o. Ordin ANRE nr. 72/2013 - Metodologie de stabilire a ...

Societate administrata in sistem dualist

TEMA DE PROIECTARE CADRU nr. 23 Revizia 8 Pentru elaborarea studiilor de solutie

privind racordarea la RED a centralelor fotovoltaice cu puteri peste 5 MW (CEFD)

Valabil de la data: 10.12.2020 Inlocuieste TP nr. 23 – rev. 7

Page 2 of 40

Cap. 1. Date generale

1. Beneficiar:................................................................................................................. 2. Amplasament:........................................................................................................... 3. Subunitatea de exploatare a retelei electrice din zona:.................................................................................... 4. Administrarea contractului de proiectare va fi asigurata de SMAD (zonal)....................................... prin specialist dezvoltare ing..................................................; 5. Sursa de finantare : tarif de racordare/ fonduri beneficiar; 6. Faza de proiectare – Studiu de solutie (SS). Cap. 2. Baza legala a cerintelor privind continutul studiului de solutie 1. Cerintele de continut ale studiului de solutie, detaliate in prezenta tema de proiectare, au la baza

urmatoarelor reglementari:

a. Ordinul nr. 102/2015 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea soluțiilor de racordare a utilizatorilor la rețelele electrice de interes public;

b. Ordinul 11/2016 privind aprobarea „Standardului de performanta pentru serviciul de distributie a energiei electrice”;

c. Ordinului Presedintelui ANRE nr.74/2014-Continutul cadru al avizelor tehnice de racordare;

d. Ordinul Presedintelui ANRE nr.87/2014-Ordin privind modificarea si completarea Metodologiei de stabilire a tarifelor de racordare a utilizatorilor la retelele electrice de interes public aprobata prin Ordinul nr.11/2014;

e. Ord. Nr. 59/2013 privind aprobarea „Regulamentului de racordare a utilizatorilor la retelele electrice de distributie de interes public”;

f. Regulamentele , normele tehnice, prescriptiile si fisele tehnologice listate/validate in catalogul ANRE in vigoare;

g. HG 525/1996 Regulament General de Urbanism completat prin Hotararea 490/2011

h. Legea nr.123 / 2012 – Legea energiei electrice si a gazelor naturale;

i. Legea nr. 50/29.07.1991 – Autorizarea executarii constructiilor si unele masuri pentru realizarea locuintelor;

j. Legea nr. 220/27.10.2008 - Legea pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii

energiei din surse regenerabile de energie cu completarile ulterioare.

k. Ordinul ANRE nr. 128/ 11.12.2008 – Codul Tehnic al retelelor electrice de distributie;

l. Ordinul ANRE nr. 48/2008 –Metodologie pentru emiterea avizelor de amplasament de catre operatorii de retea;

m. Ordinul ANRE nr. 4/09.03.2007 – Norma tehnica privind delimitarea zonelor de protectie si de siguranta aferente capacitatilor energetice;

n. Ordinul ANRE nr. 38/ 12.10.2007 – Procedura de solutionare a neintelegerilor legate de incheierea contractelor dintre operatorii economici din sectorul energiei electrice, a contractelor de furnizare a energiei electrice si a contractelor de racordare la retea;

o. Ordin ANRE nr. 72/2013 - Metodologie de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distributie a energiei electrice;

p. HG 2139/2004 - Catalogul privind clasificarea si duratele normale de functionare a mijloacelor fixe

q. PO-01-03-01#03 - Procesarea cererilor de racordare a centralelor electrice.

r. Ghid pentru stabilirea strategiei privind solutiile de racordare si conditiile tehnice minime, obligatorii pe care trebuie sa le indeplineasca centralele elctrice dispecerizabile/nedispecerizabile, in vederea racordarii la retelele electrice apartinand Distribuție Energie Oltenia.





Page 3 of 40

s. Ordinul privind aprobarea Normei tehnice “Conditii tehnice de racordare la retelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice” nr.30/17 mai 2013

t. Ordin ANRE nr. 239/2019 Pentru aprobarea normei tehnice privind delimitarea zonelor de protective si siguranta aferente capacitatilor energetice

u. Politicile tehnice ale Distribuție Energie Oltenia in vigoare ; v. Procedurile operationale si instructiunile de lucru ale Distribuție Energie Oltenia , accesibile pe site-ul

Distribuție Energie Oltenia : https://distributieoltenia.ro/ro/informatii-utile/documente-tehnice/proceduri-aplicabile-pentru-proiectare.html

w. Alte prevederi legale utilizabile; Cap. 3. Obiectivele studiului de solutie

1. Racordarea la RED a centralelor fotovoltaice corelata cu nivelul de siguranţă solicitat de beneficiari şi cu posibilităţile concrete ale reţelei electrice;

2. Asigurarea accesului nediscriminatoriu al producatorilor de energie electrica la retelele electrice de interes public, oferind acestora varianta de racordare la retea cea mai avantajoasa, tehnic si economic ;

3. Racordarea centralelor fotovoltaice va trebui sa nu afecteze negativ calitatea energiei electrice la utilizatorii existenti ;

4. Se vor asigura conditii pentru dezvoltarea ulterioara a RED, mentinand in acest sens posibilitati de racordare si amplasamente pentru RED publice;

5. Noile instalatii care se vor realiza pe tarif de racordare si care vor intra in gestiunea OD vor avea conditii de inscriere la cartile funciare a servitutilor induse proprietatilor invecinate amplasamentului ocupat si/sau pe care sunt amplasate. In SS vor fi incluse acordurile preliminare ale proprietarilor riverani afectati de zonele de protectie si de siguranta ale noilor RED;

6. Pentru instalatiile care raman in gestiunea solicitantului va trebui sa se poata obtine acceptul proprietarilor riverani asupra carora amplasarea noilor instalatii le induce servituti asupra proprietatilor;

7. Vor fi analizate numai solutiile care indeplinesc cerintele legale de electrosecuritate publica.

8. In vederea identificarii cu precizie a beneficiarului Studiului de solutie, proiectantul va completa memoriul tehnic cu pagina de identificare a acestuia pe care o va intercala dupa pagina de garda si care va contine: nume persoana fizica/juridica, adresa, nr.telefon/fax, e-mail, nume Director etc.

Cap. 4. Solutii tehnice

NOTA Proiectantul are obligatia de a utiliza numai solutii tehnice care NU sunt protejate prin brevete.

4.1. Solutiile tehnice de racordare vor tine seama de:

a. configuratia, parametrii si incarcarea RED din zona analizata;

b. centralele fotovoltaice cu puteri mai mari de 5 MW sunt centrale dispecerizabile (CEFD)

c. parametrii energetici care descriu noul punct de producere a energiei electrice;

d. cerintele legale privind zonele de protectie si de siguranta RED coroborate cu conditiile de mediu, dotare tehnico edilitara si limitele de proprietate;

e. parametrii de compatibilitate electromagnetica ai consumatorilor existenti in interactiune cu cei ai noului consumator/producator (descrierea regimului deformant introdus in retea de noul consumator/producator si a masurilor de neutralizare a acestora);

f. previzibilitatea obtinerii avizelor, acordurilor, autorizatiilor legal necesare pentru ocuparea cu instalatii electrice a unui amplasament si/sau pentru modificarea RED existenta;

g. asigurarea conditiilor pentru inscrierea la cartile funciare a servitutilor induse de noile instalatii proprietatilor invecinate amlasamentului ocupat si/sau pe care sunt amplasate noile instalatii;

h. alte conditionari specifice zonei de retea si/sau amplasamentului studiat pentru alimentare cu energie electrica;





Page 4 of 40

4.2. Precizari general valabile pentru stabilirea solutiei de racordare

a. Solutia de racordare, pentru toate CE, noi sau CE existente la care se modifica conditiile tehnice initiale, se stabileste numai prin Studiu de solutie (SS) avizat in CTE – Distribuție Energie Oltenia si CN TRANSELECTRICA SA sau ANRE, dupa caz. b. Masura: b.1. Grupul de masura de decontare se va monta pe linia de evacuare, in punctul de delimitare; masurarea energiei electrice se va face cu un singur contor dublu sens, cu curba de sarcina si telecitire prin GSM, compatibil Converge, clasa 0,5S sau 0,2, in functie de consum, dupa cum urmeaza:

· contoare si transformatoare de curent de clasa 0.5S, in situatia in care curentul masurat pentru consum este cuprins intre 1% si 20% din curentul nominal al transformatorului de curent

· contoare de clasa 0.2 si curent de pornire 0.02%In, respectiv transformatoare de curent de clasa 0.2, in situatia in care curentul masurat pentru consum scade sub 1% din curentul nominal al transformatorului de curent), si va masura energia consumata de producator si energia livrata in reteaua electrica a Distribuție Energie Oltenia de producator.

· in cazul in care si cu clasa de precizie 0,2 se observa ca nu se inregistreaza energia electrica consumata, atunci se va face calculul pentru incasarea energiei electrice necontorizate, in functie de instalatiile energetice existente. Acest lucru va fi prevazut in SS, ATR si CFEE.

· Transformatoarele de masura de tensiune vor avea clasa de precizie in conformitate cu prevederile codului de masurare pentru categoria punctului de masura respectiv

· Pentru transformatoarele de curent si tensiune se va specifica necesitatea prezentarii aprobarilor de model si a buletinelor de verificare metrologice in conformitate cu legislatia BRML.

b.2. In situatia in care semnalul GSM in punctul de delimitare/masura lipseste sau este insuficient, se va prevede fibra optica pana in cel mai apropiat PT/statie a Distribuție Energie Oltenia sau locatie, unde sunt indeplinite conditiile minime de comunicatie. Nota: Calea de comunicatie prin GSM va fi utilizata numai pentru telecitirea contorului Converge, cu asigurarea nivelului de semnal minim (cu antena contorului sau antena directionala cu castig montata in exterior si racordata la contor). Transmiterea la dispeceri a informatiilor privind parametrii energiei electrice debitate in sistem, a pozitiilor echipamentelor de comutatie precum si a comenzilor asupra acestora se vor face prin fibra optica. b.3. Se va asigura sursa de alimentare auxiliara, 100 V, cc sau ca, 30 VA, autonomie de functionare in lipsa tensiunii de masura cel putin 24 ore. b.4. Toate conexiunile circuitelor de masura, echipamentele grupului de masura si contoarele de energie electrica vor fi montate in cutii dedicate exclusiv masurarii energiei electrice, cu posibilitate de sigilare. b.5. Clemele utilizate pentru conexiunea circuitelor de masura vor fi prevazute cu posibilitatea de separare a tensiunilor si de suntare respectiv separare a curentilor. c. Pentru CEF cu puteri mai mari decat 0,1 MW se va monta analizor de energie in incinta punctului de cuplare sau in celula din statie, in compartimentul de circuite secundare. Analizorul de energie va respecta cerintele din caietul de sarcini pus la dispozitie de Distribuție Energie Oltenia. d. Racordarea CEF la reteaua electrică de distributie nu trebuie să conducă, prin puterea evacuată, la

cresterea pierderilor de energie în reteaua electric, fată de nivelul pierderilor în regimul normal anterior, astfel : § Gradul de incarcare al elementului de retea in care se racordeaza locul de producere si posibilitatea ca

puterea evacuata sa fie consumata in zona de producere; § Modificarile in circulatia de putere ca urmare a puterii evacuate in zona de noua centrala; § Solutia nu trebuie să conducă, prin puterea evacuată, la cresterea pierderilor de energie în reteaua

electrica, fată de nivelul pierderilor în regimul normal anterior, avand in vedere tintele stabilite de catre ANRE pentru Distribuție Energie Oltenia, pe nivelul de tensiune unde se face racordare si nivelul de tensiune si anume :

§ CPT IT - 1,18% (total retele 110 kV, la nivel de Distribuție Energie Oltenia.) § CPT MT - 4,01% (total retele MT si statii de transformare 110/20 kV, la nivel de Distribuție

Energie Oltenia.) § CPT JT - 22% (total retele JT si posturi de transformare 20/0.4kV, la nivel de Distribuție Energie

Oltenia.)





Page 5 of 40

A. In situatia in care CPT existent, calculat pentru elementul de retea in care se doreste racordarea locului de producere si consum , este sub tintele stabilite de ANRE (CPTexistent < CPT tinte ANRE) , proiectantul va trebui sa tina seama de urmatoarele considerente : A.1. Daca solutia de racordare, propusa, este in LEA 110 kV, se accepta un aport de CPT de cel mult

0.31% , dar fara ca tinta CPT IT sa fie depasita (atat pe linia 110 kV in care se racordeaza centrala, cat si pe buclele adiacente), Analiza de sistem se va face pe toata zona de retea, pana in nodurile in care circulatia de puteri nu sufera modificari ca urmare a racordarii noii centrale. In situatia in care din analiza de regimuri se constata ca puterea evacuata de centrala, genereaza modificari de circulatii de puteri care conduc pe anumite tronsoane de retea la depasiri ale capacitatii de distributie, atunci solutia nu va fi retinuta (nu se accepta solutii care sa conduca la efectuarea de lucrari de intarire ) si se va proceda la analiza unei alte solutii de racordare.

A.2.Daca solutia de racordare, propusa, este in statia de transformare 110/MT, se accepta un aport de CPT de cel mult 0.91% pe barele de MT, dar fara ca tinta CPT MT sa fie depasita. Daca din analiza de sistem se constata ca puterea debitata de centrala ajunge si pe barele de 110 kV, se va continua analiza conform precizarilor de la pct A.1 (aportul de CPT pentru retelele 110 kV este de cel mult 0.31% , dar fara ca tinta CPT IT sa fie depasita);

A.3. Daca solutia de racordare, propusa, este in LEA MT, se accepta un aport de CPT de cel mult

0.91% , dar fara ca tinta CPT MT sa fie depasita (atat pe linia MT in care se efectueaza racordul, cat si pe buclele adiacente), pana in nodurile in care ciculatia de puteri nu sufera modificari ca urmare a racordarii noii centrale . Pentru analiza de regimuri se constata ca puterea evacuata de centrala, genereaza modificari de circulatii de puteri care conduc pe anumite tronsoane de retea la depasiri ale capacitatii de distributie, atunci solutia nu va fi retinuta ( nu se accepta solutii care sa conduca la efectuarea de lucrari de intarire ). In acest caz se va proceda la analiza unei solutii de racordare, intr-o alta linie MT din zona, la o solutie de racordare direct in statia detransformare sau o solutie de racordare la o tensiune superioara .

A.4. Daca solutia de racordare, propusa, este in LEA JT, nu se accepta depasirea CPT existent (aport

CPT ca urmare a racordarii centralei =0%); Este acceptata solutia de racordare in retelele electrice de JT doar in situatia in care puterea evacuata de centrala este consumata in totalitate in zona de producere, fara a conduce la modificari ale circulatiei de puteri in reteaua din zona de racord. In situatia in care aceste conditii nu pot fi indeplinite, se va proceda la analiza unei alte solutii de racordare, la o tensiune superioara .

B. In retelele electrice cu CPT existent este mai mare sau egal cu tintele de CPT stabilite de ANRE

(CPTexistent ≥ CPT tinte ANRE), operatorul de retea isi rezerva dreptul de a nu accepta solutii de racordare de noi locuri de producere si consum care conduc la cresteri ale CPT–ului. In aceasta situatie prestatorul serviciului de proiectare va proceda la alegerea de solutii de racordarea in alte retele electrice din zona centralei, ce respecta conditiile de la pct. A. Daca din analiza de regimuri se constata ca puterea evacuata de central conduce la scaderea

CPTexistent, solutia propusa poate fi retinuta doar daca aceasta reducere conduce la un CPT sub valoarea tinta ANRE .

d. Puterea maxima instalata a CE va fi mai mica decat puterea maxima admisa de RED in regimul cel mai defavorabil (temp mediului ambiant + 45oC); e. In analiza solutiei de racordare la RED a CE se va tine seama si de producatorii existenti, CR incheiate cu alti utilizatori, precum si de ATR-urile emise,aflate in perioada de valabilitate, pentru care nu au fost inca incheiate Contracte de Racordare. f. Studiul de solutie va cuprinde informatiile necesare emiterii ATR-urilor de producator, in functie de tipul generatoarelor (fotovoltaice, sincrone sau asincrone), conform – ORDIN nr.28 din 21.10.2010 pentru aprobarea Avizelor tehnice de racordare - conţinut cadru g. In solutiile de racordare vor fi incluse si studii privind siguranta functionarii RED (sau RET, daca este cazul) in regim de ,,N” si ,,N-1” elemente in functiune. OD poate cere efectuarea de studii si pentru contingente multiple





Page 6 of 40

(,,N-k”) in cazul in care, in baza experientei sale, poate estima in mod rezonabil ca producerea unor astfel de incidente are un grad mare de probabilitate si are consecinte importante. Pentru toate cazurile se vor lua in calcul puterile maxime instalate in CE din zona de retea studiata. h. Pentru proiectarea instalatiilor noi se vor respecta Politicile Tehnice in vigoare in toate variantele studiate; i. Pentru materialele si echipamentele prinse in lucrarile pe tarif de racordare se vor respecta obligatoriu Caietele de Sarcini si standardele Distribuție Energie Oltenia j. Pentru instalatii ale Distribuție Energie Oltenia, montate in instalatiile tertilor se vor incheiea conventii de uz si servitute cu cu titlu gratuit si acces nelimitat; k. Celule MT montate in PA sau statii 110 kV modernizate vor fi identice cu cele existente; l. Celule MT montate in PA sau statii 110 kV nemodernizate vor fi compatibile cu cele existente; m. In situatia in care se face racodarea direct pe barele unei statii de transformare din patrimonmiul Distribuție Energie Oltenia, celule noi vor fi echipate obligatoriu cu analizor de energie electrica si 3 transformatoare de tensiune pentru alimentarea acestuia si se vor integra in sistemul SCADA al Distribuție Energie Oltenia Nu este permisa alimentarea analizorului din buclele de masura existente in statie. n. Echiparea celulelor in statiile de 110 kV va contine suplimentar:

· Analizor energie electrica; · Echipament pentru comunicare la distanta in statiile 110 kV nemodernizate; · Integrarea in SCADA pentru statiile 110 kV modernizate.

o. Inca din momentul in care se doreste inceperea efectuarii probelor , Producatorul trebuie sa aiba incheiate doua contracte:

· Contract incheiat cu un furnizor pentru preluarea energiei produse . · Contract cu un furnizor (acelasi sau altul decat cel ce preia energia) pentru asigurarea energiei

consumate la toate punctele de racord la retea (inclusiv in punctul in care debiteaza.) p. Studiul de Solutie va contine mentiunea explicita a interzicerii amplasarii panourilor fotovoltaice in culoarul

de trecere al LEA, respectiv a blocarii accesului la culoarul liniei conform articolului nr. 49 din Legea energiei electrice si gazelor naturale 123/2012 .

q. In situatia in care linia la care se racordeaza centrala este conectata la o statie apartinand SC Transelectrica SA sau a altui operator, este obligatorie avizarea documentatiei si la acestia.

r. Pentru cazurile in care centrala este racordata intr-o linie cu capete multiple sau buclata, in afara grupului de masura de producere/consum, vor fi prevazute grupuri de masurare,cu contoare dublu sens in toate capetele liniilor pe unde circula energia produsa.

s. Pentru cazul in care racordarea se face intr-o celula in statia de transformare si energia circula spre nivelul superior de tensiune, celula respectiva va fi echipata conform punctului b1, iar contorul aferent transformatorului pe partea de tensiune identica cu nivelul celulei va fi echipat cu contor dublu sens.

t. Modul de racordare al CEF cu putere debitata >= 1 MW: i) Racordare in LEA/LES MT: Racordarea se va face prin PC , cat mai aproape de PCC, realizat pe fonduri beneficiar, care va contine

echipamente pentru functiile de: - Masurare in sistem Converge - Intrerupator si separare vizibila spre producator - Analizor de energie - Integrare in SCADA - Sistem de protectie si achizitie date - Electroalimentare

ii) Racordare in statia de transformare MT : - Celule MT montate in statii 110 kV/MT modernizate vor fi identice cu cele existente; - Celule MT montate in statii 110 kV/MT nemodernizate vor fi compatibile cu cele existente; - Analizor energie electrica; - Echipament pentru comunicare la distanta in statiile 110 kV nemodernizate;

- Integrarea in SCADA pentru statiile 110 kV modernizate. - Celulele care vor fi montate in statile modernizate se vor integra in sistemul SCADA al Distribuție Energie Oltenia, iar celulele care vor fi montate in statile nemodernizate vor contine echipament prin care se vor transmite la dispecer marimile P,Q,U,f si pozitia intrerupatorilor .





Page 7 of 40

4.2. Cerintele pentru racordarea centralelor electrice

Datele necesare a fi cuprinse in SS: 4.2.1. Pentru producatori care se racordeaza la tensiunea de 110 kV:

a. prezentarea situaţiei energetice a reţelei şi a utilizatorului, existente şi de perspectivă; b. variante de racordare posibile avute în vedere; c. variante de racordare reţinute şi analizate, inclusiv plan de situaţie cu trasarea instalaţiilor de

racordare, cu specificarea punctelor de racordare, a punctelor de delimitare şi a modului de realizare a măsurării;

d. calcule de regimuri permanente de funcţionare cu n şi n -1 elemente în funcţiune; e. calcule de regimuri de stabilitate tranzitorie pentru stabilirea impactului între sistem şi utilizator f. calculul solicitărilor la scurtcircuit;

g. calculul pierderilor de putere, după caz, la nivel SEN; h. calculul nivelului de siguranţă al reţelei în punctul de delimitare; se calculează indicatorii prevăzuţi în

standardele de performanţă şi/sau în contractele-cadru, precum şi cei solicitaţi de către utilizator; i. propuneri pentru furnizarea unor servicii de sistem, dacă este cazul; j. cerinţele de monitorizare şi reglaj, inclusiv interfaţa cu sistemele SCADA şi de telecomunicaţii; k. modul în care sunt îndeplinite cerinţele tehnice privind racordarea impuse prin Codul tehnic al

RET/RED sau prin alte norme; l. lucrările necesare pentru realizarea instalaţiei de racordare, pentru fiecare variantă reţinută şi

analizată şi evaluarea costului acestora; m. lucrările strict necesare în instalaţiile operatorului de reţea, în amonte de punctul de racordare, ca

urmare a impactului apariţiei/dezvoltării utilizatorului - pentru fiecare variantă reţinută şi analizată - şi evaluarea costului acestora.

n. lucrarile strict necesare pe fonduri beneficiar si evaluarea acestora; o. evaluarea tuturor lucrarilor (operator si utilizator) se va face in conformitate cu Ord 28/2008 pe baza

de Deviz general si devize pe obiecte

4.2.2. Pentru ceilalti producatori racordati in MT/JT: a. prezentarea situaţiei energetice a reţelei şi utilizatorului, existente şi de perspectivă; b. modul în care sunt îndeplinite cerinţele tehnice privind racordarea impuse prin Codul tehnic al RED sau

prin alte norme; c. variante de racordare posibile avute în vedere; d. variante de racordare reţinute şi analizate, inclusiv plan de situaţie cu trasarea instalaţiilor de

racordare, cu specificarea punctelor de racordare, a punctelor de delimitare şi a modului de realizare a măsurării energiei electrice tranzitate;

e. calculul solicitărilor la scurtcircuit; f. calculul aportului de curent capacitiv in reteaua MT in care se racordeaza

g. lucrările necesare pentru realizarea instalaţiei de racordare, pentru fiecare variantă reţinută şi analizată

şi evaluarea costului acestora; h. lucrările strict necesare în instalaţiile operatorului de reţea, în amonte de punctul de racordare, ca

urmare a impactului apariţiei/dezvoltării utilizatorului - pentru fiecare variantă reţinută şi analizată - şi evaluarea costului acestora.

i. calculul pierderilor de putere, după caz, la nivel de MT, 110 kV; j. cerinţele de monitorizare şi reglaj, inclusiv interfaţa cu sistemele SCADA şi de telecomunicaţii;

k. lucrarile strict necesare pe fonduri beneficiar si evaluarea acestora; l. evaluarea tuturor lucrarilor (operator si utilizator) se va face in conformitate cu Ord 28/2008 pe baza

de Deviz general si devize pe obiecte

OBSERVATIE: În funcţie de particularităţile utilizatorului şi/sau specificul reţelei se admite ca în studiul de soluţie să fie făcute suplimentar şi alte analize, considerate de operatorul de reţea ca necesare sau solicitate de utilizator, sau sa se renunte, cu justificare, la una sau mai multe dintre analizele prevăzute.





Page 8 of 40

4.2.3. Soluţia de racordare a CE dispecerizabile (CED) trebuie sa aibă în vedere urmatoarele: a conexiunile dintre instalatiile utilizatorilor si RED trebuie sa fie controlate prin aparate de comutatie

capabile sa intrerupa curentul maxim de scurtcircuit in punctul de racordare si sa nu produca supratensiuni de comutatie in afara limitelor prevazute de normele tehnice in vigoare;

b. analizele in vederea determinarii solicitarilor la scurtcircuit si a curentului nominal al echipamentelor primare de comutatie in punctele de racordare se fac de catre OD pentru fiecare cerere de racordare pe baza unui studiu prezentat de catre utilizator;

c. evitarea funcţionării CED în regim insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecţii care să deconecteze CED într-un asemenea regim.

1. Daca CED este racordata la o linie electrica de medie tensiune sau direct in bara de medie tensiune a instalatiei distribuitorului, ca protectie de rezerva la protectiile proprii CED pentru evitarea funcţionării CED în regim insularizat, intre intreruptorul celulei de medie tensiune aferent liniei la care este racordat generatorul (celula din statia electrica ce apartine OD ) si intreruptorul din celula de medie tensiune din instalatia utilizatorilor prin care se racordeaza la instalatia OD se va realiza o teledeclansare astfel incat orice deconectare / declansare a intreruptorului din statia electrica sau orice disparitie a tensiunii din instalatia distribuitorului sa conduca la declansarea intreruptorului din instalatia utilizatorului.

d. Logica de functionare a teledeclansarii va cuprinde urmatoarele situatii: 1. comanda manuala de deschidere a intreruptorului din statia electrica ce apartine OD; 2. functionarea DRRI 110 kV pentru statiile alimentate in bucla sau

ramanerea fara tensiune a barei 110KV pentru functionare radiala a statiei; 3. daclansarea transformatorului/transformatoarelor 110 kV aflat/aflate in

functiune la aceiasi bara de medie tensiune cu celula liniei la care este racordata CED;

4. declansarea prin protectii propri celulei de medie tensiune aferente liniei la care este racordata CED;

e. Celula din instalatia utilizatorului prin intermediul careia aceasta este racordata la instalatia OD

trebuie sa includa terminale de protectie cu minim urmatoare functii: 1. protectie maximala de curent pe faza directionata in doua trepte si nedirectionata in trei

trepte ; 2. protectia maximala de curent pe faza cu blocaj de minima tensiune; 3. protectia maximala de curent homopolar directionata in doua trepte cu valoarea minima

a curentului homopolar de actionare de 1 A primar si homopolara nedirectionata in doua trepte

4. protectia maximala de tensiune in doua trepte; 5. protectia minimala de tensiune in doua trepte cu blocaj la scaderea tensiuni sub un

anumit prag; 6. protectia maximala si minimala de frecventa fiecare in doua trepte , inclusiv df/dt; 7. Protectie impotriva dublei puneri la pamant; 8. monitorizare pozitie aparataj primar; 9. inregistrator de evenimente care sa permita memorarea si oscilografierea marimilor de

defect masurate (cel putin curenti de faza, tensiuni de faza si frecventa), respectiv semnale numerice aferente demarajelor si declansarilor date de functiile de protectie enumerate mai sus;

10. autosupraveghere;

4.3.3. ARHITECTURA MONITORIZARE C.E. cu puteri >1MW prin sistemul SCADA este descrisa in Anexa 7.





Page 9 of 40

Cap.5. Cerinţe pentru centralele fotoelectrice dispecerizabile (CEFD)

· Art.1.CFED trebuie să respecte integral cerinţele Codului tehnic al reţelei electrice de transport,

aprobat prin Ordinul presedintelui ANRE nr.20/2004/Codului tehnic al reţelelor electrice de distribuţie, aprobat prin Ordinul presedintelui ANRE nr.128/2008 şi prezentei reglementări.

· Art.2.CFED trebuie să fie capabile să producă pe durata nelimitată, în punctul comun de cuplare,

simultan puterea activă şi reactivă maximă corespunzătoare condiţiilor meteo, în conformitate cu diagrama P-Q echivalentă pentru care a primit aviz, în banda de frecvenţe 49,5÷50,5 Hz şi în banda admisibilă a tensiunii.

· Art.3.(1) Toate invertoarele componente ale unei CEFD trebuie să aibă capapabilitatea:

§ să rămână conectat la reţea si să funcţioneze continuu, fără limită de timp, în domeniul de frecvenţă (47,5 ÷ 52) Hz; § să rămână conectate la reţeaua electrică atunci când se produc variaţii de frecvenţă având viteza de până la 1 Hz/secundă; § să funcţioneze continuu la o tensiune în PCC în domeniul (0,90 ÷ 1,10) Un;

· Art.4 (1) CEFD si invertoarele componente trebuie să rămână în funcţiune la apariţia golurilor şi a

variaţiilor de tensiune, de tipul celor din fig.1(sa asigure trecerea peste defect), pe una sau pe toate fazele, în punctul de delimitare:

Figura 1: Amplitudinea golurilor de tensiune la care CFED trebuie să rămână în funcţiune

(2) Pe durata golurilor de tensiune toate invertoarele trebuie să injecteze curentul electric reactiv maxim, timp de minimum 3 s, fără a depăşi limitele de funcţionare ale CFED.

Art.5.CEFD va fi prevăzută cu un sistem de reglaj automat al puterii active în funcţie de valoarea frecvenţei (reglaj automat frecvenţă/putere). Acesta va acţiona conform unei curbe de răspuns frecvenţă/putere activă exemplificată în figura 2, unde Pm reprezintă puterea momentană. Coordonatele punctelor A, B, C, D şi E depind de valoarea frecvenţei, a puterii active pe care o poate produce centrala şi de valoarea de consemn la care este limitată puterea activă, în intervalele: A (50-47 Hz), B (50-47 Hz), C (50-52 Hz), DE (50-52 Hz). Poziţia punctelor trebuie să poată fi setată conform solicitărilor operatorului de reţea cu o eroare de maximum ±10 mHz. Eroarea de măsurare a frecvenţei nu trebuie să fie mai mare de ± 10 mHz.





Page 10 of 40

Figura 2: Variatia puterii CEFD functie de frecvenţă

(2) Modificarea puterii active generate datorită variaţiilor de frecvenţă va fi realizată, pe cât este posibil în condiţiile momentane de radianţă solară, prin modificarea proporţională a puterii active generate la nivelul invertoarelor CEFD. (3) Daca valoarea frecvenţei ajunge la o valoare mai mare decât cea corespunzătoare segmentului „D – E” pe curba caracteristică prezentată în figura 2, se admite ca CEFD să fie deconectata.

· Art.6 (1) Puterea activă generata de o CFED trebuie să poată fi limitată la o valoare de consemn.

(2) Mărimea valorii de consemn a puterii active trebuie să poată fi preluată automat de la distanţă , (3) CFED trebuie să asigure reglajul puterii active în punctul comun de cuplare într-o bandă de ±5% din puterea instalată a CEF faţă de puterea de consemn. (4) CFED trebuie să aibă capacitatea de a seta viteza de variaţie a puterii active generate la valoarea impusă de operatorul de OTS (MW/minut), de minimum 10%∙Pi/minut;

· Art.7. (1) CFED trebuie să fie dotata cu sisteme de protecţii fiabile şi sigure, atât împotriva

defectelor din reţeaua proprie, cât şi împotriva defectelor din SEN. (2) Operatorul de reţea poate solicita în avizul tehnic de racordare, instalarea suplimentară în CFED a unor sisteme de automatizare destinate reducerii rapide a puterii, respectiv până la oprirea acesteia in cazuri justificate ,pentru protectia instalatiilor, persoanelor si a mediului.

· Art.8. (1) Detinatorul CFED este obligat sa asigure protejarea panourilor fotovoltaice , a

invertoarelor componente ale CFED şi a instalaţiilor auxiliare contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea corecta a protecţiilor de declanşare a CFED ori la incidentele din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor în reţea, supratensiuni tranzitorii etc.) cât şi în cazul apariţiei unor condiţii excepţionale/ anormale de funcţionare.

(2) Detinatorul CFED trebuie să pună la dispoziţia operatorului de reţea tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, curent electric şi declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect, la interfaţa CFED-SEN.

0

20

40 40 40

60

80

100

47 48 49 50 51 52 53

A B

C

D

E

Pm

(%)

f (Hz)





Page 11 of 40

Art.10. (1) La valori ale tensiunii în punctul comun de cuplare situate în banda admisibilă de tensiune, puterea reactivă produsă/absorbită de o CFED aflata in functiune trebuie să poată fi reglată continuu corespunzător unui factor de putere în valoare absolută de maximum 0.9 capacitiv şi 0.9 inductiv.

(2) CFED trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune - putere reactivă în PCC în oricare din modalităţile (cu utilizarea integrală a resurselor de putere reactivă ale CEF):

§ reglajul tensiunii in PCC; § reglajul puterii reactive schimbate cu SEN in PCC.

(3) CFED trebuie să asigure in PCC schimb de putere reactivă nulă cu sistemul în cazul în care CFED nu produce putere activă (la putere activa generata nula).

· Art.11. În regim normal de funcţionare al reţelei, CFED nu trebuie să producă în punctul comun

de cuplare variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 4% din tensiunea nominală la medie si inalta tensiune si de ± 5% din tensiunea nominala la joasa tensiune.

· Art.12. Soluţia de racordare a CFED nu trebuie sa admita functionarea CFED în regim

insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecţii care să declanşeze CFED la aparitia unui asemenea regim.

· Art.13.(1) Invertoarele componente CEFD, având certificate de tip conform normelor europene aplicabile, garantează respectarea cerinţelor prezentei norme tehnice referitoare la comportamentul la variaţiile de frecvenţă şi tensiune, precum şi la trecerea peste defect. .

· (2) Indiferent de numărul invertoarelor şi al instalaţiilor auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, CEFD trebuie să asigure în PCC calitatea energiei electrice conform cu standardele în vigoare.

· Art.14. (1) În scopul efectuării studiilor de soluţie de racordare, solicitantul de ATR pune la dispoziţia OTS sau OD (după caz) un model de simulare a funcţionării centralei.

· (2) Modelul trebuie să fie furnizat într-un format cerut de OTS sau OD. · (3) Modelul trebuie să evidenţieze: modul de trecere peste defect (low voltage ride through –

LVRT), modul de comportare la defecte simetrice şi asimetrice în reţeaua operatorului de reţea, parametrii CEFD necesari atât pentru calculele de regimuri staţionare, pentru cele de regimuri dinamice/tranzitorii, cât şi pentru calculele valorilor curenţilor de scurtcircuit, necesare parametrizării instalaţiilor de protecţie.

· Art.15.CEFD este monitorizată din punct de vedere al calităţii energiei electrice în PCC pe durata testelor. CEFD racordate in RET vor asigura monitorizarea permanenta a calitatii energiei electrice prin integrarea in sistemul de monitorizare al calitatii energiei electrice al OTS.

· Art. 16 (1) OD şi OTS, după caz, verifică şi asigură că racordarea şi funcţionarea CEFD nu conduce la încălcarea normelor în vigoare privind funcţionarea în domeniul de frecvenţă, de tensiune, capabilitatea de trecere peste defect şi calitatea energiei electrice în PCC.

· (2) Verificarea se realizează conform unei proceduri elaborate de OTS, cu consultarea OD şi avizate de ANRE. Procedura se referă la fazele de punere în funcţiune, perioada de probe şi acceptarea în funcţionare de durată.

· Art. 17. (1) În situaţii justificate, în scopul asigurării funcţionării în condiţii de siguranţă a reţelei electrice, operatorul de reţea poate impune pentru CEFD condiţii suplimentare celor de mai sus sau mai restrictive. (2) CEFD cu puteri mai mari decat 5 MW si mai mici sau egala cu 10 MW sunt exceptate de la aplicarea prevederilor art.5, art.6 alin.(4), art.10 alin.2 lit.a si art. 14 alin.(1) si (2) Cerinţe pentru echipamentele de telecomunicaţii

Art.19)Deţinătorul CEF trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare către operatorul de reţea şi OTS, după cum urmează:





Page 12 of 40

a) CEFD racordate la RET se integrează numai în sistemul EMS-SCADA şi asigură cel puţin următorul schimb de semnale: P, Q, U, f, consemne pentru P, Q şi U, semnale de stare şi comenzi: poziţie întreruptor şi poziţie separatoare. Se asigură redundanţa transmiterii semnalelor prin două căi de comunicaţie independente, dintre care cel puţin calea principală va fi asigurată prin suport de fibră optică;

b) CEFD racordate la RED se integrează atât în EMS-SCADA, cât şi în DMS-SCADA. Integrarea în EMS-SCADA se asigură pentru cel puţin următorul schimb de semnale: P, Q, U, f şi mărimile de consemn pentru P, Q şi U, semnalele de stare şi comenzile: poziţie întreruptor. Integrarea în EMS SCADA se asigură prin redundanţa transmiterii semnalelor prin două căi de comunicaţie independente, dintre care cel puţin calea principală va fi asigurată prin suport de fibră optică. Integrarea în DMS-SCADA se asigură pentru cel puţin următorul schimb de semnale: P, Q, U, f şi semnalele de stare şi comenzile: poziţie întreruptor şi poziţie separatoare. OD impune propriile cerinţe privind căile de comunicaţie între CEFD şi DMS-SCADA ;

Art. 20. (1) Toate CEFD trebuie să poată fi supravegheate şi comandate de la distanţă.

(2) Funcţiile de comandă şi valorile măsurate ale P, Q, U, f trebuie să poată fi puse la dispoziţie operatorului de reţea, într-un punct convenit de interfaţă cu sistemul EMS-SCADA.

Cap.6. Informaţii necesar a fi transmise de CEF

6.1. (1) Deţinătorul CEF cu puteri instalate mai mari de 1MW va trimite la operatorul de retea , pentru

fiecare centrală pentru care solicită racordarea, respectiv efectuarea de probe pentru punerea în funcţiune, datele tehnice indicate în tabelul 1 unde:

S - date standard de planificare, comunicate prin cererea de racordare, pentru elaborarea studiului de soluţie; D - date de detaliu de planificare, comunicate cu minimum 6 luni înainte de PIF; T - date determinate (înregistrate) în urma probelor (testelor) care fac obiectul activităţilor de testare, monitorizare şi control. Determinarea acestor date se realizează în cadrul probelor de PIF şi se transmit la operatorul de reţea în maximum 10 zile de la PIF.

Tabelul 1. Date pentru centralele fotovoltaice cu puteri mai mari de 1MW

Descrierea datelor (simbol) Unităţi de măsură

Categoria datelor

La nivelul centralei fotovoltaice:

Racordare la reţea, amplasare Bara Colectoare şi Punctul de Racordare

Text, schema S

Tensiunea nominală în punctul de racordare kV S Schema electrică a întregii centrale fotovoltaice Schemă D Puterea activă nominală a CEF MW S Puterea maximă aparentă a CEF în PCC MVA S Putere activă netă maximă a CEF în PCC MW D Domeniul de frecvenţă de funcţionare la parametri nominali Hz S Viteza maximă/minimă de variaţie a puterii active ce poate fi realizată la nivelul CEF

MW/min D, T

Consumul serviciilor proprii la puterea activa maximă a CEF în PCC MW D, T Condiţii speciale de conectare/deconectare a centralei fotovoltaice, altele decât ale invertoarelor si a panourilor fotovoltaice componente

Text

S, D

Modelul matematic al centralei fotovoltaice, incluzand invertorul si tipul de panou fotoelectric insotite de simulările efectuate

Text S

Reglajul puterii active în PCC(bucla de reglare) schema de reglare

D

Reglajul tensiunii în PCC (bucla de reglare) schema de reglare

D

Reglajul puterii reactive în PCC (bucla de reglare) schema de D





Page 13 of 40


Categoria datelor

reglare Diagrama PQ în PCC Date grafice D, T Parametrii liniei de racordare la SEN S Frecvenţa minimă de funcţionare Hz S Frecvenţa maximă de funcţionare Hz S Tensiunea minimă de funcţionare kV S Tensiunea maximă de funcţionare kV S

Date referitoare la panourile fotovoltaice care alcătuiesc centrala fotovoltaică

Numărul de panouri fotovoltaice care constituie CEF Număr S Firma producătoare a panourilor fotovoltaice Denumire D Tipul panourilor fotovoltaice Descriere D Aria suprafeţei panoului fotoelectric m2 S Puterea nominală a panoului fotoelectric (cc) kW S Puterea maximă a panoului fotoelectric (cc) kW S Curentul electric nominal al panoului fotoelectric (cc) A S Tensiunea nominală a panoului fotoelectric (cc) V S

Date referitoare la invertoarele utilizate de centrala fotovoltaică

Numărul de invertoare Număr S Tipul invertorului Descriere S Certificate de tip pentru invertoare insotite de rezultatele testelor efectuate de laboratoare recunoscute pe plan european pentru: variatii de frecventa, tensiune si trecere peste defect Certificate D Puterea nominală de intrare (cc) kW S Puterea recomandată maximă de intrare (cc) kW S Domeniul de tensiune de intrare (cc) V S Tensiunea maximă de intrare (cc) V S Curentul maxim de intrare (cc) A S Puterea activă nominală de ieşire (ca) kW S Puterea activă maximă de ieşire (ca) kW S Puterea reactiva nominală de ieşire (ca) kVAr S Tensiunea nominală de ieşire (ca) V, kV S Curentul nominal de ieşire (ca) A S Domeniul de frecvenţă de lucru Hz S Domeniul de reglaj al factorului de putere D Randamentul maxim % D, T Consumul propriu maxim (ca) W D Consumul pe timp de noapte (ca) W D Unităţi de transformare prin care CEF se racordează la SEN:

Număr de înfăşurări Text S Puterea nominală pe fiecare înfăşurare MVA S Raportul nominal de transformare kV/kV S Tensiuni pe plotul median, maxim şi minim (necesare în calcule de scurtcircuit)

% din Unom S, D

Pierderi în gol kW D Pierderi în sarcină kW D Curentul electric de magnetizare % D Grupa de conexiuni Text D Domeniu de reglaj kV-Kv D Schema de reglaj (longitudinal sau longo-transversal) Text, diagram D Mărimea treptei de reglaj % D Reglaj sub sarcină DA/NU D Curba de saturaţie Diagramă D





Page 14 of 40


Categoria datelor

Parametri de calitate ai energiei electrice la nivel CEF

Număr maxim de variaţii ale puterii (ΔS/Ssc) pe minut S, T Valoarea maximă pentru variaţiile rapide de tensiune S, T Factor total de distorsiune de curent electric T Armonice de curent electric (până la armonica 50) T Factor total de distorsiune de tensiune T Armonice de tensiune (până la armonica 50) T Factor de nesimetrie de secvenţă negativă de tensiune T

Cap. 7 Cerinţe tehnice obligatorii pentru Centralele Electrice Fotovoltaice Dispecerizabile (CEFD) în vederea începerii probelor de punere în funcţiune

In vederea primirii acordului de punere sub tensiune pentru probe, gestionarii CEFD intocmesc urmatoarea documentatie care se depune la UNO-DEN . Documentatia trebuie depusa cu minimum 6 luni înainte de data la care prognozează punerea în functiune a instalatiilor (invertoare, centrala, statie proprie, racord, statie/celulă de racord).

Documentatia va cuprinde dupa caz: 1. Copie după ATR şi copie după Contractul de racordare; 2. Datele tehnice necesare completării Tabelului 1.1 din Norma Tehnică: „Condiţii tehnice de

racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice“, (Anexa 1); 3. Proiectul tehnic al CEF din care să rezulte în clar: lungimile şi caracteristicile tehnice ale cablurilor,

ale racodului la statia/celula apartinând OD sau OTS, modul de conectare al invertoarelor şi al instalaţiilor auxiliare şi totodată schema electrică a staţiei şi a centralei (Anexa 2);

4. Schemele de reglare (în detaliu) putere activă, putere reactivă, tensiune, la nivelul CEF, în scopul evidenţierii modului în care:

- este preluata masura de frecventa - este implementata relatia frecventa – putere conform art.9 din Norma citata mai sus - sunt preluate si modificate consemnele de P,Q,U, inclusiv selectarea regimurilor de

functionare la nivelul CEFD - este preluata masura de tensiune in reglajul tensiunii in PCC - este preluata masura de putere reactiva in reglajul tensiunii in PCC

5. Modelul matematic al invertoarelor, a intregii centrale si a mijloacelor de compensare a puterii reactive in PCC la valoarea 0,95 inductiv ÷ 0,95 capacitiv si asigurarea schimbului de putere reactiva nula produsa de CEF.

6. Studiul de reţea pentru calculul necesarului de putere reactivă în punctul de racordare, pentru îndeplinirea cerinţelor articolului 13 din Norma Tehnică (0,95 inductiv ÷ 0,95 capacitiv) pe toată plaja de putere activă, cu asigurarea schimbului de reactiv nul cu sistemul în situaţia în care puterea activă produsă este nulă. Se va atasa diagrama P – Q a CEF in punctul de racordare.

7. Studiul de regim dinamic al CEF si al zonei pentru determinarea posibilitatilor de functionare insularizata a acesteia.

8. Toate datele tehnice necesare efectuării calculelor de regimuri staţionare şi dinamice (Anexa 2); 9. Toate datele tehnice ale echipamentelor primare: trafo 110 kV/MT, trafo MT/JT aferente

invertoarelor inclusiv parametrii electrici şi schemele de reglare, protecţiile corespunzătoare (Anexa 3);

10. Pentru fiecare tip de invertor ce se va monta, se vor transmite copii ale documentelor şi certificatelor de verificare (cf. cerintei din art. 16 a normei tehnice) si ale înregistrărilor parametrilor măsurati la testare, realizate de firme specializate, internaţionale recunoscute pe plan european, care să ateste: - verificarea curbei de capabilitate P – Q; - trecerea peste defect; - funcţionarea invertorului în plaja de frecvenţă (47,5 ÷52) Hz, la viteze de variaţie ale frecvenţei de 1

Hz/sec, la variaţiile de tensiune (0,9 ÷ 1,1)xUn; Certificatele vor fi însoţite de înregistrările efectuate în cadrul acestor teste. Se vor prezenta şi tipul probelor de verificare.





Page 15 of 40

11. Toate datele tehnice necesare calculelor aferente reglajelor protecţiilor (Anexa 3 şi Anexa 4); 12. Calea principală de comunicaţie dintre CEFD şi staţia de racord la sistem va fi realizată pe fibră

optică fiind prevăzută si o cale de rezerva. Proiectele de telecomunicatii trebuie să fie avizate în sedinta CTES Transelectrica;

13. Asigurarea integrării CEF în EMS-SCADA. Acordul pentru prima punere în functiune a CEF este conditionat de documentul care atestă integrarea în EMS-SCADA a CEF. Pentru integrarea CEFD in sistemul EMS-SCADA se va prezenta dovada verificarii schimbului de semnale.

14. Programul de punere în funcţiune, etapizat, pentru CEF, începând cu punerea în funcţiune a staţiei, a racordului, a invertoarelor. Programul va fi detaliat pe paliere de putere instalată şi tipuri de teste interne efectuate;

15. Caracteristicile tehnice ale analizorului de calitate a energiei electrice care va fi montat în punctul de racordare dacă acest punct de racordare apartine RET. Analizorul trebuie să fie de Clasă A, certificat PSL şi să fie capabil să transmită fişiere de tip SQL, PQDIF, txt sau xls în structura impusă de sistemul de monitorizare a calităţii energiei electrice al Transelectrica;

16. Procedura furnizorului pentru punerea in functiune a invertoarelor 17. Datele solicitate la punctele 5,6,,8,9 si 11 se transmit cu cel putin 60 zie inainte de punerea in

functiune. De asemenea, conform cu prevederile Codului Tehnic al Reţelei Electrice de Transport, partea a III-a

Regulamentul pentru Conducerea prin Dispecer a SEN (articolul 19/pag. 96, capitolul 23.7/pag. 126 articolele 181 ÷ 185), pentru realizarea conducerii operative a CEF este necesar să se emită de către centrul de dispecer cu autoritate de decizie asupra reţelei respective următoarele documente:

- încadrarea în SEN a noului obiectiv energetic (CEF); - Ordinul de investire a autorităţii de conducere prin dispecer. Pentru aceasta trebuie transmise următoarele: - schema (monofilară) de racordare la SEN cu precizarea pe schemă a principalilor parametri ai noilor echipamente; - date privind centrul de dispecer care asigură operarea CEF. Acesta trebuie să aibă: locaţie

permanentă (adresă), cameră de comandă, legătură telefonică directă între acest centru şi centrul de dispecer cu comandă nemijlocită asupra centralei şi asupra staţiei, legătură telefonică de rezervă (în orice reţea de telefonie), fax, personal operativ permanent autorizat care operează centrala 24 ore din 24 ore;

- propunere de schemă normală. Personalul operativ al centrului de dispecer care asigură operarea CEFD are cel puţin următoarele

atribuţii privind comanda operativă încă din perioada de probe, după punerea în funcţiune a minimum 60% din puterea instalată a CEF:

- să primească şi să execute ordinul de dispecer de încărcare/descărcare cu putere activă; - să primească şi să execute ordinul de dispecer de pornire/oprire; - să primească şi să execute dispoziţiile de încărcare/descărcare cu putere reactivă (CEF), reglaj

tensiune şi factor de putere (CEFD); - să transmită cereri operative de retragere din exploatare (reducere de putere) pentru lucrări şi/sau

punere în funcţiune; cererile vor fi întocmite conform cap. 22/pag. 113 din Codul Tehnic al Reţelei Electrice de Transport, partea a III-a Regulamentul pentru conducerea prin dispecer a SEN;

- să confirme operativ retragerea din exploatare şi redarea în exploatare; - transmiterea datelor necesare operării şi modificării pe platforma Pieţei de Echilibrare – pentru CEFD; - transmiterea datelor orare: P [MW] şi Q [MVAr] la oră fixă (se poate face şi automat); - transmiterea energiei active pe 24 ore, după încheierea fiecărei zile (ziua D), dar nu mai târziu de ora

06:00 din ziua D + 1; - alte informaţii solicitate de către centrul de dispecer privind funcţionarea CEF; - comunicarea operativ a neconformităţilor şi/sau indisponibilităţilor apărute în CEFD în timp real.

- In vederea punerii in functiune se va verifica: · existenta si functionarea protectiilor impotriva functionarii insularizate · existenta si functionarea protectiei la reconectarea in intervalul de 15 minute de

la disparitia tensiunii in retea.





Page 16 of 40

In legatura cu condiriile pentru testarea conformitatii cu cerintele Normei tehnice pe baza carora OTS emite avizul de respectare si indeplinire a cerintelor Codului RET si a celor specificate in Avizul Tehnic de Racordare, in proiectul tehnic trebuie sa se prevada:

- Posibilitatea inserierii, pe perioada de testare, a echipamentelor de inregistrare a marimilor P,Q,U,f de comanda-simulare si masura;

- Posibilitatea extragerii marimilor de consemn Pcomanda, Qcomanda, Ucomanda si f la iesiri analogice sau fisiere in format “xls” in cadrul SCADA AL CEFD.

In cazul in care beneficiarul va transmite documente certificate de laboratoare independente pentru fiecare tip de invertor utilizat, nu se vor mai realiza probe individuale pe grupuri de invertoare. Transelectrica va participa la probele finale ale CEFD. Cap.8. Formularea cerintelor de continut 8.1. Partea scrisa

a. Pentru solutiile identificate se vor stabili si marca pe planuri zonele de protectie si siguranta si limitele de proprietate si se vor analiza conditiile de coexistenta cu alte retele de utilitati, cai de comunicatie, proprietati, constructii, etc. Vor fi retinute acele solutii care respecta cerintele ordinului 49/2007 si pentru care se pot obtine acordurile necesare inscrierii servitutilor in cartile funciare ale proprietatilor afectate; b. Pentru solutiile identificate se va analiza regimul juridic al terenurilor afectate prin inducerea de servituti legate de culoarele de siguranta si protectie atat pentru instalatiile care se vor realiza pe tarif de racordare (care raman in gestiunea operatorului de distributie) cit si pentru instalatiile care vor fi in gestiunea utilizatorului; c. In lucrare vor fi introduse cel putin acorduri preliminare de principiu ale proprietarilor afectati de servitutile induse de ZP/ZS precum si de servitutie de acces pentru lucrari si manevre; d. In lucrare va fi introdusa lista de capacitati proiectate precizand : cantitatile,

caracteristicile tehnice principale, duratele minime de viata (conform anexa 7) si valoarea ;

e. Punctul de delimitare intre OD si noii clienti va fi stabilit conform prevederilor HG 90/2008 „Hotarare pentru aprobarea Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la retelele electrice de interes public”; f. La stabilirea punctului de delimitare se vor avea in vedere: i. tipul instalatiei: de transport, de distributie sau de utilizare; ii. limita de proprietate asupra terenurilor, evitandu-se pe cat posibil amplasarea instalatiilor operatorului de retea pe proprietatea utilizatorului; iii. racordarea in perspectiva de noi utilizatori la instalatia de racordare. g. In cazul in care, la cererea si cu acceptul producatorului/utilizatorului, delimitarea instalatiilor se face pe proprietatea acestuia, producatorul/utilizatorul se va angaja juridic, prin incheierea unui contract de superficie si inscrierea acestuia in cartea funciara, ca nu va emite pretentii financiare legate de existenta unor instalatii realizate in beneficiul lui si amplasate pe proprietatea sa, dar care apartin operatorului de retea, ori pentru racordarea altor utilizatori din instalatiile in cauza si se va obliga sa transmita aceste obligatii si succesorilor proprietari ai imobilelor respective; h. In cazul in care, la cererea utilizatorului, punctul de delimitare se stabileste in amonte de limita de proprietate, producatorul/utilizatorul devine detinatorul unei retele electrice amplasate pe proprietatea publica sau a tertilor si are responsabilitatea: i. de a obtine de la detinatorii terenurilor dreptul de uz si de servitute asupra proprietatilor acestora, pentru executarea lucrarilor necesare realizarii retelei electrice, pentru asigurarea functionarii normale a acesteia, precum si pentru realizarea reviziilor, reparatiilor si interventiilor necesare; ii. de a asigura exploatarea si mentenanta instalatiilor proprii in conformitate cu normele in vigoare, numai cu personal calificat si autorizat, respectiv prin operatori economici atestati; iii. de a realiza o functionare a retelei electrice in conditii de siguranta pentru oameni sau animale, fiind direct raspunzator de producerea unor incidente sau accidente si de urmarile acestora;





Page 17 of 40

j. Proiectantul este obligat sa tina cont de toate ATR-urile existente in zona si care se gasesc pe situl Distribuție Energie Oltenia. Valabilitatea acestor ATR va fi validata de Distribuție Energie Oltenia; k. Daca puterea produsa de noul producator depaseste consumul mediu pe barele de medie tensiune ale statiei la care se face racordarea, proiectantul are obligatia de a analiza si reteaua de 110 kV pe criteriul n si n-1 (inclusiv calculul pierderilor in transformator). Lucrarile de intarire a retelei vor fi cuprinse in totalitate in proiect, chiar daca au mai fost cuprinse si in alte proiecte anterioare. l. In situatia in care solutia de racordare CEF la RED prevede montarea de celule in statii, proiectul va contine obligatoriu faza DDE pentru montarea celulelor in statie.

8.2. Partea desenata va cuprinde: i. Plan de incadrare in zona 1/5000; ii. Plan de situatie existenta la o scara care sa permita vizualizarea cu claritate a datelor

de interes; iii. Plan de situatie proiectata (pentru fiecare varianta propusa) cu delimitarea

proprietatilor, a zonelor de protectie si siguranta (ZP/ZS), a retelelor de utilitati, a constructiilor existente in ZP/ZS si in imediata apropiere a acestora,caile de acces pentru manevre si lucrari de mentenata si interventii accidentale o scara care sa permita vizualizarea cu claritate a datelor de interes;

iv. Scheme monofilare ale retelelor completate cu calcule electrice: circulatii de puteri, caderi de tensiune, curenti de scurtcircuit, valori pentru echipamentele de comutatie;

v. Scheme electrice de incadrare in sistem.

8.3. Devizul general al investitiei se va intocmi in conformitate cu HG 907/2016 privind aprobarea continutului-cadru al documentatiei tehnico-economice si a devizului general.

Se va evidentia distinct in dezivul general (ca partea supusa achizitiei) costurile aferente intocmirii documentatiei topo-cadastrala depunerea acesteia la OCPI in vederea obtinerii intabularii; Se va evidentia distinct in dezivul general (ca partea supusa achizitiei) costurile aferente intocmirii documentatiei GIS;

Devizul general al investitiei se intocmeste pentru fiecare varianta propusa si va include costurile separat pe fonduri de finantare, daca este cazul. La devizul general se va adauga centralizatorul obiectelor. Montarile de contoare nu vor fi cuprinse in devize; Lucrarile de intarire vor fi evaluate conf. Ord 59/2013, 87/2014 si anume:

- evaluarii lucrarilor de intarire retea si a modului de calcul a componentei Ti; - lucrari ce trebuie efectuate pentru intarirea retelei electrice existente detinute de operatorul de retea in amonte de punctul de racordare,pentru crearea conditiilor tehnice necesare racordarii utilizatorului defalcate conform urmatoarelor categorii:

1) lucrari de intarire determinate de necesitatea asigurarii conditiilor tehnice in vederea consumului/producerii pentru locul de consum,/producere in cauza

2) lucrari de intarire pentru crearea conditiilor tehnice necesare racordarii mai multor locuri de consum si producere

c) cerinte pentru protectiile si automatizarile la interfata cu reteaua electrice d) date energetice ale locului de producere e) evolutia puterii aprobate in functie de etapele de dezvoltare f) puterea maxima ce poate fi evacuata fara realizarea lucrarilor de intarire retea pe etape de dezvoltare g) date despre punctul comun de cuplare h) conditii specifice de racordare si alte cerinte din aceste ordine.

8.4. Cerinte privind protectia mediului

- Solutia tehnica adoptata reduce la minimum impactul negativ asupra mediului, in conditii de siguranta si eficienta in toate fazele ciclului de viata a obiectivului proiectat : proiectare, executie, exploatare, inclusiv pentru faza de dezafectare, respectand cerintele impuse prin SR EN ISO 14001 si normativele aplicabile, editiile in vigoare.





Page 18 of 40

- In documentatia tehnica, in toate fazele de avizare, se prezinta un capitol referitor la Protectia Mediului. - La elaborarea documentatiei se respecta cerintele legale si alte cerinte aplicabile privind protectia mediului:

Lista obligatiilor de conformare: Nota: Se selecteaza cerintele aplicabile obiectivului proiectat. · Strategia nationala de protejare a mediului; · Legea 265/2006 pentru aprobarea OUG 195/2005 privind protectia mediului; · Legea 211/2011 privind regimul deseurilor; · Legea 325/2002-OG 29/2000 – Reabilitarea termica a fondului construit existent si stimularea

economisirii energiei termice; · Legea 104/2011 privind calitatea aerului inconjurator; · Legea nr. 107/1996 - Legea apelor, cu modificarile si completarile ulterioare : · Legea 310/28.06.2004 si 112/2006 pentru protectia apelor; HG 352/2005; · Legea nr. 278/2013 privind emisiile industriale · Legea 18/1991 - “Legea fondului funciar” cu modificarile si complectarile ulterioare; · Decretul 237/1978 - Decret pentru stabilirea normativelor privind sistematizarea, amplasarea

construirea , repararea LEA care trec prin paduri si terenuri agricole” ; · HGR 856/2002 - evidenta gestiunii deseurilor si aprobarea listei deseurilor periculoase; · OUG 5/2015 privind deșeurile de echipamente electrice și electronice; · L249/2015 - privind gestionarea ambalajelor si a desurilor provenite din ambalaje; · HGR nr. 235/2007 – privind gestionarea uleiurilor uzate; · HGR 352/2005 privind modificarea si completarea HG 188/2002 pentru aprobarea unor norme

privind conditiile de descarcare in mediul acvatic a apelor uzate · HGR 1061/2008 – privind transportul deseurilor periculoase si nepericuloase pe teritoriul

Romaniei; · Legea nr. 292/2018 privind evaluarea impactului anumitor proiecte publice și private asupra

mediului; · HGR nr. 349 din 21 aprilie 2005 - privind depozitarea deseurilor; · OUG 195/2005 privind protectia mediului, cu modificarile si completarile ulterioare; · O. nr.135 din 10 februarie 2010 privind aprobarea Metodologiei de aplicare a evaluarii

impactului asupra mediului pentru proiecte publice si private; · Legea nr. 121/2014 privind eficiența energetică. · Normativ pentru constructia liniilor aeriene de energie electrica cu tensiuni peste 1000 V - NTE

003/04/00, aprobat prin Ordinul nr. 32 din 17.11. 2004 al Presedintelui ANRE; · i-PO-01-02-02#02#02_Inscriptionarea RED revizia in vigoare; · HGR 971/2006 privind cerintele minime privind semnalizarea de securitate; · STAS 297/1-88 Culori indicatoare de securitate; · STAS 297/2-92 Culori si indicatoare.Reprezentari; · ISO 3864 Graphical symbols – Safety colours. · Legea nr. 360 din 2003, privind regimul substantelor si preparatelor chimice periculoase, cu

modificarile si completarile ulterioare - republicare · Hotărârea nr. 539/2016 pentru abrogarea Hotărârii Guvernului nr. 1.408/2008 privind

clasificarea, ambalarea și etichetarea substanțelor periculoase și a Hotărârii Guvernului nr. 937/2010 privind clasificarea, ambalarea și etichetarea la introducerea pe piață a preparatelor periculoase

· Legea nr. 59/2016 privind controlul asupra pericolelor de accident major în care sunt implicate substanțe periculoase;





Page 19 of 40

Nota 1: Legislatia enumerata mai sus nu este limitativa si poate fi completata cu restul prevederilor legale in domeniu, aflate in vigoare la momentul respectiv.

Nota 2: Modificarea legislatiei atrage dupa sine in mod automat si modificarea corespunzatoare a cerintelor apartinatoare, fara ca achizitorul sa-si retina in sarcina obligatii de atentionare.

Nota 3: Lista completa a SPCP este prezentata in HG 1408 din 2008 privind clasificarea, ambalarea, etichetarea substantelor chimice periculoase, cu modificarile si completarile ulterioare.

Modificarea legislatiei atrage dupa sine in mod automat si modificarea corespunzatoare a cerintelor apartinatoare, fara ca achizitorul sa-si retina in sarcina obligatii de atentionare.

Capitolul referitor la Protectia Mediului cuprinde cel putin urmatoarele: 8.4.1. Identificarea aspectelor de mediu si impacturile asociate acestora generate de obiectivele de studiu - (estimarea calitativa si cantitativa);

8.4.2. Determinarea impactului asupra mediului produs de aspectele de mediu semnificative identificate;

La acest punct proiectantul prezinta impactul pe care implementarea si operarea investitiei propuse il genereaza.

Analiza de impact sa detaliaza urmatoarele: - impactul asupra elementelor de mediu (pamant, aer, apa, radiatii, ecosisteme terestre si

subacvatice, habitatul natural, mediul construit, mostenirea arhitecturala si arheologic. - impactul asupra sistemelor, proceselor, structurilor elementelor de mediu, in special asupra peisajului, localitatilor, climei, sistemului ecologic, si analiza schimbarilor in starea de sanatate, sociala si economica a populatiei afectate de investitie (in special calitatea vietii si conditiilor de utilizare a terenurilor)

Nota 1: Pentru identificarea aspectelor de mediu si analiza studiului de impact se utilizeaza lista de verificari pentru identificarea aspectelor de mediu si evaluarea impacturilor asociate acestora (Anexa 1).

8.4.3. Masuri pentru prevenire, reducere, eliminare si monitorizare poluari/impacturi de orice natura asupra mediului, generate de obiectivele avute in vedere in proiect, pentru:

· protectia calitatii aerului si climei; · managementul apelor uzate; · protectia apelor subterane; · reducerea zgomotelor si vibratilor; · protectia solului si al subsolului; · managementul deseurilor; · protectia resurselor naturale si conservatrea biodiversitatii reconstructie

ecologica; · protectia impotriva radiatiilor; · cercetare si dezvoltare; · alte activitati de protectia mediului; · depozitarea materialelor si echipamentelor demontate, transportul materialelor

nereciclabile la locurile de depozitare special, amenajate. Se consulta in acest sens “ Nomenclatorul activitatilor din RET cu efect asupra mediului.

8.4.4. Planul de management de mediu pentru toti factorii de mediu si pentru toate etapele lucrarii, inclusiv dezafectarea. · Planul de management de mediu se realizeaza pentru toate etapele lucrarii luand in

considerare toti factorii de mediu. · Pentru aspectele de mediu semnificative se planifica atat masuri de atenuare cat si





Page 20 of 40

masuri de monitorizare ale impactului de mediu, iar pentru aspectele de mediu nesemnificative se vor planifica doar masuri de atenuare.

Nota 2: Planul de management de mediu se elaboreaza conform modelului prezentat in Anexa 2.

8.4.5. Acordul de mediu, sau, dupa caz, informarea scrisa de la Agentia judeteana pentru protectia mediului privind clasarea notificarii pentru proiectele care nu intra sub incidenta art. 28 din Ordonanta de urgenta a Guvernului nr. 57/2007 privind regimul ariilor naturale protejate, conservarea habitatelor naturale, a florei si faunei salbatice, cu modificarile si completarile ulterioare, si a Hotararii Guvernului nr. 445/2009 si transmiterea unui punct de vedere al autoritatii competente cu precizarea "Nu se supune procedurii de evaluare a impactului asupra mediului si procedurii de evaluare adecvata.

· Documentele sunt prezentate in faza de proiect tehnic (PT) + caiet de sarcini (CS).

8.4.6. Pentru proiectele care prevad traversari de cursuri de apa cu lucrarile aferente: poduri, conducte, linii electrice etc. se impune obtinerea avizului de gospodarire a apelor si, respectiv, notificarea emise de Administratia Nationala Apele Romane.

8.4.7. La proiectarea lucrarilor care pot modifica cadrul natural al unei arii naturale protejate este obligatorie procedura de evaluare a impactului asupra acesteia, urmata de avansarea solutiilor tehnice de mentinere a zonelor de habitat natural, de conservare a functiilor ecosistemelor si de protectie a speciilor salbatice de flora si fauna, inclusiv a celor migratoare, cu respectarea alternativei si a conditiilor impuse prin acordul de mediu, precum si automonitorizarea pana la indeplinirea acestora. (Se obtine Avizului Natura 2000)

8.4.8. Gestionarea deşeurilor · Se va respecta regimul deşeurilor rezultate in urma dezafectarii, la finalul duratei de viata a

echipamentelor electrice componente ale obiectivului proiectat, conform legislatiei in vigoare la data respectiva.

· Se va respecta regimul ambalajelor echipamentelor electrice noi şi al deşeurilor rezultate ca urmare a demontării echipamentelor electrice care vor fi inlocuite, conform legislatiei in vigoare.

· Proiectantul va intocmi lista tipurilor de deseuri rezultate din lucrare conform tabelului:

Denumire deseu

Cod deseu Cantitate Uzura Eliminarea/Valorificarea deseului

Datele din tabel vor fi sustinute de extrase din devizele de demontari, extrase ce se vor anexa acestui tabel.

- Proiectantul va intocmi centralizatorul cantitatilor de deseuri rezultate din lucrare utilizand codificarea nationala conform tabelului anexat temei de proiectare;

Se vor justifica greutatile specifice pe sortotipuri de deseuri utilizate in calculul cantitatilor (masei) materialelor reciclabile. Ori de cate ori este posibil se vor invoca fise tehnice ale producatorilor.

- Se va intocmi lista cu substantele periculoase (daca este cazul) folosite de executant in timpul lucrarii. Eventualele diferente existente intre cantitatile demontate si cele calculate de proiectant vor fi justificate de proiectant prin dispozitii de santier motivate si acceptate de beneficiar.





Page 21 of 40

Se va specifica explicit in DTE obligativitatea constructorului de a justifica cantitatile de deseuri calculate de proiectant astfel incat sa fie indeplinite cerintele de mediu si respectiv Distribuție Energie Oltenia sa isi recupereze valoarea remanenta maxima aferenta materialelor reciclabile.

Se va intocmi Deviz separat pentru costurile asociate masurilor de protectia mediului. -Prin grija executantului de lucrari, toate "materiale ceramice sau din betoane" rezultate in urma lucrarilor de modernizare vor fii transportate la groapa de gunoi sau la un operator de procesare a acestor tipuri de materiale ( ex. statii de concasare ). - Costurile aferente acestor operatii de incarcare, transport aferente "materiale ceramice sau din betoane" rezultate in urma lucrarilor de modernizare vor fii evidentiate intr-un deviz separat.

8.5. Cerinte privind protectia muncii si PSI Proiectele pentru instalatii electrice trebuie sa cuprinda conditiile pentru realizarea/ executarea constructiilor si instalatiilor, tehnologii si solutii conforme prevederilor legale in vigoare privind securitatea si sanatatea in munca, prin a caror aplicare sa fie eliminate sau diminuate riscurile de accidentare si imbolnavire profesionala, in mod deosebit de respectare a prevederilor HG nr.1146/30.08.2006 pentru utilizarea de catre lucratori a echipamentelor de munca. In conformitate cu Legea 307/12.07.2006 privind situatiile de urgenta, DTE va contine masurile de aparare impotriva incendiilor, specifice naturii riscurilor pe care le contin obiectele proiectate.

Cap.9. Sisteme de management aplicate la elaborarea proiectului

- Elaborarea documentatiei trebuie sa respecte standardele:

- SR EN ISO 9001- revizia in vigoareProiectare si dezvoltare,

- SR EN ISO 14001- revizia in vigoare_Control operational,

9. 1.Managementul calităţii 9.1.1. Proiectantul trebuie sa prezinte:

- Programul calităţii, care concretizează sistemul de asigurare şi de conducere a calităţii la particularităţile lucrării ce face obiectul ofertei, avizat de specialişti sau de organisme abilitate în acest sens. Programul calităţii trebuie să cuprindă: - descrierea sistemului calităţii aplicat la lucrare, inclusiv listele cuprinzând procedurile

aferente sistemului calităţii; - listele cuprinzând procedurile tehnice de execuţie a principalelor categorii de lucrări privind

realizarea obiectivului şi planul de control al calităţii, verificării şi încercării; - Corectitudinea intocmirii foii de semnături privind responsabilitatea faţă de elaborarea

documentaţiei de proiectare. - Documentaţia de proiectare va prezenta condiţiile de calitate pentru materialele şi echipamentele

prevăzute, cu trimitere la standardele, prescripţiile şi normativele în vigoare. - Documentaţia de proiectare se va elabora avându-se în vedere valabilitatea fişelor tehnologice şi

a proiectelor tip, integral sau pentru elemente refolosibile, în condiţii concrete de aplicaţie. - Documentaţiile de proiectare vor conţine breviare de calcul cu sinteza calculelor electrice şi

mecanice. - Coordonarea părţii scrise şi părţii desenate pentru asigurarea unui sistem unitar în cazul

colaborărilor de proiectare specializate. - Înregistrări de calitate:

ð graficul de realizare a lucrării, ð programul de urmărire în timp a comportării construcţiilor noi, ð programul tehnologic de execuţie a lucrărilor, ð planul de control al calităţii, verificări şi încercări în timpul execuţiei lucrărilor. ð opţiuni pentru condiţiile speciale de execuţie a lucrărilor.





Page 22 of 40

Cap.10. Probe si verificari Centrala fotovoltaica nu va fi pusa in functiune decat dupa efectuarea cel putin a urmatoarelor probe

si verificari:

10.1. Verificarea de catre Comisia tehnica a Distribuție Energie Oltenia constituita in acest scop a existentei si conformitatii urmatoarelor documente :

1. Conventie exploatare

2. Avizul tehnic de racordare

3. Documentatia tehnica minimala – se va prezenta documentatia tehnica ( PT ) , pina la bornele de joasa tensiune ale transformatoarelor de forta.

4. Document din care sa rezulte ca invertorul / generatorul respecta standardele referitoare la calitatea energiei electrice

5. Document care sa ateste asigurarea caii de comunicatie

6. Document din care sa rezulte ca centrala a fost integrata in sistemul SCADA din Distribuție Energie Oltenia iar lista cu semnalele transmise a fost verificata integral si corespunde

7. Buletine verificare

7.1. BV circuite primare racordate la reteaua OD (PCC si LES)

7.2. BV circuite secundare/protectii (conform dispozitiilor de reglaj dispuse de DCO Distribuție Energie Oltenia) din celula LEA racord la reteaua OD, respectiv BV protectii /automatizari pentru intreaga instalatie a producatorului (doar protectiile care contin functii de protectie identice cu celula de racordare ; doar automatizarile responsabile de functionarea in regim insularizat si reconectare automata a centralei la reteaua OD)

7.3. BV grup masura (TT si TC)

7.3.1. Raport transformare TT si TC

7.3.2. Polaritati TC, TT

7.4. BV pentru orice alte probe si verificari care se efectueaza .

8. Buletin metrologic grup masura

9. Document care certifica indeplinirea tuturor cerintelor din Ghidul privind racordarea la reteaua OD a centralelor electrice

10. Program probe si verificari PIF .

10.2.Teste si verificari la PIF La punerea in functiune a CEF se vor respecta conditiile necesare desfasurarii probelor mentionate in modelul de probe si verificari anexat.

1. Punere sub tensiune a Punctului Comun de Cuplare

1.1. Verificare succesiune faze in secundar celula masura

1.2. Verificare succesiune faze la terminal protectie celula racord retea OD

1.3. Verificare inregistrari Analizor Energie Electrica

2. Punere sub tensiune TSI si consumatori 0,4kV

2.1. Verificare diagrama fazoriala Contor SI (daca este cazul)

2.2. Verificare diagrama fazoriala contor celula masura





Page 23 of 40

3. Conectare invertoare/grup

3.1. Verificare diagrama fazoriala contor celula masura

3.2. Extragere date AEE si verificare marimi electrice tranzitorii la conectare si marimi electrice la functionare continua (armonici, THD, etc )

4. Verificare deconectare a CE la disparitia tensiunii de retea

4.1. Se deconecteaza intrerupatorul 20kV al celulei racord la reteaua OD

4.1.1. Se verifica declansarea prin protectii a invertoarelor/grupurilor

4.1.2. Se nominalizeaza protectiile prin care au declansat si timpul de declansare

4.1.3. Se extrag date din AEE si se verifica evolutia marimilor electrice tranzitorii (amplitudine tensiune, frecventa, armonici, etc)

5. Se conecteaza intrerupatorul de la pct 4.1.

5.1. Se verifica functionarea automaticii de blocare a conectarii timp de 15 minute

6. Verificare nefunctionare a CE in regim insularizat

6.1. Se deconecteaza intrerupatorul din celula de racord a statiei de transformare

6.2. Se verifica deconectarea CE prin protectiile din PCC celula racord la reteaua OD

6.3. Se nominalizeaza protectiile prin care a declansat si timpii de actionare

6.4. Se extrag date din Terminalul de protectie numeric pentru verificare marimi electrice (amplitudine tensiune, frecventa, etc)

6.5. Se extrag date din AEE pentru verificare marimi electrice tranzitorii la declansarea CE Comisia de receptie va verifica prin masuratori proprii corectitudinea datelor consemnate in

buletinele aferente testelor si verificarilor efectuate Cap.11. Anexe la tema de proiectare

La TP se anexeaza urmatoarele documente, dupa caz:

1. Cerere eliberare Aviz de Racordare;

2. Aviz Tehnic Racordare (ATR) in vigoare care se doreste a fi modificat in cazul punctelor de consum existente;

3. Chestionar energetic completat la toate rubricile semnat de solicitant si, dupa caz, de consultantul de specialiate energetica;

4. Adresa operatorulului de distributie (OD) prin care se pronunta necesitatea unui studiu de solutie;

5. Scheme monofilare ale instalatiilor de distributie existente in zona,

6. Masuratori de sarcina si tensiune;

7. Fise date tehnice si patrimoniale;

8. Politicile tehnice ale Distribuție Energie Oltenia. Acestea pot fi obtinute la cerere de la specialistii de dezvoltare teritoriali.

9. Program de probe functionale si verificari pentru punerea in functiune

10. Tabel centralizator estimat deseuri 11. Anexa 1 Mediu 12. Anexa 2 Mediu

13. Anexa 7 Lista cu duratele de viata.





Page 24 of 40

ANEXA1 : Fisa verificari

ANEXA 2: Date necesare pentru calculul regimurilor staţionare şi curenţilor de scurtcircuit

ANEXA 3: Date necesare calculelor de protecţii

ANEXA 4: Model fisa de caracteristici pentru echipamente

ANEXA 5: Instructiune pentru punerea in functiune a centralelor electrice racordate in reteaua Distribuție Energie Oltenia

ANEXA 6: Conditiile pentru ca energia produsa sa fie inregistrata in piata de energie indiferent de Pdeb. Aprobata

ANEXA 7: Arhitectura de monitorizare a CE cu puteri mai mari decat 1MW prin sistemul SCADA

ANEXA 8: Proces Verbal (model)

Prezenta tema de proiectare este anexa la Caietul de sarcini. Sef SMAD Intocmit,

ANEXA 1 FISA DE VERIFICARI

Articolul din Norma Tehnică

Cerinţa

Performanţa Invertoarelor/ CEFD asigurată de furnizorul de echipamente

Cerinţa este/nu este asigurată/ observaţii

Art. 7

(1) CEFD trebuie să aibă capacitatea: a) să funcţioneze continuu pentru frecvenţe cuprinse în intervalul 47,5 ÷ 52 Hz;

b) să rămână conectate la reţeaua electrică atunci când se produc variaţii de frecvenţă având viteza de până la 1 Hz/secundă;





Page 25 of 40


Cerinţa



c) să funcţioneze continuu la o tensiune în punctul de racordare în domeniul 0,90 ÷ 1,10 Un;

Art. 8

(1) CEFD si invertoarele componente trebuie să rămână în funcţiune la apariţia golurilor şi a variaţiilor de tensiune de tipul celor din figura 1 (să asigure trecerea peste defect), pe una sau pe toate fazele, în punctul de racordare:

Figura 1: Amplitudinea golurilor de tensiune la care CEF si invertoarele componente trebuie să rămână în funcţiune

(2) Pe durata golurilor de tensiune, toate invertoarele componente ale CEFD trebuie să injecteze curentul electric reactiv maxim, timp de minimum 3 s, fără a depăşi limitele de funcţionare ale CEFD.





Page 26 of 40


Cerinţa



Art. 9

Art. 9. (1) CEFD va fi prevăzută cu un sistem de reglaj automat al puterii active în funcţie de valoarea frecvenţei (reglaj automat frecvenţă/putere). Acesta va acţiona conform unei curbe de răspuns frecvenţă/putere activă exemplificată în figura 2, unde Pm reprezintă puterea momentană. Coordonatele punctelor A, B, C, D şi E depind de valoarea frecvenţei, a puterii active pe care o poate produce centrala şi de valoarea de consemn la care este limitată puterea activă, în intervalele: A (50-47 Hz), B (50-47 Hz), C (50-52 Hz), DE (50-52 Hz). Poziţia punctelor trebuie să poată fi setată conform solicitărilor operatorului de reţea cu o eroare de maxim ±10 mHz. Eroarea de măsurare a frecvenţei nu trebuie să fie mai mare de ± 10 mHz.

(2) Modificarea puterii active generate datorită variaţiilor de frecvenţă va fi realizată, pe cât este posibil în condiţiile momentane de radianţă solară, prin modificarea proporţională a puterii active generate la nivelul invertoarelor CEFD.

(3) Dacă valoarea frecvenţei ajunge la o valoare mai mare decât cea corespunzătoare segmentului „D – E” pe curba caracteristică prezentată în figura 2, se admite ca CEFD să fie deconectată.

Art. 10

(1) Puterea activă produsă de o CEFD trebuie să poată fi limitată la o valoare de consemn.

(2) Mărimea valorii de consemn a puterii active trebuie să poată fi preluată automat de la distanţă.

Pd

C

D

B

0

20

40 40 40

60

80

100

47 48 49 50 51 52 53

A

E

f

(





Page 27 of 40


Cerinţa



(3) CEFD trebuie să asigure reglajul puterii active în punctul comun de cuplare într-o bandă de ±5% din puterea instalată a CEF faţă de puterea de consemn.

(4) CEFD trebuie să aibă capacitatea de a seta viteza de variaţie a puterii active generate la valoarea impusă de OTS (MW/minut), de minimum 10% Pi/minut.

(2) Valoarea vitezei de variaţie a puterii trebuie să poată fi setată într-o gamă cuprinsă între 10% din puterea instalată pe minut şi viteza maximă admisibilă, dată de fabricant.

Art. 13

(1) La valori ale tensiunii în punctul comun de conectare, situate în banda admisibilă de tensiune, puterea reactivă produsă/absorbită de o CEFD aflată în funcţiune, trebuie să poată fi reglată continuu corespunzător unui factor de putere în valoare absolută de maximum 0,95 capacitiv şi 0,95 inductiv.

(2) CEFD trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune - putere reactivă în PCC în oricare din modalităţile (cu utilizarea integrală a resurelor de putere reactivă ale CEF):

a) reglajul tensiunii în PCC; b) reglajul puterii reactive schimbate cu SEN în PCC. (3) Să asigure în PCC schimb de putere reactivă nulă cu sistemul în cazul în care CEFD nu produce putere activă (la putere activă generată nulă).

Art. 14

În regim normal de funcţionare al reţelei, CEFD nu trebuie să producă în punctul comun de cuplare variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 5% din tensiunea nominală a rețelei la care este racordat.

Art. 18

CEFD este monitorizată din punct de vedere al calităţii energiei electrice în PCC pe durata testelor. CEFD racordate în RET vor asigura monitorizarea permanentă a calitătii energiei electrice prin integrarea în sistemul de monitorizare al calitătii energiei electrice al OTS.





Page 28 of 40

ANEXA 2

1. Date necesare pentru calculul regimurilor staţionare şi curenţilor de scurtcircuit:

a. schema electrică a întregii centrale electrice fotovoltaice şi a staţiei de racord la sistem; b. lungimea tuturor cablurilor din CEFD şi lungimea LEA dintre CEFD şi staţia de racordare la sistem; c. parametrii electrici specifici tuturor cablurilor şi liniilor;

Parametrii liniilor şi/sau cablurilor Tip (material)

R+ [Ω/km]la 20°C X+ [Ω/km] C+ [µFarad/km] R0 [Ω/km] X0 [Ω/km]

S [mm2] Un [kV]

d. date referitoare la invertoarele care alcătuiesc centrala electrică fotovoltaică: număr, puterea activă nominală, diagrama P-Q a fiecărui tip de invertor şi în punctul de racordare la sistem, viteza de variaţie a puterii active;

e. pentru unităţile de transformare MT/110kV, MT/MT kV: puterea nominală a înfăşurărilor, tensiunile nominale, pierderile în gol, pierderile în cupru, tensiunea de scurtcircuit, curentul de mers în gol, grupa de conexiuni, reglajul tensiunii (tipul de reglaj, domeniul de reglaj inclusiv numărul plotului nominal, numărul maxim al ploturilor), tratarea neutrului;

f. date privind sistemul de compensare a reactivului (de exemplu dacă sunt instalate baterii de condensatoare: numărul de trepte, puterea instalată pe fiecare treaptă) şi indicarea pe schema electrică cerută (prima cerinţă) a locului de instalare a sistemului de compensare.

2. Date dinamice:

a. tip invertor: b. putere nominală; c. schema logică de funcţionare a invertorului; d. model matematic invertor şi parametrii modelului; e. sistem de reglaj electric: scheme de reglaj şi parametri; f. parametri pentru modelarea invertorului; schema şi parametri pentru limite de curent la convertor; g. model matematic CFV şi sistem de reglaj: scheme, parametri; h. sisteme de reglaj pentru centrală : scheme de reglaj, parametri; i. măsuri pentru trecere peste defect; model dinamic, parametri; j. protecţii la variaţii de tensiune: “trecerea peste defect - tensiune scăzută sau zero” (LVRT, ZVRT); k. alte funcţii speciale: “logica de putere la tensiune scăzută” (LVPL), participare la reglajul de frecvenţă,

etc.; l. modelul invertor şi modelul sistemelor de reglaj la nivel de centrală în formă de diagrame (incluzând

funcţiile matematice) şi setul de parametri corespunzător. Ca alternativă puteţi specifica asimilarea cu un model generic din una din aplicaţiile PSSE v32 sau Eurostag v4.5 pentru care să furnizaţi parametrii. În cazul în care modelul dumneavoastră include funcţii suplimentare de reglaj sau caracteristici specifice, vă rugăm să le menţionaţi şi să adăugaţi scheme grafice.





Page 29 of 40

ANEXA 3

Date necesare calculelor de protecţii Cu cel puţin 30 zile înaintea datei solicitate pentru începerea probelor de racordare la sistem a staţiei, vă rugăm să ne transmiteţi următoarele: A. pentru centrala electrică fotovoltaică:

1. proiectul tehnic complet (circuite electrice primare şi secundare) aferent centralei electrice fotovoltaice;

2. caracteristicile electrice ale invertoarelor instalate şi ale transformatoarelor aferente, regimurile de funcţionare, inclusiv valorile curenţilor de scurtcircuit trifazat la bornele ansamblului invertor + transformator (pe partea de MT);

3. protecţiile proprii ale invertoarelor din CEF pentru defecte interne şi externe, reglajele şi timpii de acţionare;

4. contribuţia la scurtcircuit pe bara de MT a staţiei de racord a CEF a fiecărui grup de invertoare ce sunt conectate prin acelaşi fider;

5. caracteristicile electrice, protecţiile proprii cu reglajele lor şi automatizările de conectare/deconectare ale elementelor de compensare a puterii reactive;

B. pentru staţia racord la RED/RET:

1. proiectul tehnic complet (circuite electrice primare şi secundare) aferent staţiei electrice de racord a CEF la RED/RET;

2. caracteristicile electrice ale transformatoarelor de putere 110/MT , documentaţia, softul şi reglajele terminalelor de protecţie ale acestora;

3. documentaţia completă şi software-ul aferent terminalelor de protecţie a liniei/liniilor de racord; 4. caracteristicile electrice şi geometrice ale FO-OPGW pentru fiecare tronson de linie (rezistenţă

electrică specifică la 20°C [Ω/Km], secţiunea nominală [mmp], raza conductorului [cm]), dacă FO-OPGW a fost montată cu ocazia PIF a CEF;

C. pentru staţiile adiacente staţiei de racord a CEF (dacă este cazul):

1. documentaţia completă a proiectului tehnic (partea electrică – circuite primare şi secundare, schema bloc a protecţiilor şi matricea de declanşare) dacă în vederea PIF a CEF au fost necesare înlocuiri de echipamente primare şi/sau completări în schema de protecţie a liniilor respective;

2. documentaţia completă şi software-ul aferent terminalelor de protecţie ce urmează a se monta pe partea de 110 kV în staţiile adiacente staţiei de racord a CEFD.

DATELE TEHNICE NECESARE PENTRU CALCULUL REGLAJELOR IN CELULA DE RACORDARE LA RED A CENTRALELOR ELECTRICE DISPECERIZABILE / NEDISPECERIZABILE Se vor trimite de catre beneficiar/ reprezentant beneficiar catre Distribuție Energie Oltenia, cu minimum 45 de zile calendaristice, urmatoarele documente si date:

· avizul tehnic de racordare; · schema electrica monofilara de incadrare in sistem a instalatiei beneficiarului; · schema electrica monofilara detaliata a instalatiei beneficiarului cu evidentierea celulelor in care

sunt protectii ;

· In functie de elementele din schema electrica a instalatiei noi se vor transmite urmatoarele date:

Celula 110 KV; 20 KV; 6 KV de racordare a instalatiei beneficiarului la RED -denumirea celulei; -intreruptor (tip, curent nominal, putere-curent de rupere, etc);





Page 30 of 40

-transformator de curent de faza (tip, curent nominal primar, curent nominal secundar, numarul infasurarilor secundare cu indicarea releelor de protectie care sunt racordate la aceste infasurari, clasa de precizie, coeficient de saturatie); -transformator de curent homopolar pentru celula de medie tensiune (tip, curent nominal primar, curent nominal secundar, numarul infasurarilor secundare cu indicarea releelor de protectie care sunt racordate la aceste infasurari, clasa de precizie, coeficient de saturatie); - transformator de tensiune –daca este cazul (tip, tensiune nominal primar, tensiune nominala secundara pentru fiecare infasurare, numarul infasurarilor secundare cu indicarea releelor de protectie care sunt racordate la aceste infasurari, clasa de precizie); -protectii electrice (tip protectie, functiile de protectie pe care le realizeaza, domeniul de reglaj pentru marimile controlate); -pentru terminale numerice de protectie, orderingcode si versiune firmware, softul de parametrizare si configurare; Celula 110 KV; 20 KV; 6 KV altele decat celula de racordare a instalatiei beneficiarului la RED -denumirea celulei; -intreruptor (tip, curent nominal, putere-curent de rupere, etc); -transformator de curent de faza (tip, curent nominal primar, curent nominal secundar, numarul infasurarilor secundare cu indicarea releelor de protectie care sunt racordate la aceste infasurari, clasa de precizie, coeficient de saturatie); -transformator de curent homopolar pentru celula de medie tensiune (tip, curent nominal primar, curent nominal secundar, numarul infasurarilor secundare cu indicarea releelor de protectie care sunt racordate la aceste infasurari, clasa de precizie, coeficient de saturatie); - transformator de tensiune (tip, tensiune nominal primar, tensiune nominala secundara pentru fiecare infasurare, numarul infasurarilor secundare cu indicarea releelor de protectie care sunt racordate la aceste infasurari, clasa de precizie); -protectii electrice (tip protectie, functiile de protectie pe care le realizeaza, domeniul de reglaj pentru marimile controlate); -pentru terminale numerice de protectie, orderingcode si versiune firmware, softul de parametrizare si configurare;-reglajele fiecarei functii de protectie (valoarea de demaraj a marimi controlare, temporizarea declansarii, etc); OBSERVATIE : Valoarile de reglaj ale protectiilor electrice din celule se vor calcula in functie de valoarea puterii produse de centrala, care trebuie sa fie egala cu puterea aprobata prin ATR (nu valoarea instalata). ATR-ul se gaseste la dosarul instalatiei. Este strict interzisa producatorului sa modifice valorile acestor protectii. SE VA INCHEIA UN DOCUMENT CU ACESTA IN CARE SE VA STIPULA CA IN CAZ DE MODIFICARE A ACESTOR VALORI PRODUCATORUL VA FI DECONECTAT IMEDIAT DE LA RETEA, FARA PRETENTII DIN PARTEA ACESTUIA CATRE Distribuție Energie Oltenia Celula 110 KV; 20 KV; 6 KV Masura din instalatia beneficiarului -denumirea celulei; -tipul sigurantelor fuzibile pentru protectia transformatoarelor de tensiune (pentru celulele de medie tensiune ); - transformator de tensiune (tip, tensiune nominal primar, tensiune nominala secundara pentru fiecare infasurare, numarul infasurarilor secundare cu indicarea releelor de protectie care sunt racordate la aceste infasurari, clasa de precizie); LEA 110 KV -denumirea liniei; -lungimea liniei simplu circuit-pe tronsoane (denumire tronson, lungime ); -lungimea liniei comuna cu alte linii -pe tronsoane (denumirea liniei comune pe tronsoane, lungime); -materialul şi secţiunea conductoarelor active (mmp); -materialul şi secţiunea conductoarelor de protecţie precum şi modul de legare la pământ a conductorului de protecţie ( mmp); -coronamentul stâlpilor-pe tronsoane;





Page 31 of 40

-teletransmisiuni folosite cu indicarea suportului si a echipamentelor folosite; LEA 20 KV; 6 KV -denumirea liniei; -lungimea liniei simplu circuit-pe tronsoane (denumire tronson, lungime ); -lungimea liniei comuna cu alte linii -pe tronsoane (denumirea liniei comune pe tronsoane, lungime); -materialul şi secţiunea conductoarelor active (mmp); -materialul şi secţiunea conductoarelor de protecţie precum şi modul de legare la pământ a conductorului de protecţie ( mmp); -coronamentul stâlpilor-pe tronsoane; LES 110 KV; 20 KV; 6 KV -denumirea liniei; -tipul cablului; -lungimea liniei; -materialul şi secţiunea conductoarelor (mmp); -parametri electrici specifici [ohmi/km] (rezistenta directa si homopolara , reactanta directa si homopolara), respectiv susceptanta capacitiva [S/km]; Transformatoare cu trei infasurari -tensiunea nominal primara, secundara, tertiara [KV]; -curent nominal primar, secundar, tertiar [A]; -puterea nominala primara, secundara, tertiara [MVA]; -tensiunea de scurtcircuit intre primar-secundar, primar-tertiar, secundar-tertiar [%]; -curentul de mers in gol; -pierderile la mersul in gol [KW]; -pierderile in infasurari intre primar-secundar, primar-tertiar, secundar-tertiar [KW] ; -conexiunea si grupa de conexiuni; -domeniul de reglaj al tensiunii pe infasurari cu indicarea modului de reglaj (ploturi comutabile fara tensiune, ploturi comutabile cu tensiune); Transformatoare cu doua infasurari -tensiunea nominal primara, secundara [KV]; -curent nominal primar, secundar [A]; -puterea nominala [MVA]; -tensiunea de scurtcircuit [%]; -curentul de mers in gol; -pierderile la mersul in gol [KW]; -pierderile in infasurari [KW] ; -conexiunea si grupa de conexiuni; -domeniul de reglaj al tensiunii pe infasurari cu indicarea modului de reglaj (ploturi comutabile fara tensiune, ploturi comutabile cu tensiune); Protectii aferente invertoarelor -tipul invertorului; -denumirea functiilor de protectie cu precizarea tipului de releu in care este implementata; -reglajele fiecarei functii de protectie; -logica de actionare prevazuta (matricea de declansare-intreruptoare actionate, logica interactionarii releelor, etc); Automatizari aferente invertoarelor -denumirea automatizarii cu precizarea tipului de releu in care este implementata; -reglajele fiecarei automatizari;





Page 32 of 40

-logica de actionare prevazuta (matricea de declansare-intreruptoare actionate, logica interactionarii releelor, etc); -se va explicita in mod clar automatizarea pentru evitarea functionarii in regim insularizat cu precizarea timpului de deconectare a generatorului, precum si regimul de functionare al generatorului dupa revenirea tensiunii in sistem (revenire automata dupa cat timp, revenire manuala, sau alte regimuri) Breviar de calcul al curentului de scurtcircuit trifazat pe bara de 20kV staţie Distribuție Energie Oltenia (aport curent de scurtcircuit dinspre sistem, aport curent de scurtcircuit dinspre centrală) şi curent de scurtciruit trifazat pe bara de 20kV a instalatiei beneficiarului (aport curent de scurtcircuit dinspre sistem, aport curent de scurtcircuit dinspre centrală).

Distribuție Energie Oltenia va transmite dispozitia de reglaje in termen de 15 zile de la primirea datelor tehnice structurate ca mai sus. Beneficiarul are obligatia de a transmite la Distribuție Energie Oltenia in scris (adresa semnata si stampilata si numar de inregistrare) confirmarea implementarii dispozitiei de reglaje impreuna cu fisierele de parametrizare si configurare relee cu implicare in dispozitia de reglaje, fisiere care sa contina inregistratorul de evenimente cu testele de functionare a protectiilor conform reglajelor dispuse.





Page 33 of 40

ANEXA 4

MODEL FISE CARACTERISTICI Denumire invertor:

Fabricaţie: Tip: Snom: MVA Pnom: MW Unom: V Inom: A cosFi nom: Inom: A Imax: A Xd: % Xd’: % Xd’’: % Xq: % Xq’: % Xq’’: % X invers (X2): % *Valoarea de scurtcircuit a curenţilor I3, I1, raportat la tensiunea înfăşurării de MT a transformatorului pentru un ansamblul invertor +transformator JT/MT.

MODEL DATE TRANSFORMATOR CU 3 ÎNFĂŞURĂRI

Denumire Trafo: Fabricaţie : Tip : Cuvă: Miez : coloane Nr.înf.: Conex: Snom1: MVA Unom1: kV *Usc.IM: % Psc.IM: kW Snom2: MVA Unom2: kV *Usc.IJ: % Psc.IJ: kW Snom3: MVA Unom3: kV *Usc.MJ: % Psc.MJ: kW * (de precizat puterea la care sunt măsurate) Igol: % Pgol: kW Inf. reglaj : Reglaj tens.: Upmax: kV Upmin: kV Uplot: kV Uscpmax: % Uscpmin: % Uscpmed: % Nivel izol. Neutru : Tratare neutru: #

# Obs: În cazul în care neutrul stelelor transformatorului este legat printr-o impedanţă la pământ, se vor preciza valorile rezistenţei şi reactanţei impedanţei de conectare la pământ.

MODEL DATE TRANSFORMATOR CU 2 ÎNFĂŞURĂRI

Fabricaţie : Tip : Nr. înf. : Niv. izolaţie neutru: Conex: Snom: MVA Unom I: kV Unom J: kV Uscc.IJ: % Igol I : % Igol J: % Pagol: kW Pascc.IJ: kW Upmax: kV Upmin: kV Uplot: kV Rap. Tens. IJ: Uscc.max: % Uscc.min: % Uscc. Nom.: % Tratare neutru: # # Obs: În cazul în care neutrul stelelor transformatorului este legată printr-o impedanţă la pământ, se vor preciza valorile rezistenţei şi reactanţei impedanţei de conectare la pământ.

MODEL DATE CABLU

Cablu: (Cu sau Al) Fabricaţie : Tip : Secţiune:





Page 34 of 40

Un: Parametrii de secvenţă directă şi homopolară (se precizează T la care sunt măsuraţi)

R+ = W/m X+ = W/m C+ = mFarad/m R0 = W/m X0 = W/m C0 = mFarad/m

Parametrii de cuplaj mutual (unde este cazul) lungimea de cuplaj: Rm0 = W/m Xm0 = W/m





Page 35 of 40

ANEXA 5

INSTRUCTIUNE PENTRU PUNEREA IN FUNCTIUNE A CENTRALELOR ELECTRICE

RACORDATE IN RETEAUA Distribuție Energie Oltenia

1. DOCUMENTATIA NECESARA PUNERII IN FUNCTIUNE A CENTRALELOR ELECTRICE

Datele tehnice necesare pentru calculul reglajelor in celula de racordare la RED a centralelor electrice dispecerizabile / nedispecerizabile , conform ANEXEI 3.

OBSERVATIE: Datele vor fi transmise de catre beneficiar/reprezentant beneficiar catre Distribuție Energie Oltenia cu minim 45 zile calendaristice inainte de PIF conform instructiuni” i-PO-01-03-01#01#04 Punerea in functie (PIF) a instalatiilor de utilizare racordate direct la RED ” Distribuție Energie Oltenia va transmite dispozitia de reglaje in termen de 15 zile de la primirea datelor tehnice structurate ca mai sus. Beneficiarul are obligatia de a transmite la Distribuție Energie Oltenia in scris (adresa semnata si stampilata si numar de inregistrare) confirmarea implementarii dispozitiei de reglaje impreuna cu fisierele de parametrizare si configurare relee cu implicare in dispozitia de reglaje, fisiere care sa contina inregistratorul de evenimente cu testele de functionare a protectiilor conform reglajelor dispuse. Conventie exploatare Avizul tehnic de racordare . Procesul verbal la terminarea lucrarilor pentru instalatia de racordare realizata de catre beneficiar Documentatia tehnica minimala – se va prezenta documentatia tehnica ( PT ) , pina la bornele de joasa

tensiune a transformatoarelor de forta ( Documentatia de executie vizata de dirigintele de santier, dosarul instalatiei de utilizare, documentele precizate in ATR).

Document din care sa rezulte ca invertorul / generatorul respecta standardele referitoare la calitatea energiei electrice

Conventie de superficie/conventie de acces si servitute, daca este trecuta in ATR si CR Conventia incheiata cu Distribuție Energie Oltenia privind suportarea pierderilor daca se impune prin studiul de

calculul al pierderilor de energie, intocmit de un proiectant atestat ANRE , pentru categoria corespunzatoare de retea si avizat in CTE a Distribuție Energie Oltenia

Document care sa ateste asigurarea cai de comunicatie Document din care sa rezulte ca centrala a fost integrata in sistemul SCADA din Distribuție Energie Oltenia iar

lista cu semnalele transmise a fost verificata integral si corespunde Contract de furnizare pentru calitatea de consumator Autorizatie de infiintare Buletine verificare BV circuite primare racordate la reteaua OD (Punct comun de cuplare si LES BV circuite secundare/protectii (conform dispozitii de reglaj dispuse de DCO Distribuție Energie Oltenia) din celula LEA racord la reteaua OD, respectiv BV protectii /automatizari pentru intreaga instalatie a producatorului (protectii doar cele care contin functii de protectie identice cu celula racordare ; automatizari doar pentru cele responsabile de functionarea in regim insularizat si reconectare automata a centralei la reteaua OD) BV grup masura (TT si TC) Raport transformare TT si TC Polaritati TC, TT

Buletin metrologic grup masura

Document care certifica indeplinirea tuturor cerintelor privind racordarea si punerea in functiune a CEF din tema de proiectare

Program probe PIF (va cuprinde si teste si verificari de la pct. 2) OBSERVATIE: Producatorul trebuie sa aiba licenta de productie sau autorizatie de infiintare emise de catre ANRE. Pentru perioada de probe se poate produce si debita in sistem daca producatorul detine autorizatie de infintare de la ANRE Pct de vedere d-nul Danila

NOTA : Documentele se vor depune la Distributie Energie Oltenia cu cel putin 15 zile inainte de Punerea in functiune pentru centralele racordate in retelele de MT/JT, respectiv cu cel putin 30 de





Page 36 of 40

zile inaintea de Punerea in functiune a centralelor racordate la IT sau care necesita aprobari de la DET.

Teste si verificari in vederea PIF

La punere sub tensiune a Punctului de Racord 2.1.1. Verificare succesiune faze in secundar celula masura

2.1.2. Verificare succesiune faze la terminal protectie celula racord retea OD

2.1.3. Verificare inregistrari Analizor Energie Electrica

2.2. La punere sub tensiune TSI si consumatori 0,4kV 2.2.1.1. Verificare diagrama fazoriala Contor SI (daca este cazul)

2.2.1.2. Verificare diagrama fazoriala contor celula masura

2.3. La Conectare invertoare/grup 2.3.1.1. Verificare diagrama fazoriala contor celula masura

2.3.1.2. Extragere date AEE si verificare marimi electrice tranzitorii la conectare si marimi electrice la functionare continua (armonici, THD, etc )

2.4. La simulare disparitie tensiune din retea 2.4.1.1. Se deconecteaza intrerupatorul 20kV al celulei racord la reteaua OD

2.4.1.2. Se verifica declansarea prin protectii a invertoarelor/grupurilor

2.4.1.3. Se nominalizeaza protectiile prin care au declansat si timpul de declansare

2.4.1.4. Se extrag date din AEE si se verifica evolutia marimilor electrice tranzitorii (amplitudine tensiune, frecventa, armonici, etc)

2.5. Verificarea automaticii de reconectare a grupului 2.5.1.1. Se conecteaza intrerupatorul de la pct 4.1

2.5.1.2. Se verifica functionarea automaticii de blocare a conectarii timp de 15 minute

2.6. Verificare nefunctionare a CE in regim insularizat 2.6.1.1. Se deconecteaza intrerupatorul din celula de racord a statiei de transformare 2.6.1.2. Se verifica deconectarea CE prin protectiile din PC celula racord la reteaua OD 2.6.1.3. Se nominalizeaza protectiile prin care a declansat si timpii de actionare 2.6.1.4. Se extrag date din Terminalul de protectie numeric pentru verificare marimi electrice

(amplitudine tensiune, frecventa, etc) 2.6.1.5. Se extrag date din AEE pentru verificare marimi electrice tranzitorii la declansarea CE 2.6.1.6. Se verifca deconectarea CE prin telecomanda la diparitia tensiunii din RED 2.6.1.7. Se extrag date din AEE pentru verificare marimi electrice tranzitorii la declansarea CE

Nota : Testele si verificarile prevazute la punctul 2 vor fi prevazute, in totalitate, in Proiectul Tehnic. Aceste teste se vor executa de catre Producator. Datele obtinute se vor pune la dispozitia comisiei de receptie

3. VERIFICAREA DOCUMENTATIEI DEPUSE

3.1. In vederea analizarii documentatiei de la punctul 1 si a verificarilor/testelor in vederea PIF de la pct 2, se ca constitui prin grija SMAD, pentru fiecare judet in parte, o comisie de analiza documentatie si verificari/ teste , in vederea PIF, a carei componenta va fi urmatoarea :

- Presedinte: - Sef SMAD - Membrii: - Sef COER





Page 37 of 40

- Sef CE 110 kV - Sef CE MT/JT - Manager de proiect Local - Reprezentant DCO - Reprezentant RED – PRAM - Reprezentant Masura

- Reprezentant Dep. CPT Secretar:reprezentant SGS

- Invitati: - Manager Departament MT/ JT - Manager Departament 110 kV/PRAM – Ing. Laurentiu Cojocaru - Manager Departament Dezvoltare si Strategie – Ing. Silviu Zamfirache - Sef Serviciul Politici Tehnice – Ing. Stefan Munteanu

3.2. Comisia zonala va verifica ca toate documentele inaintate sa respecte PT+CS avizat, ghidul de racordare al Distribuție Energie Oltenia si standardul de performanta

3.3. Comisia zonala verifica documentatia tehnica care certifica indeplinirea conditiilor tehnice de punere in functie conform normelor tehnice (NTE 002/03, PE 116, etc.). Comisia zonala verifica existenta buletinelor de verificare si buletinelor metrologicice ale grupului de masura.

Buletine de verificare: - BV circuite primare racordate la reteaua OD (Punct comun de cuplare si LES) - BV circuite secundare/protectii (conform dispozitii de reglaj dispuse de DCO Distribuție Energie Oltenia)

din celula LEA racord la reteaua OD, - BV protectii /automatizari pentru intreaga instalatie a producatorului (protectii doar cele care contin

functii de protectie identice cu celula racordare ) - BV automatizari doar pentru cele responsabile de functionarea in regim insularizat si reconectare

automata a centralei la reteaua OD - BV grup masura (TT si TC)

· Raport transformare TT si TC · Polaritati TC, TT

3.4. Comisia zonala va participa la toate testele si verificarile efectuate la PIF In acest scop beneficiarul are obligatia de a-i permite accesul si de a-i asigura conditiile pentru desfasurarea in bune conditii a activitatii.

3.5. Rezultatul verificarilor si al probelor se vor trece in PROCESUL VERBAL din ANEXA 2

3.6. La receptia lucrarii vor fi invitati specialisti din cadrul Distribuție Energie Oltenia, consultantii externi, proiectantul si executantul lucrarii, precum si reprezentanti ai autoritatilor locale. Punerea in functiune va putea fi realizata numai dupa obtinerea acordului scris al comisiei zonale

Nota : Toate prevederile din acest capitol vor fi prevazute, ca si capitol distinct, in Proiectul Tehnic + Caietul de sarcini al Centralei electrice.





Page 38 of 40

ANEXA 6 CONDITIILE PENTRU CA ENERGIA PRODUSA SA FIE INREGISTRATA IN PIATA DE

ENERGIE indiferent de Pdeb aprobata 1. Producatorul trebuie sa aiba licenta de productie. Pentru perioada de probe se poate produce si debita

in sistem daca producatorul detine autorizatie de infintare de la ANRE 2. Trebuie sa existe un contract de servicii intre Producator si PRE 3. Pe baza pct 2 se intocmeste si se semneaza anexa 2.11 cu formulele de calcul pentru productia de

energie electrica debitata in reteaua OD (formule de agregare). Aceasta anexa se semneaza cu min 5 zile lucratoare inainte de inceperea lunii in care se poate introduce energie in piata de energie. Anexa se incheie intre Producator, PRE si OD si pe baza anexei OMEPA aloca un cod ETSO in care se va inregistra energia produsa si masurata de operatorul de masura. Anexa se initiaza de Producator si se semneaza in urmatoarea ordine: Producator, PRE si apoi OD. Dupa care anexa se transmite la OMEPA pentru alocare cod ETSO (pana cel tarziu in data de 25 a unei lunii in curs pentru a fi valabila cu luna urmatoare) OBSERVATIE Data PIF a instalatiei de racordare la RED a centralei electrice poate sa aiba loc in cursul unei luni. Pentru a inregistra in piata energia din luna respectiva Producatorul trebuie sa aiba semnata anexa 2.11 inainte de inceperea lunii respective. Producatorul va fi informat cu suficient timp inainte de acest circuit si necesarul de aprobari pentru ca energia produsa sa poata fi luata in considerare in piata de energie.

4. Procesul verbal intocmit la PIF/document incheiat la racordarea pe perioada de proba, licenta sau autorizatia de infiintare, copia dupa ATR si copia dupa BMC de montare contor trebuie sa fie transmise la DAD pentru a stabili si corela momentul din care energia se poate inregistra in piata, bineinteles daca sunt indeplinite conditiile de la pct 2 si 3. Pentru situatii in care se stabilesc pierderi atunci Dpt CPT va transmite la DAD modul de afectare a formulei cu pierderi

5. Pana la data PIF este necesar ca Producatorul sa aiba un contract cu un Furnizor de energie. 6. Daca contorul este cu dublu sens, se monteaza doar daca exista comanda in SAP data de

Furnizor/Serv Contracte de Distributie (in acest caz la DAD trebuie sa fie transmisa copia dupa anexa 4 a CD).

7. Pentru situatii in care exista contor separat pentru consum propriu tehnologic (SI) atunci vor exista comenzi distincte pe fiecare cale de alimentare (productie+consum si SI). OBSERVATIE : La intocmirea documentatiei si avizarea acesteia trebuie sa se specifice clar cum este separat consumul propriu tehnologic de restul consumului final (consumator final) pentru a putea stabili modul de masurare si facturare a energiei reactive.

NOTA : Producatorul poate introduce energie in piata prin urmatoarele modalitati: - prin PRE - prin PRE + Furnizor





Page 39 of 40

ANEXA 8

Distribuție Energie Oltenia PROCES VERBAL (model) Incheiat azi,……………., in urma testelor si verificarilor pentru PIF a Centralei Fotoelectrice de producere a energiei electrice……………

S-au verificat urmatoarele:

Nr.crt Element identificare

cerinta

Buletine verificare / teste si verificari /Cerinte Performanţa CE asigurată de furnizorul de echipamente

(documentul care certifica cerinta) /

verificata prin Program Probe PIF

Cerinţa este/nu

este asigurată/ observaţii

Reprezentanti Distributie Energie Oltenia: Reprezentanti Beneficiar:

T





Page 40 of 40

ANEXA 7

ARHITECTURA MONITORIZARE C.E. cu puteri >1MW prin sistemul SCADA

NOTA: * Mod comunicatie pentru teletransmisia datelor aferente C.E.:

- DARK FIBER sau - Banda inchiriata de 128 Kbps cu folosinta exclusiva SCADA

RESP: Producator RESP: Producator

PUNCT CENTRAL CRAIOVA (PITESTI)

VARIANTA 1

SC TELETRANS SA

Concentrator date

Convertor protocol IEC104-

ICCP

RECLOSER (POST

TRANSFORMAR

Terminal numeric de

protectie RTU

CEE

MOD COMUNICATIE

F.O.

Switch Industrial

IEC 104 DNP 3.0

ICCP

SC TELETRANS SA

Concentrator date

PUNCT CENTRAL CRAIOVA Convertor

protocol IEC104-ICCP

RECLOSER (POST

TRANSFORMARE)

Terminal numeric de

protectie RTU

CEE

MOD COMUNICATIE

F.O.

VARIANTA 2

Switch Industrial

IEC 104 DNP 3.0

ICCP

Locatie DEO cu comunicatie existenta

Cale comunicatie

DEO

o. Ordin ANRE nr. 72/2013 - Metodologie de stabilire a ...

Documents

Transcript of o. Ordin ANRE nr. 72/2013 - Metodologie de stabilire a ...