privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru grupurile generatoare sincrone
Publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 688 bis din 24 august 2017
Notă Aprobată de Ordinul nr. 72 din 2 august 2017, publicat în Monitorul Oficial al României nr. 688 din 24 august 2017.
Norma tehnică privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru grupurile generatoare sincrone
Art. 1. Prezenta normă tehnică stabileşte cerinţele tehnice minimale pentru racordarea la reţelele electrice de interes public a grupurilor generatoare sincrone.
Art. 2. (1) Cerinţele tehnice de racordare stabilite în prezenta normă tehnică se aplică:
(a) grupurilor generatoare sincrone noi în conformitate cu categoria din care acestea fac parte;
(b) grupurilor generatoare sincrone noi din centralele hidroelectrice cu acumulare prin pompare, din centralele termoelectrice şi de pe platformele industriale.
(2)Operatorul de transport şi de sistem (denumit în continuare OTS) sau operatorii de distribuţie (denumiţi în continuare OD), după caz, refuză să permită racordarea grupurilor generatoare sincrone care nu respectă cerinţele tehnice prevăzute în prezenta normă tehnică şi care nu au obţinut o derogare.
(3)Prezenta normă tehnică nu se aplică:
(a) grupurilor generatoare sincrone racordate la reţeaua electrică de transport şi/sau la reţeaua electrică de distribuţie, şi care aparţin, integral sau parţial unor insule ale căror sisteme nu funcţionează sincron cu zona sincronă Europa Continentală;
(b) grupurilor generatoare sincrone montate pentru o perioadă determinată de timp, de regulă mai puţin de 2 ani, şi care funcţionează în paralel cu sistemul mai puţin de cinci minute într-o lună calendaristică, sistemul aflându-se în stare normală de funcţionare. Funcţionarea în paralel cu sistemul în timpul probelor de întreţinere sau punere în funcţiune a respectivului grup generator sincron nu se contorizează pentru limita de cinci minute într- o lună;
(c) grupurilor generatoare sincrone care nu au un punct de racordare permanent şi sunt utilizate temporar/ocazional de operatorii de reţea (OTS sau OD după caz), atunci când puterea instalată a sistemului este parţial sau complet indisponibilă;
(d) dispozitivelor de stocare, cu excepţia grupurilor generatoare sincrone din centralele hidroelectrice cu acumulare prin pompare;
(e) grupurilor generatoare sincrone care utilizează tehnologie emergentă, prevăzute la art. 66 din Regulamentul (UE) 2016/631 al Comisiei din 14 aprilie 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a instalaţiilor de generare (denumit în continuare Regulament), cu excepţia articolului 30 din Regulament.
Art. 3. (1) Cerinţele prezentei norme tehnice nu se aplică grupurilor generatoare sincrone existente, cu excepţia cazului în care:
(a) un grup generator sincron de categorie C sau D este supus unei modernizări/retehnologizări, care determină actualizarea ATR/CfR în conformitate cu următoarea procedură:
i)gestionarul grupului generator sincron, care intenţionează să efectueze o modernizare/retehnologizare, transmite în prealabil atât operatorului de reţea relevant, cât şi OTS, după caz, proiectul privind modernizarea/retehnologizarea grupului generator sincron;
ii) dacă operatorul de reţea relevant consideră că modernizarea/retehnologizarea grupului generator sincron este de natură să necesite actualizarea ATR/CfR, acesta notifică gestionarul grupului generator sincron şi ANRE cu privire la cerinţele pe care acesta trebuie să le îndeplinească în conformitate cu încadrarea în categoriile semnificative de generatoare C şi D şi cu prevederile prezentei norme tehnice, precum şi la necesitatea actualizării ATR/CfR;
iii) ANRE decide asupra obligaţiei îndeplinirii de către grupul generator sincron, în mod integral sau parţial, a cerinţelelor din prezenta normă.
iv) lucrările de modernizare/retehnologizare prevăzute la lit a) sunt:
–înlocuirea generatorului sincron sau modificarea tipului de regulator de tensiune (inclusiv ale sistemelor de excitaţie), regulator de viteză, PSS respectiv modificarea reactanţelor sincrone şi tranzitorii, modificarea diagramei P-Q inclusiv cu introducerea de noi echipamente de compensare, modificarea sistemelor de reglaj al puterii active/reactive, cu condiţia ca aceste modificări să permită respectarea prevederilor prezentei norme;
–modificarea capacităţii de producere a grupului generator sincron care conduce la creşterea puterii aprobate evacuate în sistem cu cel puţin 10 % pentru grupurile generatoare sincrone de categoria C, respectiv cu cel puţin 5% pentru cele din categoria D;
–trecerea grupului generator sincron în categoria superioară.
v)lucrările de reparaţii ale echipamentelor menţionate la punctul iv) nu au statut de lucrări de modernizare/retehnologizare.
(b) ANRE decide să supună un grup generator sincron unora sau mai multor cerinţe ale prezentei norme pe baza unei propuneri prezentate de OTS în conformitate cu aliniatele (3) - (8).
(2)Un grup generator sincron este considerat existent în sensul prezentei norme tehnice atunci când:
(a) este racordat la reţeaua electrică, la data intrării în vigoare a prezentei norme tehnice; sau
(b) gestionarul grupului generator sincron a încheiat un contract ferm pentru achiziţionarea elementelor principale de generare a energiei, în termen de cel mult doi ani de la intrarea în vigoare a Regulamentului, respectiv până la data de17.05.2018. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice are obligaţia să notifice operatorul de reţea relevant (OTS sau OD, după caz) asupra încheierii contractului, în termen de cel mult 30 de luni de la intrarea în vigoare a Regulamentului.
(3)OTS poate propune ANRE, în urma unei consultări publice desfăşurate cu participarea părţilor interesate (OD, gestionari ai grupurilor generatoare sincrone vizate etc.), extinderea aplicării prevederilor prezentei norme tehnice şi grupurilor generatoare sincrone existente. Scopul acestei extinderi urmăreşte luarea în considerare a schimbărilor importante şi concrete ale sistemului electroenergetic, inclusiv integrarea surselor de energie regenerabile, a reţelelor inteligente, producerea distribuită sau variaţia cererii de energie electrică.
(4)În vederea extinderii aplicării lor din prezenta normă tehnică la grupurile generatoare sincrone existente, OTS efectuează o analiză cantitativă detaliată şi transparentă a raportului cost-beneficiu, în conformitate cu prevederile art. 38 şi art. 39 din Regulament, care include:
(a) evaluarea costurilor pe care le presupune conformarea grupurilor generatoare sincrone existente cu prevederile prezentei norme tehnice;
(b) beneficiile socio-economice care rezultă din aplicarea cerinţelor prevazute în prezenta normă tehnică, şi
(c) posibilitatea aplicării unor măsuri alternative prin care să se atingă performanţele solicitate prin prezenta normă tehnică.
(5)Înainte de a efectua analiza cantitativă cost-beneficiu menţionată la alin. (4), OTS:
(a) efectuează o comparaţie calitativă preliminară a costurilor şi beneficiilor;
(b) obţine aprobarea ANRE pentru efectuarea analizei cost beneficiu.
(6)În termen de şase luni de la primirea raportului şi a propunerii OTS, întocmite în conformitate cu prevederile art. 38 alin. (4) din Regulament, ANRE decide cu privire la extinderea aplicabilităţii prezentei norme tehnice la grupurile generatoare sincrone existente. Decizia ANRE cu privire la extinderea aplicabilităţii prezentei norme tehnice la grupurile generatoare sincrone existente se publică pe pagina de internet a ANRE.
(7)OTS ţine seama de rezultatele analizei cost-beneficiu şi ale consultării publice cu gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice, pentru evaluarea aplicării cerinţelor prezentei norme tehnice la grupurile generatoare sincrone existente.
(8)OTS poate evalua, la fiecare trei ani, aplicarea unora sau tuturor cerinţelor din prezenta normă tehnică la grupurile generatoare sincrone existente, în conformitate cu criteriile şi procedurile prevăzute la alin. (4) - (7).
Art. 4. (1) În înţelesul prezentei norme tehnice, termenii utilizaţi au următoarea semnificaţie:
acumulare prin pompare o unitate hidroelectrică care poate creşte nivelul apei în amonte prin pomparea apei, în vederea stocării pentru producerea de energie electrică.
aviz tehnic de racordare aviz scris valabil numai pentru un anumit amplasament, care se emite de către Operatorul de reţea, la cererea unui utilizator, asupra posibilităţilor şi condiţiilor tehnico-economice de racordare la reţeaua electrică a locului de consum şi/sau de producere respectiv, pentru satisfacerea cerinţelor utilizatorului precizate în cerere.
banda moartă de frecvenţă capacitate maximă (Pmax)
un domeniu de frecvenţă în care reglajul de frecvenţă este dezactivat în mod voit.
puterea activă maximă pe care o unitate generatoare o poate produce continuu, fără a lua în considerare nicio sarcină (niciun consum), prevăzută în ATR/CfR sau convenită între operatorul de reţea relevant şi gestionarul instalaţiei de producere
capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem
capacitatea de trecere peste defect (FRT sau LVRT)
certificatul echipamentului
certificat de racordare (CfR)
componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect
capacitatea de repornire a unui grup generator sincron după o cădere totală de tensiune cu ajutorul unei surse auxiliare de alimentare dedicate, fără ca grupul generator sincron să beneficieze de nici o sursă de alimentare externă.
capacitatea dispozitivelor electrice de a rămâne conectate la reţea şi de a funcţiona pe perioada golurilor de tensiune din punctul de racordare/delimitare după caz, cauzate de defectele eliminate.
document emis de un organism de certificare autorizat pentru echipamentele utilizate de o unitate generatoare, de o unitate consumatoare, de un OD, de un loc de consum sau de un sistem de înaltă tensiune în curent continuu (sistem HVDC). Certificatul echipamentului defineşte domeniul valabilitaţii sale la nivel naţional sau la alt nivel care necesită o valoare specifică din intervalul permis la nivel european. În scopul înlocuirii anumitor parţi din procesul de asigurare a conformităţii, certificatul echipamentului poate include modele matematice care au fost verificate comparativ cu rezultatele reale de testare. documentul unic emis de către Operatorul de reţea pentru un loc de consum şi/sau de producere, prin care se certifică îndeplinirea condiţiilor de racordare la reţea, respectiv realizarea instalaţiei de racordare, precum şi a instalaţiilor electrice ale utilizatorului, şi prin care se stabilesc condiţii tehnice de utilizare a reţelei după punerea sub tensiune finală a instalaţiei de utilizare.
un curent injectat de un grup generator sincron sau de un sistem HVDC în timpul şi după o abatere de tensiune provocată de un defect electric, cu scopul de a facilita acţionarea sistemelor de protecţie a reţelei în etapa iniţială a defectului, de a contribui la menţinerea tensiunii în sistem într-o etapă ulterioară a defectului şi de a participa la restabilirea tensiunii după eliminarea defectului.
defect eliminat un defect care este eliminat cu succes, potrivit criteriilor de
planificare ale OTS.
diagrama de capabilitate P-Q
o diagramă care descrie capabilitatea de generare de putere reactivă a unui grup generator sincron la variaţii ale puterii active în punctul de racordare/delimitare, după caz.
diagrama Pmax/U-Q o diagramă care reprezintă capabilitatea de producere de putere
reactivă a unui grup generator sincron pentru diferite variaţii de tensiune în punctul de racordare/delimitare, după caz.
dispoziţie orice comandă dată, în limita autoritaţii sale, de un OTS sau de un OD unui gestionar de instalaţie de producere, unui OD, după caz, sau unui gestionar de sistem HVDC, pentru a îndeplini o acţiune.
elemente principale de generare
unul sau mai multe echipamente, necesare pentru convertirea sursei primare de energie în energie electrică.
frecvenţa frecvenţa sistemului electric, exprimată în Herzi, care poate fi măsurată în toate punctele zonei sincrone, considerată ca valoare cvasiconstantă în sistem pe o durată de ordinul secundelor, cu existenţa doar a unor diferenţe minore între puncte de măsurare diferite. Valoarea nominală a frecvenţei este 50 Hz.
functie de stabilizare a puterii de tip PSS sau
,,PSS"
funcţionare în compensator sincron
funcţionare izolată pe servicii proprii
gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice
o funcţie suplimentară a RAT al unui grup generator sincron, al cărui scop este atenuarea oscilaţiilor de putere interzonale.
operarea unui generator fără utilizarea sursei primare de energie în scopul a regla continuu tensiunea, prin producţia sau absorbţia puterii reactive.
funcţionarea care asigură că instalaţiile de producere a energiei electrice pot continua să alimenteze serviciile proprii în cazul incidentelor din reţea care determină deconectarea de la reţea a grupurilor generatoare sincrone.
persoană fizică sau juridică, care deţine o instalaţie de producere a energiei electrice.
grup generator sincron set indivizibil de instalaţii care pot produce energie electrică
astfel încât frecvenţa tensiunii generate, turaţia generatorului şi frecvenţa tensiunii reţelei să se afle într-un raport constant şi, prin urmare, să fie sincrone.
inerţie capacitatea unui echipament rotativ, cum ar fi rotorul unui generator, de a-şi menţine mişcarea de rotaţie uniformă şi momentul cinetic, atât timp cât nu se aplică un cuplu extern.
inerţie artificială facilitate furnizată de centrala compusă din module generatoare
sau de un sistem HVDC pentru a înlocui efectul de inerţie al
insensibilitate în frecvenţă
instalaţie de producere a energiei electrice
grupurilor generatoare sincrone la un nivel de performanţă prescris.
caracteristică intrinsecă a unui sistem de reglaj definită ca valoarea minimă a abaterii de frecvenţă sau a semnalului de intrare care determină o variaţie a puterii active sau a semnalului de ieşire.
instalaţie care converteşte energia primară în energie electrică şi care este compusă dintr-una sau mai multe unităţi generatoare racordate la o reţea electrică într-unul sau mai multe puncte de racordare.
limitator de supraexcitaţie element de reglaj aparţinând regulatorului automat de tensiune,
care împiedică intrarea în suprasarcină a rotorului unui generator prin limitarea curentului de excitaţie.
operator de reţea relevant OTS sau un OD la al cărui sistem/reţea electrică este sau
urmează să fie racordată o unitate generatoare, un loc de consum, o reţea electrică de distribuţie sau un sistem HVDC
pantă (sau rampă) raportul dintre variaţia de tensiune, raportată la tensiunea de
referinţă de 1 u.r. şi puterea reactivă absorbită, raportată la puterea reactivă maximă.
punct de racordare punct fizic din reţeaua electrică la care se racordează un
utilizator, reprezentând interfaţa la care grupul generator sincron, locul de consum, reţeaua electrică de distribuţie sau sistemul HVDC se racordează la o reţea electrică de transport, la o reţea offshore, la o reţea electrică de distribuţie, inclusiv la reţele electrice de distribuţie închise sau la un sistem HVDC
punct de delimitare loc în care instalaţiile utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalaţiile operatorului de reţea
putere activă componenta reală a puterii aparente la frecvenţa fundamentală,
exprimată în waţi (W) sau în multiplii lor, respectiv kilowaţi (kW) sau megawaţi (MW).
putere aparentă produsul dintre tensiunea de linie şi curentul de fază, la
frecvenţa fundamentală, multiplicat cu rădacina pătrată din trei, în cazul sistemelor trifazate, exprimat de regulă în kilovolţi- amperi (kVA) sau în megavolţi-amperi (MVA).
putere instalată putere activă (aparentă) nominală a unui grup generator, indicată
în documentaţia tehnică a fabricii constructoare şi înscrisă pe plăcuţa indicatoare sau care este indicată de fabricant .
putere reactivă componenta imaginară a puterii aparente la frecvenţa
fundamentală, exprimată, de regulă, în kilovoltamper reactiv (kVAr) sau în megavoltamper reactiv (MVAr).
puterea minimă de funcţionare stabilă
puterea activă minimă, prevăzută în ATR/CfR sau convenită între operatorul de reţea relevant şi gestionarul instalaţiei de producere, la care grupul generator sincron poate funcţiona în condiţii de stabilitate pe o durată nelimitată.
puterea minimă de reglaj puterea activă minimă, prevăzută în ATR/CfR sau convenită
între operatorul de reţea relevant şi gestionarul instalaţiei de producere, până la care poate fi reglată puterea activă a grupului generator sincron
regim de funcţionare insularizată
reprezintă funcţionarea independentă a unei reţele electrice sau a unei părţi a unei reţele electrice, izolată în urma separării de sistemul interconectat, existând cel puţin un grup generator sincron sau un sistem HVDC care furnizează energie electrică în această reţea şi controlează frecvenţa şi tensiunea.
reglaj de frecvenţă capacitatea unui grup generator sincron sau a unui sistem
HVDC de a-şi ajusta producţia de putere activă ca reacţie la o abatere a frecvenţei sistemului faţă de o valoare de referinţă, în scopul stabilizării frecvenţei sistemului.
reglaj de frecvenţă activ - limitat la creşterea frecvenţei (RFA-CR)
reglaj de frecvenţă activ - limitat la scăderea frecvenţei (RFA-SC)
reglaj de frecvenţă activ - răspuns la abaterile de frecvenţă (RFA)
regulator automat de tensiune (RAT)
modul de funcţionare al unui grup generator sincron sau al unui sistem HVDC, care are drept rezultat reducerea puterii active ca răspuns la o creştere a frecvenţei sistemului peste o anumită valoare.
modul de funcţionare al unui grup generator sincron sau al unui sistem HVDC, care are drept rezultat creşterea puterii active ca răspuns la o scădere a frecvenţei sistemului sub o anumită valoare.
modul de funcţionare al unui grup generator sincron sau al unui sistem HVDC în care producţia de putere activă se modifică ca reacţie la abaterea frecvenţei sistemului, astfel încât aceasta să contribuie la restabilirea frecvenţei la valoarea de referinţă. echipamentul automat care acţionează în permanenţă reglând tensiunea la bornele unuia sau mai multor grupuri generatoare sincrone, prin compararea valorii reale a tensiunii măsurate la borne cu o valoare de referinţă şi prin reglajul curentului de excitaţie.
reţea electrică ansamblul de linii, inclusiv elementele de susţinere şi de
protecţie a acestora, staţiile electrice şi alte echipamente electroenergetice conectate între ele prin care se transmite energie electrică de la o capacitate energetică de producere a energiei electrice la un utilizator; reţeaua electrică poate fi reţea de transport sau reţea de distribuţie.
sistem de înaltă tensiune în curent continuu (sistem HVDC)
stabilitate statică (stabilitate la mici perturbaţii)
stabilitate dinamică (tranzitorie)
un sistem electroenergetic care transportă energie electrică în curent continuu şi la tensiune nominală mai mare sau egală cu 110 kV între două sau mai multe noduri de curent alternativ şi care cuprinde cel puţin două staţii de conversie curent alternativ/curent continuu şi liniile electrice aeriene de transport sau cablurile de curent continuu între staţii
capacitatea unei reţele electrice sau a unui ansamblu de grupuri generatoare (sistem electroenergetic) de a reveni la o funcţionare stabilă şi de a o menţine după un incident minor (echivalent cu capacitatea 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).
capacitatea unei reţele electrice sau a unui ansamblu de grupuri generatoare (sistem electroenergetic) de a reveni la o stare de funcţionare sincronă, după una sau mai multe perturbaţii majore.
statism (s2) raportul între abaterea relativă a frecvenţei şi variaţia relativă a
puterii active rezultată ca răspuns la abaterea de frecvenţă, în regim permanent, exprimat în procente. Pentru grupurile generatoare sincrone, abaterea relativă de frecvenţă se raportează la frecvenţa nominală şi variaţia relativă a puterii active se raportează la capacitatea maximă
s2 [%] = 100x (f/ fn)x (Pmax/P )
stator partea unui mecanism rotativ care include componente magnetice staţionare, cu înfăşurările aferente.
tensiune diferenţa de potenţial electric între două puncte ale unui circuit electric.
unitate generatoare grup generator sincron sau modul generator din componenţa
unei centrale electrice.
valoare de referinţă valoarea prescrisă ca referinţă pentru oricare parametru folosit
în sistemele de reglaj.
zona sincronă o zonă operată de OTS interconectaţi sincron, cum ar fi zonele
sincrone din Europa Continentală (,,CE"), din Regatul Unit (,,GB"), din Irlanda-Irlanda de Nord (,,IRE") şi din Europa de Nord (,,NE") şi sistemele energetice din Lituania, Letonia şi Estonia, denumite în continuare ,,zona baltică", care fac parte dintr-o zonă sincronă mai extinsă.
(2)În cuprinsul prezentei norme tehnice, se utilizează următoarele abrevieri:
| ANRE | Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei |
|---|---|
| ATR | Aviz tehnic de racordare |
| Cod RET | Codul tehnic al reţelei electrice de transport |
| CfR | Certificat de racordare |
| DMS-SCADA | Sistemul SCADA al operatorului de distribuţie (Distribution Management System - Supervisory Control and Data Acquisition) |
| EMS-SCADA | Sistemul SCADA al operatorului de transport (Energy Management System - Supervisory Control and Data Acquisition) |
| ENTSO-E | Organizaţia Europeană a Operatorilor de transport şi de sistem (European Network of Transmission System Operators for Electricity) |
| LVRT | Capacitate de trecere peste un defect (Low voltage ride through) |
| OD | Operator de distribuţie; poate fi operatorul de distribuţie concesionar sau un alt operator care deţine o reţea electrică de distribuţie |
| OR | Operator de reţea; operatorul de reţea poate fi operatorul de transport şi de sistem sau un operator de distribuţie |
| OTS | Operatorul de transport şi de sistem |
| Pi | Puterea instalată |
| PIF | Punere în funcţiune |
| PSS | Stabilizator de oscilaţii de putere interzonale |
| RAR | Reanclanşare Automată Rapidă |
| RAT | Regulator automat de tensiune |
| RAV | Regulator automat de viteză |
| RET | Reţea electrică de transport |
|---|---|
| RFA | Reglaj de frecvenţă activ - răspuns la abaterile de frecvenţă |
| RFA-CR | Reglaj de frecvenţă activ - limitat la creşterea frecvenţei |
| RFA-SC | Reglaj de frecvenţă activ - limitat la scăderea frecvenţei |
| HVDC | Sistem de înaltă tensiune în curent continuu |
| SCADA | Sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date aferent unui proces tehnologic sau unei instalaţii |
| SEN | Sistemul electroenergetic naţional |
| u.r. | Unitate relativă |
| Un | tensiunea nominală a reţelei (tensiune de referinţă) |
Art. 5. (1) Grupurile generatoare sincrone din centralele cu acumulare prin pompare trebuie să îndeplinească toate cerinţele relevante prevăzute în prezenta normă tehnică, atât pentru regimul de funcţionare cu producere de energie electrică, cât şi pentru regimul de pompare.
(2)Funcţionarea în regim de compensator sincron a grupurilor generatoare sincrone din centralele cu acumulare prin pompare nu trebuie să fie limitată în timp de proiectarea tehnică a grupului generator sincron.
(3)Grupurile generatoare sincrone din centralele cu acumulare prin pompare, cu variator de viteză, trebuie să îndeplinească cerinţele aplicabile grupurilor generatoare sincrone.
(4)Suplimentar prevederilor de la alin. (3), pentru grupurile generatoare sincrone din centralele cu acumulare prin pompare, cu variator de viteză, care se încadrează în categoria B, C sau D, operatorul de reţea relevant în coordonare cu OTS are dreptul de a solicita asigurarea capabilităţii acestora de a furniza componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare, în situaţia defectelor simetrice (trifazate), în următoarele condiţii:
(a) grupul generator sincron trebuie să poată furniza componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect fie:
i)asigurând furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare; fie
ii) prin măsurarea variaţiilor de tensiune la bornele grupurilor generatoare sincrone şi furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect la bornele acestora.
(b) operatorul de reţea relevant, în colaborare cu OTS, prevede:
i)modul şi momentul în care se determină o abatere de tensiune, precum şi durata abaterii;
ii) caracteristicile componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, inclusiv intervalul de timp pentru măsurarea abaterii tensiunii şi a componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect;
iii) sincronizarea şi acurateţea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, care poate include mai multe etape în timpul şi după eliminarea unui defect.
Art. 6. Pentru grupurile generatoare sincrone racordate la reţelele electrice aferente platformelor industriale, gestionarii acestora, operatorii de reţea ai platformelor industriale şi operatorul de reţea relevant la a cărui reţea este racordată reţeaua electrică a platformei industriale au dreptul de a conveni asupra condiţiilor de deconectare de la reţeaua operatorului de reţea relevant a acestor grupuri generatoare sincrone şi asupra consumului critic necesar proceselor de producere din cadrul platformei industriale. Exercitarea acestui drept trebuie să fie convenită cu OTS.
Art. 7. Cu excepţia cerinţelor privind răspunsul grupurilor generatoare sincrone la abaterile de frecvenţă la creştere şi reducerea puterii active maxime la scăderile de frecvenţă în limitele admise, cerinţele privind capacitatea de a menţine constantă producţia de putere activă sau de a o varia nu se aplică grupurilor generatoare sincrone sau utilizatorilor unităţilor generatoare cu cogenerare racordate la reţelele electrice ale platformelor industriale, în cazul în care sunt îndeplinite cumulativ următoarele criterii:
(a) scopul principal al respectivelor instalaţii este de a produce căldură pentru procesele de producţie ale platformei industriale respective;
(b) producerea de energie termică este indisolubil legată de producerea de energie electrică, şi orice schimbare a producţiei de energie termică determină involuntar modificarea producţiei de putere activă şi viceversa;
(c) generatoarele sincrone sunt de categoria A, B sau C.
Art. 8. Clasificarea unităţilor generatoare cu cogenerare se face pe baza capacităţii de producere a energiei electrice maxime.
Art. 9. Grupurile generatoare sincrone de categorie A trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă:
(a) grupul generator sincron trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1A;
(b) grupul generator sincron trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la o viteză de variaţie a frecvenţei de 1 Hz/sec.
Tabelul 1A. Durata minimă de timp în care un generator sincron trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală
| Domeniul de frecvenţe | Perioada de funcţionare |
|---|---|
| 47,5 Hz - 49,0 Hz | 30 minute |
| 49,0 Hz - 51,0 Hz | Nelimitată |
| 51,0 Hz - 51,5 Hz | 30 de minute |
Art. 10. Grupurile generatoare sincrone de categorie A trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel:
(a) la creşterile de frecvenţă, grupul generator sincron trebuie să scadă puterea activă produsă corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1A şi cu următorii parametrii:
i)pragul de frecvenţă de la care grupul generator sincron asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz;
ii) valoarea statismului setat se situe
ză între 2
% şi 12
şi este dispusă de
operatorul de reţea relevant prin dispoziţii de dispecer.
iii) grupul generator sincr
n trebuie
să fie capabil să scadă puterea activă
corespunzătoare variaţie
de frecvenţă cu o întârziere iniţi
lă mai mică de două
secunde. În cazul în care această întârziere este mai mare de două secunde,
gestionarul grupului generator sin
ron justifică această
întârziere,
furnizând
dovezi tehnice către OT
(b) la atingerea pute ii corespu
.
zătoare nivelului minim de reglaj, grupul
generator
sincro trebuie să fie capabil să:
i)funcţioneze în continuare la acest nivel; sau
ii) red
că în cont nuare puterea activă
rodusă, conform dispoziţiei de dispecer şi
în conformitate cu propria caracte istică tehnică transmisă odată cu datele
teh
ice şi care nu se a
ate de la
caracteristicile funcţionale ale
grupurilor
generatoare sincrone de acelaşi tip.
(c) grupul generator CR, la creşteri al
incron trebuie să fie stabil pe du ata funcţionării în modul RFA- frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA-CR este activ, consemnul
RFA-CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active.
Fig. 1
. Capacitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-CR pentru grupurile generatoare sincrone de categorie A
unde: L1P este variaţia puterii active produse de gr
pul generator sincron
Pref este referinţa de
putere
activă fa ă de care
se stabileşte L1P; L1f
este abaterea frecve
ţei în reţea; fn este
frecvenţa nomin lă (50 Hz) în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde L1f este mai mare
de +200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz), grupul generator sincron trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s2.
erator sin
ron trebui
să poată
menţine c
nstantă valoarea puterii active
mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, cu excepţia cazului în care grupurile
generatoar
sincrone
ăspund la creşterile de frecvenţă sau au reduceri acceptabile de
putere acti
ă la scăderea frecvenţei în conformitate cu prevederile
rt. 10 şi art.12.
rupul generator sincr
n faţă de
puterea activă maximă produsă, ca urmare scăderii frecvenţei, în limitele admisibile
prezentate în figura 2 , astfel:
(a) la scă erea frecvenţei sub 49 Hz se admite reducerea puterii maxime în procent
egal cu 2 % din
puterea activă maximă produsă
la frecvenţa de 50 Hz, pentru
fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducer a puterii
active maxime p oduse în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei
punctate;
(b) se admite o reducere a puterii active maxime la scăderea frecvenţei sub 4
,5 Hz, cu
un procent maxim egal cu 10 % din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de
50 Hz pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de
reducere a puterii active maxime în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei continue.
Fi . 2A. Limi ele admisi
ile ale red
cerii de putere stabilite de OTS î frecvenţei
cazul scăderii
Art. 13. (1) Reducerea admisibilă de putere activă faţă de puterea activă maximă produsă, în cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabileşte:
(a) în condiţii de mediu standard, corespunzătoare temperaturii de 20 grade Celsius;
(b) în funcţie de capabilitatea tehnică a grupurilor generatoare sincrone.
(2)Gestionarul grupului generator sincron transmite operatorului de reţea relevant şi OTS diagrama de dependenţă a puterii active de temperatură şi datele tehnice privitoare la capabilitatea tehnică a grupului generator sincron, prevăzute în Anexa nr. 1 la prezenta normă tehnică.
(3)Datele prevăzute la alin. (2) se transmit în etapa de punere în funcţiune, aferentă procesului de racordare.
Art. 14. (1) Grupul generator sincron trebuie să fie prevăzut cu o interfaţă logică în scopul de a reduce puterea activă produsă până la oprire într-un timp de maxim cinci secunde de la recepţionarea comenzii de deconectare.
(2)Cerinţele tehnice pentru interfaţa logică prevăzută la alin. (1) şi conectarea acesteia cu sistemul SCADA al operatorului de reţea relevant sunt obligatorii pentru grupurile generatoare sincrone de categorie A racordate la MT.
(3)Pentru grupurile generatoare sincrone de categorie A racordate la JT, operatorul de reţea relevant împreună cu gestionarul grupului generator sincron stabilesc, de comun acord, cerinţele tehnice şi modul de utilizare a interfeţei logice.
Art. 15. (1) Operatorul de reţea relevant stabileşte cerinţele în care un grup generator sincron se poate conecta automat la reţea, după ce acestea au fost agreate cu OTS.
(2)Cerinţele prevăzute la alin.(1) includ:
(a) domeniul de frecvenţă în care este admisă conectarea automată, respectiv 47,5 - 51 Hz şi timpul de întârziere asociat, de regulă, de 15 minute;
(b) rampa admisă pentru creşterea puterii active după conectare, de regulă (10-30) % din Pmax/min (indicată de producătorul grupului generator sincron).
Art. 16. Grupul generator sincron de categorie A trebuie să fie capabil să producă la bornele sale simultan, pe durată nelimitată, puterea activă şi reactivă nominală, în conformitate cu diagrama P-Q echivalentă, în banda de frecvenţă 49,5 - 50,5 Hz şi în banda de tensiune (0,85 - 1,1) Un.
Art. 17. (1) Pentru grupurile generatoare sincrone de categorie A racordate la MT, cu putere instalată mai mare decât un prag de putere stabilit de operatorul de reţea relevant, acesta are dreptul să solicite integrarea în DMS-SCADA a unor mărimi de stare şi a măsurii de putere activă. Pragul de putere stabilit de operatorul de reţea relevant nu poate fi mai mic de 100 kVA.
(2)Calea de comunicaţie este stabilită de operatorul de reţea relevant, care specifică aceste cerinţe prin ATR.
(3)Integrarea mărimilor prevăzute la alin. (1) în sistemul DMS-SCADA al operatorului de reţea relevant se realizează prin grija gestionarului grupului generator sincron.
(4)Pentru grupurile generatoare sincrone de categorie A racordate la JT, operatorul de reţea relevant stabileşte de comun acord cu gestionarul grupului generator sincron posibilitatea transmiterii măsurii de putere activă produsă prin intermediul sistemelor de transmitere a datelor disponibile existente sau care urmează să fie implementate, precum şi oportunitatea integrarii în DMS-SCADA.
Art. 18. Gestionarul grupului generator sincron de categorie A asigură echipamentele necesare pentru schimbul de date la nivelul interfeţei cu sistemul DMS-SCADA al operatorului de reţea relevant, la caracteristicile solicitate de acesta, pentru îndeplinirea strictă a prevederilor de la art. 17.
Art. 19. Soluţia de racordare a grupurilor generatoare sincrone de categorie A cu puteri instalate mai mici de 1 MW nu trebuie să permită funcţionarea în regim insularizat a acestuia, inclusiv prin dotarea cu protecţii care să declanşeze grupurile generatoare sincrone la apariţia unui asemenea regim.
Art. 20. Grupurile generatoare sincrone de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă:
(a) grupul generator sincron trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1B;
(a) grupul generator sincron trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la o viteză de variaţie a frecvenţei de 1 Hz/sec.
Tabelul 1B. Durata minimă de timp în care un grup generator sincron de categorie B trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală
| Domeniul de frecvenţe | Perioada de funcţionare |
|---|---|
| 47,5 Hz - 49,0 Hz | 30 minute |
| 49,0 Hz - 51,0 Hz | Nelimitată |
| 51,0 Hz - 51,5 Hz | 30 de minute |
Art. 21. Grupurile generatoare sincrone de categorie B trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel:
(a) la creşterile de frecvenţă, grupul generator sincron trebuie să scadă puterea activă produsă corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1B şi cu următorii parametrii:
i)pragul de frecvenţă de la care grupul generator sincron asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz;
ii) valoarea statismului setat se situează între 2 % şi 12 % şi este dispusă de operatorul de reţea relevant prin dispoziţii de dispecer.
iii) grupul generator sincron trebuie să fie capabil să scadă puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă, cu o întârziere iniţială mai mică de două secunde. În cazul în care această întârziere este mai mare de două secunde, gestionarul grupului generator sincron justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS.
(b) la atingerea puterii corespunzătoare nivelului minim de reglaj, grupul generator sincron trebuie să fie capabil să:
i)funcţioneze în continuare la acest nivel; sau
ii) reducă în continuare puterea activă produsă, conform dispoziţiei de dispecer şi în conformitate cu caracteristicile funcţionale ale grupurilor generatoare sincrone de acelaşi tip.
(c) grupul generator sincron trebuie să fie stabil pe durata funcţionării în modul RFA- CR, la creşteri ale frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA- CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active.
Fig. 1B. Capacitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-CR pentru grupurile generatoare sincrone de categorie B
unde: L1P este variaţia puterii active produse de grupul generator sincron; Pref este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte L1P; L1f este abaterea frecvenţei în reţea; fn este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde L1f este mai mare de +200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz), grupul generator sincron trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s2.
Art. 22. Grupul generator sincron de categorie B trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, cu excepţia cazului în care grupurile generatoare sincrone răspund la creşterile de frecvenţă sau au reduceri acceptabile de putere activă la scăderea frecvenţei în conformitate cu prevederile art. 21 şi art. 23.
Art. 23. OTS stabileşte reducerea de putere activă produsă de grupul generator sincron de categorie B faţă de puterea activă maximă produsă, ca urmare a scăderii frecvenţei, în limitele admisibile prezentate în figura 2B, astfel:
(a) la scăderea frecvenţei sub 49 Hz se admite reducerea puterii active maxime în procent egal cu 2 % din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă care se situează deasupra liniei punctate;
(b) se admite o reducere maximă a puterii active maxime la scăderea frecvenţei sub 49,5 Hz, cu un procent egal cu 10 % din puterea activă maximă produsă la
frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scăd
re a frecvenţei cu 1 Hz. Este ad
isă orice
curbă de reducer
a puterii active maxime funcţi
de frecvenţă, care s
situează
deasupra liniei continue.
Fig. 2B. Limitele admisibile ale reducerii de putere stabilite de OTS în cazul scăderii frecvenţei
Art. 24. (1) Reducerea admisibilă de putere activă faţă de puterea activă maximă produsă, în
cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabile te:
(a) în con
iţii de mediu standard corespunzătoare temperaturii de 20 grade C
lsius;
(b) în funcţie de capabilitatea tehnică a grupurilor generatoare sincrone.
(2)Gestio
arul grupului generator sincron
de actegorie B transmite operatorului de
reţea relev
nt diagra
a de depe
denţă a puterii active de temperatură şi datele tehnice
referitoare la capabilitatea tehnică a grupului generator sincron prevăzute în Anexa nr. 2.
(3)Datele
prevăzute
la alin. (2) se transmit în etap
de studiu
de soluţie
aferentă
procesului de racordare.
Art. 25. (1) Grupul generator sincron de categorie B trebuie să fie prevăzut cu o interfaţă logică sau protecţii aferente în scopul de a reduce puterea activă produsă până la oprire într-un
timp de maxim cinci secunde de la recepţionarea comenzii de d interfeţei.
conectare la nivelul
(2)Operatorul de reţea relevant are dreptul de a stabili cerinţele tehnice pentru interfaţa logică prevăzută la alin. (1) şi modul de conectare a acesteia cu sistemul SCADA propriu.
Art. 26. (1) Operatorul de reţea relevant stabileşte cerinţele în care un grup generator sincron de categorie B se conectează automat la reţea, după ce acestea au fost agreate cu OTS.
(2)Cerinţele prevăzute la alin. (1) includ:
(a) domeniul de frecvenţă în care este admisă conectarea automată, stabilit conform tabelului 1B şi timpul de întârziere asociat, de regulă de 15 minute;
(b) rampa admisă pentru creşterea puterii active după conectare, de regulă (10-30)% Pmax/min (indicată de producătorul grupului generator sincron).
Art. 27. Grupurile generatoare sincrone de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe privind reglajul frecvenţă - putere activă:
(a) pentru a regla puterea activă produsă, grupul generator sincron trebuie să fie echipat cu o interfaţă (port de intrare) care să permită recepţionarea unui consemn de putere în sensul de reducere; şi
(b) operatorul de reţea relevant are dreptul de a stabili cerinţele pentru echipamente suplimentare care să permită reglajul de la distanţă al puterii active.
Art. 28. Grupurile generatoare sincrone de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare, referitoare la:
(a) capacitatea de trecere peste defect:
i)grupul generator sincron trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea, continuând să funcţioneze în mod stabil după un defect în reţea eliminat corect, în conformitate cu dependenţa tensiune-timp descrisă în figura 3B, raportată la punctul de racordare/delimitare, după caz;
ii) diagrama de evoluţie a tensiunii în timp reprezintă o limită inferioară permisă a evoluţiei tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, la apariţia unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte de defect, în timpul defectului şi după defect;
iii) OTS stabileşte şi face publice condiţiile, înainte şi după defect, pentru capacitatea de trecere peste defect, în ceea ce priveşte:
–calculul puterii minime de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz;
–punctul de funcţionare al grupului generator sincron ca putere activă şi reactivă înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi
–calculul puterii minime de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz;
iv) la solicitarea unui gestionar de grup generator sincron, operatorul de reţea relevant furnizează condiţiile care se iau în considerare pentru capacitatea de trecere peste defect înainte şi după defect, ca rezultat al calculelor din punctul de racordare/delimitare, după caz, conform dispoziţiilor art. 28, lit. (a), pct.iii) privind:
–puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect în fiecare punct de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA;
–punctul de funcţionare al grupului generator sincron înainte de defect, exprimat prin puterea activă, puterea reactivă şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi
–puterea minimă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA.
v)grupul generator sincron trebuie să rămână conectat la reţea şi să continue să funcţioneze stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata unui defect simetric, având în vedere condiţiile înainte şi după defect prevăzute la art. 28, alin. (a), punctele iii) şi iv), depăşeşte limita inferioară prevăzută la art. 28, alin (a), punctul ii), cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect;
vi) cu luarea în considerare a cerinţelor prevăzute la punctul v), gestionarul grupului generator sincron stabileşte protecţia la tensiune minimă (fie capacitatea de trecere peste defect, fie tensiunea minimă definită în punctul de racordare/delimitare după caz) în conformitate domeniul maxim de tensiune aferent grupului generator sincron, cu excepţia cazului în care operatorul de reţea relevant solicită un domeniu de tensiune mai restrâns, în conformitate cu prevederile art. 30, alin. (b). Setările sunt justificate de gestionarul grupului generator sincron în conformitate cu prevederile pct. vi)
;
(b) capacitatea de trecere peste defect în cazul defectelor asimetrice, care trebuie să respecte cerinţele de la art. 28, lit. (a), pct. i).
(c) revenirea puterii active după eliminarea defectului.
Fig. 3B. Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect a unui grup generator sincron de categorie B
| Parametrii tensiunii [u.r.] | Parametrii de timp [secunde] | ||
|---|---|---|---|
| Uret: | 0,3 | tclear: | 0,25 |
| Uclear: | 0,7 | trec1: | 0,25 |
| Urec1: | 0,7 | trec2: | 0,7 |
| Urec2: | 0,85 | trec3: | 1,5 |
Art. 29. Grupurile generatoare sincrone de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte restaurarea sistemului:
(a) trebuie să fie capabile să se reconecteze la reţea, după o deconectare accidentală cauzată de un eveniment în reţea, conform dispoziţiilor de dispecer şi în condiţiile definite de OTS;
(b) instalarea sistemelor de reconectare automată trebuie să fie supusă unei avizări prealabile atât la operatorul de reţea relevant, cât şi la OTS, în vederea specificării cerinţelor de reconectare automată.
(c) cerinţele şi condiţiile pentru reconectarea automată prevăzute la lit. (a) şi (b) sunt aduse la cunoştinţa gestionarului grupului generator sincron în procesul de racordare la reţea.
Art. 30. Grupurile generatoare sincrone de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe generale de operare, referitoare la:
(a) schemele de control şi automatizare cu setările aferente:
i)schemele de control şi automatizare, ca de exemplu RAV, RAT şi setările acestora, inclusiv parametrii de reglaj, necesare calculelor de stabilitate a reţelei şi analizei măsurilor de urgenţă, trebuie să fie transmise de către gestionarul grupului generator sincron la operatorul de reţea relevant, respectiv la OTS cu cel puţin 3 luni înainte de punerea sub tensiune pentru începerea perioadei de probă, pentru a fi coordonate şi convenite între OTS, operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron;
ii) orice modificări ale schemelor de control şi automatizare şi a setărilor aferente, prevăzute la punctul i), ale diverselor dispozitive de control ale grupului generator sincron trebuie să fie coordonate şi convenite între OTS, operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron.
(b) schemele de protecţie electrică şi setările aferente:
i)sistemele de protecţie necesare pentru grupul generator sincron şi pentru reţeaua electrică, precum şi setările relevante pentru grupul generator sincron trebuie să fie coordonate şi agreate între operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron, în procesul de racordare. Funcţiile protecţiilor se dispun de către operatorul de reţea relevant care poate solicita un reglaj de protecţie diferit faţă de cel propus de gestionarul grupului generator. Sistemele de protecţie şi setările pentru defectele electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa grupului generator sincron. Sistemele de protecţie şi automatizare respectă cel puţin următoarele cerinţe:
–trebuie să asigure protecţia împotriva defectelor interne grupului generator sincron şi împotriva defectelor şi regimurilor anormale de funcţionare din reţeaua electrică unde este racordat acesta;
–trebuie să fie performante, cu fiabilitate ridicată şi organizate în grupe selective, sensibile, capabile să detecteze defecte interne şi externe, să fie separate fizic şi galvanic de la sursele de alimentare cu tensiune operativă, de la transformatoarele de măsură de tensiune şi curent şi până la dispozitivele de execuţie a comenzilor. Sistemele de protecţii trebuie să fie prevăzute cu funcţii extinse de autotestare şi auto-diagnoză şi cu funcţii de înregistrare a evenimentelor şi de oscilografiere. Sistemul de protecţii electrice trebuie prevăzut cu interfeţe standard de comunicaţie pentru integrarea la un sistem local de achiziţie date, supraveghere şi control.
–sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor interne trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin curenţii de scurtcircuit la grupul generator, asimetria de curenţi, suprasarcinile electrice la stator şi rotor, pierderea excitaţiei grupului generator sincron, tensiunea maximă/minimă la bornele grupului generator sincron, frecvenţa maximă/minimă la bornele grupului generator.
–Sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor externe, ca protecţii de rezervă va fi capabil să sesizeze, cel puţin scurtcircuitele simetrice şi asimetrice din reţeaua unde este racordat, asimetria de curenţi, trecerea în regim de motor, suprasarcini electrice de curent si tensiune.
ii) protecţia electrică a generatorului sincron are întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi securitatea personalului şi a publicului, precum şi de atenuarea oricărei avarii survenite la grupul generator sincron.
iii) în urma coordonării şi convenirii între operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron, sistemele de protecţie acoperă, cel puţin, următoarele aspecte:
–protecţii ale grupului generator sincron asigurate de către gestionarul grupului generator sincron:
1.defecte interne ale grupului generator sincron (scurtcircuite sau puneri la pământ);
2.scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia electrică de racord;
3.scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă;
4.tensiune maximă şi minimă la bornele grupului generator;
–protecţii asigurate de gestionarul grupului generator sincron şi /sau operatorul de reţea relevant , după caz:
1.scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia electrică de evacuare a puterii produse;
2.tensiune maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz;
3.frecvenţă maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz;
4.scurtcircuite sau puneri la pământ în reţea, ca protecţie de rezervă;
iv) modificările schemelor de protecţie necesare pentru grupul generator sincron şi pentru reţeaua electrică şi ale setărilor relevante pentru elementele de generare se convin în prealabil între operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron;
(c) organizarea de către gestionarul grupului generator sincron a dispozitivelor de protecţie şi control în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităţilor:
i)protecţia reţelei electrice şi a grupului generator sincron;
ii) reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active);
iii) restricţii de putere;
iv) limitarea rampelor de variaţie a puterii.
(d) schimbul de informaţii:
i)sistemele de protecţie/control şi de automatizare ale grupurilor generatoare sincrone trebuie să fie capabile să schimbe informaţii în timp real sau periodic cu operatorul de reţea relevant sau în cadrul unei agregări de unităţi, cu marcarea timpului. În cazul agregărilor, respectând funcţiile convenite a fi agregate, informaţiile schimbate se aduc la cunoştinţa operatorului de reţea relevant şi OTS;
ii) operatorul de reţea relevant, în coordonare cu OTS, stabileşte conţinutul schimburilor de informaţii, care trebuie să cuprindă cel puţin: puterea activă, puterea reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnalele de stare şi comenzile privind poziţia întreruptorului şi poziţia separatoarelor.
Art. 31. Grupurile generatoare sincrone de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune, respectiv:
(a) limitele în care grupul generator absoarbe/generează putere reactivă în reţea, stabilite de operatorul de reţea relevant, corespunzătoare unui factor de putere de cel puţin 0,9 inductiv/capacitiv în punctul de racordare/delimitare, după caz;
(b) să fie prevăzute cu un sistem de reglaj automat al excitaţiei (RAT), capabil să regleze în mod continuu tensiunea la bornele grupurilor generatoare sincrone la orice valoare de referinţă din domeniul de funcţionare.
Art. 32. (1) Gestionarul grupului generator sincron de categorie B trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare prevăzute la art. 30, lit. (d), către operatorul de reţea relevant.
(2)Datele furnizate se integrează în sistemul DMS-SCADA al operatorului de reţea relevant şi asigură cel puţin semnalul de putere activă. Operatorul de reţea relevant are dreptul să solicite integrarea în DMS-SCADA şi a altor mărimi.
(3)Calea de comunicaţie este precizată de operatorul de reţea relevant.
(4)Integrarea în sistemul DMS-SCADA se realizează prin grija gestionarului grupului generator sincron.
Art. 33. Gestionarul grupului generator sincron de categorie B are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul DMS-SCADA al operatorului de reţea relevant, la caracteristicile solicitate de acesta.
Art. 34. Soluţia de racordare a grupurilor generatoare sincrone de categorie B nu trebuie să permită funcţionarea în regim insularizat şi trebuie să prevadă dotarea cu protecţii care să declanşeze grupurile generatoare sincrone la apariţia unui asemenea regim.
CATEGORIE C
Art. 35. Grupurile generatoare sincrone de categorie C trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă:
(a) grupul generator sincron trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp specificate în tabelul 1C;
(b) grupul generator sincron trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la o viteză de variaţie a frecvenţei de 1 Hz/sec.
Tabelul 1C. Durata minimă de timp în care un grup generator sincron de categorie C trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală
| Domeniul de frecvenţe | Perioada de funcţionare |
|---|---|
| 47,5 Hz - 49,0 Hz | 30 minute |
| 49,0 Hz - 51,0 Hz | Nelimitată |
| 51,0 Hz - 51,5 Hz | 30 de minute |
Art. 36. Grupurile generatoare sincrone de categorie C trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel:
(a) la creşterile de frecvenţă, grupul generator sincron trebuie să scadă puterea activă produsă, corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1C şi cu următorii parametrii:
i)pragul de frecvenţă de la care grupul generator sincron asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz;
ii) valoarea statismului setat se situează între 2 % şi 12 %, este stabilită la punerea în funcţiune a grupului generator sincron şi poate fi modificată de operatorul de reţea relevant prin dispoziţii de dispecer.
iii) grupul generator sincron trebuie să fie capabil să scadă puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă cu o întârziere iniţială (denumită timp mort şi notată t1 în figura 5C), cât mai mică. În cazul în care această întârziere este mai mare de două secunde, gestionarul grupului generator sincron justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS.
(b) la atingerea puterii corespunzătoare nivelului minim de reglaj, grupul generator sincron trebuie să fie capabil să:
i)funcţioneze în continuare la acest nivel; sau
ii) reducă în continuare puterea activă produsă, conform dispoziţiei de dispecer şi în conformitate cu caracteristicile funcţionale ale grupurilor generatoare sincrone de acelaşi tip.
(c) grupul generator sincron trebuie să fie stabil pe durata funcţionării în modul RFA- CR, la creşteri ale frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA-CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active.
Fig. 1C. Capacitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-CR pentru grupurile generatoare sincrone de categorie C
unde: L1P este variaţia puterii active produse de grupul generator sincron; Pref este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte L1P; L1f este abaterea frecvenţei în reţea; fn este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde L1f este mai mare de +200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz), grupul generator sincron trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s2.
Art. 37. Grupul generator sincron de categorie C trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, cu excepţia cazului în care grupurile generatoare sincrone răspund la creşterile de frecvenţă sau au reduceri acceptabile de putere activă la scăderea frecvenţei, în conformitate cu prevederile art. 36 şi art. 38.
Art. 38. OTS stabileşte reducerea de putere activă produsă de grupul generator sincron de categorie C faţă de puterea activă maximă produsă, ca urmare a scăderii frecvenţei, în limitele admisibile prezentate în figura 2C, astfel:
(a) la scăderea frecvenţei sub 49 Hz se admite reducerea puterii active maxime în procent egal cu 2 % din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei punctate;
(b) se admite o reducere a puterii active cu un procent egal cu 10 % din putere
axime la scăderea frecvenţei sub 49,5 Hz, activă maximă produsă la frecvenţa de 50
Hz,
entru fiecare scădere
a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice
curbă de
reducere a put
rii active
maxime în funcţie
de frecven ă, care se
situează
deasupra liniei continue.
Fig. 2C. Limitele admisibile ale reducerii de putere stabilite de OTS în cazul scăderii frecvenţei
(1)Redu
erea admisibilă de putere activă faţă de puterea activă maximă p odusă, în
cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabileşte:
(a) în condiţii de mediu standard corespunzătoare temperaturii d 20 grade Celsius.
(b) în fu
cţie de capabilitatea t
hnică a grupurilor generatoare si
crone.
(2)Gestionarul grup
lui generator sincron
transmite
operatorului de reţea
relevant
diagrama de depende
ţă a puterii active de temperatură şi datele tehnice ref
ritoare la
capabilitatea tehnică a grupului generator sincron, prevăzute în An xa nr. 3.
(3)Datele
prevăzute
la alin. (2) se transmit în etap
de studiu
de soluţie
aferentă
procesului de racordare.
(1)Siste
ul de reglaj al puterii active al grupului g
nerator sincron de categorie C
trebuie să permită
modificar
a referinţ
i de putere activă
în conformitate cu
dispoziţii e date gestionarului grupului generator sincron de către operatorul de reţea relevant sau OTS.
(2)Timpul de atingere a referinţei de pu ere activă sau viteza de variaţie a puterii active la modificarea referinţei se încadrează în domeniul (2 - 10) % Pmax/min în
funcţie d
tehnologie, timpul mort (timpul scurs pân
la mişcar
a motorul
i primar)
este de 2 secunde şi toleranţa de realizare a referinţei este de 1% max.
Art. 41. În cazul în care echipamentele automate de reglaj la distanţă sunt indisponibile, se permite reglajul local.
Art. 42. (1) Operatorul de reţea relevant stabileşte cerinţele în care un grup generator sincron de categorie C se conectează automat la reţea, după ce acestea au fost agreate cu OTS.
(2)Cerinţele prevăzute la alin.(1) includ:
(a) domeniul de frecvenţă în care este admisă conectarea automată, stabilit conform tabelului 1C şi timpul de întârziere asociat, de regulă de 15 minute;
(b) rampa admisă pentru creşterea puterii active după conectare, de regulă (10 - 30)% Pmax/min (indicată de producătorul grupului generator sincron).
Art. 43. Grupurile generatoare sincrone de categorie C trebuie să asigure răspunsul limitat la abaterile de frecvenţă în cazul scăderii frecvenţei (RFA-SC) astfel:
(a) trebuie să poată mobiliza puterea activă ca răspuns la scăderea frecvenţei sub un prag de frecvenţă de 49,8 Hz şi cu un statism stabilit de OTS pentru fiecare grup generator sincron la PIF sau prin dispoziţii de dispecer în limitele (2 - 12) %, în conformitate cu figura 3C;
(b) furnizarea puterii active ca răspuns la scăderea frecvenţei (în modul RFA-SC), trebuie să ţină seama, după caz, de:
i)diagrama dependenţei puterii active produse de condiţiile de mediu;
ii) cerinţele de funcţionare ale grupului generator sincron, în special limitările privind funcţionarea în apropierea puterii active maxime în cazul unei frecvenţe scăzute şi impactul condiţiilor externe de funcţionare, în conformitate cu art. 38 şi art. 39.
(c) activarea răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă nu trebuie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea, denumită timp mort şi notată cu t1 în figura 5C, este mai mare de două secunde, gestionarul grupului generator sincron trebuie să justifice această întârziere în faţa OTS;
(d) la funcţionarea în modul RFA-SC, grupul generator sincron trebuie să asigure o creştere de putere până la puterea maximă;
(e) grupul generator sincron trebuie să funcţioneze stabil în timpul modului RFA-SC pe durata unor frecvenţe mai mici de 49,8 Hz.
Fig. 3C. Capacitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-
SC pentru grupurile generatoare sincrone de categorie C
unde: Pref este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte L1P; L1P este variaţia puterii active produse de grupul generator sincron; fn este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea şi L1f este abaterea frecvenţei în reţea. În cazul scăderilor de frecvenţă sub 49,8 Hz, unde L1f este mai mic -200 mHz, grupul generator sincron trebuie să crească puterea activă în conformitate cu statismul s2.
Art. 44. În cazul în care modul RFA este activ, grupul generator sincron de categorie C trebuie să îndeplinească în mod cumulativ, suplimentar cerinţelor prevăzute la art. 43, conform figurii nr. 4C, următoarele cerinţe:
(a) să furnizeze RFA, în conformitate cu parametrii stabiliţi de către OTS în domeniile de valori menţionate în tabelul 2C, astfel:
i)în cazul creşterii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la nivelul minim de reglare a puterii active;
ii) în cazul scăderii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la puterea activă maximă disponibilă;
iii) furnizarea efectivă a răspunsului în putere activă la abaterea de frecvenţă depinde de condiţiile externe şi de funcţionare ale grupului generator sincron în momentul mobilizării puterii active, în particular de limitările date de funcţionarea grupului generator sincron în apropierea puterii maxime la scăderea frecvenţei.
(b) să poată modifica banda moartă de frecvenţă şi statismul, la dispoziţia OTS;
(c) în cazul variaţiei treaptă a frecvenţei, să fie capabil să activeze integral puterea activă necesară ca răspuns la abaterea de frecvenţă, la sau peste linia din figura 5C, în conformitate cu parametrii prevăzuţi în tabelul 3C şi anume: cu un timp mort (t1) de 2 secunde şi un timp de activare de maxim 30 secunde (t2);
(d) durata de activare a puterii active ca răspuns la abaterile de frecvenţă (timpul mort) să nu fie mai mare de 2 secunde şi să nu fie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea la activarea iniţială a puterii active este mai mare de două secunde, gestionarul grupului generator sincron trebuie să furnizeze dovezi tehnice care să demonstreze motivele pentru care este necesară o perioadă mai lungă de timp;
(e) trebuie să aibă capabilitatea de a furniza puterea activă corespunzător abaterii de frecvenţă pe o durată de 30 de minute;
(f) reglajul puterii active nu trebuie să aibă niciun impact negativ asupra răspunsului la abaterile de frecvenţă.
(g) în cazul participării la procesul de restabilire a frecvenţei la valoarea de referinţă sau/şi a puterilor de schimb la valorile programate, grupul generator sincron trebuie să asigure funcţii specifice pentru realizarea acestor servicii, stabilite prin proceduri elaborate de OTS;
(h) în ceea ce priveşte deconectarea pe criteriul de frecvenţă minimă, instalaţia de producere a energiei electrice care are atât grupuri generatoare sincrone, cât şi consumatori, inclusiv unităţile generatoare din centralele hidroelectrice cu acumulare prin pompare, trebuie să îşi poată deconecta consumul la scăderea frecvenţei. Cerinţa prevăzută la acest punct nu se aplică la alimentarea serviciilor proprii.
Tabelul 2C. Parametrii de răspuns în putere activă la abaterea de frecvenţă (a se vedea figura 5C)
| Parametri | Intervale | |
|---|---|---|
| Variaţia puterii active raportată la puterea maximă P1 !image Pmax | 1,5 - 10 % | |
| Zona de insensibilitate pentru răspunsul la abaterea de frecvenţă | !imagefi !image | 10 mHz |
| !image fi fn | 0,02 - 0,06 % | |
| Bandă moartă pentru răspunsul la abaterea de frecvenţă | 0 mHz | |
| Statism s 1 în funcţie de tipul centralei (hidro, termo, ciclu combinat etc.) | 2 - 12 % | |
Tabelul 3C. Parametrii pentru activarea integrală a puterii active ca răspuns la abaterea treaptă de frecvenţă (a se vedea figura 5C)
| Parametri | Intervale sau valori |
|---|---|
| Variaţia de putere activă mobilizată, raportată la puterea maximă (domeniul răspuns la variaţia de frecvenţă) !image P1 !image Pmax | 1,5 - 10 % |
| Pentru grupurile generatoare sincrone cu inerţie, întârzierea iniţială maximă admisibilă t1, cu excepţia cazului în care sunt admise de către OTS perioade mai lungi de activare, în baza dovezilor tehnice furnizate de gestionarul grupului generator sincron | 2 secunde |
| Valoarea maximă admisibilă a timpului de activare integrală t2 , cu excepţia cazului în care sunt admise de către OTS perioade mai lungi de activare din motive de stabilitate a sistemului | 30 de secunde |
Fig. 4C. Capacitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a grupurilor generatoare sincrone de categorie C în regim RFA în cazul în care zona de insensibilitate şi bandă moartă sunt zero.
unde: P este variaţia puterii active produsă de grupul generator sincron, Pref este referinţa de putere activă faţă de care se determină variaţia de putere activă P, f este abaterea frecvenţei în reţea, fn este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea.
P Pmax
Pmax
t 1
t2
t
P1
s
Fig. 5C. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă
unde: Pmax este puterea maximă faţă de care se stabileşte variaţia de putere activă mobilizată P;
P este variaţia de putere activă a grupului generator sincron. Grupul generator sincron trebuie să activeze o putere activă P până la punctul P1 în conformitate cu timpii t1 şi t2, valorile P1, t1 şi t2 fiind stabilite de OTS, în conformitate cu prevederile din tabelul 3C; t1 este întârzierea iniţială (timpul mort); t2 este durata până la activarea completă a puterii active.
Art. 45. (1) Monitorizarea în timp real a răspunsului automat al grupului generator sincron de categorie C la abaterile de frecvenţă trebuie să fie asigurată prin transmiterea în timp real şi în mod securizat de la o interfaţă a grupului generator sincron la centrul de dispecer al operatorului de reţea relevant, la cererea acestuia, cel puţin a următoarelor semnale:
i)semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă;
ii) puterea activă de referinţă (programată);
iii) valoarea reală a puterii active;
iv) banda moartă în răspunsul de putere - frecvenţă.
(2)i) Operatorul de reţea relevant stabileşte semnalele suplimentare care urmează să fie furnizate de către grupul generator sincron prin intermediul dispozitivelor de monitorizare şi înregistrare pentru verificarea performanţei furnizării răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă.
ii) Semnalele suplimentare sunt: frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnalele de stare şi comenzile poziţiei întreruptorului şi poziţiei separatoarelor.
iii) Gestionarul grupului generator sincron trebuie să asigure redundanţa transmiterii semnalelor prin două căi de comunicaţie independente, de regulă calea principală fiind asigurată prin suport de fibră optică.
iv) Gestionarul grupului generator sincron trebuie să asigure, după caz, prin măsurători în sistemele de reglaj locale, înregistrarea următorilor parametrii: presiunea, debitul şi temperatura aburului la intrarea în turbină, debitul de gaze, deschiderea aparatului director şi a palelor rotorului, deschiderea ventilelor de reglaj etc.
(3)Setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activă şi statismul se stabilesc prin dispoziţii de dispecer.
Art. 46. Grupurile generatoare sincrone de categorie C trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare, referitoare la:
(a) capacitatea de trecere peste defect, în cazul defectelor simetrice:
i)grupul generator sincron trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea, continuând să funcţioneze în mod stabil după un defect în reţea eliminat corect, în conformitate cu dependenţa tensiune-timp descrisă în figura 6C raportată la punctul de racordare/delimitare, după caz, şi descrisă de parametrii din tabelul 4C;
ii) diagrama de evoluţie a tensiunii în timp reprezintă o limită inferioară permisă a evoluţiei tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, la apariţia unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte de defect, în timpul defectului şi după defect;
iii) OTS stabileşte şi face publice condiţiile stabilite înainte şi după defect pentru capacitatea de trecere peste defect, în ceea ce priveşte:
–calculul puterii minime de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz;
–punctul de funcţionare al grupului generator sincron ca putere activă şi reactivă înainte de defect în punctul de racordare/delimitare după caz şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi
–calculul puterii minime de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz.
iv) la solicitarea unui gestionar de grup generator sincron, operatorul de reţea relevant furnizează condiţiile înainte şi după defect (ca valori relevante rezultate din cazuri tipice) care se iau în considerare pentru capacitatea de trecere peste defect ca rezultat al calculelor din punctul de racordare/delimitare, după caz, aşa cum se prevede la art. 46, lit. (a),pct. iii), privind:
–puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect în fiecare punct de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA;
–punctul de funcţionare al grupului generator sincron înainte de defect, exprimat prin puterea activă, puterea reactivă şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz ; şi
–puterea minimă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA.
v)grupul generator sincron trebuie să rămână conectat la reţea şi să continue să funcţioneze stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata unui defect simetric, având în vedere condiţiile existente înainte şi după defect prevăzute la art. 46, lit. (a), punctele iii) şi iv), depăşeşte limita inferioară prevăzută la art 46, lit. (a), punctul ii), cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect;
vi) cu luarea în considerare a cerinţelor prevăzute la punctul v), gestionarul grupului generator sincron stabileşte protecţia la tensiune minimă (fie capacitatea de trecere peste defect, fie tensiunea minimă definită la punctul de racordare/delimitare după caz) în conformitate cu domeniul maxim de tensiune aferent grupului generator sincron, cu excepţia cazului în care operatorul de reţea relevant solicită un domeniu de tensiune mai restrâns, în conformitate cu prevederile art. 48, lit. (b). Setările sunt justificate de gestionarul grupului generator sincron în conformitate cu acest principiu;
(b) capacitatea de trecere peste defect în cazul defectelor asimetrice trebuie să respecte prevederile art. 46, lit. (a), punctul i) pentru defecte simetrice;
(c) revenirea puterii active după eliminarea defectului;
(d) menţinerea funcţionării stabile în orice punct al diagramei de capacitate P-Q în cazul oscilaţiilor de putere;
(e) grupurile generatoare sincrone trebuie să rămână conectate la reţea fără a reduce puterea, atâta timp cât frecvenţa şi tensiunea se încadrează în limitele prevăzute în tabelul 1C, respectiv ± 10% Un;
(f) grupurile generatoare sincrone trebuie să rămână conectate la reţea în cazul acţiunii RAR monofazat sau trifazat pe liniile din reţeaua buclată la care sunt conectate. Detaliile tehnice specifice fac obiectul coordonării şi dispoziţiilor privind sistemele de protecţie şi setările convenite cu operatorul de reţea relevant.
Fig. 6C. Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect a unui grup generator sincron de categorie C
| Parametrii tensiunii [u.r.] | Parametrii de timp [secunde] | ||
|---|---|---|---|
| Uret | 0,3 | tclear | 0,25 |
| Uclear | 0.7 | trec1 | 0.25 |
| Urec1 | 0.7 | trec2 | 0,7 |
| Urec2 | 0,85 | trec3 | 1,5 |
Art. 47. (1) Grupurile generatoare sincrone de categorie C trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte restaurarea sistemului:
(a) trebuie să fie capabile să se reconecteze la reţea după o deconectare accidentală cauzată de un eveniment în reţea, în condiţiile definite de OTS;
(b) instalarea sistemelor de reconectare automată trebuie să fie supusă unei avizări prealabile atât la operatorul de reţea relevant, cât şi la OTS, în vederea specificării condiţiilor de reconectare automată.
(c) trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem :
i)capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem nu este obligatorie, dar poate fi solicitată de către OTS în etapa de racordare la reţea, în scopul asigurării siguranţei în funcţionare a sistemului;
ii) gestionarul unui grup generator sincron trebuie să răspundă la cererea OTS pentru o ofertă pentru furnizarea de capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem. OTS poate solicita furnizarea de capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem în cazul în care consideră că siguranţa în funcţionare a sistemului este în pericol din cauza lipsei de capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem în aria de control în care se află grupul generator sincron;
iii) un grup generator sincron cu capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să fie capabil să pornească din starea oprit, fără a utiliza nicio sursă externă de alimentare cu energie electrică, într-un interval de timp stabilit de către OTS, de regulă (15 - 30) minute de la momentul primirii dispoziţiei;
iv) un grup generator sincron cu capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să se poată sincroniza în domeniul de frecvenţă (47,5 - 51,5) Hz şi în domeniul de tensiune specificat de operatorul de reţea relevant de (0,85 - 1,1) Un;
v)un grup generator sincron cu capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să poată regla automat tensiunea, inclusiv variaţiile de tensiune care pot apărea în procesul de restaurare;
vi) un grup generator sincron cu capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie:
–să fie capabil să regleze puterea produsă în cazul conectărilor unor consumatori;
–să fie capabil să participe la variaţiile de frecvenţă atât la creşterea peste 50,2 Hz (în modul RFA-CR), cât şi la scăderea acesteia sub 49,8 Hz (în modul RFA-SC);
–să participe la stabilizarea frecvenţei în cazul creşterii sau scăderii frecvenţei în întreg domeniul de putere activă livrată, precum şi la funcţionarea pe servicii proprii (funcţionarea izolată pe servicii proprii);
–să poată funcţiona în paralel cu alte grupuri generatoare sincrone ce debitează în insulă;
–să regleze automat tensiunea în timpul restaurării sistemului în domeniul
±10 % Un.
(d) trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte capabilitatea de a funcţiona în regim de funcţionare insularizată:
i)trebuie să fie capabile să funcţioneze în regim de funcţionare insularizată sau să participe la operarea insulei dacă acest lucru este solicitat de operatorul de reţea relevant. Solicitarea este prevăzută în etapa emiterii ATR şi
–domeniul de frecvenţă la funcţionarea în regim insularizat este (47,5 - 51,5) Hz;
–domeniul de tensiune la funcţionarea în regim insularizat este Un ± 10 % pentru Un mai mici de 110 kV.
ii) trebuie să fie capabile să funcţioneze cu reglaj de frecvenţă activ în timpul funcţionării în regim insularizat. În cazul unui excedent de putere, grupurile generatoare sincrone trebuie să fie capabile să reducă puterea activă livrată din punctul de funcţionare anterior în orice nou punct de funcţionare al diagramei de capabilitate P-Q. În această privinţă, grupul generator sincron trebuie să fie capabil să reducă puterea activă până la limita posibilă din punct de vedere tehnic, dar cel puţin până la 55 % din capacitatea sa maximă (ceea ce corespunde unei reduceri de minim 45 % din capacitatea sa maximă);
iii) metoda de detectare a trecerii de la funcţionarea în sistem interconectat la funcţionarea în regim insularizat se stabileşte de comun acord între gestionarul grupului generator sincron şi operatorul de reţea relevant în coordonare cu OTS. Metoda de detectare poate fi activă sau pasivă şi nu trebuie să se bazeze exclusiv pe semnalele de poziţie a aparatajului de comutaţie din reţeaua operatorului de reţea relevant;
iv) trebuie să poate funcţiona în regim de răspuns limitat la variaţiile de frecvenţă la creştere (RFA-CR) şi la scădere (RFA-SC), în domeniile prevăzute în tabelul 1 C şi în funcţie de caracteristicile specifice ale punctului de racordare/delimitare, după caz.
(e) trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte capacitatea de resincronizare rapidă:
i)în cazul deconectării de la reţea, grupul generator sincron trebuie să se poată resincroniza rapid, de regulă în 15 minute, în conformitate cu planul de protecţii convenit cu operatorul de reţea relevant;
ii) după deconectarea de la reţea (sistem), un grup generator sincron cu un timp minim de resincronizare mai mare de 15 de minute, trebuie să treacă din orice punct de funcţionare a diagramei sale de capabilitate P-Q în funcţionare cu izolare pe servicii proprii. În acest caz, identificarea regimului de funcţionare cu izolare pe servicii proprii nu trebuie să se bazeze exclusiv pe semnalele de poziţie a aparatajului de comutaţie din punctul de racordare al grupului generator sincron;
iii) grupurile generatoare sincrone trebuie să fie capabile să funcţioneze continuu după izolarea pe servicii proprii şi să suporte variaţiile de putere ale serviciilor proprii. Durata minimă de funcţionare pe servicii proprii este stabilită de operatorul de reţea relevant în coordonare cu OTS şi este, de regulă, de cel puţin 1 oră, în funcţie de caracteristicile tehnologiei aferente sursei/agregatelor primare.
(2)cerinţele şi condiţiile pentru reconectarea automată prevăzute la alin. (a) şi (b) sunt aduse la cunoştinţa gestionarului grupului generator sincron în procesul de racordare la reţea.
Art. 48. Grupurile generatoare sincrone de categorie C trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe generale de operare referitoare la:
(a) schemele de control şi automatizare cu setările aferente:
i)schemele de control şi de automatizare, ca de exemplu RAV, RAT şi setările acestora, inclusiv parametrii de reglaj, necesare calculelor de stabilitate a reţelei şi analizei măsurilor de urgenţă, trebuie să fie transmise de către gestionarul grupului generator sincron la operatorul de reţea relevant, respectiv la OTS cu cel puţin 3 luni înainte de punerea sub tensiune pentru începerea perioadei de probă pentru a fi coordonate şi convenite între OTS, operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron;
ii) orice modificări ale schemelor de control şi automatizare şi ale setărilor aferente prevăzute la punctul (i), ale diverselor dispozitive de control ale grupului generator sincron trebuie să fie coordonate şi convenite între OTS, operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron, în special în cazul în care acestea se aplică în situaţiile prevăzute la punctul i).
(b) schemele de protecţie electrică şi setările aferente:
i)sistemele de protecţie necesare pentru grupul generator sincron şi pentru reţeaua electrică, precum şi setările relevante pentru grupul generator sincron trebuie să fie coordonate şi agreate de către operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron, în procesul de racordare. Sistemele de protecţie şi setările acestora pentru defectele electrice interne nu trebuie să
pericliteze performanţa grupului generator sincron. Sistemele de protecţie electrică trebuie să respecte cel puţin următoarele:
–sistemul de protecţii electrice trebuie să asigure protecţia împotriva defectelor interne grupului generator sincron şi să asigure protecţie de rezervă împotriva defectelor şi regimurilor anormale de funcţionare din reţeaua electrică unde este racordat acesta.
–sistemul de protecţii electrice trebuie să fie performant, cu fiabilitate ridicată şi organizat în grupe cu funcţionalitate redundantă; protecţiile trebuie să fie selective, sensibile, capabile să detecteze defecte interne şi externe, să fie separate fizic şi galvanic de la sursele de alimentare cu tensiune operativă, de la transformatoarele de măsură de tensiune şi curent şi până la dispozitivele de execuţie a comenzilor. Sistemul de protecţii electrice trebuie să fie prevăzut cu funcţii extinse de autotestare şi auto-diagnoză şi cu funcţii de înregistrare a evenimentelor şi de oscilografiere. Sistemul de protecţii electrice trebuie prevăzut cu interfeţe standard de comunicaţie pentru integrarea la un sistem local de achiziţie date, supraveghere şi control.
–sistemul de protecţii electrice poate fi organizat în două grupe de protecţii independente şi redundante, atât pentru grupul generator sincron, cât şi pentru racord, după caz.
–sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor interne trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin curenţii de scurtcircuit la grupul generator sincron, asimetria de curenţi, suprasarcinile electrice la stator şi rotor, pierderea excitaţiei grupului generator, tensiunea maximă/minimă la bornele grupului generator sincron, frecvenţa maximă/minimă la bornele grupului generator sincron.
–sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor externe, ca protecţii de rezervă, trebuie să fie capabil să sesizeze cel puţin scurtcircuitele simetrice şi asimetrice din reţeaua electrică unde este racordat grupul generator sincron, oscilaţiile de putere şi mersul asincron, asimetria de curenţi, trecerea în regim de motor, suprasarcinile electrice de curent şi de tensiune.
ii) protecţia electrică a grupului generator sincron are întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi securitatea personalului şi a publicului, precum şi de atenuarea oricărei avarii survenite la grupul generator sincron.
iii) operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron se coordonează şi convin ca sistemele de protecţie să asigure cel puţin protecţia la următoarele defecte, astfel:
–protecţiile grupului generator sincron, ale transformatorului ridicător de tensiune şi ale transformatorului de servicii proprii, asigurate de către gestionarul grupului generator sincron, pentru:
1.defecte interne ale grupului generator sincron, ale transformatorului ridicător de tensiune şi eventual ale transformatorului de servicii proprii (scurtcircuite sau puneri la pământ);
2.defecte interne ale transformatorului ridicător de tensiune;
3.scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse;
4.scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă;
5.tensiune maximă şi minimă la bornele grupului generator;
–protecţii asigurate de gestionarul grupului generator sincron şi /sau operatorul de reţea relevant, după caz, pentru:
1.scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse;
2.tensiune maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz;
3.frecvenţă maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz;
4.scurtcircuite sau puneri la pământ în reţea, ca protecţie de rezervă;
iv) modificările schemelor de protecţie necesare pentru grupul generator sincron şi pentru reţeaua electrică şi ale setărilor relevante pentru elementele de generare se convin în prealabil între operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generatorul sincron;
(c) dispozitivele de protecţie şi control, care se organizează de către gestionarul grupului generator sincron a în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităţilor:
i)protecţia reţelei electrice şi a grupului generator sincron;
ii) reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active);
iii) restricţii de putere;
iv) limitarea rampelor de variaţie a puterii.
(d) schimbul de informaţii:
i)sistemele de protecţie/control şi de automatizare ale grupurilor generatoare sincrone trebuie să fie capabile să schimbe informaţii în timp real sau periodic cu operatorul de reţea relevant sau în cadrul unei agregări de unităţi, cu marcarea timpului. În cazul agregărilor, respectând funcţiile convenite a fi
agregate, informaţiile schimbate se aduc la cunoştinţa operatorului de reţea relevant şi OTS;
ii) operatorul de reţea relevant, în coordonare cu OTS, stabileşte conţinutul schimburilor de informaţii, inclusiv o listă exactă a datelor care trebuie furnizate OTS de către operatorul de reţea relevant şi de către gestionarul grupului generator sincron. Datele transmise în timp real sunt: puterea activă, puterea reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnalele de stare şi comenzile privind poziţia întreruptorului şi poziţia separatoarelor. Gestionarul grupului generator sincron asigură redundanţa transmiterii semnalelor prin două căi de comunicaţie independente; de regulă, calea principală este asigurată prin suport de fibră optică.
(e) posibilitatea grupului generator sincron să se deconecteze de la reţea în mod automat la pierderea stabilităţii în funcţionare. Criteriile de deconectare, de tipul detectarea mersului asincron, pierderea excitaţiei, regimului de motor, protecţia împotriva asimetriei de curent, a întreruperii unei faze şi timpul critic de deconectare, se convin între gestionarul grupului generator sincron, operatorul de reţea relevant şi OTS.
(f) dispozitivele de măsură şi control:
i)grupurile generatoare sincrone trebuie să fie dotate cu dispozitive care să asigure înregistrarea defectelor şi monitorizarea comportamentului dinamic în sistem, acestea fiind de regulă osciloperturbografe sau echipamente care pot înlocui funcţiile asigurate de osciloperturbografe. Aceste dispozitive trebuie să asigure înregistrarea următorilor parametri:
1.tensiunile pe toate cele trei faze;
2.curentul pe fiecare fază;
3.puterea activă pe toate cele trei faze;
4.puterea reactivă pe toate cele trei faze;
5.frecvenţa.
Operatorul de reţea relevant are dreptul să stabilească performanţele parametrilor puşi la dispoziţie prin intermediul dispozitivelor menţionate anterior, cu condiţia convenirii prealabile a acestora cu gestionarul grupului generator sincron.
ii) setările echipamentului de înregistrare a defectelor, inclusiv criteriile de pornire a înregistrării şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul grupului generator sincron şi operatorul de reţea relevant la
momentul PIF şi se consemnează prin dispoziţii scrise. Acestea cuprind şi un criteriu de detectare a oscilaţiilor, stabilit de OTS.
iii) operatorul de reţea relevant, OTS şi gestionarul grupului generator sincron stabilesc de comun acord necesitatea includerii unui criteriu de detectare a oscilaţiilor pentru monitorizarea comportamentului dinamic al sistemului, stabilit de OTS cu scopul de a detecta oscilaţiile cu amortizare insuficientă (neamortizate);
iv) sistemul de monitorizare a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să permită accesul la informaţii al gestionarului grupului generator sincron şi al operatorului de reţea relevant. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionarul grupului generator sincron, operatorul de reţea relevant şi OTS înainte de alegerea echipamentelor pentru monitorizare.
(g) modelele de simulare a funcţionării grupului sincron:
i)la solicitarea operatorului de reţea relevant sau a OTS, gestionarul grupului generator sincron trebuie să furnizeze modele de simulare a funcţionării grupului generator sincron, care să reflecte comportamentul grupului generator sincron atât în regim staţionar, cât şi dinamic (inclusiv pentru fenomene electromagnetice tranzitorii, dacă este solicitat). Modelele furnizate trebuie să fie validate de rezultatele testelor de conformitate. Gestionarul grupului generator sincron transmite operatorului de reţea relevant sau OTS rezultatele testelor de tip pentru grupul generator sincron sau pentru motoarele termice ce antrenează grupurile generatoare sincrone, dovedite prin certificate de verificare recunoscute pe plan european, realizate de un organism de certificare autorizat;
ii) modelele furnizate de gestionarul grupului generator sincron trebuie să conţină următoarele sub-modele, în funcţie de componentele individuale):
–grup generator şi agregat primar;
–reglajul vitezei şi al puterii active;
–reglajul tensiunii, inclusiv, dacă este cazul, funcţia de stabilizator de putere (PSS) şi sistemul de reglaj al excitaţiei;
–modelele protecţiilor grupului generator sincron, aşa cum au fost convenite între operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron.
iii) la solicitarea operatorului de reţea relevant, prevăzută la punctul i), OTS specifică:
–formatul în care urmează să fie furnizate modelele de simulare, inclusiv programul de calcul utilizat;
–documentaţia privind structura unui model matematic şi schema electrică;
–estimarea puterii minime şi maxime de scurtcircuit în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA, ca echivalent de reţea.
iv) gestionarul grupului generator sincron furnizează operatorului de reţea relevant, la cerere, înregistrări ale performanţelor grupului generator sincron. Operatorul de reţea relevant sau OTS poate face o astfel de solicitare, în vederea comparării răspunsului modelelor şi simulărilor pe model realizate cu înregistrările reale de funcţionare.
(h) montarea de dispozitive pentru operarea sistemului şi a dispozitivelor pentru siguranţa în funcţionare a sistemului, în cazul în care operatorul de reţea relevant sau OTS consideră că la un grup generator sincron este necesar să se instaleze dispozitive suplimentare (de exemplu închiderea rapidă a ventilelor de reglaj) pentru a menţine sau restabili funcţionarea acestuia sau siguranţa în funcţionare a sistemului. Operatorul de reţea relevant şi gestionarul generatorului sincron împreună cu OTS analizează şi convin asupra soluţiei adecvate;
(i)limitele minime şi maxime pentru viteza de variaţie a puterii active (limitele rampelor) în ambele direcţii, la creştere şi la scădere, stabilite pentru grupul generator sincron de către operatorul de reţea relevant , în coordonare cu OTS, luând în considerare caracteristicile sursei primare. De regulă această viteză de variaţie este în gama (1 - 20) % Pmax/min, egală în ambele direcţii;
(j) legarea la pământ a punctului neutru pe partea spre reţea a transformatoarelor ridicătoare de tensiune trebuie să respecte specificaţiile operatorului de reţea relevant.
Art. 49. Grupurile generatoare sincrone de categorie C trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune:
(a) trebuie să fie prevăzute cu un sistem de reglaj automat al excitaţiei (RAT), capabil să regleze în mod continuu tensiunea la bornele grupului generator sincron la orice valoare de referinţă din domeniul de funcţionare.
(b) trebuie să fie capabile să se deconecteze automat atunci când tensiunea la punctul de racodare/delimitare, după caz, depăşeşte nivelurile specificate de operatorul de reţea relevant în limitele (0,85 - 1,1)Un. Cerinţele şi setările pentru deconectarea automată a grupurilor generatoare sincrone se stabilesc de către operatorul de reţea relevant în coordonare cu OTS.
(c) trebuie să fie capabile să furnizeze putere reactivă suplimentară, stabilită de operatorul de reţea relevant, care trebuie furnizată dacă punctul de racordare/delimitare, după caz, al grupului generator sincron nu se află nici la bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune, nici la
bornele grupului generator în cazul în care nu există un transformator ridicător de tensiune. Puterea reactivă suplimentară trebuie să compenseze puterea reactivă a liniei sau cablului de înaltă tensiune situată/situat între bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune al grupului generatorul sincron sau bornele grupului generator sincron, în cazul în care nu există un transformator ridicător de tensiune, şi punctul de racordare/delimitare după caz. Puterea reactivă suplimentară trebuie să fie asigurată printr-un echipament dedicat pus la dispoziţie de către gestionarul grupului generator sincron. Această putere reactivă suplimentară este stabilită printr-un studiu de compensare a puterii reactive în punctul de racordare/delimitare, după caz.
(d) să fie capabile să producă putere reactivă la capacitate maximă, cu respectarea următoarelor cerinţe:
i)gestionarul grupului generator sincron trebuie să prezinte un contur al diagramei U-Q/Pmax, care poate lua orice formă, în limitele căruia grupul generator sincron este capabil să furnizeze/absoarbă putere reactivă la variaţii de tensiune şi la funcţionare la capacitate maximă; conturul trebuie analizat şi aprobat de OTS în consultare cu operatorul de reţea relevant.
ii) diagrama U-Q/Pmax este stabilită de operatorul de reţea relevant în colaborare cu OTS, în conformitate cu următoarele principii:
–conturul U-Q/Pmax nu depăşeşte conturul diagramei U-Q/Pmax, reprezentat de conturul interior din figura 7C;
–dimensiunile conturului diagramei U-Q/Pmax (intervalul Q/Pmax şi domeniul de tensiune) se încadrează în valorile maxime stabilite în tabelul 5C;
–poziţionarea diagramei U-Q/Pmax se încadrează în conturul exterior fix din figura 7C; şi
–diagrama U-Q/Pmax stabilită pentru grupul generator sincron poate avea orice formă, luând în considerare posibilele costuri de realizare a capacităţii de producere a puterii reactive la scăderi de tensiune şi de absorbţie de putere reactivă la creşteri de tensiune.
iii) cerinţa privind capacitatea de furnizare a puterii reactive se aplică raportat la punctul de racordare/delimitare, după caz. Pentru formele conturului altele decât cele dreptunghiulare, domeniul de tensiune reprezintă valorile limită cele mai mari şi cele mai mici. Prin urmare, nu se preconizează ca întregul interval de putere reactivă să fie disponibil în domeniul de tensiune în regim permanent;
iv) grupurile generatoare sincrone trebuie să îşi poată modifica punctul de funcţionare în orice punct al diagramei U-Q/Pmax, în intervale de timp
corespunzătoare atingerii referinţei solicitate de operatorul de reţea relevant, de regulă în intervalul (1 - 20) % Pmax/minut pentru variaţia puterii active şi până la 10% din puterea reactivă maximă din diagrama P-Q, pe minut.
(e) atunci când funcţionează la o putere activă sub puterea maximă (P < Pmax), grupul generator sincron de categorie C trebuie să fie capabil să funcţioneze în orice punct al diagramei de capabilitate P-Q, cel puţin până la puterea minimă de funcţionare stabilă. Chiar şi la o putere activă redusă, furnizarea de putere reactivă în punctul de racordare/delimitare, după caz, trebuie să corespundă în totalitate diagramei P- Q, ţinând cont, dacă este cazul, de mijloacele de compensare auxiliare şi de pierderile de putere activă şi reactivă ale transformatorului ridicător de tensiune.
Fig. 7C Diagrama U-Q/Pmax a unui grup generator sincron
Figura 7C reprezintă limitele diagramei U-Q/Pmax ca dependenţă între tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată ca raportul dintre valoarea reală şi valoarea de referinţă a tensiunii, exprimat în unităţi relative, şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi capacitatea maximă (Pmax). Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei sunt orientative.
Tabelul 5C: Parametrii pentru înfăşurătoarea interioară din figura 7C
| Intervalul maxim de Q/Pmax | Domeniul maxim al nivelului de tensiune în regim permanent (u.r) |
| 0,95 | 0,200 |
Art. 50. (1) Gestionarul grupului generator sincron de categorie C trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare, prevăzute la art. 46 către operatorul de reţea relevant.
(2)Grupul generator sincron de categorie C se integrează în sistemul DMS-SCADA al operatorului de reţea relevant şi asigură cel puţin schimbul de semnale: puterea activă, puterea reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, consemne pentru puterea activă şi puterea reactivă, semnale de stare şi comenzi pentru poziţia întreruptorului şi pentru poziţia separatoarelor.
(3)Gestionarul grupului generator sincron de categorie C asigură redundanţa transmiterii semnalelor prin două căi de comunicaţie independente. De regulă, calea principală este asigurată prin suport de fibră optică.
Art. 51. Gestionarul grupului generator sincron de categorie C are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul DMS-SCADA al operatorului de reţea relevant, la caracteristicile solicitate de acesta.
Art. 52. În situaţia racordării mai multor grupuri generatoare sincrone în acelaşi nod electric (bară), pentru care suma puterii instalate a tuturor surselor de producere a energiei electrice depăşeşte puterea maximă aferentă categoriei C, acestea trebuie să asigure, în comun, reglajul tensiunii în punctul de racordare/delimitare, după caz.
Art. 53. Grupurile generatoare sincrone de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă:
(a) grupul generator sincron trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp specificate în tabelul 1D;
(b) grupul generator sincron trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la o viteză de variaţie a frecvenţei de 1 Hz/sec .
Tabelul 1D. Durata minimă de timp în care un grup generator sincron de categorie D trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală
| Domeniul de frecvenţe | Perioada de funcţionare |
|---|---|
| 47,5 Hz - 49,0 Hz | 30 minute |
| 49,0 Hz - 51,0 Hz | Nelimitată |
| 51,0 Hz - 51,5 Hz | 30 de minute |
Art. 54. Grupurile generatoare sincrone de categorie D trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel:
(a) la creşterile de frecvenţă, grupul generator sincron trebuie să scadă puterea activă produsă, corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1D şi cu următorii parametrii:
i)pragul de frecvenţă de la care grupul generator sincron asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz;
ii) valoarea statismului setat se situează între 2 % şi 12 %, este stabilită la punerea în funcţiune a grupului generator sincron şi poate fi modificată de operatorul de reţea relevant prin dispoziţii de dispecer.
iii) grupul generator sincron trebuie să fie capabil să scadă puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă cu o întârziere iniţială (denumită timp mort şi notată t1 în figura 5D), cât mai mică. În cazul în care această întârziere este mai mare de două secunde, gestionarul grupului generator sincron justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS.
(b) la atingerea puterii corespunzătoare nivelului minim de reglaj, grupul generator sincron trebuie să fie capabil să:
i)funcţioneze în continuare la acest nivel;sau
ii) reducă în continuare puterea activă produsă, conform dispoziţiei de dispecer şi în conformitate cu caracteristicile funcţionale ale grupurilor generatoare sincrone de acelaşi tip.
(c) grupul generator sincron trebuie să fie stabil pe durata funcţionării în modul RFA- CR, la creşteri ale frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA-CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active.
Fig. 1D. Capacitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-CR pentru grupurile generatoare sincrone de categorie D
unde: L1P este variaţia puterii active produse de grupul generator sincron, Pref este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte L1P; L1f este abaterea frecvenţei în reţea; fneste frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde L1f este mai mare de +200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz) grupul generator sincron trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s2.
Art. 55. Grupul generator sincron de categorie D trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, cu excepţia cazului în care grupurile generatoare sincrone care intră în componenţa centralei răspund la creşterile de frecvenţă sau au reduceri acceptabile de putere activă la scăderea frecvenţei, în conformitate cu prevederile articolelor 54 şi 56.
Art. 56. OTS stabileşte reducerea de putere activă produsă de grupul generator sincron de categorie D faţă de puterea activă maximă produsă, ca urmare a scăderii frecvenţei, în limitele admisibile prezentate în figura 2D, astfel:
(a) la scăderea frecvenţei sub 49 Hz se admite reducerea puterii maxime în procent egal cu 2 % din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei punctate;
(b) se admite o reducere a puterii active maxime la scăderea frecvenţei sub 49,5 Hz, cu un procent egal cu 10 % din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de
reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei continue.
Fi . 2D. Limi ele admisi
ile ale red
cerii de putere stabilite de OTS î frecvenţei
cazul scăderii
Art. 57. (1) Reducerea admisibilă de putere activă faţă de puterea activă maximă produsă, în
cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabile te:
(a) în con
iţii de mediu standard corespunzătoare temperaturii de 20 grade C
lsius.
(b) în funcţie de capabilitatea tehnică a grupurilor generatoare sincrone.
(2)Gestionarul grup
lui generator sincron
transmite
operatorului de reţea
relevant
diagrama de depende
ţă a puterii active de temperatură şi datele tehnice ref
ritoare la
capabilitatea tehnică a grupului generator sincron prevăzute în Anexa nr. 4.
(3)Datele
prevăzute
la alin. (2) se transmit în etap
de studiu
de soluţie
aferentă
procesului de racordare.
(1)Siste
ul de reglaj al puterii active al grupului g
nerator sincron de categorie D
trebuie să permită
modificar
a referinţ
i de putere activă
în conformitate cu
dispoziţii e date gestionarului grupului generator sincron de către operatorul de reţea relevant sau OTS.
(2)Timpul de atingere a referinţei de pu ere activă sau viteza de variaţie a puterii active la modificarea referinţei se încadrează în domeniul (2 - 10) % Pmax /min în
funcţie de tehnologie, timpul mort (timpul scurs până la mişcarea motorului primar) este de 2 secunde şi toleranţa de realizare a referinţei este de 1% Pmax.
Art. 59. În cazul în care echipamentele automate de reglaj la distanţă sunt indisponibile, se permite reglajul local.
Art. 60. Grupurile generatoare sincrone de categorie D trebuie să asigure răspunsul limitat la abaterile de frecvenţă în cazul scăderii frecvenţei (RFA-SC) astfel:
(a) trebuie să poată mobiliza puterea activă ca răspuns la scăderea frecvenţei sub un prag de frecvenţă de 49,8 Hz şi cu un statism stabilit de OTS pentru fiecare grup generator sincron la PIF sau prin dispoziţii de dispecer în limitele (2 - 12) %, în conformitate cu figura 3D;
(b) furnizarea puterii active ca răspuns la scăderea frecvenţei (în modul RFA-SC), trebuie să ţină seama, după caz, de:
i)diagrama dependenţei puterii active produse de condiţiile de mediu;
ii) cerinţele de funcţionare ale grupului generator sincron, în special limitările privind funcţionarea în apropierea puterii active maxime în cazul unei frecvenţe scăzute şi impactul condiţiilor externe de funcţionare în conformitate cu art. 56 şi art. 57.
(c) activarea răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă nu trebuie să fie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea, denumită timp mort şi notată cu t1 în figura 5D este mai mare de două secunde, gestionarul grupului generator sincron trebuie să justifice această întârziere OTS;
(d) la funcţionarea în modul RFA-SC, grupul generator sincron trebuie să asigure o creştere de putere activă până la puterea maximă;
(e) grupul generator sincron trebuie să funcţioneze stabil în timpul modului RFA-SC pe durata unor frecvenţe mai mici de 49,8 Hz.
Fig. 3D. Capacitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-
SC a grupurilor generatoare sincrone de categorie D
unde: L1P este variaţia puterii active produse de grupul generator sincron; Pref este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte L1P; L1f este abaterea frecvenţei în reţea; fneste frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. În cazul scăderilor de frecvenţă sub 49,8 Hz, unde L1f este mai mic -
200 mHz, grupul generator sincron trebuie să crească puterea activă în conformitate cu statismul s2.
Art. 61. În cazul în care modul RFA este activ, grupul generator sincron de categorie D trebuie să îndeplinească în mod cumulativ, suplimentar cerinţelor prevăzute la art. 60 conform figurii 4D, următoarele cerinţe:
(a) să furnizeze RFA, în conformitate cu parametrii stabiliţi de către OTS (în domeniile de valori menţionate în tabelul 2D), astfel:
i)în cazul creşterii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la nivelul minim de reglare a puterii active;
ii) în cazul scăderii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la puterea activă maximă disponibilă;
iii) furnizarea efectivă a răspunsului în putere activă la abaterea de frecvenţă depinde de condiţiile externe şi de funcţionare ale grupului generator sincron în momentul mobilizării puterii active, în particular de limitările date de funcţionarea acestuia în apropierea puterii maxime.
(b) să poată modifica banda moartă de frecvenţă şi statismul la dispoziţia operatorului de reţea relevant;
(c) în cazul variaţiei treaptă a frecvenţei, să fie capabil să activeze integral puterea activă necesară ca răspuns la abaterea de frecvenţă, la sau peste linia din figura 5D, în conformitate cu parametrii prevăzuţi în tabelul 3D şi anume: cu un timp mort (t1) de 2 secunde şi un timp de activare de maxim 30 secunde (t2);
(d) durata de activare a puterii active ca răspuns la abaterile de frecvenţă (timpul mort) să nu fie mai mare de 2 secunde şi să nu fie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea la activarea iniţială a puterii active este mai mare de două secunde, gestionarul grupului generator sincron furnizează dovezi tehnice care să demonstreze motivele pentru care este necesară o perioadă mai lungă de timp;
(e) trebuie să aibă capabilitatea de a furniza puterea activă corespunzător abaterii de frecvenţă pe o durată de 30 de minute;
(f) reglajul puterii active nu trebuie să aibă niciun impact negativ asupra răspunsului la abaterile de frecvenţă.
(g) în cazul participării la procesul de restabilire a frecvenţei la valoarea de referinţă sau/şi a puterilor de schimb la valorile programate, grupul generator sincron trebuie să asigure funcţii specifice pentru realizarea acestor servicii, stabilite prin proceduri elaborate de OTS;
(h) în ceea ce priveşte deconectarea pe criteriul de frecvenţă minimă, instalaţia de producere a energiei electrice care are atât grupuri generatoare sincrone, cât şi consumatori, inclusiv unităţile generatoare din centralele hidroelectrice cu acumulare prin pompare, trebuie să îşi poată deconecta consumul la scăderea frecvenţei. Cerinţa prevăzută la acest punct nu se aplică la alimentarea serviciilor proprii.
Tabelul 2D. Parametrii de răspuns în putere activă la abaterea de frecvenţă (a se vedea figura 5D)
| Parametri | Intervale | |
|---|---|---|
| Variaţia puterii active raportată la puterea maximă P1 !image Pmax | 1,5 - 10 % | |
| Zona de insensibilitate pentru răspunsul la abaterea de frecvenţă | !imagefi !image | 10 mHz |
| !image fi fn | 0,02 - 0,06 % | |
| Bandă moartă pentru răspunsul la abaterea de frecvenţă | 0 mHz | |
| Statism s1 în funcţie de tipul centralei (hidro, termo, ciclu combinat, etc.) | 2 - 12 % | |
Fig. 4D. Capacitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a grupurilor generatoare sincrone în regim RFA în cazul în care zona de insensibilitate şi bandă moartă sunt zero.
unde: Pref este referinţa de putere activă faţă de care determină variaţia de putere activă P; P este variaţia puterii active produsă de grupul generator sincron. fn este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea şi f este abaterea frecvenţei în reţea.
P Pmax
Pmax
t 1
t2
t
P1
s
Fig. 5D. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă
unde: Pmax este puterea maximă faţă de care se stabileşte variaţia de putere activă mobilizată
P; P este variaţia de putere activă a grupului generator sincron. Grupul generator sincron
trebuie să activeze o putere activă P până la punctul P1 în conformitate cu timpii t1 şi t2, valorile P1, t1 şi t2 fiind stabilite de OTS în conformitate cu prevederile din tabelul 3D; t1 este întârzierea iniţială (timpul mort); t2 este durata până la activarea completă a puterii active.
Tabelul 3D. Parametrii pentru activarea integrală a puterii active ca răspuns la abaterea treaptă de frecvenţă (explicaţie pentru figura 5D)
| Parametri | Intervale sau valori |
|---|---|
| Variaţia de putere activă mobilizată raportată la puterea maximă (domeniul răspuns la variatia de frecvenţă) P1 !image Pmax | 1,5 - 10 % |
| Pentru grupurile generatoare sincrone cu inerţie, întârzierea iniţială maximă admisibilă t1, cu excepţia cazului în care sunt admise de către OTS perioade mai lungi de activare, în baza dovezilor tehnice furnizate de gestionarul grupului generator sincron | 2 secunde |
| Valoarea maximă admisibilă a timpului de activare integrală t2 , cu excepţia cazului în care sunt admise de către OTS perioade mai lungi de activare, din motive de stabilitate a sistemului | 30 de secunde |
Art. 62. (1) Monitorizarea în timp real a răspunsului automat al grupului generator sincron de categorie D la abaterile de frecvenţă trebuie să fie asigurată prin transmiterea în timp real şi în mod securizat de la o interfaţă a grupului generator sincron la centrul de dispecer al operatorului de reţea relevant, la cererea acestuia, cel puţin a următoarelor semnale:
i)semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă;
ii) puterea activă de referinţă (programată);
iii) valoarea reală a puterii active;
iv) banda moartă în răspunsul de putere - frecvenţă.
(2)i) Operatorul de reţea relevant stabileşte semnalele suplimentare care urmează să fie furnizate de către grupul generator sincron prin intermediul dispozitivelor de monitorizare şi înregistrare pentru verificarea performanţei furnizării răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă.
ii) Semnalele suplimentare sunt: frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnale de stare şi comenzile poziţiei întreruptorului şi poziţiei separatoarelor.
iii) Gestionarul grupului generator sincron trebuie să asigure redundanţa transmiterii semnalelor prin două căi de comunicaţie independente, de regulă calea principală fiind asigurată prin suport de fibră optică.
iv) Gestionarul grupului generator sincron trebuie să asigure, după caz, prin măsurători în sistemele de reglaj locale, înregistrarea următorilor parametri: presiunea, debitul şi temperatura aburului la intrarea în turbină, debitul de gaze, deschiderea aparatului director şi a palelor rotorului, deschiderea ventilelor de reglaj etc.
(3)Setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activă şi statismul se stabilesc prin dispoziţii de dispecer.
Art. 63. Grupurile generatoare sincrone de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare, referitoare la:
(a) capacitatea de trecere peste defect în cazul defectelor simetrice:
i)grupul generator sincron trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea, continuând să funcţioneze în mod stabil după un defect în reţea eliminat corect, în conformitate cu dependenţa tensiune-timp descrisă în figura 6D raportată la punctul de racordare/delimitare, după caz, şi descrisă de parametrii din tabelul 4D;
ii) diagrama de evoluţie a tensiunii în timp reprezintă o limită inferioară permisă a evoluţiei tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, la apariţia unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte de defect, în timpul defectului şi după defect;
iii) OTS stabileşte şi face publice condiţiile stabilite înainte şi după defect pentru capacitatea de trecere peste defect, în ceea ce priveşte:
–calculul puterii minime de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz;
–punctul de funcţionare al grupului generator sincron ca putere activă şi reactivă înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare. după caz; şi
–calculul puterii minime de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz.
iv) la solicitarea unui gestionar de grup generator sincron, operatorul de reţea relevant furnizează condiţiile înainte şi după defect (ca valori relevante rezultate din cazuri tipice) care se iau în considerare pentru capacitatea de trecere peste defect, ca rezultat al calculelor din punctul de racordare/delimitare, după caz, conform dispoziţiilor art. 62, lit. (a), pct.iii), privind:
–puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect în fiecare punct de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA;
–punctul de funcţionare a grupului generator sincron înainte de defect, exprimat prin puterea activă, puterea reactivă şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi
–puterea minimă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA.
Fig. 6D. Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect a unui grup generator sincron de categorie D
| Parametrii tensiunii [u.r.] | Parametrii de timp [secunde] | ||
|---|---|---|---|
| Uret: | 0 | tclear: | 0,25 |
| Uclear: | 0,25 | trec1: | 0.45 |
| Urec1: | 0,7 | trec2: | 0,7 |
| Urec2: | 0,85 | trec3: | 1,5 |
v)grupul generator sincron trebuie să rămână conectat la reţea şi să continue să funcţioneze stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata unui defect simetric, având în vedere condiţiile existente înainte şi după defect prevăzute la art. 63 lit..(a), punctele iii) şi iv), depăşeşte limita inferioară prevăzută la art. 63 lit. (a), punctul ii), cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect;
vi) cu luarea în considerare a condiţiilor prevăzute la punctul v), gestionarul grupului generator sincron stabileşte protecţia la tensiune minimă (fie capacitatea de trecere peste defect, fie tensiunea minimă definită la punctul de racordare/delimitare, după caz) în conformitate cu domeniul maxim de tensiune aferent grupului generator sincron, cu excepţia cazului în care operatorul de reţea relevant solicită un domeniu de tensiune mai restrâns, în conformitate cu prevederile art. 68 lit. (f). Setările sunt justificate de gestionarul grupului generator sincron în conformitate cu prevederile pct. vi);
(b) capacitatea de trecere peste defect în cazul defectelor asimetrice trebuie să respecte prevederile art. 63 lit. (a) punctul i) pentru defecte simetrice;
(c) revenirea puterii active după eliminarea defectului;
(d) menţinerea funcţionării stabile în orice punct al diagramei de capacitate P-Q în cazul oscilaţiilor de putere;
(e) grupurile generatoare sincrone trebuie să rămână conectate la reţea fără a reduce puterea, atâta timp cât frecvenţa şi tensiunea se încadrează în limitele prevăzute în tabelul 1D respectiv ± 10% Un;
(f) grupurile generatoare sincrone trebuie să rămână conectate la reţea în cazul acţiunii RAR monofazat sau trifazat pe liniile din reţeaua buclată la care sunt conectate. Detaliile tehnice specifice fac obiectul coordonării şi dispoziţiilor privind sistemele de protecţie şi setările convenite cu operatorul de reţea relevant.
Art. 64. (1) Grupurile generatoare sincrone de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte restaurarea sistemului:
(a) trebuie să fie capabile să se reconecteze la reţea după o deconectare accidentală cauzată de un eveniment în reţea, în condiţiile definite de OTS;
(b) instalarea sistemelor de reconectare automată trebuie să fie supusă unei avizări prealabile atât la operatorul de reţea relevant, cât şi la OTS, în vederea specificării cerinţelor de reconectare automată.
(c) trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem:
i)capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem nu este obligatorie, dar poate fi solicitată de către OTS în etapa de racordare la reţea, în scopul asigurării siguranţei în funcţionare a sistemului;
ii) gestionarul unui grup generator sincron trebuie să răspundă la cererea OTS pentru o ofertă pentru furnizarea de capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem. OTS poate solicita furnizarea de capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem în cazul în care consideră că siguranţa în funcţionare a sistemului este în pericol din cauza lipsei de capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem în aria de control în care se află grupul generator sincron;
iii) un grup generator sincron cu capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să fie capabil să pornească din starea oprit fără a utiliza nicio sursă externă de alimentare cu energie electrică, într-un interval de timp stabilit de către OTS, de regulă (15 - 30) minute de la momentul primirii dispoziţiei;
iv) un grup generator sincron cu capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să se poată sincroniza în domeniul de frecvenţă (47,5 - 51,5) Hz şi în domeniul de tensiune specificat de operatorul de reţea relevant de (0,85 - 1,1) Un;
v)un grup generator sincron cu capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să poată regla automat tensiunea, inclusiv variaţiile de tensiune care pot apărea în procesul de restaurare;
vi) un grup generator sincron cu capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie:
–să fie capabil să regleze puterea produsă în cazul conectărilor de consumatori;
–să fie capabil să participe la variaţiile de frecvenţă atât la creşterea peste 50,2 Hz (în modul RFA-CR), cât şi la scăderea acesteia sub 49,8 Hz (în modul RFA-SC);
–să participe la stabilizarea frecvenţei în cazul creşterii sau scăderii frecvenţei în întreg domeniul de putere activă livrată, precum şi la funcţionarea pe servicii proprii (funcţionarea izolată pe servicii proprii);
–să poată funcţiona în paralel cu alte grupuri generatoare sincrone ce debitează în insulă;
–să regleze automat tensiunea în timpul restaurării sistemului, în domeniul
±10 % Un.
(d) trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte capabilitatea de a funcţiona în regim de funcţionare insularizată:
i)la separarea de SEN, grupurile generatoare sincrone trebuie să fie capabile să treacă în regim izolat (pe servicii proprii) din orice punct de funcţionare al diagramei P-Q şi să funcţioneze cu alimentarea serviciilor proprii cel puţin 1 oră, în vederea participării la restaurarea SEN. La trecerea în funcţionare în cerinţe de insularizare, grupurile generatoare sincrone trebuie să fie capabile să funcţioneze peste valoarea puterii minime stabile şi să regleze tensiunea şi frecvenţa în domeniul normat (conform datelor din tabelul 1D şi tabelul 6D), pentru o durată de cel puţin 3 ore, până la resincronizarea la SEN.
ii) trebuie să fie capabile să funcţioneze în regim de funcţionare insularizată sau să participe la operarea insulei dacă acest lucru este solicitat de operatorul de reţea relevant. Solicitarea este prevăzută în etapa emiterii ATR şi
–domeniul de frecvenţă la funcţionarea în regim insularizat este de (47,5 - 51,5) Hz;
–domeniul de tensiune la funcţionarea în regim insularizat este:
► Un ± 10% pentru tensiuni nominale ale reţelei electrice mai mici de 110 kV;
► conform tabelului 6D, pentru tensiuni nominale ale reţelei electrice mai mari de 110 kV.
iii) trebuie să fie capabile să funcţioneze cu reglaj de frecvenţă activ în timpul funcţionării în regim insularizat. În cazul unui excedent de putere, grupurile generatoare sincrone trebuie să fie capabile să reducă puterea activă livrată din punctul de funcţionare anterior în orice nou punct de funcţionare al diagramei de capabilitate-P-Q. În această privinţă, grupul generator sincron trebuie să fie capabil să reducă puterea activă până la limita posibilă din punct de vedere tehnic, dar cel puţin până la 55 % din capacitatea sa maximă (ceea ce corespunde unei reduceri de minim 45 % din capacitatea sa maximă);
iv) metoda de detectare a trecerii de la funcţionarea în sistem interconectat la funcţionarea în regim insularizat se stabileşte de comun acord între gestionarul grupului generator sincron şi operatorul de reţea relevant în coordonare cu OTS. Metoda de detectare poate fi activă sau pasivă şi nu
trebuie să se bazeze exclusiv pe semnalele de poziţie ale aparatajului de comutaţie ale operatorului de reţea relevant;
v)trebuie să poate funcţiona în regim de răspuns limitat la variaţiile de frecvenţă la creştere (RFA-CR) şi la scădere (RFA-SC), în domeniile prevăzute în tabelul 1 D, tabelul 6D/7D şi în funcţie de caracteristicile specifice ale punctului de racordare/delimitare, după caz.
(e) trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte capacitatea de resincronizare rapidă:
i)în cazul deconectării de la reţea, grupul generator sincron trebuie să se poată resincroniza rapid, de regulă în 15 minute, în conformitate cu planul de protecţii convenit cu operatorul de reţea relevant;
ii) după deconectarea de la reţea (sistem), un grup generator sincron cu un timp minim de resincronizare mai mare de 15 de minute, trebuie să treacă din orice punct de funcţionare a diagramei sale de capabilitate P-Q în funcţionare cu izolare pe servicii proprii. În acest caz, identificarea regimului de funcţionare cu izolare pe servicii proprii nu trebuie să se bazeze exclusiv pe semnalele de poziţie a aparatajului de comutaţie din punctul de racordare al grupului generator sincron.;
iii) grupurile generatoare sincrone trebuie să fie capabile să funcţioneze continuu după izolarea pe servicii proprii şi să suporte variaţiile de putere ale serviciilor proprii. Durata minimă de funcţionare pe servicii proprii este stabilită de operatorul de reţea relevant în coordonare cu OTS şi este, de regulă, de cel puţin 1 oră, în funcţie de caracteristicile tehnologiei sursei/agregatelor primare.
(2)Cerinţele pentru reconectarea automată prevăzute la lit. (a) şi (b) sunt aduse la cunoştinţa gestionarului grupului generator sincron în procesul de racordare la reţea.
Art. 65. Grupurile generatoare sincrone de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe generale de operare ale sistemului:
(a) pornirea unui grup generator sincron şi sincronizarea se realizează de către gestionarul grupului generator sincron doar după obţinerea aprobării din partea operatorului de reţea relevant;
(b) trebuie să fie prevăzute cu echipamentele de sincronizare necesare;
(c) sincronizarea trebuie să se realizeze în domeniul de frecvenţă prevăzut în tabelul 1D;
(d) operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron convin şi stabilesc, înaintea punerii în funcţiune, parametrii dispozitivelor de sincronizare pentru a permite sincronizarea grupului generator sincron, după cum urmează:
i)domeniul de tensiune, ±10 % Un (la borne);
ii) domeniul de frecvenţă, (47,5 - 51) Hz;
iii) domeniul de defazaj mai mic de 10°;
iv) succesiunea fazelor;
v)diferenţa de tensiune mai mică de 10 % Un şi diferenţa de frecvenţă mai mică de 50 mHz.
(e) trebuie să respecte următoarele cerinţe în ceea ce priveşte schemele de control şi automatizare, cu setările aferente:
i)schemele de control şi de automatizare, de exemplu RAV, RAT şi setările acestora, inclusiv parametrii de reglaj, necesare calculelor de stabilitate a reţelei şi analizei măsurilor de urgenţă, trebuie să fie transmise de către gestionarul grupului generator sincron operatorului de reţea relevant, respectiv la OTS, cu cel puţin 6 luni înainte de punerea sub tensiune pentru începerea perioadei de probă, pentru a fi coordonate şi convenite între OTS, operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron;
ii) orice modificări ale schemelor de control şi automatizare şi ale setărilor aferente prevăzute la punctul i), ale diverselor dispozitive de control ale grupului generator sincron trebuie să fie coordonate şi convenite între OTS, operatorul de reţea şi gestionarul grupului generator sincron, în special în cazul în care acestea se aplică în situaţiile prevăzute la punctul i).
(f) trebuie să respecte următoarele cerinţe în ceea ce priveşte schemele de protecţie electrică şi setările aferente:
i)sistemele de protecţie necesare pentru grupul generator sincron şi pentru reţeaua electrică, precum şi setările relevante pentru grupul generator sincron trebuie să fie coordonate şi agreate de către operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron, în procesul de racordare. Sistemele de protecţie şi setările acestora pentru defectele electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa grupului generator sincron. Sistemele de protecţie electrică trebuie să respecte cel puţin următoarele:
–sistemul de protecţii electrice trebuie sa asigure protecţia împotriva defectelor interne grupului generator sincron, şi să asigure protecţie de rezervă împotriva defectelor şi regimurilor anormale de funcţionare din reţeaua electrică unde este racordat acesta.
–sistemul de protecţii electrice trebuie să fie performant, cu fiabilitate ridicată şi organizat în grupe cu funcţionalitate redundantă; protecţiile trebuie să fie selective, sensibile, capabile să detecteze defecte interne şi externe, separate fizic şi galvanic de la sursele de alimentare cu tensiune operativă, de la transformatoarele de măsură de tensiune şi curent şi până la dispozitivele de execuţie a comenzilor. Sistemul de protecţii electrice trebuie să fie prevăzut cu funcţii extinse de autotestare şi auto-diagnoză şi cu funcţii de înregistrare a evenimentelor şi de oscilografiere. Sistemul de protecţii electrice trebuie prevăzut cu interfeţe standard de comunicaţie pentru integrarea la un sistem local de achiziţie date, supraveghere si control.
–sistemul de protecţii electrice poate fi organizat în două grupe de protecţii independente şi redundante, atât pentru grupul generator sincron, cât şi pentru racord, după caz.
–sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor interne trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin curenţii de scurtcircuit la grupul generator sincron, asimetria de curenţi, suprasarcinile electrice la stator şi rotor, pierderea excitaţiei generatorului, tensiunea maximă/minimă la bornele grupului generator sincron, frecvenţa maximă/minimă la bornele grupului generator sincron.
–sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor externe, ca protecţii de rezervă, trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin scurtcircuitele simetrice şi asimetrice din reţeaua electrică unde este racordat grupul generator sincron, oscilaţiile de putere şi mersul asincron, asimetria de curenţi, trecerea în regim de motor, suprasarcinile electrice de curent şi de tensiune.
ii) protecţia electrică a grupului generator sincron are întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi securitatea personalului şi a publicului, precum şi de atenuarea oricărei avarii survenite la grupul generator sincron.
iii) operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron se coordonează şi convin ca sistemele de protecţie să asigure, cel puţin, protecţia la următoarele defecte, astfel:
–protecţiile grupului generator sincron, ale transformatorului ridicător de tensiune şi a transformatorului de servicii proprii, asigurate de către gestionarul grupului generator sincron, pentru:
1.defecte interne ale grupului generator sincron, ale transformatorului ridicător de tensiune şi eventual ale transformatorului de servicii proprii (scurtcircuite sau puneri la pământ);
2.defecte interne ale transformatorului ridicător de tensiunea grupului generator sincron;
3.scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse;
4.scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă;
5.tensiune maximă şi minimă la bornele grupului generator;
–protecţii asigurate de gestionarul grupului generator sincron şi/sau operatorul de reţea relevant, după caz, pentru:
1.scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse;
2.tensiune maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz;
3.frecvenţă maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz;
4.scurtcircuite sau puneri la pământ în reţea - ca protecţie de rezervă;
iv) modificările schemelor de protecţie necesare pentru grupul generator sincron şi pentru reţeaua electrică şi ale setărilor relevante pentru elementele de generare se convin în prealabil între operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron;
(g) dispozitivele de protecţie şi control trebuie să se organizeze de către gestionarul grupului generator sincron, în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităţilor:
i)protecţia reţelei electrice şi a grupului generator sincron;
ii) reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active);
iii) restricţii de putere;
iv) limitarea rampelor de variaţie a puterii.
(h) referitor la schimbul de informaţii:
i)sistemele de protecţie/control şi de automatizare ale grupurilor generatoare sincrone trebuie să fie capabile să schimbe informaţii în timp real sau periodic cu operatorul de reţea relevant sau în cadrul unei agregări de unităţi, cu marcarea timpului. În cazul agregărilor, respectând funcţiile convenite a fi agregate, informaţiile schimbate se aduc la cunoştinţa operatorului de reţea relevant şi OTS;
ii) operatorul de reţea relevant, în coordonare cu OTS, stabileşte conţinutul schimburilor de informaţii, inclusiv o listă exactă a datelor care trebuie furnizate OTS de către operatorul de reţea relevant şi de către gestionarul grupului generator sincron. Datele transmise în timp real sunt: puterea activă,
puterea reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnalele de stare şi comenzile privind poziţia întreruptorului şi poziţia separatoarelor. Gestionarul grupului generator sincron asigură redundanţa transmiterii semnalelor prin două căi de comunicaţie independente; de regulă, calea principală este asigurată prin suport de fibră optică. După caz, trebuie asigurată transmiterea la cerere a datelor din sistemele de reglaj locale şi anume: presiunea, debitul şi temperatura aburului la intrarea în turbină, debitul de gaze, deschiderea aparatului director şi palelor rotorului, deschiderea ventilelor de reglaj.
(i)grupurile generatoare sincrone trebuie să aibă posibilitatea de a se deconecta de la reţea în mod automat la pierderea stabilităţii în funcţionare. Criteriile de deconectare de tipul detectarea mersului asincron, pierderea excitaţiei, regimului de motor, protecţia împotriva asimetriei de curent, a întreruperii unei faze şi timpul critic de deconectare, se convin între gestionarul grupului generator sincron, operatorul de reţea relevant şi OTS.
(j) referitor la dispozitivele de măsură şi control:
i)grupurile generatoare sincrone trebuie să fie dotate cu dispozitive care să asigure înregistrarea defectelor şi monitorizarea comportamentului dinamic în sistem, acestea fiind de regulă, osciloperturbograf sau echipamente care pot înlocui funcţiile asigurate de osciloperturbografe. Aceste dispozitive trebuie să asigure înregistrarea următorilor parametrii:
1.tensiunile de pe toate cele trei faze;
2.curentul pe fiecare fază;
3.puterea activă pe toate cele trei faze;
4.puterea reactivă pe toate cele trei faze;
5.frecvenţa.
Operatorul de reţea relevant are dreptul să stabilească performanţele parametrilor puşi la dispoziţie prin intermediul dispozitivelor menţionate anterior, cu condiţia convenirii prealabile a acestora cu gestionarul grupului generator sincron.
ii) setările echipamentului de înregistrare a defectelor, inclusiv criteriile de pornire a înregistrării şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul grupului generator sincron şi operatorul de reţea relevant la momentul PIF şi se consemnează prin dispoziţii scrise. Acestea cuprind şi un criteriu de detectare a oscilaţiilor, stabilit de OTS.
iii) operatorul de reţea relevant, OTS şi gestionarul grupului generator sincron stabilesc de comun acord necesitatea includerii un criteriu de detectare al
oscilaţiilor pentru monitorizarea comportamentului dinamic al sistemului, stabilit de OTS, cu scopul de a detecta oscilaţiile cu amortizare insuficientă (neamortizate);
iv) sistemul de monitorizare a comportamenului dinamic al sistemului trebuie să permită accesul la informaţii al gestionarului grupului generator sincron şi al operatorului de reţea relevant. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionarul grupului generator sincron, operatorul de reţea relevant şi OTS înainte de alegerea echipamentelor pentru monitorizare.
(k) referitor la modelele de simulare a funcţionării grupului sincron:
i)la solicitarea operatorului de reţea relevant sau a OTS, gestionarul grupului generator sincron trebuie să furnizeze modele de simulare a funcţionării grupului generator sincron, care să reflecte comportamentul grupului generator sincron, atât în regim staţionar, cât şi dinamic (inclusiv pentru fenomene electromagnetice tranzitorii, dacă este solicitat). Modelele furnizate trebuie să fie validate de rezultatele testelor de conformitate. Gestionarul grupului generator sincron transmite operatorului de reţea relevant sau OTS rezultatele testelor de tip pentru grupul generator sincron sau pentru motoarele termice ce antrenează grupuri generatoare sincrone, dovedite prin certificate de verificare recunoscute pe plan european, realizate de un organism de certificare autorizat;
ii) modelele furnizate de gestionarul grupului generator sincron trebuie să conţină următoarele sub-modele, în funcţie de componentele individuale:
–grup generator şi agregat primar;
–reglajul vitezei şi al puterii active;
–reglajul tensiunii, inclusiv, dacă este cazul, funcţia de stabilizator de putere (PSS) şi sistemul de reglaj al excitaţiei;
–modelele protecţiilor grupului generator sincron, aşa cum au fost convenite între operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron;
iii) la solicitarea operatorului de reţea relevant, prevăzută la lit. k), OTS specifică:
–formatul în care urmează să fie furnizate modelele de simulare, inclusiv programul de calcul utilizat;
–documentaţia privind structura unui model matematic şi schema electrică;
–estimarea puterii minime şi maxime de scurtcircuit în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA, ca echivalent de reţea.
iv) gestionarul grupului generator sincron furnizează operatorului de reţea relevant, la cerere, înregistrări ale performanţelor grupului generator sincron. Operatorul de reţea relevant sau OTS poate face o astfel de solicitare, în vederea comparării răspunsului modelelor şi simulărilor pe model realizate cu înregistrările reale de funcţionare.
(l) referitor la montarea de dispozitive pentru operarea sistemului şi a dispozitivelor pentru siguranţa în funcţionare a sistemului, în cazul în care operatorul de reţea relevant sau OTS consideră că la un grup generator sincron este necesar să să instaleze dispozitive suplimentare (de exemplu închiderea rapidă a ventilelor de reglaj) pentru a menţine sau restabili funcţionarea acestuia sau siguranţa în funcţionare a sistemului. Operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron, împreună cu OTS analizează şi convin asupra soluţiei adecvate;
(m) operatorul de reţea relevant stabileşte, în coordonare cu OTS, limitele minime şi maxime pentru viteza de variaţie a puterii active produse de grupul generator sincron (limitele rampelor), în ambele direcţii la creştere şi la scădere , luând în considerare caracteristicile sursei primare. De regulă aceasta viteză de variaţie este în gama (1 - 20)% Pmax/min, egală în ambele direcţii;
(n) legarea la pământ a punctului neutru pe partea spre reţea a transformatoarelor ridicătoare de tensiune trebuie să respecte specificaţiile operatorului de reţea relevant.
Art. 66. Grupurile generatoare sincrone de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune :
(a) trebuie să fie prevăzute cu un sistem de reglaj automat al excitaţiei (RAT), capabil să regleze în mod continuu tensiunea la bornele grupului generator sincron la orice valoare de referinţă din domeniul de funcţionare;
(b) trebuie să fie capabile să furnizeze putere reactivă suplimentară, stabilită de operatorul de reţea relevant, care trebuie furnizată dacă punctul de racordare/delimitare, după caz, al grupului generator sincron nu se află nici la bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune, nici la bornele grupului generator în cazul în care nu există un transformator ridicător de tensiune. Puterea reactivă suplimentară trebuie să compenseze puterea reactivă a liniei sau cablului de înaltă tensiune situată/situat între bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune al grupului generator sincron sau bornele grupului generator sincron, în cazul în care nu există un transformator ridicător de tensiune, şi punctul de racordare/delimitare după caz. Puterea reactivă suplimentară trebuie să fie asigurată printr-un echipament dedicat pus la dispoziţie
de către gestionarul grupului generator sincron. Această putere reactivă suplimentară este stabilită printr-un studiu de compensare a puterii reactive în punctul de racordare/delimitare, după caz;
(c) să fie capabile să producă putere reactivă la capacitate maximă, cu respectarea următoarelor cerinţe:
i)gestionarul grupului generator sincron trebuie să prezinte un contur al diagramei U-Q/Pmax, care poate lua orice formă în limitele căruia grupul generator sincron este capabil să furnizeze/absoarbă putere reactivă la variaţii de tensiune şi la funcţionare la capacitate maximă; conturul trebuie analizat şi aprobat de OTS în consultare cu operatorul de reţea relevant;
ii) diagrama U-Q/Pmax este stabilită de operatorul de reţea relevant în colaborare cu OTS, în conformitate cu următoarele principii:
–conturul U-Q/Pmax nu depăşeşte conturul diagramei U-Q/Pmax, reprezentat de conturul interior din figura 7D;
–dimensiunile conturului diagramei U-Q/Pmax (intervalul Q/Pmax şi domeniul de tensiune) se încadrează în valorile maxime stabilite în tabelul 5D;
–poziţionarea diagramei U-Q/Pmax se încadrează în conturul exterior fix din figura 7D; şi
–diagrama U-Q/Pmax stabilită pentru grupul generator sincron poate avea orice formă, luând în considerare posibilele costuri de realizare a capacităţii de producere a puterii reactive la scăderi de tensiune şi de absorbţie de putere reactivă la creşteri de tensiune.
iii) cerinţa privind capacitatea de furnizare a puterii reactive se aplică raportat la punctul de racordare/delimitare, după caz. Pentru formele conturului, altele decât cele dreptunghiulare, domeniul de tensiune reprezintă valorile limită cele mai mari şi cele mai mici. Prin urmare, nu se preconizează ca întregul interval de putere reactivă să fie disponibil în domeniul de tensiuni în regim permanent;
iv) grupurile generatoare sincrone trebuie să îşi poată modifica punctul de funcţionare în orice punct al diagramei U-Q/Pmax în intervale de timp corespunzătoare atingerii referinţei solicitate de operatorul de reţea relevant, de regulă în intervalul (1 - 20) % Pmax/minut pentru variaţia puterii active şi până la 10% din puterea reactivă maximă din diagrama P-Q, pe minut.
(d) atunci când funcţionează la o putere activă sub puterea maximă (P < Pmax), grupul generator sincron de categorie D trebuie să fie capabil să funcţioneze în orice
punct al diagramei de capabilitate P-Q, cel puţin până la puterea minimă de funcţionare stabilă. Chiar şi la o putere activă redusă, furnizarea de putere reactivă în punctul de racordare/delimitare, după caz, trebuie să corespundă în totalitate diagramei P-Q, ţinând cont, dacă este cazul, de mijloacele de compensare auxiliare şi de pierderile de putere activă şi reactivă ale transformatorului ridicător de tensiune.
(e) trebuie să respecte următoarele cerinţe privitoare la domeniile de tensiune:
(i)fără a aduce atingere dispoziţiilor art. 64 lit. (a) în ceea ce priveşte capacitatea de trecere peste defect, un grup generator sincron trebuie să poată rămâne conectat la reţea şi să funcţioneze în domeniul de tensiune din punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimat în unităţi relative ca raport între tensiunea din punctul de racordare/delimitare, după caz, şi valoarea de referinţă a tensiunii de 1 u.r., corespunzător duratelor indicate în tabelele 6D şi 7D;
(ii)OTS poate stabili perioade mai scurte de timp în care grupurile generatoare sincrone trebuie să fie capabile să rămână conectate la reţea în cazul prezenţei simultane a unei tensiuni maxime cu o frecvenţă scăzută sau a unei tensiuni minime cu o frecvenţă de valoare mare.
(f) operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron, în coordonare cu OTS, pot conveni domenii de tensiune mai extinse sau durate minime de funcţionare mai mari. Dacă domeniile de tensiune extinse sau duratele minime de funcţionare mai mari sunt fezabile din punct de vedere economic şi tehnic, gestionarul grupului generator sincron nu poate refuza nejustificat un acord;
(g) fără a aduce atingere lit. (f), operatorul de reţea relevant în coordonare cu OTS, are dreptul de a preciza valorile tensiunii din punctul de racordare/delimitare, după caz, la care grupul generator sincron este capabil de deconectare automată. Cerinţele şi parametrii pentru deconectarea automată se convin între operatorul de reţea relevant şi gestionarul grupului generator sincron;
(h) parametrii şi valorile prescrise ale componentelor sistemului de reglaj al tensiunii se stabilesc de comun acord între gestionarul grupului generator sincron şi operatorul de reţea relevant, în coordonare cu OTS;
(i)acordul prevăzut la lit. (h) cuprinde cerinţele şi performanţele unui regulator automat de tensiune (RAT) cu privire la reglajul tensiunii în regim permanent şi tranzitoriu, precum şi specificaţiile şi performanţele sistemului de reglaj al excitaţiei. Acestea includ:
i)limitarea domeniului semnalului de ieşire, pentru a se asigura că cea mai mare frecvenţă de răspuns nu poate amorsa oscilaţiile de torsiune la alte unităţi generatoare racordate la reţea;
ii) un limitator de subexcitaţie pentru a împiedica regulatorul automat de tensiune (RAT) să reducă excitaţia grupului generator sincron până la un nivel care ar periclita stabilitatea sincronă;
iii) un limitator de supraexcitaţie pentru a se asigura că excitaţia grupului generator nu se limitează sub valoarea maximă care poate fi atinsă, asigurându-se în acelaşi timp că grupul generator sincron funcţionează în limitele tehnice proiectate;
iv) un limitator de curent statoric;
v)o funcţie de stabilizator de putere (PSS), pentru a reduce oscilaţiile de putere, dacă puterea instalată a grupului generator sincron este mai mare decât capacitatea maximă stabilită de OTS. De regulă, această limită este de 150 MW.
(j) OTS şi gestionarul grupului generator sincron trebuie să încheie un acord care precizează măsurile şi/sau echipamentele care se impun a fi achiziţionate pentru asigurarea capacităţii tehnice a grupului generator sincron de a susţine stabilitatea unghiulară în condiţii de defect. Acest acord trebuie să conţină soluţia tehnică agreată pentru asigurarea stabilităţii tranzitorii, inclusiv enumerarea echipamentelor suplimentare necesare a fi instalate de către gestionarul grupului generator sincron.
(k) OTS prevede în ATR necesitatea implementării funcţiei de stabilizare a puterii cu rol de atenuare a oscilaţiilor interzonale de putere activă (PSS), stabilită în funcţie de condiţiile de sistem puterea instalată a grupului generator sincron şi de poziţia acestuia în reţeaua electrică Setările sistemelor de stabilizare a puterii se stabilesc de către OTS şi se implementează conform dispoziţiei OTS.
Fig. 7D Diagrama U-Q/Pmax a unui grup generator sincron
Figura 7D reprezintă limitele diagramei U-Q/Pmax ca dependenţă între tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată ca raportul dintre valoarea reală şi valoarea de referinţă a tensiunii, exprimat în unităţi relative, şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi capacitatea maximă (Pmax). Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei sunt orientative.
Tabelul 5D: Parametrii pentru înfăşurătoarea interioară din figura 7D
| Intervalul maxim de Q/Pmax | Domeniul maxim al nivelului de tensiune în regim permanent exprimat (u.r.) |
| 0,95 | 0,225 |
Tabelul 6D. Durata minimă de funcţionare a unui grup generator sincron pentru tensiunea de 110 kV, respectiv 220 kV
| Domeniul de tensiune | Perioada de funcţionare |
|---|---|
| 0,85 u.r. - 0,90 u.r. | 60 de minute |
| 0,90 u.r. - 1,118 u.r. | Nelimitată |
| 1,118 u.r. - 1,15 u.r. | 60 de minute |
| Domeniul de tensiune | Perioada de funcţionare |
|---|---|
| 0,85 u.r. - 0,90 u.r. | 60 de minute |
| 0,90 u.r. - 1,05 u.r. | Nelimitată |
| 1,05 u.r. - 1,10 u.r. | 60 de minute |
Art. 67. Grupul generator sincron de categorie D trebuie să aibă capacitatea de a seta viteza de variaţie a puterii active produse la valoarea stabilită de OTS (MW/minut), de minimum 1% Pmax/min.
Art. 68. Gestionarul grupului generator sincron de categorie D este obligat să asigure protejarea instalaţiilor şi echipamentelor componente ale grupului generator sincron şi ale instalaţiilor auxiliare împotriva defectelor din instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea corectă a protecţiilor de declanşare a grupului generator sincron sau la incidentele din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor în reţea, supratensiuni tranzitorii etc.), precum şi în cazul apariţiei unor condiţii tehnice excepţionale/anormale de funcţionare.
Art. 69. Gestionarul grupului generator sincron de categorie D trebuie să asigure alimentarea cu energie electrică a instalaţiilor de monitorizare, de reglaj şi de transmitere a datelor prevăzute la art. 73 astfel încât acestea să fie disponibile cel puţin trei ore după pierderea sursei de alimentare.
Art. 70. (1) Gestionarul grupului generator sincron de categorie D trebuie să asigure căi de comunicaţie cu rezervare de la instalaţiile de monitorizare sau instalaţiile de reglaj ale grupului generator sincron până la interfaţa cu operatorul de reţea relevant aflată într- o locaţie acceptată de acesta, la performanţele solicitate de operatorul de reţea relevant şi în conformitate cu prevederile art. 73.
(2)Construirea şi întreţinerea căii de comunicaţie între grupul generator sincron şi interfaţa operatorului de reţea relevant este în sarcina gestionarului grupului generator sincron sau a operatorului de reţea relevant.
Art. 71. (1) Integrarea în sistemele EMS-SCADA, DMS-SCADA, după caz, şi în sistemul de monitorizare a energiei electrice se realizează prin grija gestionarului grupului generator sincron.
(2)Instalaţiile de comandă şi achiziţie de date ca sisteme de interfaţă între grupul generator sincron şi reţeaua electrică de transport/distribuţie se stabilesc prin ATR.
Art. 72. Gestionarul grupului generator sincron de categorie D are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul DMS-SCADA/EMS-SCADA al operatorului de reţea relevant, la caracteristicile solicitate de acesta.
Art. 73. Gestionarul grupului generator sincron de categorie D are obligaţia de a permite accesul operatorului de reţea relevant şi OTS 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 DMS-SCADA, respectiv EMS-SCADA şi cu sistemul de telemăsurare.
Art. 74. Prevederile art. 3 alin (3) - (8) se aplică de la data intrării în vigoare a Metodologiei de analiză cost-beneficiu, a Procedurii de notificare pentru racordare a unităţilor generatoare/centralelor compuse din module generatoare şi de verificare a conformităţii acestora cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public, a Metodologiei de încadrare/retragere a încadrării unei unităţi generatoare în categoria de instalaţii de producere a energiei electrice utilizând tehnologie emergentă, a Procedurii privind obţinerea derogărilor unităţilor generatoare/centralelor electrice compuse din module generatoare de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în norma tehnică de racordare şi a Procedurii cu privire la retragerea definitivă din exploatare a unei unităţi generatoare.
Art. 75. Până la data aprobării de către ANRE a Procedurii privind obţinerea derogărilor unităţilor generatoare/centralelor electrice compuse din module generatoare de la obligaţia de
îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în norma tehnică de racordare, derogările se solicită de la operatorul de reţea relevant, care poate decide acordarea derogării cu consultarea OTS.
Art. 76. Prezenta normă tehnică poate fi revizuită în urma definitivării armonizării la nivel european a cerinţelor generale prevăzute în Regulament sau datorită intrării în vigoare a altor coduri paneuropene.
Art. 77. Anexele nr. 1 - 4 fac parte integrantă din prezenta normă tehnică.
ANEXA nr. 1 la norma tehnică Date tehnice ale grupurilor generatoare sincrone de categorie A
1.Gestionarul grupului generator sincron are obligaţia de a transmite operatorului de reţea relevant datele tehnice prevăzute în tabelul 1, în conformitate cu prevederile prezentei norme tehnice.
2.În cadrul procedurii de notificare pentru racordare a grupurilor generatoare sincrone şi de verificare a conformităţii acestora cu cerinţele tehnice privind racoradrea la reţelele electrice de interes public, operatorul de reţea relevant poate solicita date suplimentare pentru fiecare etapă a procesului de notificare şi de verificare a conformităţii.
3.Datele standard de planificare (S), comunicate prin cererea de racordare şi utilizate în studiile (fişele) de soluţie, reprezintă totalitatea datelor tehnice generale care caracterizează grupul generator sincron de categorie A.
4.Datele detaliate pentru planificare (D) sunt date tehnice care permit analize speciale de stabilitate statică şi tranzitorie, dimensionarea instalaţiilor de automatizare şi reglajul protecţiilor, precum şi alte date necesare în programarea operativă; datele detaliate pentru planificare (D) se transmit operatorului de reţea relevant cu minim 1 lună înainte de PIF.
5.Datele, validate şi completate la PIF sunt confirmate în procesul de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice privind racoradrea la reţelele electrice de interes public (R).
Tabelul 1: Date pentru grupurile generatoare sincrone de categorie A
| Descrierea datelor | Unitatea de măsură | Categoria datelor | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Punctul de racordare la reţea | Text, schemă | S, D, R | |||||
| Condiţiile standard de determinate datele tehnice | mediu | pentru | care | au | fost | Text | D, R |
| Descrierea datelor | Unitatea de măsură | Categoria datelor |
|---|---|---|
| Tensiunea nominală în punctul de racordare/delimitare, după caz | kV | S, D, R |
| Puterea nominală aparentă | MVA | S, D, R |
| Putere netă | MW | S, D, R |
| Puterea activă nominală produsă la borne | MW | S, D, R |
| Puterea activă maximă produsă la borne | MW | S, D, R |
| Tensiunea nominală | kV | S, D, R |
| Frecvenţa maximă/minimă de funcţionare la parametrii nominali | Hz | S, D, R |
| Putere reactivă maximă la borne | MVAr | S, D, R |
| Putere reactivă minimă la borne | MVAr | S, D, R |
| Puterea activă minimă produsă | MW | S, D, R |
| Constanta de inerţie a turbogeneratorului (H)* sau momentul de inerţie (GD2)* | MWs/MVA | D, R |
| Turaţia nominală * | Rpm | D, R |
| Raportul de scurtcircuit* | D, R | |
| Curent statoric nominal* | A | D, R |
| Reactanţe saturate şi nesaturate | ||
| Reactanţa nominală [tensiune nominală2/putere aparentă nominală] | Ohm | S, D, R |
| Reactanţa sincronă longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | D, R |
| Reactanţa tranzitorie longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | D, R |
| Descrierea datelor | Unitatea de măsură | Categoria datelor |
|---|---|---|
| Reactanţa supra-tranzitorie longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | 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] | % | D, R |
| Reactanţa de scăpări statorică [% din reactanţa nominală] | % | D, R |
| Reactanţa de secvenţă zero [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa de secvenţă negativă [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa Potier* [% din reactanţa nominală] | % | D, R |
| Constante de timp | ||
| Constanta de timp tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul închis (Td') | s | D, R |
| Constanta de timp supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul închis (Td") | s | D, R |
| Constanta de timp tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis (Td0') | s | D, R |
| Constanta de timp supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis (Td0") | s | D, R |
| Constanta de timp tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis, pe axa q (Tq0') | s | D, R |
| Constanta de timp supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis, pe axa q (Tq0") | s | D, R |
| Descrierea datelor | Unitatea de măsură | Categoria datelor |
|---|---|---|
| Diagrama de capabilitate P-Q | Date grafice | D, R |
| Diagrama de variaţie a datelor tehnice în funcţie de abaterile faţă de condiţiile standard de mediu | R |
*Date obligatorii în funcţie de caracteristicile comunicate de producătorul generatoarelor sincrone
| Descrierea datelor | Unitatea de măsură | Categoria datelor |
|---|---|---|
| Punctul de racordare/delimitare la reţea, după caz | Text, schemă | S, D,R |
| Condiţiile standard de mediu pentru care au fost determinate datele tehnice | Text | D, R |
| Tensiunea nominală în punctul de racordare/delimitare după caz | kV | S, D, R |
| Puterea nominală aparentă | MVA | S, D, R |
| Putere netă | MW | S, D, R |
| Puterea activă nominală produsă la borne | MW | S, D, R |
| Puterea activă maximă produsă la borne | MW | S, D, R |
| Tensiunea nominală | kV | S, D, R |
| Frecvenţa maximă/minimă de funcţionare la parametrii nominali | Hz | S, D, R |
| Capabilitatea de trecere peste defect LVRT | diagramă | S,D,R |
| Putere reactivă maximă la borne | MVAr | S, D, R |
| Putere reactivă minimă la borne | MVAr | S, D, R |
| Puterea activă minimă produsă | MW | S, D, R |
| Constanta de inerţie a turbogeneratorului (H) sau momentul de inerţie (GD2) | MWs/MVA | D, R |
| Turaţia nominală | rpm | D, R |
| Raportul de scurtcircuit | D, R | |
| Curent statoric nominal | A | D, R |
| Reactanţe saturate şi nesaturate | ||
| Descrierea datelor | Unitatea de măsură | Categoria datelor |
|---|---|---|
| Reactanţa nominală [tensiune nominală2/putere aparentă nominală] | ohm | S, D, R |
| Reactanţa sincronă longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | D, R |
| Reactanţa tranzitorie longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | D, R |
| Reactanţa supra-tranzitorie longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | 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] | % | D, R |
| Reactanţa de scăpări statorică [% din reactanţa nominală] | % | D, R |
| Reactanţa de secvenţă zero [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa de secvenţă negativă [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa Potier [% din reactanţa nominală] | % | D, R |
| Constante de timp | ||
| Constanta de timp tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul închis (Td') | s | D, R |
| Constanta de timp supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul închis (Td") | s | D, R |
| Constanta de timp tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis (Td0') | s | D, R |
| Descrierea datelor | Unitatea de măsură | Categoria datelor |
|---|---|---|
| Constanta de timp supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis (Td0") | s | D, R |
| Constanta de timp tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis, pe axa q (Tq0') | s | D, R |
| Constanta de timp supra-tranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis, pe axa q (Tq0") | s | D, R |
| Diagrama de capabilitate P-Q | Date grafice | D, R |
| Diagrama de variaţie a datelor tehnice în funcţie de abaterile faţă de condiţiile standard de mediu |
| Descrierea datelor | Unitatea de măsură | Categoria datelor |
|---|---|---|
| Punctul de racordare/delimitare la reţea, după caz | Text, schemă | S, D,R |
| Condiţiile standard de mediu pentru care au fost determinate datele tehnice | Text | D, R |
| Tensiunea nominală în punctul de racordare/delimitare, după caz | kV | S, D, R |
| Valoarea curentului maxim de scurtcircuit în punctul de racordare/delimitare, după caz: | ||
| - Simetric | kA | D |
| - Nesimetric | kA | D |
| Valoarea curentului minim de scurtcircuit în punctul de racordare/delimitare, după caz: | ||
| - Simetric | kA | D |
| - Nesimetric | KA | D |
| Puterea nominală aparentă | MVA | S, D, R |
| Factor de putere nominal (cos qn) | S, D, R | |
| Putere netă | MW | S, D, R |
| Puterea activă nominală produsă la borne | MW | S, D, R |
| Puterea activă maximă produsă la borne | MW | S, D,R |
| Tensiunea nominală | kV | S, D, R |
| Frecvenţa maximă/minimă de funcţionare la parametrii nominali | Hz | S, D, R |
| Consumul serviciilor proprii la puterea maximă produsă la borne | MW | S, D, R |
| Puterea reactivă maximă la borne | MVAr | S, D, R |
| Putere reactivă minimă la borne | MVAr | S, D, R |
| Putere activă minimă produsă | MW | S, D, R |
| Capabilitatea de trecere peste defect LVRT | diagramă | S,D,R |
| Constanta de inerţie a grupului generator sincron (H) sau momentul de inerţie (GD2) | MWs/MVA | D, R |
| Raportul de scurtcircuit | D, R | |
| Curent statoric nominal | A | D, R |
| Reactanţe saturate şi nesaturate | ||
| Reactanţa nominală [tensiune nominală 2/ putere aparentă nominală] | | S, D, R |
| Reactanţa sincronă longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa tranzitorie longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa supratranzitorie longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa sincronă transversală [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa tranzitorie transversală [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa supratranzitorie transversală [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa de scăpări statorică [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa de secvenţă zero [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa de secvenţă negativă [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
|---|---|---|
| Reactanţa Poitier [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Constante de timp | ||
| Constanta de timp tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul închis (Td') | s | S, D,R |
| Constanta de timp supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul închis (Td") | s | S, D, R |
| Constanta de timp tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis (Td0') | s | S, D, R |
| Constanta de timp supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis (Td0") | s | S, D, R |
| Constanta de timp tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis, pe axa q (Tq0') | s | S, D, R |
| Constanta de timp supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis, pe axa q (Tq0") | s | S, D, R |
| Diagrame | ||
| Diagrama de capabilitate | Date grafice | S, D, R |
| Diagrama de variaţie a datelor tehnice în funcţie de abaterile faţă de condiţiile standard de mediu | R | |
| Capabilitatea din punct de vedere al puterii reactive: | ||
| Putere reactivă în regim inductiv la putere maximă generată | MVAr generat | S, R |
| Putere reactivă în regim inductiv la putere minimă generată | MVAr generat | S, R |
| Putere reactivă în regim inductiv pe timp scurt la valorile nominale pentru putere,tensiune şi frecvenţă | MVAr | R |
| Putere reactivă în regim capacitiv la putere maximă / minimă generată | MVAr absorbit | S, R |
| Sistemul de excitaţie | ||
| Tipul sistemului de excitaţie | Text | S, D, R |
|---|---|---|
| Tensiunea rotorică nominală (de excitaţie) | V | R |
| Tensiunea rotorică maximă (plafonul de excitaţie) | V | R |
| Durata maximă admisibilă a menţinerii plafonului de excitaţie | s | S, D, R |
| Schema de reglaj al excitaţiei | V/V | S, R |
| Viteza maximă de creştere a tensiunii de excitaţie | V/s | S, D, R |
| Viteza maximă de reducere a tensiunii de excitaţie | V/s | S, D, R |
| Dinamica caracteristicilor de supraexcitaţie | Text | S, D, R |
| Dinamica caracteristicilor de subexcitaţie | Text | S, D, R |
| Limitatorul de excitaţie | Schema bloc | S, D, R |
| Regulatorul de viteză (RAV): | ||
| Funcţia de transfer echivalentă, eventual standardizată a regulatorului de viteză, valori şi unităţi de măsură | Text | S |
| Funcţia de transfer echivalentă, valori şi unităţi de măsură, conform proiect tehnic | Text | D, R |
| Timpul de închidere/deschidere al ventilului de reglaj al turbinei | s | R |
| Răspunsul la scăderea de frecvenţă | diagrama | R |
| Răspunsul la creşterea de frecvenţă | diagrama | R |
| Domeniul de setare al statismului | % | R |
| Valoarea statismului s1 | % | R |
| Banda moartă de frecvenţă | mHz | R |
| Timpul de întârziere (timpul mort -t1) | s | R |
| Timpul de răspuns (t2) | s | R |
| Zona de insensibilitate | mHz | R |
| Capabilitatea de insularizare | MW | S, D, R |
|---|---|---|
| Detalii asupra regulatorului de viteză prezentat în schema bloc, referitoare la funcţiile de transfer a elementelor individuale şi unităţile de măsură aferente | Schema | R |
| Schema bloc şi parametrii pentru regulatorul automat de viteză generator-turbină, (eventual cazan), la grupurile termoelectrice şi nucleare. | Text | R |
| Regulatorul de tensiune (RAT): | ||
| Tipul regulatorului | Text | D, R |
| Funcţia de transfer echivalentă, eventual standardizată a regulatorului de tensiune, valori şi unităţi de măsură | Text | S |
| Funcţia de transfer echivalentă, valori şi unităţi de măsură, conform proiectului tehnic | Text | D, R |
| Date despre protecţii: | ||
| Posibilitatea funcţionării în regim asincron fără excitaţie (pierderea excitaţiei) - puterea activă maximă şi durata | Text | D, R |
| Excitaţie minimă | Text, diagrama | D, R |
| Excitaţie maximă | Text, diagrama | D, R |
| Diferenţială | Text | D, R |
| Protecţia împotriva funcţionării în regim asincron cu excitaţia conectată | Text | D, R |
| Stabilirea reglajelor pentru: | ||
| Limitatorul de excitaţie maximă | Text, diagrama | R |
| Limitatorul de excitaţie minimă | Text, diagrama | R |
| Limitatorul de curent statoric | Text, diagrama | R |
| Unităţi de transformare: | ||
| Număr de înfăşurări | Text | S,D,R |
|---|---|---|
| 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, R |
| Domeniu de reglaj | kV-kV | S, D, R |
| Schema de reglaj (longitudinal sau longotransversal) | Text, diagrama | D, R |
| Mărimea treptei de reglaj şi număr prize | % | S, D, R |
| Reglaj sub sarcină | Da/Nu | D, R |
| Tratarea neutrului | Text, diagrama | S, D, R |
| Curba de saturaţie | Diagrama | R |
| Descrierea datelor | Unitatea de măsură | Categoria datelor |
|---|---|---|
| Punctul de racordare/delimitare, după caz | Text, schemă | S, D, R |
| Condiţiile standard de mediu pentru care au fost determinate datele tehnice | Text | R |
| Tensiunea nominală în punctul de racordare/delimitare, după caz | kV | S, D, R |
| Valoarea curentului maxim de scurtcircuit în punctul de racordare/delimitare, după caz: | ||
| - Simetric | kA | D,R |
| - Nesimetric | kA | D, R |
| Valoarea curentului minim de scurtcircuit în punctul de racordare/delimitare, după caz: | ||
| - Simetric | kA | D, R |
| - Nesimetric | kA | D, R |
| Grupul generator sincron: | ||
| Puterea nominală aparentă | MVA | S, D, R |
|---|---|---|
| Factor de putere nominal (cos qn) | S, D, R | |
| Putere netă | MW | S, D, R |
| Puterea activă nominală produsă la borne | MW | S, D, R |
| Puterea activă maximă produsă la borne | MW | S, D, R |
| Tensiunea nominală | KV | S, D, R |
| Frecvenţa maximă/minimă de funcţionare la parametrii nominali | Hz | S, D, R |
| Consumul serviciilor proprii la puterea produsă maximă la borne | MW | S, D,R |
| Puterea reactivă maximă la borne | MVAr | S, D, R |
| Putere reactivă minimă la borne | MVAr | S, D, R |
| Putere activă minimă produsă | MW | S, D, R |
| Capabilitatea de trecere peste defect LVRT | Diagramă | S, D,R |
| Constanta de inerţie a grupului generator sincron (H) sau momentul de inerţie (GD2) | MWs/MVA | S, D, R |
| Turaţia nominală | Rpm | D, R |
| Raportul de scurtcircuit | D,R | |
| Curent statoric nominal | A | D,R |
| Reactanţe saturate şi nesaturate | ||
| Reactanţa nominală [tensiune nominală 2/ putere aparentă nominală] | | S, D, R |
| Reactanţa sincronă longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | S, D,R |
| Reactanţa tranzitorie longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa supratranzitorie longitudinală [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa sincronă transversală [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa tranzitorie transversală [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa supratranzitorie transversală [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa de scăpări statorică [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa de secvenţă zero [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa de secvenţă negativă [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Reactanţa Poitier [% din reactanţa nominală] | % | S, D, R |
| Constante de timp | ||
| Constanta de timp tranzitorie a înfaşurării de excitaţie cu statorul închis (Td') | s | S, D, R |
| Constanta de timp supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul închis (Td") | s | S, D, R |
| Constanta de timp tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis (Td0') | s | S, D, R |
| Constanta de timp supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis (Td0") | s | S, D, R |
| Constanta de timp tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis, pe axa q (Tq0') | s | S, D, R |
| Constanta de timp supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis, pe axa q (Tq0") | s | S, D, R |
| Diagrame | ||
| Diagrama de capabilitate | Date grafice | S, D, R |
| Diagrama de variaţie a datelor tehnice în funcţie de abaterile faţă de condiţiile standard de mediu | R | |
| Capabilitatea din punct de vedere al puterii reactive: | ||
|---|---|---|
| Putere reactivă în regim inductiv la putere maximă generată | MVAr generat | S, D, R |
| Putere reactivă în regim inductiv la putere minimă generată | MVAr generat | S, D, R |
| Putere reactivă în regim inductiv pe timp scurt la valorile nominale pentru putere, tensiune şi frecvenţă | MVAr | R |
| Diagrama P-Q în funcţie de U | Date grafice | S, D, R, |
| Putere reactivă în regim capacitiv la putere maximă/minimă generată | MVAr absorbit | S, D, R |
| Sistemul de excitaţie | ||
| Tipul sistemului de excitaţie | Text | R |
| Tensiunea rotorică nominală (de excitaţie) | V | R |
| Tensiunea rotorică maximă (plafonul de excitaţie) | V | R |
| Durata maximă admisibilă a menţinerii plafonului de excitaţie | s | S, D, R |
| Schema de reglaj al excitaţiei | V/V | R |
| Viteza maximă de creştere a tensiunii de excitaţie | V/s | R |
| Viteza maximă de reducere a tensiunii de excitaţie | V/s | R |
| Dinamica caracteristicilor de supraexcitaţie | Text | R |
| Dinamica caracteristicilor de subexcitaţie | Text | R |
| Limitatorul de excitaţie | Schema bloc | R |
| Regulatorul de viteză (RAV): | ||
| Funcţia de transfer echivalentă, eventual standardizată a regulatorului de viteză, valori şi unităţi de măsură | Text | S |
| Funcţia de transfer echivalentă, valori şi unităţi de măsură, conform proiectului tehnic | Text | D, R |
| Timpul de închidere/deschidere al ventilului de reglaj al turbinei | s | R |
| Răspunsul la scăderea de frecvenţă | Diagramă | R |
|---|---|---|
| Răspunsul la creşterea de frecvenţă | Diagramă | R |
| Domeniul de setare al statismului | % | R |
| Valoarea statismului s1 | % | R |
| Banda moartă de frecvenţă | mHz | R |
| Timpul de întârziere (timpul mort -t1) | s | R |
| Timpul de răspuns (t2) | s | R |
| Zona de insensibilitate | mHz | R |
| Capabilitatea de insularizare | MW | D,R |
| Detalii asupra regulatorului de viteză prezentat în schema bloc referitoare la funcţiile de transfer asociate elementelor individuale şi unităţile de măsură | Schemă | R |
| Schema bloc şi parametrii pentru regulatorul automat de viteză generator-turbină, eventual cazan, la grupurile termoelectrice şi nuclear. | Text | R |
| Regulatorul de tensiune (RAT): | ||
| Tipul regulatorului | Text | S, D, R |
| Funcţia de transfer echivalentă, eventual standardizată a regulatorului de tensiune, valori şi unităţi de măsură | Text | S |
| Funcţia de transfer echivalentă, valori şi unităţi de măsură, conform proiectului tehnic | Text | D, R |
| Date referitoare la protecţii: | ||
| Posibilitatea funcţionării în regim asincron fără excitaţie (pierderea excitaţiei), puterea activă maximă şi durata | Text | D, R |
| Excitaţie minimă | Text, diagramă | D, R |
| Excitaţie maximă | Text, diagramă | D, R |
| Protecţia diferenţială | Text | D, R |
| Protecţia contra funcţionării în regim asincron cu excitaţia conectată | Text | D, R |
| Stabilirea reglajelor pentru: | ||
| Limitatorul de excitaţie maximă | Text, diagramă | D, R |
|---|---|---|
| Limitatorul de excitaţie minimă | Text, diagramă | D, R |
| Limitatorul de curent statoric | Text, diagramă | D, R |
| Unităţi de transformare: | ||
| Număr de înfăşurări | Text | S,D, R |
| 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, R |
| Domeniul de reglaj | kV-kV | S, D, R |
| Schema de reglaj (longitudinal sau longotransversal) | Text, diagramă | D, R |
| Mărimea treptei de reglaj şi număr prize | % | S, D, R |
| Reglaj sub sarcină | DA/NU | D, R |
| Tratarea neutrului | Text, diagramă | S, D, R |
| Curba de saturaţie | Diagramă | R |
Forma oficială este cea publicată în Monitorul Oficial.
