Planul de Perspectiv al RET Perioada 2008-2012 i orientativ 2017

- August 2009 -

2

3

CUPRINS

Pag. Lista de Anexe ......................................................................................................... 6 Prescurtri............................................................................................................... 7 1. Scopul i obiectivele Planului de Perspectiv al RET........................................ 8 2. Cadrul de reglementare..................................................................... 9 2.1.1. Legislaia primar........................................ ........................................................... 10 2.1.2. Legislaia secundar................................................................................................ 11 3. Principii, metodologii i programe de calcul utilizate n elaborarea Planului

de Perspectiv al RET...........................................................................................

11 3.1. Principii care au stat la baza elaborrii Planului de Perspectiv............................... 11 3.2. Metodologii utilizate................................................................................................. 12 3.3 Programe de calcul utilizate..................................................................................... 13 4. Caracteristicile tehnice actuale ale RET n contextul SEN.................................. 14 4.1. Capaciti de producere a energiei electrice.............................................................. 14 4.2. Analiza statistic a consumului de energie electric n perioada 2003 2007........ 15 4.2.1. Evoluia n profil teritorial a consumului de energie electric n perioada 2003-

2007........................................................................................................................... 15

4.2.2. Curbe de sarcin pe tipuri de consumatori, sezoane i zile caracteristice................. 15 4.3. Capaciti interne de transport al energiei electrice i interconexiuni....................... 20 4.4. Gradul de ncrcare a elementelor RET..................................................................... 23 4.4.1. Vara 2008................................................................................................................... 23 4.4.2. Iarna 2008-2009......................................................................................................... 24 4.4.3. Linii incarcate peste puterea naturala in perioada 2006-2008................................... 26 4.4.4. Concluzii................................................................................................................... 29 4.4.5. Capacitatile de transfer totale si bilaterale pe granite................................................ 30 4.5. Nivelul admisibil de tensiune, reglajul tensiunii n nodurile RET, compensarea

puterii reactive...........................................................................................................

37 4.6. Pierderi de putere pe palierele caracteristice ale curbei de sarcin i energie

electric anual, n RET.............................................................................................

39 4.7. Nivelul curenilor de scurtcircuit n nodurile RET................................................... 40 4.8. Verificarea RET la condiiile de stabilitate static i tranzitorie............................... 42 4.8.1. Verificarea RET la conditiile de stabilitate statica.................................................. 42 4.8.2. Stabilitatea tranzitorie i eventuale msuri de protecie n nodurile RET............... 47 4.9. Nivelul de continuitate n furnizarea serviciului de transport.................................. 57 4.10. Sistemul de conducere operativ prin dispecer - EMS/SCADA............................. 58 4.11. Serviciile de sistem tehnologice................................................................................ 60 4.12. Sistemul de contorizare................................. ................................. ........................ 62 4.13. Sistemul de telecomunicaii..................................................................................... 63 5. Securitatea instalaiilor i managementul situaiilor de urgen....................... 65 5.1. Situaia actual........................................................................................................... 66 5.2. n perspectiv............................................................................................................ 66 5.3. Implementarea programului de protecie fizic......................................................... 68 6. Protecia mediului asociat RET............................................................................ 68 6.1. Impactul reelelor de transport asupra mediului........................................................ 68 6.2. Cerine legislative pentru noile instalaii i pentru cele existente............................. 69

4

6.3. Msuri pentru reducerea impactului RET asupra mediului...................................... 71 7. Situaia actual Sintez 72 8. Prognoza consumului de energie electric n perioada 2008 2018 75 8.1. Prognoza consumului de energie electric n SEN corelat cu evoluia PIB 75 8.2. Evoluia consumului de energie i putere electric n profil teritorial n anii 2008,

2012 i orientativ 2018............................................................................................ 76

9. Producia pentru acoperirea consumului de energie electric n etapa 2008 2017.........................................................................................................................

79

9.1. Prognoza evoluiei parcului de producie............................................................... 79 9.2. Necesarul de putere nou pentru acoperirea cererii de energie electric............... 79 9.3 Metodologii aplicate la construcia scenariilor utilizate pentru analiza adecvanei

RET.........................................................................................................................

82 9.4. Scenarii utilizate pentru analiza adecvanei RET 2008 2017............................ 82 10. Analiza caracteristicilor de funcionare a RET (2012 i 2017)............................ 85 10.1. Analiza regimurilor staionare.................................................................................. 89 10.1.1. Etapa 2012............................................................................................................... 89 10.1.2. Etapa 2017.............................................................................................................. 93 10.2. Gradul de ncrcare a elementelor RET.................................................................... 98 10.3. Nivelul de tensiune, reglajul tensiunii i compensarea puterii reactive.................... 99 10.4. Pierderi de putere n RET, pe palierele caracteristice ale curbei de sarcin............. 100 10.5. Nivelul solicitrilor la scurtcircuit............................................................................ 100 10.6. Verificarea RET la condiii de stabilitate static..................................................... 102 10.6.1. Rezultatele analizelor de stabilitate static etapa 2012.......................................... 103 10.6.2. Rezultatele analizelor de stabilitate static etapa 2017.......................................... 107 10.7. Stabilitatea tranzitorie i msuri de protecie n nodurile RET................................. 112 10.8. Nivelul de continuitate n furnizarea serviciului de transport................................. 115 10.9. Concluzii.......................................... .......................................... ............................. 118 11. Mecanismul de compensare a efectelor utilizrii reelelor electrice de

transport pentru efectuarea schimburilor transfrontaliere...............................

119 12. Strategia de mentenan a activelor din cadrul RET pentru un orizont de

prognoz de 5 ani i orientativ pe 10 ani...............................................................

120 12.1. Instalaiile din cadrul RET...................................................................................... 120 12.1.1. Aspecte generale privind activitatea de mentenan component a

Managementului Activelor .......................................................................................

120 12.1.2. Proiecte importante de mentenan major finalizate/n curs de execuie n

perioada 2005 2008...............................................................................................

124 12.1.3. Programul de mentenan major a staiilor electrice din RET.............................. 126 12.2. Sistemul de contorizare.............................. .............................. .............................. 129 13. Strategia aciunilor de dezvoltare a activelor fixe.............................................. 129 13.1. Strategia de dezvoltare a RET.............................. .............................. .................. 129 13.1.1. Fundamentarea programului de dezvoltare.............................................................. 129 13.1.2. Linii directoare ale programului de dezvoltare, retehnologizare/ modernizare i

mentenan major.....................................................................................................

131 13.1.3. Investiii prioritare pentru adecvana RET la evoluia SEN...................................... 134 13.1.4. Incertitudini privind evoluia SEN i tratarea acestora n Programul de dezvoltare

a RET......................................................................................................................... 136

13.1.5. Programul de dezvoltare, retehnologizare/ modernizare i mentenan major a instalaiilor din RET

138

13.2. Strategia de dezvoltare a sistemului de conducere operativ prin dispecer 144

5

EMS/SCADA .......................................................................................................... 13.3. Strategia de dezvoltare a sistemului de contorizare.................................................. 144 13.3.1. Sistemul de telecontorizare al Transelectrica S.A. .................................................. 145 13.3.2. Sistemele de contorizare local cu teletransmisie a datelor....................................... 145 13.3.3. Laboratoare de verificare metrologic a contoarelor............................................... 146 13.3.4. Controlul calitii energiei n RET i la consumatori............................................... 146 13.4. Strategia de dezvoltare a sistemului de telecomunicaii............................................ 146 14. Proiecii financiare .................................................................................................. 147 14.1. Tarife reglementate.................................................................................................... 147 14.1.1 Tariful de transport................................................................................................... 147 14.1.2 Tariful pentru Serviciul de sistem si tariful pentru serviciile prestate de operatorul

de piee centralizate participanilor la pieele administrate de acesta.....................................................................

150

14.2. Tarife nereglementate............................................................................................... 151 14.3 Finanarea priectelor de dezvoltare a RET................................................................ 152 14.3.1 Previziuni privind tariful de transport....................................................................... 153 14.3.2 Previziuni privind tariful serviciului de sistem si pentru serviciile prestate de

operatorul de piee centralizate participanilor la pieele administrate de acesta......

155 15. Direcii de analiz pentru etapa urmtoare ......................................................... 156 Bibliografie.................................................................................................. 158 Echipa de Program ................................................................................................. 163

6

Lista de Anexe

Anexele A Principii, metodologii i programe de calcul utilizate n elaborarea

Planului de Perspectiv al RET Anexa A-1 Principii, metodologii i programe de calcul Anexa A-2 Fig.6 - Simularea funcionrii SEN Anexa A-3 Fig.7 Prognoza orar a cererii de energie electric la nivel teritorial pe

statii de alimentare a consumatorilor - Program ConStat Anexa A-4 Fig.8 - Schema logic a programului TT Anexele B Caracteristicile tehnice actuale ale RET n contextul SEN Anexa B-1 Evolutia consumului de energie electric Tabelul 1 Anexa B-2 Evolutia consumului de energie electric Fig. 1-9 Anexa B-3 Curbe de sarcin pe ramuri Fig. 10-19 Anexa B-4 Elementele RET Anexa B-5 Fluxurile de putere prin echipamentele RET VDV 2008 Anexa B-6 Fluxurile de putere prin echipamentele RET VSI 2008-2009 Anexa B-7 Tensiuni in nodurile de control din RET Anexa B-8 Tensiuni in staiile de 400 kV din RET Anexa B-9 Tensiuni in staiile de 220 kV din RET Anexa B-10 Cureni si puteri de scurtcircuit - 2008 Anexa B-11 Indicatori de siguran - 2008 Anexa B-12 Situaia calificrii grupurilor i a furnizorilor pentru realizarea serviciilor

tehnologice de sistem Anexele C Prognoza balantei productie/consum de energie electric n perioada

2008 2017 Anexa C-1-1 Prognoza consumului de energie electric pe centre 2008 2017 Anexa C-1-2 Prognoza consumului de energie electric 2008 2017 pe centre - grafic Anexa C-2 Evoluia parcului de producie n perioada 2008-2017 (nu se public) Anexele D Capaciti de producie pentru acoperirea consumului de energie

electric n etapa 2008 2017 Anexa D-1 Determinarea necesarului de putere ce trebuie instalat n perioada 2008-

2013-2018 Anexa D-2 Program reabilitri,conservari/ casri, grupuri noi (nu se public) Anexa D-3 Acoperirea necesarului de putere pe baza evoluiei puterii instalate Anexa D-4 Scenarii de producie energie electric 2008 2017 Anexele E Analiza caracteristicilor de funcionare n perspectiv a RET n

contextul SEN Anexele F Strategia aciunilor de mentenan a activelor fixe Anexa F-1 Ealonarea cheltuielilor de mentenan LEA (nu se public) Anexa F-2 Ealonarea cheltuielilor de mentenan staii (nu se public) Anexele G Strategia aciunilor de dezvoltare a activelor fixe Anexa G -1 Costuri unitare estimate (nu se public) Anexa G -2 Ealonarea lucrrilor i cheltuielilor de investiii (nu se public)

7

Prescurtri

ANRE Agenia Naional pentru Reglementare n domeniul Energiei CBT Cross Border Trade (comer transfrontalier cu energie electric) CET Central Electric i de Termoficare CHE Central Hidroelectric CHEAP Central Hidroelectric cu Acumulare prin Pompare CNE Central Nuclearoelectric CPT Consum Propriu Tehnologic (pierderi, regie, consumuri servicii interne) CTE Central Termoelectric DEN Dispecerul Energetic Naional DET Dispecer Energetic Teritorial EMS/SCADA Sistem de management a energiei/ Sistem de comand, supraveghere i achiziie date ETSO Asociaia European a Operatorilor de Transport i de Sistem FDFEE Filiala de Distribuie i Furnizare a Energiei Electrice GNV Gol Noapte Var INS Institutul Naional de Statistic ITI Instruciune tehnic intern LEA Linie Electric Aerian OMEPA Sucursala Operatorul de masurare a energiei tranzitate pe piata angro OPCOM Operatorul Comercial OTS Operator de Transport i de Sistem OUG Ordonan de Urgen a Guvernului PE Prescripie Energetic PO Procedur Operaional RAR Reanclanare Automat Rapid RARM RAR Monofazat RD Regim de dimensionare RED Reea Electric de Distribuie RET Reea Electric de Transport RK Reparaie capital RMB Regim mediu de baz RTU Unitate terminal (Remote Terminal Unit) SDFEE Sucursala de Distribuie i Furnizare a Energiei Electrice SEN Sistemul Electroenergetic Naional SETSO Asociaia Operatorilor de Transport i de Sistem din sud-estul Europei ST Sucursala de Transport STS Servicii tehnologice de sistem UCTE Uniunea pentru Coordonarea Transportului Energiei Electrice UE Uniunea European UNO-DEN Unitatea operativ a DEN VDI Vrf Diminea Iarn VSI Vrf Sear Iarn

8

1. Scopul i obiectivele Planului de Perspectiv al RET n conformitate cu atribuiile i competenele stabilite prin Legea Energiei Electrice nr.

13/2007, Codul Tehnic al RET i Licena pentru transportul de energie electric, Compania Naional de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A., realizeaz activitatea de planificare privind dezvoltarea RET, innd seama de stadiul actual si evolutia viitoare a consumului de energie si a surselor, inclusiv importurile si exporturile de energie.

Activitatea de planificare a dezvoltrii RET se desfoar n concordan cu strategia i politica energetic naional.

Dezvoltarea RET trebuie corelat cu evoluia ansamblului SEN, care trebuie s asigure acoperirea consumului de energie electric n condiii de siguran i de eficien economic i energetic.

n acest scop, Transelectrica S.A. elaboreaz la fiecare 2 ani un plan de perspectiv pentru urmtorii 10 ani succesivi, care devine document cu caracter public dup avizarea de ctre autoritatea competent i aprobarea de ctre ministerul de resort.

Obiectivele principale ale Planului de Perspectiv al RET sunt:

- Asigurarea cu costuri minime a unui nivel corespunztor al adecvanei reelei de transport, n condiii de siguran i cu respectarea politicii i programului energetic al statului, stabilite n conformitate cu Legea Energiei Electrice nr. 13/2007 i cu alte documente strategice n vigoare;

- Corelarea aciunilor ntre OTS i participanii la pia referitoare la orice serviciu solicitat care poate avea impact asupra performanelor de siguran a SEN;

- Corelarea aciunilor ntre OTS i participanii la pia referitoare la planurile de investiii pe termen mediu i lung;

- Prezentarea oportunitilor zonale pentru racordarea la RET i utilizarea RET, funcie de prognoza de dezvoltare a consumului i necesitile de capaciti noi instalate, n scopul funcionrii eficiente, n condiii de siguran;

- Identificarea i prezentarea oportunitilor de dezvoltare a reelelor de interconexiune pentru susinerea dezvoltrii pieelor internaionale n sectorul energiei electrice.

Activitatea de planificare a dezvoltrii RET se va concretiza prin:

- stabilirea programului de investiii i lucrri de mentenan major n RET rezultate ca necesare n perioada analizat;

- identificarea oportunitilor de amplasare a noilor capaciti de producie i de dezvoltare a zonelor de consum al energiei electrice;

- identificarea necesarului de resurse pentru dezvoltarea i operarea RET n condiii de siguran n funcionare, modul de obinere a acestor resurse i de determinare a tarifelor urmnd s fie detaliat i precizat prin planul de afaceri.

9

2. Cadrul legislativ i de reglementare Cadru legislativ. Directivele europene i stadiul implementrii Acquis-ului comunitar

Cadrul legislativ care reglementeaz domeniul energiei n Romnia a parcurs modificri

semnificative pe msura desfurrii procesului de reform a sectorului, a crui orientare a fost dat n perioada ultimilor ani de negocierile de aderare la Uniunea European. De la 1 ianuarie 2007, Romnia a fost admis ca membr a Uniunii Europene iar legislaia i reglementrile UE n domeniu sunt asimilate n legislaia romneasc iar n evoluia sectorului energiei au fost nregistrate n ultimii ani schimbri semnificative dintre care menionm:

- Modificarea modelului pieei de electricitate prin adoptarea unrui nou Cod Comercial al pieei

angro care a modificat regulile de tranzacionare i a condus la nfiinarea Pieei pentru ziua urmtoare, a Pieei de Echilibrare, a Pieei centralizatea Contractelor Bilaterale i a Pieei pentru tranzacionarea certificatelor verzi

- ncepnd cu anul 2004 i continund cu dezvoltrile din 2005 au aprut actori privai n sectorul de distribuie a energiei electrice ca urmare a privatizrii a 4 din cele 8 filiale regionale de distribuie.

- Activitatea de producere a energiei electrice este direct influenat din punctul de vedere al costurilor de intrare de creterea gradului de liberalizarea pieei gazelor naturale i prin privatizarea companiilor de distribuie Distrigaz Sud, Distrigaz Nord precum i a Companiei Naionale a Petrolului Petrom SA.

- Activitatea de producere a energiei electrice a fost reorganizat prin nfiinarea complexurilor energetice, Rovinari , Turceni i Craiova

- n cursul anului 2006 prin oferta public iniial a fos atras capital privat n Transelectrica reprezentnd o majorare a capitalului companiei cu 10%. Deasemenea statula ced at 15% din aciunile sale n favoarea fondului proprietatea iar prin efectul legii 10/2001 urmeaz ca 10% din aciuni s fie oferite persoanelor fizice care trebuie despgubite pentru pierderea propietilor n perioada comunist.;

- n 2005 Romnia asemnat Tratatul de nfiinare a Comunitii Energiei care prevede regulile de organizare i nfiinare a pieei regionale de electricitate i gaze naturale n zona de Sud Est a Europei care asigur cadrul juridic de promova a investiiilor n instalaiile de infrastructur energetic de interes regional ntre care un rol foarte important l au instalaiile de interconexiune din reelele electrice de transport.

- n conformitate cu angajamentele sumate de Romnia prin Tratatul de aderare la UE rmne ca prioritate asigurarea funcionrii i dezvoltrii durabile pe termen mediu a sectorului energetic, prin programe de reabilitare i modernizri i prin stimularea investiiilor noi. Principalele msuri luate de Romnia pentru ndeplinirea obligaiilor prevzute n

angajamentele asumate prin documentele menionate anterior se refer la trecerea de la sistemul centralizat, monopolist i integrat pe vertical, la unul descentralizat. S-au eliminat distorsiunile legate de subveniile ncruciate, iar preurile au fost aduse mai aproape de costurile de producie. S-a nfiinat o autoritate independent de reglementare n domeniu i s-a demarat procesul de liberalizare treptat a pieei.

Dei exist aprobate strategii de eficien energetic i exist o Agenie guvernamental de conservare a energiei, nu s-au nregistrat progrese semnificative n acest domeniu, fapt cu att mai ngrijortor cu ct intensitatea energetic a economiei romneti este foarte crescut (aproximativ de

10

apte ori media UE, conform valorilor incluse n Foaia de parcurs n domeniul energetic din Romnia).

Dup aderarea Romniei la UE, ara noastr poate beneficia de nsemnate sume acordate din progamele de sprijin financiar acordate de UE prin mecanismul forndurilor structurale i de coeziune. n cadrul MEF a fost constituit i Funcioneaz Autoritatea de management pentru Creterea Competititivitii n cadrul creia funcioneaz Organismul Intermediar pentru energie care gestioneaz programele de finanare din fonduri structurale i fonduri de dezvoltare regional pentru proiectele de cretere a eficienei energetice i dezvoltare a proiectelor de valorificare a surselor regenerabile de energie.

Piaa de energie electric i gaze naturale s-a deschis integral pentru toi consumatorii la data de 1 iulie 2007.

S-a nfiinat o autoritate independent de reglementare n domeniul energiei electrice i gazelor.

O prioritate actual a Uniunii Europene este reducerea emisiilor de carbon i ncurajarea consumului de energie electric din surse regenerabile. Pachetul legislativ privind schimbrile climatice i energiile din surse regenerabile, aprut n 23.01.2008, i propune ca 20% din consumul comunitar s fie acoperit din resurse regenerabile pn n anul 2020.

In Romnia, Legea nr. 220/27.10.2008 Lege pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie :

- extinde valabilitatea cotelor obligatorii (pn n anul 2020); - aloc difereniat certificatele verzi (de exemplu: 4 CV pentru 1 MWh din energie solar, 3 CV pentru biomasa, 2 CV pentru energia eoliana etc.); - prevede creterea limitelor de pre pe piaa concurenial de certificate verzi (valoarea minim 27 Euro/CV, valoarea maxim 55 Euro/CV); - stipuleaz principii care trebuie aplicate la suportarea costurilor de racordare intre producatorii respectivi, OTS si/sau operatorii de distributie.

2.1.1. Legislaia primar Cadrul legislativ primar care reglementeaz domeniul energiei a parcurs modificri

semnificative pe msura desfurrii procesului de reform al sectorului.

Principalele acte normative care guverneaz acest domeniul energiei n Romnia i care au un impact major asupra dezvoltrii RET Legea nr. 13/2007 Legea energiei electrice, modificat i completat prin OUG nr.172/ 19 noiembrie 2008, Legea nr. 220/27.10.2008 Lege pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie, precum i Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la retelele electrice de interes public, aprobat prin HG nr. 90/2008.

Sistemul naional de transport al energiei electrice este considerat de importan strategic i, ca atare o mare parte a activelor aflate n componena sa se afl n proprietatea public al statului. Cadrul legal care reglementeaz statutul patrimoniului public i condiiile de concesionare a acestuia este reprezentat de Legea nr. 213/1998 privind proprietatea public i regimul acesteia - cu modificrile ulterioare - i respectiv Legea 219/1998 privind regimul concesiunii.

11

2.1.2. Legislaia secundar Legislaia secundar cuprinde acele instrumente de reglementare obligatorii pentru

participanii la sectorul energetic, pentru ca acesta s funcioneze coordonat i sincronizat. n ultimii ani, ANRE a pregtit i promulgat diferite instrumente ale legislaiei secundare, printre care urmtoarele reglementri cu impact asupra dezvoltrii i utilizrii RET: - Codul Tehnic al RET Revizia I, aprobat prin Ordin ANRE nr. 20/2004, modificat si completat

prin Ordin ANRE nr. 35/2004; - Codul Tehnic al Retelelor Electrice de Distributie - aprobat prin Decizia ANRE nr. 101 /2000 - Codul Comercial al pieei angro de energie electric, aprobat prin Ordin ANRE nr. 25/2004; - Licene i Autorizaii; activitatea CNTEE Transelectrica - S.A. se desfoar n baza Condiiilor

asociate Licenei nr.161/2000, Revizia 2/2005; - Codul de msurare a energiei electrice - aprobat prin Ordin ANRE nr. 17/2002; - Standardul de performanta pentru serviciile de transport si de sistem ale energiei electrice, aprobat

prin Ordin ANRE nr. 17/2007; - Standardul de performanta pentru serviciul de distributie a energie electrice, aprobat prin Ordin

ANRE nr. 28 /2007; - Ordine i decizii pentru reglementarea tarifelor pentru activitile de monopol (transport i

distribuie) precum i pentru energia electric produs pe piaa reglementat; - Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice, aprobata prin

Ordinul nr. 60/ 13 decembrie 2007 al presedintelui ANRE; - Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de sistem, aprobata prin Ordinul nr. 20/ 13

iulie 2007 al presedintelui ANRE; - Ordinul nr. 42/ 16.10.2007 al preedintelui ANRE - Privind aplicarea procedurii operaionale

Mecanismul de compensare a efectelor utilizrii reelelor electrice de transport pentru tranzite de energie electric ntre operatorii de transport i de sistem.

3. Principii, metodologii i programe de calcul utilizate n elaborarea Planului de Perspectiv al RET

3.1. Principii care au stat la baza elaborrii Planului de Perspectiv

Planul de Perspectiv al RET a fost elaborat pornindu-se de la necesitatea satisfacerii

cerinelor utilizatorilor n condiiile meninerii calitii serviciului de transport i de sistem i a siguranei n funcionare a sistemului electroenergetic naional, n conformitate cu reglementarile n vigoare i cu standardele impuse de funcionarea interconectat cu UCTE.

Elementele care au stat la baza elaborrii Planului au fost:

Direciile strategice ale CNTEE Transelectrica - S.A.; Caracteristicile tehnice RET; Necesitile utilizatorilor SEN; Asigurarea infrastructurii necesare implementrii strategiei i politicii energetice a guvernului; Contractele i angajamentele ferme ale companiei la data elaborrii programului; Disponibilitile financiare ale companiei. Integrarea n piaa de energie electric european.

12

Direciile strategice de dezvoltare avute n vedere la elaborarea programului i la stabilirea soluiilor tehnice, n conformitate cu misiunea i obiectivele CNTEE Transelectrica S.A., sunt urmtoarele:

- Realizarea mentenanei, modernizarii i dezvoltarii RET i a capacitilor de interconexiune, n scopul meninerii siguranei funcionrii SEN n ansamblu, n conformitate cu Licena nr.161/2000, rev.2/2005;

- Introducerea celor mai performante tehnologii existente pe plan mondial ; - Promovarea teleconducerii instalaiilor din staiile RET; - Obinerea unui rol major n piaa de energie electric regional i european; - Creterea capacitii de interconexiune cu sistemele vecine; - Creterea volumului energiei transportate; - Promovarea soluiilor care conduc la reducerea pierderilor n RET; - Reducerea congestiilor n RET.

Dezvoltarea i exploatarea cu costuri minime a RET are la baz principiul dezvoltrii i utilizrii optime a sistemului de transport. La realizarea acestui deziderat contribuie semnalele transmise prin tariful zonal de transport privind:

- amplasarea noilor consumatori, de preferin, n zonele excedentare ale sistemului; - amplasarea noilor productori, de preferin, n zonele deficitare ale sistemului; - utilizarea ct mai eficient a capacitilor de transport existente; - integrarea n piaa de energie electric european.

3.2. Metodologii utilizate i programe de calcul utilizate

Elaborarea Planului de Perspectiv al RET presupune parcurgerea urmtoarelor etape de

analiz bazate pe metodologii specifice, respectiv: - Prognoza cererii de energie electric i termic (termoficarea urban i consumul industrial)

pe ansamblul SEN pentru perioada analizat; - Prognoza consumului de energie i a nivelelor de putere electric (activ i reactiv) pe paliere

caracteristice ale curbei de sarcin (vrf i gol de sarcin n sezoanele de iarn i var), n profil teritorial;

- Prognoze de import/export/tranzit de energie i putere electric; - Evaluarea strii tehnice actuale a capacitilor de producere a energiei electrice (i termice), a

inatalaiilor din reelele de transport (i distribuie) ale energiei electrice i a instalaiilor de interconexiune cu sistemele vecine;

- Stabilirea disponibilitii capacitilor de producie, pe considernd programele de casri, reabilitri i putere nou instalat scenarii de dezvoltare;

- Evaluarea necesarului de servicii de sistem pentru SEN i a modului de asigurare a acestora; - Elaborarea balanelor de puteri active i reactive pe noduri ale RET i zone energetice ale

SEN, la palierele caracteristice ale curbei de sarcin; - Analiza caracteristicilor funcionale ale RET n perioada de referin;

o circulaiile de putere la palierele caracteristice ale curbei de sarcin; o pierderile de putere pe palierele caracteristice ale curbei de sarcin i pierderile anuale de

energie electric n RET; o nivelul admisibil de tensiune i reglajul acesteia n nodurile RET; o sistemele de protecii, automatizri; o nivelul puterilor de scurtcircuit n nodurile RET; o condiiile de stabilitate static i tranzitorie a funcionrii SEN;

13

- Analiza performanelor actuale i stabilirea programelor necesare de modernizare/dezvoltare ale infrastructurii asociate RET;

- Stabilirea investiiilor necesare pentru satisfacerea cerinelor de ordin tehnic impuse de funcionarea interconectat a SEN cu reeaua UCTE i pentru participarea la schimburile de energie electric regionale;

- Stabilirea msurilor necesare pentru reducerea impactului RET asupra mediului; - Prognoza tarifelor de transport n conformitate cu coninutul Planului de Perspectiv al RET si

a Planului de Afaceri al companiei; - Identificarea de oportuniti pentru conectarea la RET a noilor utilizatori: mari consumatori

racordail direct la reelele de foarte nalt tensiune i productori de energie electric; - Identificarea de oportuniti de import/export de energie electric.

Prezentarea detaliat a premiselor de calcul i a metodologiilor utilizate pentru principalele

etape enumerate n acest capitol, se afl n Anexa A.

Analiza dimensionrii RET la diferite orizonturi de prognoz s-a realizat n conformitate cu prevederile Normativului pentru proiectarea sistemului energetic national (PE026/1992).

Deoarece documentul menionat a fost redactat cu civa ani n urm, acesta nu are prevederi pentru centralele eoliene. n aceste condiii i cunoscnd specificul aparte al acestor centrale, considerm c este necesar completarea prevederilor PE 026/92 dup cum urmeaz:

n RMB centralele eoliene existente (deja incluse n model) vor fi considerate cu o producie de maximum 50 % din puterea instalat.

n RD vor fi operate urmtoarele schimbri fa de RMB: Producia centralelor eoliene din zona analizat va fi crescut de la 50 % (nivelul

standard n RMB) la 100 %. Incarcarea centralelor eoliene din celelalte zone geografice va rmne ca n RMB.

Centrala eolian care se analizeaz va fi considerat (inclus n model) cu 100 % din puterea instalat n regimurile cu N elemente n funciune.

Centrala eolian care se analizeaz i centralele eoliene din zon vor fi considerate (incluse n model) cu 70 % din puterea instalat n regimurile cu N-1 elemente n funciune (la verificarea respectrii criteriului N-1).

Precizm c aceste valori sunt stabilite pe baza informaiilor obinute din literatura de specialitate i n urma discuiilor purtate de specialitii companiei cu reprezentanii unor companii care opereaz volume semnificative de centrale eoliene, deoarece n prezent nu avem centrale eoliene n funciune n Romnia, care s ofere repere suficiente privind nivelul de ncrcare a acestora i probabilitatea asociat.

Dup darea n funciune a unui volum relevant de centrale eoliene n SEN, CNTEE Transelectrica S.A. are n vedere actualizarea valorilor enunate pe baza analizei statistice a msurtorilor.

Prezentarea detaliat a premiselor de calcul i a metodologiilor utilizate pentru principalele etape enumerate n acest capitol, se afl n Anexa A.

3.3. Programe de calcul utilizate la elaborarea Planului de Perspectiv al RET

La elaborarea Planului de Perspectiv al RET se utilizeaz programe de calcul pentru:

- determinarea programelor de dezvoltare cu costuri minime, a capacitatilor de producere a energiei electrice - PowrSym3;

14

- simularea detaliat a funcionrii ansamblului capacitilor de consum i producie i a capacitii de transport din SEN (Load Flow NIL i Power Systems Simulator / Engineers PSS/E);

- prognoza necesarului de energie electric pe ansamblul SEN i n repartiie teritorial (ConStat); - interfaa PowrSym3 Load Flow NIL i PSS/E ConStat; - determinarea tarifului de transport zonal (TTS - Tarif de Transport Simplificat).

4. Caracteristicile tehnice actuale (2008) ale RET n contextul SEN 4.1. Capaciti de producere a energiei electrice

n SEN sunt n funciune patru tipuri de tehnologii de producere a energiei electrice i aferente lor patru categorii de grupuri generatoare: hidroelectrice, termoelectrice (de condensaie i de termoficare) nuclearoelectrice si eoliene. Astfel:

- cele mai mari grupuri din sistem sunt grupurile nucleare de 707 MW de la Cernavod (al doilea grup a fost instalat in august 2007);

- grupuri hidroelectrice cu puteri unitare de la valori mai mici de 1 MW, pn la 194,4MW (puterea instalat dup reabilitare a grupurilor din CHE Porile de Fier I);

- grupuri termoelectrice clasice cu un domeniu mare de variaie a puterii unitare instalate: de la civa MW, pentru unele grupuri ale autoproductorilor, pn la 330 MW, puterea unitar a grupurilor de condensaie pe lignit din centralele Rovinari i Turceni.

- grupuri eoliene cu puteri unitare mai mici de 1 MW. Puterea instalat total a centralelor electrice, aflata la dispoziia Operatorului de Sistem la

31.12.2007 (Tabelul 4.1.1) a fost de 20380 MW, din care 32% n centrale hidroelectrice, 7% n centrale nucleare i 61% n centrale termoelectrice.

Tabelul 4.1.1 [MW]

Putere instalata Putere instalata* Putere maxim disponibil neta** TOTAL 20380 16160 Centrale hidroelectrice 6377 5859 Centrale nuclearoelectrice 1413 1300 Centrale termoelectrice convenionale 12582 8994

de condensaie 8262 5524 de termoficare 4320 3470

Centrale eoliene 8 7 Not: * n puterea instalat sunt incluse si grupurile retrase din exploatare pentru reabilitare, conservare i respectiv casare. ** Conform metodologiei UCTE puterea maxim disponibil net nu include reducerile permanente de putere i nici consumul propriu tehnologic n centrale. Pentru centralele hidroelectrice s-a considerat puterea net (exclusiv CPT centrale) fr indisponibilitile legate de hidraulicitate . Din Tabelul 4.1.2 se observ c, din punct de vedere al adecvantei sistemului, estimat conform metodologiei UCTE, capacitatea instalat in SEN a fost suficient pentru acoperirea varfului de sarcin din decembrie si a exportului, in conditii de sigurant in functionare a SEN. Valoarea excedentului de putere in luna decembrie a reprezentat peste 20% din puterea net instalat in SEN.

15

Tabelul 4.1.2.

4.2. Analiza statistic a consumului de energie electric n ultimii 5 ani (2003 2007) 4.2.1. Evoluia n profil teritorial a consumului de energie electric n perioada 2003-2007

Evoluia consumului de energie electric n perioada 20032007 pe staiile de alimentare a consumatorilor i la nivel de SDFEE este prezentat n Anexa B-1 i Anexa B-2.

Din analiza evoluiei consumului de energie electric la nivel de SDFEE i FDFEE pentru perioada 2005 2007, se constat urmtoarele:

- dup anul 2005 se nregistreaz o cretere a consumului n majoritatea SDFEE-urilor cu excepia SDFEE Suceava, Cluj, Tulcea, Gorj i Mure;

- n cazul celorlalte SDFEE se observ o tendin de scdere a consumului n anul 2007 fa de 2006.

4.2.2. Curbe de consum pe tipuri de consumatori, sezoane i zile caracteristice

Categoriile de activiti economice, conform clasificrii CAEN, pentru care sunt determinate

curbele de consum sunt:

Puterea maxim disponibil net in SEN - a 3-a miercuri a lunii decembrie - ora 12 (ora 11 CET) [MW] 1 centrale hidroelectrice 5859

2 centrale nucleare 1300

3 centrale termoelectrice conventionale 9016

4 resurse energetice regenerabile 7 5 alte centrale 0 6 Puterea instalata in SEN [6=1+2+3+4+5] 16182 7 Putere indisponibil (Reducere permanent+temporar) 1395 8 Putere in reparatie planificat 847 9 Putere in reparatie accidental (dup avarie) 1137 10 Rezerva de putere pentru servicii de sistem 838 11 Puterea disponibil [11=6-(7+8+9+10)] 11965 12 Consum intern 8179 13 Abatere consum intern fata de consum maxim lunar 502

14 Puterea ramas fr considerarea schimburilor de putere [14=11-12] 3786

Schimbul de putere 15 Import 352 16 Export 945 17 Sold Import-Export [17 = 15 - 16] -593

18 Puterea ramas cu considerarea schimburilor de putere [18 = 14 + 17] 3193

16

- industria crbunelui; - industria petrolului; - industria metalurgiei feroase; - industria metalurgiei neferoase; - industria construciilor de maini; - industria chimic; - industria materialelor de construcii; - industria celulozei i hrtiei; - industria uoar; - industria alimentar; - industria lemnului; - alte activiti industriale; - construcii; - transport i telecomunicaii; - agricultur; - teriar; - casnic.

Curbele de consum pe tipuri de consumatori sunt determinate pentru sezoanele iarn i var pentru urmtoarele zile caracteristice:

- zi de lucru (mari, miercuri, joi, vineri); - zi de srbtoare (duminic i celelalte srbtori legale); - zi nainte de srbtoare (smbta i oricare zi naintea unei zile de srbtoare); - zi dup srbtoare (luni i oricare zi dup o zi de srbtoare), pe baza metodologiei de calcul,

aplicat la un eantion reprezentativ de consumatori pentru fiecare tip de consumatori. Analiza curbelor de consum a artat c acestea se pot clasifica n funcie de indicatorii de

variaie zilnic n:

- curbe aplatisate - curbe puin modulate - curbe foarte modulate - curbe sensibile la tarif

n figura 4.2.1 se prezint pentru exemplificare, curbele de consum pentru sezonul de iarn pentru ramurile:

- industria metalurgiei neferoase (curb aplatisat); - industria materialelor de construcii (curb sensibil la tarif); - industria chimic (curb puin modulat); - industria lemnului (curb foarte modulat).

Figura 4.2.1 Curbe de consum pentru sezonul de iarn, pentru urmtoarele ramuri de activitate

1. Industria metalurgiei neferoase (curb aplatisat) 2. Industria materialelor de construcii (curb sensibil la tarif) 3. Industria chimic (curb puin modulat) 4. Industria lemnului (curb foarte modulat)

17

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

1

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

2

0.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901.00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

3

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

4

Avand n vedere relativa stabilitate a curbelor caracteristice de consum pe tipuri de

consumatori, precum i lipsa unor studii mai actuale privind structura consumului de energie electric pe domenii de utilizare i categorii de activiti economice, n lucrarea de fa se utilizeaz determinrile realizate pentru perioada 2002-2004.

n Anexa B-3 sunt prezentate graficele curbelor de consum relative caracteristice (raportate la consumul maxim din ziua tip respectiv) pe categorii de consum pentru zilele caracteristice n sezoanele de iarn i var.

Eroarea de prognoz a consumului Prognoza consumului net (consum final + pierderi in retele) putere la vrf i energie anual

utilizat n Planurile de Perspectiv pentru perioadele 2004-2008-2014, 2006-2010-2016 i 2008-2012-2017 i valorile realizate n SEN sunt prezentate n tabelele 4.2.1, 4.2.2, 4.2.3:

Tabelul 4.2.1

Prognoza 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2017 Consum net la vrf - putere [MW] Plan 2004-2008-2014 8044 8480 9124 9817 10311 10830 Plan 2006-2010-2016 8415 9024 9678 10443 11268 12158 Plan 2008-2012-2017 8501 9675 10253 10937 11332 12065 Consum anual net - energie [TWh] Plan 2004-2008-2014 50.68 52.90 55.82 58.90 61.87 64.98 Plan 2006-2010-2016 52.85 56.09 59.52 63.70 68.17 72.95 Plan 2008-2012-2017 54.27 59.50 62.53 66.12 70.10 72.05

18

Tabelul 4.2.2 Consum net realizat putere medie la ora de vrf * [MWh/h] ian feb mar apr mai iun iul aug sept oct nov dec

2006 7976 7762 7633 7209 6686 6795 6679 6625 6956 7594 7827 8151 * Valoare medie orar maxim n luna respectiv Valorile consumului net realizat orar sunt disponibile ncepnd cu anul 2005.

Tabelul 4.2.3

2004 2006 2008 Consum anual net de energie realizat [TWh]

50,75 53,02 55.22

19

Fig. 4.2.2

Fig. 4.2.3

* Valorile anterioare primului an de prognoz (2008) reprezint valori realizate

Din analiza comparativ a valorilor prognozate si realizate ale consumului, prezentat in fig. 4.2.2 si fig. 4.2.3, se constat c, n 2006, valoarea realizat s-a situat sub prognoz cu 264 MW, eroarea de prognoz fiind de 3,2% din valoarea realizat.

Consum net - Energie anual [TWh]

45

50

55

60

65

70

75

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Plan RET 2004-2008 orientativ 2014 Plan RET 2006-2010 orientativ 2016 Plan RET 2008-2012 orientativ 2017*

Consum net - Putere medie orar la vrf [MW]

7000

8000

9000

10000

11000

12000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Plan RET 2004-2008 orientativ 2014 Plan RET 2006-2010 orientativ 2016 Plan RET 2008-2012 orientativ 2017*

20

4.3. Capaciti interne de transport al energiei electrice i interconexiuni

Reeaua electric de transport este definit ca fiind reeaua electric de interes naional i strategic cu tensiunea de linie nominal mai mare de 110 kV.

Figura 4.3. Reeaua Electric de Transport

Gheorghieni

Brasov

Doicesti

Ghizdaru

Alba IuliaJimboliaArad

Resita

Iaz

Sip

P de Fier

Kusiac

Djerdap

Kikinda Timisoara

Sacalaz

Ostrovul Mare Craiova

Kozlodui

SlatinaGradiste

Tr.Magurele

Tintareni

UrechestiTg.Jiu N

LotruParoseni

Tr.Sev

VaiiGura

Pestis

Sugag

Stuparei

Pitesti Sud

Dr.Olt

Bradu

Sibiu

ArefCHE Ag

Raureni

Oradea

Sandorfalva

EstCluj

Gadalin

Iernut

C.Turzii

Cluj Floresti

Tihau

Rosiori

Ungheni

Baia Mare

Mukacevo

Ucraina Sud

Tulcea

Medgidia Sud

ConstantaMostistea Cernavoda

Varna

Pelicanu

Ialomitei

Teleajen

Brazi Vest

Domnesti

CET

FundeniBuc. Sud

Stilpu

Darste

Lacu

Gura

SaratIsaccea

Filesti

Smardan

Barbosi

Vulcanesti

Bacau

Gutinas

Stejaru

Dumbrava

Suceava

RomanIasi

Cioara

Tutora

Munteni

Husi

Ungheni

Costesti

Stanca

MUNTENEGRUSERBIA SI

UNGARIA

UCRAINA

BULGARIA

MAREANEAGRA

UCRAINA

MOLDOVA

LEGENDA: - LEA 110 kV :

- LEA 220 kV : ( : funcioneaz la 110 kV)

- LEA 400 kV : ( : funcioneaz la 220 kV; LEA 400kV Ndab Oradea n curs de finalizare )

- LEA 750 kV: In Tabelul 4.3.1. i Anexa B-4 (Tabelele 3, 4 i 5) sunt prezentate n detaliu elementele RET: linii, transformatoare, bobine i caracteristicile de funcionare ale liniilor electrice (limite termice i reglaje actuale ale proteciilor maximale) atribuite Transelectrica S.A. prin Licena de Transport.

Ndab

UNGARIA

Calea Aradului

Bekescsaba

Focani-Vest

Tihu

Slaj

21

Tabelul 4.3.1 Instalaiile aparinnd RET

Staii de transformare Staii Uniti de

transformare (T, AT)*

Putere nominal aparent T,AT

Tensiunea (kV)

nr. nr. MVA

Lungimi LEA dup tensiunea constructiv

(km)

750 1 2 1250 154,6**) 400 34

2

20 25

500 400 250

4740,3

220 42

2 1

80

400 100 200

4095,9

110 0 38 Nr. total staii 77

LUNGIME TOTAL L.E.A. (km)

9028,8

TOTAL uniti de transformare (T, AT)

132 34.650

*) T = transformatoare; AT = autotransformatoare **) LEA 750kV Ucraina Sud-Isaccea este indisponibil pe teritoriul Ucrainei, iar LEA 750kV

Isaccea -Varna s-a trecut la tensiunea de funcionare de 400kV, avnd celula de 400 kV nefinalizat n Varna (Bulgaria).

Liniile i staiile electrice care alctuiesc sistemul naional de transport au fost construite, n majoritate, n perioada anilor 1960-1970, la nivelul tehnologic al acelui deceniu. Ca urmare, starea tehnic a RET a fost caracterizat printr-o durata de funcionare excesiv de mare stabilit prin legislaia din anii 60-70, ct i de utilizarea la acea vreme a unor materiale de slab calitate, avnd n vedere importana echipamentelor i durata lor normal de funcionare.

Liniile electrice aeriene de 220 kV i 400 kV din sistemul naional de transport au o vechime apropiat de durata normal de funcionare (40 ani conform HG 2139/2004), cca. dou treimi din acestea atingnd deja durata de funcionare normal.

Este de remarcat ns c starea tehnic real a instalaiilor se menine la un nivel corespunztor ca urmare a faptului c se desfoar un program riguros de mentenan i c s-a impus un program susinut de retehnologizare i modernizare a instalaiilor i echipamentelor.

Lucrrile de modernizare / retehnologizare ncepute i efectuate n ritm susinut n ultimii ani au avut ca element comun adoptarea unor soluii tehnice de ultim generaie n privina alegerii echipamentelor utilizate i alegerea n consecin a unor scheme de conexiuni optime, simplificate pentru staiile electrice. Transformatoarele i autotransformatoarele noi instalate n staiile retehnologizate se caracterizeaz prin parametri de funcionare mbuntii, soluii

22

constructive fr uniti de reglaj sau uniti monofazate, ceea ce reduce impactul negativ asupra mediului i pierderile in reea.

Astfel de transformatoare/ autotransformatoare s-au pus n funciune n ultimii cinci ani n urmtoarele staii: - AT 1,2 500 MVA 400/220 kV Porile de Fier, nlocuind AT 1,2 400 MVA (2003, 2004); - AT 3 400 MVA 400/220 kV Brazi Vest, nlocuind AT 3 400 MVA cu unitate de reglaj (2005); - AT 1,2 200 MVA 220/110 kV Brazi Vest, nlocuind AT 1,2 200 MVA (2006, 2007); - AT 200 MVA 220/110 kV Arefu, nlocuind AT 100 MVA (2006); - AT 4 400 400/220 kV MVA Mintia, nlocuind AT4 400 MVA cu unitate de reglaj (2006); - T4 250 MVA 400/110 kV Sibiu Sud, nlocuind AT 1,2 200 MVA (2006); - AT 1,2 400 MVA 400/220 kV Slatina, nlocuind AT 1,2 400 MVA cu unitate de reglaj (2006); - AT 400 MVA 400/220 kV Roiori, nlocuind AT 400 MVA cu unitate de reglaj (2006); - AT 1,2 400 MVA 220/110 kV Fundeni, nlocuind AT 1,2,3 200 MVA (2007); - AT 3,4 400 MVA 400/220 kV Sibiu Sud, nlocuind AT 3,4 400 MVA cu unitate de reglaj (2007); - AT 3,4 400 MVA 400/220 kV Bucureti Sud, nlocuind AT 3,4 400 MVA cu unitate de reglaj

(2007); - AT 200 MVA 220/110 kV Paroeni, nlocuind AT 125 MVA (2007); - AT 3 200 MVA 220/110 kV Iernut, nlocuind AT 3 200 MVA cu uniti monofazate (2007); - AT 1 400 MVA 400/220 kV Iernut, nlocuind AT 1 400 MVA cu uniti monofazate (2007); - AT 5,6 400 MVA 400/220 kV Gutina, nlocuind AT 5,6 400 MVA cu unitate de reglaj (2007,

2008); - AT 3,4 200 MVA 220/110 kV Gutina, nlocuind AT 3,4 200 MVA (2007, 2008); - AT 1,2 200 MVA 220/110 kV Bucureti Sud, nlocuind AT 1,2 200 MVA cu unitate de reglaj

(2008). - T 250 MVA 400/110kV Bacu S, nlocuind AT 200 MVA - T 250 MVA 400/110kV Roman N, nlocuind AT 200 MVA

Au fost finalizate pn n prezent urmtoarele proiecte: staiile electrice: Porile de Fier, Urecheti 400 kV i 220 kV, nreni, Arad 400 kV, Oradea Sud, Drgneti Olt 400 kV, Rosiori, Gutinas 400 kV i 220 kV, Slatina, Brazi Vest 400kV i 220 kV, Bucureti Sud 400kV i 220 kV, Fntanele 110kV, Baia Mare 110kV, Veti, Piteti Sud, Constana Nord, Iernut, Sibiu Sud, Fundeni, Salaj, Paroseni

n ceea ce privete LEA, au fost instalai cca. 4700 km fibr optic pe conductoarele de protecie i 120 km fibr optic n zone urbane.

In vederea creterii capacitii de transport i a reducerii pierderilor de energie electric n reea, s-a crescut tensiunea de funcionare de la 220 kV la 400 kV pentru cteva linii dimensionate prin proiect la 400 kV. Astfel, s-a trecut la tensiunea de funcionare de 400 kV (de la 220 kV) LEA Roiori Oradea Sud i LEA Gutina - Bacu S Roman N i s-au pus in funciune staiile noi de 400 kV Bacu S i Roman N. Sunt n curs lucrrile de trecere la 400 kV (de la 220 kV) a LEA Roman N Suceava si construcie a staiei de 400 kV Suceava.

In anul 2004, s-a realizat racordarea LEA 400 kV Vulcneti Dobrudjea la staia de 400 kV Isaccea, ceea ce a avut drept consecin apariia a doua linii noi de interconexiune pentru SEN: LEA 400 kV Isaccea Dobrudjea (Bulgaria) i LEA 400 kV Isaccea Vulcneti (Rep. Moldova).

In anul 2008 s-a pus n funciune a doua linie de interconexiune Romnia Ungaria: LEA 400 kV Ndab Bekescsaba (Ungaria) i LEA 400 kV Arad Ndab (linie nou). Urmeaz s fie pus n

23

funciune i LEA 400 kV Oradea Ndab (linie nou), a crei finalizare a fost ntrziat de dificultile ntmpinate n obinerea dreptului de proprietate asupra terenului necesar.

Deoarece ealonarea lucrrilor de modernizare / retehnologizare se va ntinde pe o lung perioad de timp, ca urmare a valorii mari a acestor lucrri i necesitii de mobilizare a resurselor financiare necesare, o parte a instalaiilor din RET va rmne la nivelul tehnic existent nc o anumit perioad de timp,.

Starea tehnic a Reelei Electrice de Transport este reflectat i n statistica incidentelor produse la echipamentele componente ale acesteia. In Tabelul 4.3.2. se prezint evoluia numrului de incidente. Se observ tendina general descresctoare de la an la an a numarului de incidente.

In general, incidentele produse n RET nu au afectat continuitatea alimentrii consumatorilor i calitatea energiei electrice livrate. Tabelul 4.3.2. Numr de incidente

Instalaii 2002 2003 2004 2005 2006 2007 LEA 82 69 60 59 35 54 Staii 841 699 569 683 640 489 Total RET 923 768 629 742 675 543

4.4 Gradul de ncrcare a elementelor RET

Analiza gradului de incarcare a echipamentelor din RET este realizat pe un regim de referint

pentru perioada respectiva, caracterizat prin acoperirea consumului cu o structur de productie probabil si considerand retragerile din exploatare in retea planificate de durat si elementele noi planificate sa intre in exploatare in aceasta perioada.

Trebuie menionat c in exploatare incarcarile elementelor de retea variaza, datorita modificarii permenente a nivelului si structurii consumului si productiei si datorita retragerilor din exploatare pentru reparatii planificate si accidentale. Aceata poate conduce la incarcari mult diferite pe elementele retelei.

De asemenea, specificul de funcionare al RET este acela c limitele de ncrcare a elementelor RET sunt determinate si printr-o analiz din punct de vedere al stabilitii statice de funcionare a SEN. n paragraful 4.8 sunt detaliate aceste aspecte. 4.4.1 Vara 2008

Analiza gradului de incarcare a echipamentelor din RET este realizat, pentru vara 2008, pe o retea in care:

- In ceea ce priveste evolutia lucrarilor de RTh pentru axa de 400kV Bacau Sud-Roman Nord-Suceava statiile Roman Nord 400kV si Bacau Sud 400kV sunt in functiune. In statia Suceava:

se pune in functiune T 400/110kV Suceava se pune in functiune linia 400kV Suceava-Roman Nord se deconecteaza linia 220kV Suceava-FAI

24

se deconecteaza AT1 220/110kV Suceava-FAI compensatorul sincron Suceava se retrage definitiv din exploatare

- In statia Cernavoda este retrasa linia 400kV Cernavoda-Gura Ialomitei, circuitul1 - In statia Isalnita sunt retrase AT1,2 220/110kV Isalnita.

De asemenea:

- Se functioneaz cu liniile 110kV Fgras-Hoghiz si Copsa Mic-Medias si cupla 110 kV Sibiu conectate, deoarece exista un singur transformator 400/110kV in statia Sibiu;

- Cupla din Tarnaveni este conectata, fiind deconectata linia 110kV Tarnaveni-Medias; - Se considera preluat pe SEN consumul insulei pasive din zona Smardan 110kV, alimentata din linia 400kV Vulcanesti-Isaccea.

In regimurile staionare, fluxurile de putere prin echipamentele RET (linii 400kV, 220kV, AT 400/220kV, T 400/110kV, AT 220/110kV) se situeaz sub limitele termice ale conductoarelor sau sub puterea nominala a unitatilor de transformare si sunt prezentate in Anexa B-5, Tabelele D1 - D5, Diagramele 1-5. Din punct de vedere al incarcarii liniilor fata de puterea naturala se constat urmtoarele:

n regimurile staionare analizate, toate LEA 400 kV sunt ncrcate sub puterea natural (Pnat

= 450-570MW), cu exceptia liniei de interconexiune Tantareni-Koslodui (un circuit), a liniilor Cernavoda-Gura Ialomitei-c2 (datorita retragerii celuilalt circuit), Sibiu-Brasov.

n regimurile staionare analizate, LEA de 220 kV sunt ncrcate sub puterea natural (Pnat = 120-150MW) n proporie de cca 90% din totalul LEA. Sunt incarcate in apropiere sau peste puterea naturala liniile Fantanele-Ungheni, Bradu-Targoviste-c2, Bucuresti Sud Fundeni - circuitul 1 si circuitul 2, Fantanele -Gheorghieni, Iernut-Ungheni - circuitul 1, Turnu Magurele - Craiova.

ncrcarea AT i T (procente din Sn) este prezentat sintetic n Tabelul 4.4.1. Tabelul 4.4.1 (%Sn)

Gradul de utilizare al RET este sczut n raport cu capacitatea de transport la limit termic a elementelor componente. 4.4.2 Iarna 2008-2009

Analiza gradului de incarcare a echipamentelor din RET este realizat, pentru iarna 2008/2009, pe o retea in care:

- In statia Suceava se da in exploatare statia 400kV, cu:

Linia 400 kV Roman N.-Suceava

Regim ncrcare AT 400/220 kV

ncrcare AT 220/110 kV

ncrcare T 400/110 kV

maxim medie maxim medie maxim medie VDV 2008 64 38 54 22 56 27

25

T 400/110 kV Suceava - In statia Suceava se retrag linia 220 kV Suceava-FAI si AT1 220/110 kV.

Compensatorul sincron se retrage definitiv din exploatare.

- In statia Cernavoda continua lucrarile de retehnologizare. Ramane retrasa din exploatare:

linia 400kV Cernavoda-Pelicanu - In statia Isalnita linia 220kV Gradiste este trecuta din statia veche (bara A) in statia noua (bara B);

cupla 220 kV este deconectata ; AT1 220/110 kV este pus in functiune in statia noua (bara B)

AT2 220/110 kV Isalnita este retras.

- In statia Darste este indisponibil T 400/110kV Darste. - In statia Gheorghieni este deconenectat AT2 220/110kV Gheorghieni - In statia Pestis se continua lucrarile de RK si montare spstem de control si protectie, care presupun functionarea cu cele doua linii lungi:

- L 220kV Mintia - (Pestis) - Hasdat, formata din L 220kV Mintia-Pestis circ. 1 suntata cu L 220 kV Pestis-Hasdat

- L 220 kV Mintia - (Pestis) - Otelarie Hunedoara, formata din L 220kV Mintia-Pestis, circ. 2 suntata cu L 220kV Pestis-Otelarie Hunedoara. - In statia Nadab se considera finalizata si data in exploatare linia de 400kV Nadab-Arad. Linia 400kV Nadab-Oradea nu este finalizata. - In statia Oradea este indisponibil T 400/110kV Oradea. De asemenea: - Liniile 110 kV Fagaras-Hoghiz si Copsa Mica-Medias si cupla 110kV Sibiu sunt conectate, deoarece exista un singur transformator 400/110kV in statia Sibiu; - Cupla 110 kV din Tarnaveni este conectata, fiind deconectata linia 110 kV Tarnaveni-Medias; - Se functioneaza cu insula pasiva din zona Smardan 110kV alimentata din linia 400kV Vulcanesti-Isaccea; - Bobina de compensare racordata in statia 110 kV Fundeni este indisponibila, datorita utilizarii celulei sale de catre un trafo de 110kV/mt; - Bobina de compensare racordata in statia Domnesti 400 kV este indisponibila, fiind ceruta spre retragere din exploatare de catre ST Bucuresti.

In regimurile staionare, fluxurile de putere prin echipamentele RET (linii 400 kV, 220 kV,

AT 400/220 kV, T 400/110 kV, AT 220/110 kV) se situeaz sub limitele termice ale conductoarelor sau sub puterea nominala a unitatilor de transformare si sunt prezentate in Anexa B-6, Tabelele D1 - D5, Diagramele 1-5.

Din punct de vedere al incarcarii liniilor fata de puterea naturala se constat urmtoarele:

26

- n regimurile staionare analizate, toate LEA 400 kV sunt ncrcate sub puterea natural (Pnat = 450-570 MW) exceptia liniilor de interconexiune Portile de Fier-Djerdap, Tantareni-Koslodui (un circuit) si Rosiori-Mukacevo.

- n regimurile staionare analizate, LEA de 220 kV sunt ncrcate sub puterea natural (Pnat = 120-150 MW) n proporie de cca 85 % din totalul LEA. Sunt incarcate in apropiere sau peste puterea naturala liniile Slatina-Craiova, Isalnita-Craiova-c2, Turnu Magurele-Craiova, Bucuresti Sud-Fundeni-circuitele 1 si 2, Bradu-Targoviste-circuitul 2, Fantanele-Ungheni, Iernut-Ungheni- circuitul 1.

ncrcarea AT i T (procente din Sn) este prezentat sintetic n Tabelul 4.4.2. Tabelul 4.4.2 (%Sn)

Gradul de utilizare al RET este sczut n raport cu capacitatea de transport la limit termic a elementelor componente. 4.4.3 Linii incarcate peste puterea naturala in perioada 2006-2008 Iarna 2006-2007Linii 400kV Linii 220kV

P [MW] I [A] P [MW] I [A]14 200 PFER4 XPF_DJ11 565,49 805,9 54 83 TMAGUR2 CRAIOV22 178,02 465,519 29 TINTRN4B TURC5678 515,26 721,4 32 93 BUC SD2 FUNDN 2B 169,39 42111 17 TINTRN4A BRADU4 468,49 655 38 72 LSARAT12 TBRAILA2 162,14 407,57 15 DOMNEST4 URECH 4 460,18 669,3 48 83 ISALN 2A CRAIOV22 161,74 407,8

75 119 FINTIN.2 UNGHEN2 154,26 387,875 88 FINTIN.2 GHEORG 2 153,97 382,347 49 CRAIOV12 ISALN 2B 152,89 386,724 57 PFER12 RESITA 2 152,15 374,534 57 PFER22 RESITA 2 152,09 374,347 83 CRAIOV12 CRAIOV22 146,44 369,748 197 ISALN 2A GRAD2 135,66 342,737 67 BRADU2 TIRGOV2B 133,03 330,930 83 SLATINA2 CRAIOV22 132,56 336,552 397 BARBOSI2 FOCSANI2 129,72 324,7

102 119 TIERNUT2 UNGHEN2 126,93 325,143 77 CLUJ 2 AIULIA2 125,58 319,2

Echipamente indisponibile si modificari de schema fata de vara 2006 Elemente indisponibile

In statia Gutinas: - AT 6 400/220 kV retras pentru retehnologizarea statiei de 400 kV;

Statia 220 kV Paroseni retrasa pentru retehnologizare planificata in perioada octombrie-februarie; se functiona cu linia de 220 kV Targu Jiu-Baru Mare realizata prin punerea cap la cap a liniilor Tg.Jiu-Paroseni si Paroseni-Baru Mare.

In statia Bucuresti Sud: - AT3 400/220 kV retras pentru retehnologizarea statiei de 400 kV Bucuresti Sud planificata

in perioada octombrie-martie;

Regim ncrcare AT 400/220 kV

ncrcare AT 220/110 kV

ncrcare T 400/110 kV

maxim medie maxim medie maxim medie VSI 2008/2009

68 38 52 25 60

33

27

- Liniile de 400kV Bucuresti Sud-Slatina si Bucuresti Sud - Gura Ialomitei retrase pentru retehnologizarea statiei de 400 kV Bucuresti Sud planificata in perioada noiembrie-ianuarie;

- Liniile de 400 kV Bucuresti Sud - Domnesti si Bucuresti Sud - Pelicanu retrase pentru retehnologizarea statiei 400 kV Bucuresti Sud planificata in perioada februarie-martie;

In statia Fundeni: - Cupla transversala de 220 kV deconectata din cauza lipsei protectiilor; - Pe perioada lucrarilor la celulele Brazi Vest 1+2 si Bucuresti Sud 1+2 realizat un shunt la

stalpul 1 intre linia 220kV Brazi Vest 1 cu Bucuresti Sud 2.

In statia Sibiu: - T4 400/110 kV retras pentru retehnologizarea statiei de 110 kV planificata in perioada

octombrie-15 decembrie ; - AT1 220/110kV retras definitiv din exploatare din 16 decembrie; Obs: In ambele intervale, considerand ca in statia Sibiu 110 kV exista o singura injectie, se functioneaza cu liniile 110kV Copsa Mica-Medias si Fagaras-Hoghiz si cu cupla longitudinala 110 kV Sibiu conectate.

In reteaua de 220-400kV - deconectate cuplele CC1 si CC2 in statia 220 kV Mintia, pentru reducerea puterilor de scurtcircuit pe bare si CT in statia 220 kV Gutinas, pentru cresterea sigurantei in functionare a zonei Moldova.

Vara 2007 (circulatii pt. o unitate cne)Linii 400kV Linii 220kV

P [MW] I [A] P [MW] I [A]11 19 TINTRN4A TINTRN4B 688,35 971,5 28 45 SIBIU 2 LOTRU 2 180,29 449,419 97 TINTRN4B XKO_TI11 500,56 705,8 28 45 SIBIU 2 LOTRU 2 180,29 449,46 8 SIBIU 4 BRASOV 4 454,59 642,7 37 67 BRADU2 TIRGOV2B 165,85 415,6

47 83 CRAIOV12 CRAIOV22 143,78 367,175 119 FINTIN.2 UNGHEN2 143,03 360,243 78 CLUJ 2 MARISEL2 137,25 341,175 88 FINTIN.2 GHEORG 2 135,76 340,538 70 LSARAT12 FILESTI2 131,31 353,454 83 TMAGUR2 CRAIOV22 129,12 343,537 68 BRADU2 TIRGOV2A 127,01 317,852 70 BARBOSI2 FILESTI2 126,68 335,580 90 BRAZI 2A BRAZI 2B 123,48 316,4

Echipamente indisponibile si modificari de schema fata de iarna 2006-2007

In statia Gutinas: - AT5 400/220 kV retras pentru retehnologizarea statiei 220 kV planificata in perioada 2006

august 2007; - AT3 220/110kV retras pentru retehnologizarea statiei 220 kV planificata in perioada mai

august 2007; In statia Bucuresti Sud:

- AT3 400/220 kV retras pentru retehnologizarea statiei 400 kV Bucuresti Sud planificata in perioada martie-octombrie 2007;

28

- Celulele liniilor 400kV Bucuresti Sud - Pelicanu si Bucuresti Sud - Domnesti in statia 400 kV Bucuresti Sud, retrase pentru retehnologizarea statiei 400 kV Bucuresti Sud planificata in perioada martie-noiembrie; in perioada respectiva - shunt intre cele doua linii, functionndu-se cu linia provizorie 400 kV Domnesti - Pelicanu;

In statia Fundeni: - CL 220 kV deconectata; - Liniile Brazi Vest, circuitele 1 si 2 si Bucuresti Sud circuitele 1 si 2 in functiune, lucrarile

de retehnologizare fiind incheiate;

In statia Sibiu: - T4 400/110 kV in functiune; - AT1 220/110 kV retras definitiv din exploatare din 16 decembrie 2006; Obs: In statia Sibiu 110kV exista o singura injectie si se functioneaza cu liniile 110 kV Copsa Mica-Medias si Fagaras-Hoghiz si cu cupla longitudinala 110kV Sibiu conectate.

In statia Salaj: - linia 220 kV si AT 220/110 kV sunt in functiune.

In reteaua de 220-400kV sunt deconectate cuplele CC1 si CC2 in statia 220 kV Mintia, pentru reducerea puterilor de scurtcircuit pe bare si CT in statia 220 kV Gutinas, pentru cresterea sigurantei in functionare a zonei Moldova. Iarna 2007-2008Linii 400kV Linii 220kV

P [MW] I [A] P [MW] I [A]14 200 PFER4 XPF_DJ11 535,29 768,6 32 53 BUC SD2 FUNDN 2A 214,22 558,811 19 TINTRN4A TINTRN4B 504,14 722,2 30 83 SLATINA2 CRAIOV22 199,66 50619 98 TINTRN4B XKO_TI12 455,88 678,5 48 197 ISALN 2A GRAD2 186,25 469,8

32 93 BUC SD2 FUNDN 2B 179,97 498,738 72 LSARAT12 TBRAILA2 164,94 409,448 83 ISALN 2A CRAIOV22 161,89 405,847 49 CRAIOV12 ISALN 2B 153,35 385,447 83 CRAIOV12 CRAIOV22 151,1 380,475 119 FINTIN.2 UNGHEN2 149,68 374,7

102 119 TIERNUT2 UNGHEN2 134,84 336,475 88 FINTIN.2 GHEORG 2 131,86 328,824 57 PFER12 RESITA 2 125,84 313,234 57 PFER22 RESITA 2 125,78 313,1

Echipamente indisponilbile si modificari fata de schema perioadei vara 2007: Echipamentele indisponibile:

- In statia Bacau Sud s-au considerat retrase definitiv din exploatare, conform proiectului de trecere a axei Gutinas-Bacau-Roman N - Suceava la 400 kV:

linia 220 kV Bacau Sud-Gutinas; linia 220 kV Bacau Sud-Roman Nord; AT 220/110 kV Bacau Sud;

- In statia Suceava: se retrage definitiv din exploatare AT2 220/110kV;

- In statia Isalnita in derulare lucrari de modernizare a circuitelor primare, fiind deconectate:

29

AT1 si AT2 220/110 kV; linia 220 kV Gradiste in functiune pe intrerupatorul JB al TA7 Isalnita.

Echipamente penru care s-au incheiat lucrarile de retehnologizare: - In statia Buc. Sud:

functionare cu celulele liniilor de 400 kV Bucuresti Sud - Pelicanu si Bucuresti Sud - Domnesti si cu AT3 400/220 kV; se desfiinteaza linia provizorie 400kV Domnesti-Pelicanu;

- In statia Gutinas:

functionare cu statie noua Gutinas 400/220 kV cu AT5, AT6 400/220 kV; - In statia Iernut:

functionare cu statia noua Iernut 400/220 kV;

Se functioneaza cu liniile 110kV Fagaras - Hoghiz si Copsa Mica - Medias si cupla 110 kV Sibiu conectata, deoarece exista un singur transformator 400/110 kV in statia Sibiu.

S-a tinut cont de functionarea unei insule pasive in zona Smardan 110kV, alimentata din linia 400kV Vulcanesti-Isaccea.

4.4.4 Concluzii - Se constata incarcarea mare, in apropierea puterii naturale a circuitelor 1 si 2 ale liniei 220 kV Bucuresti Sud - Fundeni, datorata consumului mare din Bucuresti, atat vara cat si iarna; - Consumul mare din Bucuresti (atat iarna cat si vara) conduce, in conditii de productie la nivelul prioritar, la congestii in special in zona de vest a Bucurestiului, dar si in cea de sud;

* in zona de vest, congestiile apar la declansari atat in reteaua de transport, cat si in cea de 110 kV si constau in depasiri de limite admisibile atat pe T 400/110kV Domnesti, cat si pe axa de 110 kV Bujoreni - Grozavesti.

* in zona de sud, congestiile apar la declansarea unuia din AT-urile 220/110 kV din statia Bucuresti Sud.

Se mentioneaza ca pe timp de vara sunt in desfasurare opririle totale de grupuri pentru revizii anuale in centralele cu termoficare;

- Pentru respectarea criteriului N-1 in schema completa, inchid buclele de 110 kV intre zonele Ghizdaru si Domnesti; - Factorul de putere scazut al combinatului Feral Tulcea impune compensarea puterii reactive consumate de acesta pana la valoarea factorului de putere neutral; - Se mentine functionarea debuclata a retelei de 110kV de alimentare a orasului Bucuresti, pentru separarea alimentarii acesteia din 3 puncte diferite ale retelei de transport: statiile Domnesti, Bucuresti Sud si Fundeni;

- Se constata incarcarea mare a liniilor de interconexiune, in special a liniei 400kV Portile de Fier-Djerdap, dar si a celorlalte, datorita atat exportului Romaniei, cat si circulatiilor paralele datorate tranzactiilor intre partenerii externi; - Se constata incarcarea in apropierea puterii naturale a axei 220kV Iernut-Ungheni-Fantanele, datorita alimentarii sectiunii S5 (Moldova) deficitare;

30

- Datorita existentei unui singur T 400/110kV in statia Sibiu Sud, este necesar sa se functioneaza cu liniile 110 kV Fagaras - Hoghiz si Copsa Mica - Medias si cupla 110 kV Sibiu conectate pentru rezervarea alimentarii zonei;

- Mentinerea in functiune a automatizarii de curent ( 800A/0.6 s) pe LEA 220 kV dublu circuit Lotru Sibiu pentru a evita limitari ale productiei in CHE Lotru si Bradisor:

a) in orice schema cu doua circuite L220kV Lotru - Sibiu in functiune pentru a evita supraincarcarea unui circuit la declansarea celuilalt;

b) in schema de retragere a unei bare 400kV Sibiu pentru a evita supraincarcarea unui circuit 220kV Lotru-Sibiu la declansarea celeilate bare 400kV Sibiu; c) in scheme cu retrageri din exploatare suplimentare fata de b);

- La functionarea cu doua unitati in CNE Cernavoda apar probleme de evacuare a puterii produse, in cazul retragerii de lunga durata a unor linii de 400kV din Dobrogea, simultan cu retrageri de durata mai scurta in aceeasi zona, pentru respectarea criteriului N-1. In aceste situatii sunt necesare atat masuri de buclare in reteaua de 110kV, ca si de reducere a consumului in Dobrogea sau a productiei in CNE Cernavoda;

- Cresterea consumului in zona Dobrogea conduce la dificultati in respectarea criteriului N-1 in cazul retragerii de lunga durata a unor linii de 400 kV din Dobrogea, simultan cu retrageri de durata mai scurta in aceeasi zona. In afara de masuri de buclare a retelei de 110kV din zona este necesara si limitarea superioara a deficitului zonei Constanta Medgidia - Tulcea;

- In statia Pelicanu, la retragerea de lunga durata a unei linii de 400kV sau a unui T 400/110 kV si declansarea altui echipament, linie sau transformator, nu se respecta criteriul N-1. Se mentioneaza ca nu se poate conecta cupla de 110 kV din statia Pelicanu, intre B1 si B2, pentru ca s-ar perturba prin efectul de flicker functionarea celorlalti cosumatori din SC Donasid si din zona. Se recomanda instalarea unui DAS-U in Donasid, pentru incadrarea regimului post event in marimile normale de curent si tensiune si implementarea masurilor tehnice de eliminare a efectului de flicker la SC Donasid; - In statia Barbosi nu se respecta criteriul N-1 pentru alimentarea combinatului siderurgic din Galati la retragerea unei linii 220kV de pe axa Lacu Sarat Filesti Barbosi - Focsani Vest; - In statia Bradu, in conditiile retragerii unei bare de 220 kV se bucleaza reteaua de 110kV din zona Stuparei - Raureni si Arefu Bradu - Pitesti pentru rezervarea alimentarii zonelor la declansarea celeilalte bare, dar trebuie tinut cont si de restrictia de limitare a schimbului de putere al zonei cu restul SEN la maximum 200 MW - evacuare de putere si maximum 150MW - deficit; - Retehnologizarea statiei Gutinas si transformarea ei in statie cu 1 si intreruptoare pe circuit a condus la respectarea criteriului N-1 in cazul retragerii unei bare de 220kV, atunci cand declanseaza cealalta;

- Pentru evitarea buclarii in reteaua de 110kV si evitarea aplicarii mecanismului de management al congestiilor prin incarcarea la pret peste pretul pietei a unor productii in CHE Remeti, Munteni sau Lugasu, la retragerea unui echipament de 400kV, linie sau transformator, in statia Oradea, in conditii de productie scazuta in CET Oradea Vest, se recomanda asigurarea unei unitati suplimentare de transformare in Oradea; - Pe perioada lucrarilor in statia Isalnita trebuie luate masuri speciale pentru a fi asigurata evacuarea puterii generate in CET Isalnita in cazul unor retrageri de scurta durata in zona.

31

4.4.5 Capacitatile de transfer totale si bilaterale pe granite 4.4.5.1 Capaciati nete de schimb calculate/estimate In cadrul managementului congestiilor generate de schimburi transfrontaliere, Transelectrica calculeaza si furnizeaza pentru piata urmatoarele tipuri de capacitati nete de schimb (NTC). a) NTC anuale maxime negarantate In cadrul grupului de lucru UCTE Modele de retea si mijloace de prognoza (NMFT) se calculeaza sezonier capacitatile nete de schimb (NTC) in interfata de interconexiune sincrona a SEN pentru sezonul urmator, la functionare in schema normala si considerand scenarii de schimb favorabile. Valorile NTC maxime anuale pentru anul urmator se calculeaza pe modelul sezonier de iarna. Calculele se fac pentru topologie normala si scenarii de schimb favorabile, luand in considerare si punerile in functiune semnificative pentru valoarea NTC care vor avea loc in perioada respectiva Se calculeaza: - capacitati nete de schimb bilaterale aditionabile in interfetele partiale RO/RS+BG, RO+BG/RS, RO/ UA+HU, HU/RO+RS; - capacitati nete de schimb totale intre Romania si reteaua UCTE.

Se verifica criteriul N-1 si se determina limitele impuse de echipamente si de reglajele protectiilor/automaticilor in functiune, tinand cont de utilizarea comuna a interfetelor de interconexiune si considerand masuri preventive / postavarie. Se considera o rezerva de fiabilitate TRM de 100MW/granita pentru capacitati partial aditionabile, 200MW/interfata partiala si un TRM de export/import in interfata Romaniei 300/400MW pentru calculul capaciatilor coordonate aditionabile in interfata Romaniei.

Valorile bilaterale se armonizeaza cu partenerii. Aceste valori sunt indicative, negarantate, si sunt utilizate pentru estimarea volumului maxim de schimb posibil si definirea unor plafoane pentru alocarea lunara. b) NTC anuale si lunare ferme Conform acordurilor bilaterale incheiate cu partenerii de interconexiune (MAVIR, EMS, ESO EAD), TRANSELECTRICA furnizeaza pentru utilizare comerciala NTC bilaterale ferme care pot fi utilizate simultan in aceeasi directie export/import, cu rezervele de fiabilitate (TRM) convenite in conventiile bilaterale, fara periclitarea securitatii sistemului :

- NTC anuale ferme, garantate pentru toate programele de reparatii anuale coordonate convenite in SEN si interconexiune ;

- NTC lunare ferme, garantate pentru programele de reparatii planificate lunare in SEN si interconexiune.

Tinand seama de : - necesitatea furnizarii NTC anuale ferme inaintea elaborarii planului de retrageri anual al SEN si a planurilor de retragere coordonata in interconexiune,

32

- reprogramarea retragerilor pe parcursul anului, - incertitudini legate de prognoza productiei in puncte cheie care afecteaza valorile NTC (CHE Portile de Fier+Djerdap, etc) si de respectarea termenelor p.i.f NTC anuale ferme se estimeaza luand in considerare : Experienta anului curent si anterior privind programele simultane de reparatii in interconexiune si a posibilitatilor de schimb: cele mai mici valori NTC lunare ferme obtinute; Calcule suplimentare, care se efectueaza numai daca sunt prevazute: - programe de retehnologizare in anul urmator care pot duce la valori NTC ferme mai mici; - puneri in functiune semnificative (linii si statii de interconexiune, etc) in intervalul intre estimarea NTC anuale si inceperea anului urmator, care pot duce la cresterea valorilor NTC. NTC lunare ferme pe granite se calculeaza lunar cu metodologia de calcul dezvoltata la SPO/DEN pe baza recomandarilor UCTE-ETSO privind schimburile interdependente in retele buclate: NTC bilaterale se determina coordonat prin calculul unor NTC compozite in interfata de interconexiune a SEN si alte interfete utilizate in comun cu partenerii, principiu convenit cu toti partenerii.

Pentru fiecare luna, SPO/DEN calculeaza si furnizeaza pentru piata de energie in luna anterioara valori NTC ferme pe granite, utilizabile simultan in intreaga interfata de interconexiune a SEN in conditii de siguranta, luand in considerare: - schimburile prognozate, NTC anuale ferme, eliminarea soldarii, utilizarea comuna a interfetelor; - programele de reparatii pentru luna respectiva; prognoza de productie si consum; - statutul automaticilor, masuri operative preventive/ postavarie. Daca dupa desfasurarea licitaiilor lunare apar modificari semnificative in programul de mentenanta, facand posibila cresterea valorilor NTC pe o subperioada lunara, se reevalueaza valorile NTC pentru aceasta subperioada, se propun spre armonizare cu partenerii si se furnizeaza pietii, inclusiv pe parcursul lunii respective, daca este suficient timp pentru organizarea de licitatii de alocare a capacitatilor suplimentare cu cel putin 3 zile inainte de subperioada respectiva.

4.4.5.2 Capaciati nete de schimb maxime in 2005-2008

Anul

2005 2006 2007 2008 2009

NTC max. negarantate (prognoza)

RO export 1650 1900 1750 1750 1950

RO import 1750 1100Rosiori 1800 1500 1700

RO->HU 400 600 600 800

HU->RO 400 400 500 600

33

RO->RS 800P-D1700A 800 P-D1700A 700P-D1600A 650P-D1500A

RS->RO 400 400 700 500

RO->BG 800 600 750 750

BG->RO 800 600 750 750

RO->UA 200 200 200 400 (100*)

UA->RO 400 400 500 400

NTC max. ferme armonizate (lunare)

RO export 1350 1370 1250 1200

RO import 1100 1350 1020 950

RO->HU 400 400 400 350

HU->RO 300 350 400 400

RO->RS 750 720 600 500

RS->RO 300 350 150 300

RO->BG 850 300 500 550

BG->RO 500 350 200 200

RO->UA 0 50 50 50

UA->RO 50 350 500 350

* valoare UA pentru import; pentru tranzit necesar contract cu operatorul .

Urmatorii factori au influentat semnificativ valorile capacitatilor maxime anuale de schimb din SEN: n Deconectarea automaticii de putere pe c1+2 400kV Tantareni-Kozlodui in mai 2005, cu efect pozitiv asupra capacitatii de export. n Cresterea limitei de curent impusa de TC din Sandorfalva pe L400kV Arad-Sandorfalva-Subotica de la 800A la 1600A in apr.2006, cu efect pozitiv asupra capacitatii de export a SEN n Modificarea limitei de curent pe L400kV Portile de Fier-Djerdap:

- in Djerdap de la 1500A la 1800A in dec.2005 (protectie la suprasarcina- s-a considerat admisibil 95% in 2006), cu efect pozitiv asupra capacitatii de export;

- in Portile de Fier de la 1700A (limita termica) la 1600A (TC in Portile de Fier) in ian.2007 si in Djerdap la 1500A (TC in Djerdap) in nov.2008, cu efect negativ asupra capacitatii de export;

n Functionarea cu 2 unitati la Cernavoda din aug.2007, ceea ce a marit contributia LEA 400kV Isaccea-Dobrudja la realizarea exportului, cu efect pozitiv asupra capacitatii de export a SEN;

n Desfasurarea programelor de retehnologizare in Rosiori (2005-2006) si Iernut, cu reducerea capacitatii de import a SEN.

n Reducerea exportului Bulgariei in urma inchiderii in 2007 a unor unitati din CNE Kozlodui, ceea ce a determinat :

- cresterea cu 100-200MW a circulatiilor paralele dinspre nord spre sud, generate de tranzactii in restul UCTE,

- cresterea circulatiilor pe granita RO-BG,

34

- marirea cotei de export spre Grecia din Romania si din tranzite prin Romania, cu concentrarea circulatiilor de export pe granitele Romaniei cu Serbia si Bulgaria,

afectnd negativ att NTC de import pe granitele cu Ucraina, Ungaria si Bulgaria ct si NTC de export pe granitele cu Ungaria, Serbia si Bulgaria, si determinand modificarea distributiei NTC pe granitele cu Serbia si Bulgaria.

n Punerea in functiune a statiei 400kV Nadab, determinand cresterea capacitatii de import si export pe granita RO-HU si in interfata SEN.

4.4.5.3 Evolutia sezoniera si lunara a capaciatilor nete de schimb Valorile NTC in interfata Romaniei pot varia pe parcursul anului intre 20-100%, sub influenta unor factori ca : l Retragerea a unor linii electrice de interconexiune si linii interne care influenteaza valorile de NTC. l Diferenta de temperatura sezoniera, determinnd : - trecerea la reglaje de vara reduse cu cca.25% pentru protectii de suprasarcina in Serbia in perioada aprilie octombrie, cu efect negativ asupra NTC de export; - curenti limita termica admisibili mai mari pe diferite linii din SEN care influenteaza pozitiv valorile NTC de import si export in noiembrie -februarie. l Productia in CHE Portile de Fier si Djerdap, in special in perioada de vara Acestora li s-au adaugat in 2008 :

l Reducerea de catre Serbia a curentului admisibil pe perioada de vara si pe LEA400kV Portile de Fier-Djerdap, cu efect negativ asupra NTC de export;

l Efectul limitator al pietii de energie asupra utilizarii de catre OTS a redispecerizarii pentru marirea NTC ;

l Marirea de catre Grecia a reglajului DASP pe LEA400kV Blagoevgrad-Thessaloniki, si acceptarea de valori NTC asigurate cu actionarea corectiva post-event a DASP in N-1, ducnd la cresterea capacitatii de schimb prin interfata de export Romnia+Bulgaria; l Retragerea de lunga durata a TH5 Portile de Fier I, care a redus puterea maxima in CHE Portile de Fier I, cu efect sezonier benefic. Figura alaturata ilustreaza necesitatea definirii unui profil lunar si influenta unora din acesti factori:

Valori NTC agreate import / export aprilie 2007

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1/4

2/4

3/4

4/4

5/4

6/4

7/4

8/4

9/4

10/4

11/4

12/4

13/4

14/4

15/4

16/4

17/4

18/4

19/4

20/4

21/4

22/4

23/4

24/4

25/4

26/4

27/4

28/4

29/4

30/4

MW

NTC EXPORT

NTC IMPORT

import

export

Retragerea L Sandorfalva-Subotica (HU-SR)Prognoza Pgen PdFierI+Djerdap 1950MW

+retragerea L Nis-Kosovo (SR)

Modificarea reglajelor protectiilor in SE Sarb1800A 1420A+Retragerea C2+3 Kozlodui-Sofia V

Retragerea L Rosiori-Mukacevo (RO-UA)

Valori NTC agreate import / export aprilie 2007

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1/4

2/4

3/4

4/4

5/4

6/4

7/4

8/4

9/4

10/4

11/4

12/4

13/4

14/4

15/4

16/4

17/4

18/4

19/4

20/4

21/4

22/4

23/4

24/4

25/4

26/4

27/4

28/4

29/4

30/4

MW

NTC EXPORT

NTC IMPORT

import

export

Retragerea L Sandorfalva-Subotica (HU-SR)Prognoza Pgen PdFierI+Djerdap 1950MW

+retragerea L Nis-Kosovo (SR)

Modificarea reglajelor protectiilor in SE Sarb1800A 1420A+Retragerea C2+3 Kozlodui-Sofia V

Retragerea L Rosiori-Mukacevo (RO-UA)

35

In continuare se pot observa profilele NTC in interfata SEN, armonizate cu partenerii, si programele de schimb in anii 2005-2008.

Use of NTC - Year 2007Harmonized monthly import / export NTCs and D-1 exchange schedules

-1400-1200-1000

-800-600-400-200

0200400600800

100012001400

ian.-07 feb.-07 mar.-07 apr.-07 mai.-07 iun.-07 iul.-07 aug.-07 sep.-07 oct.-07 nov.-07 dec.-07

MW

NTC IMPORT NTC EXPORT Day Import Schedule

Night Import Schedule Day Export Schedule Night Export Schedule

import

export

2007Use of NTC - Year 2007

Harmonized monthly import / export NTCs and D-1 exchange schedules

-1400-1200-1000

-800-600-400-200

0200400600800

100012001400

ian.-07 feb.-07 mar.-07 apr.-07 mai.-07 iun.-07 iul.-07 aug.-07 sep.-07 oct.-07 nov.-07 dec.-07

MW

NTC IMPORT NTC EXPORT Day Import Schedule

Night Import Schedule Day Export Schedule Night Export Schedule

import

export

2007

Valori NTC agreate im port / exportsi p rogram e de schimb 2006

-1400-1200-1000

-800-600-400-200

0200400600800

100012001400

ian .-06 f eb.- 06 mar.-06 apr.-06 mai.-06 iun.-06 iul.-06 aug.-06 sep.-06 oc t.-06 nov .-06 dec .-06

MW

NTC IMPORT NTC EXPORT Program import z i

Program import noapte Program export z i Program export noapte

import

export

P if St .4 0 0 / 2 2 0 k V Ro sio ri

M o dificarea rap o rt ului T C in st a t ia 4 0 0 k V San do rfalv a p e L 4 0 0 k V A rad

2006

Valori NTC 2005

-1400-1200-1000

-800-600-400-200

0200400600800

100012001400

ian.

-05

feb.

-05

mar

.-05

apr.-

05

mai

.-05

iun.

-05

iul.-

05

aug.

-05

sep.

-05

oct.-

05

nov.

-05

dec.

-05

MW 2005Valori NTC 2005

-1400-1200-1000

-800-600-400-200

0200400600800

100012001400

ian.

-05

feb.

-05

mar

.-05

apr.-

05

mai

.-05

iun.

-05

iul.-

05

aug.

-05

sep.

-05

oct.-

05

nov.

-05

dec.

-05

MW 2005

- Reducerea curentului admisibil pe L400kV Portile de Fier-Djerdap- Reducerea exportului Bulgariei

Cresterea curentului admisibil pe L400kV Portile de Fier-Djerdap

36

S-au constatat:

Ocazional programe de schimb de export sau import peste valoarea NTC, datorita utilizarii TRM pentru ajutor de urgenta (iarna 2005-2006) si a acceptarii limitate a soldarii;

Cresterea numarului participantilor si a competitiei pe fiecare granita Cresterea gradului de utilizare reala a capacitatii de schimb disponibile in 2008 fata de 2007.

In iarna 2007-2008 circulatiile prin interfata de interconexiune a Romaniei la varf de sarcina, zile lucratoare, au reprezentat 66-101.4% din NTC, cu o medie pentru cele 3 luni de iarna de 86% din NTC de export, asa cum se poate observa in figura urmatoare.

5

Programele de export la varf de sarcina au ocupat 52-116% NTC

Media : 85%

-1400-1200-1000

-800-600-400-200

0200400600800

100012001400

ian.-08 feb.-08 mar.-08 apr.-08 mai.-08 iun.-08 iul.-08 aug.-08 sep.-08 oct.-08 nov.-08 dec.-08

MW

NTC IMPORT NTC EXPORTProgram import zi (11:00 CET) Program import noapte (03:00 CET)Program export zi (11:00 CET) Program export noapte (03:00 CET)

import

export

2008

5

Programele de export la varf de sarcina au ocupat 52-116% NTC

Media : 85%

-1400-1200-1000

-800-600-400-200

0200400600800

100012001400

ian.-08 feb.-08 mar.-08 apr.-08 mai.-08 iun.-08 iul.-08 aug.-08 sep.-08 oct.-08 nov.-08 dec.-08

MW

NTC IMPORT NTC EXPORTProgram import zi (11:00 CET) Program import noapte (03:00 CET)Program export zi (11:00 CET) Program export noapte (03:00 CET)

import