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

- August 2009 -

2

CUPRINS

Pag. Lista de Anexe ......................................................................................................... Prescurtri............................................................................................................... Scopul i obiectivele Planului de Perspectiv al RET........................................ Cadrul de reglementare..................................................................... Legislaia primar........................................ ........................................................... Legislaia secundar................................................................................................ Principii, metodologii i programe de calcul utilizate n elaborarea Planului de Perspectiv al RET........................................................................................... Principii care au stat la baza elaborrii Planului de Perspectiv............................... Metodologii utilizate................................................................................................. Programe de calcul utilizate..................................................................................... Caracteristicile tehnice actuale ale RET n contextul SEN.................................. Capaciti de producere a energiei electrice.............................................................. Analiza statistic a consumului de energie electric n perioada 2003 2007........ Evoluia n profil teritorial a consumului de energie electric n perioada 20032007........................................................................................................................... Curbe de sarcin pe tipuri de consumatori, sezoane i zile caracteristice................. Capaciti interne de transport al energiei electrice i interconexiuni....................... Gradul de ncrcare a elementelor RET..................................................................... Vara 2008................................................................................................................... Iarna 2008-2009......................................................................................................... Linii incarcate peste puterea naturala in perioada 2006-2008................................... Concluzii................................................................................................................... Capacitatile de transfer totale si bilaterale pe granite................................................ Nivelul admisibil de tensiune, reglajul tensiunii n nodurile RET, compensarea puterii reactive........................................................................................................... Pierderi de putere pe palierele caracteristice ale curbei de sarcin i energie electric anual, n RET............................................................................................. Nivelul curenilor de scurtcircuit n nodurile RET................................................... Verificarea RET la condiiile de stabilitate static i tranzitorie............................... Verificarea RET la conditiile de stabilitate statica.................................................. Stabilitatea tranzitorie i eventuale msuri de protecie n nodurile RET............... Nivelul de continuitate n furnizarea serviciului de transport.................................. Sistemul de conducere operativ prin dispecer - EMS/SCADA............................. Serviciile de sistem tehnologice................................................................................ Sistemul de contorizare................................. ................................. ........................ Sistemul de telecomunicaii..................................................................................... Securitatea instalaiilor i managementul situaiilor de urgen....................... Situaia actual........................................................................................................... n perspectiv............................................................................................................ Implementarea programului de protecie fizic......................................................... Protecia mediului asociat RET............................................................................ Impactul reelelor de transport asupra mediului........................................................ Cerine legislative pentru noile instalaii i pentru cele existente............................. 3 6 7 8 9 10 11 11 11 12 13 14 14 15 15 15 20 23 23 24 26 29 30 37 39 40 42 42 47 57 58 60 62 63 65 66 66 68 68 68 69

1. 2. 2.1.1. 2.1.2. 3. 3.1. 3.2. 3.3 4. 4.1. 4.2. 4.2.1. 4.2.2. 4.3. 4.4. 4.4.1. 4.4.2. 4.4.3. 4.4.4. 4.4.5. 4.5. 4.6. 4.7. 4.8. 4.8.1. 4.8.2. 4.9. 4.10. 4.11. 4.12. 4.13. 5. 5.1. 5.2. 5.3. 6. 6.1. 6.2.

6.3. 7. 8. 8.1. 8.2. 9. 9.1. 9.2. 9.3 9.4. 10. 10.1. 10.1.1. 10.1.2. 10.2. 10.3. 10.4. 10.5. 10.6. 10.6.1. 10.6.2. 10.7. 10.8. 10.9. 11. 12. 12.1. 12.1.1. 12.1.2. 12.1.3. 12.2. 13. 13.1. 13.1.1. 13.1.2. 13.1.3. 13.1.4. 13.1.5. 13.2.

Msuri pentru reducerea impactului RET asupra mediului...................................... Situaia actual Sintez Prognoza consumului de energie electric n perioada 2008 2018 Prognoza consumului de energie electric n SEN corelat cu evoluia PIB Evoluia consumului de energie i putere electric n profil teritorial n anii 2008, 2012 i orientativ 2018............................................................................................ Producia pentru acoperirea consumului de energie electric n etapa 2008 2017......................................................................................................................... Prognoza evoluiei parcului de producie............................................................... Necesarul de putere nou pentru acoperirea cererii de energie electric............... Metodologii aplicate la construcia scenariilor utilizate pentru analiza adecvanei RET......................................................................................................................... Scenarii utilizate pentru analiza adecvanei RET 2008 2017............................ Analiza caracteristicilor de funcionare a RET (2012 i 2017)............................ Analiza regimurilor staionare.................................................................................. Etapa 2012............................................................................................................... Etapa 2017.............................................................................................................. Gradul de ncrcare a elementelor RET.................................................................... Nivelul de tensiune, reglajul tensiunii i compensarea puterii reactive.................... Pierderi de putere n RET, pe palierele caracteristice ale curbei de sarcin............. Nivelul solicitrilor la scurtcircuit............................................................................ Verificarea RET la condiii de stabilitate static..................................................... Rezultatele analizelor de stabilitate static etapa 2012.......................................... Rezultatele analizelor de stabilitate static etapa 2017.......................................... Stabilitatea tranzitorie i msuri de protecie n nodurile RET................................. Nivelul de continuitate n furnizarea serviciului de transport................................. Concluzii.......................................... .......................................... ............................. Mecanismul de compensare a efectelor utilizrii reelelor electrice de transport pentru efectuarea schimburilor transfrontaliere............................... Strategia de mentenan a activelor din cadrul RET pentru un orizont de prognoz de 5 ani i orientativ pe 10 ani............................................................... Instalaiile din cadrul RET...................................................................................... Aspecte generale privind activitatea de mentenan component a Managementului Activelor ....................................................................................... Proiecte importante de mentenan major finalizate/n curs de execuie n perioada 2005 2008............................................................................................... Programul de mentenan major a staiilor electrice din RET.............................. Sistemul de contorizare.............................. .............................. .............................. Strategia aciunilor de dezvoltare a activelor fixe.............................................. Strategia de dezvoltare a RET.............................. .............................. .................. Fundamentarea programului de dezvoltare.............................................................. Linii directoare ale programului de dezvoltare, retehnologizare/ modernizare i mentenan major..................................................................................................... Investiii prioritare pentru adecvana RET la evoluia SEN...................................... Incertitudini privind evoluia SEN i tratarea acestora n Programul de dezvoltare a RET......................................................................................................................... Programul de dezvoltare, retehnologizare/ modernizare i mentenan major a instalaiilor din RET Strategia de dezvoltare a sistemului de conducere operativ prin dispecer 4

71 72 75 75 76

79 79 79 82 82 85 89 89 93 98 99 100 100 102 103 107 112 115 118 119 120 120 120 124 126 129 129 129 129 131 134 136 138 144

13.3. 13.3.1. 13.3.2. 13.3.3. 13.3.4. 13.4. 14. 14.1. 14.1.1 14.1.2

14.2. 14.3 14.3.1 14.3.2 15.

EMS/SCADA .......................................................................................................... Strategia de dezvoltare a sistemului de contorizare.................................................. Sistemul de telecontorizare al Transelectrica S.A. .................................................. Sistemele de contorizare local cu teletransmisie a datelor....................................... Laboratoare de verificare metrologic a contoarelor............................................... Controlul calitii energiei n RET i la consumatori............................................... Strategia de dezvoltare a sistemului de telecomunicaii............................................ Proiecii financiare .................................................................................................. Tarife reglementate.................................................................................................... Tariful de transport................................................................................................... Tariful pentru Serviciul de sistem si tariful pentru serviciile prestate de operatorul de piee centralizate participanilor la pieele administrate de acesta..................................................................... Tarife nereglementate............................................................................................... Finanarea priectelor de dezvoltare a RET................................................................ Previziuni privind tariful de transport....................................................................... Previziuni privind tariful serviciului de sistem si pentru serviciile prestate de operatorul de piee centralizate participanilor la pieele administrate de acesta...... Direcii de analiz pentru etapa urmtoare ......................................................... Bibliografie.................................................................................................. Echipa de Program .................................................................................................

144 145 145 146 146 146 147 147 147 150 151 152 153 155 156 158 163

5

Lista de AnexeAnexele A Anexa A-1 Anexa A-2 Anexa A-3 Anexa A-4 Anexele B Anexa B-1 Anexa B-2 Anexa B-3 Anexa B-4 Anexa B-5 Anexa B-6 Anexa B-7 Anexa B-8 Anexa B-9 Anexa B-10 Anexa B-11 Anexa B-12 Anexele C Anexa C-1-1 Anexa C-1-2 Anexa C-2 Anexele D Anexa D-1 Anexa D-2 Anexa D-3 Anexa D-4 Anexele E Anexele F Anexa F-1 Anexa F-2 Anexele G Anexa G -1 Anexa G -2 Principii, metodologii i programe de calcul utilizate n elaborarea Planului de Perspectiv al RET Principii, metodologii i programe de calcul Fig.6 - Simularea funcionrii SEN Fig.7 Prognoza orar a cererii de energie electric la nivel teritorial pe statii de alimentare a consumatorilor - Program ConStat Fig.8 - Schema logic a programului TT Caracteristicile tehnice actuale ale RET n contextul SEN Evolutia consumului de energie electric Tabelul 1 Evolutia consumului de energie electric Fig. 1-9 Curbe de sarcin pe ramuri Fig. 10-19 Elementele RET Fluxurile de putere prin echipamentele RET VDV 2008 Fluxurile de putere prin echipamentele RET VSI 2008-2009 Tensiuni in nodurile de control din RET Tensiuni in staiile de 400 kV din RET Tensiuni in staiile de 220 kV din RET Cureni si puteri de scurtcircuit - 2008 Indicatori de siguran - 2008 Situaia calificrii grupurilor i a furnizorilor pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem Prognoza balantei productie/consum de energie electric n perioada 2008 2017 Prognoza consumului de energie electric pe centre 2008 2017 Prognoza consumului de energie electric 2008 2017 pe centre - grafic Evoluia parcului de producie n perioada 2008-2017 (nu se public) Capaciti de producie pentru acoperirea consumului de energie electric n etapa 2008 2017 Determinarea necesarului de putere ce trebuie instalat n perioada 20082013-2018 Program reabilitri,conservari/ casri, grupuri noi (nu se public) Acoperirea necesarului de putere pe baza evoluiei puterii instalate Scenarii de producie energie electric 2008 2017 Analiza caracteristicilor de funcionare n perspectiv a RET n contextul SEN Strategia aciunilor de mentenan a activelor fixe Ealonarea cheltuielilor de mentenan LEA (nu se public) Ealonarea cheltuielilor de mentenan staii (nu se public) Strategia aciunilor de dezvoltare a activelor fixe Costuri unitare estimate (nu se public) Ealonarea lucrrilor i cheltuielilor de investiii (nu se public)

6

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

7

1. Scopul i obiectivele Planului de Perspectiv al RETn 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.

8

2. Cadrul legislativ i de reglementareCadru 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 9

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.

10

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 RET3.1. 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.

11

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; 12

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;

13

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 SEN4.1. 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 Putere instalata TOTAL Centrale hidroelectrice Centrale nuclearoelectrice Centrale termoelectrice convenionale de condensaie de termoficare Centrale eoliene Putere instalata* 20380 6377 1413 12582 8262 4320 8 [MW] Putere maxim disponibil neta** 16160 5859 1300 8994 5524 3470 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.

14

Tabelul 4.1.2. Puterea maxim disponibil net in SEN - a 3-a miercuri a lunii decembrie - ora 12 (ora 11 CET) centrale hidroelectrice centrale nucleare centrale termoelectrice conventionale resurse energetice regenerabile alte centrale Puterea instalata in SEN [6=1+2+3+4+5] Putere indisponibil (Reducere permanent+temporar) Putere in reparatie planificat Putere in reparatie accidental (dup avarie) Rezerva de putere pentru servicii de sistem Puterea disponibil [11=6-(7+8+9+10)] Consum intern Abatere consum intern fata de consum maxim lunar Puterea ramas fr considerarea schimburilor de putere [14=11-12] Schimbul de putere Import Export Sold Import-Export [17 = 15 - 16] Puterea ramas cu considerarea schimburilor de putere [18 = 14 + 17] [MW] 5859 1300 9016 7 0 16182 1395 847 1137 838 11965 8179 502 3786

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

15 16 17 18

352 945 -593 3193

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: 15

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)

16

1.00 0.80

1.00 0.80

1

0.60 0.40 0.20 0.00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

2

0.60 0.40 0.20 0.00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

3

1.00 0.90 0.80 0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

1.00 0.80

4

0.60 0.40 0.20 0.00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

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 20082012-2017 i valorile realizate n SEN sunt prezentate n tabelele 4.2.1, 4.2.2, 4.2.3: Tabelul 4.2.1Prognoza Consum net la vrf putere Plan 2004-2008-2014 Plan 2006-2010-2016 Plan 2008-2012-2017 Consum anual net energie Plan 2004-2008-2014 Plan 2006-2010-2016 Plan 2008-2012-2017 2004 [MW] 8044 8480 8415 9124 9024 8501 9817 9678 9675 10311 10443 10253 10830 11268 10937 12158 11332 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2017

12065

[TWh] 50.68 52.90 52.85 55.82 56.09 54.27 58.90 59.52 59.50 61.87 63.70 62.53 64.98 68.17 66.12 72.95 70.10

72.05

17

Tabelul 4.2.2Consum net realizat putere medie la ora de vrf * [MWh/h] 2006

ian 7976

feb 7762

mar 7633

apr 7209

mai 6686

iun 6795

iul 6679

aug 6625

sept 6956

oct 7594

nov 7827

dec 8151

* Valoare medie orar maxim n luna respectiv Valorile consumului net realizat orar sunt disponibile ncepnd cu anul 2005.

Tabelul 4.2.3 2004Consum anual net de energie realizat [TWh]

2006 53,02

2008 55.22

50,75

18

Fig. 4.2.2Consum net - Putere medie orar la vrf [MW]

12000

11000

10000

9000

8000

7000 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 2008-2012 orientativ 2017* Plan RET 2006-2010 orientativ 2016

Fig. 4.2.3Consum net - Energie anual [TWh]75

70

65

60

55

50

45 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 2008-2012 orientativ 2017* Plan RET 2006-2010 orientativ 2016

* 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. 19

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

Mukacevo

Costesti

UCRAINA

UNGARIARosiori Baia Mare

Stanca Suceava

MOLDOVA

Ungheni

Tihu Tihau BekescsabaSandorfalva

Cluj Est Gadalin Stejaru Dumbrava Gheorghieni Ungheni

Roman Iasito Tu

SlajOradea Cluj Floresti

UNGARIA

Husi C.Turzii Bacau Gutinas Munteni

ra

Cioara

NdabArad Jimbolia Sacalaz

Iernut Alba Iulia

Calea AraduluiKikinda Timisoara

Sugag Sibiu Pestis CHE Ag Aref Raureni Paroseni Lotru Brasov Darste Smardan

Vulcanesti

UCRAINAUcraina Sud Barbosi

Focani-Vest FilestiDoicesti Bradu Teleajen Stilpu Brazi Vest CET Domnesti Dr.Olt Fundeni Buc. Sud Mostistea Ghizdaru Cernavoda Pelicanu Lacu Sarat

Iaz Resita P de Fier

StupareiTg.Jiu N Urechesti Tr.Sev Gura Vaii

Tulcea Isaccea

SERBIA SI MUNTENEGRUDjerdap Sip

Pitesti Sud Tintareni Craiova Slatina Gradiste

Gura Ialomitei

Ostrovul Mare

MAREA NEAGRAConstanta Medgidia Sud

Kusiac Tr.Magurele Kozlodui

BULGARIA

Varna

LEGENDA: LEA 110 kV : LEA 220 kV : LEA 400 kV : curs de finalizare ) LEA 750 kV: ( ( : funcioneaz la 110 kV) : funcioneaz la 220 kV; LEA 400kV Ndab Oradea n

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. 20

Tabelul 4.3.1 Instalaiile aparinnd RET Tensiunea (kV) Staii de transformare Staii Uniti de Putere transformare nominal aparent (T, AT)* T,AT nr. nr. MVA 750 1 2 1250 400 34 2 500 20 400 25 250 220 42 2 1 80 400 100 200 Lungimi LEA dup tensiunea constructiv (km)

154,6**) 4740,3

4095,9

110 Nr. total staii LUNGIME TOTAL L.E.A. (km) TOTAL uniti de transformare (T, AT)

0 77

38 9028,8 132 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

21

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, sa 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

22

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

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 23

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 Regim ncrcare AT 400/220 kV maxim medie 64 38 ncrcare AT 220/110 kV maxim medie 54 22 (%Sn) ncrcare T 400/110 kV maxim medie 56 27

VDV 2008

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 24

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 MintiaPestis, circ. 2 suntata cu L 220kV Pestis-Otelarie Hunedoara. - In statia Nadab se considera finalizata si data in exploatare linia de 400kV NadabArad. 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 TarnaveniMedias; - 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:

25

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 = 120150 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 SudFundeni-circuitele 1 si 2, Bradu-Targoviste-circuitul 2, Fantanele-Ungheni, Iernut-Unghenicircuitul 1. ncrcarea AT i T (procente din Sn) este prezentat sintetic n Tabelul 4.4.2. Tabelul 4.4.2 Regim ncrcare AT 400/220 kV maxim medie 68 38 ncrcare AT 220/110 kV maxim medie 52 25 (%Sn) ncrcare T 400/110 kV maxim medie 60 33

VSI 2008/2009

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 2006-2008Iarna 2006-2007Linii 400kV 14 19 11 7 200 29 17 15 PFER4 TINTRN4B TINTRN4A DOMNEST4 XPF_DJ11 TURC5678 BRADU4 URECH 4 P [MW] 565,49 515,26 468,49 460,18 I [A] 805,9 721,4 655 669,3 Linii 220kV 54 32 38 48 75 75 47 24 34 47 48 37 30 52 102 43 83 93 72 83 119 88 49 57 57 83 197 67 83 397 119 77 TMAGUR2 BUC SD2 LSARAT12 ISALN 2A FINTIN.2 FINTIN.2 CRAIOV12 PFER12 PFER22 CRAIOV12 ISALN 2A BRADU2 SLATINA2 BARBOSI2 TIERNUT2 CLUJ 2 CRAIOV22 FUNDN 2B TBRAILA2 CRAIOV22 UNGHEN2 GHEORG 2 ISALN 2B RESITA 2 RESITA 2 CRAIOV22 GRAD2 TIRGOV2B CRAIOV22 FOCSANI2 UNGHEN2 AIULIA2 P [MW] 178,02 169,39 162,14 161,74 154,26 153,97 152,89 152,15 152,09 146,44 135,66 133,03 132,56 129,72 126,93 125,58 I [A] 465,5 421 407,5 407,8 387,8 382,3 386,7 374,5 374,3 369,7 342,7 330,9 336,5 324,7 325,1 319,2

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; 26

-

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

In statia Fundeni: -

In statia Sibiu: -

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 11 19 6 19 TINTRN4A 97 TINTRN4B 8 SIBIU 4 TINTRN4B XKO_TI11 BRASOV 4 P [MW] 688,35 500,56 454,59 I [A] 971,5 705,8 642,7 Linii 220kV 28 28 37 47 75 43 75 38 54 37 52 80 45 45 67 83 119 78 88 70 83 68 70 90 SIBIU 2 SIBIU 2 BRADU2 CRAIOV12 FINTIN.2 CLUJ 2 FINTIN.2 LSARAT12 TMAGUR2 BRADU2 BARBOSI2 BRAZI 2A LOTRU 2 LOTRU 2 TIRGOV2B CRAIOV22 UNGHEN2 MARISEL2 GHEORG 2 FILESTI2 CRAIOV22 TIRGOV2A FILESTI2 BRAZI 2B P [MW] 180,29 180,29 165,85 143,78 143,03 137,25 135,76 131,31 129,12 127,01 126,68 123,48 I [A] 449,4 449,4 415,6 367,1 360,2 341,1 340,5 353,4 343,5 317,8 335,5 316,4

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;

27

-

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 14 11 19 200 PFER4 19 TINTRN4A 98 TINTRN4B XPF_DJ11 TINTRN4B XKO_TI12 P [MW] 535,29 504,14 455,88 I [A] 768,6 722,2 678,5 Linii 220kV 32 30 48 32 38 48 47 47 75 102 75 24 34 53 83 197 93 72 83 49 83 119 119 88 57 57 BUC SD2 SLATINA2 ISALN 2A BUC SD2 LSARAT12 ISALN 2A CRAIOV12 CRAIOV12 FINTIN.2 TIERNUT2 FINTIN.2 PFER12 PFER22 FUNDN 2A CRAIOV22 GRAD2 FUNDN 2B TBRAILA2 CRAIOV22 ISALN 2B CRAIOV22 UNGHEN2 UNGHEN2 GHEORG 2 RESITA 2 RESITA 2 P [MW] 214,22 199,66 186,25 179,97 164,94 161,89 153,35 151,1 149,68 134,84 131,86 125,84 125,78 I [A] 558,8 506 469,8 498,7 409,4 405,8 385,4 380,4 374,7 336,4 328,8 313,2 313,1

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: 28

-

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 DomnestiPelicanu; 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 FierDjerdap, 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; 29

- 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.

30

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, 31

- 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 RO export RO import RO->HU HU->RO 1650 1750 2006 1900 1100Rosiori 400 400 2007 1750 1800 600 400 2008 1750 1500 600 500 2009 1950 1700 800 600 NTC max. negarantate (prognoza)

32

RO->RS RS->RO RO->BG BG->RO RO->UA UA->RO RO export RO import RO->HU HU->RO RO->RS RS->RO RO->BG BG->RO RO->UA UA->RO 1350 1100 400 300 750 300 850 500 0 50

800P-D1700A 400 800 800 200 400 1370 1350 400 350 720 350 300 350 50 350

800 P-D1700A 400 600 600 200 400 1250 1020 400 400 600 150 500 200 50 500

700P-D1600A 700 750 750 200 500 1200 950 350 400 500 300 550 200 50 350

650P-D1500A 500 750 750 400 (100*) 400

NTC max. ferme armonizate (lunare)

* valoare UA pentru import; pentru tranzit necesar contract cu operatorul . Urmatorii factori au influentat semnificativ valorile capacitatilor maxime anuale de schimb din SEN: 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 SENn 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;

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,n

- cresterea circulatiilor pe granita RO-BG, 33

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

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. Retragerea L Rosiori-Mukacevo (RO-UA) Figura alaturata ilustreaza necesitatea Valori NTC agreate import / export aprilie 2007 definirii unui profil lunar si influenta unora din acesti factori:MW800 600 400

import200

010/4 11/4 1 2/4 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 2 9/4 30/4 1 /4 2/4 3/4 4 /4 5/4 6/4 7/4 8/4 9 /4

-200

-400

exportNTC EXPORT NTC IMPORT

-600

-800

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

Modificarea reglajelor protectiilor in SE Sarb 1800A 1420A +Retragerea C2+3 Kozlodui-Sofia V

34

In continuare se pot observa profilele NTC in interfata SEN, armonizate cu partenerii, si programele de schimb in anii 2005-2008.MW 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 -200 -400 -600 -800 -1000 -1200 -1400

2005 Valori NTC 2005

m ai.-05

aug.-05

sep.-05

nov.-05

feb.-05

apr.-05

iul.-05

oct.-05

ian.-05

iun.-05

mar.-05

MW 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 -200 -400 -600 -800 -1000 -1200 -1400

V alo ri N T C ag reate im p o rt / e xp o rt si p ro g ram e d e sc h im b 20 06

2006

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

im p o rt

ian .-06

f eb.- 06

mar.-0 6

apr.-06

mai.-06

iun.-06

iul.-06

a ug.-06

s e p.-06

oc t.-06

nov .-06

dec .-0 6

exp o rtNTC IM P ORT P rogram im port noapteM 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

NTC E XP ORT P rogram ex port z i

P rogram im port z i P rogram ex port noapte

MW

- Reducerea curentului admisibil pe L400kV Portile de Fier-Djerdap - Reducerea exportului BulgarieiUse of NTC - Year 2007 Harmonized monthly import / export NTCs and D-1 exchange schedules

2007

1400 import 1200 1000 800 600 400 200 0 ian.-07 feb.-07 -200 -400 -600 -800 -1000 -1200 -1400

mar.-07

apr.-07

mai.-07

iun.-07

iul.-07

aug.-07

sep.-07

oct.-07

nov.-07

dec.-07

export

NTC IMPORT Night Import Schedule

NTC EXPORT Day Export Schedule

35Night Export Schedule

Day Import Schedule

dec.-05

Cresterea curentului admisibil pe L400kV Portile de Fier-Djerdap

MW 1400 1200 1000 800 600 import 400 200 0 ian.-08 feb.-08 -200 export -400 -600 -800 -1000 -1200 -1400

2008

Reducerea curentului admisibil pe L400kV Portile de Fier-Djerdap

mar.-08

apr.-08

mai.-08

iun.-08

iul.-08

aug.-08

sep.-08

oct.-08

nov.-08

dec.-08

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

Media : 85%S-au constatat:

Program import zi (11:00 CET) Program export zi (11:00 CET)

Program import noapte (03:00 CET) Program export noapte (03:00 CET)

5

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.

MW1000 800

Utilzarea interconexiunilor in iarna 2007-2008 Winter 2007-2008values for Wednesday peak hour

Use of interconnections

2007600 400 200 0 48 -200 49 50 51 52 1 2 3 4

2008

5

6

7

8

9

w eek-400 -600 -800 -1000 -1200 -1400

NTC IMPORT D-1 Export Schedule

NTC EXPORT D-1 Net Exchange Schedule

D-1 Import Schedule Realized Flows

4

36

4.5 Nivelul admisibil de tensiune, reglajul tensiunii n nodurile RET, compensarea puterii reactive, calitatea tensiunii. Transelectrica calculeaza/planifica semestrial benzile de tensiune din statiile electrice ale retelei de transport care reprezinta nodurile de control ale tensiunii. Scopul este de a mentine nivelurile de tensiune normale in toate nodurile retelei, stabilitatea statica a regimului de functionare si de a reduce pierderile in retea. In Anexa B-7 sunt prezentate benzile de tensiune din nodurile de control ale RET pentru vara 2008. Funcionarea descrcat a reelei electrice determin niveluri de tensiune relativ ridicate n reeaua de 400 kV, respectiv 220 kV a SEN (Anexa B-8, respectiv Anexa B-9). Pentru meninerea tensiunilor n banda de valori admisibile este necesar conectarea unui numar redus de bobine de reactanta in cazul regimurilor de varf. In regimurile de gol de sarcina, este necesara conectarea tuturor bobinelor disponibile. De asemenea la reglajul tensiunii este necesara utilizarea si altor mijloace de reglaj: modificarea ploturilor la unitatile de transformare, functionarea unor generatoare in capacitiv si deconectarea unor LEA 400 kV slab incarcate. n Tabelul 4.5.1. se prezint cantitile de putere activ i reactiv (soldate) tranzitate RET RED, determinate pe bara de 110kV a autotransformatoarelor 220/110 kV i a transformatoarelor 400/110 kV. Tabelul 4.5.1 Tranzit soldat RETRED P Q MW MVAr VSI 4202 1158

Regim

Iarna 07/08

Consumatorii alimentati din RED reprezinta cca. 94-95% din consumul total, atat din punct de vedere al puterii active, cat si reactive. Necesarul lor de putere reactiva este acoperit in proportie de 40-50% din surse locale. Se constat acoperirea din tranzitul dinspre RET spre RED a cca. 55% din cererea de putere reactiv a consumatorilor corespunztoare factorului de putere natural (cerere care reprezint cca. 95% din consumul total de putere reactiv).

Mijloacele de reglaj al tensiunii n RET - modificri n ultimii 5 ani - Punerea in functiune a bobinei de compensare - A 100 MVAr in statia 400 kV Tantareni, in ziua de 23.12.2005 - Bobina de compensare 100 MVAr Arad a fost retrasa din exploatare in 16.01.2006, in vederea relocarii in statia 400/110 kV Darste, unde s-a pus in functiune in data de 08.02.2006. - Compensatorul sincron din Arad s-a retras definitiv din exploatare in 26.06.2002. 37

- In statia 400 kV Gutinas s-a pus in functiune bobina de compensare 100 MVAr in 20.06.2006. - In statia 110 kV Fundeni s-a pus in functiune bobina de compensare 100 MVAr racordata la 110 kV in data de 26.07.2007, dupa care a fost retrasa pentru disponibilizarea celulei proprii de 110 kV, in vederea utilizarii acesteia de catre T 5 110/mt. - In statia 400 kV Bucuresti Sud s-a pus in functiune bobina de compensare 100MVAr in 19.12.2007. - In statia 400 kV Arad s-a pus in functiune bobina de compensare 100 MVAr in data de 01.10.2008, dupa executarea lucrarilor de reparatie a fostei bobina de compensare 100MVAr din statia Darste. Calitatea tensiunii n RET Din septembrie 2007 a intrat in vigoare Standardul de performan pentru serviciile de transport i de sistem ale energiei electrice elaborat de ANRE. Actualele reglementri din Romnia (Standardul de performanta si Codul RET) impun Operatorului de Transport i Sistem s urmreasc respectarea calitii energiei electrice n propria reea, preconizandu-se faptul c in viitorii ani ANRE va elabora un sistem de bonificare/penalizare. In aceste conditii, Transelectrica are in curs de elaborare o procedura pentru evaluarea si respectarea cerintelor de Calitate a Energiei Electrice in statiile proprii si de identificare a surselor perturbatoare. Conform CEER (Council of European Energy Regulators - 2001) si EURELECTRIC (2006) aspectele legate de calitatea energiei electrice se clasifica n: Calitatea tensiunii cu referire la caracteristicile tehnice ale tensiunii; Continuitatea alimentrii - cu referire la continuitatea in alimentarea consumatorilor; Calitatea comercial - cu referire la relaiile comerciale dintre furnizori, respectiv, dintre distribuitori i utilizatori n ceea ce privete asigurarea diferitelor servicii

In ceea ce priveste monitorizarea calittii tensiunii in nodurile RET se aplic deja procedura de raportare a performatelor sistemului realizat pe baza Standardului de performant, cat si o strategie de supraveghere a calittii energiei electrice atat printr-un sistem de analizoare fixe gestionat de OMEPA, cat si printr-un program de supraveghere a calitatii curbei de tensiune in statiile Transelectrica, utilizand analizoare mobile. Pentru prima data, in anul 2007 s-au realizat masurtori simultane de calitate in mai multe statii invecinate electric, in scopul determinarii consumatorului perturbator si a ariei de vulnerabilitate. Aceste tipuri de masurtori vor continua in anii urmatori. In plus Transelectrica isi propune: Introducerea in avizele de racordare/contracte/conventii de exploatare a unor cerinte si penalitati privind respectarea cerintelor de calitate a curbei de tensiune; Efectuarea de masurtori inainte si dupa racordare a consumatorilor mari si potential perturbatori racordati in statiile 110kV Transelectrica sau in RET; Efectuarea de masurtori zonale in statiile in care s-au determinat abateri de la limitele de calitate a energiei electrice, in scopul determinrii utilizatorului perturbator; Utilizarea exclusiv a echipamentelor de msurare dedicate si certificate ca fiind de clasa A; Extinderea numarului de noduri cu monitorizare permanent un sistem de integrare a masurtorilor bazat pe echipamente clasa A; 38

Reanalizarea Standardului de performanta pe baza experientei de un an de aplicare a prevederilor; Reactualizarea Codului RET si cuprinderea in acesta a unor cerinte specifice pentru utilizatorii RET, ca de exemplu introducerea limitelor admisibile de flicker; pentru punctele in care in au fost determinate abateri mari de la calitatea energiei electrice se vor monta analizoare de clasa A in montaj permanent. Un exemplu este statia 400