt scăzute (adică în afara intervalului martie-iunie şi noiembrie-decembrie);

b) centralele de termoficare - în reparaţie în cursul verii (sezon cald, aprilie-octombrie),

evitându-se lunile de iarnă (sezon rece), când sarcina termică este maximă;

c) centralele de condensaţie, inclusiv centrale nuclearoelectrice - în reparaţie astfel încât să se

asigure prevederile de la cap.VI.3;

d) centrale hidroelectrice cu acumulare - în reparaţie în funcţie de regimul de hidraulicitate

considerat în acoperirea curbelor de sarcină;

e) centralele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj cu compensare zilnică-săptămânală - în

reparaţie, în funcţie de regimul şi programul de reparaţie a centralelor termoelectrice, inclusiv a

centralelor nuclearoelectrice;

f) centralele hidroelectrice fluviale - în reparaţie eşalonat, de preferinţă în perioada ianuarie-

februarie şi septembrie-octombrie.

De fapt, producătorii trebuie să-şi planifice reparaţiile astfel încât să asigure disponibilitatea

prezentată prin oferta de conectare la RET şi să asigure serviciile contractate. Producătorii trebuie să

transmită planul de reparaţii pe perioade lungi (5, 10 ani).

VII. SECŢIUNEA II – PROGRAMUL DE DEZVOLTARE AL RET. CRITERII TEHNICE

ŞI INDICATORI PENTRU CALCULELE TEHNICO-ECONOMICE.

VII.1. BAZA INFORMAŢIONALĂ NECESARĂ

2

NTE 0XX/04/XX

Art. 37. Elementele care stau la baza planificării de perspectivă a dezvoltării reţelei electrice de

transport şi a sistemului energetic în ansamblu provin din studiile elaborate, care se referă, în principal,

la următoarele:

a) stadiul de dezvoltare a SEN la data întocmirii studiului şi programul de investiţii aprobat sau

în curs de aprobare pentru construirea de centrale şi linii electrice de transport;

b) evoluţia în diverse scenarii posibile a consumului de energie şi putere electrică pe ansamblu

SEN, pe zone şi centre de consum, pe ani caracteristici, a curbelor de sarcină pe zile caracteristice în

cadrul orizontului de studiu de 10-20 ani şi evoluţia într-un scenariu credibil a consumului de energie

şi putere electrică, pe un orizont de prognoză mai mic de 10 ani – obţinute din analiza prevăzută în

secţiunea I; evaluarea intervalului de încredere pentru mărimile determinate.

c) prognoza de dezvoltare (în variante) a ansamblului de centrale electrice într-o ipoteză

credibilă de amplasare a acestora în teritoriu şi structura grupurilor în acoperirea a curbei de sarcină la

palierele caracteristice, sub formă de strategii analizate, pentru un orizont de prognoză de 10-20 ani şi

sub formă de propunere de program concret de investiţii, pentru un orizont de prognoză sub 10 ani;

d) estimarea investiţiilor private în domeniu, în special a celor pentru termoficare;

e) estimarea aportului surselor regenerabile de energie;

f) influenţa funcţionării interconectate sincrone sau asincrone cu alte sisteme energetice

naţionale asupra solicitării capacităţilor de transport ale reţelelor electrice de interconexiune şi ale

reţelelor electrice de transport interne ale SEN, având în vedere cerinţele funcţionării interconectate cu

UCTE şi schimburile cu alte ţări, sub formă de import, export şi tranzit de energie electrică;

g) elementele tehnice şi economice de calcul (investiţii specifice pentru reţelele electrice de

transport, costul investiţiei şi energiei produse în centrala marginală, rata de actualizare s.a), indicatorii

de siguranţă pentru instalaţii de producere şi transport ale energiei electrice.

Art.38. În activitatea de fundamentare strategiei de dezvoltare a SEN se va ţine seama de concluziile

studiilor asupra siguranţei în funcţionare a SEN şi asupra calităţii energiei livrate consumatorilor.

Astfel de studii asupra funcţionării aposteriori a SEN vor urmări, cu prioritate:

a) analiza performanţelor realizate în exploatarea SEN, cu referire la continuitatea şi calitatea

energiei livrate în scopul stabilirii măsurilor ce se impun în vederea respectării criteriilor de siguranţă

în funcţionarea SEN;

b) analiza influenţei proceselor tehnologice ale marilor consumatori asupra calităţii alimentării

cu energie electrică (niveluri de tensiune, fenomene de flicker, regimuri deformante), în scopul

stabilirii măsurilor de compensare a puterilor reactive (PE 120), de eliminare a regimurilor deformante

şi nesimetrice (PE 143) şi de eliminare a fenomenelor de flicker (PE 142).

Art.39. Toate analizele vor ţine seama de evoluţia sistemului în decursul unui an, luând în considerare

situaţii rezultate în urma unor decizii (de exemplu lucrări de mentenanţă).

2

NTE 0XX/04/XX

VII.2. PRINCIPIILE ŞI CRITERIILE DE ORGANIZARE ŞI DEZVOLTARE A

SISTEMULUI ELECTROENERGETIC ÎN ANSAMBLU

Art.40. Dezvoltarea reţelei electrice de transport a SEN se va realiza prioritar la tensiunea de 400kV.

Utilizarea unui nivel superior de tensiune pentru reţeaua internă de transport va face obiectul unor

studii speciale de justificare tehnico-economică, pentru largă perspectivă (orizont de prognoză: 20 ani).

Tensiunea de 220kV se va utiliza numai în cadrul unor lucrări de exploatare raţională a reţelei de

220kV existente şi de funcţionare temporară a unor linii construite cu profil de 400kV.

Art.41. Mărirea secţiunii conductoarelor pe fază a reţelei electrice de transport (faţă de secţiunile

utilizate frecvent în prezent de 3x300 mm2/fază sau 2x450 mm2/fază pentru LEA 400kV) va face

obiectul unor studii speciale periodice de justificare tehnico-economică pentru largă perspectivă

(orizont de prognoză: 20 ani). Liniile de 400 kV se recomandă să aibă 3-4 conductoare pe fază

(3x300 mm2, 4x240 mm2 s.a.)

Art.42. Dacă pe o direcţie de evacuare a puterii dintr-o zonă excedentară, rezultă ca necesare mai

multe circuite de 400kV, de regulă, acestea se vor utiliza prin tronsoane cu dublu circuit, în scopul

utilizării raţionale a terenului, având în vedere şi încadrarea în perspectivă a necesităţii capacităţii de

transfer rezultate. Liniile electrice aeriene cu dublu circuit urmează să aibă condiţii sporite de siguranţă

în funcţionare, prin asigurarea posibilităţii a cât mai multe acţiuni de reparare a fiecărui circuit în parte,

celălalt fiind sub tensiune.

Art.43. În scopul utilizării raţionale a terenului, mărirea capacităţii de transfer pe un culoar de linii

existent se va face, de regulă, prin modernizarea sau retehnologizarea reţelelor electrice existente,

având în vedere rolul acestora în sistem şi încadrarea soluţiei promovate în dezvoltarea în perspectivă a

SEN.

Prin modernizarea reţelelor electrice se înţelege:

- construirea pe un culoar de linie existent a unei linii cu o capacitate superioară de transport;

- trecerea unei linii existente la o tensiune superioară;

- înlocuirea conductoarelor la o linie existentă cu alte conductoare de secţiune mărită sau cu

funcţionare la temperaturi mai mari;

- introducerea de FACTS – alte soluţii ce se vor profila în viitor.

Art.44. Verificarea dimensionării reţelelor electrice de transport (cap.VII.2) se face prin respectarea

criteriilor deterministe de siguranţă (tabelul 3) şi a condiţiilor tehnice de stabilitate statică (cap.VII.8)

şi tranzitorie (cap.VII.9), în scopul menţinerii încărcării reţelelor electrice în limitele admise şi a

parametrilor de frecvenţă şi tensiune (art.47) în limitele normale, fără deconectarea consumatorilor sau

limitarea producţiei grupurilor.

2

NTE 0XX/04/XX

Art.45. Pentru evenimentele care depăşesc criteriile deterministe de siguranţă considerate (cap.VII.5),

urmează a se stabili soluţii de automatică (cap.VII.12) pentru limitarea extinderii avariilor.

Dimensionarea automaticii de limitare a extinderii avariilor se face pentru un orizont de prognoză mai

mic de zece ani, prin examinarea efectului perturbaţiilor mai grave decât cele avute în vedere în cadrul

criteriilor de dimensionare a reţelei electrice de transport. Examinarea se face în condiţii de funcţionare

interconectată cu sistemele vecine, prin analiza condiţiilor de stabilitate statică şi tranzitorie.

Art.46. Pentru etape de perspectivă mai mici de zece ani se va stabili soluţia de reglaj al puterilor de

schimb cu ţările vecine, cu precizarea lucrărilor necesare în centralele reglante şi în reţelele electrice de

transport şi de telecomunicaţii.

Art.47. În scopul menţinerii funcţionării SEN în normele de calitate şi siguranţă impuse de

funcţionarea interconectată sincronă cu UCTE, se va estima, prin studii periodice, gradul de

performanţă al sistemului energetic naţional.

Se va avea în vedere că un sistem energetic performant se caracterizează, de regulă, conform

normelor internaţionale, cel puţin prin:

a) puterea instalată (putere efectiv disponibilă) a celui mai mare grup poate fi de cel mult o

zecime din capacitatea instalată (efectiv disponibilă) în SEN;

b) rigiditatea sistemului energetic exprimată prin valoarea puterii generate deconectate, care să

conducă la variaţii de frecvenţă de cel mult 0,5 Hz, fără deconectarea consumului;

c) gradul de interconectare a sistemului energetic, estimat prin cea mai mare capacitate de

transport a uneia dintre legăturile de interconexiune şi care trebuie să fie cel puţin egală cu puterea

efectiv disponibilă a celui mai mare grup din sistem;

d) dotarea sistemului energetic cu reglaj automat putere - frecvenţă (prevăzut a se realiza, cu

luarea în considerare a repartiţiei optime, prin EMS-SCADA);

e) capacitatea echipamentelor de comutaţie şi protecţie de a izola un defect într-o perioadă

corespunzătoare de timp astfel încât să nu conducă la regimuri instabile în funcţionarea centralelor;

f) dotarea sistemului cu automatică de reducere a consumului, în funcţie de scăderea de

frecvenţă şi gradientul acesteia;

g) posibilitatea conducerii unitare a sistemului energetic;

h) utilizarea CNE, în principiu, la baza curbei de sarcină, existând posibilitatea participării la

reglajul primar;

i) utilizarea integrală a energiei surselor regenerabile;

j) menţinerea frecvenţei între 49,9 – 50,1 Hz timp de 90% din săptămână, între 49,75 – 50,25

Hz timp de 95% din săptămână, între 49,5 – 50,5 Hz timp de 99,5% din an şi 47,0 – 52,0 Hz timp de

100% pe an.

2

NTE 0XX/04/XX

k) menţinerea tensiunilor în toate nodurile RET în limite de 5% din valoarea nominală a

tensiunii la 400kV şi 10% din valoarea nominală a tensiunii la 220kV, cu excepţia situaţiilor de

avarii, care depăşesc evenimentele prevăzute prin criteriile de dimensionare;

l) asigurarea funcţionării interconectate a CNE chiar şi în cazul unor evenimente depăşind pe

cele prevăzute prin criteriile de dimensionare (oprirea forţată a CNE constituind un eveniment cu risc

rar);

m) posibilitatea funcţionării în “insulă” în cazul unor evenimente deosebite.

Art.48. În scopul limitării curenţilor de scurtcircuit, evacuarea puterii din centralele de mare putere

(peste 1000MW) cu amplasamente apropiate (sub 100km) se face, de regulă, prin linii fără legătură

directă între staţiile centralelor. Optimizarea evacuării puterii din centralele cu amplasamente

apropiate, prin legarea directă a staţiilor centralelor respective şi folosirea în comun a unor linii de

evacuare, este necesar să facă obiectul unor studii speciale privind condiţiile de stabilitate statică şi

tranzitorie, curenţi de scurtcircuit, automatică, siguranţă în funcţionare etc., pentru un orizont de studiu

mai mic de zece ani.

Art.49. Pentru dimensionarea configuraţiei de ansamblu a reţelei de 220kV şi 400kV în studiile de

planificare este necesar să se considere reţeaua de 110kV secţionată. Secţionarea reţelei de 110kV se

va face luând în considerare, în principal:

a) creşterea siguranţei în funcţionare a SEN prin eliminarea posibilităţilor de apariţie şi

extindere a avariilor.

b) zonele delimitate de organizarea automaticii;

c) separarea alimentării serviciilor proprii ale marilor centrale electrice învecinate;

d) alimentarea radială, prin linii de 110kV, a unor consumatori dotaţi cu centrale prevăzute a se

insulariza în caz de avarie;

e) reducerea sub limita admisibilă a curenţilor de scurtcircuit.

Art.50. Capacitatea necesară a reţelei de transport, în ansamblu, va fi stabilită considerând, pentru

regimurile analizate (cap.VII.3 şi cap.VII.4):

a) funcţionarea cu toate elementele reţelei în funcţiune, pentru care nu trebuie să se producă:

- încărcarea elementelor peste limita tehnică admisibilă;

- tensiuni în afara limitelor normate;

- instabilitatea sistemului (cap.VII.9);

b) respectarea criteriului (N-1), care constituie condiţia minimă de siguranţă care trebuie

asigurată şi care constă în respectarea parametrilor limită pentru:

- încărcarea elementelor de reţea;

- limitele de tensiuni;

- stabilitatea sistemului;

2

NTE 0XX/04/XX

- continuitatea în alimentarea utilizatorilor RET,

în condiţiile lipsei succesive a oricărui element al RET (cap.VII.5).

La verificarea unei secţiuni de reţea, aplicarea criteriului (N-1) se face conform tabelului 3.

Tabelul 3

Criteriile deterministe de siguranţă pentru dimensionarea reţelei electrice de transport

Obiectul dimensionăriiRegimul de dimensionare la vârf anual de consum

(faţă de RMB)

Criteriile de indisponibilitate de elemente de reţea

(linie sau AT)1 2 3

Secţiunea de reţea de alimentare a unei zone deficitare

- Oprirea celui mai mare grup din zona deficitară, al cărui echivalent de putere se porneşte în zona excedentară - Deconectarea liniei de transport de cea mai mare capacitate, dintre acelea care alimentează zona

N -1

Secţiunea de reţea de evacuare a unei zone excedentare

Incărcarea celei mai mari centrale din zona excedentară şi a CHE-urilor la puterea efectiv disponibilă, oprindu-se corespunzător putere în zonele deficitare

N -1

Secţiunea de reţea de evacuare a puterii dintr-o centrală clasică

Incărcarea centralei la puterea efectiv disponibilă, oprindu-se corespunzător putere în afara zonei

N -1

Secţiunea de reţea de evacuare a puterii dintr-o centrală nuclearoelectrică

Incărcarea centralei la puterea efectiv disponibilă, oprindu-se corespunzător putere în afara zonei

N –2

Secţiunea de interconexiune RMB N –1

Art.51. Ţinând seama de condiţiile reale de funcţionare a SEN (inclusiv cerinţe de mentenanţă), dar,

mai ales, de actualele condiţii ale RET, în care multe elemente au o mare uzură fizică şi morală, pentru

realizarea siguranţei în funcţionare a RET, apare oportună şi analiza unor situaţii mai grele (de

exemplu cu 2 elemente defecte) prezentate în continuare în acest capitol şi în cap.VII.5.

În conformitate cu ultimele reglementări UCTE, verificarea reţelei trebuie făcută şi pentru

(N-k) elemente care pot fi deconectate simultan la un acelaşi incident. Aceste condiţii de verificare se

indică de către OTS, în funcţie de specificul reţelei.

Rezolvarea acestor situaţii se va face prin investiţii suplimentare faţă de criteriul (N-1), numai

dacă nu există măsuri operative de corectare a schemei.

Art.52. Staţiile de injecţie de putere din reţeaua de 400kV sau 220kV în reţeaua de 110kV vor fi

prevăzute, de regulă, cu maximum două transformatoare fiecare, de putere corespunzătoare

consumului şi/sau necesităţilor de tranzit între RET şi RED (se realizează o rezervare 100%).

Numărul şi puterea unităţilor de transformare va fi determinat prin fundamentare

tehnico-economică, care va ţine seama de modul de dimensionare şi organizare a reţelei de 110kV din

zonă şi microzonă.

2

NTE 0XX/04/XX

Art.53. (1) Capacitatea reţelei de transport care asigură alimentarea unor staţii (de 400 kV sau 220 kV)

de injecţie într-o zonă se analizează luând în considerare puterea ce trebuie injectată şi verificând că, în

condiţii de funcţionare cu reţeaua întreagă, nu se produce:

a) încărcarea elementelor peste limita admisibilă;

b) tensiuni în afara limitelor de tensiune admisibile sau bandă insuficientă de tensiune;

c) instabilitatea sistemului.

(2) Capacitatea de transport pentru conectarea unui nod de injecţie trebuie să fie astfel

dimensionată încât, pentru oricare din evenimentele:

a) un circuit al RET declanşat în cazul sistemului cu toate elementele în funcţiune (criteriu N-1)

sau

b) un circuit de transport defect după un alt circuit defect, sau grup generator, compensator

sincron sau unitate producătoare de putere reactivă (ţinând seama de art.51), să nu se:

- producă consecinţe în funcţionarea zonei respective prin pierderea funcţionării acestei

staţii;

- producă o sarcină inacceptabilă a oricărui circuit primar al RET;

- obţină tensiuni inacceptabile sau banda insuficientă pentru reglaj tensiune;

- producă instabilitatea sistemului.

Art.54. (1) Criteriile de dezvoltare a reţelei de transport pentru conectarea surselor la RET (staţii de

evacuare a puterii în SEN) sunt valabile, de regulă, şi pentru cazul centralelor conectate la RET prin

intermediul unei staţii cu tensiune sub 220 kV.

Se urmăreşte limitarea riscurilor de pierdere a puterii livrate în sistem, determinată ca sumă a

capacităţilor deconectate plus importul planificat care s-ar pierde prin acelaşi eveniment.

Racordarea surselor la RET trebuie astfel realizată încât, pornind de la reţeaua completă

(sistemul cu N elemente):

a) după un incident la un singur circuit al reţelei de transport să nu apară nici o pierdere a

puterii livrate (criteriu N-1);

b) după un defect pe un circuit simplu de racordare a generatoarelor sau pe o secţie a sistemului

de bare, riscul de pierdere a puterii livrată să nu depăşească riscul normal de pierdere a puterii livrate,

care este acoperită prin reglajul frecvenţei astfel încât să se evite o abatere a acesteia de peste 0,5 Hz

(700MW).

c) urmare a deconectării a oricăror două circuite ale reţelei de transport sau a două circuite de

conectare a generatoarelor sau a unei linii cu dublu circuit, a unui defect pe cupla dintre secţii (sisteme)

de bare, riscul de pierdere a puterii livrate să nu depăşească riscul rar de pierdere a puterii livrate, acea

putere care poate conduce la depăşirea benzii 49,5 Hz – 50,5 Hz pentru o perioadă mai mare de 60

secunde (1000 MW).

3

NTE 0XX/04/XX

Verificarea se extinde şi la RED prin care grupuri sau centrale electrice sunt racordate la RET

prin staţii cu tensiunea de distribuţie.

Se recomandă ca lungimea maximă a LEA care conectează direct / bloc generatoare la RET să

nu depăşească 10 km, dacă se prevede că unitatea generatoare va funcţiona cu un factor de sarcină mai

mare sau egal cu 30%.

(2) Capacitatea circuitelor de racordare a centralelor trebuie să asigure livrarea puterii active la

valoarea nominală simultan cu întreaga putere reactivă corespunzătoare (inductivă sau capacitivă), fără

ca să apară:

a) încărcarea echipamentului RET peste limita normată;

b) depăşirea limitelor admisibile ale tensiunii (conform Codului Tehnic al RET) sau bandă

insuficientă de reglaj a tensiunii;

c) pierderea stabilităţii sistemului.

(3) Capacitatea reţelelor de transport pentru conectarea centralelor electrice trebuie planificată

astfel încât - ţinând seama de cele precizate mai sus - la nici unul din incidentele următoare:

a) deconectarea unui singur circuit al reţelei de transport, a unui compensator sincron sau a unei

alte instalaţii de compensare a puterii reactive;

b) deconectarea unei linii dublu circuit de transport, a unui circuit al reţelei de transport după

defectarea unui alt circuit (sau cu un circuit retras pentru mentenanţă), vezi art.51;

c) deconectarea unei secţii de bare;

d) deconectarea unui circuit RET după deteriorarea unui generator, un compensator sau orice

altă sursă de putere reactivă, să nu se producă:

- pierderea capacităţii de alimentare a consumului (trebuie asigurat 100%);

- suprasarcina oricărui echipament primar al RET;

- condiţii inacceptabile de tensiune sau bandă insuficientă pentru reglaj al tensiunii;

- pierderea stabilităţii.

Art.55. Încadrarea în sistem a staţiilor de alimentare a centrelor urbane mari (capitală, municipii) se va

realiza astfel încât funcţia de tranzit de putere a acestor staţii spre alte zone deficitare să fie pe cât

posibil minimă. De asemenea, în studiile de alimentare a oraşelor se va avea în vedere justificarea

tehnico-economică a unor măsuri suplimentare (surse locale), care să asigure alimentarea consumului

vital la pierderea alimentării din sistem.

Art.56. Staţiile de centrale şi de reţea vor fi prevăzute cu echipamentele necesare pentru racordarea la

sistemul teleinformatic al conducerii prin dispecer a SEN, corespunzător treptei de dispecer faţă de

care sunt subordonate operativ, potrivit prevederilor PE 029 şi a celor rezultate din studiile de

specialitate.

3

NTE 0XX/04/XX

Art.57. Dimensionarea SEN se va face din condiţii de funcţionare interconectată sincronă cu sistemele

electroenergetice din UCTE în vederea respectării normelor internaţionale de calitate şi siguranţă în

funcţionare.

Art.58. Capacitatea de transport a reţelei în cazul preluării unui import convenit, necesar din condiţii

de acoperire a consumului intern de putere şi energie electrică, se va verifica (redimensiona) din

condiţii interne de funcţionare a reţelelor electrice de transport a SEN. Preluarea unui import prin staţii

de tensiune alternativă sau tensiune continuă se va realiza pe bază de studii de eficienţă economică a

investiţiei, în funcţie de durata de recuperare a acesteia şi de siguranţa importului convenit pe termen

lung.

Art.59. Parametrii de performanţă ai serviciului de transport sunt indicatorul “minute sistem” (MS) şi

timpul mediu de întrerupere (TMI) şi indicatorul de severitate (IS) - minute/întrerupere. Urmărirea

acestora în exploatare permite evaluarea planificării reţelei.

VII.3. PRINCIPII DE CONSTITUIRE A REGIMURILOR NECESARE DIMENSIONARII ÎN

ANSAMBLU A SEN

Art.60. Regimul mediu de bază (RMB) de funcţionare a centralelor din SEN pe fiecare din palierele

caracteristice considerate se calculează prin realizarea balanţei putere generată – consum pe nodurile

reţelei electrice de transport, având în vedere următoarele:

a) puterea disponibilă pe grupuri se va corela cu programele de retehnologizare în curs de

desfăşurare sau/şi cu unităţile noi rezultate ca necesar a fi instalate în perspectivă;

b) puterea în rezervă pentru reparaţii accidentale se va considera conform art.31;

c) puterea în rezervă pentru reparaţii planificate se va considera conform art.32;

d) puterea necesară pentru reglajul sarcinii (2,5-3% din consum) se va repartiza pe grupurile

reglante proporţional cu puterea efectiv disponibilă, cu care acestea participă la acoperirea

palierului de sarcină pentru care se calculează regimul mediu de bază (RMB).

Art.61. Deoarece pentru perspectiva în care acoperirea curbei de sarcină necesită intrarea în funcţiune

a unor surse noi, ale căror amplasamente şi caracteristici nu sunt cunoscute, urmând să fie stabilite de

investitori, este necesar ca să se alcătuiască variante pentru această putere de la concentrarea în zone

excedentare şi până la a se considera o producţie distribuită, care să conducă la echilibrarea zonelor.

Art.62. Acoperirea puterii la palierul de sarcină, pentru care se calculează RMB, se va efectua

considerând ca principiu de bază costul minim de producere a energiei electrice, având în vedere cele

prevăzute la art.35.

Art.63. Palierele caracteristice de consum din curba de sarcină prognozată, considerate în vederea

dimensionării capacităţii reţelei de transport în condiţiile tehnice prescrise, sunt următoarele:

3

NTE 0XX/04/XX

a) palierul de sarcină la vârf de seară iarna, corespunzând unei zile reci, de temperatură medie, în

zi de lucru (VSI) specificându-se şi durata de utilizare a puterii de vârf;

b) palierul de sarcină la vârf de dimineaţa vara, în zi de lucru (VDV), specificându-se şi durata de

utilizare a puterii de vârf;

c) palierul de sarcină la gol de noapte iarna, în zi de lucru (GNI);

d) palierul de sarcină la gol de noapte vara, în zi de sărbătoare (GNV).

In calculele pe zone se vor putea alege şi alte paliere caracteristice (de exemplu, vârf de seară

vara-VSV).

VII.4. REGIMURI CARACTERISTICE PENTRU DIMENSIONAREA RET

Art.64. Regimurile medii de bază (RMB) pentru palierele de VSI şi VDV vor fi utilizate astfel:

a) la estimarea pierderilor de putere activă şi energie electrică în analiza comparativă a variantelor de

reţea analizate;

b) la estimarea pierderilor de putere activă şi de energie electrică în analiza eficienţei unei investiţii de

întărire a reţelei electrice de transport;

c) la analiza siguranţei în funcţionare şi a limitelor de transport stabil pe principalele secţiuni de

transport interzonal în studiile de verificare a stabilităţii statice;

d) evaluarea costurilor marginale pe termen lung în fiecare nod al RET, pentru putere activă şi

reactivă.

Art.65. În studiile pentru dimensionarea RET, instalaţiile pot fi grupate, la alegere, pe zone, în funcţie

de scopul studiului şi de elementele a căror dimensionare este urmărită. Zonele sunt excedentare sau

deficitare, în funcţie de modul de acoperire a consumului cu putere generată din zonă, respectiv

acoperirea consumului cu putere generată din afara zonei. Dimensionarea reţelelor de transport ale

SEN pe baza criteriilor deterministe urmează a se face considerând regimuri caracteristice diferite

pentru încărcarea reţelelor de alimentare a unor centre sau zone deficitare, a reţelelor de evacuare a

puterii dintr-o centrală sau zonă excedentară astfel:

a) dimensionarea capacităţii de transport a reţelei de alimentare a unei zone deficitare se face:

- plecând de la RMB la palierul VSI şi/sau VDV (deficit maxim în zonă), în prezenţa

indisponibilităţii suplimentare în această zonă a unui grup de putere unitară maximă,

considerând o putere corespunzătoare produsă suplimentar în zona excedentară cea mai

îndepărtată;

3

NTE 0XX/04/XX

- plecând de la RMB la palierul VSI sau/şi VDV (deficit maxim în zonă) în prezenţa

indisponibilităţii suplimentare a liniei de transport de cea mai mare capacitate, dintre acelea

care alimentează zona;

b) dimensionarea capacităţii de transport a reţelei de evacuare a puterii dintr-o zonă excedentară

cu mai multe centrale se face, prin înrăutăţirea regimului de bază la palierele de VSI şi VDV, în

care se încarcă cea mai mare centrală din zonă şi CHE-urile din zonă la puterea disponibilă,

oprindu-se corespunzător sursele de putere în zonele deficitare, fie proporţional cu puterea

generată în RMB în toate aceste zone, fie numai în zonele deficitare de capăt, spre care se

dimensionează arterele de evacuare, alegându-se situaţia cea mai defavorabilă. Determinarea

valorii capacităţii maxime admisibile se face conform art. 77

c) dimensionarea capacităţii de transport a reţelei de evacuare a puterii dintr-o centrală se face

prin înrăutăţirea regimului de bază (RMB) la palierele de VSI şi VDV, în care se încarcă

centrala respectivă la puterea disponibilă, oprindu-se corespunzător puterea în zonele deficitare.

Art.66. Regimurile de încărcare maximă a reţelei de evacuare a puterii dintr-o zonă excedentară se

folosesc şi la dimensionarea instalaţiilor de producere a puterii reactive necesare optimizării

funcţionării zonei şi sistemului (reducerea pierderilor de putere activă în reţea) şi menţinerii tensiunii

în banda admisibilă de funcţionare în cadrul studiilor de dezvoltare a RET pentru o perspectivă mai

mică de 10 ani (tabelul 1).

Art.67. Regimurile de gol de sarcină (GNI şi GNV) sunt folosite la dimensionarea instalaţiilor de

absorbţie de putere reactivă, necesare menţinerii tensiunii în banda admisibilă într-o perspectivă mai

mică de 10 ani.

Art.68. Pot fi analizate şi alte regimuri caracteristice de funcţionare a centralelor pentru acoperirea

curbei de sarcină, dacă se justifică ca oportune în calculele de verificare a dimensionării.

VII.5. CRITERII DE INDISPONIBILITATE A UNOR ELEMENTE DE REŢEA,

CONSIDERATE LA DIMENSIONAREA RET

Art.69. Respectarea criteriilor tehnice pentru reţeaua de transport trebuie să fie făcută în următoarele

condiţii:

a) pentru sistemul complet (toate elementele în funcţiune) circulaţiile de puteri trebuie calculate

considerând, pentru centralele conectate direct la RET, puterile maxime (normale), mai puţin

pentru consumul serviciilor interne de la borne; staţiile mari de transformare se consideră cu un

consum global egal cu vârful de consum corespunzător condiţiilor medii de temperatură în

sezonul rece (Average Cold Spell); nu se ţine seama de importul din sisteme externe;

3

NTE 0XX/04/XX

b) condiţiile pentru RET trebuie să fie cele ce sunt raţional de aşteptat să apară în cursul unui an

de funcţionare; astfel de condiţii trebuie să ia în considerare regimurile caracteristice de

funcţionare ale centralelor precum şi avariile tehnice şi mentenanţa echipamentului din RET;

c) disponibilitatea de putere reactivă a generatoarelor trebuie considerată cea care este raţional să

existe, rezultând din curbele de funcţionare ale generatoarelor, corelat cu capabilitatea de livrare a

puterii active sau 90% din capabilitatea contractată pentru puterea activă livrată.

Ţinând seama de faptul că, în prezent o mare parte a instalaţiilor RET au o uzură fizică şi

morală importantă, se consideră necesară verificarea capacităţii acestora şi la condiţii mai grele,

(adesea produse în exploatare), decât strict (N-1) (vezi art.51), astfel:

- defectarea unei linii dublu circuit sau a 2 linii care sunt pe acelaşi traseu (cu condiţia ca

paralelismul să fie cel puţin pe 50% din lungimea liniei cele mai scurte);

- defectarea unei secţii de bare (N-1);

- defectarea oricărui simplu circuit al RET după un incident premergător al unui alt circuit al

RET, generator, compensator de putere reactivă sau sursă de putere reactivă (în condiţii de

mentenanţă trebuie considerat circuitul retras ca primul defectat)

Nu trebuie să apară nici una din următoarele consecinţe:

- pierderea capacităţii de alimentare

- suprasarcini inadmisibile pe orice echipament primar al RET

- condiţii de tensiune inacceptabile sau surse de reglaj al tensiunii insuficiente

- instabilitate în sistem (instabilitate statică).

Suprasarcinile trebuie evidenţiate atât pentru elementele RET aparţinând Operatorului de

Transport şi de Sistem cât şi în cele ale altor operatori de reţea (elemente care fac parte de regulă din

RED). Eliminarea acestora trebuie realizată printr-o înţelegere între OTS şi Operatorii de reţea afectaţi.

Art.70. Efectul considerării unor elemente ca indisponibile, conform criteriilor de dimensionare, se

estimează pe baza calculelor circulaţiilor de puteri şi de stabilitate statică.

Art.71. Aplicarea criteriilor deterministe de siguranţă referitoare la indisponibilitatea elementelor de

reţea se face pe zone ale reţelelor de transport. Se vor considera zone delimitate de totalitatea liniilor

de alimentare a unei zone deficitare sau de evacuare a puterii dintr-o zonă excedentară sau dintr-o

centrală.

Art.72. Aplicarea criteriilor de siguranţă enunţate anterior se foloseşte şi la justificarea oportunităţii şi

necesităţii unei noi investiţii în reţele, cu scop de modernizare sau retehologizare, comparativ cu

configuraţia de reţea fără această investiţie.

Art.73. Criteriile de dimensionare definesc contingenţele credibile, pentru care trebuie să se asigure

funcţionarea sistemului energetic, fără restricţii de consum sau de limitare a puterii generate.

Suprapunerea unor contingenţe suplimentare peste cele considerate în criteriile de dimensionare sunt

3

NTE 0XX/04/XX

considerate evenimente rare. Pentru astfel de evenimente se fac studii de dimensionare a automaticii de

sistem, care are sarcina de a limita extinderea avariilor. Intervenţia automaticii de sistem este însoţită

de reduceri automate rapide de consum şi de limitare a puterii generate la volumul impus de

necesitatea de funcţionare stabilă a SEN în ansamblu la parametrii normaţi de frecvenţă şi tensiune.

Art.74. Soluţiile de automatică stabilite pe o etapă de cel mult trei ani se vor încadra în principiile de

dezvoltare a automaticii pe o perioadă de zece ani.

În nici un caz nu se va suplini neîndeplinirea criteriilor deterministe menţionate prin automatică

de sistem.

VII.6. CONDIŢIILE TEHNICE DE VERIFICARE A DIMENSIONĂRII RET

Art.75. Varianta optimă de dezvoltare a reţelei electrice de transport trebuie să îndeplinească condiţiile

tehnice de dimensionare referitoare la:

a) încărcarea maximă admisă a elementelor de reţea din condiţiile de încălzire în regim de

durată, conform celor arătate la cap.VII.4.

b) încărcarea maximă admisă din condiţiile de stabilitate statică, conform celor arătate la

cap.VII.8;

c) stabilitatea tranzitorie, conform cap.VII.9;

d) nivelurile de tensiune, în conformitate cu cele arătate la cap.VII.10;

e) nivelul admis al curenţilor de scurtcircuit, conform celor arătate la cap.VII.11, cu

considerarea funcţionării interconectate a SEN cu ţările vecine.

Studiile speciale de stabilitate statică şi de dimensionare a automaticii de sistem se fac în

conformitate cu cele prevăzute la cap.VII.4.

VII.7. CONDIŢIILE TEHNICE DE VERIFICARE A DIMENSIONĂRII LA ÎNCĂLZIREA ÎN

REGIM DE DURATĂ

Art.76. Aplicarea criteriilor deterministe de siguranţă în reţea, conform tabel 3, în regimurile

caracteristice menţionate, în vederea dimensionării capacităţii de transport în variantele studiate,

trebuie să conducă la încărcări pe circuitele rămase în funcţiune, care să se situeze sub limita termică

de încărcare a conductoarelor, în conformitate cu cele arătate în tabelul 4.

Tabelul 4.

Încărcarea maximă admisibilă în reţelele electrice de transport

3

NTE 0XX/04/XX

Unom (kV) Secţiunea conductoarelor

Al OL (mm2)

Curentul maxim

admisibil de durată (A)*)

220

400

400

450

2 x 450

3 x 300

3 x 450

800

870

1740

1995

2610

*) La temperatura aerului de +30oC şi temperatura finală a conductorului de +70oC.

Pentru alte temperaturi ale aerului (a), curentul admisibil Ia se va calcula cu relaţia:

VII.8. CONDIŢIILE TEHNICE DE VERIFICARE A DIMENSIONĂRII LA ÎNCĂRCAREA

MAXIMĂ ADMISĂ DIN CONDIŢIILE DE STABILITATE STATICĂ

Art.77. Verificarea la încărcare maximă admisă din condiţiile de stabilitate statică se face pentru o

perspectivă mai mică de zece ani:

- Pentru variantele de reţea reţinute ca raţional a fi studiate se efectuează calcule de circulaţii de

puteri, în configuraţii cu N şi N-1 linii în funcţiune, în regimuri caracteristice de dimensionare de

VSI şi VDV, în condiţiile menţionate la art.65.

- În cazul în care se depăşeşte puterea naturală a liniilor, se verifică în condiţii de N-1 defazajul

maxim al tensiunilor între barele de 400kV ale staţiilor din sistem, care nu trebuie să depăşească

valoarea de 25o. Dacă se depăşeşte valoarea de 25o, pe baza calculelor de stabilitate statică se

verifică rezerva de stabilitate şi se stabilesc eventualele măsuri suplimentare necesare.

- Reţeaua electrică de transport interzonal trebuie să asigure o rezervă de stabilitate statică de

minimum 20% în configuraţia cu N circuite în funcţiune şi o rezervă de cel puţin 8% în regim cu

N-1 circuite în funcţiune.

- La analiza condiţiilor de stabilitate statică pentru varianta finală se vor avea în vedere fluxurile

maxime admisibile de putere, prin secţiunile caracteristice ale reţelei de transport, pentru

determinarea regimului limită de stabilitate statică (regim critic), pornind de la regimurile de

alimentare a zonelor deficitare, respectiv de evacuare a puterii din zonele excedentare (art.65),

folosindu-se metoda înrăutăţirii succesive în sensul creşterii fluxului de putere din zonele

excedentare spre zonele deficitare.

- Calculul puterii maxime admisibile prin secţiune, corespunzătoare rezervei de stabilitate statică, se

va efectua cu ajutorul relaţiei:

3

NTE 0XX/04/XX

unde:

Plimită - este puterea prin secţiune în regim critic;

Pf - puterea fluctuantă, care se determină cu relaţia:

Pf=1,4

în care Pc este puterea consumată în zona cu consumul cel mai mic de o parte şi de alta a

secţiunii analizate [MW].

Coeficientul 1,4 a rezultat din probele efectuate în sistem [MW1/2].

Krez - procentul normat de rezervă la stabilitate statică pe secţiune, având valorile: 20% în regim

cu N elemente în funcţiune şi 8% în regim cu N -1 elemente în funcţiune.

Se precizează că, dacă în regimurile cu rezervă normată nivelul tensiunilor nu se încadrează în

limitele admisibile sau încărcarea pe elementele reţelei depăşeşte încărcarea maximă (curentul limită

termic pe linii, puterea nominală a AT-urilor), puterea tranzitată prin secţiune se reduce până la

obţinerea unui regim de funcţionare în care toate aceste mărimi se încadrează în limite admisibile.

Această putere redusă reprezintă puterea maximă admisibilă sau capacitatea maximă de transport din

condiţii de stabilitate statică.

Este utilă şi verificarea factorului de rezervă la tensiune, care are expresia:

unde:

U este tensiunea în nodul de sarcină, în regimul iniţial;

Ucritic - tensiunea critică în acelaşi nod, corespunzătoare limitei sub care se pierde stabilitatea

statică a motoarelor (compensatoare sincrone).

Reţeaua electrică de transport trebuie să asigure un factor de rezervă pentru tensiune de 15% în

schemă normală şi de 10% în regim cu N-1 circuite în funcţiune.

VII.9. CONDIŢIILE TEHNICE DE VERIFICARE A DIMENSIONĂRII RET DIN CONDIŢII

DE STABILITATE TRANZITORIE

Art.78. Varianta propusă pentru dezvoltarea reţelei electrice de transport pentru o perspectivă mai

mică sau egală cu cinci ani şi care satisface condiţiile de stabilitate statică menţionate la cap.VII.8 se

verifică din punctul de vedere al condiţiilor de stabilitate tranzitorie la următoarele tipuri de perturbaţii:

a) scurtcircuit polifazat (bifazat cu pământul, trifazat) pe o linie de 400 (220) kV în

configuraţii cu N elemente în funcţiune, cu considerarea instalaţiilor de RAR;

3

NTE 0XX/04/XX

b)scurtcircuit monofazat pe o linie de 400 (220) kV în configuraţia cu N-1 elemente în

funcţiune, eliminat prin RARM reuşit;

c) scurtcircuit polifazat pe o linie de 400 kV, în configuraţia cu N elemente în funcţiune,

eliminat prin protecţia de rezervă (refuz de acţionare al întreruptorului propriu sau al

protecţiei respective).

După efectuarea calculelor de stabilitate statică şi tranzitorie se stabilesc măsurile (inclusiv

cele referitoare la eventualele investiţii în reţele şi alte instalaţii) pentru ca varianta de dezvoltare

propusă să corespundă condiţiilor tehnice de siguranţă impuse.

VII.10. DIMENSIONAREA INSTALAŢIILOR DE COMPENSARE A PUTERII REACTIVE

Art.79. Dimensionarea instalaţiilor de producere şi absorbţie a puterii reactive are în vedere

următoarele condiţii tehnice:

a) Dimensionarea instalaţiilor de producere a puterii reactive se face ţinând seama de

obligativitatea respectării benzilor de tensiune admisibile în toate nodurile sistemului şi

în toate regimurile de funcţionare în configuraţii cu N şi N-1 elemente de reţea în

funcţiune (inclusiv în regim de mentenanţă).

b)Compensarea puterii reactive în cadrul benzilor de tensiune admise se face prin

justificări tehnico-economice, în funcţie de reducerile de pierderi obţinute.

c) Verificarea dotării cu surse de putere reactivă se realizează în condiţiile de la art.64, în

configuraţiile de reţea rezultate în urma considerării contingenţelor de dimensionare

(cap.VII.5), în vederea respectării benzilor de tensiune indicate în tabelul 5.

La introducerea mijloacelor de reglare a puterii reactive trebuie verificat efectul asupra

pierderilor de putere în RET, ţinând seama şi de influenţa pe care o poate avea

propagarea curenţilor armonici.

Tabelul 5.

Variaţia de tensiune admisibilă în reţele electrice de 750, 400, 220 şi 110 kV

Tensiunea nominală (kV) Banda de tensiune (kV) în configuraţiile N şi N-1***)

750 735*) – 765**)

400 380*) – 420**)

220 198*) – 245**)

110 99*) – 123**)

*) Nivel minim admisibil

3

NTE 0XX/04/XX

**) Nivel maxim de durată

***) La indisponibilitatea de linii cu dublu circuit în VDV şi VSI se vor respecta

aceleaşi condiţii de tensiune

d)Respectarea benzilor de tensiune de la lit. c, fără a se apela, de regulă, la reglajul de

ploturi pe unităţi de transformare (considerate în dimensionare pe plotul corespunzător

tensiunii nominale), acesta reprezentând rezerva suplimentară de reglaj pentru

exploatare.

e) Stabilirea instalaţiilor de absorbţie de putere reactivă produsă de linii la palierul de gol

de sarcină se va realiza în urma verificării următoarelor condiţii:

- menţinerea tensiunii în banda admisibilă la palierul de sarcină minimă-minimorum

(GNV-zile de sărbătoare caracteristice), fără a se apela la deconectarea de elemente

de reţea sau a se recurge la posibilităţile de absorbţie de putere reactivă, ale

grupurilor generatoare, care reprezintă o rezervă în cazul defectării unei bobine;

- posibilitatea anclanşării în gol a oricărei linii de 400 kV.

La stabilirea disponibilităţilor de putere reactivă în grupurile generatoare, se vor lua în

considerare rezultatele certificate ale probelor şi, în lipsa acestora, datele de catalog pentru aceste

grupuri.

Gradul de compensare a puterii reactive, locul de amplasare şi structura instalaţiilor de

compensare a factorului de putere şi reglaj al tensiunii vor face obiectul unor studii periodice pe zone

şi pe ansamblul SEN.

VII.11. CONDIŢIILE TEHNICE PENTRU DIMENSIONAREA ECHIPAMENTELOR LA

SCURTCIRCUITE

Art.80. Nivelurile curenţilor de scurtcircuit în reţelele de 400 kV, 220 kV şi 110 kV, luate în

considerare la dimensionarea instalaţiilor energetice, vor fi, de regulă, următoarele:

- la tensiunea de 400 kV: 31,5 – 50 kA (20 – 35 GVA);

- la tensiunea de 220 kV: până la 40 kA (15 GVA);

- la tensiunea de 110 kV: până la 40 kA (7,5 GVA).

Calculele de scurtcircuit se vor întocmi corespunzător scopului, conform prescripţiei PE 134,

iar verificarea instalaţiilor la scurtcircuit conform PE 103.

VII.12. CONDIŢIILE TEHNICE PENTRU DIMENSIONAREA AUTOMATICII DE SISTEM

4

NTE 0XX/04/XX

Art.81. Pentru perturbaţii în SEN, care depăşesc ca gravitate pe cele avute în vedere în cazul criteriilor

de dimensionare (cap.VII.5 şi VII.9), se va asigura dotarea SEN cu automatizări pentru limitarea

extinderii avariilor, ţinând seama de următoarele principii:

a) Automatica de sistem pentru limitarea extinderii avariilor trebuie să acţioneze la sesizarea unor

parametrii măsuraţi (suprasarcină în reţea, nivel minim sau maxim de tensiune, frecvenţă minimă

sau maximă, pendulaţii etc.), ca urmare a unor incidente care depăşesc amploarea contingenţelor

avute în vedere la dimensionarea capacităţii reţelei de transport.

b) Se va verifica eficienţa acestor automatizări, în special sub aspectul limitării consecinţelor

următoarelor incidente iniţiale (art.74):

- scurtcircuit polifazat pe o secţie de bare;

- scurtcircuit polifazat pe o linie, eliminat prin RAR trifazat reuşit în configuraţia cu un

circuit de linie indisponibil;

- scurtcircuit polifazat pe o linie în apropierea staţiei de racordare a unei centrale de mare

putere, însoţit de refuzul de declanşare a unuia din întreruptoarele de la capătul liniei.

c) Automatizările ce urmează a fi stabilite prin studii, în vederea limitării extinderii avariilor în sistem

în urma apariţiei perturbaţiilor menţionate la pct. b, vor asigura, în principal următoarele funcţiuni:

- pornirea şi încărcarea automată a unor grupuri hidrogeneratoare cu puteri unitare mai mari

de 20 MW, în regimuri cu frecvenţă şi tensiune scăzută; trecerea grupurilor din regim de

compensator sincron în regim de generator sincron la frecvenţă scăzută;

- descărcarea reţelei de transport în regimuri critice din punctul de vedere al stabilităţii

statice, cu controlul puterilor active vehiculate şi al nivelului de tensiune;

- descărcarea reţelelor la scăderea frecvenţei (DASF cu derivata de frecvenţă) sau a tensiunii

(DASU), în baza unui program comun cu consumatorii (furnizorii);

- izolarea unor grupuri generatoare pe consum propriu la frecvenţă scăzută şi de la caz la caz,

la pendulaţii;

- separarea grupurilor generatoare, a centralelor sau a zonelor de reţea care îşi pierd

sincronismul.

d) Pentru fiecare linie de 220 kV şi 400 kV se vor analiza condiţiile necesare pentru protecţia

de bază şi cea de rezervă, în scopul menţinerii funcţionării stabile, la defecte grave în reţea

(de exemplu, necesitatea prevederii canalelor de înalta frecvenţă, necesitatea de a se

prevedea a doua protecţie de rezervă cu timp rapid de acţionare etc.).

e) Barele staţiilor centralelor electrice şi a staţiilor de sistem se vor prevedea cu protecţii

diferenţiale.

Oportunitatea echipării barelor colectoare cu protecţii diferenţiale în staţiile electrice de 110 kV

din reţeaua RET, cu bare colectoare, se va stabili, de la caz la caz, după următoarele criterii:

4

NTE 0XX/04/XX

- păstrarea stabilităţii sistemului energetic;

- continuitatea în funcţionare a receptoarelor sensibile la goluri de tensiune.

VII.13. CALCULELE TEHNICO-ECONOMICE DE SELECTARE A VARIANTEI OPTIME

DE DEZVOLTARE A SEN ŞI DE JUSTIFICARE A INVESTIŢIILOR NECESARE

Art.82. Soluţia de dezvoltare a reţelei electrice de transport pe termen mediu şi lung se obţine, de

regulă în mod iterativ prin studiul mai multor variante optimizate, pe baza principiului minimizării

cheltuielilor totale actualizate pe perioada de studiu, în baza PE 011: “Normativ privind calculele

comparative tehnico-economice la instalaţiile de producere, transport şi distribuţie de energie electrică

şi termică”.

Art.83. Compararea variantelor de reţea electrică de transport se face pe baza criteriului cheltuielilor

totale actualizate minime. Cheltuielile actualizate includ cheltuielile de investiţii, cheltuielile zonale de

exploatare, cheltuieli de echivalare a consumului tehnologic, reducerea costurilor prin eliminarea

congestiilor şi a aportului de siguranţă, prin întărirea reţelei electrice de transport.

Fiecare variantă de dezvoltare trebuie să satisfacă cerinţele tehnice de dimensionare prevăzute

anterior pentru centrale şi reţele. Varianta rezultată prin preliminarea datelor referitoare la noile

grupuri generatoare va putea servi, eventual, pentru reglementator, ca orientare a potenţialilor

investitori, care vor construi aceste unităţi de producţie.

Art.84. În scopul promovării unei soluţii de întărire a reţelei electrice de transport se va estima

eficienţa acestei investiţii, având în vedere printre altele:

- sursele de finanţare;

- durata de recuperare a investiţiei;

- rata de dobândă şi durata de acoperire a împrumutului;

- rata de inflaţie;

- cheltuielile de echivalare a reducerilor de pierderi atribuite investiţiei analizate;

- cheltuielile de echivalare a blocajelor de putere şi energie (estimate probabilistic) în cazul

nerealizării investiţiei respective, în regim de dimensionare, corespunzător criteriilor de

dimensionare.

Art.85. Analiza tehnico-economică, stabilirea eficienţei economice a unei investiţii prevăzută în planul

de dezvoltare a RET pe termen scurt (5 – 10 ani) va avea la bază indicatori de eficienţă economică ca:

- durata de recuperare actualizată a investiţiei;

- rata internă de recuperare (RIR);

- venitul net actualizat (VNA);

- indicele de profitabilitate.

4

Normativul PE 026 - 8.09

Documents

Transcript of Normativul PE 026 - 8.09