HANREM266/2007
ID intern unic:  326104
Версия на русском
Fişa actului juridic

Republica Moldova
AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ
HOTĂRÎRE Nr. 266
din  20.11.2007
cu privire la aprobarea Normelor tehnice ale
reţelelor electrice de transport
Publicat : 07.12.2007 în Monitorul Oficial Nr. 188-191     art Nr : 694
    MODIFICAT
    HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403

    NOTĂ:
   
Pe tot parcursul textului cuvintele “ ÎS “Moldelectrica” se substituie cu abrevierea „ORTS”.
    Pe tot parcursul textului  abrevierea „SEN” se substituie cu abrevierea „SE”
    Pe tot parcursul textului textul „aviz tehnic de racordare” se substituie cu textul „aviz de racordare”, după sens.
    Pe tot parcursul textului cuvintele „unităților de distribuţie” se substituie cu textul  „operatorilor rețelelor de distribuție”.
    Pe tot parcursul textului abrevierea „UD” se substituie cu abrevierea „ORD” prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403



    Acţionînd în temeiul art. 5 alin. (1), art. 7 lit. g) din Legea cu privire la energia electrică nr. 137-XIV din 17 septembrie 1998 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova 1998, nr. 111-113 art. 681) în scopul stabilirii regulilor şi cerinţelor de ordin tehnic pentru operatorul
rețelei de transport și de sistem şi participanţii la piaţa de energie electrică, menite să realizeze funcţionarea sigură şi economică a Sistemului Electroenergetic Naţional, Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică
   
[Preambulul modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]
HOTĂRĂŞTE:
    1. Normele tehnice ale reţelei electrice de transportб denumite în continuare Norme, sunt elaborate în conformitate cu prevederile Legii cu privire la energia electrică, Regulile pieţei energiei electrice, Regulamentului privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale, precum şi în concordanţă cu cerinţele ENTSO-E.
    [Pct.1 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]
    2. Titularul de licenţe pentru  transportul de energie electrică şi activitatea de dispecerat central în procesul de activitate se va conforma regulilor şi cerinţelor stabilite de Normele menţionate în pct. 1.
    3. Direcţia Reglementări şi Licenţiere va monitoriza respectarea prezentei hotărîri.

    Directorul general AL ANRE                                       Vitalie IURCU

    Director                                                                         Nicolae TRIBOI
    Director                                                                         Anatol BURLACOV

    Nr. 266. Chişinău, 20 noiembrie 2007.


Normele tehnice ale reţelei electrice de transport

I. INTRODUCERE

    1. Normele tehnice ale reţelei electrice de transport, denumit în continuare Norme, sînt elaborate în conformitate cu prevederile Legii cu privire la energia electrică nr. 137-XIV din 17 septembrie 1998 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 1998, nr. 111-113, art. 681), Regulile pieţei energiei electrice aprobate prin Hotărîrea Consiliului de administraţie ANRE nr. 75 din 12 decembrie 2002 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2003, nr. 30-34, art.115), Regulamentului privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale aprobat prin Hotărîrea Consiliului de administraţie ANRE nr. 211 din 14 aprilie 2006 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2006, nr. 102-105, art. 369), precum şi în concordanţă cu cerinţele ENTSO-E.

    [Pct.1 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    2. Normele sînt act normativ care face parte din sistemul de reglementări specific transportului energiei electrice şi dirijării operativ-tehnologice unice a SE.

    [Pct.2 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    Scop
    3. Scopul Normelor este stabilirea regulilor şi cerinţelor minimale de ordin tehnic pentru participanţii la piaţa de energie electrică, menite să realizeze funcţionarea sigură
continuă şi economică a SE.

    [Pct.3 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    4. Normele au ca obiective:
    a) stabilirea unui set de reguli pentru asigurarea accesului
reglementat și nediscriminatoriu al utilizatorilor la RET;

    [Pct.4 lit.a) modificată prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    b) stabilirea unui set de reguli  pentru conducerea prin dispecer a SE;
    c) stabilirea responsabilităţilor şi obligaţiilor
ORTS şi ale tuturor utilizatorilor RET;
    d) specificarea parametrilor tehnici de calitate în funcţionarea RET;
    e) stabilirea procedurilor de conducere prin dispecer a grupurilor generatoare, în conformitate cu regulile pieţei de energie electrică;
    f) stabilirea cerinţelor tehnice pentru racordarea la RET;
    g) stabilirea cerinţelor tehnice pentru grupurile dispecerizabile racordate la reţeaua electrică de distribuţie;
    h) stabilirea principiilor pentru dezvoltarea RET;
    i) stabilirea interfeţelor şi a fluxurilor informaţionale dintre
ORTS şi utilizatorii RET.
   
Domeniul de aplicare
    5. Normele reglementează activităţile
ORTS şi ale centrelor de dispecer şi se aplică nediscriminatoriu utilizatorilor RET.
   
6. Utilizatorii RET au obligaţia de a respecta prevederile Normelor.
    Atribuţii şi competenţe
   
7. ORTS desfășoară următoarele activități specifice:
    a) serviciul de transport al energiei electrice;
    b) planificarea şi dezvoltarea  RET în baza politicii energetice naţionale;
    c) măsurarea energiei electrice tranzacţionată prin RET.

    [Pct.7 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    8. ORTS prestează, serviciu public pentru toţi utilizatorii RET, asigurând accesul nediscriminatoriu la RET, potrivit legii, oricărui solicitant care îndeplineşte cerinţele tehnice prevăzute în prezentele Norme.

    [Pct.8 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    9. ORTS conform Legii cu privire la energia electrică, şi prezentelor Norme, are ca obiect principal de activitate:

    [Pct.9 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    a) dirijarea operativ-tehnologică unică a sistemului electroenergetic şi transportul energiei electrice prin RET;

    [Pct.9 lit.a) în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    b) exploatarea şi dezvoltarea rețelei electrice de transport, de telecomunicaţii şi tehnologii informatice în corelare cu sistemele de producţie şi distribuţie a energiei electrice;

    [Pct.9 lit.b) modificată prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    c) asigurarea funcţionării sistemului naţional de transport a energiei electrice în condiţii de calitate, siguranţă, eficienţă economică şi protecţie a mediului înconjurător;
    d) exploatarea interconexiunilor şi tranzitului internaţional al energiei electrice;
    e) asigurarea interconexiunelor şi condiţiilor optime de funcţionare în paralel cu sistemele electroenergetice ale altor state;
    f) implementarea programelor specializate pentru determinarea parametrilor de funcţionare optimă a sistemului electroenergetic naţional; efectuarea unor schimburi de energie electrică cu partenerii externi de interconexiune pe piaţa locală de balansare a energiei electrice pentru evitarea dezechilibrelor de producţie consum;
    g) coordonarea serviciilor de racordare la RET în scopul stabilirii condiţiilor tehnice pentru instalaţiile utilizatorilor;
    h) coordonarea activităţilor de import-export sau de tranzit.  

    [Pct.10 abrogat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    Abrevieri
    Agenţie (ANRE)            Agenţia Naţională pentru Reglementare în
                                            Energetică
    DASF                              Deconectarea Automată a Sarcinii la
                                             Frecvenţă (scăzută)
    SCD                                 Serviciul  Central de Dispecerat
    SODR                              Serviciul Operativ de Dispecer Regional
                                             (filială)
    ETSO                               Organizaţia Operatorilor de Transport şi
                                             Sistem Europeni (European Transmission
                                             System Operators)
   
ORD                                Operatorul rețelei de distribuţie
    RAR                                 Reanclanşare Automată Rapidă
    RARM                             Reanclanşare Automată Rapidă Monofazată
    RAT                                 Regulator Automat de Tensiune
    RAV                                 Regulator Automat de Viteză
    RED                                 Reţea Electrică de Distribuţie
    RET                                 Reţeaua Electrică de Transport
    SCADA                            Sistem de Monitorizare, Comanda şi
                                             Achiziţie de Date (Supervisory Control And
                                             Data Aquisition)
   
SE                                     Sistemul Electroenergetic
    SS-F                                 Servicii de Sistem Funcţionale
    SS-T                                Servicii de Sistem Tehnologice
   
ORTS                              Operatorul Rețelei de Transport şi de Sistem
   
ENTSO-E                        Rețeaua Europeană a Operatorilor Reţelelor

                                              de Transport a Energiei Electrice

    [Abrevieri modificate prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

Definiţii

Acces la reţeaua electrică

Dreptul agenţilor economici care produc şi/sau furnizează energie electrică, precum şi al consumatorilor finali de energie electrică de a se racorda şi de a folosi în condiţiile legii reţelele electrice de transport..

Acord de confidenţialitate

Documentul semnat în comun de către ORTS şi solicitantul de acces la reţea în privinţa obligaţiilor reciproce pe care şi le asumă fiecare de a respecta confidenţialitatea unor date şi informaţii.

Adecvanţa SE

Capacitatea sistemului electroenergetic de a satisface în permanenţă cererile de putere şi energie ale consumatorilor, luând în considerare ieşirile din funcţiune ale elementelor sistemului, atât cele programate cât şi cele rezonabil de aşteptat a se produce neprogramat.

Avarie (incident)

Eveniment accidental care apare în instalaţiile de producere a energiei electrice, în reţelele de transport şi dedistribuţie a energiei electrice cu tensiunile de peste 1 kV, care se manifestă prin modificarea stării anterioare a ansamblurilor funcţionale, prin abateri ale parametrilor funcţionali ai acestora în afara limitelor prevăzute prin reglementări sau contracte sau prin reduceri ale puterii electrice produse pe centrală sau pe grupuri, indiferent de efectul evenimentului asupra consumatorilor şi indiferent de momentul în care se produce.

Aviz de racordare

Aviz scris, valabil numai pentru un anumit amplasament care se eliberează de către ORTS, la cererea unui solicitant, asupra condițiilor de racordare la reţeaua electrică de transport, pentru satisfacerea cerințelor solicitantului, cât și funcționarea ulterioară a instalațiilor respective în sistemul electroenergetic.

Banda primară de reglaj al tensiunii

Zona din diagrama de funcţionare P-Q a unui grup generator sincron în care energia reactivă produsă/absorbită nu se plăteşte.

Banda secundară de reglaj al tensiunii

Zonele din diagrama de funcţionare P-Q a unui grup generator sincron în care producerea/absorbţia energiei reactive se face cu costuri suplimentare şi solicitări mari ale acestuia şi în care se plăteşte energia reactivă produsă/absorbită.

Capacitatea de transport a RET

Valoarea maximă a puterii aparente care poate fi vehiculată prin RET în condiţii de siguranţă şi stabilitate în funcţionare şi cu respectarea limitelor normate ale parametrilor tehnici de calitate.

Centru de dispecer

Structura organizatorică care este investită cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer asupra unor echipamente şi instalaţii din SE.

Cogenerare

Producerea combinată a energiei electrice şi termice.

Comanda operaţională a SE

 

Componentă a conducerii prin dispecer a SE, care constă în comanda exercitată ierarhizat, în timp real de către un centru de dispecer şi toate centrele de dispecer subordonate, referitoare la acţiunile asupra echipamentelor şi instalaţiilor din SE în scopul coordonării acestora şi menţinerii SE în stare normală de funcţionare.

Conducerea prin dispecer

Activitatea tehnică specifică sectorului energiei electrice, care este efectuată de unităţi specializate ce au relaţii de autoritate asupra participanţilor la piaţa energiei electrice, în scopul exploatării coordonate a instalaţiilor şi echipamentelor componente ale SE care necesită o comandă unitară.

 
 

Consum tehnologic

Integrala în funcţie de timp, pe un interval determinat a diferenţei între puterea activă totală la intrarea şi respectiv la ieşirea dintr-o reţea, dintr-o parte de reţea sau dintr-un element de reţea.

Consumator dispecerizabil

Consumatorul care, în concordanţă cu aranjamentele contractuale, îşi reduce sarcina sau este întrerupt fie prin acţiunea directă a ORTS, fie prin acţiunea consumatorului, la cererea ORTS.

Criteriul (N-1)

Regula conform căreia, după defectarea unui singur element de reţea (cum ar fi: o linie electrică, un transformator, un grup generator sau în unele cazuri o bară de staţie electrică), elementele rămase în funcţiune trebuie să poată face faţă schimbărilor circulaţiilor de curenţi în reţea provocate de această singură defectare.

Criteriul este satisfăcut dacă o contingenţă simplă nu are ca efect:

  - întreruperi în alimentarea consumatorilor de energie electrică;

  – trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care există depăşiri ale limitelor admisibile ale curentului (stabilite pentru durată nedeterminată şi, respectiv, pe durată limitată de timp) şi tensiunii care au drept consecinţă deteriorări de echipamente;

  – trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care valorile tensiunii nu se încadrează în benzile admisibile;

  – depăşiri ale limitelor admisibile ale puterii de scurtcircuit în noduri;

  – pierderea stabilităţii SE;

  – declanşarea altor echipamente din RET, cu excepţia celor care declanşează prin automatizări prevăzute special împotriva extinderii unei avarii în situaţia respectivă;

  – pierderea caracterului unitar al v.

Criteriul de stabilitate statică

Criteriu de dimensionare şi verificare constând în respectarea puterilor maxime admisibile în secţiunile SE astfel încât să fie asigurată o rezervă normată de stabilitate statică de:

krez=20% din puterea limită de stabilitate statică pentru fiecare secţiune, în schema cu N elemente în funcţiune;

krez=8% din puterea limită de stabilitate statică pentru fiecare secţiune, în cazul unei contingenţe simple,

luând în considerare şi puterea fluctuantă.

Puterea maximă admisibilă (P max adm) în secţiune care asigură o anumită rezervă de stabilitate statică se calculează cu formula:


unde:    

-Plimită este puterea limită de stabilitate statică în secţiune;   

-krez este procentul normat de rezervă (8% sau 20%) de stabilitate statică în secţiune.

-Pf este puterea fluctuantă
 

Durata medie de întrerupere

Timpul mediu al întreruperii alimentării cu energie electrică calculat pe o bază multianuală.

Funcţionare în paralel

(Funcţionare în sincronism)

Stare de funcţionare a unui ansamblu de grupuri generatoare interconectate printr-o reţea, caracterizată prin faptul că tensiunile electromotoare ale tuturor grupurilor generatoare se rotesc sincron.

Grup (generator)

Ansamblu de maşini rotative destinat să transforme energia de altă formă în energie electrică.

Grup dispecerizabil

Grup generator care poate fi programat pe piaţa angro şi a cărui putere instalată se încadrează în următoarele categorii:

  – grupuri generatoare hidroenergetice cu putere mai mare de 10 MW,

  – grupuri generatoare termoenergetice cu putere mai mare de 20 MW.

Indicatorul ‘minute sistem’ (MS)

Parametru de performanţă al serviciului de transport care estimează durata medie de întrerupere anuală prin raportare la vârful de consum anual:

 [minute sistem]

unde:

EN este energia nelivrată [MWh/an] consumatorilor din cauza incidentelor produse în RET;

PV este vârful anual de consum [MW].

Indicatorul de severitate (IS)

Parametru de performanţă al serviciului de transport care estimează, pe baza timpului mediu de întrerupere (TMI) pe an, durata medie a unei întreruperi a serviciului de transport:

unde: NI este numărul de incidente produse în RET, însotite de întreruperi în alimentare la consumatori, pe an.

 Interconexiune

Echipament (ex. linie sau transformator) prin care se conectează două arii de reglaj sau două sisteme electroenergetice.

Limita de stabilitate statică în secţiune

Puterea activă maximă transferabilă printr-o secţiune a SE, pentru care se păstrează stabilitatea statică.

Mentenanţă

Ansamblul tuturor acţiunilor tehnice şi organizatorice care se execută asupra structurilor, instalaţiilor (sisteme), ansambluri, echipamente şi componente pentru menţinerea sau restabilirea funcţiei pentru care au fost proiectate.

Obiectiv energetic

Ansamblu al instalaţiilor, construcţiilor şi echipamentul aferent, care este proiectat să producă/să consume, să transporte şi/sau să distribuie energia electrică.

Parametri normali de funcţionare a SE

 

Parametri care respectă valorile limită următoare:

  - tensiuni: în benzile admisibile

  - curenţi: sub valorile maxime admisibile de durată prin elementele reţelei;

  - frecvenţa: 49,95 - 50.05 Hz.

   

Perturbaţie majoră

Scurtcircuite, declanşări de linii, unităţi de transformare sau grupuri generatoare care determină abateri semnificative ale parametrilor de funcţionare ai SE.

Planificarea operaţională

Activitate constând în planificarea de către ORTS a schemei normale de funcţionare pentru RET, a schemei de funcţionare pe diferite orizonturi de timp (lunar, anual etc.) şi în analiza siguranţei în funcţionare a SE.

Planul de apărare a SE împotriva perturbaţiilor majore

Documentul conţinând măsuri tehnice şi organizatorice, cu rol de a împiedica extinderea avariilor în SE şi de a limita consecinţele acestora.

Planul de restaurare a funcţionării SE după rămânerea parţială sau totală fără tensiune (Planul de restaurare a funcţionării SE)

Documentul conţinând toate măsurile tehnice şi organizatorice ce se iau  în vederea revenirii la starea normală de funcţionare după un colaps al SE sau al unei zone a SE.

Probabilitatea de neacoperire a sarcinii

Probabilitatea de neacoperire a vârfului de consum în sistemul electroenergetic, cu puterea disponibilă existentă, calculată pentru o perioadă de un an.

Programarea operaţională

Activitate constând în programarea pe un orizont de timp de cel mult o săptămână, de către ORTS, a schemei de funcţionare a RET  şi a modului de echilibrare a balanţei producţie – consum.

Putere programată

Puterea activă prevăzută a fi produsă pentru acoperirea consumului prognozat.

Putere disponibilă

Puterea activă maximă brută, de durată, pe care un grup generator o poate da, cu respectarea condiţiilor de siguranţă mecanică şi electrică.

Putere instalată

Puterea activă nominală indicată în documentaţia tehnică a fabricii constructoare, care este înscrisă pe plăcuţa indicatoare sau care este indicată de fabricant.

Putere în avarie

Valoarea medie multianuală, la nivel SE, a puterii indisponibile datorita retragerilor neprogramate ale grupurilor

Putere fluctuantă

Se calculează cu formula ,

unde: -Pc este puterea consumată în zona cu cel mai mic consum de o parte sau alta a secţiunii.

Puterea limită de stabilitate statică într-o secţiune a SE (Plimita) [MW]

Puterea activă maximă transferabilă printr-o secţiune a SE pentru care se păstrează stabilitatea statică.

Puterea maximă admisibilă (Pmax adm)

Puterea activă maximă transferabilă printr-o secţiune a SE pentru care sunt respectate rezervele de stabilitate statică normate.

Putere netă

Puterea activă pe care un grup o poate injecta în reteaua electrică. Se obtine prin scăderea din puterea disponibilă a consumului necesar pentru serviciile proprii ale grupului.

Putere neutilizabilă

Parte din puterea instalată care nu poate fi produsă la un moment dat datorită: lipsei energiei primare, unor limitări temporare, lipsei capacităţii de evacuare, producţiei în cogenerare, insuficientei dimensionări a sistemelor de răcire, unor restricţii ecologice etc.

Putere în reparaţie

Puterea totală, la nivel SE, a grupurilor retrase programat pentru lucrări de mentenanţă.

Reglaj primar (reglajul frecvenţei, reglajul primar al frecvenţei)

Reglarea automată şi rapidă (timp<30sec) a puterii active a grupurilor generatoare sub acţiunea regulatoarelor de viteză proprii, în scopul menţinerii echilibrului dintre producţie şi consum la o frecvenţă apropiată de valoarea de consemn, asigurând securitatea reţelei pe principiul solidarităţii partenerilor de producţie.

Reglaj secundar (reglajul frecvenţă-putere)

Reglarea automată centralizată sau manuală a puterii active a unor grupuri generatoare desemnate, în scopul readucerii frecvenţei şi soldului SE la valorile de consemn în cel mult 15 minute.

Restricţii de reţea

Situaţiile de funcţionare în care transportul energiei între două noduri sau zone de sistem conduce la nerespectarea parametrilor de siguranţă în funcţionare a SE, fiind necesară abaterea de la ordinea de merit a grupurilor dispecerizabile.

Rezervă de reglaj primar

Rezerva de putere care, la abaterea frecvenţei de la valoarea de consemn, poate fi mobilizată automat în 30 secunde şi poate rămâne în funcţiune pe durată de minimum 15 minute.

Rezervă de reglaj secundar

Rezerva de putere care, la abaterea frecvenţei şi/sau soldului SE de la valoarea de consemn, poate fi mobilizată automat într-un interval de maximum 15 minute.

Rezervă terţiară lentă

Rezerva de putere asigurată de grupuri generatoare care au timp de pornire şi preluare a sarcinii mai mic de 7 ore.

Rezervă terţiară rapidă

Rezerva de putere asigurată de grupuri generatoare care sunt calificate pentru a realiza încărcarea sarcinii în maximum 15 minute.

SCADA

Sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date a unui proces tehnologic/instalaţie.

Schema de funcţionare

Schema electrică de conexiuni a echipamentelor şi aparatajului primar dintr-o instalaţie, reţea sau sistem electroenergetic, inclusiv starea protecţiilor prin relee şi automatizările de sistem aferente.

Schema normală de funcţionare

 Schema de funcţionare aprobată de centrul de dispecer cu autoritate de decizie pentru o perioadă de timp determinată.

Schema programată de funcţionare

Schema de funcţionare aprobată de centrul de dispecer cu autoritate de decizie pentru ziua lucrătoare următoare şi, după caz, pentru zilele nelucrătoare care o preced, ţinând cont de situaţia energetică, retragerile din exploatare şi indisponibilităţile din SE.

Secţiune (a SE)

Totalitatea liniilor care leagă două zone ale SE.

Serviciul de sistem

Serviciul asigurat pentru menţinerea nivelului de siguranţă în funcţionare a SE, precum şi a calităţii energiei electrice conform normelor în vigoare.

Servicii de sistem funcţionale (SS-F)

Servicii de sistem asigurate de ÎS „Moldelctrica”, care exprimă activitatea curentă a operatorului. Au o natură de monopol.

Servicii de sistem tehnologice (SS-T)

Servicii de sistem asigurate de utilizatorii RET, de regulă de către producători, la solicitarea ÎS „Moldelctrica”.

Serviciul de transformare şi/sau conexiune

Asigurarea modificării nivelului de tensiune şi/sau transmiterii unei cantităţi de energie electrică pentru beneficiar, prin elementele componente ale staţiei aparţinând prestatorului.

Serviciul de transport

Serviciul asigurat de ÎS „Moldelctrica” care constă în asigurarea transmiterii unei cantităţi de energie electrică între două sau mai multe puncte ale reţelei de transport cu respectarea parametrilor de calitate.

Serviciul public (de transport)

Activitate prin care titularul de licenţă are obligaţia de a asigura accesul reglementat la reţeaua electrică de transport în condiţii nediscriminatorii pentru toţi participanţii la piaţa energiei electrice precum şi pentru alţi consumatori racordaţi direct la reţeaua electrică de transport.

Siguranţa în funcţionare a SE
 
 

Performanţa sistemului electroenergetic de a asigura livrarea energiei electrice la consumatori în limitele normelor acceptate şi în cantitatea dorită. Siguranţa la nivelul transportului poate fi cuantificată prin frecvenţa, durata, probabilitatea şi magnitudinea unor efecte negative asupra furnizării / transportului / producţiei energiei electrice. Siguranţa SE poate fi caracterizată luând în considerare două aspecte de bază şi de funcţionalitate ale unui sistem electroenergetic:

-adecvanţa şi

-securitatea

Securitatea SE

Capacitatea SE de a face faţă unor perturbaţii bruşte cum ar fi scurtcircuitele sau pierderii neprevăzute ale unor elemente ale sistemului.

Sistem electroenergetic naţional - SE

Sistemul electroenergetic situat pe teritoriul Republicii Moldova, care constituie infrastructura de bază utilizată în comun de participanţii la piaţa de energie electrică.

Stabilitate statică

(Stabilitate la perturbaţii mici)

Capacitate a unui sistem electroenergetic de a ajunge într-o stare de regim permanent, identic cu regimul iniţial sau foarte aproape de acesta, în urma unei perturbaţii mici oarecare.

Stabilitate tranzitorie

Capacitate a unui sistem electroenergetic de a reveni la o stare de funcţionare sincronă, după una sau mai multe perturbaţii majore.

Stare critică

Regim permanent în care instalaţia electrică sau sistemul electroenergetic funcţionează cu parametrii în afara limitelor normale.

Stare normală de funcţionare

 
 

Stare de funcţionare care îndeplineşte următoarele criterii:

  i) parametrii de funcţionare sunt parametri normali de funcţionare;

  ii) este stare sigură de funcţionare.

Stare perturbată de funcţionare

Orice stare diferită de starea normală de funcţionare.

Stare sigură de funcţionare

 

Stare de funcţionare în care sunt satisfăcute criteriul de siguranţă (N-1), criteriul de stabilitate statică şi condiţiile de stabilitate tranzitorie.

Statismul (unui grup generator)

 
 

Raportul dintre abaterea cvasistaţionară relativă de frecvenţă din reţea şi variaţia relativă de putere a grupului ca urmare a acţiunii regulatorului de viteză. Acest parametru este ajustabil la nivelul regulatorului.

Telecomandă

 Acţionarea de la distanţă a aparatelor de comutaţie şi reglaj din alt loc decât camera de comandă a unei staţii/centrale.

Teleconducere

Monitorizarea şi telecomanda unei staţii/centrale electrice fără personal.

Timpul mediu de întrerupere (TMI)

Parametru de performanţă care se calculează în felul următor:

unde EN este energia nelivrată datorită întreruperilor serviciului de transport [MWh/an], iar

EC este consumul anual net pentru sistemul electroenergetic (fără consumul propriu tehnologic) [MWh/an].

Utilizator RET

Persoană fizică sau persoană juridică căreia i se prestează serviciul de transport al energiei electrice.

Vârf de consum (vârf de sarcină)

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

Zonă (de sistem)

Parte semnificativă a unui sistem electroenergetic formată dintr-un ansamblu de linii şi staţii electrice grupate în concordanţă cu un criteriu stabilit (administrativ, geografic, operaţional ş.a.)

 [Definiții modificate prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

II. SERVICIILE DE TRANSPORT ŞI DE SISTEM

    Serviciu de transport al energiei electrice

    [Capitolul II subtitlul modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    11. ORTS asigura serviciul de transport şi de sistem în condiţii nediscriminatorii pentru utilizatorii RET, cu respectarea normelor şi performanţelor prevăzute în prezentele Norme.
    12.
ORTS desfăşoară următoarele activităţi conform Licenţei pentru Transportul de energie electrică:
    a) gestionează, exploatează, întreţine, modernizează şi dezvoltă: 
    - instalaţiile din RET (linii, echipamentele din staţiile de conexiune şi staţiile de transformare, instalaţiile de protecţie şi automatizare etc);
    -
echipamentele de măsurare a fluxurilor  de energie electrică tranzacţionată prin RET şi la interfaţa cu utilizatorii RET;
    - instalaţiile de informatică şi telecomunicaţii proprii din SE;

    [Pct.12 lit.a) modificată prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    b) asigură serviciul de transport al energiei electrice prin RET pentru utilizatorii RET în conformitate cu contractele încheiate;

    [Pct.12 lit.b) modificată prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    c) elaborează :
    - programul de dezvoltare optimă a RET pe baza studiilor de perspectivă, în conformitate cu prevederile din prezentele Norme;
    - programele de revizii/reparaţii ale instalaţiilor din RET;
    - programe specifice de studii şi cercetări pentru instalaţiile din RET;
     d) propune tarife pentru serviciul de transport conform metodologiei aprobate de Agenţie;
     e) analizează şi avizează îndeplinirea condiţiilor tehnice de racordare de către utilizatorii RET,  în conformitate cu normele stabilite;
   
f) realizează, modernizează, dezvoltă, întreţine şi verifică periodic echipamentele de măsurare a energiei electrice, potrivit prevederilor Regulamentului cu privire la măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale, aprobat prin Hotărârea ANRE nr. 382 din 02 iulie 2010, acceptă solicitarea beneficiarilor serviciului de transport al energiei electrice privind participarea la controlul sau la citirea indicațiilor echipamentelor de măsurare;

    [Pct.12 lit.f) în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

     g) realizează, exploatează, modernizează şi dezvoltă sistemele de protecţii şi automatizări din RET;
    h) realizează, întreţine, modernizează şi dezvoltă infrastructuri proprii de informatică şi de telecomunicaţii şi asigură servicii de informatică şi telecomunicaţii pentru necesităţile proprii şi terţilor, pe bază de contracte cu respectarea prevederilor legale;
    i) realizează, întreţine, modernizează şi dezvoltă un sistem SCADA centralizat şi sisteme informatice de interfaţă cu sistemele SCADA locale care să permită monitorizarea şi conducerea operaţională a SE;
     j) monitorizează şi evaluează siguranţa în funcţionare a instalaţiilor din RET;
     k) evaluează indicatorii de fiabilitate ai instalaţiilor în conformitate cu prevederile normelor tehnice în vigoare, în vederea fundamentării dezvoltării şi modernizării RET;
     l) asigură serviciul de transformare şi/sau conexiune pentru utilizatorii RET;
    13.
ORTS este obligată ca în termen de maximum 15 zile lucrătoare de la primirea unei cereri de contractare a serviciului de transport din partea unui titular de licenţă sau consumator eligibil racordat la RET, să facă o ofertă şi, în cazul acceptării acesteia, să încheie contractul.
    14.
ORTS trebuie să asigure serviciul de transport al energiei electrice astfel încît să îndeplinească integral condiţiile tehnice necesare funcţionării interconectate sincrone prin:

    [Pct.14 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    a) asigurarea unei capacităţi de interconexiune suficiente îndeplinirii criteriului de siguranţă “N-1” în schema programată de funcţionare, fără a influenţa negativ din punct de vedere tehnic sau economic funcţionarea sistemelor electroenergetice vecine;
     b) asigurarea echipării RET cu sisteme de protecţie, automatizare, transmisiuni şi comutaţie primară care să permită izolarea rapidă şi eficientă a incidentelor din
rețeaua electrică de transport şi evitarea extinderii acestora;

    [Pct.14 lit.b) modificată prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    c) asigurarea sistemelor de reglaj al tensiunii în vederea menţinerii acesteia în limitele prevăzute în prezentele Norme şi realizarea schimburilor de putere reactivă cu sistemele electroenergetice vecine.
    15.
ORTS este responsabilă pentru administrarea documentaţiei tehnice şi a normelor care reglementează proiectarea, funcţionarea, întreţinerea şi dezvoltarea instalaţiilor componente ale RET. În acest context ORTS reexaminează periodic aceste norme şi face propuneri pentru revizuirea lor atunci cînd este cazul.
    16.
ORTS gestionează energia electrică pentru acoperirea consumului tehnologic din RET cu încadrarea în limitele stabilite.

    [Pct.16 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    17. Consumul tehnologic de energie electrică din RET este acoperit în baza contractelor încheiate de ORTS.

    [Pct.17 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    Serviciul de Sistem
    18. 
ORTS este singurul prestator al serviciului de sistem. Serviciul de sistem este realizat în beneficiul tuturor utilizatorilor RET cu scopul de a asigura:
    a) funcţionarea în siguranţă a SE;
   
b) funcționarea pieței  energiei electrice în condiţii de eficienţă, concurență, transparență şi nediscriminare;

    [Pct.18 lit.b) în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    c) menţinerea în permanenţă a parametrilor normaţi ai energiei electrice la toţi participanţii la piaţă;
    d) restaurarea funcţionării SE după un colaps total sau al unei zone.
    19. Pentru realizarea serviciului de sistem
ORTS utilizează:
    a) resurse proprii constînd în serviciile de sistem funcţionale pe care le furnizează utilizînd competenţa şi mijloace tehnice specifice;
    b) resurse achiziţionate constînd în servicii de sistem tehnologice.
    20. Serviciile de sistem funcţionale exprimă activitatea operaţională a
ORTS şi sînt destinate să asigure următoarele funcţii:
    a) comanda operaţională;
    b) programarea operaţională;
    c) planificarea operaţională a SE.
    21. Serviciile de sistem tehnologice sînt furnizate de utilizatorii RET şi utilizate de
ORTS în scopul de a asigura:
    a) compensarea variaţiei de sarcină în SE, respectiv reglarea frecvenţei şi a soldului SE;
    b) compensarea diferenţelor faţă de programul de funcţionare a SE, respectiv menţinerea de capacităţi de rezervă de putere activă;
    c) reglarea tensiunilor în RET;
    d) compensarea consumului tehnologic din RET;
    e) restaurarea funcţionării SE după un colaps total sau al unei zone.
    22. Serviciile de sistem tehnologice sînt realizate cu următoarele mijloace (resurse):
    a) sistemele de reglaj primar a frecvenţei;
    b) sistemul de reglaj secundar frecvenţă-putere;
    c) deconectare automată a sarcinii de prin sistemele automate;
    d) sistemele locale de reglare a tensiunii;
    e) sistemele automate de izolare pe serviciile proprii şi de autopornire a grupurilor generatoare în vederea restaurării funcţionării SE după un colaps total sau al unei zone;
    f) consumatorii dispecerizabili care îşi reduc sarcina sau pot  fi deconectaţi la dispoziţia
ORTS în cazul existenţei acordului respectiv.
    23.
ORTS răspunde de siguranţa funcţionării SE şi în consecinţă deţine controlul şi are drept de utilizare necondiţionată asupra tuturor serviciilor de sistem tehnologice.
    24. Utilizatorii RET vor acorda servicii de sistem tehnologice, la solicitarea
ORTS, în conformitate cu performanţele tehnice ale instalaţiilor lor, în scopul asigurării siguranţei în funcţionare a SE.
    25. Prestatorii de servicii de sistem tehnologice sînt stabiliţi de
ORTS  prin proceduri specifice. Aceste proceduri includ şi posibilităţi de acordare a unor derogări pe termen limitat pentru a se conforma unor condiţii de calificare.
    26. Utilizatorii RET care au fost determinaţi în acest scop pot încheia contracte de acordare de servicii de sistem tehnologice.
    27.
ORTS solicită acordarea necondiţionată de servicii de sistem tehnologice, în scopul realizării siguranţei în funcţionare a SE, în primul rînd de la  prestatorii de servicii de sistem tehnologice care au oferte şi care au încheiate contracte pentru servicii de sistem tehnologice şi, în cazuri justificate, şi de la utilizatorii RET cu care nu sînt încheiate contracte.
    28. Serviciile de sistem tehnologice care nu sînt contractate dar sînt solicitate de către
ORTS şi acordate de prestatorii de servicii de sistem tehnologice respectivi vor fi plătite în baza reglementărilor specifice ale pieţei de energie electrică.
    Servicii de sistem tehnologice utilizate pentru a asigura stabilitatea frecvenţei 
    Rezervele de putere
    29. Rezervele de putere se clasifică, în funcţie de timpul şi modul (manual sau automat) în care pot fi mobilizate, astfel:
    a) rezerva de reglaj primar;
    b) rezerva de reglaj secundar;
    c) rezerva de reglaj terţiar rapid (rezerva “minut”);
    d) rezerva terţiară  lentă.
    30. Principalele setări pentru regulatorul de viteză (insensibilitate, statism permanent, consemn de frecvenţă) şi pentru repartitorul local al grupurilor participante la reglajul secundar (viteza de încărcare/descarcare grup, consemn de frecvenţă, funcţionare simultană sau nu în reglaj primar şi secundar) sînt la dispoziţia
ORTS în limitele declarate şi verificate la punerea în funcţiune.
    Rezerva de reglaj primar
    31. Rezerva de reglaj primar trebuie să fie mobilizată automat şi integral în maxim 30 s, la o abatere cvasistaţionară a frecvenţei de ± 200 mHz de la valoarea de consemn şi trebuie să rămînă în funcţiune pe o durată de minim 15 minute dacă abaterea se menţine.
    32. Toţi producătorii de energie electrică sînt obligaţi să asigure reglaj primar conform solicitării
ORTS, prin grupurile dispecerizabile proprii sau prin colaborare cu alţi producători.
    33. Rezerva de reglaj primar trebuie să fie distribuită cît mai uniform în SE.
    34. Ofertele de producţie ale producătorilor vor ţine seama de obligativitatea menţinerii disponibile a rezervei de reglaj primar, în conformitate cu performanţele tehnice ale fiecărui grup generator.
    Rezerva de reglaj secundar
    35. Rezerva de reglaj secundar este rezerva care, la abaterea frecvenţei şi/sau soldului SE de la valoarea consemnată, poate fi integral mobilizată, automat, într-un interval de maximum 15 minute.
    36. Rezerva de reglaj secundar are rolul de a participa la refacerea rezervei de reglaj primar şi de a readuce frecvenţa şi soldul SE la valoarea programată.
    37.
ORTS stabileşte, atît în vederea programării şi planificării funcţionării grupurilor generatoare cît şi în dispecerizare, rezerva de reglaj  secundar necesară şi repartizarea  pe grupuri.
    38. Producătorii asigură, în limitele caracteristicilor tehnice ale grupurilor,  rezerva de reglaj secundar conform solicitării
ORTS.
    Rezerva de reglaj terţiar (rezerva “minut”)
    39. Rezerva de reglaj terţiar are rolul de a asigura refacerea rapidă (maximum 15 min.) a rezervei de reglaj secundar şi de a participa la reglarea frecvenţei şi a  soldului SE programate.
    40. Rezerva “minut” este furnizată sub forma de rezervă turnantă sau sub formă de rezervă terţiară rapidă.
    41. Rezerva “minut” se încarcă de către producători, la dispoziţia
ORTS, pe durata solicitată.
    Rezerva terţiară lentă
    42. Rezerva terţiară lentă are rolul de a reface rezerva “minut”, asigurînd echilibrul productie - consum în cazul apariţiei unor abateri de durată de la programul stabilit.
    43. Rezerva terţiară lentă se încarcă de către producători, la dispoziţia
ORTS, pe durata solicitată.
    Servicii de sistem tehnologice utilizate pentru a asigura stabilitatea tensiunii
    44. Stabilitatea tensiunii se realizează sub coordonarea
ORTS, prin participarea cu instalaţiile proprii de reglaj, a producătorilor, a ORTS şi a consumatorilor. Stabilitatea tensiunii în nodurile de graniţă se realizează în colaborare cu operatorii sistemelor electroenergetice vecine.

    [Pct.44 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    45. Producătorii au obligaţia să asigure producţia/absorbţia de putere reactivă de către grupurile generatoare la cererea ORTS, conform condiţiilor de racordare la RET.
    46.
ORTS, operatorilor rețelelor de distribuție şi consumatorii racordaţi la RET trebuie să-şi compenseze consumul/producţia de putere reactivă din reţeaua proprie. Pot fi admise schimburi de putere reactivă între RET şi reţelele de distribuţie sau consumatorii racordaţi la RET dacă acestea nu afectează siguranţa în funcţionare a SE.
    47. Schimburi de putere reactivă între RET şi reţelele de distribuţie sau consumatorii racordaţi la RET care afectează funcţionarea economică a partenerilor respectivi, pot fi efectuate pe baza unor acorduri între aceştia.
   Servicii de sistem tehnologice utilizate pentru a asigura restaurarea funcţionării SE la rămînerea fără tensiune, în cazul unor avarii extinse sau al unui colaps de sistem
    48. Restaurarea rapidă a funcţionării SE se realizează utilizînd surse de tensiune, care pot fi:
    a) grupuri generatoare cu autopornire;
    b) grupuri generatoare izolate pe servicii proprii;
    c) grupuri generatoare insularizate pe o zonă de consum;
    d) interconexiuni cu sistemele electroenergetice vecine.
    49. Sursele de tensiune trebuie să permită realimentarea serviciilor auxiliare ale grupurilor generatoare care nu au reuşit izolarea pe servicii proprii, precum şi ale centralelor electrice şi staţiilor incluse în traseele de restaurare.
    50. Participarea grupurilor generatoare la restaurarea funcţionării SE este asigurată prin condiţiile de racordare sau/şi prin Planul de restaurare a funcţionării SE, în funcţie de necesităţile SE.
    51. Producătorii trebuie să asigure în fiecare centrală izolarea a cel puţin un grup generator pe servicii proprii.
    52.
ORTS elaborează şi revizuieşte periodic Planul de restaurare a funcţionării SE.
    53.
ORTSrealizează coordonarea cu operatorii sistemelor vecine a planurilor de restaurare a funcţionării sistemelor electroenergetice participante la interconexiune.
    54.
ORTS stabileşte cu utilizatorii RET dreptul de a recurge la capacitatea de izolare pe servicii proprii, de insularizare cu o zonă de consum şi la capacitatea de autopornire a grupurilor generatoare pentru asigurarea serviciului “restaurarea funcţionării”, conform condiţiilor de racordare.
    55. Utilizatorii RET au obligaţia de a colabora cu
ORTS  la întocmirea Planului de restaurare a funcţionării SE şi la testarea acestuia.
   56. Măsurile pentru restaurarea funcţionării SE vor fi luate de către
ORTS, producători şi operatorii rețelelor de distribuție sub coordonarea ORTS, în conformitate cu Planurile de restaurare a funcţionării şi în funcţie de situaţia concretă.

    [Pct.56 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    57. Utilizatorii RET au obligaţia  să actioneze pentru restaurarea funcţionării SE şi să-şi demonstreze faţă de ORTS capacitatea de a îndeplini condiţiile de reintegrare.
    58. În procesul restaurării funcţionării SE, fiecare
operator rețelele de distribuție şi consumator execută dispoziţiile ORTS cu privire la etapizarea în timp şi volum a restaurării consumului.

    [Pct.58 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    59. Deconectarea manuală sau automată a consumului este necesară pentru a permite menţinerea funcţionării SE în situaţii excepţionale caracterizate prin apariţia unor deficite temporare de energie sau putere.
    60.
ORTS revizuieşte semestrial listele din “Normativul de deconectări manuale ale unor categorii de consumatori de energie electrică” şi “Normativul de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe în situaţii deosebite în SE”. Pentru aceasta, ORTS primeşte de la operatorii de distribuţie datele necesare referitoare la consumatorii racordaţi la RED.
    Cerinţe privind sistemul teleinformaţional necesar pentru realizarea serviciului de sistem în SE (conducerii prin dispecer)
   61. Sistemul teleinformaţional constă din totalitatea dotărilor tehnice - hard şi soft - prin care se asigură în timp real şi în afara timpului real informaţiile necesare conducerii prin dispecer a instalaţiilor energetice (măsuri, semnalizări, alarme, dispoziţii, reglaje etc). 
    62. Sistemul teleinformaţional cuprinde echipamente de acumulare, transmitere şi prelucrare a informaţiilor din instalaţiile energetice şi/sau centrele de dispecer.
    63. Alimentarea cu energie electrică a sistemelor teleinformaţionale utilizate în conducerea prin dispecer se realizează  din surse autonome.
    Sistemul de achiziţie şi prelucrare automată a datelor (EMS SCADA)
    64. Centrele de dispecer ale
ORTS trebuie să fie dotate cu un sistem propriu de acumulare şi prelucrare automată a datelor (EMS SCADA) aferent reţelei electrice de transport şi centralelor/centralelor hidro care conţin unităţi dispecerizabile.

    [Pct.64 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    65. Centrele de dispecer ale operatorilor rețelelor de distribuție trebuie să fie dotate cu sisteme proprii de acumulare şi prelucrare automată a datelor (DMS SCADA) aferente reţelei de 110 kV care poate funcţiona buclat, precum şi pentru unităţile producătoare nedispecerizabile care debitează în reţeaua electrică de distribuţie.

    [Pct.65 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    66. Între sistemele EMS SCADA ale ORTS si sistemele DMS SCADA ale operatorilor rețelelor de distribuție, precum şi între sistemele DMS SCADA ale operatorilor rețelelor de distribuție, se fac schimburi de date în timp real în conformitate cu necesităţile de conducere prin dispecer a SE. Aceste schimburi se realizează în baza unor acorduri între părţi.

    [Pct.66 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    67. Tipul, volumul şi rata de actualizare a informaţiilor pentru fiecare sistem EMS SCADA/DMS SCADA şi instalaţie se stabileşte avînd în vedere necesităţile  conducerii prin dispecer.
    68. Sistemele EMS SCADA/DMS SCADA trebuie să permită arhivarea informaţiilor necesare analizării funcţionării SE, în conformitate cu cerinţele de conducere prin dispecer.
    69. Sistemele EMS SCADA/DMS SCADA trebuie să asigure validarea datelor şi posibilitatea introducerii lor manuale în caz de necesitate.
    70. Pentru fiecare instalaţie racordată la
rețeaua electrică de transport, gestionarul acesteia trebuie să asigure colectarea şi transmiterea informaţiilor la sistemele EMS SCADA în conformitate cu cerinţele ORTS.

    [Pct.70 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    71. Cerinţele de la articolul precedent vor fi solicitate de utilizator încă din fazele de proiectare. Verificarea implementării lor va fi o condiţie de acordare a avizului de racordare.
    Sistemul de telecomunicaţii-voce
    72. Realizarea legăturilor de telecomunicaţii-voce pentru conducerea prin dispecer se face prin căi de transmisie proprii şi /sau închiriate.
    73. Toate centrele de dispecer trebuie să fie dotate cu centrale telefonice proprii şi  instalaţii de înregistrare automată a convorbirilor operative.
    74. Centralele cu unităţi dispecerizabile şi staţiile electrice din reţeaua electrică de transport trebuie să fie dotate cu centrale telefonice proprii.
    75. Operatorul
rețelei de transport și de sistem trebuie să aibă legături telefonice directe cu operatorii sistemelor electroenergetice vecine.

    [Pct.75 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    76. Centralele cu unităţi nedispecerizabile şi staţiile electrice din reţeaua electrică de distribuţie trebuie să fie dotate cu legături telefonice cu centrele de dispecer cu comandă nemijlocită.
    77. Staţiile electrice din reţeaua electrică de transport care au şi tensiuni de s110 kV şi mai mici trebuie să aibă legături telefonice şi cu centrele de dispecer care au comandă nemijlocită în aceste staţii.
    78. Centrele de dispecer avînd relaţii de subordonare operaţională/ funcţională trebuie să fie asigurate cu legături telefonice între ele prin două căi independente, din care cel puţin una directă.
    79. Toate centrele de dispecer vor avea obligatoriu o legătură telefonică la o reţea publică.
    80. Centrele de dispecer nesubordonate operaţional, dar care au relaţii operaţionale între ele, se prevăd cu legătură telefonică directă între ele, de la caz la caz, în funcţie de importanţa şi volumul relaţiilor operaţionale dintre ele sau de necesitatea stabilirii de legături de rezervă.
    81. Centralele şi staţiile electrice aflate în comanda nemijlocită a
ORTS sau filialelor teritoriale ale ORTS trebuie să aibă cu centrul de dispecer respectiv cel puţin două circuite directe de telecomunicaţii-voce cu acesta.

    [Pct.81 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    82. Realizarea legăturilor telefonice cu centrele de dispecer este obligaţia gestionarilor centralelor şi staţiilor electrice respective.
    83. Personalul operaţional şi personalul de comandă operaţională are prioritate în utilizarea legăturilor de telecomunicaţii pentru efectuarea convorbirilor cu caracter operaţional. În acest scop, toate legăturile de telecomunicaţii se fac prin centrale telefonice de dispecer - dacă deservesc şi alte compartimente - cu posibilitatea tehnică de preluare de către dispecer a legăturii telefonice în caz de necesitate.
    84. Unităţile gestionare au obligaţia de a asigura realizarea, închirierea, întreţinerea şi plata costului legăturilor de telecomunicatii şi de telemecanică necesare între instalaţiile proprii şi centrul de dispecer care are comanda nemijlocită şi între centrul de dispecer propriu şi centrul de dispecer superior. Pentru legăturile asigurate prin reţeaua proprie a
ORTS, realizarea legăturilor şi întreţinerea lor se fac în înţelegere cu acesta.

    [Pct.84 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    85. Intervenţiile pentru remedierea defecţiunilor legăturilor de telecomunicaţii din activitatea de comandă operaţională se efectuează în timpul cel mai scurt posibil, în scopul asigurării unei desfăşurări normale a conducerii prin dispecer.
    Regulatorul central de frecvenţă - putere
    86. Dispeceratul central este dotat cu regulator central de frecvenţă - putere cu performanţe tehnice în conformitate cu cerinţele
ENTSO-E.

    [Pct.86 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    87. Regulatorul central de frecvenţă - putere trebuie să permită racordarea tuturor unităţilor calificate pentru serviciul de reglaj secundar.

III. CERINŢELE DE CALITATE PENTRU SERVICIILE

DE TRANSPORT ŞI DE SISTEM

    Frecvenţa în SE

    88. Frecvenţa nominală a tensiunii în SE este de 50 Hz.

    [Pct.88 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    89. Limitele normate de variaţie a frecvenţei tensiunii din SE sunt:
    a) abaterea normal admisibilă 49,80 - 50,20 Hz, pe parcursul a 95 % din timpul zilei (24 ore); 
    b) abaterea admisibilă limită   49,60 - 50,40 Hz, pe parcursul a 5 % din timpul zilei (24 ore).

    [Pct.89 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    90. La funcţionarea interconectată cu alte sisteme electroenergetice, în cazul declanşării celui mai mare grup generator din aria sincronă, nu au condiţii de acţionare automatizările DASF, iar frecvenţa revine la o valoare cvasistaţionară aflată în limitele normate prin utilizarea rezervei de reglaj primar, secundar şi terţiar.
    Tensiunea în RET
    91. În punctele de delimitare
a RET cu instalațiile electrice ale utilizatorilor RET abaterile stabilite a tensiunii se caracterizează prin două valori - abaterea admisibilă ± 5 % şi abaterea admisibilă limită ± 10 % de la tensiunea nominală a reţelei electrice în conformitate cu standardul naţional GOST 13109.

    [Pct.91 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    92. Valorile normale ale tensiunii reţelei de transport sînt determinate de valorile maxime şi minime admisibile ale tensiunii (Ucr.) şi ale tensiunii maximale de lucru (Umax.l.). Valoarea maximă  a tensiunii este limitată de tensiunea maximă de funcţionare a transformatoarelor de forţă, conform GOST - 721. Valoarea minimă a tensiunii pentru reţele 110 kV şi mai sus este limitată de tensiunea critică, determinată din condiţiile funcţionării stabile a SE, conform actelor normativ tehnice. Pentru reţelele 35 kV şi mai jos valoarea minimă a tensiunii este determinată de GOST - 13109. Aceste valori admisibile sînt:
    a) în orice punct al reţelei electrice de 400 kV banda admisibilă de tensiune este între 380 kV şi 420 kV;
    b) în orice punct al reţelei electrice de 330 kV banda admisibilă de tensiune este între 297 kV şi 363 kV;
    c) în orice punct al reţelei electrice de 110 kV banda admisibilă de tensiune este între 99 kV şi 121 kV;
    d) în orice punct al reţelei electrice de 35 kV banda admisibilă de tensiune este între 31,5 kV şi 38,5 kV.
    Calitatea curbelor de tensiune şi curent
    93. Calitatea curbelor de tensiune şi curent corespunde reglementarilor tehnice în vigoare conform celor prezentate în Tabelul nr.  1.

Tabelul nr.  1: Cerinţe referitoare la calitatea curbelor de tensiune şi curent

Obiectul reglementării

Prevederea

Forma curbei de tensiune

Factorul total de distorsiune armonică: 3% (la înalta tensiune*)

Se indică valorile admisibile pentru nivelul armonicei.

Raportul între secvenţa negativă şi secvenţa pozitivă

Factor de nesimetrie de secvenţă negativă:

1% - înalta tensiune

    Siguranţa în funcţionare
   94. RET este dimensionată şi i se asigură funcţionarea astfel încît să se respecte criteriul de siguranţă (N -1), criteriul de stabilitate statică şi condiţiile de stabilitate tranzitorie.
    95. Sînt exceptate de la această regulă cazurile consumatorilor sau zonelor de consum care în schema programată sînt alimentate radial, printr-un singur element de reţea (linie, transformator sau autotransformator), fără rezervă în alt element de reţea, precum şi cazurile grupurilor generatoare care sînt racordate la SE printr-un singur element de reţea.
    96. Un eveniment probabil care are ca efect pierderea unor elemente din SE (grupuri generatoare, elemente ale  reţelei electrice de transport, instalaţii de compensare etc.), nu trebuie să ducă la afectarea siguranţei funcţionării interconectate, producînd declanşări în cascadă sau pierderea unui volum mare de consum; elementele de reţea rămase în funcţiune trebuie să poată suporta încărcarea suplimentară rezultată, abaterea de tensiune şi regimul tranzitoriu cauzat de defectul iniţial.
    97.
ORTS defineşte, în baza propriei experienţe, setul de contingenţe probabile avute în vedere în programarea şi planificarea operaţională şi în timp real pentru a respecta condiţia de mai sus.
    98. În cazul unor perturbaţii majore care pun în pericol funcţionarea SE în ansamblu sau a unei zone importante a acestuia, sînt aplicate automat şi/sau manual, la dispozitia
ORTS, măsuri în  conformitate cu Normativul de deconectări manuale ale unor categorii de consumatori de energie electrică, Normativul de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe în situaţii deosebite în SE, Planul de protecţie a SE împotriva perturbaţiilor majore şi Planul de restaurare a funcţionării SE.
    99.
ORTS este responsabilă pentru evaluarea indicatorilor de performanţă la nivel de RET în conformitate cu prevederile în vigoare, aliniate la normele europene.
    100. Indicatorii de performanţă calculaţi sînt:
    a) timpul mediu de întrerupere;
    b) indicatorul de severitate;
    c) indicatorul ‘minute sistem’.
    101. Indicatorii de siguranţă calculaţi pentru fiecare nod al RET sînt:
    a) durata medie de întrerupere;
    b) numărul mediu de întreruperi urmate de reparaţii;
    c) numărul mediu de întreruperi urmate de manevre.
    Criteriul (N - 1) în conducerea prin dispecer a RET
    102. Criteriul (N-1) aplicat în operarea RET este satisfăcut dacă contingenţă simplă  nu are ca efect:
    a) întreruperi în alimentarea consumatorilor de energie electrică;
    b) trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care există depăşiri ale limitelor admisibile ale curentului (stabilite pentru durată nedeterminată şi, respectiv, pe durată limitată de timp) şi tensiunii care au drept consecinţă deteriorări de echipamente;
    c) trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care valorile tensiunii nu se încadrează în benzile admisibile; se admite, ca încadrare în criteriu, scăderea tensiunii pînă la 360 kV (în reţeaua de 400 kV), 300 kV (în reţeaua de 330 kV), 90 kV (în reţeaua de 110 kV), 32 kV (în reţeaua de 35 kV) după o contingenţă, dacă prin măsuri operaţionale de încărcare/descărcare a unor grupuri sau/şi de modificare a configuraţiei reţelei, se revine la valorile normale într-un interval de 15 minute;
    d) depăşiri ale limitelor admisibile ale puterii de scurtcircuit în noduri;
    e) pierderea stabilităţii SE;
    f) declanşarea altor echipamente din RET, cu excepţia celor care declanşează prin automatizări prevăzute special împotriva extinderii unei avarii în situaţia respectivă;
    g) pierderea caracterului unitar al SE.
    103. Prin contingenţă simplă se înţelege declanşarea unui singur element din SE, care poate fi:
    a) un circuit de linie;
    b) ambele circuite ale unei linii dublu circuit pe stîlpi comuni, dacă lungimea porţiunii comune este mai mare de 10 km;
    c) un transformator sau autotransformator;
    d) un echipament de compensare (capacitiv sau inductiv);
    e) un grup generator sau mai multe grupuri generatoare, în cazul în care sînt legate la reţea printr-un singur element;
    f) un consum concentrat în condiţiile funcţionării corecte a protecţiilor şi automatizărilor din SE.

IV. PLANIFICAREA DEZVOLTĂRII REŢELEI

ELECTRICE DE TRANSPORT

    104. Activitatea de planificare privind dezvoltarea RET în cadrul SE se realizează de către ORTS în conformitate cu competenţele şi atribuţiile stabilite prin Legea cu privire la energia electrică.

    [Pct.104 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

   105. Reieşind din funcţiile stabilite, ORTS are obligaţia de a elabora  planuri de dezvoltare privind transportul energiei electrice în concordanţă cu stadiul actual şi evoluţia viitoare a consumului de energie electrică, cuprinzînd modalităţile de finanţare şi de realizare a investiţiilor rezultate din acest plan, cu luarea în considerare şi a planurilor de amenajare şi de sistematizare a teritoriului străbătut de instalaţiile electrice de transport.

    [Pct.105 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    106. Criteriile tehnice de proiectare precum şi procedurile şi normele aplicate în planificarea dezvoltării RET, trebuie respectate de toţi utilizatorii RET în planificarea dezvoltării propriilor instalaţii de racordare la RET.
    107. Activitatea de planificare a dezvoltării RET se desfăşoară în concordanţă cu strategia şi politica energetică naţională.
    108. Datele necesare activităţii de planificare a dezvoltării RET sînt furnizate obligatoriu către
ORTS de utilizatorii RET, după cum urmează:
   
a) toți producătorii existenți și cei potențiali;

    [Pct.108 lit.a) în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    b) toţi operatorii rețelelor de distribuție şi consumatorii eligibili;

    [Pct.108 lit.b) modificată prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    c) toţi furnizorii licenţiaţi de către Agenţie.
   
109. Planul de dezvoltare este supus spre aprobare Agenției în conformitate cu prevederile Legii cu privire la energia electrică. Planul de dezvoltare se publică  pe pagina electronică a ORTS.

    [Pct.109 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    110. Planul de dezvoltare a RET trebuie să prevadă:

    [Pct.110 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    a) acoperirea consumului de putere şi energie electrică, în condiţii de siguranţă şi de eficienţă economică, în conformitate cu politica energetică naţională;
    b) corelarea acţiunilor între
ORTS şi participanţii la piaţa de energie electrică, referitor la orice serviciu solicitat care poate avea impact asupra siguranţei în funcţionare a SE;
    c) oportunităţile zonale pentru racordare şi utilizare a RET funcţie de prognoza de dezvoltare a consumului şi necesităţile de capacităţi noi instalate, în scopul funcţionării eficiente, în condiţii de siguranţă;
    d) stabilirea nivelului de rezervă în SE pentru producerea şi transportul energiei electrice la vîrf de consum în conformitate cu cerinţele de dimensionare.
    111. Activitatea de planificare a dezvoltării RET urmăreşte realizarea următoarelor obiective:
    a) să asigure dezvoltarea RET astfel încît aceasta să fie corespunzător dimensionată pentru transportul de energie electrică prognozată a fi produsă, importată, exportată şi tranzitată şi să elaboreze un plan de dezvoltare în perspectivă;
    b) să asigure funcţionarea în condiţii de siguranţă a SE şi să permită transportul energiei electrice la niveluri de calitate corespunzătoare în conformitate cu prevederile prezentelor Norme;
    c) să concretizeze rezultatele activităţii de planificare a dezvoltării prin:
    - iniţierea procedurilor necesare promovării investiţiilor noi în RET  rezultate ca eficienţe;
    - evaluarea costurilor marginale pe termen lung în fiecare nod al RET;
    - furnizarea de informaţii pentru elaborarea sistemelor de tarife de transport.
    112. Elaborarea planului de dezvoltare a RET are la bază următoarele date de intrare:
    a) situaţia curentă şi pentru o perspectivă de 10 ani a cererii de consum pusă la dispoziţie de către furnizori şi consumatori eligibili, licenţiaţi sau în curs de licenţiere;
    b) ofertele de producţie de energie electrică ale producătorilor pentru minim 10 ani, licenţiaţi sau în curs de licenţiere;
    c) informaţiile tehnice necesare planificării dezvoltării RET, puse la dispoziţie de
operatorii rețelelor de distribuție la cererea ORTS, în conformitate cu normele în vigoare;
    d) nivelul de siguranţă în funcţionare a SE în ansamblu şi pe fiecare nod conform normelor în vigoare;
    e) probabilitatea de neacoperire a sarcinii;
    f) strategia dezvoltării infrastructurii SE;
    g) strategia dezvoltării infrastructurii sistemului de telecomunicaţii.
    113. Alte categorii de date necesare planificării dezvoltării RET vor fi furnizate la cererea expresă a
ORTS.
    114. Dimensionarea RET se efectuează în condiţiile îndeplinirii criteriului (N-1).
    115. Criteriul (N-1) este utilizat pentru justificarea tehnică a propunerilor de dezvoltare a RET.
    116. Verificarea criteriului (N-1) se face pentru transferul maxim de putere prognozat prin RET.
    117. Pentru RET (400 kV, 330 kV), criteriul (N-1) se aplică la dimensionarea unei secţiuni a SE, pentru un moment de timp corespunzător celor mai grele condiţii de funcţionare, avînd la bază:
    a) ieşirea din funcţiune neplanificată a celui mai mare grup generator dintr-o zonă deficitară;
    b) puterea maximă generată într-o zonă excedentară.
    Criterii tehnice pentru verificarea dimensionării RET din punctul de vedere al stabilităţii SE
    118. Criterii tehnice pentru verificarea dimensionării RET la încărcare maximă admisă din criteriile de stabilitate statică:
    a) verificarea RET la încărcare maximă admisă din criteriile de stabilitate statică se face pentru o perspectivă de pînă la 10 ani pentru configuraţia de reţea rezultată ca optimă din punct de vedere tehnic şi economic;
    b) la vîrf de consum maxim anual, RET trebuie să asigure o rezervă de stabilitate statică de minimum 20% în configuraţia cu toate liniile electrice în funcţiune şi o rezervă de cel puţin 8% în regim cu (N-1) elemente în funcţiune.
    119. Criterii tehnice pentru verificarea dimensionării RET din condiţii de stabilitate tranzitorie:
    a) verificarea RET din condiţii de stabilitate tranzitorie se face pentru o perspectivă de pînă la cinci ani pentru configuraţia care satisface criteriile de stabilitate statică.
    b) verificarea condiţiilor de stabilitate tranzitorie se realizează la următoarele tipuri de perturbaţii:
    - în configuraţia cu N elemente în funcţiune: scurtcircuit polifazat permanent (bifazat cu pămîntul sau trifazat), pe o linie electrică de 400 kV sau 330 kV izolat prin acţionarea corectă a protecţiilor de bază şi a întrerupătoarelor;
    - în configuraţia cu (N -1) elemente în funcţiune:
    · scurtcircuit monofazat pe o linie electrică de 400 kV sau 330 kV eliminat prin acţionarea corectă a protecţiilor de bază şi a întrerupătoarelor şi urmat de RARM reuşit;

    ·  scurtcircuit polifazat permanent (bifazat cu pămîntul sau trifazat), pe o linie electrică de 400 kV sau 330 kV izolat prin acţionarea corectă a protecţiilor de bază şi a întrerupătoarelor, pentru vîrf de consum vara.
    Criterii tehnice în dimensionarea instalaţiilor de compensare a puterii reactive
    120. Dimensionarea instalaţiilor de compensare a puterii reactive se face cu respectarea benzilor de tensiune admisibile în toate nodurile RET, în toate regimurile de funcţionare în configuraţii cu (N) şi (N-1) elemente în funcţiune.
    121. Dimensionarea instalaţiilor de producere a puterii reactive necesare optimizării funcţionării SE în scopul menţinerii tensiunii în banda admisibilă de funcţionare şi reducerii consumului propriu tehnologic în stare normală de funcţionare se realizează pentru o perspectivă de pînă la 5 ani în regimurile de încărcare maximă a RET.
    122. Dimensionarea instalaţiilor de absorbţie a puterii reactive în scopul menţinerii tensiunii în banda admisibilă se realizează pentru o perspectivă de pînă la 5 ani în regimurile de încărcare minimă.
    123. Determinarea şi verificarea curenţilor de scurtcircuit şi a curentului nominal al echipamentelor primare de comutaţie în nodurile RET se realizează pe etape de dezvoltare ale SE în cadrul planului de
dezvoltare.

    [Pct.123 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    124. Eficienţa investiţiilor în RET pe termen scurt şi mediu trebuie să fie justificată în faza de planificare,  pe baza cheltuielilor total actualizate.
    125. Studiile de planificare a RET pe termen lung de pînă la 15 ani trebuie să prezinte soluţii de dezvoltare ierarhizate pe criterii economice. Perioada de prezentare a studiilor se stabileşte o dată la cinci ani.

    [Pct.125 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

V. CONDIŢII DE RACORDARE LA REŢEAUA

ELECTRICĂ DE TRANSPORT

    126. ORTS are obligaţia de a asigura în mod reglementat accesul la RET.
   
127. Etapele procesului de racordare la RET sunt:
    a)  depunerea de către solicitant a cererii pentru eliberarea avizului de racordare;
    b)  analiza de către ORTS a cererii pentru eliberarea avizului de racordare;
    c)  eliberarea de către ORTS a avizului de racordare;
    d) semnarea contractului de racordare;
    e)  executarea cerinţelor incluse în avizul de racordare;
    f)  efectuarea încercărilor asupra instalațiilor electrice ale utilizatorului RET în scopul pregătirii punerii lor în funcţiune;
    g)  întocmirea şi semnarea actelor de delimitare a instalațiilor electrice;
    h)  punerea în funcţiune a instalaţiilor de racordare;
    i) punerea sub tensiune a instalațiilor electrice ale utilizatorului RET. În cazul consumatorului final, punerea sub tensiune a instalațiilor electrice are loc după ce este prezentat contractul de furnizare a energiei electrice.

    [Pct.127 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

   128. La cererea depusă de orice solicitant (producător, operator al rețelei de distribuție, consumator final) cu privire la eliberarea avizului de racordare sau modificarea unei instalaţii de racordare existente la RET, ORTS realizează următoarele:
    a) analizează cererea pentru eliberarea avizului de racordare şi documentaţia tehnică anexată;
    b) eliberează avizul de racordare;
    c) propune contractul de racordare care conţine cel puţin următoarele:
    lucrările ce trebuie efectuate pentru realizarea instalaţiei de racordare la RET;
    variante de eşalonare a lucrărilor de racordare;
    tariful  de racordare.
    Contractul de execuţie a instalaţiei de racordare trebuie să precizeze condiţiile privind accesul şi desfăşurarea lucrărilor.

    [Pct.128 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    129. Cererea pentru eliberarea avizului de racordare impune specificarea cel puţin a următoarelor informaţii:

    [Pct.129 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    a) solicitantul titular de licenţă pentru domeniul său de activitate (numele, adresa şi telefon/fax/e-mail ale solicitantului);
    b) obiectul solicitării de racordare (grupuri generatoare, instalaţii de distribuţie, instalaţii consumatoare etc., inclusiv  amplasamentul);
    c) angajamentul solicitantului de a respecta prezentele Norme;
    d) lista documentaţiilor anexate cererii de racordare.
    130. Documentaţia aferentă cererii de racordare va cuprinde:

    [Pct.130 lit.a) abrogată prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    b) pentru grupurile generatoare: datele cuprinse în Anexa 1 (tabelul 1şi 3);
    c) pentru instalaţii de distribuţie, instalaţii consumatoare: datele cuprinse în Anexa 1 (Tabelele 2, 3 şi 4);
    d) pentru instalaţii de compensare a puterii reactive: datele cuprinse în Anexa1 (Tabelul 4);
    e) pentru alte instalaţii datele tehnice se stabilesc de către
ORTS la prezentarea cererii de racordare;
    f) pentru toate categoriile de instalaţii:
    - nivelul de siguranţă în alimentare solicitat de utilizator;
    - propunerea de etapizare privind fazele următoare de realizare a proiectului: proiectare, execuţie, probe, punere în funcţiune.
   
131. ORTS este în drept să solicite date suplimentare referitor la cererea de racordare, decât cele indicate la punctul  130 și anume:
    a) amplasarea geografică a instalației utilizatorului;
    b) tipul și caracteristicile echipamentelor care alcătuiesc instalația utilizatorului.
    Ținând cont de multitudinea de tehnologii de producere a energiei electrice, prin derogare de la punctul  130, lit. b), ORTS va elabora seturi de date necesare a fi prezentate de solicitant în scopul eliberării avizului de racordare, în funcţie de tehnologia de producere a energiei electrice, în special cele ce funcţionează pe surse regenerabile de energie. După coordonarea cu Agenţia seturile de date respective vor fi plasate de ORTS pe pagina electronică a sa.

    [Pct.131 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    132. În vederea eliberarea avizului de racordare, ORTS analizează:

    [Pct.132 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    a) încadrarea în capacitatea de transport a RET;
    b) posibilităţile de racordare;
    c) soluţii privind instalaţia de racordare în amplasamentul solicitat din punct de vedere al:
    - nivelului de siguranţă;
    - curentului de scurtcircuit;
    - efectelor asupra consumului propriu tehnologic din RET;
    - alimentării serviciilor proprii ale grupului generator;
    d) evaluarea modului de utilizare a capacităţii de transport a RET existente;
    e) selectarea soluţiei optime din punct de vedere al ansamblului RET;
    f) identificarea unor necesităţi de întărire a RET;
    g) evaluarea costurilor în RET în urma racordării instalaţiilor solicitanţilor;
    h) îndeplinirea condiţiilor de racordare;
    i) îndeplinirea prevederilor prezentelor Norme.
    133. Dacă în urma analizei rezultă că soluţia optimă de racordare este la  instalaţiile care aparţin reţelei electrice de distribuţie, atunci cererea de racordare se transmite
ORD care are licenţă pentru zona respectivă.
    134. Avizul tehnic de racordare
eliberat de către ORTS conţine:
   
[Pct.134 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    a) termenii şi condiţiile generale în care se realizează racordarea acestuia;

    b) descrierea soluţiei de racordare, care include şi lucrările ce trebuie efectuate pentru extinderea sau întărirea RET impuse de realizarea sau modificarea instalației de racordare respective;

    [Pct.134 lit.b) modificată prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    c) condiţiile specifice pentru racordare;
    d) conformitatea cu Normele;
    e) cerinţele
ORTS privind instalaţiile de racordare ale utilizatorilor RET;
    f) cerinţele de monitorizare şi reglaj, inclusiv interfaţa cu sistemele SCADA şi de telecomunicaţii;
    g) date înregistrate care necesită verificarea în timpul funcţionării;
    h) evaluarea costurilor pentru:
    - lucrări de întărire a reţelei electrice în amonte de punctul de racordare;
    - lucrări pentru realizarea
instalației de racordare, din afara responsabilităţii ORTS, care sînt suportate de solicitant;

    [Pct.134 lit.h) modificată prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    i) nivelul de siguranţă al RET în punctul de racordare;
    j) obligaţii legate de participarea solicitantului la Planul de apărare a SE împotriva perturbaţiilor majore şi Planul de restaurare a funcţionării SE;
    k) cerinţe şi condiţii specifice pentru furnizarea de servicii de sistem tehnologice către
ORTS;
    l) cerinţe privind protecţiile şi automatizările la interfaţa cu RET;
    m) condiţiile în care solicitantul poate fi deconectat de la RET de către
ORTS;
    n) cerinţe pentru echipamentele principale, de măsură, control, protecţie şi automatizare din instalaţiile solicitantului;
    o) puterea aprobată pentru racordare şi evoluţia acesteia;
   
p) durata de valabilitate a avizului de racordare, cât și posibilitatea prelungirii ei: Durata de valabilitate a avizului de racordare se stabilește de ORTS  și nu poate fi mai mică de un an. Avizul de racordare poate fi anulat de operatorul reţelei de transport şi de sistem, dacă la expirarea termenului de valabilitate a lui nu a  fost elaborat proiectul și nu a început construcția obiectului pentru care a fost eliberat avizul de racordare.

    [Pct.134 lit.p) în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    q) nominalizarea altor avize şi acorduri după caz.
   
135. Avizul de racordare a instalaţiei consumatorului final sau a instalaţiilor operatorului reţelei de distribuţie se eliberează de ORTS în termen  de 15  zile calendaristice de la data depunerii cererii respective şi a documentaţiei aferente complete. ORTS eliberează avizul de racordare a centralei electrice în termen de 30 zile calendaristice de la data depunerii cererii respective şi a documentației aferente complete.

    [Pct.135 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    136. Cerinţele tehnice de racordare reprezintă:
    a) condiţiile tehnice asigurate de
ORTS în punctele de racordare în conformitate cu prevederile prezentelor Norme;
    b) cerinţele tehnice de proiectare, racordare şi funcţionare pentru utilizatorii RET.
    137. Cerinţele tehnice de racordare sînt similare pentru toţi utilizatorii RET din aceeaşi categorie (producători, consumatori şi
operatorii rețelelor de distribuție).

    [Pct.137 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    138. Echipamentul şi aparatajul din staţiile de racordare dintre instalaţiile utilizatorilor şi RET trebuie să corespundă normelor tehnice în vigoare.
    139. Conexiunile  între  instalaţiile  utilizatorilor şi RET trebuie să  fie controlate prin întrerupătoare capabile să întrerupă curentul maxim de scurtcircuit în punctul de racordare şi să nu producă supratensiuni de comutaţie în afara normelor tehnice în vigoare.
    140. Analizele în vederea determinării solicitărilor la scurtcircuit şi a curentului nominal al echipamentelor primare de comutaţie în punctele de racordare se fac de către
ORTS pentru fiecare cerere de aviz de racordare.
    141. Protecţiile instalaţiilor în punctele de racordare între utilizatori şi RET trebuie să îndeplinească cerinţele minime conform normelor tehnice în vigoare astfel încît să reducă la minim impactul asupra RET a incidentelor din instalaţiile utilizatorilor.
   
142. Durata de timp de înlăturare a  defectelor prin protecțiile de bază și de rezervă ale utilizatorului RET se stabilesc de ORTS şi se specifică în avizul de racordare.

    [Pct.142 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    143. Condiţiile tehnice minime pentru legarea la pămînt a instalaţiilor utilizatorilor trebuie să respecte cerinţele tehnice stipulate în normele tehnice în vigoare.
    Cerinţe impuse utilizatorilor RET
    Grupuri generatoare dispecerizabile racordate la reţelele electrice de interes public
    144. Fiecare grup generator trebuie să fie capabil să furnizeze puterea activă nominală la frecvenţe ale SE între 49,5 şi 50,5 Hz.
    145. Fiecare grup generator trebuie să fie capabil să producă simultan puterea activă şi puterea reactivă conform diagramei de funcţionare P-Q, în banda de frecvenţe 49,5 - 50,5 Hz şi pentru întreaga gamă de tensiuni prevăzute în prezentele Norme.
    146. Fiecare grup generator trebuie să fie capabil să furnizeze puterea reactivă solicitată de
ORTS, în conformitate cu diagrama sa de funcţionare P-Q.
    147. Grupurile generatoare trebuie să fie prevăzute cu echipamente care să asigure declanşarea automată de la sistem în cazul pierderii stabilităţii.
    148. Grupurile dispecerizabile trebuie să fie capabile să participe la reglajul primar al frecvenţei prin variaţia continuă a puterii active furnizate. Se exceptează grupurile cu turbine cu contrapresiune.
    149. Fiecare grup generator trebuie să fie dotat cu RAV capabil să asigure în orice moment siguranţa turbinei şi să mobilizeze puterea în reglaj primar cu viteză mare de răspuns (timp< 30s).
    150. În situaţia izolării de SE a unui grup generator pe un consum local, regulator automat de viteză (RAV), trebuie să fie capabil să asigure reglajul frecvenţei în gama 49 - 52 Hz.
    151. Pentru grupurile dispecerizabile termoenergetice variaţia de putere comandată de RAV trebuie susţinută de către cazan prin funcţionarea pe automat a buclei de reglare sarcină bloc în regimul “turbina conduce cazanul”. Consemnul principalelor bucle de reglare ale cazanului ţine seama de variaţia de putere cerută de RAV la o variaţie de frecvenţă.
    152. RAV al grupurilor generatoare prevăzute la pct. 151 trebuie să permită o valoare reglabilă a statismului între 2% ÷12%, zona de insensibilitate a întregului sistem de reglaj să fie mai mică decît ±75mHz, iar valoarea de consemn a frecvenţei să fie ajustabilă între 47,5 şi 52 Hz.
    153. Grupurile  dispecerizabile  trebuie să fie capabile să funcţioneze stabil pe o durată nelimitată la o putere cuprinsă cel puţin în intervalul 40 % - 100 % din puterea nominală. Se exceptează cele cu cogenerare.
    154. Pentru fiecare grup generator precizat la pct. 151valorile de: statism, insensibilitate - pentru regulatoarele numerice, rezerva de reglaj primar şi valoarea de consemn a frecvenţei prevăzute în prezentele  norme se setează conform dispoziţiilor
ORTS.
   155. Pentru grupurile generatoare prevăzute a funcţiona în reglaj secundar, valoarea vitezei de încărcare/descărcare în reglaj secundar, valoarea benzii de reglare, în limitele declarate şi intrarea în reglaj secundar sînt dispuse de
ORTS.
    156. Grupurile generatoare care funcţionează în reglaj secundar trebuie să fie capabile să funcţioneze simultan şi în reglaj primar.
    157. Fiecare grup generator va fi capabil să încarce/descarce în mai puţin de 30 secunde rezerva de reglaj primar la o abatere cvazistaţionară a frecvenţei de ±200 mHz şi să menţină aceasta pentru cel puţin 15 minute.
    158. Fiecare grup generator dispecerizabil trebuie să fie dotat cu sistem de reglaj al excitaţiei capabil să contribuie la reglajul tensiunii prin variaţia continuă a puterii reactive generate/absorbite.
    159. Fiecare grup generator dispecerizabil trebuie să fie dotat cu regulator automat de tensiune (RAT) care să fie permanent în funcţiune.
    160. Sistemul de reglaj al excitaţiei, inclusiv RAT şi sistemele de stabilizare cu rol de atenuare a oscilaţiilor de putere activă, atunci cînd acestea sînt necesare din condiţii de sistem, se specifică în Avizul tehnic de racordare. Setările sistemelor de stabilizare se fac conform dispoziţiei
ORTS.
    161. Grupurile generatoare noi trebuie să fie capabile să se separe de SE din orice punct de funcţionare din diagrama P-Q a grupului generator şi să funcţioneze cu alimentarea serviciilor proprii cel puţin 1 oră şi în condiţii de insularizare peste minimul tehnic cel puţin 3 ore, în vederea restaurării funcţionării SE.
Fac excepție atât grupurile cu turbine cu gaz, cele cu contrapresiune, cât şi centralele eoliene şi solare (fotovoltaice).

    [Pct.161 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    162. Este o cerinţă esenţială ca RET să încorporeze grupuri generatoare cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem. ORTS poate să impună această cerinţă în Avizul tehnic de racordare dacă grupul generator se află într-un amplasament care necesită realizarea acestui serviciu.
    163. Producătorii capabili din punct de vedere tehnic să ofere servicii de sistem tehnologice au obligaţia să furnizeze aceste servicii la solicitarea
ORTS chiar dacă nu au fost contractate.
    164. Instalarea echipamentelor de supraveghere în timp real este solicitată de către
ORTS pentru anumite generatoare, pentru a asigura în timp real sau cu o întîrziere mică, informaţii asupra:
    a) indicatorilor de stare;
    b) acţionarii protecţiilor;
    c) mărimilor măsurabile.
    165. Producătorii instalează, la cererea
ORTS, echipamente de telecomandă în timp real pentru anumite generatoare, în scopul asigurării reglajului asupra puterii active şi reactive produse, încărcării/descărcării, pornirii/opririi, trecerii din regim compensator în regim generator şi invers.
    166. Producătorul racordat la SE are obligaţia să comunice
ORTS orice modernizare sau înlocuire a RAV şi RAT şi să transmită documentaţia tehnică a noilor regulatoare încă din faza de contractare, precum şi programele de probe de performanţă detaliate.
    Cerinţe asupra echipamentelor de telecomunicaţii
    167. Grupurile generatoare trebuie să aibă asigurată alimentarea cu energie electrică pentru instalaţiile de monitorizare şi reglaj astfel încît acestea să fie disponibile cel puţin trei ore după pierderea sursei de alimentare a acestora.
    168. Producătorul trebuie să asigure la performanţele cerute de
ORTS, căi de comunicaţie cu rezervare, de la instalaţiile de monitorizare şi instalaţiile de reglaj secundar ale oricărui grup pînă la interfaţa cu ORTS aflată într-o amplasare acceptată de aceasta. Producătorul este responsabil de construirea şi întreţinerea căilor de comunicaţie până la interfaţa sistemului de telecomunicaţii al ORTS.

    [Pct.168 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    169. ORTS este responsabil de interfaţa sistemului său de telecomunicaţii cu căile de comunicaţie ale utilizatorului RET.

    [Pct.169 în redacția HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    Instalaţiile operatorilor rețelelor de distribuție şi ale consumatorilor
    170. Înfăşurările de tensiune superioară ale transformatoarelor trifazate racordate la RET la tensiuni nominale de 110 kV şi mai mult trebuie să aibă conexiune în stea cu punct neutru accesibil sau punct neutru rigid legat la pămînt.
    171. Grupa de conexiuni a transformatoarelor racordate la RET va fi precizată de către
ORTS în Avizul tehnic de racordare.
    172. Fiecare
ORD şi consumator racordat la RET este obligat să asigure deconectarea automată la frecvenţă şi/sau tensiune scăzute a unui volum de consum stabilit de ORTS. Prin Avizul tehnic de racordare şi convenţia de exploatare se va specifica modul în care consumul este deconectat la frecvenţa şi/sau tensiunea scăzută.
    173. În conformitate cu Planul de apărare a
SE împotriva perturbaţiilor majore stabilit de ORTS, ORD şi consumatorii racordaţi la RET (după caz) au obligaţia să realizeze şi să menţină în funcţiune instalaţiile care să asigure:
    a) deconectarea automată a unui consum pe criteriul scăderii frecvenţei;
    b) deconectarea automată a unui consum pe criteriul scăderii tensiunii;
    c) deconectarea automată a unui consum şi pe alte criterii, conform cerinţelor
ORTS.
    174.
ORD şi consumatorii racordaţi la RET au obligaţia, la solicitarea ORTS, să aplice  deconectări manuale a unor categorii de consumatori de energie electrică.
    175.
ORD şi consumatorii racordaţi la RET au obligaţia, la solicitarea ORTS, să aplice  limitarea consumului de energie electrică în situaţii deosebite în SE.
    176.
ORD şi consumatorii racordaţi la RET au obligaţia să participe la reglajul tensiunii în nodurile de racordare.
    177.
ORTS are dreptul să solicite justificat unor utilizatori instalarea unor echipamente de reglaj al puterii active şi reactive, în scopul realizării funcţionării SE în condiţii de siguranţă.
    Sisteme de telecomunicaţii şi acumulare de date şi telemăsurare
    178. In scopul asigurării conducerii şi controlului instalaţiilor din SE, instalaţiile de  telecomunicaţii între utilizatorii RET şi operatorii din RET vor respecta normele specifice în vigoare. Detaliile referitoare la racordarea la sistemul de telecomunicaţie se stabilesc în Avizul tehnic de racordare.
    179. Utilizatorii au obligaţia de a permite accesul la ieşirile din sistemele de măsurare proprii pentru tensiune, curent, frecvenţă, puteri active şi reactive şi la informaţiile referitoare la echipamentele de comutaţie care indică starea instalaţiilor şi a semnalelor de alarmă, în scopul transferului acestor informaţii către interfaţa cu sistemul de control şi achiziţii de date, sistemul de  telemăsurare / RET.
    180. Instalaţiile de comandă şi achiziţie de date ca sisteme de interfaţă între utilizator şi RET se stabilesc prin Avizul tehnic de racordare.

VI. TESTARE, CONTROL ŞI MONITORIZARE

    181. Activitatea de testare, control şi monitorizare se desfăşoară în conformitate cu procedurile pentru:
    a)  efectuarea probelor de performanţă, verificare şi determinare a parametrilor tehnici de funcţionare declaraţi la calificarea ca furnizori de servicii tehnologice de sistem;
    b) monitorizarea modului în care grupurile generatoare dispecerizabile respectă în funcţionare parametrii declaraţi în conformitate cu Anexa nr. 1;
    c) testarea, controlul şi monitorizarea modului în care toţi utilizatorii RET şi  furnizorii de servicii tehnologice de sistem respectă instrucţiunile de funcţionare şi reglare dispuse de
ORTS;
    d) testarea şi controlul instalaţiilor de racordare a utilizatorilor RET, la punerea în funcţiune şi după reparaţii capitale;
    e) testarea, controlul şi monitorizarea instalaţiilor de telecomunicaţii şi măsurare a energiei electrice ale utilizatorilor la interfaţa cu RET, în faza de punere în funcţiune şi în timpul funcţionării.
    182. Scopul procedurilor menţionate la punctul anterior este de a stabili dacă:
    a) grupurile generatoare dispecerizabile funcţionează în concordanţă cu parametrii tehnici înregistraţi, în conformitate cu Anexa nr. 1;
    b) furnizorii serviciilor de sistem tehnologice prestează acele servicii pentru care au fost calificaţi, respectînd caracteristicile tehnice de furnizare declarate în documentele de calificare şi reglajele dispuse de către
ORTS. Producătorii sînt calificaţi ca furnizori de servicii de sistem tehnologice pe grupuri;
    c) viitorii utilizatori RET respectă condiţiile de racordare la RET prevăzute în
avizul de racordare.
    183. În situaţia în care un grup generator dispecerizabil nu respectă parametrii de funcţionare înregistraţi, sau un utilizator RET nu respectă dispoziţiile
ORTS sau nu furnizează serviciile de sistem tehnologice solicitate de ORTSla parametrii înregistraţi la calificare, ORTSare dreptul să ceară informaţiile relevante de la utilizatorul RET în cauză. Acesta este obligat să furnizeze informaţiile cerute cît mai curînd posibil, incluzînd totodată şi un plan concret de remediere a situaţiei create.
    184.
ORTS şi utilizatorul RET în cauză vor stabili de comun acord măsurile care trebuie luate în vederea remedierii situaţiei şi termenele în care aceste măsuri trebuie să atingă efectele scontate.
    185. Dacă în termen de 10 zile de la sesizarea
ORTS nu se ajunge la un acord de remediere a situaţiei, atît ORTS cît şi utilizatorul RET în cauză pot solicita efectuarea unui test în conformitate cu prevederile din prezentele  norme.
    Testarea capacităţii de generare/absorbţie a puterii reactive
    186. Ridicarea diagramei de funcţionare P-Q şi stabilirea benzilor primare şi secundare de reglaj al tensiunii se execută obligatoriu la punerea în funcţiune a unui grup generator dispecerizabil.
    187.
ORTS poate oricînd (dar nu mai mult de două ori pe an pentru fiecare grup generator) să solicite efectuarea unui test pentru a se face dovada că grupul generator are capacitatea de generare/absorbţie a puterii reactive conform parametrilor săi de înregistrare. Solicitarea se va face cu cel puţin 48 ore înainte de efectuarea testului.
    188. Testarea prevăzută în punctul anterior poate fi făcută de către
ORTS doar în perioadele în care producătorul a declarat disponibilă capacitatea grupului generator dispecerizabil de generare/absorbţie a puterii reactive.
    189. Dacă grupul generator nu trece în mod favorabil testul, producătorul respectiv trebuie să redacteze către
ORTS, în termen de trei zile lucrătoare, un raport detaliat în care să specifice motivele pentru care grupul generator nu corespunde declaraţiilor de disponibilitate.
    190. Soluţionarea eventualelor dispute se va face în concordanţă cu termenii contractului şi cu reglementările în vigoare.
    Testarea capacităţii de reglaj primar şi secundar
    191. Testarea capacităţii de reglaj primar şi secundar se execută obligatoriu la punerea în funcţiune a unui grup generator dispecerizabil, cît şi după modernizări, reabilitări, retehnologizări.
    192. Testarea funcţionării în reglaj primar şi secundar poate fi solicitată de
ORTS şi în afara cazurilor menţionate la punctul anterior. Testul de funcţionare în reglaj secundar se efectuează fără anunţarea prealabilă a producătorului.
    193. Dacă grupul generator nu trece în mod favorabil testul, producătorul respectiv trebuie să redacteze către
ORTS, în termen de trei zile lucrătoare, un raport detaliat în care să specifice motivele pentru care grupul generator nu a îndeplinit testul.
    Testarea capacităţii de pornire rapidă
    194. Testarea capacităţii de pornire rapidă se execută obligatoriu la punerea în funcţiune a unui grup generator dispecerizabil cu această caracteristică.
    195.
ORTS poate să solicite efectuarea unui test pentru a se face dovada că grupul generator respectiv are capacitatea de pornire rapidă conform parametrilor săi declaraţi la înregistrare.
    196. Solicitarea de testare menţionată în punctul anterior poate fi făcută de către
ORTS doar în perioadele în care grupul generator dispecerizabil a fost declarat disponibil.
    197. Dacă grupul generator nu trece în mod favorabil testul, producătorul respectiv trebuie să redacteze către
ORTS, în termen de trei zile lucrătoare, un raport detaliat în care să specifice motivele pentru care grupul generator nu a îndeplinit testul.
    Testarea capacităţii de participare la restaurarea funcţionării SE
    198.
ORTS poate să solicite unui grup generator dispecerizabil prevăzut să participe la Planul de restaurare a funcţionării SE, efectuarea unui test nu mai mult de o dată pe an pentru fiecare grup generator, pentru a se face dovada că grupul generator respectiv are capacitatea de pornire conform cerinţelor Planului de restaurare a funcţionării SE.
    199. Testarea se poate face în una din următoarele situaţii:
    a) pornirea grupului generator izolat de orice sursă externă de alimentare cu energie electrică din sistem;
    b) izolarea grupului generator pe servicii proprii.
    200. Solicitarea de testare amintită în pct. 199 trebuie făcută de către
ORTS cu cel puţin 7 zile înainte de momentul realizării testului.
    201. Dacă grupul generator nu trece în mod favorabil testul, producătorul respectiv trebuie să redacteze către
ORTS, în termen de trei zile lucrătoare, un raport detaliat în care să specifice motivele pentru care grupul generator nu a îndeplinit testul.
    202. În vederea reducerii/limitării/eliminării impactului reciproc între instalaţiile electrice de transport şi mediu, este obligatorie respectarea atît a normelor tehnice energetice cît şi a normelor aplicabile în domeniul protecţiei mediului.

VII. SCHIMBURI DE INFORMAŢII

    203. Schimbul de informaţii între utilizatorii RET şi ORTS se desfăşoară în conformitate cu procedura privind achiziţia şi circulaţia datelor între entităţile din sectorul energiei electrice şi cu respectarea celorlalte norme în vigoare.
    204. Utilizatorii RET se asigură că informaţiile confidenţiale obţinute de ei în cursul desfăşurării activităţilor ce fac obiectul licenţei nu pot fi transmise unor persoane neautorizate să primească astfel de informaţii. Fac excepţie cazurile cînd:
    a) se dispune de consimţămîntul scris al persoanei ale cărei interese pot fi afectate de diseminarea informaţiei;
    b) informaţia este deja publică;
    c) titularul licenţei este obligat sau are permisiunea de a divulga informaţia în scopul respectării condiţiilor licenţei, a unei dispoziţii a Agenţiei  sau a unei legi în vigoare;
    d) informaţia trebuie transmisă în cursul îndeplinirii normale a activităţilor autorizate prin licenţă.
   
205. ORTS va emite un acord cadru de confidenţialitate în baza căruia se vor încheia înţelegeri standard cu toţi utilizatorii RET. Această prevedere nu se va aplica atunci cînd informaţiile au fost deja făcute publice.
    206. Utilizatorii RET au obligaţia ca la solicitarea
ORTS să furnizeze orice informaţie tehnică necesară pentru asigurarea condiţiilor de siguranţă şi calitate a funcţionării SE.
    207.  Utilizatorii RET sînt obligaţi să furnizeze, la cerere, toate informaţiile tehnice relevante necesare
ORTS pentru analiza avariilor din RET.

    [Pct.207 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    208. ORTS transmite la, şi primeşte de la operatorii altor sisteme electroenergetice cu care SE este interconectat, informaţiile necesare pentru a permite funcţionarea sigură a sistemului electroenergetic interconectat.

    [Pct.208 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    [Pct.209 abrogat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    210. ORTS evaluează indicatorii de performanţă la nivelul RET şi indicatorii de siguranţă în nodurile RET în conformitate cu prevederile normelor tehnice în vigoare, în vederea fundamentării dezvoltării şi modernizării RET; în acest scop utilizatorii RET trebuie să furnizeze datele solicitate de ORTS în conformitate cu procedurile în vigoare.
    211. Utilizatorii RET trebuie să transmită către
ORTS periodic, conform  procedurii privind achiziţia şi circulaţia datelor între entităţile din sectorul energiei electrice, datele tehnice necesare evaluării indicatorilor de fiabilitate pentru instalaţiile pe care le gestionează.
    212.
ORTS ca titular de licență  prezintă Agenţiei datele şi informaţiile care îi sînt necesare în exercitarea atribuţiilor sale, în conformitate cu cerinţele precizate în licenţa pentru transportul energiei electrice şi cu reglementările în vigoare.

    [Pct.212 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    213. ORTS ca titular de licență prezintă Agenţiei un Raport anual cu privire la activităţile desfăşurate în anul precedent; în funcţie de natura activităţii acesta va cuprinde:

    [Pct.213 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    a) un rezumat şi o analiză a:
    - activităţilor desfăşurate pe baza licenţei deţinute;
    - respectării indicatorilor de calitate a serviciului şi a măsurilor luate pentru îmbunătăţirea calităţii acestuia;
    - principalelor incidente şi avarii;
    - problemelor deosebite existente în SE;
    - plîngerilor şi reclamaţiilor ce i-au fost adresate şi nu au fost soluţionate la nivelul său;
    - modificărilor intervenite în instalaţiile proprii şi în activele societăţii;
    - modificărilor survenite în structura pe specialităţi a personalului;
    b) statistici legate de activitatea titularului licenţei;
    c) o strategie privind evoluţia instalaţiilor proprii pe termen mediu şi pe anul curent, cu detalii privind intenţiile de instalare de noi capacităţi, de transferare parţială, totală sau de încetare a activităţii.
    214. De la caz la caz, Agenţia poate cere rapoarte semestriale, trimestriale, lunare sau zilnice asupra activităţii titularilor de licenţe din sectorul energiei electrice.
    215. Informaţiile de la pct. 213 şi 214 sînt considerate publice şi, la cererea Agenţiei,
ORTS în calitate de titular de licență este obligat să le publice.

    [Pct.215 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    216. ORTS ca titular de licență întocmeşte un raport către Agenţie ori de cîte ori în instalaţiile sale se produc evenimente soldate cu pagube materiale importante, victime, sau întreruperi semnificative ale serviciului.

    [Pct.216 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]

    [Pct.217-219 abrogate prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]
    220. Orice măsură pe care
ORTS va fi obligată să o ia pentru situaţii neprevăzute în Norme şi care îi va afecta pe utilizatorii RET, va fi luată de  aşa  manieră încît să afecteze cît mai puţin parametrii tehnici de funcţionare ai acestora, urmînd ca ulterior să fie obţinute acordurile celor implicaţi.

    [Pct.220 modificat prin HANRE210 din 09.10.15, MO332-339/11.12.15 art.2403]


Tabelul 1: Date pentru grupurile generatoare


Descrierea datelor (simbol)
Unităţi de măsură
Categoria datelor
Centrală electrică:

Punctul de racordare la reţea

Text, schemă

S, D

Tensiunea nominală la punctul de racordare

kV

S, D

Grupuri generatoare:

Puterea nominală aparentă

MVA
S, D, R

Factor de putere nominal (cos φn)

 

S, D, R

Putere netă

MW

S, D, R

Puterea activă nominală

MW

S, D, R

Puterea activă maximă produsă la borne

MW

S, D, T

Tensiunea nominală

kV

S, D, R

Frecvenţa maximă/minimă de funcţionare la parametrii nominali

Hz

D, R

Consumul serviciilor proprii la putere maximă produsă la borne

MW

S, D, R, T

Putere reactivă maximă la borne

MVAr

S, D, R, T

Putere reactivă minimă la borne
MVAr

S, D, R, T

Puterea activă minimă produsă
MW

S, D, R, T

Constanta de inerţie a turbogeneratorului (H)

sau momentul de inerţie (GD2)

MWs/MVA

D, R

Turaţia nominală

rpm
S

Raportul de scurtcircuit

 

D, R

Curent statoric nominal

A

D, R

Reactanţe saturate şi nesaturate ale grupurilor generatoare:

Reactanţa nominală [tensiune nominală2/putere aparentă nominală]

ohm

S, D, R

Reactanţa sincronă longitudinală % din reactanţa nominală

%

S, D, R

Reactanţa tranzitorie longitudinală % din reactanţa nominală

%

D, R

Reactanţa supra-tranzitorie longitudinală % din reactanţa nominală

%

S, D, R

Reactanţa sincronă transversală % din reactanţa nominală

%

D, R

Reactanţa tranzitorie transversală % din reactanţa nominală

%

D, R

Reactanţa supra-tranzitorie transversală % din reactanţa nominală

%

S, D, R

Reactanţa de scăpări statorică % din reactanţa nominală

%

D, R

Reactanţa de secvenţă zero % din reactanţa nominală

%

D, R

Reactanţa de secvenţă negativă % din reactanţa nominală

%
D, R

Reactanţa Potier % din reactanţa nominală

%

D, R

Constante de timp ale grupurilor generatoare:

Tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul închis (Td’)

s

D, R

Supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul închis (Td”)

s

D, R

Tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis (Td0’)

s

D, R

Supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis (Td0”)

s

D, R

Tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis, pe axa q (Tq0’)

s

D, R

Supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis, pe axa q (Tq0”)

s

D, R

Diagrame pentru grupurile generatoare:

Diagrama de capabilitate

Date grafice

D, R

Diagrama P-Q

Date grafice

D, R, T

Curba eficienţei în funcţionare

Date grafice

D, R

Capabilitatea grupului generator din punct de vedere al puterii reactive:

Putere reactivă în regim inductiv la putere maximă generată

MVAr generat

S, D, R,T

Putere reactivă în regim inductiv la putere minimă generată

MVAr generat
D, R, T

Putere reactivă în regim inductiv pe timp scurt la valorile nominale pentru putere, tensiune şi frecvenţă

MVAr

D, R, T

Putere reactivă în regim capacitiv la putere maximă/minimă generată

MVAr absorbit

S, D, R, T

Sistemul de excitaţie al generatorului:

Tipul sistemului de excitaţie

Text

D, R

Tensiunea rotorică nominală (de excitaţie)

V

D, R

Tensiunea rotorică maximă (plafonul de excitaţie)

V

D, R

Durata maximă admisibilă a meţinerii plafonului de excitaţie

Sec.

D, R

Schema de reglaj a excitaţiei

V/V

D, R

Viteza maximă de crestere a tensiunii de excitaţie

V/s

D, R

Viteza maximă de reducere a tensiunii de excitaţie

V/s

D, R

Dinamica caracteristicilor de supra-excitaţie

Text

D, R

Dinamica caracteristicilor de sub-excitaţie

Text

D, R

Limitatorul de excitaţie

Schemă bloc

D, R

Regulatorul de viteză:
Tipul regulatorului
text
S,D

Funcţiile de reglaj realizate de regulator (scheme funcţionale, funcţii combinate de reglaj, timpi de comutaţie, modul de alegere şi condiţiile comutării automate între regimuri)

Scheme, text

S, D, R

Funcţia de transfer standardizată cu blocuri funcţionale a regulatorului, a elementelor de execuţie şi a instalaţiei reglate (generator, turbina, cazan)

Scheme
D, R

Plaja de reglaj a statismului permanent

%
S,D,R

Valoarea actuală a statismul permanent bp

-între frecvenţa şi poziţia deschiderii admisiei

-între putere şi frecvenţă

%
D,R,T

Plaja de reglaj a parametrilor de acord Kp, Td şi Tv

%, s

S,D

Valoarea actuală a parametrilor de acord Kp, Td şi Tv

%, s

D,R,T

Plaja de reglaj a consemnului de frecventa

Hz
S,D,R,T

Viteza de variaţie a semnalelor de consemn

  • de frecvenţă
  • de putere
  • de deschidere
mHz/s
MW/s
%/s
S,D,R

Insensibilitatea întregului sistem de reglaj

  • în frecvenţă
  • în putere
±mHz
± MW
S,R,T

Timpul mort al regulatorului

s
S,D,R,T

Timpii de deschidere/închidere a servomotorului

s/s
S,D,R,T

Precizia de masură a reacţiei de

  • frecvenţă/turaţie
  • putere
  • poziţie servomotor
  • liniaritate traductor poziţie servomotor
%
S

Supraturarea maximă la aruncarea de sarcină (nmax)

% nN

S,D,R

Timpul de menţinere a puterii comandate de RAV la o treaptă de frecvenţă menţinută (pentru grupurile termoenergetice)

min
S,D,R,T

Regulatorul de tensiune (RAT):

Tipul regulatorului
Text
D

Funcţia de transfer echivalentă, eventual standardizată a regulatorului de tensiune, valori şi unităţi de măsură

Text
D, R

Funcţiile de reglaj realizate de regulator (scheme funcţionale, funcţii combinate de reglaj, timpi de comutaţie, modul de alegere şi condiţiile comutării automate între regimuri)

Scheme, text
D, R
Acurateţea regulatorului de tensiune
%
S, D, R, T

Valoarea minimă a referinţei de tensiune care poate fi setată în RAT

% Un
S, D, R, T

Valoarea maximă a referinţei de tensiune care poate fi setată în RAT

% Un
S, D, R, T
Tensiunea maximă de excitaţie
% Un
S, D, R, T

Timpul de susţinere a tensiunii maxime de excitaţie

sec.
S, D, R, T

Curentul maxim de excitaţie care poate fi susţinut timp de 10 sec.

% în exc
S, D, R, T

Date asupra reglajului secundar frecvenţă/putere:

 
 

Banda de reglaj secundar maximă/minimă

MW
S,D,R,T

Viteza de încărcare/descărcare a grupului în reglaj secundar:

·         plaja de reglaj

·         valoare actuală

MW/min
S,D,R,T

Modul de acţionare asupra RAV

schema
S,D

Timpul de atingere a consemnului de putere

s
S,D,R,T

Timpul mort al reglajului secundar

s
S,D,R,T
Pentru grupurile termoenergetice:

·         schema cu blocuri funcţionale a buclei de sarcină bloc, apa alimentare, combustibil, aer, temperaturi

·         parametrii de acord ai buclelor de reglare menţionate

·         funcţiile de transfer

·         răspunsul principalilor parametri (presiune, debit, temperatura abur viu) la variaţia ordinului de reglare de 100%

scheme
înregistrări
S,D,R

Sistemele de protecţie ale grupurilor şi valorile de reglaj

text
S,D

Stabilirea următoarelor reglaje:

Limitatorul de excitaţie maximă

Text, diagramă

D

Limitatorul de excitaţie minimă

Text, diagramă

D

Limitatorul de curent statoric

Text, diagramă

D

Unităţi de transformare:

Număr de înfăşurări

Text

S, D

Puterea nominală pe fiecare înfăşurare

MVA

S, D, R

Raportul nominal de transformare

kV/kV

S, D, R

Tensiuni de scurtcircuit pe perechi de înfăşurări

% din Unom

S, D, R

Pierderi în gol

kW

S, D, R

Pierderi în sarcină

kW

S, D, R

Curentul de magnetizare

%

S, D, R

Grupa de conexiuni

Text

S, D

Domeniu de reglaj

kV-kV

S, D

Schema de reglaj (longitudinal sau longo-transversal)

Text, diagramă

D, R

Mărimea treptei de reglaj

%
D

Reglaj sub sarcină

DA/NU
D

Tratarea neutrului

Text, diagramă

S, D

Curba de saturaţie

Diagramă
R

Tabelul 2: Date pentru consumatori şi instalaţii în punctul de racordare
Descriere
Unităţi de măsură
Categoria datelor
Tensiuni:

Tensiune nominală

kV

S, D

Tensiune maximă/minimă

kV
D

Coordonarea izolaţiei:

Tensiune de tinere la impuls de trăsnet

kV

D

Tensiune de tinere la frecvenţa industrială a reţelei (50 Hz)

kV
D
Tensiune de tinere la impuls de comutaţie

kV

D
Curenţi:

Curentul maxim

kA

S, D

Curentul maxim de încărcare pe termen scurt

kA pentru timpi de ordinul secundelor

D

Condiţii pentru care se aplică aceşti curenţi

Textual

S, D

Legare la pământ:

Modul de legare la pământ

Textual
D

Performanţele izolaţiei în condiţii de poluare – nivelul de poluare

IEC 815

D

Sistem de comandă şi achiziţie de date:

Comanda la distanţă şi date transmise

Textual
D

Transformatoare de măsurare de curent

A/A
D

Transformatoare de măsurare de tensiune

kV/V
D

Caracteristicile sistemului de măsurare

Textual
R

Transformatoare de măsurare – detalii privind certificatele de testare

Textual
R

Configuraţia reţelei:

Schema de funcţionare a circuitelor electrice a instalaţiilor existente şi propuse inclusiv dispunerea barelor, tratarea neutrului, echipamente de comutaţie şi tensiunile de funcţionare

Diagrama monofilară

S, D, R

Impedanţele reţelei:

Impedanţele de secvenţă pozitivă, negativă şi zero

Ω

S, D, R

Curenţi de scurtcircuit:

Curentul maxim de scurtcircuit

 kA

S, D, R

Capabilitatea de transfer:

Consumator sau grupe de consumatori alimentaţi din puncte de racordare alternative

Text

D, R

Consum alimentat normal din punctul de racordare X

MW       

D, R

Consum alimentat normal din punctul de racordare Y
MW       

D, R

Comutaţii de transfer în condiţii planificate sau în condiţii de incident

Textual
D

Transformatoarele în punctul de racordare:

Curba de saturaţie

Diagramă
R

Date asupra unităţilor de transformare

Diagramă

S, D, R


Tabelul 3: Date asupra protecţiilor în punctul de racordare
Descriere

Unităţi de măsură

Categoria datelor

Numărul protecţiilor pe fiecare tip

 
D

Reglajul protecţiilor

ms

D, R

Timpii de anclanşare/declanşare întrerupător (inclusiv stingerea arcului electric)

ms

D, R

Tipul instalaţiilor de automatizare şi reglajele (RAR, AAR)

Textual, ms

D, R


Tabelul 4: Date asupra instalaţiilor de compensare a puterii reactive

Descriere
Unităţi de măsură
Categoria datelor

Localizarea bobinelor de reactanţă

Textual

S, D, R

Puterea reactivă nominală a bobinelor de reactanţă

Mvar

S, D, R

Tensiunea nominală a bobinelor de reactanţă

kV

S, D, R

Localizarea bateriilor de condensatoare

Textual

S, D, R

Puterea nominală a bateriilor de condensatoare

Mvar

S, D, R

Tensiunea nominală a bateriilor de condensatoare

kV

S, D, R

Localizarea compensatoarelor

Textual

S, D, R

Puterea nominală a compensatoarelor (inductiv/capacitiv)

± Mvar

S, D, R

Tensiunea nominală a compensatoarelor

kV

S, D, R

Modul de comutare/reglaj

Textual

S, D, R