”Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene” - Cod ANRE: 51.1.017.0.00.03/04/09
Prezenta normă tehnică stabilește cerințele tehnice minimale pe care trebuie să le îndeplinească grupurile/centralele electrice eoliene racordate la rețelele electrice de interes public, astfel încât să poată fi asigurate atât funcționarea în siguranță a sistemului electroenergetic, cât și condițiile pentru instalarea unei puteri totale cât mai mari în astfel de centrale. Prezenta normă tehnică constituie o completare adusă cap. 5 din Codul tehnic al rețelei electrice de transport "Condiții de racordare la rețeaua electrică de transport", aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004, cu modificările și completările ulterioare, și cap. 5 din Codul tehnic al rețelelor electrice de distribuție "Condiții de racordare la rețelele electrice de distribuție", aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 128/2008.
Abrogat.
27.04.2019Articolul 2 din Capitolul II a fost abrogat de ORDINUL nr. 208 din 14 decembrie 2018, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 26 din 10 ianuarie 2019
(1)În prezenta normă tehnică se utilizează termenii și expresiile definite în Codul tehnic al rețelei electrice de transport. În plus, în sensul prezentei norme tehnice, se definesc termenii și acronimele prezentate mai jos.
(2)Acronime:
| ANRE | Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei |
|---|---|
| CEE | Centrală electrică eoliană |
| CEED | Centrală electrică eoliană dispecerizabilă |
| CEEND | Centrală electrică eoliană nedispecerizabilă |
| EMS | Sistem de management al energiei |
| GGE | Grup generator eolian |
| OD | Operator de distribuție |
| OTS | Operatorul de transport și de sistem |
| PCC | Punct comun de cuplare |
| PIF | Punere în funcțiune |
| SCADA | Sistem informatic de monitorizare, comandă și achiziție de date a unui proces tehnologic sau instalații |
| SEN | Sistemul Electroenergetic Național |
(3)Definiții:
| Bara/Barele colectoare a/ale CEE | Bara/Barele electrică/electrice în care debitează grupurile generatoare dintr-o centrală electrică eoliană |
| Centrală electrică eoliană | Unul sau mai multe grupuri electrice eoliene racordate în același punct la rețeaua electrică de interes public |
| Centrală electrică eoliană dispecerizabilă | Centrală electrică eoliană cu o putere instalată mai mare de 5 MW |
| Centrală electrică eoliană nedispecerizabilă | Centrală electrică eoliană cu o putere instalată mai mică sau egală cu 5 MW |
| Grup generator | Ansamblu de echipamente (de regulă rotative) destinat producției de energie electrică prin transformarea unei alte forme de energie |
| Grup generator eolian | Grup generator destinat să transforme energia cinetică a vântului în energie electrică |
| Operator de rețea | După caz, operatorul de transport și de sistem, un operator de distribuție sau un alt deținător de rețea electrică de interes public |
| Puterea nominală a unui grup generator eolian | Puterea electrică maximă pe care o poate produce un grup generator eolian, în funcționare continuă, în condiții normale de funcționare, mărime indicată de fabricant |
| Putere disponibilă - Pd (a unui GGE, a unei CEE) | Puterea electrică maximă care poate fi produsă în regim continuu de GGE/CEE, în condițiile momentane (tehnice și de mediu), specifice locului în care se află amplasat(ă) |
| Putere instalată (a unei CEE) | Suma puterilor nominale ale GEE din componența CEE |
| Punct de racordare | Punct fizic din rețeaua electrică la care se racordează un utilizator |
| Punct de delimitare | Loc în care instalațiile utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalațiile operatorului de rețea. Punctul de delimitare al unei CEE este stabilit în ATR. |
| Punct comun de cuplare | Punct al unei rețele electrice, cel mai apropiat din punct de vedere electric de un utilizator, la care sunt sau pot fi conectați și alți utilizatori, reprezentat, de regulă, de punctul de delimitare sau de punctul de măsurare, astfel cum este stabilit în ATR" |
29.05.2013Alin. (3) al art. 3 a fost modificat de pct. 1 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
La aplicarea prezentei norme se vor avea în vedere următoarele standarde, cu caracter de recomandare:
a)SR EN 61400-1: Turbine eoliene. Partea 1: Condiții de proiectare, la ediția în vigoare;
b)SR EN 61400-2: Turbine eoliene. Condiții de proiectare ale turbinelor eoliene mici, la ediția în vigoare;
c)SR EN 61400-21: Turbine eoliene. Partea 21: Măsurarea și evaluarea caracteristicilor de calitate a energiei a turbinelor eoliene conectate la o rețea electrică, la ediția în vigoare;
d)SR EN 50438: Prescripții pentru conectarea micro-generatoarelor în paralel cu rețelele electrice publice de distribuție de joasă tensiune, la ediția în vigoare.
29.05.2013Art. 4 a fost modificat de pct. 2 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
CEED trebuie să respecte integral cerințele Codului tehnic al rețelei electrice de transport/Codului tehnic al rețelelor electrice de distribuție și ale prezentei reglementări.
CEED trebuie să fie capabile să producă pe durată nelimitată, în punctul comun de cuplare, simultan puterea activă și reactivă maximă corespunzătoare condițiilor meteo, în conformitate cu diagrama P-Q echivalentă pentru care au primit aviz, în banda de frecvențe 49,5 Ț 50,5 Hz și în banda admisibilă a tensiunii.
29.05.2013Art. 6 a fost modificat de pct. 16 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013, prin înlocuirea unei sintagme.
CEED trebuie să aibă capacitatea:
a)să funcționeze continuu pentru frecvențe cuprinse în intervalul 47,5 - 52 Hz;
b)să rămână conectate la rețeaua electrică pentru frecvențe cuprinse în intervalul 47,0 - 47,5 Hz timp de minimum 20 de secunde;
c)să rămână conectate la rețeaua electrică atunci când se produc variații de frecvență având viteza de până la 0,5 Hz/secundă;
d)să funcționeze continuu la o tensiune în punctul comun de cuplare în domeniul 0,90 - 1,10 Un.
29.05.2013Lit. d) a art. 7 a fost modificată de pct. 16 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013, prin înlocuirea unei sintagme.
(1)GGE trebuie să rămână în funcțiune:
a)la variații ale frecvenței în domeniul 47,5 - 49,5 Hz. La scăderea frecvenței sub 49,5 Hz se admite o reducere liniară a puterii active disponibile, proporțională cu abaterea frecvenței;
b)la variații de frecvență cu viteza de până la 0,5 Hz/s și/sau variații de tensiune în domeniul 0,90 - 1,10 Un.
(2)Funcționarea la tensiuni sau la frecvențe anormale nu trebuie să conducă la reducerea puterii active disponibile a GGE cu mai mult de 20%.
(1)GGE trebuie să rămână în funcțiune la apariția golurilor și a variațiilor de tensiune, pe una sau pe toate fazele, în punctul comun de cuplare, de tipul celor din figura 1:!Imagine
29.05.2013Alin. (1) al art. 9 a fost modificat de pct. 16 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013, prin înlocuirea unei sintagme.
(2)Pe durata golurilor de tensiune, CEED trebuie să producă putere activă corespunzător nivelului tensiunii remanente și să maximizeze curentul reactiv injectat, fără a depăși limitele de funcționare ale CEED. CEED trebuie să poată genera curentul reactiv maxim pentru minimum 3 sec.
(3)Din momentul restabilirii tensiunii rețelei electrice în limitele normale de funcționare, CEED trebuie să producă întreaga putere activă disponibilă în cel mai scurt timp posibil, cu un gradient de variație a sarcinii de cel puțin 20% din puterea instalată pe secundă (MW/sec.).
(1)CEED va fi prevăzută cu un sistem de reglaj automat al puterii active în funcție de valoarea frecvenței (reglaj automat f/P). Acesta va acționa conform unei curbe de răspuns frecvență/putere activă, exemplificată în figura 2, unde P(d) reprezintă puterea activă disponibilă. Coordonatele punctelor A, B, C, D și E depind de valoarea frecvenței, a puterii active pe care o poate produce centrala și de valoarea de consemn la care este limitată puterea activă, în intervalele: A (50-47 Hz), B (50-47 Hz), C (50-52 Hz), DE (50-52 Hz). Poziția punctelor trebuie să poată fi setată conform solicitărilor operatorului de rețea, cu o eroare de maximum ± 10 mHz. Eroarea de măsurare a frecvenței nu trebuie să fie mai mare de ± 10 mHz.!Imagine
(2)Modificarea puterii active generate datorită variațiilor de frecvență va fi realizată, pe cât posibil, prin modificarea proporțională a puterii active generate de fiecare grup al CEED, nu prin pornirea și oprirea de grupuri. Viteza de răspuns a fiecărui GGE aflat în funcțiune trebuie să fie cel puțin 60% din puterea nominală pe minut (MW/min.).
(3)Dacă valoarea frecvenței ajunge la o valoare mai mare decât cea corespunzătoare segmentului D-E pe curba caracteristică prezentată în figura 2, CEED este deconectată. Condițiile de repunere în funcțiune se stabilesc de către OTS.
29.05.2013Alin. (3) al art. 10 a fost modificat de pct. 3 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
(4)La variațiile de frecvență din SEN, CEED trebuie să aibă capacitatea:
a)să asigure scăderea puterii active cu cel puțin 40% din puterea disponibilă (sau de consemn)/Hz la creșterea frecvenței peste 50,2 Hz;
29.05.2013Lit. a) a alin. (4) al art. 10 a fost modificată de pct. 4 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
b)să asigure creșterea puterii active până la limita maximă a puterii active disponibile, la scăderea frecvenței sub 49,8 Hz.
(1)Puterea activă produsă de o CEED trebuie să poată fi limitată la o valoare de consemn.
(2)Mărimea valorii de consemn trebuie să poată fi setată local sau preluată automat de la distanță în intervalul dintre puterea minimă tehnică și puterea instalată a centralei.
(3)CEED trebuie să asigure reglajul puterii active în punctul comun de cuplare cu o precizie de ± 5% din puterea instalată (ca putere medie pe 10 minute).
29.05.2013Alin. (3) al art. 11 a fost modificat de pct. 16 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013, prin înlocuirea unei sintagme.
(1)În funcționare normală, CEED trebuie să aibă capacitatea:
a)de a seta viteza de creștere/reducere liniară a puterii active produse la valoarea impusă de operatorul de rețea (MW/min.);
b)de a reduce, la dispoziția operatorului de rețea, puterea activă produsă la valoarea solicitată (inclusiv oprire), respectând viteza de variație (încărcare/descărcare) stabilită. Viteza de variație a puterii trebuie să fie respectată atât în cazul variației naturale de putere (intensificarea vitezei vântului), cât și pentru variațiile consemnului de putere. Prevederile de mai sus nu se referă la opririle intempestive.
(2)Valoarea vitezei de variație a puterii trebuie să poată fi setată într-o gamă cuprinsă între 10% din puterea instalată pe minut și viteza maximă admisibilă, dată de fabricant.
(1)CEED trebuie să instaleze sisteme de protecții care să asigure declanșarea de la sistem în cazul pierderii stabilității.
(2)Operatorul de rețea poate solicita în avizul tehnic de racordare instalarea suplimentară în CEED a unor sisteme de automatizare destinate reducerii rapide a puterii, chiar până la oprire.
(1)Producătorul este responsabil pentru protejarea GGE și a instalațiilor auxiliare ale acestora contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalațiile proprii sau de impactul rețelei electrice asupra acestora la acționarea protecțiilor de deconectare a CEED sau la incidentele din rețea (scurtcircuite cu și fără punere la pământ, acționări ale protecțiilor în rețea, supratensiuni tranzitorii etc.), precum și în cazul apariției unor condiții excepționale/anormale de funcționare.
(2)Reglajele protecțiilor la interfața CEED - SEN se stabilesc de către operatorul de rețea.
Dacă un GGE a declanșat din cauza vitezei vântului aflate în afara limitelor luate în calcul la proiectare, acesta trebuie să aibă capacitatea de a se reconecta automat atunci când viteza vântului revine la valori normale de funcționare.
(1)La valori ale tensiunii în punctul comun de cuplare situate în banda admisibilă de tensiune, puterea reactivă produsă/absorbită de o CEED trebuie să poată fi reglată continuu corespunzător unui factor de putere situat cel puțin în gama 0,95 capacitiv și 0,95 inductiv.
29.05.2013Alin. (1) al art. 16 a fost modificat de pct. 16 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013, prin înlocuirea unei sintagme.
(2)CEED trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune-putere reactivă în PCC în oricare dintre modalitățile:
a)reglajul tensiunii;
b)reglajul puterii reactive schimbate cu SEN;
c)reglajul factorului de putere.
(3)Condițiile de detaliu privind reglajul tensiunii și puterii reactive se stabilesc de operatorul de rețea prin avizul tehnic de racordare.
(4)Viteza de răspuns a sistemului de reglaj al tensiunii trebuie să fie de minimum 95% din puterea reactivă disponibilă în 30 de secunde.
29.05.2013Alin. (4) al art. 16 a fost modificat de pct. 5 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
În regim normal de funcționare al rețelei, CEED nu trebuie să producă în PCC variații rapide de tensiune mai mari de ±4% din tensiunea nominală la medie și înaltă tensiune și de ±5% din tensiunea nominală la joasă tensiune.
29.05.2013Art. 17 a fost modificat de pct. 6 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
Soluția de racordare a CEED trebuie să aibă în vedere evitarea funcționării CEED în regim insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecții care să deconecteze CEED într-un asemenea regim.
Indiferent de numărul GGE și al instalațiilor auxiliare aflate în funcțiune și oricare ar fi puterea produsă, CEED trebuie să asigure în PCC calitatea energiei electrice conform cu reglementările tehnice în vigoare.
29.05.2013Art. 19 a fost modificat de pct. 7 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
Operatorul de rețea verifică și asigură că racordarea și funcționarea CEED prevăzute a fi instalate nu conduce la încălcarea normelor în vigoare privind calitatea energiei electrice.
În scopul efectuării studiilor de stabilire a soluției de racordare sau de planificare, solicitantul pune la dispoziția operatorului de rețea un model de simulare a funcționării centralei/grupului eolian. Modelul trebuie să fie furnizat într-un format cerut de operatorul de rețea. Modelul trebuie să evidențieze parametrii CEE/GGE necesari atât pentru calculele de regimuri staționare, cât și pentru cele de regimuri dinamice/tranzitorii.
Abrogat.
29.05.2013Art. 22 a fost abrogat de pct. 8 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
CEED trebuie dotată cu sisteme de măsurare și de monitorizare a funcționării și a calității energiei electrice în PCC.
(1)În situații justificate, evidențiate prin studii proprii, operatorul de rețea poate impune condiții suplimentare celor prevăzute în cap. V sau mai restrictive, în scopul asigurării funcționării în condiții de siguranță a rețelei electrice.
(2)CEED cu puterea instalată mai mare decât 5 MW și mai mică sau egală cu 10 MW sunt exceptate de la aplicarea prevederilor art. 10-12, 16, 21 și 23.
29.05.2013Art. 24 a fost modificat de pct. 9 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
(1)Pentru CEEND cu puterea instalată ≥ 1 MW, dar până la 5 MW, cerințele minime sunt cele prevăzute la art. 5-9, 13-15 și 17-20.
(2)CEEND cu puteri instalate ≤ 1 MW trebuie să respecte următoarele cerințe minime:(a) să poată fi conectate și deconectate prin comandă de la distanță;(b) să funcționeze în paralel cu rețeaua fără a produce variații de tensiune mai mari de ±4% din tensiunea nominală la medie și înaltă tensiune și de ±5% din tensiunea nominală la joasă tensiune;(c) să respecte condițiile de calitate a energiei electrice produse, stabilite de operatorul de rețea, conform normelor tehnice în vigoare.
(3)În situații justificate, evidențiate prin studii proprii, operatorul de rețea poate impune pentru CEEND condiții suplimentare celor prevăzute în cap. VI sau mai restrictive, în scopul asigurării funcționării în condiții de siguranță a rețelei electrice.
29.05.2013Art. 25 a fost modificat de pct. 10 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
Producătorul de energie electrică care deține GGE/CEE cu puteri mai mari de 1 MW trebuie să asigure continuitatea transmiterii informațiilor către operatorul de rețea.
29.05.2013Art. 26 a fost modificat de pct. 11 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
(1)Toate CEED trebuie să poată fi supravegheate și comandate de la distanță.
(2)Funcțiile de comandă și valorile măsurate trebuie să poată fi puse la dispoziția operatorului de rețea, la cerere, într-un punct convenit de interfață cu sistemul EMS-SCADA.
(3)Pentru CEED, informațiile necesare a fi transmise on-line către sistemul EMS-SCADA includ cel puțin: puterea activă și reactivă produsă, tensiunea, frecvența, poziția elementelor de comutație din punctul comun de cuplare, energia activă produsă, reglaj f/P (da/nu), viteza și direcția vântului, presiunea atmosferică, temperatura etc.
29.05.2013Alin. (3) al art. 27 a fost modificat de pct. 16 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013, prin înlocuirea unei sintagme.
(4)Pentru CEEND, informațiile necesare a fi transmise on-line includ cel puțin măsura de putere activă și reactivă produsă.
(5)Operatorul de rețea precizează și alte informații care trebuie teletransmise de CEE și încheie cu producătorul un acord de confidențialitate referitor la acestea.
Producătorul care deține CEED este obligat să furnizeze către OTS prognoze de producție - putere activă - pe baza datelor meteo, pe termen mediu - 1-3 zile și scurt - 4-24 de ore.
29.05.2013Art. 28 a fost modificat de pct. 12 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
(1)Solicitantul de ATR și producătorul de energie electrică în GGE/CEE vor trimite la operatorul de rețea, după caz, pentru fiecare CEE pentru care solicită racordarea, respectiv efectuarea de probe pentru PIF, datele tehnice prevăzute în tabelul 1 sau 2, unde:
S - date standard de planificare, comunicate prin cererea de racordare, pentru elaborarea studiului de soluție;
D - date de detaliu de planificare, comunicate cu minimum 3 luni înainte de PIF;
T - date determinate (înregistrate) în urma probelor (testelor) care fac obiectul activităților de testare monitorizare și control.
Determinarea acestor date se realizează în cadrul probelor de PIF și se transmit operatorului de rețea în maximum 10 zile de la PIF.
(2)Punerea în funcțiune și darea în exploatare a GGE/CEE se face numai după realizarea probelor de funcționare, integrarea în sistemul SCADA al operatorului de rețea și transmiterea la acesta a rezultatelor probelor, prevăzute în tabelele 1-5, determinate conform procedurii prevăzute la art. 30 alin. (5).
Tabelul 1 - Date pentru CEED
| Descrierea datelor (simbol) | Unități de măsură | Categoria datelor |
|---|---|---|
| Firma producătoare a grupului electric eolian | Denumire | S |
| Numărul de grupuri eoliene care constituie CEED | Număr | S |
| Tipul grupurilor generatoare eoliene care constituie CEED | Descriere | S |
| Aprobarea de tip pentru grup electric eolian | Număr certificat | S |
| Racordare la rețea, amplasare bară colectoare și punctul de delimitare | Text, schemă | S |
| Tensiunea nominală în punctul de delimitare | kV | S |
| Schema electrică a întregii centrale electrice eoliene | Schemă | D |
| La nivelul centralei electrice eoliene: | ||
| Puterea activă nominală a CEED | MW | S |
| Puterea maximă aparentă nominală la bara colectoare a CEED | MVA | S |
| Putere activă netă maximă la bara colectoare a CEED | MW | D |
| Frecvența de funcționare la parametri nominali | Hz | D |
| Viteza maximă/minimă de variație a puterii active ce poate fi realizată la nivelul CEED | MW/min | T |
| Consumul serviciilor proprii la puterea maximă produsă la bara colectoare | MW | T |
| Condiții speciale de conectare/deconectare a centralei electrice eoliene, altele decât ale grupurilor electrice eoliene componente | Text | S |
| Modelul matematic al centralei electrice eoliene și simulările efectuate | Text | D |
| Reglajul puterii active în PCC (bucla de reglare) | Schema de reglare, viteza de încărcare- descărcare | D |
| Reglajul tensiunii în PCC (bucla de reglare) | Schema de reglare | D |
| Reglajul factorului de putere în PCC (bucla de reglare) | Schema de reglare | D |
| Diagrama PQ în PCC | Date grafice | T |
| Parametrii liniei de racordare la SEN | S | |
| Date referitoare la grupurile generatoare eoliene care alcătuiesc centrala electrică eoliană | ||
| Tipul unității eoliene (cu ax orizontal/vertical) | Descriere | S |
| Numărul de pale | Număr | S |
| Diametrul rotorului | m | S |
| Înălțimea axului rotorului | m | S |
| Sistemul de comandă a palelor (pitch/stall) | Text | S |
| Sistemul de comandă a vitezei (fix/cu două viteze/variabil) | Text | S |
| Tipul de generator | Descriere | S |
| Tipul de convertor de frecvență și parametrii nominali (kW) | S | |
| Puterea activă nominală | MW | S |
| Puterea activă maximă măsurată la bara colectoare a CEED - valoarea medie pe 60 de secunde; - valoarea medie pe 0,2 secunde. | MW | T |
| Puterea activă maxim permisă | MW | S |
| Puterea aparentă nominală | kVA | S |
| Viteza de variație a puterii active | MW/min | T |
| Puterea reactivă, specificată ca valoare medie pe 10 minute în funcție de valoarea medie pe 10 minute a puterii active generate*) | KVAr | S, T |
| Curentul nominal | A | S |
| Tensiunea nominală | V | S |
| Viteza vântului de pornire | m/s | S |
| Viteza nominală a vântului (corespunzătoare puterii nominale) | m/s | S |
| Viteza vântului de deconectare | m/s | S |
| Variația puterii generate cu viteza vântului | Curba de variație | S |
| Diagrama P-Q | Date grafice | D, T |
| Unități de transformare MT/110kV prin care CEED se racordează la bara de 110kV: | ||
| Număr de înfășurări | Text | S |
| Puterea nominală pe fiecare înfășurare | MVA | S |
| Raportul nominal de transformare | kV/kV | S |
| Tensiuni de scurtcircuit pe perechi de înfășurări | % din Unom | S |
| Pierderi în gol | kW | S |
| Pierderi în sarcină | kW | S |
| Curentul de magnetizare | % | S |
| Grupa de conexiuni | Text | S |
| Domeniu de reglaj | kV-kV | S |
| Schema de reglaj (longitudinal sau longo-transversal) | Text, diagramă | D |
| Mărimea treptei de reglaj | % | D |
| Reglaj sub sarcină | DA/NU | D |
| Curba de saturație | Diagramă | D |
| Parametri de calitate ai energiei electrice pe fiecare grup (proiectați/realizați) | ||
| Coeficient de flicker la funcționare continuă*) | S, T | |
| Factorul-treaptă de flicker pentru operații de comutare*) | S, T | |
| Factor de variație a tensiunii*) | S, T | |
| Numărul maxim de operații de comutare la interval de 10 minute*) | S, T | |
| Numărul maxim de operații de comutare la interval de 2 ore*) | S, T | |
| La bara colectoare | ||
| Factor total de distorsiune de curent THDi*) | S, T | |
| Armonice (până la armonica 50)*) | S, T | |
| Factor de nesimetrie de secvență negativă | S, T | |
*)Conform tabelelor 3, 4, 5.
Tabelul 2 - Date pentru CEEND
| Descrierea datelor (simbol) | Unități de măsură | Categoria datelor |
|---|---|---|
| Firma producătoare a grupului electric eolian | Denumire | S |
| Numărul de grupuri eoliene care constituie CEEND | Număr | S |
| Tipul grupurilor generatoare eoliene care constituie CEEND | Descriere | S |
| Aprobarea de tip pentru grup electric eolian | Număr certificat | S |
| Racordare la rețea, amplasare bara colectoare și punctul de delimitare | Text, schemă | S |
| Tensiunea nominală în punctul de delimitare | kV | S |
| Schema electrică a întregii centrale electrice eoliene | Schemă | D |
| La nivelul centralei electrice eoliene: | ||
| Puterea activă nominală a CEEND | MW | S |
| Puterea maximă aparentă la bara colectoare a CEEND | MVA | S |
| Putere activă netă maximă la bara colectoare a CEEND | MW | D |
| Frecvența de funcționare la parametri nominali | Hz | D |
| Consumul serviciilor proprii la puterea maximă produsă la bara colectoare | MW | T |
| Condiții speciale de conectare/deconectare a centralei electrice eoliene, altele decât ale grupurilor electrice eoliene componente | Text | S |
| Parametrii liniei de racordare la SEN | S | |
| Date referitoare la grupurile generatoare eoliene care alcătuiesc centrala electrică eoliană | ||
| Tipul unității eoliene (cu ax orizontal/vertical) | Descriere | S |
| Numărul de pale | Număr | S |
| Diametrul rotorului | m | S |
| Înălțimea axului rotorului | m | S |
| Sistemul de comandă a palelor (pitch/stall) | Text | S |
| Sistemul de comandă a vitezei (fix/cu două viteze/variabil) | Text | S |
| Tipul de generator | Descriere | S |
| Tipul de convertor de frecvență și parametrii nominali (kW) | S | |
| Puterea activă nominală | MW | S |
| Puterea activă maximă măsurată la bara colectoare a CEEND - valoarea medie pe 60 de secunde; - valoarea medie pe 0,2 secunde. | MW | T |
| Puterea activă maxim permisă | MW | S |
| Puterea aparentă nominală | kVA | S |
| Viteza de variație a puterii active | MW/min | T |
| Puterea reactivă, specificată ca valoare medie pe 10 minute în funcție de valoarea medie pe 10 minute a puterii active generate*) | KVAr | S |
| Curentul nominal | A | S |
| Tensiunea nominală | V | S |
| Viteza vântului de pornire | m/s | S |
| Viteza nominală a vântului (corespunzătoare puterii nominale) | m/s | S |
| Viteza vântului de deconectare | m/s | S |
| Variația puterii generate cu viteza vântului | Tabel | S |
| Diagrama P-Q | Date grafice | D, T |
| Unități de transformare JT/MT, respectiv MT/110kV prin care CEEND se racordează la bara de MT sau 110kV: | ||
| Număr de înfășurări | Text | S |
| Puterea nominală pe fiecare înfășurare | MVA | S |
| Raportul nominal de transformare | kV/kV | S |
| Tensiuni de scurtcircuit pe perechi de înfășurări | % din Unom | S |
| Pierderi în gol | kW | S |
| Pierderi în sarcină | kW | S |
| Curentul de magnetizare | % | S |
| Grupa de conexiuni | Text | S |
| Domeniu de reglaj | kV-kV | S |
| Schema de reglaj (longitudinal sau longo-transversal) | Text, diagramă | D |
| Mărimea treptei de reglaj | % | D |
| Reglaj sub sarcină | DA/NU | D |
| Curba de saturație | Diagramă | D |
| Parametri de calitate ai energiei electrice pe fiecare grup (proiectați/realizați) | ||
| Coeficient de flicker la funcționare continuă*) | S, T | |
| Factorul-treaptă de flicker pentru operații de comutare*) | S, T | |
| Factor de variație a tensiunii*) | S, T | |
| Numărul maxim de operații de comutare la interval de 10 minute*) | S, T | |
| Numărul maxim de operații de comutare la interval de 2 ore*) | S, T | |
| La bara colectoare | ||
| Factor total de distorsiune de curent THDi*) | S, T | |
| Armonice (până la armonica 50)*) | S, T | |
| Factor de nesimetrie de secvență negativă | S, T | |
*)Conform tabelelor 3, 4, 5.
Tabelul 3 - Putere reactivă/GGE
| Puterea activă la ieșire (% din P(n)) | Puterea activă la ieșire (kW) | Puterea reactivă (kVAr) |
|---|---|---|
| 0 | ||
| 10 | ||
| 20 | ||
| 30 | ||
| 40 | ||
| 50 | ||
| 60 | ||
| 70 | ||
| 80 | ||
| 90 | ||
| 100 | ||
| Puterea reactivă evaluată la P(mc)(kVAr) | ||
| Puterea reactivă evaluată la P(60)(kVAr) | ||
| Puterea reactivă evaluată la P(0,2)(kVAr) | ||
Tabelul 4 - Fluctuații de tensiune1. În funcționare continuă
| Unghiul impedanței de fază a rețelei, (psi)(k) | 30° | 50° | 70° | 85° |
|---|---|---|---|---|
| Viteza medie anuală a vântului, v(a) | Coeficientul de flicker c((psi)(k), v(a)) | |||
| 6,0 m/s | ||||
| 7,5 m/s | ||||
| 8,5 m/s | ||||
| 10,0 m/s | ||||
2.În cazul operațiilor de comutare
| Cazul operației de comutare | Comutare la viteza de pornire v(cut-în) | |||
|---|---|---|---|---|
| Numărul maxim de operații de comutare, N(10) | ||||
| Numărul maxim de operații de comutare, N(120) | ||||
| Unghiul de fază a impedanței rețelei, (psi)(k) | 30° | 50° | 70° | 85° |
| Factorul treaptă de flicker, k(f)((psi)(k)) | ||||
| Factorul de variație a tensiunii, k(u)((psi)(k)) | ||||
| Cazul operației de comutare | Comutare la viteza nominală (v(n)) | |||
| Numărul maxim de operații de comutare, N(10) | ||||
| Numărul maxim de operații de comutare, N(120) | ||||
| Unghiul de fază a impedanței rețelei, (psi)k | 30° | 50° | 70° | 85° |
| Factorul-treaptă de flicker, k(f)((psi)(k)) | ||||
| Factorul de variație a tensiunii, k(u)((psi)(k)) | ||||
| Cazul operației de comutare | Cea mai defavorabilă comutare între grupurile eoliene | |||
| Numărul maxim de operații de comutare, N(10) | ||||
| Numărul maxim de operații de comutare, N(120) | ||||
| Unghiul de fază a impedanței rețelei, (psi)(k) | 30° | 50° | 70° | 85° |
| Factorul-treaptă de flicker, k(f) ((psi)(k)) | ||||
| Factorul de variație a tensiunii, k(u)((psi)(k)) | ||||
Tabelul 5 - Armonice de curent
| Rangul | Puterea activă la ieșire (kW) | Curentul armonic [% din I(n)] | Rangul | Puterea activă la ieșire (kW) | Curentul armonic [% din I(n)] |
|---|---|---|---|---|---|
| 2 | 3 | ||||
| 4 | 5 | ||||
| 6 | 7 | ||||
| 8 | 9 | ||||
| 10 | 11 | ||||
| 12 | 13 | ||||
| 14 | 15 | ||||
| 16 | 17 | ||||
| 18 | 19 | ||||
| 20 | 21 | ||||
| 22 | 23 | ||||
| 24 | 25 | ||||
| 26 | 27 | ||||
| 28 | 29 | ||||
| 30 | 31 | ||||
| 32 | 33 | ||||
| 34 | 35 | ||||
| 36 | 37 | ||||
| 38 | 39 | ||||
| 40 | 41 | ||||
| 42 | 43 | ||||
| 44 | 45 | ||||
| 46 | 47 | ||||
| 48 | 49 | ||||
| 50 | |||||
| Factorul maxim de distorsiune total de curent [% din I(n)] | |||||
| Puterea la ieșire pentru valoarea maximă a factorului de distorsiune total de curent (kW) | |||||
29.05.2013Art. 29 a fost modificat de pct. 13 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
(1)Operatorul de rețea verifică faptul că racordarea și funcționarea CEE nu conduce la încălcarea condițiilor privind funcționarea în domeniul de frecvență, de tensiune, capabilitatea de trecere peste defect și calitatea energiei electrice, stabilite în prezenta normă tehnică.
(2)În cazul CEED verificarea îndeplinirii condițiilor din prezenta normă se realizează de către OTS. Dacă CEED este racordată la o rețea electrică de distribuție, OD care deține respectiva rețea va colabora cu OTS, sub coordonarea acestuia, pentru realizarea verificării.
(3)În cazul CEEND verificarea îndeplinirii condițiilor din prezenta normă se realizează de către operatorul de rețea la instalațiile căruia este sau urmează să fie racordată CEE. În toate cazurile, OD colaborează cu OTS pentru realizarea verificării.
(4)Confirmarea îndeplinirii de către CEE a condițiilor de racordare, inclusiv a celor prevăzute în prezenta normă, se realizează prin emiterea unui certificat de conformitate de către operatorul de rețea responsabil cu verificarea, conform prevederilor alin. (1)-(3).
(5)Verificarea îndeplinirii condițiilor de racordare și de funcționare a CEE, precum și emiterea certificatului de conformitate se realizează conform unei proceduri elaborate de OTS, cu consultarea OD, și aprobate de ANRE. Procedura trebuie să cuprindă dispoziții referitoare la fazele de punere în funcțiune, perioada de probe și acceptarea în funcționare de durată.
29.05.2013Art. 30 a fost modificat de pct. 14 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
(1)Operatorii de rețea pot restricționa accesul CEE la rețelele electrice proprii, numai dacă racordarea acestora afectează siguranța funcționării SEN, prin nerespectarea normelor tehnice și a standardelor de performanță prevăzute în reglementările tehnice în vigoare.
(2)În termen de 3 zile de la emitere, OD vor transmite către OTS copii ale avizelor tehnice de racordare emise.
(3)Puterea maximă ce poate fi instalată în CEE fără restricții, precum și rezerva de putere suplimentară necesară din punctul de vedere al siguranței SEN, în funcție de puterea instalată în CEE, se stabilesc de către OTS, conform unei proceduri proprii, avizată de ANRE.
(4)Puterea maximă stabilită conform procedurii prevăzute la alin. (3) reprezintă puterea maximă instalată a tuturor CEE care pot funcționa fără restricții, conform condițiilor din SEN la momentul determinării acestei puteri maxime, minimum 90% dintr-un an.
(5)OTS publică anual pe pagina proprie de internet: valoarea puterii totale instalate a CEE pentru care sunt emise avize tehnice de racordare valabile, respectiv valoarea puterii maxime ce poate fi instalată în CEE și a rezervei de putere suplimentară necesară din punctul de vedere al siguranței SEN, determinate conform procedurii prevăzute la alin. (3).
29.05.2013Art. 31 a fost introdus de pct. 15 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
(1)OD are responsabilitatea transmiterii în timp real, la OTS, a puterilor active produse de CEEND racordate în rețeaua proprie, în mod agregat.
(2)În scopul îndeplinirii cerinței prevăzute la alin. (1), în termen de maximum 3 ani de la intrarea în vigoare a prezentei norme tehnice OD dezvoltă propriul sistem DMS-SCADA și asigură interconectarea acestuia cu EMS-SCADA.
(3)Deținătorii de CEEND cu puterea instalată mai mare de 1 MW și mai mică sau egală cu 5 MW, care se pun în funcțiune în următorii 3 ani de la intrarea în vigoare a prezentei norme tehnice, asigură transmiterea măsurii de putere activă în sistemul EMS-SCADA, conform soluției agreate cu OTS.
29.05.2013Art. 32 a fost introdus de pct. 15 al art. I din ORDINUL nr. 29 din 17 mai 2013 publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 307 din 29 mai 2013.
Forma oficială este cea publicată în Monitorul Oficial.
