privind punerea sub tensiune pentru perioada de probe şi certificarea conformităţii tehnice a centralelor electrice eoliene şi fotovoltaice
1.1.Procedura stabileşte criteriile, modul de desfăşurare şi etapele procesului de punere sub tensiune pentru perioada de probe a unei centrale electrice eoliene sau fotovoltaice şi ale procesului de certificare/verificare a conformităţii centralei electrice eoliene sau fotovoltaice cu cerinţele normelor tehnice de conectare la reţele de interes public.
1.2.În procedură sunt prezentate: etapele, documentele, testele şi verificările necesar a fi urmate pentru demonstrarea conformităţii centralelor electrice eoliene sau fotovoltaice cu cerinţele tehnice de conectare la reţele de interes public, în vederea acordării acceptului pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe, a funcţionării centralei în perioada de probă şi a certificării conformităţii tehnice la sfârşitul perioadei de probă.
2.1.Procedura se aplică de către operatorul de transport şi de sistem - Dispecerul energetic naţional (DEN), operatorii de reţea (OR) şi solicitanţi.
2.2.Certificarea conformităţii cu cerinţele tehnice de conectare la SEN confirmă respectarea de către:
a)CEE racordate în RET/RED a cerinţelor Normei tehnice "Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene", aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 51/2009, cu modificările şi completările ulterioare;
b)CEF racordate în RET/RED a cerinţelor Normei tehnice "Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice", aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 30/2013.
2.3.Certificarea conformităţii este o condiţie pentru centralele electrice şi grupurile generatoare ce utilizează surse regenerabile de energie în obţinerea licenţei, a acreditărilor emise de ANRE şi a certificatului de racordare.
2.4.Prezenta procedură se aplică pentru centrale electrice eoliene şi fotovoltaice, cu puteri instalate mai mari de 1 MW.
2.5.Procedura tratează următoarele faze ale procesului de certificare a conformităţii tehnice:
2.5.1.Verificarea îndeplinirii cerinţelor pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe;
2.5.2.Punerea sub tensiune pentru perioada de probe şi funcţionarea pe durata perioadei de probă a CEE şi CEF;
2.5.3.Emiterea certificatului de conformitate cu cerinţele din normele tehnice de conectare la reţelele de interes public (NT 51 şi NT 30).
3.1.Termenii utilizaţi în prezenta procedură sunt definiţi în Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, Codul tehnic al reţelei electrice de transport, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 20/2004, cu modificările ulterioare, în Norma tehnică "Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene", aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 51/2009, cu modificările şi completările ulterioare, şi în Norma tehnică "Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice", aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 30/2013.
3.2.În prezenta procedură se folosesc următoarele abrevieri:
ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei;
ATR - aviz tehnic de racordare;
CEE - centrală electrică eoliană;
CEED - centrală electrică eoliană dispecerizabilă, cu o putere instalată mai mare de 5 MW;
CEEND - centrală electrică eoliană nedispecerizabilă, cu o putere instalată mai mică sau egală cu 5 MW;
CEF - centrală electrică fotovoltaică (sinonim: centrală fotoelectrică);
CEFD - centrală electrică fotovoltaică dispecerizabilă, cu puterea instalată mai mare de 5 MW;
CEFND - centrală electrică fotovoltaică nedispecerizabilă, cu puterea instalată mai mică sau egală cu 5 MW;
CDC - certificat de conformitate tehnică;
Cod RED - Codul tehnic al reţelei electrice de distribuţie;
Cod RET - Codul tehnic al reţelei electrice de transport;
Cod comercial - Codul comercial al pieţei angro de energie electrică;
CTES - Consiliul tehnico-economic şi ştiinţific;
DEN - Dispecerul energetic naţional - divizie în cadrul OTS;
DEC - Dispecerul energetic central;
EMS - Sistem de management al energiei;
FO, FO-OPGW - fibră optică;
GGE - grup generator eolian;
LEA - linie electrică aeriană;
LES - linie electrică subterană;
LVRT - Low Voltage Ride Through (trecere peste defect cu nivel minim de tensiune);
NT 51 - Norma tehnică "Condiţii tehnice de racordare la reţelele de interes public pentru centralele electrice eoliene", aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 51/2009, cu modificările şi completările ulterioare;
NT 30 - Norma tehnică "Condiţii tehnice de racordare la reţelele de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice", aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 30/2013;
OD - operator de distribuţie;
OR - operator de reţea; operatorul de reţea poate fi operatorul de transport şi de sistem sau operatorul de distribuţie concesionar;
OTS - operator de transport şi de sistem - Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A. (Transelectrica);
PCC - punct comun de cuplare;
Pi - putere instalată;
PIF - punere în funcţiune;
PSL - Power Standard Lab;
RAR - reanclanşare automată rapidă;
RED - reţea electrică de distribuţie;
RET - reţea electrică de transport;
SCADA - Sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date a unui proces tehnologic sau instalaţii;
SCADA/EMS - Supervisory Control and Data Acquisition/ Energy Management System;
SCADA/DMS - Supervisory Control and Data Acquisition/ Distribution Management System;
SEN - Sistemul energetic naţional;
STC - Condiţii standard de test (Standard Test Condiţion) - radianţa de 1000 W/mp, masa atmosferică AM = 1,5 şi temperatura celulei fotovoltaice 25°C;
THD - Total Harmonic Distortion Factor (factor total de distorsiune armonică);
ZVRT - Zero Voltage Ride Through (trecere peste defect cu nivel zero de tensiune).
4.1.Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012;
4.2.Codul tehnic al reţelei electrice de transport, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 20/2004, cu modificările ulterioare;
4.3.Codul tehnic al reţelei electrice de distribuţie, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 128/2008;
4.4.Norma tehnică "Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene", aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 51/2009, cu modificările şi completările ulterioare;
4.5.Norma tehnică "Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice", aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 30/2013;
4.6.Codul de măsurare a energiei electrice, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 17/2002;
4.7.Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public în vigoare;
4.8.Regulamentul privind stabilirea soluţiilor de racordare a utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 129/2008;
4.9.Metodologia pentru emiterea avizelor de amplasament de către operatorii de reţea, aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 48/2008, cu modificările ulterioare;
4.10.Norma tehnică privind delimitarea zonelor de protecţie şi de siguranţă aferente capacităţilor energetice - revizia I, aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 4/2007, cu modificările şi completările ulterioare;
4.11.Standardul de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem ale energiei electrice, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 17/2007;
4.12.Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 28/2007;
4.13.Regulamentul general de manevre în instalaţiile electrice de medie şi înaltă tensiune - NTE 009/10/00 - RGM/2010.
5.1.Responsabilităţile solicitantului
Solicitantul este titularul autorizaţiei de înfiinţare a CEE/CEF sau titularul unei licenţe de exploatare comercială a CEE/CEF puse în funcţiune înainte de aprobarea prezentei proceduri.
a)Întocmeşte documentaţia tehnică conform anexei nr. 1 (pentru CEE), respectiv a anexei nr. 2 (pentru CEF), în funcţie de tipul centralei electrice.
b)Depune solicitarea pentru punerea sub tensiune pe perioada de probe, însoţită de documentaţia tehnică, şi specifică termenul planificat pentru punerea în funcţiune:
–la DEN, pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mari sau egale cu 10 MW;
–la OR care a emis avizul tehnic de racordare a CEE/CEF sau a reţelei altui deţinător de reţea electrică de distribuţie la care se racordează CEE/CEF, pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mici de 10 MW.
c)Efectuează, prin societăţi atestate de tip A, testele de verificare a performanţelor din punctul de vedere al conformităţii tehnice cu cerinţele de conectare a centralei electrice la reţelele de interes public, conform procedurilor din anexa nr. 4 (CEE) şi anexa nr. 5 (CEF), în funcţie de tipul centralei.
d)Depune rezultatele testelor preliminare şi finale la DEN în cazul centralelor electrice cu puteri instalate mai mari de 5 MW şi la OR pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mici sau egale cu 5 MW.
e)Depune solicitarea pentru obţinerea certificatului de conformitate tehnică, după caz: la DEN pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mari de 5 MW, respectiv la OR pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mici sau egale cu 5 MW. Modelele solicitărilor enumerate sunt prezentate în anexele nr. 6 şi 7. f) Încheie pentru perioada de probe a convenţiei de exploatare şi, după caz, a contractului/contractelor pentru transportul, distribuţia sau furnizarea energiei electrice, cu respectarea normelor în vigoare.
5.2.Responsabilităţile DEN
a)Analizează documentaţia tehnică prezentată de solicitant sau transmisă de către OR.
b)Pe baza conformităţii documentaţiei transmise cu cerinţele normelor tehnice şi a Codului RET în vigoare, transmite solicitantului şi, după caz, OR, acordul de punere sub tensiune.
c)Postează pe website-ul Transelectrica programul de eşalonare în timp a punerii în funcţiune a centralelor electrice dispecerizabile (Pi > 5 MW) la adresa http://www.transelectrica.ro/Transparenta/centraleprobe.php d) Analizează documentaţia conţinând rezultatele probelor preliminare de verificare a conformităţii tehnice cu cerinţele normelor tehnice în vigoare şi ale probelor finale.
e)Participă la efectuarea probelor finale pentru toate centralele electrice dispecerizabile cu puteri mai mari de 10 MW şi analizează rezultatele testelor finale efectuate de către centralele electrice dispecerizabile cu puteri mai mari de 5 MW şi mai mici de 10 MW, realizate în prezenţa reprezentanţilor OR.
f)Emite certificatul de conformitate tehnică pentru îndeplinirea cerinţelor de conectare (funcţionare) la SEN pentru centralele electrice dispecerizabile cu puteri mai mari de 5 MW.
g)Asigură transparenţa asupra situaţiei centralelor electrice dispecerizabile cu puteri instalate mai mari de 5 MW, aflate în probe (notificate ca funcţionare provizorie), pe website-ul Transelectrica, la adresa http://www.transelectrica.ro/Transparenta/centraleprobe.php h) Asigură transparenţa asupra situaţiei emiterii de certificate de conformitate a centralelor electrice dispecerizabile cu cerinţele tehnice de conectare la SEN, pe website-ul Transelectrica, la adresa http://www.transelectrica.ro/Transparenta/centraleprobe.php
5.3.Responsabilităţile OR
a)Analizează documentaţia tehnică prezentată >de solicitant pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mici sau egale cu 10 MW, care se racordează la reţeaua proprie.
b)Transmite la DEN solicitarea în vederea obţinerii acordului pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe a centralei electrice, în termen de 10 zile lucrătoare de la depunerea documentaţiei complete, conform anexelor nr. 1 şi 2, pentru centralele electrice eoliene şi fotovoltaice cu puteri instalate cuprinse între 5 şi 10 MW inclusiv, care se racordează la reţeaua proprie OR.
c)Informează DEN asupra depunerii de către solicitant a documentaţiei tehnice pentru centrale electrice eoliene sau fotovoltaice nedispecerizabile, cu puteri instalate mai mici de 5 MW şi mai mari de 1 MW, în termen de 5 zile lucrătoare de la depunere, informând şi asupra datei la care solicitantul doreşte punerea sub tensiune pentru perioada de probă a centralei electrice. OR transmite la DEN datele tehnice pe care acesta le solicită. OR solicită la DEN un punct de vedere privind conformitatea pe tip de invertor şi GGE.
d)Transmite solicitantului acceptul de punere sub tensiune pentru perioada de probe a instalaţiilor centralei electrice; în situaţia centralelor cu putere mai mare de 5 MW, acceptul se transmite solicitantului în baza acordului DEN numai după primirea acestuia.
e)Analizează documentaţia conţinând rezultatele probelor preliminare şi ale probelor finale efectuate de centralele electrice cu puteri instalate conform ATR mai mici sau egale cu 10 MW.
f)Participă la efectuarea probelor finale pentru centralele electrice eoliene şi fotovoltaice cu puteri instalate mai mici de 10 MW puse în funcţiune conform etapei de dezvoltare menţionate în ATR.
g)Eliberează certificatul de conformitate tehnică pentru îndeplinirea cerinţelor de conectare la reţele de interes public pentru centralele electrice eoliene şi fotovoltaice cu puteri instalate mai mici sau egale cu 5 MW şi mai mari sau egale cu 1 MW, conform etapei de dezvoltare menţionate în ATR.
h)Asigură transparenţa procesului de certificare a conformităţii tehnice pe website-ul propriu şi transmite la DEN situaţia certificatelor de conformitate emise.
6.1.Punerea sub tensiune pe perioada de probe a centralelor electrice eoliene şi fotovoltaice
6.1.1.Punerea sub tensiune pentru perioada de probe a centralelor electrice eoliene şi fotovoltaice are loc numai după primirea acceptului de punere sub tensiune, eliberat după caz, de către:
a)DEN pentru centrale electrice cu Pi > 5 MW;
b)OR pentru centrale electrice nedispecerizabile (Pi ≤ 5 MW şi Pi 1≥ 1 MW).
6.1.2.Punerea sub tensiune a centralei electrice eoliene sau fotovoltaice se referă strict la instalaţiile de producere a energiei electrice (GGE, invertoare) şi la mijloacele de compensare auxiliare, dacă este cazul, montate pentru asigurarea cerinţelor privind puterea reactivă necesar a fi produsă/compensată de către acestea (CEE şi CEF).
6.1.3.Procesul de acordare a acceptului de punere sub tensiune pentru perioada de probe a centralelor electrice eoliene şi fotovoltaice este prezentat în anexele nr. 10, 11 şi 12 şi conţine etapele:
a)depunerea documentaţiei tehnice a CEE, respectiv CEF;
b)analiza documentaţiei;
c)depunerea documentelor care atestă realizarea lucrărilor premergătoare punerii sub tensiune şi a solicitării pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe;
d)încheierea pentru perioada de probe a convenţiei de exploatare şi, după caz, a contractului/contractelor pentru transportul, distribuţia sau furnizarea energiei electrice, cu respectarea normelor în vigoare;
e)acordarea acceptului pentru punerea sub tensiune a centralei electrice.
6.1.4.Depunerea documentaţiei tehnice a CEE, respectiv CEF:
6.1.4.1.Solicitantul transmite documentaţia tehnică prevăzută în anexa nr. 1 (CEE) sau anexa nr. 2 (CEF):
a)la DEN, cu 6 luni înainte de data previzionată pentru punerea în funcţiune, pentru centrale electrice mai mari de 10 MW;
b)la OR la care se racordează, cu 3 luni înainte de data previzionată pentru punerea în funcţiune, pentru centrale electrice cu puteri cuprinse între 1 şi 10 MW inclusiv.
6.1.5.Analiza documentaţiei tehnice
6.1.5.1.În termen de 30 de zile calendaristice de la primirea documentaţiei, DEN analizează documentaţia pentru centralele electrice cu puteri mai mari de 10 MW, întocmită conform anexei nr. 1, respectiv anexei nr. 2, precum şi documentaţia invertoarelor, respectiv a grupurilor generatoare eoliene. DEN solicită completarea documentaţiei, dacă este cazul, şi răspunde în scris solicitantului şi spre ştiinţa OR aferent privind conformitatea documentaţiei tehnice.
6.1.5.2.În termen de 5 zile lucrătoare de la primirea documentaţiei, OR analizează documentaţia pentru centralele electrice cu puteri mai mari de 5 MW şi mai mici de 10 MW inclusiv, întocmită conform anexei nr. 1, respectiv anexei nr. 2, solicită completarea documentaţiei, dacă este cazul, şi transmite documentaţia completă la DEN.
6.1.5.3.În termen de 20 de zile calendaristice de la primirea documentaţiei, DEN analizează documentaţia primită de la OR pentru centralele electrice cu puteri mai mari de 5 MW şi mai mici de 10 MW inclusiv, documentaţia invertoarelor, a grupurilor generatoare eoliene, solicită completarea documentaţiei, dacă este cazul, şi răspunde în scris solicitantului şi spre ştiinţa OR aferent privind conformitatea documentaţiei tehnice.
6.1.5.4.În termen de 20 de zile calendaristice de la primirea documentaţiei, OR analizează documentaţia pentru centralele electrice cu puteri mai mici de 5 MW, solicită completarea acesteia, dacă este cazul, şi poate solicita informaţii la DEN privind conformitatea documentaţiei tehnice a grupurilor generatoare eoliene sau a invertoarelor.
6.1.6.Depunerea documentelor care atestă realizarea lucrărilor premergătoare punerii sub tensiune şi a solicitării pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe
6.1.6.1.Pentru centrale electrice cu puteri instalate mai mari de 10 MW, solicitantul depune la DEN, cu cel puţin 10 zile lucrătoare înainte de data solicitării punerii sub tensiune a centralei electrice eoliene sau fotovoltaice, următoarele documente:
a)solicitarea pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe, conform anexei nr. 6;
b)documentele care atestă realizarea legăturii de comunicaţie (cel puţin una din cele două căi redundante) între centrala electrică şi reţeaua de comunicaţie - fibra optică - a OTS;
c)documentele care atestă integrarea centralei electrice în sistemul EMS-SCADA al OTS;
d)documente care atestă integrarea centralei electrice în sistemul de prognoză al OTS;
e)programul de punere în funcţiune a centralei electrice propus, în ordinea de punere în funcţiune a GGE, respectiv a invertoarelor, până la puterea aprobată prin ATR corespunzătoare etapei specificate în ATR (dacă este cazul). OTS are obligaţia de a publică pe website-ul propriu acest program;
f)datele solicitate în anexa nr. 3, denumirea centrului de dispecer la care urmează a fi arondată centrala electrică şi persoanele responsabile din punct de vedere operativ după punerea sub tensiune a centralei electrice;
g)pentru centralele electrice care se racordează în staţiile de transformare aparţinând OTS - documente care atestă integrarea analizorului de calitate a energiei electrice montat, în sistemul de monitorizare a calităţii energiei electrice aparţinând OTS, după caz.
6.1.6.2.Pentru centrale electrice cu puteri instalate mai mari de 5 MW şi mai mici de 10 MW inclusiv, solicitantul depune la operatorul de reţea, cu cel puţin 10 zile lucrătoare înainte de data solicitării punerii sub tensiune a centralei electrice eoliene sau fotovoltaice, următoarele documente:
a)solicitarea pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe conform anexei nr. 6;
b)documentele care atestă realizarea implementării soluţiei de agregare şi integrare în EMS-SCADA al OTS convenită cu aceasta;
c)documentele care atestă integrarea în sistemele DMS-SCADA ale OD şi în EMS-SCADA aparţinând OTS pe una din căile menţionate la litera b);
d)documente care atestă integrarea centralei electrice în sistemul de prognoză al OTS;
e)programul de punere în funcţiune a centralei electrice propus, în ordinea de punere în funcţiune a GGE, respectiv a invertoarelor, până la puterea aprobată prin ATR corespunzătoare etapei specificate în ATR (dacă este cazul). OTS are obligaţia de a publică pe website-ul propriu acest program;
f)centrul de dispecer la care urmează a fi arondată centrala electrică şi persoanele responsabile din punct de vedere operativ după punerea sub tensiune.
6.1.6.3.În termen de 5 zile lucrătoare de la primirea documentaţiei, OR analizează dacă documentaţia primită pentru centralele electrice cu puteri mai mari de 5 MW şi mai mici de 10 MW inclusiv este completă, conform cerinţelor de la pct. 6.1.6.2, solicită completarea documentaţiei, dacă este cazul, şi transmite documentaţia completă la OTS.
6.1.6.4.Pentru centrale electrice cu puteri instalate mai mari de 1 MW şi mai mici de 5 MW inclusiv, solicitantul depune la OR, cu cel puţin 10 zile lucrătoare înainte de data solicitării punerii sub tensiune a centralei electrice eoliene sau fotovoltaice, următoarele documente:
a)solicitarea pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe, conform anexei nr. 6;
b)documentele care atestă realizarea legăturii de comunicaţie cu DMS-SCADA (o cale de comunicaţie);
c)documentele care atestă integrarea în sistemele DMS-SCADA ale OD. Integrarea se referă cel puţin la integrarea măsurilor P (putere activă) şi Q (putere reactivă);
d)programul de punere în funcţiune a centralei electrice, de exemplu: grupuri generatoare, GGE, invertoare, ca succesiune în timp, până la puterea aprobată prin ATR corespunzătoare etapei specificate în ATR (dacă este cazul).
6.1.7.Acceptul pentru punerea sub tensiune a centralei electrice eoliene sau fotovoltaice pentru perioada de probe
6.1.7.1.În termen de 5 zile lucrătoare de la primirea documentaţiei tehnice complete şi conforme prevăzute la pct. 6.1.4.1 (anexa nr. 1, respectiv anexa nr. 2) şi a documentelor specificate la pct. 6.1.6.1, respectiv 6.1.6.2, DEN transmite solicitantului şi, dacă este cazul, OR acceptul pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe.
6.1.7.2.În termen de 5 zile lucrătoare de la primirea documentaţiei tehnice complete, precum şi a documentelor specificate la pct. 6.1.6.4 şi pct. 6.1.3 lit. d), OR transmite solicitantului acceptul pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe.
6.1.7.3.Acceptul prevăzut la pct. 6.1.7.1 se emite numai dacă sunt îndeplinite în totalitate următoarele cerinţe:
a)sunt instalate protecţiile solicitate prin ATR şi reglajele sunt setate la valorile dispuse de către DEN/OD (art. 13 din NT 51), confirmate prin buletine de probe;
b)este dovedită conformitatea elementelor de generare (GGE, invertoare, grupuri generatoare etc.) ce urmează a fi puse în funcţiune cu cerinţele normelor tehnice în vigoare, prin certificate de verificare recunoscute pe plan european;
c)sunt îndeplinite şi sunt transmise la DEN datele solicitate la pct. 6.1.6.1 şi 6.1.6.2, precum şi la pct. 6.1.4.1 lit. a) şi pct. 6.1.4.1. lit. b), după caz;
d)perioada de punere în funcţiune a centralei electrice, conform programului transmis, inclusiv perioada de efectuare a probelor preliminare se încadrează în perioada de valabilitate a autorizaţiei de înfiinţare acordate de ANRE.
6.1.7.4.DEN emite "Ordinul de învestire cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer" pentru instalaţiile aferente, care va fi transmis, după caz, către DET, DED, dispecer producător.
6.1.7.5.În cazul în care răspunsul DEN la solicitarea de punere sub tensiune a CEE/CEF cu puteri mai mari de 5 MW este negativ, DEN transmite solicitantului şi spre ştiinţă OR, în termen de 5 zile lucrătoare, o listă a neconformităţilor, precum şi amânarea termenului de punere în funcţiune a centralei electrice eoliene sau fotovoltaice până la eliminarea acestora.
6.1.7.6.Dacă răspunsul emis de DEN la solicitarea de punere sub tensiune a centralei electrice cu putere mai mare de 5 MW este afirmativ, echipamentele sunt puse sub tensiune în conformitate cu programul întocmit de către DEC/DET/DED (după caz) împreună cu solicitantul.
6.1.7.7.În termen de 5 zile lucrătoare de la primirea integrală a documentelor specificate la pct. 6.1.6.4, OR transmite solicitantului acceptul de punere sub tensiune a CEE şi CEF.
6.1.7.8.În cazul în care răspunsul OR la solicitarea de punere sub tensiune a CEF/CEE cu putere instalată între 1 MW şi 5 MW inclusiv este negativ, OR transmite solicitantului, în termen de 5 zile lucrătoare, o listă a neconformităţilor, precum şi amânarea termenului de punere în funcţiune a CEE sau CEF până la eliminarea acestora.
6.1.7.9.Dacă răspunsul emis de OR la solicitarea de punere sub tensiune a CEF/CEE cu putere instalată între 1 MW şi 5 MW inclusiv este afirmativ, echipamentele sunt puse sub tensiune în conformitate cu programul întocmit de către DET/DED (după caz) împreună cu solicitantul.
6.1.7.10.Operatorul de reţea pune sub tensiune CEE/CEF în termen de 5 zile lucrătoare de la emiterea acceptului pentru punerea sub tensiune.
6.2.Funcţionarea pe perioada de probe
6.2.1.Funcţionarea pe perioada de probe reprezintă perioada în care se realizează punerea în funcţiune a echipamentelor de generare, completarea necesarului de echipamente auxiliare (pentru asigurarea necesarului de putere reactivă dacă este cazul, instalaţii de reglaj de tensiune în PCC etc.) şi reglarea echipamentelor componente în scopul de a le aduce la performanţele tehnice solicitate în cerinţele de racordare. Perioada de probe se încheie la momentul obţinerii certificatului de conformitate tehnică şi a certificatului de racordare.
6.2.2.Funcţionarea pe perioada de probe dă posibilitatea funcţionării şi utilizării reţelei în care echipamentele de generare debitează pentru o perioadă limitată de timp, conform reglementărilor în vigoare.
6.2.3.Pe perioada funcţionării pe perioada de probe, centrala electrică răspunde ordinelor de dispecer conform celor menţionate în anexa nr. 3, prin:
a)deconectare/conectare;
b)modificarea puterii active produse la valoarea dispusă de către dispecer;
c)modificarea puterii reactive injectate/absorbite din reţea la valoarea dispusă de către dispecer.
6.2.4.Probele preliminare pentru verificarea conformităţii tehnice a centralelor electrice eoliene şi fotovoltaice
6.2.4.1.Probele preliminare se efectuează conform prevederilor cuprinse în anexele nr. 4 şi 5.
6.2.4.2.Probele preliminare se efectuează după ce a fost pusă în funcţiune cel puţin 90% din puterea instalată prevăzută în ATR pentru fiecare dintre etapele de punere în funcţiune, dacă este cazul.
6.2.4.3.Probele preliminare se efectuează de către o terţă parte (societate atestată de tip A), fără participarea reprezentantului DEN/OR (după caz).
6.2.4.4.Documentaţia completă conţinând rezultatele probelor preliminare se transmite la DEN, pentru CEE şi CEF cu puteri mai mari de 5 MW.
6.2.4.5.În termen de 15 zile calendaristice DEN analizează documentaţia cu rezultatele testelor şi solicită completări, dacă este cazul.
6.2.4.6.DEN transmite în scris solicitantului eventualele neconformităţi şi stabileşte termene de eliminare a acestora.
6.2.4.7.După eliminarea neconformităţilor, solicitantul cere aprobarea de efectuare a probelor finale de verificare a conformităţii centralei electrice.
6.2.5.Probele finale pentru verificarea conformităţii tehnice cu cerinţele de conectare ale centralei electrice
6.2.5.1.Pentru centralele electrice cu putere mai mare de 10 MW, solicitantul stabileşte cu DEN, cu informarea OR, iar pentru centralele electrice cu putere mai mare de 1 MW şi mai mici sau egale cu 10 MW, solicitantul stabileşte cu OR o perioadă de efectuare a probelor finale de verificare a conformităţii, perioadă condiţionată de existenţa condiţiilor de funcţionare la o putere disponibilă de minimum 60% din puterea instalată aprobată prin ATR pentru etapa de punere în funcţiune (după caz).
6.2.5.2.Pentru centralele electrice cu putere mai mare de 10 MW, solicitantul transmite invitaţia de participare la probele finale la DEN, iar pentru centralele electrice cu putere mai mică sau egală cu 10 MW solicitantul transmite invitaţia de participare la probele finale la OR aferent.
6.2.5.3.În termen de 3 zile lucrătoare de la primirea invitaţiei precizate la pct. 6.2.5.2, operatorul de reţea şi DEN au obligaţia de a răspunde solicitantului.
6.2.5.4.Probele finale se efectuează conform prevederilor din anexele nr. 4 şi 5.
6.2.5.5.Pentru centralele electrice a căror putere instalată totală este prevăzută în ATR a se realiza în mod etapizat se vor efectua probe preliminare şi finale pentru puterea instalată corespunzătoare fiecărei etape.
6.2.5.6.După efectuarea probelor finale de punere în funcţiune a centralei electrice, solicitantul, executantul probelor, DEN şi OR (după caz) întocmesc o minută cu referire la neconformităţile semnalate în timpul probelor finale, completările reglajelor existente la nivelul centralei electrice şi valorile parametrilor setabili din buclele de reglaj, precum şi modul de funcţionare a centralei electrice la sfârşitul perioadei de probe.
6.2.5.7.Solicitantul transmite documentaţia completă conţinând rezultatele probelor finale la DEN şi OR (după caz).
6.3.Acordarea certificatului de conformitate tehnică CEE şi CEF
6.3.1.Pentru centralele electrice dispecerizabile, solicitantul transmite la DEN cererea de emitere a certificatului de conformitate, conform anexei nr. 7, însoţită de următoarele documente:
a)confirmarea setărilor protecţiilor la finalul etapei de punere în funcţiune pentru centralele electrice dispecerizabile cu puteri mai mari de 10 MW;
b)rezultatele probelor finale, inclusiv minuta întocmită la efectuarea acestora;
c)minuta întocmită în urma probelor se transmite şi la OR;
d)confirmarea eliminării neconformităţilor şi a realizării dispoziţiilor de parametrizare a buclelor de reglaj menţionate în minuta întocmită la efectuarea probelor finale;
e)existenţa şi funcţionarea unui centru de dispecer de la care pot fi transmise consemne de putere activă şi de putere reactivă pentru centrale electrice dispecerizabile cu puteri între 5 şi 10 MW inclusiv şi consemne de putere activă, reactivă şi tensiune, precum şi alegere de regimuri reglaj putere reactivă sau tensiune, respectiv funcţionare după curba putere-frecvenţă, pentru centralele electrice cu puteri mai mari de 10 MW racordate în reţeaua OD;
f)integrarea consemnelor schimbate cu EMS-SCADA în reglajele locale ale centralelor electrice dispecerizabile cu puteri mai mari de 10 MW;
g)punerea în funcţiune şi integrarea mijloacelor de compensare adiţionale în buclele de reglaj putere reactivă şi tensiune pentru CEED/CEFD cu puteri mai mari de 10 MW, respectiv în bucla de reglaj de putere reactivă pentru CEF cu puteri mai mari de 5 MW şi mai mici de 10 MW inclusiv;
h)enumerarea şi respectarea măsurilor pentru evitarea funcţionării în insulă.
6.3.2.Pentru CEEND/CEFND, solicitantul transmite la OR o cerere prin care solicită emiterea certificatului de conformitate, conform anexei nr. 7, însoţită de următoarele documente:
a)înregistrări ale calităţii energiei conform standardului SREN50160 (prin măsurători temporare/permanente), care atestă încadrarea în limitele standardului;
b)respectarea setărilor protecţiilor dispuse de OD;
c)integrarea în DMS-SCADA;
d)pentru CEEND şi CEFND verificarea conformităţii tehnice a grupurilor generatoare eoliene respectiv a invertoarelor, pe baza certificatelor de verificare transmise (anexa nr. 1 şi anexa nr. 2);
e)enumerarea măsurilor luate şi respectarea lor pentru evitarea funcţionării în insulă;
f)rezultatele testelor de verificare realizate conform prezentei proceduri şi, dacă este cazul, rezultatele testelor suplimentare solicitate de OR.
6.3.3.DEN emite CDC cu cerinţele tehnice de conectare la reţelele de interes public, pentru CEED/CEFD racordată în RET/RED dacă sunt realizate următoarele:
a)rezultatele probelor finale dovedesc conformitatea cu cerinţele tehnice;
b)calitatea energiei electrice monitorizată cel puţin 2 săptămâni, pe parcursul testelor, se încadrează în limitele standardului de calitate;
c)după caz, există mijloace de compensare a puterii reactive şi acestea sunt integrate în buclele de reglaj aferente;
d)consemnele transmise de DEN prin sistemul EMS-SCADA sunt recepţionate şi sunt integrate în sistemele proprii de reglaj ale CEED/CEFD cu putere mai mare de 10 MW;
e)integrarea în sistemul de prognoză al DEN;
f)analizorul de calitate a energiei electrice produse de CEED/CEFD racordate în RET este integrat în sistemul OTS de monitorizare a calităţii energiei electrice;
g)sunt asigurate două căi de comunicaţie redundante cu sistemul de comunicaţie al OTS, dintre care calea principală este asigurată prin fibră optică pentru centralele electrice cu puteri mai mari de 10 MW;
h)conformitatea GGE şi a invertoarelor componente este dovedită prin certificate de conformitate de tip emise de laboratoare europene recunoscute internaţional.
6.3.4.În situaţia respectării tuturor cerinţelor de la pct. 6.3.3., se acordă certificare de conformitate tehnică în condiţii definitive.
6.3.5.Pentru capacităţile de generare a căror putere instalată totală este prevăzută în ATR a se realiza în mod etapizat, se acordă certificare pentru fiecare etapă de dezvoltare prevăzută în ATR.
6.3.6.Solicitantul este obligat să respecte Regulamentul pentru conducerea prin dispecer a Sistemului electroenergetic naţional şi Regulamentul general de manevre în instalaţiile electrice de medie şi înaltă tensiune, aprobate prin ordin al preşedintelui ANRE.
6.3.7.Pentru CEED/CEFD cu puteri instalate mai mari de 10 MW, DEC (centrul de dispecer cu autoritate de decizie) emite "Ordinul de învestire cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer" pentru instalaţiile aferente.
6.3.8.Pentru CEED/CEFD cu puteri instalate cuprinse între 5 MW şi 10 MW, DET (centrul de dispecer cu autoritate de decizie) emite "Ordinul de învestire cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer" pentru instalaţiile aferente.
6.3.9.Pentru CEEND/CEFND, DED (centrul de dispecer cu autoritate de decizie) emite "Ordinul de învestire cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer" pentru instalaţiile aferente.
6.3.10.Certificatul de conformitate pentru CEEND/CEFND se emite de către operatorul de reţea aferent.
6.3.11.În situaţii excepţionale, pentru CEE respectiv CEF cu puteri instalate mai mari de 5 MW se poate acorda CDC în condiţii temporare, dar nu mai mult de 6 luni şi numai în situaţia existenţei unei singure neconformităţi.
6.3.12.În situaţia încălcării repetate a dispoziţiilor de dispecer, a limitelor reglementate privind parametrii calităţii energiei electrice, a realizării performanţelor de funcţionare determinate la teste, a lipsei datelor de măsură sau a preluării consemnelor, OTS/OR anunţă ANRE cu privire la încălcarea de către solicitanţii la piaţă a reglementărilor tehnice emise de ANRE.
7.1.Cererea de solicitare a certificării conformităţii, împreună cu documentaţia tehnică anexată, se păstrează de către DEN.
7.2.Toată documentaţia tehnică, înregistrările probelor preliminare şi finale şi alte documente solicitate se păstrează la DEN. Acestea pot fi puse la dispoziţia OR la cerere.
7.3.Exemplarul original al certificatului de conformitate (a cărui machetă se găseşte în anexa nr. 8) se înmânează solicitantului. O copie a certificatului de conformitate se transmite la ANRE. Emitentul păstrează o copie a acestui certificat.
7.4.OTS asigură transparenţa datelor privind CEED şi CEFD aflate în probe (pe website-ul http://www.transelectrica.ro/Transparenta/centraleprobe.php) şi situaţia certificatelor de conformitate emise (conform machetei din anexa nr. 8) pe website-ul http://www.transelectrica.ro/Transparenta/functionare/Certificarea conformitatii cu NT51 a CEED Documentul va cuprinde: data efectuării testelor preliminare, neconformităţile existente, data efectuării testelor finale şi tipul certificării tehnice acordate.
7.5.Sinteza procesului de acordare a conformităţii tehnice a CEE şi CEF este prezentată în anexa nr. 9.
8.1.Operatorii economici care efectuează teste de conformitate solicită atestare la ANRE în termen de 6 luni de la intrarea în vigoare a prezentei proceduri. Până la această dată, pot efectua probe, conform prezentei proceduri, operatorii economici acceptaţi de OTS, conform procedurii "Acceptarea furnizorilor de produse/servicii/lucrări", cod TEL - 04.08.
8.2.Anexele nr. 1-12 fac parte integrantă din prezenta procedură.
la procedură
DATE TEHNICE
necesar a fi transmise pentru centralele electrice eoliene (CEE)
Solicitanţii depun la OTS, cu 6 luni înainte de punerea sub tensiune, următoarea documentaţie:
1.copia ATR şi copia contractului de racordare;
2.autorizaţia de înfiinţare acordată de ANRE;
3.proiectul tehnic al CEE, din care să rezulte: lungimile şi caracteristicile tehnice ale cablurilor şi ale racordului la staţia/celula aparţinând OD sau OTS, modul de conectare a GGE şi a instalaţiilor auxiliare, precum şi schema electrică monofilară a staţiei şi a centralei (conform anexei nr. 1.1);
4.schemele de reglare (în detaliu) putere activă, putere reactivă, tensiune, la nivelul CEE, în scopul evidenţierii modului în care:
–este preluată măsura de frecvenţă pentru implementarea curbei P-f;
–este implementată relaţia frecvenţă - putere activă conform art. 10 din NT 51;
–consemnele de P (putere activă), Q (putere reactivă), U (tensiune), inclusiv selectarea regimurilor de funcţionare la nivelul CEED putere reactivă/tensiune, sunt preluate de la DEC/centrul de dispecer;
–este preluată măsura de tensiune în reglajul tensiunii în PCC;
–este preluată măsura de putere reactivă în reglajul tensiunii în PCC;
–schemele de reglaj U/Q asigură:
● reglajul continuu al tensiunii în limitele de variaţie ale tensiunii din PCC utilizând în întregime diagrama P-Q a CEE din PCC, toate mijloacele auxiliare şi toate ploturile transformatoarelor cu reglaj sub sarcină;
● reglajul continuu al puterii reactive în PCC se va realiza în limitele diagramei P-Q a CEE din PCC (ca generator echivalent), prin utilizarea completă a puterii reactive posibil a fi furnizată de GGE în cadrul propriilor diagrame P-Q şi a mijloacelor de reglaj auxiliare;
5.modelul matematic al GGE, al întregii centrale şi al mijloacelor de compensare a puterii reactive în punctul de conectare la valoarea de 0,95 inductiv 'f7 0,95 capacitiv şi asigurarea schimbului de putere reactivă nulă cu sistemul la putere activă nulă produsă de CEE;
6.studiul de reţea pentru calculul necesarului de putere reactivă în punctul de racordare, pentru îndeplinirea cerinţelor art. 16 din NT 51 (0,95 inductiv 'f7 0,95 capacitiv) pe toată plaja de putere activă, cu asigurarea schimbului de reactiv nul cu sistemul în situaţia în care puterea activă produsă este nulă. Se va ataşa diagrama P-Q a CEE în punctul de conectare (inclusiv contribuţia tuturor GGE şi a mijloacelor auxiliare);
7.studiul de regim dinamic al CEE şi al zonei pentru determinarea măsurilor de evitare a funcţionării insularizate a acesteia (conform cerinţei de la art. 18 din NT 51);
8.datele tehnice necesare efectuării calculelor de regimuri staţionare şi dinamice (conform anexelor nr. 1.1 şi 1.3);
9.datele tehnice ale echipamentelor primare: trafo 110 kV/MT, trafo MT/JT, datele tehnice - electrice ale GGE, inclusiv parametrii electrici, schemele de reglare şi protecţiile corespunzătoare (conform anexei nr. 1.2);
10.pentru fiecare tip de GGE care se va monta, copii ale documentelor şi certificatelor de verificare şi ale înregistrărilor parametrilor măsuraţi la testare, realizate de firme internaţionale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:
–verificarea curbei de capabilitate P-Q;
–trecerea peste defect;
–funcţionarea GGE în plaja de frecvenţă (47,5 'f7 52) Hz, la viteze de variaţie ale frecvenţei de 1 Hz/sec, la variaţiile de tensiune (0,9 'f7 1,1) x Un;
–perturbaţiile introduse din punctul de vedere al calităţii energiei electrice (armonice şi flicker);
–modul de răspuns la variaţii ale consemnelor P şi Q.
Certificatele vor fi însoţite de înregistrările efectuate în cadrul acestor teste (pentru LVRT, precum şi reglajul P şi Q);
11.datele tehnice necesare calculelor aferente reglajelor protecţiilor (conform anexelor nr. 1.2 şi nr. 1.3);
12.proiectul de telecomunicaţii care menţionează calea principală de comunicaţie dintre CEED şi staţia de racord la sistemul EMS-SCADA al OTS. Calea principală de comunicaţie va fi realizată pe fibră optică, fiind prevăzută şi o cale de rezervă. Proiectele de telecomunicaţii trebuie să fie avizate în şedinţa CTES al OTS. Calea principală de comunicaţie utilizată la integrarea în DMS-SCADA este cea de transmitere a datelor de decontare extrase din grupul de decontare, respectiv contor de decontare. Proiectele de telecomunicaţii trebuie să fie avizate în şedinţa CTES al operatorului de distribuţie;
13.asigurarea integrării CEE în EMS-SCADA. Acordul pentru prima punere în funcţiune a CEE este condiţionat de documentul care atestă integrarea în EMS-SCADA a CEED. Pentru integrarea CEED în sistemul EMS-SCADA se va prezenta dovada verificării schimbului de semnale;
14.programul de punere în funcţiune, etapizat, pentru CEE, începând cu punerea în funcţiune a staţiei, a racordului, a GGE. Programul va fi detaliat pe paliere de putere instalată;
15.caracteristicile tehnice ale analizorului de calitate a energiei electrice, care va fi montat în punctul de racordare, în situaţia în care CEE este racordată într-o staţie care aparţine OTS. Analizorul trebuie să fie de clasă A, certificat PSL şi să fie capabil să transmită fişiere de tip "SQL", "PQDIF", ".txt" sau ".xls" în structura impusă de sistemul de monitorizare a calităţii energiei electrice al OTS. Acesta va fi integrat în sistemul de monitorizare a calităţii energiei electrice al OTS;
16.procesul-verbal care atestă integrarea în sistemul de prognoză al OTS;
17.procedura furnizorului de echipamente pentru punerea în funcţiune a GGE;
18.datele necesare emiterii ordinului de învestire, conform prevederilor din anexa nr. 3 la procedură.
Datele solicitate la pct. 8, 9, 11 şi 18 se transmit cu cel puţin 60 de zile calendaristice înainte de punerea în funcţiune.
Solicitanţii depun la OR, cu 3 luni înainte de punerea sub tensiune, următoarea documentaţie:
1.copia ATR şi copia contractului de racordare;
2.autorizaţia de înfiinţare acordată de ANRE;
3.proiectul tehnic al CEE, din care să rezulte: lungimile şi caracteristicile tehnice ale cablurilor şi ale racordului la staţia/celula aparţinând OD sau OTS, modul de conectare a GGE şi a instalaţiilor auxiliare, precum şi schema electrică a staţiei şi a centralei (conform anexei nr. 1.1);
4.schemele de reglare (în detaliu) putere activă la nivelul CEE;
5.modelul matematic al GGE;
6.studiul de regim dinamic al CEE şi al zonei pentru determinarea măsurilor de evitare a funcţionării insularizat a acesteia (conform cerinţei de la art. 18 din NT 51);
7.datele tehnice necesare efectuării calculelor de regimuri staţionare şi dinamice (conform anexei nr. 1.1 şi cerinţei de la art. 18 din NT 51);
8.datele tehnice ale echipamentelor primare: trafo 110 kV/MT, trafo MT/JT aferente GGE, inclusiv parametrii electrici şi schemele de reglare, protecţiile corespunzătoare (conform anexei nr. 1.2);
9.pentru fiecare tip de GGE care se va monta, copii ale documentelor şi certificatelor de verificare şi ale înregistrărilor parametrilor măsuraţi la testare, realizate de firme internaţionale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:
–verificarea curbei de capabilitate P-Q;
–trecerea peste defect;
–funcţionarea GGE în plaja de frecvenţă (47,5 'f7 52) Hz, la viteze de variaţie ale frecvenţei de 1 Hz/sec, la variaţiile de tensiune (0,9 'f7 1,1) x Un;
–perturbaţiile introduse din punctul de vedere al calităţii energiei electrice (armonice şi flicker);
–modul de răspuns la variaţii ale consemnelor P şi Q.
Certificatele vor fi însoţite de înregistrările efectuate în cadrul acestor teste (pentru LVRT, precum şi reglajul P şi Q);
10.datele tehnice necesare calculelor aferente reglajelor protecţiilor (conform anexelor nr. 1.2 şi 1.3);
11.proiectul de telecomunicaţii care menţionează calea principală de comunicaţie şi integrarea în DMS-SCADA al OR. Calea principală de comunicaţie utilizată la integrarea în DMS-SCADA este cea de transmitere a datelor de decontare extrase din grupul de decontare, respectiv contor de decontare. Proiectele de telecomunicaţii trebuie să fie avizate în CTES al OD. Pentru situaţia în care nu există legătură între centrul DMS-SCADA al OR şi EMS-SCADA al OTS (pentru o perioadă intermediară până în 2016), datele P, Q, U şi poziţie întreruptor se transmit fie direct într-un punct de interfaţă cu sistemul de comunicaţie al OTS de la centrul de dispecer la care este arondat, fie într-un centru intermediar de colectare al datelor convenit cu OR;
12.documentul ce atestă integrarea CEE în EMS-SCADA. Acordul pentru prima punere în funcţiune a CEE este condiţionat de documentul care atestă integrarea în EMS-SCADA a CEE prin DMS-SCADA sau, pentru o perioadă de timp până în 2016, prin soluţia tehnică convenită cu OTS, conform NT 51;
13.programul de punere în funcţiune a CEE, etapizat, începând cu punerea în funcţiune a staţiei electrice, a racordului, a GGE;
14.procesul-verbal care atestă integrarea în sistemul de prognoză al OTS;
15.datele necesare emiterii ordinului de învestire, prevăzute în anexa nr. 3 la procedură.
Datele solicitate la pct. 8, 9, 11 şi 15 se transmit cu cel puţin 60 de zile calendaristice înainte de punerea în funcţiune.
Solicitanţii depun la OR la care se racordează, cu 3 luni înainte de punerea sub tensiune, următoarea documentaţie:
1.copia ATR şi copia contractului de racordare;
2.proiectul tehnic al CEE, din care să rezulte: lungimile şi caracteristicile tehnice ale cablurilor şi ale racordului la staţia/celula aparţinând OD sau OTS, modul de conectare al GGE şi al instalaţiilor auxiliare şi totodată schema electrică a staţiei şi a centralei (conform anexei nr. 1.1);
3.integrarea agregată în sistemul EMS-SCADA conform art. 32 din NT 51;
4.modelul matematic simplificat al GGE, furnizat de producătorul acestora;
5.la cererea DEN (pentru cazuri specificate), datele tehnice necesare efectuării calculelor de regimuri staţionare şi dinamice (conform anexei nr. 1.1);
6.la cererea DEN (pentru cazuri specificate), datele tehnice ale echipamentelor primare: trafo 110 kV/MT, trafo MT/JT aferente GGE, inclusiv parametrii electrici şi schemele de reglare, protecţiile corespunzătoare (conform anexelor nr. 1. 2 şi 1.3);
7.pentru fiecare tip de GGE ce se va monta, copii ale documentelor şi certificatelor de verificare şi ale înregistrărilor parametrilor măsuraţi la testare, realizate de firme internaţionale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:
–verificarea curbei de capabilitate P-Q;
–trecerea peste defect;
–funcţionarea GGE în plaja de frecvenţă (47,5 'f7 52) Hz, la viteze de variaţie ale frecvenţei de 1 Hz/sec., la variaţiile de tensiune (0,9 'f7 1,1) x Un;
–perturbaţiile introduse din punctul de vedere al calităţii energiei electrice (armonice şi flicker);
–modul de răspuns la variaţii ale consemnelor P şi Q.
Certificatele vor fi însoţite de înregistrările efectuate în cadrul acestor teste (pentru LVRT, precum şi reglajul P şi Q);
8.proiectul de telecomunicaţii care menţionează calea principală de comunicaţie utilizată la integrarea în DMS-SCADA, prin care se transmit datele de decontare extrase din grupul de decontare, respectiv contor de decontare. Proiectele de telecomunicaţii trebuie să fie avizate în şedinţa CTES al OD.
Anexa 1.1
la anexa nr. 1 la procedură
Date necesare calculului regimurilor staţionare, al curenţilor
de scurtcircuit şi date dinamice pentru CEE
Datele aferente CEED, necesare la calculul regimurilor staţionare şi curenţilor de scurtcircuit, sunt următoarele:
a)schema electrică a întregii centrale electrice eoliene şi a staţiei de racord la sistem;
b)lungimea tuturor cablurilor din CEED şi lungimea LEA sau LES dintre CEED şi staţia de racordare la sistem;
c)parametrii electrici specifici tuturor cablurilor şi liniilor;
| Parametrii liniilor şi/sau cablurilor | |
|---|---|
| Tip (material) | |
| R(+) [Ω/km]la 20°C | |
| X(+) [Ω/km] | |
| C(+) [μFarad/km] | |
| R(0) [Ω/km] | |
| X(0) [Ω/km] | |
| S [mmp] | |
| U(n) [kV] | |
d)date referitoare la GGE care alcătuiesc centrala electrică eoliană: număr, puterea activă nominală, diagrama P-Q a fiecărui tip de GGE, precum şi viteza de variaţie a puterii active;
e)pentru unităţile de transformare MT/110 kV, MT/MT kV: puterea nominală a înfăşurărilor, tensiunile nominale, pierderile în gol, pierderile în cupru, tensiunea de scurtcircuit, curentul de mers în gol, grupa de conexiuni, reglajul tensiunii (tipul de reglaj, domeniul de reglaj, inclusiv numărul plotului nominal, numărul maxim al ploturilor), tratarea neutrului;
f)date privind sistemul de compensare a puterii reactive (de exemplu, dacă sunt instalate baterii de condensatoare: numărul de trepte, puterea instalată pe fiecare treaptă) şi indicarea pe schema electrică solicitată a locului de instalare a sistemului de compensare.
Datele dinamice pentru CEED şi CEEND sunt următoarele:
a)tipul grupului turbină-generator eolian (de exemplu, cu dublă alimentare, conversie completă);
b)puterea nominală;
c)schema logică de funcţionare a GGE;
d)modelul matematic al GGE şi parametrii modelului;
e)sistemul de reglaj electric: scheme de reglaj şi parametri (reglaj Q pentru CEEND; reglaj P, Q pentru CEED cu puteri între 5 şi 10 MW inclusiv şi reglaj P, Q, U pentru CEED cu puteri mai mari de 10 MW);
f)parametrii pentru modelarea GGE; schema şi parametri pentru limite de curent la convertor;
g)sistemele de reglaj pentru centrală: scheme de reglaj, parametri - pentru CEED;
h)măsurile pentru trecere peste defect: model dinamic, parametri - pentru CEEND;
i)protecţii la variaţii de tensiune: "trecerea peste defect - tensiune scăzută sau zero" (LVRT, ZVRT) - pentru CEED şi CEEND;
j)alte funcţii speciale: "logica de putere la tensiune scăzută", participare la reglajul de frecvenţă etc. - pentru CEED şi CEEND;
k)echivalentul dinamic al centralei electrice eoliene;
l)modelul GGE şi modelul sistemelor de reglaj la nivel de centrală în formă de diagrame (incluzând funcţiile matematice), precum şi setul de parametri corespunzător. Ca alternativă se poate specifică asimilarea cu un model generic din una din aplicaţiile PSSE v32 - software dedicat simulării regimurilor statice şi dinamice ale sistemelor electrice (se vor furniza obligatoriu şi fişierele tip ".dll") sau Eurostag v4.5 - software dedicat simulării regimurilor dinamice ale sistemelor electrice, pentru care se furnizează parametrii. În cazul în care modelul include funcţii suplimentare de reglaj sau caracteristici specifice, acestea se vor menţiona şi se vor adăuga scheme grafice.Anexa 1.2
la anexa nr. 1 la procedură
Date necesare calculelor de protecţii
1.Datele necesare efectuării calculelor de protecţii se transmit la DEN cu cel puţin 30 de zile înainte de data la care se solicită punerea în funcţiune pentru perioada de probe.
2.Datele necesare calculelor de protecţii sunt:
A. Pentru centrala electrică eoliană - pentru CEED cu puteri mai mari de 10 MW, CEED cu puteri între 5 MW şi 10 MW, respectiv CEEND racordate în 110 kV:
1.proiectul tehnic complet (circuite electrice primare şi secundare) aferent centralei electrice eoliene;
2.caracteristicile electrice ale GGE instalate şi ale transformatoarelor aferente, regimurile de funcţionare, inclusiv valorile curenţilor de scurtcircuit trifazat la bornele ansamblului convertor + transformator (pe partea de MT);
3.protecţiile proprii ale GGE pentru defecte interne şi externe, reglajele şi timpii de acţionare;
4.contribuţia la scurtcircuit pe bara de MT a staţiei de racord, a fiecărui GGE ce sunt conectate prin acelaşi cablu;
5.caracteristicile electrice, protecţiile proprii cu reglajele aferente şi automatizările de conectare/deconectare ale elementelor de compensare a puterii reactive.
B. Pentru staţia racord la RED/RET - pentru CEED cu puteri mai mari de 10 MW, CEED cu puteri între 5 MW şi 10 MW, respectiv CEEND racordate în 110 kV:
1.proiectul tehnic complet (circuite electrice primare şi secundare) aferent staţiei electrice de racord a CEE la RED/RET;
2.caracteristicile electrice ale transformatoarelor de putere 110 kV/MT, documentaţia, softul şi reglajele terminalelor de protecţie ale acestora;
3.documentaţia completă şi software-ul aferent terminalelor de protecţie a liniei/liniilor de racord;
4.caracteristicile electrice şi geometrice ale FO-OPGW pentru fiecare tronson de linie [rezistenţă electrică specifică la 20°C (Ω/km), secţiunea nominală [mmp], raza conductorului (cm)], dacă FO-OPGW a fost montată cu ocazia PIF a CEE.
C. Pentru staţiile adiacente staţiei de racord a CEE (dacă este cazul):
1.documentaţia completă a proiectului tehnic (partea electrică - circuite primare şi secundare, schema bloc a protecţiilor şi matricea de declanşare) dacă, în vederea PIF a CEE, au fost necesare înlocuiri de echipamente primare şi/sau completări în schema de protecţie a liniilor respective;
2.documentaţia completă şi software-ul aferent terminalelor de protecţie ce urmează a se monta pe partea de 110 kV în staţiile adiacente staţiei de racord a CEED.
Anexa 1.3
la anexa nr. 1 la procedură
Datele echipamentelor CEE necesare calculelor de protecţii
1.Model date generator (maşină sincronă*)
Generator:
Fabricaţie:
Tip:
| Snom: | [MVA] | Pnom: | [MW] | Unom: | [V] | Inom: | [A] | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Nnom: | [rot/min] | cosφnom: | ||||||
| Xd: | [%] | Xdprim: | [%] | Xdsec | [%] | |||
| Xq: | [%] | Xqprim: | [%] | Xqsec: | [%] | |||
| Xhom: | [%] | Xinvers: | [%] | Tlansare: | [s] |
Excitaţie:
Fabricaţie:
Tip:
| Uexcit: | [V] | Iexcit: | [A] | Iforţare: | [A] | Tforţare: | [s] |
2.Model date generator asincron*) cu dublă alimentare
Generator:
Fabricaţie:
Tip:
| Snom: | [MVA] | Pnom: | [MW] | ||
|---|---|---|---|---|---|
| Unom: | [V] | Inom: | [A] | ||
| Nnom: | [rot/min] | cosFinom | |||
| Xd: | [%] | Xd': | [%] | ||
| Xd': | [%] | Xq: | [%] | ||
| Xq': | [%] | Xq'': | [%] | ||
| Xinvers(X2): | [%] |
Notă *) Valoarea de scurtcircuit a curenţilor I(3) (curent de scurtcircuit trifazat), I(1) (curent de scurtcircuit monofazat), raportat la tensiunea înfăşurării de MT a transformatorului pentru ansamblul generator + transformator JT/MT + convertor.
3.Model date transformator cu 3 înfăşurări
Trafo:
Fabricaţie:
Tip:
Cuvă:
| Miez: | coloane | Nr. înf.: | Conex: | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Snom1: | [MVA] | Unom1: | [kV] | *)Usc. IM: | [%] | Psc. IM: | [kW] | |
| Snom2: | [MVA] | Unom2: | [kV] | *)Usc. IJ: | [%] | Psc. IJ: | [kW] | |
| Snom3: | [MVA] | Unom3: | [kV] | *)Usc. MJ: | [%] | Psc. MJ: | [kW] | |
| Igol: | [%] | Pgol: | [kW] | |||||
| Inf. reglaj: | Upmax: | [kV] | Upmin: | [kV] | Uplot: | [kV] | ||
| Reglaj tens.: | Uscpmax: | [%] | Uscpmin: | [%] | Uscpmed: | [%] |
*)De precizat puterea la care sunt măsurate.
| Nivel izolaţie neutru: | Tratare neutru:# |
# Observaţie: În cazul în care neutrul stelelor transformatorului este legat printr-o impedanţă la pământ, se vor preciza valorile rezistenţei şi reactanţei impedanţei de conectare la pământ.
4.Model date transformator cu două înfăşurări
| Nr. înf.: | Niv. izolaţie neutru: | Conex: | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Snom: | [MVA] | Unom I: | [kV] | Unom J: | [kV] | Uscc. IJ: | [%] | |
| Igol I: | [%] | Igol J: | [%] | |||||
| Pagol: | [kW] | Pascc. IJ: | [kW] | |||||
| Upmax: | [kV] | Upmin: | [kV] | Uplot: | [kV] | Rap. Tens. IJ: | ||
| Uscc.max: | [%] | Uscc.min: | [%] | Uscc. Nom.: | [%] | |||
Tratare neutru: #
# Observaţie: În cazul în care neutrul stelelor transformatorului este legat printr-o impedanţă la pământ, se vor preciza valorile rezistenţei şi reactanţei impedanţei de conectare la pământ.
5.Model date cablu
Cablu: (Cu sau Al)
Fabricaţie:
Tip:
Secţiune:
U(n):
Parametrii de secvenţă directă şi homopolară (se precizează T la care sunt măsuraţi.)
R(+) = [Ω/m] X(+) = [Ω/m] C(+) = [μFarad/m]
R(0) = [Ω/m] X(0) = [Ω/m] C(0) = [μFarad/m]
Parametrii de cuplaj mutual (unde este cazul)
lungimea de cuplaj:
R(m0) = [Ω/m] X(m0) = [Ω/m]
la procedură
Date tehnice necesar a fi transmise pentru
centralele electrice fotovoltaice (CEF)
Solicitanţii depun la OTS, cu 6 luni înainte de punerea sub tensiune, următoarea documentaţie:
1.copia ATR şi copia contractului de racordare;
2.autorizaţia de înfiinţare acordată de ANRE;
3.proiectul tehnic al CEF, din care să rezulte: lungimile şi caracteristicile tehnice ale cablurilor şi ale racordului la staţia/celula aparţinând OD sau OTS, modul de conectare a invertoarelor şi a instalaţiilor auxiliare, precum şi schema electrică a staţiei şi a centralei (conform anexei nr. 2.1);
4.schemele de reglare (în detaliu) putere activă, putere reactivă, tensiune, la nivelul CEF, în scopul evidenţierii modului în care:
–este preluată măsura de frecvenţă pentru implementarea curbei P-f;
–este implementată relaţia frecvenţă - putere activă, conform art. 9 din NT 30;
–consemnele de P, Q, U, inclusiv selectarea regimurilor de funcţionare la nivelul CEFD putere reactivă/tensiune, sunt preluate de la DEC/centrul de dispecer;
–este preluată măsura de tensiune în reglajul tensiunii în PCC;
–este preluată măsura de putere reactivă în reglajul tensiunii în PCC;
5.modelul matematic al invertoarelor, al întregii centrale şi al mijloacelor de compensare a puterii reactive în punctul de conectare la valoarea de 0,90 inductiv 'f7 0,90 capacitiv şi asigurarea schimbului de putere reactivă nulă cu sistemul la putere activă nulă produsă de CEF (conform cerinţei de la art.17 din NT 30);
6.studiul de reţea pentru calculul necesarului de putere reactivă în punctul de racordare (0,90 inductiv 'f7 0,90 capacitiv) pe toată plaja de putere activă, cu asigurarea schimbului de reactiv nul cu sistemul în situaţia în care puterea activă produsă este nulă [conform cerinţelor de la art. 13 alin. (1) şi (3) din NT 30]. Se va ataşa diagrama P - Q a CEF în punctul de conectare;
7.studiul de regim dinamic al CEF şi al zonei pentru determinarea măsurilor de evitare a funcţionării insularizate a acesteia (conform cerinţei de la art. 15 al NT 30);
8.datele tehnice necesare efectuării calculelor de regimuri staţionare şi dinamice (conform anexei nr. 2.2);
9.datele tehnice ale echipamentelor primare: invertoare, trafo 110 kV/MT, trafo MT/JT, inclusiv parametrii electrici, schemele de reglare şi protecţiile corespunzătoare (conform anexei nr. 2.2);
10.pentru fiecare tip de invertor ce se va monta, copii ale documentelor şi certificatelor de verificare (conform cerinţei de la art. 16 al NT 30) şi ale înregistrărilor parametrilor măsuraţi la testare, realizate de firme internaţionale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:
–verificarea curbei de capabilitate P-Q;
–trecerea peste defect;
–funcţionarea invertorului în plaja de frecvenţă (47,5 'f7 52) Hz, la viteze de variaţie ale frecvenţei de 1 Hz/sec., la variaţiile de tensiune (0,9 'f7 1,1) x Un;
–perturbaţiile introduse din punct de vedere al calităţii energiei electrice (armonice şi flicker);
–modul de răspuns la variaţii ale consemnului P şi Q.
Certificatele vor fi însoţite de înregistrările efectuate în cadrul acestor teste (pentru LVRT, precum şi reglajul P şi Q);
11.toate datele tehnice necesare calculelor aferente reglajelor protecţiilor (conform anexelor nr. 2.2 şi 2.3);
12.proiectul de telecomunicaţii care menţionează calea principală de comunicaţie dintre CEFD şi staţia de racord la sistemul EMS-SCADA al OTS. Calea principală de comunicaţie va fi realizată pe fibră optică, fiind prevăzută şi o cale de rezervă. Proiectele de telecomunicaţii trebuie să fie avizate în şedinţa CTES al OTS. Calea principală de comunicaţie utilizată la integrarea în DMS-SCADA este cea de transmitere a datelor de decontare extrase din grupul de decontare, respectiv contor de decontare. Proiectele de telecomunicaţii trebuie să fie avizate în şedinţa CTES al OD;
13.asigurarea integrării CEFD în EMS-SCADA. Acordul pentru prima punere în funcţiune a CEFD este condiţionat de documentul care atestă integrarea în EMS-SCADA a CEFD şi de documentul prin care se atestă transmiterea semnalului de la grupul de măsură şi recepţionarea acestuia la punctul central. Pentru integrarea CEFD în sistemul EMS-SCADA se va prezenta dovada verificării schimbului de semnale;
14.programul de punere în funcţiune a CEFD, etapizat, începând cu punerea în funcţiune a staţiei, a racordului, a invertoarelor. Programul va fi detaliat pe paliere de putere instalată şi tipuri de teste interne efectuate;
15.caracteristicile tehnice ale analizorului de calitate a energiei electrice, care va fi montat în punctul de racordare, în situaţia în care CEF este racordată într-o staţie care aparţine OTS. Analizorul trebuie să fie de clasă A, certificat PSL şi să fie capabil să transmită fişiere de tip "SQL", "PQDIF", ".txt" sau ".xls" în structura impusă de sistemul de monitorizare a calităţii energiei electrice al OTS. Acesta va fi integrat în sistemul de monitorizare a calităţii energiei electrice al OTS;
16.procedura furnizorului de echipamente pentru punerea în funcţiune a invertoarelor;
17.datele necesare emiterii ordinului de învestire, conform anexei nr. 3 la procedură.
Datele solicitate la pct. 4, 8, 9, 11 şi 17 se transmit cu cel puţin 60 de zile calendaristice înainte de punerea în funcţiune.
Solicitanţii depun la OR, cu 3 luni înainte de punerea sub tensiune, următoarea documentaţie:
1.copia ATR şi copia contractului de racordare;
2.autorizaţia de înfiinţare acordată de ANRE;
3.proiectul tehnic al CEF, din care să rezulte: lungimile şi caracteristicile tehnice ale cablurilor şi ale racordului la staţia/celula aparţinând OD sau OTS, modul de conectare al invertoarelor şi al instalaţiilor auxiliare şi totodată schema electrică a staţiei şi a centralei (conform anexei nr. 2.1);
4.schemele de reglare (în detaliu) putere activă şi putere reactivă la nivelul CEF, în scopul evidenţierii modului în care:
–sunt preluate şi modificate consemnele de P şi Q;
–este preluată măsura de putere reactivă la nivel CEF;
5.modelul matematic al invertoarelor, al întregii centrale şi al mijloacelor de compensare a puterii reactive în punctul de conectare (dacă este cazul) la valoare de 0,90 inductiv 'f7 0,90 capacitiv şi asigurarea schimbului de putere reactivă nulă cu sistemul la putere activă nulă produsă de CEF (conform cerinţei de la art. 17 al NT 30);
6.studiul de reţea pentru calculul necesarului de putere reactivă în punctul de racordare, pentru îndeplinirea cerinţelor art. 13 din NT 30 (0,90 inductiv 'f7 0,90 capacitiv) pe toată plaja de putere activă, cu asigurarea schimbului de reactiv nul cu sistemul în situaţia în care puterea activă produsă este nulă. Se va ataşa diagrama P-Q a CEF în punctul de racordare;
7.studiul de regim dinamic al CEF şi al zonei pentru determinarea posibilităţilor de funcţionare insularizată a acesteia (conform cerinţei de la art. 15 al NT 30);
8.datele tehnice necesare efectuării calculelor de regimuri staţionare şi dinamice (conform anexei nr. 2.2);
9.datele tehnice ale echipamentelor primare: invertoare, trafo 110 kV/MT, trafo MT/JT, inclusiv parametrii electrici, şi schemele de reglare şi protecţiile corespunzătoare (conform anexei nr. 2.2);
10.pentru fiecare tip de invertor ce se va monta, copii ale documentelor şi certificatelor de verificare (conform cerinţei de la art. 16 al NT 30) şi ale înregistrărilor parametrilor măsuraţi la testare, realizate de firme internaţionale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:
–verificarea curbei de capabilitate P-Q;
–trecerea peste defect;
–funcţionarea invertorului în plaja de frecvenţă (47,5 'f7 52) Hz, la viteze de variaţie ale frecvenţei de 1 Hz/sec., la variaţiile de tensiune (0,9 'f7 1,1) x Un;
–perturbaţiile introduse din punct de vedere al calităţii energiei electrice (armonice şi flicker);
–modul de răspuns la variaţii ale consemnului P şi Q.
Certificatele vor fi însoţite de înregistrările efectuate în cadrul acestor teste (pentru LVRT, precum şi reglajul P şi Q);
11.datele tehnice necesare calculelor aferente reglajelor protecţiilor (conform anexei nr. 2.2 şi anexei nr. 2.3);
12.proiectul de telecomunicaţii care menţionează calea principală de comunicaţie şi integrarea în DMS-SCADA al OR. Calea principală de comunicaţie utilizată la integrarea în DMS- SCADA este cea de transmitere a datelor de decontare extrase din grupul de decontare, respectiv contor de decontare. Proiectele de telecomunicaţii trebuie să fie avizate în CTES al OD. Pentru situaţia în care nu există legătură între centrul DMS-SCADA al OR şi EMS-SCADA al OTS (pentru o perioadă intermediară până în 2016), datele P, Q, U şi poziţie întreruptor se transmit fie direct într-un punct de interfaţă cu sistemul de comunicaţie al OTS de la centrul de dispecer la care este arondat, fie într-un centru intermediar de colectare al datelor convenit cu OR;
13.asigurarea integrării CEFD în EMS-SCADA. Acordul pentru prima punere în funcţiune a CEFD este condiţionat de documentul care atestă integrarea în DMS-SCADA sau EMS-SCADA a CEFD;
14.programul de punere în funcţiune a CEFD, etapizat, începând cu punerea în funcţiune a staţiei, a racordului, a invertoarelor;
15.caracteristicile tehnice ale analizorului de calitate a energiei electrice, care va fi montat în punctul de racordare, în situaţia în care CEF este racordată într-o staţie care aparţine OTS. Analizorul trebuie să fie de clasă A, certificat PSL şi să fie capabil să transmită fişiere de tip "SQL", "PQDIF", ".txt" sau ".xls" în structura impusă de sistemul de monitorizare a calităţii energiei electrice al OTS. Acesta va fi integrat în sistemul de monitorizare a calităţii energiei electrice al OTS;
16.procedura furnizorului de echipamente pentru punerea în funcţiune a invertoarelor;
17.datele necesare emiterii ordinului de învestire, conform anexei nr. 3 la procedură.
Datele solicitate la pct. 4, 8, 9, 11 şi 17 se transmit cu cel puţin 60 de zile calendaristice înainte de punerea în funcţiune.
Solicitanţii depun la OR la care se racordează, cu 3 luni înainte de punerea sub tensiune, următoarea documentaţie:
1.copia ATR şi copia contractului de racordare;
2.proiectul tehnic al CEFND din care să rezulte: lungimile şi caracteristicile tehnice ale cablurilor şi ale racordului la staţia/celula aparţinând OD sau OTS, modul de conectare a invertoarelor şi a instalaţiilor auxiliare, precum şi schema electrică a staţiei şi a centralei (conform anexei nr. 2.1);
3.modelul matematic simplificat al invertoarelor, furnizat de producătorul acestora;
4.calculul necesarului de putere reactivă în punctul de racordare, pentru îndeplinirea cerinţelor de la art. 13 din NT 30 (0,90 inductiv 'f7 0,90 capacitiv) pe toată plaja de putere activă, cu asigurarea schimbului de reactiv nul cu sistemul în situaţia în care puterea activă produsă este nulă, precum şi diagrama P-Q a invertoarelor;
5.datele tehnice CEFND, necesare efectuării calculelor de regimuri staţionare şi dinamice (conform anexei 2.1);
6.la cererea DEN (pentru cazuri specificate), datele tehnice ale echipamentelor primare ale CEFND: invertoare, trafo 110 kV/MT, trafo MT/JT, inclusiv parametrii electrici şi schemele de reglare, precum şi protecţiile corespunzătoare (conform anexelor nr. 2.2. şi 2.3.);
7.pentru fiecare tip de invertor ce se va monta, copii ale documentelor şi certificatelor de verificare (conform cerinţei de la art. 16 al NT 30) şi ale înregistrărilor parametrilor măsuraţi la testare, realizate de firme internaţionale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:
–verificarea curbei de capabilitate P-Q;
–trecerea peste defect;
–funcţionarea invertorului în plaja de frecvenţă (47,5 - 52) Hz, la viteze de variaţie ale frecvenţei de 1 Hz/sec. la variaţiile de tensiune (0,9 'f7 1,1) x Un;
–perturbaţiile introduse din punct de vedere al calităţii energiei electrice (armonice şi flicker);
–modul de răspuns la variaţii ale consemnelor P şi Q.
Certificatele vor fi însoţite de înregistrările efectuate în cadrul acestor teste (pentru LVRT, precum şi reglajul P şi Q).
OR transmite la DEN documentele precizate la pct. 1-7.
Anexa 2.1
la anexa nr. 2 la procedură
Date necesare calculului regimurilor staţionare, al
curenţilor de scurtcircuit şi date dinamice pentru CEF
Datele aferente CEFD, necesare la calculul regimurilor staţionare şi curenţilor de scurtcircuit sunt următoarele:
a)schema electrică a întregii centrale electrice fotovoltaice şi a staţiei de racord la sistem;
b)lungimea tuturor cablurilor din CEFD şi lungimea LEA dintre CEFD şi staţia de racordare la sistem;
c)parametrii electrici specifici tuturor cablurilor şi liniilor;
| Parametrii liniilor şi/sau cablurilor | |
|---|---|
| Tip (material) | |
| R(+) [Ω/km] la 20°C | |
| X(+) [Ω/km] | |
| C(+) [μFarad/km] | |
| R(0) [Ω/km] | |
| X(0) [Ω/km] | |
| S [mmp] | |
| U(n) [kV] | |
d)date referitoare la invertoarele care alcătuiesc centrala electrică fotovoltaică: număr, puterea activă nominală, diagrama P-Q a fiecărui tip de invertor şi viteza de variaţie a puterii active;
e)pentru unităţile de transformare MT/110 kV, MT/MT: puterea nominală a înfăşurărilor, tensiunile nominale, pierderile în gol, pierderile în cupru, tensiunea de scurtcircuit, curentul de mers în gol, grupa de conexiuni, reglajul tensiunii (tipul de reglaj, domeniul de reglaj, inclusiv numărul plotului nominal, numărul maxim al ploturilor), tratarea neutrului;
f)date privind sistemul de compensare a reactivului (de exemplu, dacă sunt instalate baterii de condensatoare: numărul de trepte, puterea instalată pe fiecare treaptă) şi indicarea pe schema electrică solicitată a locului de instalare a sistemului de compensare.
Datele dinamice pentru CEFD şi CEFND sunt următoarele:
a)tipul invertorului;
b)puterea nominală;
c)schema logică de funcţionare a invertorului;
d)modelul matematic al invertorului şi parametrii modelului;
e)sistemul de reglaj electric: scheme de reglaj şi parametri (reglaj Q pentru CEFND; reglaj P, Q pentru CEFD cu puteri între 5 MW şi 10 MW inclusiv şi reglaj P, Q, U pentru CEFD cu puteri mai mari de 10 MW);
f)parametrii pentru modelarea invertorului; schema şi parametrii pentru limitele de curent la convertor;
g)modelul matematic şi sistemul de reglaj: scheme, parametri - pentru CEFD;
h)sistemele de reglaj pentru centrală: scheme de reglaj, parametri - pentru CEFD;
i)măsurile pentru trecerea peste defect: model dinamic, parametri - pentru CEFND;
j)protecţii la variaţii de tensiune: "trecerea peste defect - tensiune scăzută sau zero" (LVRT, ZVRT) - pentru CEFD şi CEFND;
k)alte funcţii speciale: "logica de putere la tensiune scăzută" (LVPL), participare la reglajul de frecvenţă etc. - pentru CEFD şi CEFND;
l)modelul invertorului şi modelul sistemelor de reglaj la nivel de centrală (pentru CEFD) în formă de diagrame (incluzând funcţiile matematice) şi setul de parametri corespunzător. Ca alternativă se poate specifică asimilarea cu un model generic din una dintre aplicaţiile PSSE v32 (se vor furniza obligatoriu şi fişierele tip dll.) sau Eurostag v4.5 pentru care se furnizează parametrii. În cazul în care modelul include funcţii suplimentare de reglaj sau caracteristici specifice, acestea se vor menţiona şi se vor adăuga scheme grafice.Anexa 2.2
la anexa nr. 2 la procedură
Date necesare calculelor de protecţii
1.Datele necesare efectuării calculelor de protecţii se transmit la DEN cu cel puţin 30 de zile înainte de data la care se solicită punerea în funcţiune pentru perioada de probe.
2.Datele necesare calculelor de protecţii sunt:
A. Pentru centrala electrică fotovoltaică - pentru CEFD cu puteri mai mari de 10 MW, CEFD cu puteri între 5 MW şi 10 MW, respectiv CEFND racordate în 110 kV:
1.proiectul tehnic complet (circuite electrice primare şi secundare) aferent centralei electrice fotovoltaice;
2.caracteristicile electrice ale invertoarelor instalate şi ale transformatoarelor aferente, regimurile de funcţionare, inclusiv valorile curenţilor de scurtcircuit trifazat la bornele ansamblului invertor + transformator (pe partea de MT);
3.protecţiile proprii ale invertoarelor pentru defecte interne şi externe, reglajele şi timpii de acţionare;
4.contribuţia la scurtcircuit pe bara de MT a staţiei de racord, a fiecărui grup de invertoare conectate prin acelaşi cablu;
5.caracteristicile electrice, protecţiile proprii cu reglajele aferente şi automatizările de conectare/deconectare ale elementelor de compensare a puterii reactive.
B. Pentru staţia racord la RED/RET - pentru CEFD cu puteri mai mari de 10 MW, CEFD cu puteri între 5 MW şi 10 MW, respectiv CEFND racordate în 110 kV:
1.proiectul tehnic complet (circuite electrice primare şi secundare) aferent staţiei electrice de racord a CEF la RED/RET;
2.caracteristicile electrice ale transformatoarelor de putere 110 kV/MT, documentaţia, softul şi reglajele terminalelor de protecţie ale acestora;
3.documentaţia completă şi software-ul aferent terminalelor de protecţie a liniei/liniilor de racord;
4.caracteristicile electrice şi geometrice ale FO-OPGW pentru fiecare tronson de linie [rezistenţă electrică specifică la 20°C (Ω/km), secţiunea nominală (mmp), raza conductorului (cm)], dacă FO-OPGW a fost montată cu ocazia PIF a CEF.
C. Pentru staţiile adiacente staţiei de racord a CEF (dacă este cazul):
1.documentaţia completă a proiectului tehnic (partea electrică cu circuite primare şi secundare, schema bloc a protecţiilor şi matricea de declanşare), dacă în vederea PIF a CEF au fost necesare înlocuiri de echipamente primare şi/sau completări în schema de protecţie a liniilor respective;
2.documentaţia completă şi software-ul aferent terminalelor de protecţie ce urmează a se monta pe partea de 110 kV în staţiile adiacente staţiei de racord a CEFD.
Anexa 2.3
la anexa nr. 2 la procedură
Datele echipamentelor CEF necesare calculelor de protecţii
1.Model date panou fotovoltaic
Tip panou fotovoltaic: P(nom) = [kW]
2.Model date invertor*)
Notă *) Valoarea de scurtcircuit a curenţilor I(3) (curent de scurtcircuit trifazat), I(1) (curent de scurtcircuit monofazat), I(2) (curent de scurtcircuit bifazat), raportat la bornele invertorului.
Denumire invertor:
Fabricaţie:
Tip:
| Snom: | [VA] | Pnom: | [W] | Unom: | [V] | Inom ac: | [A] | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| cosφnom: | P max: | [W] | ||||||
| Intrare - Tensiune | (Vcc): | [V] | ||||||
| Protecţie la minimă şi maximă tensiune: [X]/[-] | ||||||||
3.Model date transformator cu 3 înfăşurări
Denumire Trafo:
| Fabricaţie: | Tip: | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Cuvă: | Miez: | coloane | Nr. înf.: | Conex: | ||||
| Snom1: | [MVA] | Unom1: | [kV] | *Usc. IM: | [%] | Psc. IM: | [kW] | |
| Snom2: | [MVA] | Unom2: | [kV] | *Usc. IJ: | [%] | Psc. IJ: | [kW] | |
| Snom3: | [MVA] | Unom3: | [kV] | *Usc. MJ: | [%] | Psc. MJ: | [kW] | |
| Igol: | [%] | Pgol: | [kW] | |||||
| Inf. reglaj: | ||||||||
| Reglaj tens.: | Upmax: | [kV] | Upmin: | [kV] | Uplot: | [kV] | ||
| Uscpmax: | [%] | Uscpmin: | [%] | Uscpmed: | [%] |
*)De precizat puterea la care sunt măsurate.
| Nivel izolaţiei neutru: | Tratare neutru:# |
# Observaţie: În cazul în care neutrul stelelor transformatorului este legat printr-o impedanţă la pământ, se vor preciza valorile rezistenţei şi reactanţei impedanţei de conectare la pământ.
4.Model date transformator cu două înfăşurări
| Fabricaţie: | Tip: | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Nr. înf.: | Niv. izolaţie neutru: | Conex: | ||||||
| Snom: | [MVA] | Unom I: | [kV] | Unom J: | [kV] | Uscc. IJ: | [%] | |
| Igol I: | [%] | Igol J: | [%] | |||||
| Pagol: | [kW] | Pascc. IJ: | [kW] | |||||
| Upmax: | [kV] | Upmin: | [kV] | Uplot: | [kV] | Rap. Tens. IJ: | ||
| Uscc.max: | [%] | Uscc.min: | [%] | Uscc. Nom.: | [%] | |||
Tratare neutru: #
# Observaţie: În cazul în care neutrul stelelor transformatorului este legat printr-o impedanţă la pământ, se vor preciza valorile rezistenţei şi reactanţei impedanţei de conectare la pământ.
5.Model date cablu
| Cablu: (Cu sau Al) | Fabricaţie: | Tip: | Secţiune: | |
| Un: |
Parametrii de secvenţă directă şi homopolară (se precizează T la
care sunt măsuraţi.)
R(+) = [Ω/m] X(+) = [Ω/m] C(+) = [μFarad/m]
R(0) = [Ω/m] X(0) = [Ω/m] C(0) = [μFarad/m]
Parametrii de cuplaj mutual (unde este cazul)
lungimea de cuplaj:
R(m0) = [Ω/m] X(m0) = [Ω/m]
la procedură
Cerinţe pentru emiterea ordinului de învestire pentru CEE/CEF
În conformitate cu prevederile art. 19 şi 181 - 185 din Codul RET partea a III-a, Regulamentul pentru conducerea prin dispecer a SEN, pentru realizarea conducerii operative a CEE/CEF este necesar să se emită de către centrul de dispecer cu autoritate de decizie asupra instalaţiei respective (DEN pentru toate CEED/CEFD şi OR pentru CEEND/CEFND următoarele documente:
–încadrarea în SEN a noului obiectiv energetic (CEE/CEF);
–ordinul de învestire a autorităţii de conducere prin dispecer.
Pentru aceasta solicitantul transmite la DEN/OD, după caz:
–schema (monofilară) de racordare la SEN, cu precizarea pe schemă a principalilor parametri ai noilor echipamente;
–date privind centrul de dispecer care asigură operarea CEE/CEF. Acesta trebuie să aibă: locaţie permanentă (adresă), cameră de comandă, legătură telefonică directă între acest centru şi centrul de dispecer cu comandă nemijlocită asupra centralei şi asupra staţiei, legătură telefonică de rezervă (în orice reţea de telefonie), fax, personal operativ permanent autorizat care operează centrala 24 ore din 24 ore;
–propunere de schemă normală.
Personalul operativ al centrului de dispecer care asigură operarea CEED/CEFD are cel puţin următoarele atribuţii privind comanda operativă încă din perioada de probe, după punerea în funcţiune a minimum 60% din puterea instalată a acestora:
–să monitorizeze funcţionarea instalaţiilor pe care le conduce operativ şi să comunice operativ centrelor de dispecer superioare funcţionările anormale şi abaterea parametrilor de funcţionare de la limitele stabilite de norme/normative/coduri tehnice/instrucţiuni/proceduri;
–să comunice operativ, în timp real, neconformităţile şi/sau indisponibilităţile apărute în centrala electrică;
–să primească şi să execute dispoziţiile de dispecer primite de la centrele de dispecer superioare;
–să efectueze manevrele în instalaţiile pe care le conduce operativ, atât a celor programate, cât şi a celor accidentale;
–să transmită centrelor de dispecer superioare semnalizările apărute în cazul incidentelor/avariilor;
–să primească şi să execute ordinul de dispecer de încărcare/ descărcare cu putere activă;
–să primească şi să execute dispoziţiile de încărcare/descărcare cu putere reactivă (CEE/CEF), reglaj tensiune şi factor de putere (CEED/CEFD);
–să transmită cereri operative de retragere din exploatare (reducere de putere) pentru lucrări şi/sau punere în funcţiune; cererile vor fi întocmite în conformitate cu prevederile art. 124 'f7 141 din Codul RET, partea a III-a, Regulamentul pentru conducerea prin dispecer a SEN;
–să confirme operativ retragerea din exploatare şi redarea în exploatare a echipamentelor aflate în autoritatea de decizie a centrelor de dispecer superioare;
–să cunoască datele introduse în platforma Pieţei de echilibrare pentru CEED/CEFD;
–să cunoască prognoza de energie electrică pentru CEED;
–să transmită datele orare: P [MW] şi Q [MVAr] la oră fixă;
–să transmită energia activă produsă pe 24 de ore, după încheierea fiecărei zile (ziua D);
–să transmită alte informaţii solicitate de către centrul de dispecer superior privind funcţionarea CEE/CEF;
–pentru CEE/CEF, transmiterea energiei electrice active produse lunar, către centrul de dispecer, în maximum 5 zile după încheierea lunii calendaristice.
la procedură
Verificarea performanţelor tehnice ale CEE din punctul de vedere
al respectării cerinţelor normei tehnice de conectare la
reţele de interes public
Scopul prezentei proceduri este de a stabili:
a)testele, verificările şi înregistrările necesar a fi efectuate pentru demonstrarea conformităţii centralelor electrice eoliene cu cerinţele cuprinse în NT 51;
b)modul de verificare şi testare a CEED.
Procedura se aplică în conformitate cu art. 29 alin. (2) şi art. 30 din NT 51:
–Art. 29: "(2) Punerea în funcţiune şi darea în exploatare a GGE/CEE se fac numai după realizarea probelor de funcţionare, integrarea în sistemul SCADA al operatorului de reţea şi transmiterea la acesta a rezultatelor probelor, prevăzute în tabelele 1-5, determinate conform procedurii prevăzute la art. 30 alin. (5)."
–Art. 30: "(1) Operatorul de reţea verifică faptul că racordarea şi funcţionarea CEE nu conduc la încălcarea condiţiilor privind funcţionarea în domeniul de frecvenţă, de tensiune, capabilitatea de trecere peste defect şi calitatea energiei electrice, stabilite în prezenta normă tehnică.
(2)În cazul CEED verificarea îndeplinirii condiţiilor din prezenta normă se realizează de către OTS. Dacă CEED este racordată la o reţea electrică de distribuţie, OD care deţine respectiva reţea va colabora cu OTS, sub coordonarea acestuia, pentru realizarea verificării.
(3)În cazul CEEND verificarea îndeplinirii condiţiilor din prezenta normă se realizează de către operatorul de reţea la instalaţia 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 condiţiilor de racordare, inclusiv a celor prevăzute în prezenta normă, se realizează prin emiterea unui certificat de conformitate de către operatorul de reţea responsabil cu verificarea, conform prevederilor alin. (1)-(3).
(5)Verificarea îndeplinirii condiţiilor de racordare şi funcţionare a CEE, precum şi emiterea certificatului de conformitate se realizează conform unei proceduri elaborate de OTS, cu consultarea OD, şi aprobate de ANRE. Procedura trebuie să cuprindă dispoziţii referitoare la fazele de punere în funcţiune, perioada de probe şi acceptarea în funcţionare de durată."
Prezenta procedură se aplică CEE cu puteri instalate mai mari de 1 MW, indiferent de nivelul de tensiune în punctul de racord, după punerea în funcţiune, şi urmăreşte verificarea respectării condiţiilor tehnice cuprinse în NT 51 şi în Codul RET.
Procedura se aplică:
2.1.după punerea în funcţiune a unei CEE noi, retehnologizate sau la sfârşitul fiecărei etape de dezvoltare a CEE specificată în ATR;
2.2.în timpul funcţionării, pentru determinarea performanţelor CEE (în cazul constatării nerespectării cerinţelor NT 51 şi ale Codului RET în funcţionare);
2.3.după reparaţii capitale, înlocuiri, modernizări ale sistemelor SCADA sau ale sistemelor de reglaj aferente întregii CEED;
2.4.la cererea OTS, în conformitate cu prevederile cap. 6.4 din Codul RET; în acest caz OTS poate solicita verificarea prin probe a oricăruia dintre testele prezentei proceduri;
2.5.pentru CEE cu puteri între 1 MW şi 5 MW testele se verifică şi se evaluează de către OD, pe baza prezentei proceduri;
2.6.pentru CEE cu puteri mai mari de 10 MW testele se verifică şi se evaluează de către OTS;.
2.7.pentru CEE cu puteri între 5 MW şi 10 MW testele se efectuează şi se evaluează conform prezentei proceduri de către OD care participă la teste şi transmite la OTS rezultatele testelor.
3.1.Responsabilităţile OTS
3.1.1.Verifică întreaga documentaţie referitoare la realizarea buclelor de reglaj putere activă, putere reactivă şi tensiune şi solicită documentaţii suplimentare în situaţia în care cerinţele necesar a fi confirmate nu sunt dovedite prin documentaţia prezentată.
3.1.2.Participă la probele şi testele din prezenta procedură.
3.1.3.Iniţiază verificarea funcţionării CEED în situaţiile prevăzute în Codul RET, în cazul în care se încalcă în mod repetat una dintre cerinţele NT51. În această situaţie se aplică prevederile din cap. 6.4 din Codul RET.
3.1.4.Aprobă programul de probe transmis de solicitant.
3.1.5.Are dreptul de a solicita responsabilului de probe reluarea uneia sau mai multor probe.
3.1.6.În cazul abaterilor de la prezenta procedură, rezultate ca urmare a unor cauze obiective, prezentate de responsabilul de probe înainte de efectuarea acestora, DEN este responsabil pentru interpretarea aplicării procedurii.
3.2.Responsabilităţile producătorului în gestiunea căruia se află CEE
3.2.1.Iniţiază efectuarea probelor pentru situaţiile de la pct. 2.1 şi 2.3.
3.2.2.Întocmeşte programul de probe împreună cu societatea acceptată pentru realizarea probelor şi întocmirea documentaţiei (înregistrărilor).
3.2.3.Transmite la DEN, cu cel puţin 10 zile lucrătoare înaintea începerii probelor, programul de probe împreună cu solicitarea de participare la efectuarea lor, convenind cu acesta o dată pentru efectuarea probelor preliminare.
3.2.4.Informează OD aferent asupra perioadelor în care se vor realiza testele şi solicită acceptul din punctul de vedere al condiţiilor de reţea.
3.2.5.Pentru verificarea CEE cu puteri între 5 MW şi 10 MW transmite la OD implicat, cu cel puţin 10 zile lucrătoare înaintea începerii probelor, programul de probe, solicitând participarea reprezentanţilor (OD) şi eventual a reprezentanţilor OTS.
3.2.6.Pentru verificarea CEE cu puteri mai mici sau egale cu 5 MW transmite la OD implicat, cu cel puţin 10 zile lucrătoare înaintea începerii probelor, programul de probe, solicitând participarea reprezentanţilor OD la probe.
3.2.7.Asigură condiţiile tehnice pentru efectuarea probelor.
3.2.8.Asigură pe tot parcursul probelor siguranţa în funcţionare a CEE, fiind răspunzător de integritatea întregii instalaţii pe parcursul probelor.
3.2.9.Desemnează, de comun acord cu executantul probelor, un responsabil al probelor.
3.2.10.După efectuarea probelor transmite documentaţia finală completă, în conformitate cu prezenta procedură: la DEN pentru CEE cu puteri instalate mai mari de 10 MW, la OD şi DEN pentru CEE cu puteri instalate mai mari de 5 MW şi mai mici de 10 MW şi la OD pentru CEE cu puteri instalate mai mari de 1 MW şi mai mici de 5 MW.
3.3.Responsabilităţile OD
3.3.1.Elaborează propriile proceduri de verificare pentru CEE cu puteri mai mici sau egale cu 5 MW, care conţin cel puţin testele şi modul de lucru din prezenta procedură.
3.3.2.Colaborează cu OTS pentru asigurarea condiţiilor de testare, efectuarea testelor şi analiza rezultatelor testelor cuprinse în prezenta procedură, din punctul de vedere al condiţiilor de reţea, pentru CEE dispecerizabile racordate în reţeaua de distribuţie proprie.
4.1.Condiţii generale pentru efectuarea testelor
4.1.1.Probele sintetizate în anexa nr. 4.1 se execută integral în cadrul probelor preliminare (de casă) şi se reiau parţial/integral în cadrul probelor finale executate în prezenţa reprezentanţilor DEN pentru CEE cu puteri instalate mai mari de 10 MW şi/sau OD pentru celelalte cazuri.
4.1.2.În cadrul probelor finale executate în prezenţa specialiştilor DEN se verifică şi executarea consemnelor P, Q, U transmise de la DEC.
4.1.3.Solicitantul depune la DEN un dosar complet cu înregistrările efectuate pe parcursul testelor preliminare (de casă) şi finale. În cadrul analizei rezultatelor testelor preliminare, DEN analizează documentaţia, solicită alte documente sau teste suplimentare, iar, dacă este cazul, iniţiază o întâlnire între solicitant, reprezentanţii OD şi executantul probelor.
4.1.4.Verificările CEED pot începe numai dacă numărul de grupuri generatoare eoliene puse în funcţiune de către furnizor, conform procedurilor proprii, reprezintă minimum 90% din numărul total al grupurilor CEED prevăzute în ATR, conform perioadei de etapizare a puterii instalate.
4.1.5.Probele se vor efectua în perioade în care viteza vântului asigură o producţie minimă a CEED de 60% din Pi.
4.2.Cerinţe privind aparatele de măsură, echipamentele de simulare şi înregistrare
4.2.1.Traductori frecvenţă: precizie ≤ 0,005 Hz, timp de răspuns < 100 ms, domeniu (45'f755) Hz
4.2.2.Traductori P, Q, U clasa de precizie minimă 0,3
4.2.3.Sistem achiziţie minimum 0,5 s pentru fiecare mărime achiziţionată, posibilitate de înregistrare în fişiere ".xls". Pentru cerinţele de la pct. 4.7 şi 4.8 se vor asigura viteze de înregistrare de minimum 40 ms.
4.2.4.Simulare frecvenţă: precizie < 0,005 Hz, domeniu (45'f755) Hz în trepte sau cu rampă de: 0,5 Hz/sec;
4.2.5.Sistem GPS (sistem de poziţionare globală) pentru ştampila de timp
4.2.6.Măsura putere disponibilă şi viteză vânt preluate din echipamentele CEED
4.2.7.Analizoare de calitate a energiei electrice de clasă A, cu GPS, cu posibilitatea de efectuare a calculelor de perturbaţii pe diferite intervale de timp, prestabilite sau determinate postînregistrare. Exemplu: determinarea perturbaţiei pe un interval de timp în care s-a realizat fiecare probă, dar şi pe interval de 1 săptămână (standardizat). Calitatea energiei electrice va fi înregistrată pe parcursul tuturor testelor, dar şi minimum 2 săptămâni de funcţionare a CEED.
4.2.8.Pentru verificările care se efectuează asupra CEE cu putere instalată mai mare de 5 MW, societatea care efectuează testele trebuie să fie atestată clasa A.
4.3.Verificarea cerinţelor privind funcţionarea CEE la variaţiile de frecvenţă
Testele se adresează CEED cu puteri instalate mai mari de 10 MW şi au drept scop verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 10 din NT 51:
–Art. 10 - (1): "CEED va fi prevăzută cu un sistem de reglaj automat al puterii active în funcţie de valoarea frecvenţei (reglaj automat f/P). Acesta va acţiona conform unei curbe de răspuns frecvenţă/putere activă exemplificată în figura 2, unde P(d) reprezintă puterea activă disponibilă. Coordonatele punctelor A, B, C, D şi E depind de valoarea frecvenţei, a puterii active pe care o poate produce centrala şi 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). Poziţia punctelor trebuie să poată fi setată conform solicitărilor operatorului de reţea cu o eroare de maximum ± 10 mHz. Eroarea de măsurare a frecvenţei nu trebuie să fie mai mare de ± 10 mHz.
!Imagine (2) Modificarea puterii active generate datorită variaţiilor de frecvenţă va fi realizată, pe cât posibil, prin modificarea proporţională a puterii active generate de fiecare grup al CEED, nu prin pornirea şi oprirea de grupuri. Viteza de răspuns a fiecărui GGE aflat în funcţiune trebuie să fie cel puţin 60% din puterea nominală pe minut (MW/min).
(3)Dacă valoarea frecvenţei ajunge la o valoare mai mare decât cea corespunzătoare segmentului «D-E» pe curba caracteristică prezentată în figura 2, CEED este deconectată. Condiţiile de repunere în funcţiune se stabilesc de către OTS.
(4)La variaţiile de frecvenţă din SEN, CEED trebuie să aibă capacitatea:
a)să asigure scăderea puterii active cu cel puţin 40% din puterea disponibilă (sau de consemn)/Hz la creşterea frecvenţei peste 50,2 Hz;
b)să asigure creşterea puterii active până la limita maximă a puterii active disponibile, la scăderea frecvenţei sub 49,8 Hz."
Modul de lucru: Proba se efectuează pentru două situaţii de funcţionare: funcţionare la puterea disponibilă dată de condiţiile meteorologice momentane şi un consemn de putere activă de valoare redusă faţă de puterea disponibilă. Frecvenţa măsurată în cadrul buclei de putere activă va fi înlocuită cu o valoare simulată introdusă fie de soft, fie dintr-un generator de semnal. Se vor simula diferite valori ale frecvenţei: 47,5; 48; 48,5; 49; 49,8; 50,2; 50,5; 51; 51,5; 52; 52,1 Hz. Testul se va realiza în reglaj de putere reactivă activat cu consemn de putere reactivă setat la zero.
Înregistrări: Se vor realiza înregistrări în timp pentru: puterea disponibilă Pd, consemnul de putere activă Pcons, valoarea simulată a frecvenţei fsimulat şi mărimile măsurate atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei (P, Q, U, f). Se va ridica şi graficul P-f realizat comparativ cu cel solicitat în figura 2 din NT 51.
Evaluare: Se va determina gradul în care puterea activă este modificată la variaţiile de frecvenţă, inclusiv oprirea CEE la frecvenţe ce depăşesc domeniul 47,5-52 Hz. Se va verifica faptul că puterea CEE urmează graficul P-f în cazul în care frecvenţa variază de la 52 la 50,2 Hz şi CEE are capacitatea de a se conecta la reţea la orice valoare a frecvenţei în domeniul solicitat. Se va nota numărul grupurilor GGE oprite pentru realizarea scăderilor de frecvenţă.
4.4.Verificarea cerinţelor privind respectarea consemnului de putere activă
Testele se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 11 şi 12 din NT 51, cu referire la comportamentul centralelor electrice eoliene dispecerizabile cu puteri mai mari de 10 MW la variaţiile consemnului de putere activă.
4.4.1.Art. 11. - (1): "Puterea activă generată de o CEED trebuie să poată fi limitată la o valoare de consemn."
Modul de lucru: În condiţiile de mediu favorabile funcţionării la o putere de cel puţin 60% din puterea instalată pusă în funcţiune se va seta, local, un consemn de putere activă de valoare redusă faţă de puterea disponibilă. Noul consemn de putere se va menţine cel puţin 5 minute după care se va reveni cu un consemn de putere egal cu puterea instalată. Testul se va repeta pentru 3 valori de consemn de putere activă diferite, de exemplu: 20% Pi, 40% Pi, 60% Pi. Testul se va realiza în reglaj de putere reactivă activat cu consemn de putere reactivă setat la zero.
Înregistrări: Se vor realiza înregistrări în timp pentru: puterea disponibilă, consemnul de putere activă şi mărimile măsurate atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei (P, Q, U, f), viteza vântului.
Evaluare: Consemnul de putere activă trebuie să fie atins în timpul dat de viteza de variaţie setată şi treapta de putere redusă solicitată şi menţinut într-o bandă de ± 5% Pi. Aceleaşi cerinţe se aplică şi pentru cazul în care se revine (în sensul de creştere a puterii) la consemnul de putere iniţial.
4.4.2.Art. 11. - (2): "Mărimea valorii de consemn a puterii active trebuie să poată fi preluată automat de la distanţă [...]".
Verificarea se va aplica la toate CEE cu putere instalată mai mare de 10 MW pentru care consemnul de putere activă este transmis din sistemul EMS-SCADA.
Modul de lucru este cel prezentat la pct. 4.4.1, cu deosebirea că pentru CEE cu puteri instalate mai mari de 10 MW, valoarea de consemn este setată de la DEC/DET prin intermediul sistemului EMS-SCADA.
Înregistrări: Se vor realiza înregistrări în timp pentru: puterea disponibilă, consemnul de putere activă şi mărimile măsurate în PCC: puterea activă produsă, tensiunea şi puterea reactivă, viteza vântului.
Evaluare: Consemnul de putere activă recepţionat şi executat la nivel CEED este cel setat la nivel EMS-SCADA.
4.4.3.Art. 11. - (3): "CEED trebuie să asigure reglajul puterii active în punctul comun de cuplare într-o bandă de ± 5% din puterea instalată (ca putere medie pe 10 minute)".
Modul de lucru, înregistrările şi evaluarea sunt cele prezentate la pct. 4.4.1.
4.4.4.Art. 12. - (1): "În funcţionare normală, CEED trebuie să aibă capacitatea:
a)de a seta viteza de creştere/reducere liniară a puterii active produse la valoarea impusă de operatorul de reţea (MW/minut);
b)de a reduce, la dispoziţia operatorului de reţea, puterea activă produsă la valoarea solicitată (inclusiv oprire), respectând viteza de variaţie (încărcare/descărcare) stabilită. Viteza de variaţie a puterii trebuie să fie respectată atât în cazul variaţiei naturale de putere (intensificarea vitezei vântului), cât şi pentru variaţiile consemnului de putere. Prevederile de mai sus nu se referă la opririle intempestive.
(2)Valoarea vitezei de variaţie a puterii trebuie să poată fi setată într-o gamă cuprinsă între 10% din puterea instalată pe minut şi viteza maximă admisibilă, dată de fabricant." - verificarea va viza toate CEE cu putere instalată mai mare de 10 MW.
Modul de lucru, înregistrările şi evaluarea sunt cele prezentate la pct. 4.4.1. Se vor seta două rampe de variaţie a puterii active, una fiind de 10% Pi/minut. Verificarea rampei se realizează atât la scăderea consemnului de putere activă, cât şi la creşterea acestuia în limita puterii admisibile.
4.4.5.Pentru centralele electrice eoliene cu puteri instalate mai mici sau egale cu 10 MW şi mai mari de 5 MW, reglajul puterii active la o valoare dispusă de dispecer se realizează prin deconectare/conectare de GGE.
4.5.Verificarea cerinţelor privind capacitatea de livrare a puterii reactive în PCC
Aceste teste se adresează CEED cu puteri instalate mai mari de 10 MW şi au drept scop verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 16 din NT 51 şi verificarea diagramei P-Q determinată prin studiu în PCC, cu diagrama reală P-Q în PCC, la valoarea tensiunii din momentul testelor.
4.5.1.Verificarea factorului de putere în PCC
Testul se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 16 alin. (1) din NT 51 şi în Codul RET cu referire la comportamentul centralelor electrice eoliene la variaţiile consemnului de tensiune.
Art. 16. - (1) "La valori ale tensiunii în punctul de racordare 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 puţin în gama 0,95 capacitiv şi 0,95 inductiv."
Mod de lucru: În banda admisibilă de tensiune specificată în Codul RET şi RED, pentru o valoare cât mai apropiată de puterea activă instalată se trece CEE în reglaj de putere reactivă şi se aplică un consemn de putere reactivă maximă atât în regim inductiv, cât şi în regim capacitiv. Se înregistrează valorile obţinute.
Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei (P, Q, U, f).
Evaluare: Se calculează factorul de putere pentru puterea activă maximă la care s-au efectuat testele. Se măsoară schimbul de putere reactivă în PCC la putere activă nulă.
4.5.2.Verificarea cerinţelor privind reglajul de putere reactivă
Testul se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 16 alin. (2) lit. b) şi alin. (4) din NT 51 şi în Codul RET cu referire la comportamentul centralelor electrice eoliene la variaţiile consemnului de putere reactivă.
Testul se aplică tuturor CEE cu putere instalată mai mare de 10 MW.
(2): "CEED trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune - putere reactivă în PCC în oricare din modalităţile: [...]
b)reglajul puterii reactive schimbate cu SEN. [...] (4) Viteza de răspuns a sistemului de reglaj al tensiunii trebuie să fie de minimum 95% din puterea reactivă disponibilă pe 30 secunde."
Mod de lucru: În condiţii de respectare a limitelor admisibile de tensiune din PCC, se trece CEE în reglaj de putere reactivă la puterea activă generată conform condiţiilor de mediu. Se aplică diferite consemne de putere reactivă. Testele se reiau pentru consemne de putere reactivă setate local, de la distanţă (DEC/DET sau centrul de dispecer al CEED). În cazul CEE cu puteri mai mari de 10 MW testele se reiau şi pentru cel puţin două valori diferite de variaţie a puterii reactive, dintre care una de 95% din puterea reactivă disponibilă pe 30 secunde.
Înregistrări: Se înregistrează valorile P, Q, U şi f măsurate atât la nivelul staţiei centralei, cât şi la nivelul centralei şi valoarea de consemn a puterii reactive.
Evaluare: Realizarea consemnului de putere reactivă şi menţinerea unei valori constante în banda de insensibilitate de maximum ± 2 MVAr. Se vor determina valorile MVAr/kV din PCC pentru cel puţin două valori de putere activă produsă de CEE. Se vor determina vitezele de variaţie ale puterii reactive.
4.5.3.Verificarea diagramei teoretice P-Q a CEE în PCC
Mod de lucru: În banda admisibilă de tensiune specificată în Codul RET şi RED, pentru o valoare cât mai apropiată de puterea activă instalată se trece CEE în reglaj de putere reactivă şi se aplică un consemn de putere reactivă maximă atât în regim inductiv, cât şi în regim capacitiv. Se înregistrează valorile obţinute. Se continuă cu ridicarea diagramei P-Q a CEE pentru cel puţin 5 puncte de putere activă. Pentru un consemn de putere activă zero, se măsoară şi puterea reactivă injectată în PCC, urmărindu-se ca aceasta să fie nulă.
Înregistrări: Se înregistrează valorile P, Q şi U măsurate atât la nivelul staţiei centralei, cât şi la nivelul PCC şi valorile de consemn ale puterii reactive Qc şi puterii active Pc.
Evaluare: Se compară diagrama P-Q ridicată în urma studiilor de reactiv în PCC cu cea ridicată în mod real. Se măsoară schimbul de putere reactivă în PCC la putere activă nulă.
4.6.Verificarea cerinţelor privind reglajul de tensiune
Testul se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 16 alin. (2) lit. a) şi art. 16 alin. (3) din NT 51 şi în Codul RET cu referire la comportamentul centralelor electrice eoliene la variaţiile consemnului de tensiune.
Prezentul test se aplică tuturor CEE cu putere instalată mai mare de 10 MW.
(2): "CEED trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune - putere reactivă în PCC în oricare dintre modalităţile:
a)reglajul tensiunii;".
Mod de lucru: În condiţii de respectare a limitelor admisibile de tensiune din PCC, se trece CEE în reglaj de tensiune la puterea activă disponibilă şi la tensiunea existentă în reţea în acel moment, se aplică diferite consemne de tensiune: pentru tensiuni ≥ 110 kV, cu valori ± 2'f73 kV faţă de tensiunea existentă în reţea, iar pentru tensiuni < 110 kV, cu valori ± 2'f73 % Un faţă de tensiunea existentă în reţea. Testele se reiau pentru consemne de tensiune setate local şi de la distanţă (DEC/DET/centrul de dispecer al CEE) şi pentru cel puţin două valori diferite ale vitezei de variaţie a tensiunii.
Înregistrări: Se înregistrează valorile P, Q, U şi f măsurate atât la nivelul staţiei centralei, cât şi la nivelul PCC şi valoarea de consemn a tensiunii.
Evaluare: Realizarea consemnului de tensiune şi menţinerea unei valori constante în banda de insensibilitate de maximum ± 0,5 kV. Se vor determina valorile MVAr/kV din PCC pentru cel puţin două valori de putere activă produsă de CEE. Se determină viteza de variaţie a tensiunii, care trebuie să fie cât mai apropiată de valoarea setată.
4.7.Verificarea comutării fără şoc între regimurile de reglaj de putere reactivă şi tensiune în PCC
Testele se aplică numai pentru CEE cu putere instalată mai mare de 10 MW şi se referă la demonstrarea trecerii (comutării) între regimurile de funcţionare reglaj de tensiune şi reglaj de putere reactivă fără producerea de şocuri în putere activă, reactivă sau tensiune. Verificarea se realizează atât pentru comutările de regim realizate local, cât şi pentru comutările de regim realizate de la distanţă (DEC/DET/Centru de dispecer).
4.8.Verificarea cerinţelor privind funcţionarea în regim normal
Testele se aplică pentru toate CEE cu putere instalată mai mare de 1 MW şi se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 17 din NT 51, astfel:
Art. 17: "În regim normal de funcţionare al reţelei, CEED nu trebuie să producă în PCC variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 4 % din tensiunea nominală la medie şi înaltă tensiune şi de ± 5 % din tensiunea nominală la joasă tensiune."
Verificările constau în înregistrări de funcţionare îndelungată la putere activă generată de diferite valori şi la momentul pornirii CEE, respectiv la intrarea în funcţionare a GGE. Verificarea se realizează prin deschiderea/închiderea întreruptorului CEE. Înregistrările P, Q, U în PCC/CEE trebuie să fie pe o perioadă de minimum 2 ore până la 24 de ore.
4.9.Verificarea cerinţelor privind funcţionarea în situaţii speciale
Testele se aplică pentru toate CEE cu putere instalată mai mare de 5 MW şi se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 14 alin. (1) din NT 51:
Art. 14: "(1) Producătorul este responsabil pentru protejarea GGE şi a instalaţiilor auxiliare ale acestora contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea protecţiilor de deconectare a CEED 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 excepţionale/anormale de funcţionare."
Mod de lucru: Se realizează o deconectare urmată de o conectare rapidă (se simulează un RAR) a întreruptorului CEE din staţia de conectare (PCC). În situaţii speciale, pentru CEE cu puteri mai mari de 10 MW se vor realiza simulări de RAR triazat în PCC sau în alt punct din reţea, punct indicat de OTS.
Înregistrări: Se înregistrează valorile P, Q şi U măsurate în PCC cu rata de achiziţie de maximum 40 ms.
Evaluare: comportamentul CEE.
4.10.Verificarea schimbului de date CEE - EMS-SCADA
Testele se aplică pentru toate CEE cu putere instalată mai mare de 1 MW şi se referă la verificarea:
a)pentru CEED cu puteri instalate mai mari de 10 MW:
1.recepţia/emisia şi executarea corectă a informaţiilor/comenzilor schimbate: mărimi măsurate (P, Q, U), consemne (P, Q, U) şi selectoare de regim ( P-f, Q/U);
2.recepţionarea valorilor prin intermediul unei căi de comunicaţie prin fibră optică cu rezervare pe un alt suport de comunicaţie;
3.integrarea CEED în EMS-SCADA;
4.tratarea corectă în toate protocoalele a valorilor măsurate şi a consemnelor din CEED;
5.verificarea mărimilor analogice afişate în ecrane cu mărimile analogice citite din alte aparate la nivelul CEED (P, Q, U, f);
b)pentru CEE cu puteri instalate mai mari de 1 MW şi mai mici sau egale cu 10 MW, integrarea valorilor P şi Q măsurate în PCC şi recepţionate în sistemul EMS-SCADA al OTS fie de la centrul de dispecer al CEE, fie din sistemul DMS-SCADA al operatorului de distribuţie.
Verificarea se realizează de către OTS. Semnalele precizate mai sus trebuie să fie recepţionate corect, iar consemnele trebuie să fie funcţionale şi executate corect de CEED.
4.11.Verificarea calităţii energiei electrice în punctul de racord al CEE
Testele se aplică pentru toate CEE cu putere instalată mai mare de 1 MW şi se referă la încadrarea în limite a THD, armonici, factor de nesimetrie negativă şi flicker în punctul de conectare.
Analizoarele de calitate la care se face referire în continuare sunt de clasa A, certificate PSL şi aparţin executantului, respectiv solicitantului.
Pentru CEE cu puteri mai mari de 10 MW înregistrările efectuate pe durata probelor şi o durată ulterioară de două săptămâni se vor transmite la DEN.
În situaţia în care, prin funcţionarea CEED, în perioada de probe, înregistrările dovedesc o deteriorare a calităţii energiei electrice, producătorul trebuie să ia măsuri de dotare cu mijloace de compensare necesare care să conducă la încadrarea parametrilor de calitate a energiei electrice în punctul de racordare în limitele stabilite prin Codul RET/RED. Nu se admite funcţionarea CEE fără respectarea cerinţelor de calitate a energiei electrice în punctul de racord.
Înregistrările conţin dosarul complet al rezultatelor probelor conform anexei nr. 4.1, însoţite de concluziile executantului (cel care a executat testările), cât şi documentele enumerate în prezenta procedură.
Lista probelor necesar a se efectua este prevăzută în anexa nr. 4.1.
Anexa 4.1
la anexa nr. 4 la procedură
| Nr. probă | Articol din NT51 | Paragraf procedură | Denumirea/ Descrierea probei | Condiţii de funcţionare | Simulări | Mărimi măsurate | Durata probei | Cerinţe speciale/Condiţii de evaluare | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | art. 10 alin. (1) şi art. 10 alin. (4) | anexa nr. 4 pct. 4.3 | verificarea implementării curbei de dependenţă frecvenţă-putere | în condiţiile Pd > 60% Pi se aleg valorile P1 = 80% Pd P2 = Pd | aplicarea treptelor de frecvenţe simulate 47,5; 48; 48,5; 49; 49,7; 49,9; 50; 50,1; 50,3; 51; 51,5; 51,9; 52,1 Hz | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei, f simulată, putere disponibilă Pd, puterea de consemn Pc | 1 ÷ 3 minute la fiecare treaptă în funcţie de timpul de stabilizare | evaluare: CEED trebuie să răspundă conform dependenţei cerute putere-frecvenţăînregistrări: evoluţia în timp a Pc, a Pd şi frecvenţa simulată în PCC; graficul P-f simulat conform figurii 2 din NT51 utilizându-se mediile de P produsă şi Pd | |
| art. 10 alin. (2) | anexa nr. 4 pct. 4.3 | verificarea modificării proporţionale a P grupurilor, fără opriri de GGE | evaluare: CEED trebuie să răspundă conform dependenţei cerute putere-frecvenţă fără opriri/porniri de GGEînregistrări: nr GGE în funcţiune | ||||||
| art. 10 alin. (3) | anexa nr. 4 pct. 4.3 | verificarea opririi/pornirii pe criterii de frecvenţă | evaluare: la oprirea CEED se vor nota şi urmări: cauza opririi/pornirii înregistrări: timpi de pornire/oprire | ||||||
| 2 | art. 11 | anexa nr. 4 pct. 4.4.1, 4.4.2, 4.4.3 | verificarea reglajului puterii active la o valoare de consemn mai mică decât puterea disponibilă | pentru o viteză de variaţie de 10%Pi/min. şi 20%Pi/min. se realizează reduceri de P de minimum 20%Pi urmate de revenire la Pd | fără simularea frecvenţei | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei, viteza vântului | evaluare: CEED trebuie să menţină noul consemn de putere în plaja ± 5%Piînregistrări: evoluţia în timp a Pd, Pc, P, Q, U în PCC, fiind în funcţiune reglajul de tensiune | ||
| art. 12 | anexa nr. 4 pct. 4.4.4 | verificarea vitezei de reglaj a puterii active la o valoare de consemn mai mică decât puterea disponibilă | evaluare: CEED trebuie să asigure viteza de variaţie a puterii setate înregistrări:evoluţia în timp a Pd, Pc, P, Q, U în PCC, fiind în funcţiune reglajul de tensiune | ||||||
| 3 | art. 16 alin. (1) | anexa nr. 4 pct. 4.5.1 | asigurarea factorului de putere 0,95 inductiv/capacitiv în punctul de racord | 2 paliere (20% ÷ 100%) Pi P1 = Pd P2 = 5%Pi | Setare consemn φ la valorile 0,95; 0,7 inductiv/capacitiv şi "1" | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei | 5 minute/probă cu verificarea 0,95; 0,7 inductiv/capacitiv şi "1" | evaluare: CEED trebuie să asigure valoarea FP setatînregistrări: evoluţia în timp a P, Q, U în PCC şi PdR, şi a cosĎ6 în PCC setat fiind în funcţiune reglajul de cosĎ6 | |
| asigurarea schimbului de reactiv zero cu sistemul în cazul P produs nul | se vor opri toate GGE sau proba se efectuează la v < v cut on | proba se poate realiza în cadrul probelor 2 sau 3 | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei | 5 minute | evaluare: CEED trebuie să asigure schimb zero de Q cu SEN înregistrări: evoluţia în timp a P, Q, U în PCC | ||||
| 4 | art. 16 alin. (2) lit. a) | anexa nr. 4 pct. 4.6 | asigurarea reglajului de tensiune în PCC | P în domeniul (10% ÷ 100%) Pi Uc = ±3 kV faţă de U (pentru U < 110 kV) în PCC. Pentru U < 110 kV Uc =± 2-3% Un | setare consemn U la valorile menţionate | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei, Uc, Pc în PCC | se menţine Uc minimum 5 minute se vor alege două viteze de variaţie a U diferite | evaluare: CEED trebuie să asigure reglajul de tensiune în punctul de racordare în plaja admisibilă utilizând întreaga capacitate de Q înregistrări:evoluţia în timp a P, Q, U, Uc, Pc | |
| 5 | art. 16 alin. (2) lit. b) art. 16 alin. (4) | anexa nr. 4 pct. 4.5.2 | asigurarea reglajului de putere reactivă în PCC | P în domeniul (10%÷100%) Pi se aleg minimum 3 valori de consemn pentru Q, trepte ±5 MVAr | setare consemn Q la valorile alese | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei, Qc, Pc în PCC | se menţine valoarea de consemn Q minim timp de 5 minute Se vor alege două viteze de variaţie a Q diferite | evaluare: CEED trebuie să asigure reglajul de Q în punctul de racordare înregistrări:evoluţia în timp a P, Q, U, Uc, Pc | |
| 6 | anexa nr. 4 pct. 4.7 | trecerea fără şoc la alegerea între regimurile de reglaj Q, U sau cosĎ6 | proba se poate realiza în cadrul probelor anterioare | P, Q, U în PCC | trecere din reglaj Q→U, U→Q, Q→cosφ, cosφ→Q, Uâ63cosφ, cosφ→U | evaluare: CEED trebuie să asigure trecere fără şocînregistrări: evoluţia în timp a P, Q, U în PCC | |||
| 7 | art. 17 | anexa nr. 4 pct. 4.8 | înregistrări în funcţionare normală | fără | P, Q, U în PCC | minimum 2 ore | evaluare: se vor urmări variaţii de putere şi viteză a vântului care au condus la porniri/opriri automate de GGE înregistrări:evoluţia în timp a P, Q, U în PCC şi a numărului GGE în funcţiune, a P şi Q produse de acestea | ||
| 8 | art. 14 alin. (1) | anexa nr. 4 pct. 4.9 | verificarea funcţionării la deconectarea/ conectarea CEED | prin deconectarea IO PCC la un palier P = (20%÷100) Pi | P, Q, U în PCC | 5 minute | evaluare: se vor urmări variaţiile de Q şi U în punctele de racordare, variaţia de U trebuie să fie < 5% Unînregistrări: evoluţia în timp a P, Q, U în PCC | ||
| 9 | anexa nr. 4 pct. 4.10 | verificarea schimbului de date CEED - EMS-SCADA | Pd > 60%Pi | fără | P, Q, U, f în PCC | 1 oră | evaluare: la nivel DEN prin transmiterea de consemne P, Q, U şi comutare regimuri P/f şi Q/U înregistrări: modul de răspuns al CEED | ||
| 10 | anexa nr. 4 pct. 4.11 | verificarea calităţii energiei electrice în punctul de racord al CEE | fără | fără | conform standardului EN 50160 | minimum 2 săptămâni | evaluare: prin comparare cu standardul EN 50160înregistrări: analizoare de calitatea energiei electrice clasa A | ||
la procedură
Verificarea performanţelor tehnice ale CEF din
punctul de vedere al respectării cerinţelor normei
tehnice de conectare la reţelele de interes public
Scopul prezentei proceduri este de a stabili:
a)testele, verificările şi înregistrările necesar a fi efectuate pentru demonstrarea conformităţii centralelor electrice eoliene cu cerinţele cuprinse în NT 30;
b)modul de verificare şi testare a CEF.
Procedura se aplică în conformitate cu art. 19 din NT 30:
Art. 19: "(1) OD şi OTS, după caz, verifică şi asigură că racordarea şi funcţionarea CEFD nu conduc la încălcarea normelor în vigoare privind funcţionarea în domeniul de frecvenţă, de tensiune, capabilitatea de trecere peste defect şi calitatea energiei electrice în PCC.
(2)Verificarea se realizează conform unei proceduri elaborate de OTS, cu consultarea OD şi avizate de ANRE. Procedura se referă la fazele de punere în funcţiune, perioada de probe şi acceptarea în funcţionare de durată."
Prezenta procedură se aplică tuturor centralelor electrice fotovoltaice, indiferent de nivelul de tensiune în punctul de racord, la punerea în funcţiune, şi urmăreşte verificarea respectării condiţiilor tehnice stabilite prin proiect, a cerinţelor tehnice de funcţionare stipulate în ATR şi a celor menţionate în NT 30 şi în Codul RET.
Procedura se aplică:
2.1.la punerea în funcţiune a unei centrale electrice fotovoltaice noi sau retehnologizate;
2.2.în timpul funcţionării, pentru determinarea performanţelor centralelor electrice fotovoltaice, în cazul unor reclamaţii referitoare la nerespectarea în funcţionare a cerinţelor NT 30 sau ale Codului RET;
2.3.după reparaţii capitale, înlocuiri, modernizări ale sistemelor SCADA şi de reglaj aferente întregii centrale electrice fotovoltaice sau înlocuirea parţială ori totală a invertoarelor aferente;
2.4.la cererea OTS, în conformitate cu prevederile cap. 6.4 din Codul RET; în acest caz OTS poate solicita verificarea prin probe a oricăruia dintre testele din prezenta procedură;
2.5.pentru CEF cu puteri între 1 MW şi 5 MW testele se verifică şi se evaluează de către OD, pe baza prezentei proceduri;
2.6.pentru CEF cu puteri mai mari de 10 MW testele se verifică şi se evaluează de către OTS;
2.7.pentru CEF cu puteri între 5 şi 10 MW testele se efectuează şi se evaluează conform prezentei proceduri de către OD care participă la teste şi transmite la OTS rezultatele testelor.
3.1.Responsabilităţile OTS
3.1.1.Verifică întreaga documentaţie referitoare la realizarea buclelor de reglaj putere activă, putere reactivă şi tensiune şi solicită documentaţii sau teste suplimentare în situaţia în care performanţele necesar a fi confirmate nu sunt dovedite prin testele efectuate şi/sau documentaţia prezentată.
3.1.2.Participă la probele şi testele din prezenta procedură.
3.1.3.Iniţiază verificarea funcţionării CEFD în situaţiile prevăzute în Codul RET în cazul în care se încalcă în mod repetat una sau mai multe cerinţe, în conformitate cu pct. 2.2 şi 2.4. În această situaţie se aplică prevederile cap. 6.4 din Codul RET.
3.1.4.Aprobă programul de probe transmis de solicitant.
3.1.5.Are dreptul de a solicita responsabilului de probe repetarea uneia sau mai multor probe ori probe suplimentare care să pună în evidenţă performanţele CEF sau ale invertoarelor componente.
3.1.6.În cazul abaterilor de la prezenta procedură, rezultate ca urmare a unor cauze obiective, prezentate de responsabilul de probe înainte de efectuarea acestora, DEN este responsabil pentru interpretarea aplicării procedurii.
3.2.Responsabilităţile producătorului în gestiunea căruia se află CEF
3.2.1.Pentru procedurile care necesită verificări/teste, iniţiază efectuarea probelor pentru situaţiile prevăzute la pct. 2.1 şi 2.3.
3.2.2.Întocmeşte programul de probe împreună cu societatea acceptată (executantul) pentru realizarea probelor şi întocmirea documentaţiei (înregistrărilor) şi îl supune spre aprobare OTS, respectiv OD.
3.2.3.Informează OD aferent asupra perioadelor în care se vor realiza testele şi solicită acceptul din punctul de vedere al condiţiilor de reţea.
3.2.4.Transmite la DEN, cu cel puţin 10 zile lucrătoare înaintea începerii probelor, programul de probe împreună cu solicitarea de participare la efectuarea lor, convenind cu acesta o dată pentru efectuarea probelor preliminare.
3.2.5.Pentru verificarea CEF cu puteri între 5 MW şi 10 MW transmite la OD implicat, cu cel puţin 10 zile lucrătoare înaintea începerii probelor, programul de probe, solicitând participarea reprezentanţilor acestuia (OD) şi eventual a reprezentanţilor OTS.
3.2.6.Pentru verificarea CEF cu puteri mai mici sau egale cu 5 MW transmite la OD implicat, cu cel puţin 10 zile lucrătoare înaintea începerii probelor, programul de probe, solicitând participarea reprezentanţilor acestuia la probe.
3.2.7.Asigură condiţiile tehnice pentru efectuarea probelor.
3.2.8.Asigură pe tot parcursul probelor siguranţa în funcţionare a CEF, fiind răspunzător de integritatea tuturor instalaţiilor pe parcursul probelor.
3.2.9.Desemnează de comun acord cu executantul un responsabil al probelor.
3.2.10.După efectuarea probelor transmite documentaţia finală completă, în conformitate cu prezenta procedură: la DEN pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 10 MW, la OD şi DEN pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 5 MW şi mai mici de 10 MW, la OD pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 1 MW şi mai mici de 5 MW.
3.3.Responsabilităţile OD
3.3.1.Elaborează propriile proceduri de verificare care conţin cel puţin testele şi modul de lucru din prezenta procedură pentru CEF cu puteri mai mici sau egale cu 5 MW.
3.3.2.Colaborează cu OTS în efectuarea şi asigurarea condiţiilor de testare, precum şi a analizei rezultatelor testelor cuprinse în prezenta procedură din punctul de vedere al condiţiilor de reţea, pentru CEF dispecerizabile racordate în reţeaua de distribuţie proprie.
4.1.Condiţii generale pentru efectuarea testelor
4.1.1.Probele sintetizate în anexa nr. 5.1 se execută complet în cadrul probelor preliminare (de casă) şi se reiau parţial/complet în cadrul probelor finale executate în prezenţa reprezentanţilor DEN pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 10 MW şi/sau OD pentru celelalte cazuri.
4.1.2.În cadrul probelor finale executate în prezenţa specialiştilor DEN, se verifică şi executarea consemnelor P, Q, U transmise de la DEC.
4.1.3.Solicitantul depune la DEN un dosar complet cu înregistrările efectuate pe parcursul testelor preliminare (de casă) şi finale. În cadrul analizei rezultatelor testelor preliminare, DEN analizează documentaţia, solicită alte documente sau teste suplimentare, iar dacă este cazul, iniţiază o întâlnire între solicitant, reprezentanţii OD şi executantul probelor.
4.1.4.Verificările CEF pot începe numai după punerea în funcţiune a minimum 90% din puterea instalată a CEF, conform procedurilor producătorilor.
4.1.5.Probele se vor efectua în perioade în care condiţiile de mediu asigură o producţie a CEF de minimum 60% din Pi.
4.2.Cerinţe privind aparatele de măsură şi echipamentele de simulare şi înregistrare
4.2.1.Traductori frecvenţă: precizie ≤ 0,005 Hz, timp de răspuns < 100 ms, domeniu 45-55 Hz
4.2.2.Traductori P, Q, U clasa de precizie minimă 0,3
4.2.3.Sistem achiziţie minimum 0,5 s pentru fiecare mărime achiziţionată, posibilitate de înregistrare în fişiere ".xls". Pentru cerinţele prevăzute la pct. 6.10 se vor asigura viteze de înregistrare de minimum 40 ms
4.2.4.Simulare frecvenţă: precizie < 0,005 Hz, domeniu 45-55 Hz, asigurare modificare frecvenţă cu precizie 5 mHz şi rampă de 1 Hz/sec.
4.2.5.Sistem GPS pentru ştampila timp
4.2.6.Măsură putere disponibilă, mărime pentru care pot fi utilizate şi echipamentele din dotarea CEF
4.2.7.Analizoare de calitate a energiei electrice de clasă A, cu GPS, cu posibilitatea calculelor de perturbaţii pe diferite intervale de timp, prestabilite sau determinate postînregistrare
Exemplu: determinarea perturbaţiei pe un interval de timp în care s-a realizat fiecare probă, dar şi pe interval de 1 săptămână (standardizat).
4.2.8.Pentru verificările care se efectuează pentru CEF cu putere instalată mai mare de 5 MW, societatea care efectuează testele (executantul) trebuie să fie auditată şi acceptată de OTS, conform Procedurii operaţionale "Acceptarea furnizorilor de produse/servicii/lucrări", cod: Tel - 04.08.
4.3.Verificarea cerinţelor privind funcţionarea CEF la variaţiile de frecvenţă
Testele se adresează CEFD cu puteri instalate mai mari de 10 MW şi au drept scop verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 9 din NT 30:
Art. 9: "(1) CEFD va fi prevăzută cu un sistem de reglaj automat al puterii active în funcţie de valoarea frecvenţei (reglaj automat frecvenţă/putere). Acesta va acţiona conform unei curbe de răspuns frecvenţă/putere activă exemplificată în figura 2, unde P(m) reprezintă puterea activă momentan disponibilă. Coordonatele punctelor A, B, C, D şi E depind de valoarea frecvenţei, a puterii active pe care o poate produce centrala şi 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). Poziţia punctelor trebuie să poată fi setată conform solicitărilor operatorului de reţea cu o eroare de maximum ± 10mHz. Eroarea de măsurare a frecvenţei nu trebuie să fie mai mare de ± 10 mHz.
!Imagine (2) Modificarea puterii active generate datorită variaţiilor de frecvenţă va fi realizată, pe cât este posibil în condiţiile momentane de radiaţie solară, prin modificarea proporţională a puterii active generate la nivelul invertoarelor CEFD.
(3)Dacă valoarea frecvenţei ajunge la o valoare mai mare decât cea corespunzătoare segmentului "D-E" de pe curba caracteristică prezentată în figura 2, se admite ca CEFD să fie deconectată.".
Modul de lucru: Proba se efectuează pentru două situaţii de funcţionare: funcţionare la puterea disponibilă dată de condiţiile meteo momentane şi un consemn de putere activă de valoare redusă faţă de puterea disponibilă. Frecvenţa măsurată în cadrul buclei de putere activă va fi înlocuită cu o valoare simulată, introdusă fie soft, fie dintr-un generator de semnal. Se vor simula diferite valori ale frecvenţei: 47,5; 48; 48,5; 49; 49,8; 50,2; 50,5; 51; 51,5; 52; 52,1 Hz. Testul se va realiza în reglaj de putere reactivă activat cu consemn de putere reactivă setat la zero.
Înregistrări: Se vor realiza înregistrări în timp pentru: puterea disponibilă Pd, consemnul de putere activă Pcons, valoarea simulată a frecvenţei fsimulat şi mărimile măsurate atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei: P, Q, U, f. Se va ridica şi graficul P-f realizat comparativ cu cel solicitat în figura 2 din NT 30.
Evaluare: Se va determina gradul în care puterea activă este modificată la variaţiile de frecvenţă, inclusiv oprirea CEF la frecvenţe ce depăşesc domeniul 47,5-52 Hz. Se va verifica faptul că puterea CEF urmează graficul P-f în cazul în care frecvenţa variază de la 52 la 50,2 Hz şi CEF are capacitatea de a se conecta la reţea la orice valoare a frecvenţei în domeniul solicitat.
4.4.Verificarea cerinţelor privind respectarea consemnului de putere activă
Testele se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 10 din NT 30 cu referire la comportamentul centralelor electrice fotovoltaice dispecerizabile cu puteri mai mari de 5 MW la variaţiile consemnului de putere activă.
Testele se aplică tuturor CEF cu putere instalată mai mare de 5 MW.
Testele se referă la demonstrarea respectării:
4.4.1.Art. 10 - (1): "Puterea activă generată de o CEFD trebuie să poată fi limitată la o valoare de consemn."
Verificarea se va aplica la toate CEF cu putere instalată mai mare de 5 MW.
Modul de lucru: În condiţiile de mediu favorabile funcţionării la o putere de cel puţin 60% din puterea instalată pusă în funcţiune se va seta, local, un consemn de putere activă de valoare redusă faţă de puterea disponibilă. Noul consemn de putere se va menţine cel puţin 5 minute, după care se va reveni cu un consemn de putere egal cu puterea instalată. Testul se va repeta pentru 3 valori de consemn de putere activă diferite, de exemplu: 20% Pi, 40% Pi, 60% Pi. Testul se va realiza în reglaj de putere reactivă activat cu consemn de putere reactivă setat la zero.
Înregistrări: Se vor realiza înregistrări în timp pentru: puterea disponibilă Pd, consemnul de putere activă Pcons, mărimile măsurate atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei: P, Q, U, f.
Evaluare: Consemnul de putere activă trebuie să fie atins în timpul dat de viteza de variaţie setată şi treapta de putere redusă solicitată şi menţinut într-o bandă de ± 5% Pi. Aceleaşi cerinţe se aplică şi pentru cazul în care se revine (în sensul de creştere a puterii) la consemnul de putere iniţial.
4.4.2.Art. 10. - (2): "Mărimea valorii de consemn a puterii active trebuie să poată fi preluată automat de la distanţă."
Verificarea se va aplica la toate CEF cu putere instalată mai mare de 10 MW pentru care consemnul de putere activă este transmis din sistemul EMS-SCADA, iar pentru toate CEF cu putere instalată mai mare de 5 MW şi mai mică de 10 MW consemnul de putere activă va fi transmis de la centrul de dispecer de centrală CEF.
Modul de lucru: este cel prezentat la pct. 4.4.1, cu deosebirea că pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 10 MW, valoarea de consemn este setată de la DEC/DET prin intermediul sistemului EMS-SCADA, iar pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 5 MW şi mai mici sau egale cu 10 MW, valoarea de consemn este setată de la centrul propriu de dispecer prin calea de comunicaţie stabilită de acesta. Verificarea transmiterii consemnelor de putere de la centrele de dispecer de centrală pentru CEFD cu puteri instalate mai mari de 10 MW este obiectul verificărilor centrelor de dispecer de centrală.
Înregistrări: Se vor realiza înregistrări în timp pentru: puterea disponibilă Pd, consemnul de putere activă Pcons şi mărimile măsurate atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei: P, Q, U, f.
Evaluare: Consemnul de putere activă recepţionat şi executat la nivel CEFD este cel setat la nivel EMS-SCADA.
4.4.3.Art. 10. - (3): "CEFD trebuie să asigure reglajul puterii active în punctul comun de cuplare într-o bandă de ± 5% din puterea instalată a CEF faţă de puterea de consemn."
Verificarea va viza toate CEF cu putere instalată mai mare de 5 MW.
Modul de lucru, înregistrările şi evaluarea sunt cele prezentate la pct. 4.4.1.
4.4.4.Art. 10. - (4): "CEFD trebuie să aibă capacitatea de a seta viteza de variaţie a puterii active generate la valoarea impusă de OTS (MW/min), de minimum 10% Pi/minut."
Verificarea va viza toate CEF cu puterea instalată mai mare de 10 MW.
Modul de lucru, înregistrările şi evaluarea sunt cele prezentate la pct. 4.4.1. Se vor seta două rampe de variaţie a puterii active, una fiind de 10% Pi/minut. Verificarea rampei se realizează atât la scăderea consemnului de putere activă, cât şi la creşterea acestuia.
4.5.Verificarea cerinţelor privind capacitatea de livrare a puterii reactive în PCC
Testele se adresează CEF şi au drept scop verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 13 şi art. 21 alin. (3) din NT 30.
4.5.1.Verificarea factorului de putere în PCC
Testul se referă la verificarea respectării de către CEF cu Pi>1 MW a cerinţelor precizate la art. 13 alin. (1), respectiv art. 21 alin. (3) din NT 30, cu referire la comportamentul CEF la variaţiile consemnului de tensiune.
Art. 13. - (1): "La valori ale tensiunii în punctul comun de cuplare, situate în banda admisibilă de tensiune, puterea reactivă produsă/absorbită de o CEFD aflată în funcţiune trebuie să poată fi reglată continuu corespunzător unui factor de putere în valoare absolută de maximum 0,90 capacitiv şi 0,90 inductiv."
Art. 21. - (3): "În plus faţă de cerinţele de la alin. (1), CEFND cu puterea instalată mai mare de 1 MW şi mai mică sau egală cu 5 MW trebuie să respecte cerinţele de la art. 6, 7, 8, 11, art. 12 alin. (2), art. 13 alin. (1), alin. (2) lit. b) şi alin. (3), art. 14, 16, 18 şi 19."
Mod de lucru: În banda admisibilă de tensiune specificată în Codul RET, pentru o valoare cât mai apropiată de puterea activă instalată se trece CEF în reglaj de putere reactivă şi se aplică un consemn de putere reactivă maximă atât în regim inductiv, cât şi în regim capacitiv. Se înregistrează valorile obţinute.
Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei: P, Q, U, f.
Evaluare: Se calculează factorul de putere pentru puterea activă maximă la care s-au efectuat testele.
4.5.2.Verificarea cerinţelor privind reglajul de putere reactivă
Testul se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 13 alin. (2) lit. b) din NT 30 şi în Codul RET, cu referire la comportamentul centralelor electrice fotovoltaice la variaţiile consemnului de putere reactivă.
Testul se aplică tuturor CEF cu putere instalată mai mare de 5 MW.
(2): "CEFD trebuie să poată realiza reglajul automat de tensiune - putere reactivă în PCC în oricare din modalităţile (cu utilizarea integrală a resurselor de putere reactivă ale CEF):
b)Reglajul puterii reactive schimbate cu SEN în PCC".
Mod de lucru: În condiţii de respectare a limitelor admisibile de tensiune din PCC, se trece CEF în reglaj de putere reactivă la puterea activă generată conform condiţiilor de mediu. Se aplică diferite consemne de putere reactivă. Testele se reiau pentru consemne de putere reactivă setate local, de la distanţă (DEC/DET sau centrul de dispecer al CEF în cazul CEF cu puteri mai mici sau egale cu 10 MW). În cazul CEF cu puteri mai mari de 10 MW testele se reiau şi pentru cel puţin două valori diferite de variaţie a puterii reactive.
Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei: P, Q, U, f şi valoarea de consemn a puterii reactive.
Evaluare: Realizarea consemnului de putere reactivă şi menţinerea unei valori constante în banda de insensibilitate de maximum ± 2 MVAr. Se vor determina valorile MVAr/kV din PCC pentru cel puţin două valori de putere activă produsă de CEF.
4.5.3.Verificarea diagramei teoretice P-Q a CEF în PCC
Testul se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 13 alin. (3) din NT 30.
(3): "Să asigure în PCC schimb de putere reactivă nulă cu sistemul în cazul în care CEFD nu produce putere activă (la putere activă generată nulă)."
Mod de lucru: În banda admisibilă de tensiune specificată în Codul RET şi RED, pentru o valoare cât mai apropiată de puterea activă instalată, se trece CEF în reglaj de putere reactivă şi se aplică un consemn de putere reactivă maximă atât în regim inductiv, cât şi în regim capacitiv. Se înregistrează valorile obţinute. Se continuă cu ridicarea diagramei P-Q a CEF pentru cel puţin 5 puncte de putere activă. Pentru un consemn de putere activă zero, se măsoară şi puterea reactivă injectată în PCC, urmărindu-se ca aceasta să fie nulă.
Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei: P, Q, U, f şi valorile de consemn ale puterii reactive Qc şi puterii active Pc.
Evaluare: Se compară diagrama P-Q ridicată în urma studiilor de reactiv în PCC cu cea ridicată în mod real. Se măsoară schimbul de putere reactivă în PCC la putere activă nulă.
4.6.Verificarea cerinţelor privind reglajul de tensiune
Testul se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 13 alin. (2) lit. a din NT 30 şi în Codul RET cu referire la comportamentul centralelor electrice fotovoltaice la variaţiile consemnului de tensiune.
Testul se aplică tuturor CEF cu putere instalată mai mare de 10 MW.
(2): "CEFD trebuie să poată realiza reglajul automat de tensiune - putere reactivă în PCC în oricare din modalităţile (cu utilizarea integrală a resurselor de putere reactivă ale CEF):
a)Reglajul tensiunii în PCC".
Mod de lucru: În condiţii de respectare a limitelor admisibile de tensiune din PCC se trece CEF în reglaj de tensiune la puterea activă generată conform condiţiilor de mediu şi la tensiunea existentă în reţea în acel moment, se aplică diferite consemne de tensiune: pentru tensiuni ≥ 110 kV, cu valori ± 2-3 kV faţă de tensiunea existentă în reţea, iar pentru tensiuni < 110 kV, cu valori ± 2-3% Un faţă de tensiunea existentă în reţea. Testele se reiau pentru consemne de tensiune setate local, de la distanţă (DEC/DET/centrul de dispecer al CEF) şi pentru cel puţin două valori diferite de variaţie a tensiunii.
Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei: P, Q, U, f şi valoarea de consemn a tensiunii, Uconsemn.
Evaluare: Realizarea consemnului de tensiune şi menţinerea unei valori constante în banda de insensibilitate de maximum ± 0,5 kV. Se vor determina valorile MVAr/kV din PCC pentru cel puţin două valori de putere activă produsă de CEF.
4.7.Verificarea comutării fără şoc între regimurile de reglaj de putere reactivă şi tensiune în PCC
Testele se aplică numai pentru CEF cu putere instalată mai mare de 10 MW şi se referă la demonstrarea trecerii (comutării) între regimurile de funcţionare reglaj de tensiune şi reglaj de putere reactivă fără producerea de şocuri în putere activă, reactivă sau tensiune. Verificarea se realizează atât pentru comutările de regim realizate local, cât şi pentru comutările de regim realizate de la distanţă (DEC/DET/centru de dispecer).
4.8.Verificarea cerinţelor privind funcţionarea în regim normal
Testele se aplică pentru toate CEF cu putere instalată mai mare de 1 MW şi se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 14 din NT 30:
Art. 14: "În regim normal de funcţionare al reţelei, CEFD nu trebuie să producă în punctul de racordare variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 5% din tensiunea nominală [...]."
Verificările constau în înregistrări de funcţionare îndelungată la putere activă generată de diferite valori. Înregistrările trebuie să pună în evidenţă situaţiile în care, CEF fiind în funcţionare, unele sau toate invertoarele s-au oprit, respectiv au pornit automat pe criteriul de variaţie a condiţiilor de mediu şi de iluminare. Înregistrările trebuie să fie pe o perioadă de minimum 2 ore până la 24 de ore.
4.9.Verificarea cerinţelor privind funcţionarea în situaţii speciale
Testele se aplică pentru toate CEF cu putere instalată mai mare de 1 MW şi se referă la verificarea respectării cerinţelor precizate la art. 12 alin. (1) din NT 30:
Art. 12. (1): "Deţinătorul CEFD este obligat să asigure protejarea panourilor fotovoltaice, a invertoarelor componente ale CEFD şi a instalaţiilor auxiliare contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea corectă a protecţiilor de declanşare a CEFD ori la incidentele din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor din reţea, supratensiuni tranzitorii etc.), cât şi în cazul apariţiei unor condiţii tehnice excepţionale/anormale de funcţionare."
Mod de lucru: Se realizează o deconectare urmată de o conectare rapidă a întreruptorului CEF din staţia de conectare (PCC). În situaţii speciale, pentru CEF cu puteri mai mari de 10 MW se vor realiza simulări de RAR trifazat în PCC sau în alt punct din reţea, punct indicat de OTS.
Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei: P, Q, U, f cu rata de achiziţie de maximum 40 ms.
Evaluare: comportamentul CEF
4.10.Verificarea schimbului de date CEF - EMS-SCADA
Testele se aplică pentru toate CEF cu putere instalată mai mare de 1 MW şi se referă la verificarea:
a)pentru CEFD cu puteri instalate mai mari de 10 MW:
1.recepţia/emisia şi executarea corectă a informaţiilor/comenzilor schimbate: mărimi măsurate (P, Q, U), consemne (P, Q, U) şi selectoare de regim (P-f, Q/U);
2.recepţionarea valorilor prin intermediul unei căi de comunicaţie prin fibră optică cu rezervare pe un alt suport de comunicaţie;
3.integrarea CEFD în EMS-SCADA;
4.tratarea corectă în toate protocoalele a valorilor măsurate şi a consemnelor din CEFD;
5.verificarea mărimilor analogice afişate în ecrane cu mărimile analogice citite din alte aparate la nivelul CEFD (P, Q, U, f);
b)pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 1 MW şi mai mici sau egale cu 10 MW integrarea valorilor P şi Q măsurate în PCC şi recepţionate în sistemul EMS-SCADA al OTS fie de la centrul de dispecer al CEF, fie din sistemul DMS-SCADA al operatorului de distribuţie.
Verificarea se realizează de către OTS, semnalele de mai sus trebuie să fie recepţionate corect, iar consemnele trebuie să fie funcţionale şi executate corect de CEFD.
4.11.Verificarea calităţii energiei electrice în punctul de racord al CEF
Testele se aplică pentru toate CEF cu putere instalată mai mare de 1 MW şi se referă la încadrarea în limite a THD, armonici, factor de nesimetrie negativă şi flicker în punctul de conectare.
Analizoarele de calitate la care se face referire în continuare sunt de clasă A, certificate PSL, şi aparţin executantului, respectiv solicitantului.
Art. 18: "CEFD este monitorizată din punctul de vedere al calităţii energiei electrice în PCC pe durata testelor. CEFD racordate la RET vor asigura monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice prin integrarea în sistemul de monitorizare al calităţii energiei electrice al OTS."
Pentru CEF cu puteri mai mari de 10 MW înregistrările efectuate pe durata probelor şi pe o durată ulterioară de două săptămâni se vor transmite la DEN.
În situaţia în care, prin funcţionarea CEFD, chiar în perioada de probe, înregistrările dovedesc o deteriorare a calităţii energiei electrice, producătorul trebuie să ia măsuri de dotare cu mijloacele de compensare necesare, care să conducă la încadrarea parametrilor de calitate a energiei electrice în punctul de racordare în limitele stabilite prin Codul RET/RED. Nu se admite funcţionarea CEF fără respectarea cerinţelor de calitate a energiei electrice în punctul de racord.
Înregistrările conţin dosarul complet al rezultatelor probelor conform anexei nr. 5.1, însoţite de concluziile executantului (cel care a executat testările), precum şi documentele enumerate în prezenta procedură.
Lista probelor necesar a se efectua este prevăzută în anexa nr. 5.1.
Anexa 5.1
la anexa nr. 5 la procedură
| Nr. probă | Articol din NT30 | Paragraf procedură | CEF verificat | Denumirea/ Descrierea probei | Condiţii de funcţionare | Simulări | Mărimi măsurate | Durata probei | Cerinţe speciale/Condiţii de evaluare | |||
| Pi > 10 MW | 10 MW ≤ Pi < 5 MW | 5 MW ≤ Pi < 1 MW | ||||||||||
| 1 | art. 9 alin. (1) art. 9 alin. (2) | anexa nr. 5 pct. 4.3 | DA | NU | NU | verificarea implementării curbei de dependenţă frecvenţă-putere | în condiţiile Pd > 60% Pi se aleg valorile P1 = 70% Pd P2 puterea disponibilă (fără consemn de P) | aplicarea treptelor de frecvenţe simulate 47,5; 48; 48,5; 49; 49,8; 50,2; 50,5; 51; 51,5; 52; 52,1 Hz | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei, Pc, Pd, fsimulat | 1 ÷ 3 minute la fiecare treaptă în funcţie de timpul de stabilizare | înregistrări:evoluţia în timp a Pc, P şi frecvenţă; graficul P-f simulat conform figurii 2evaluare: CEFD trebuie să răspundă conform dependenţei cerute putere-frecvenţă | |
| art. 9 alin. (3) | anexa nr. 5 pct. 4.3 | DA | NU | NU | verificarea opririi/pornirii pe criterii de frecvenţă | înregistrări: timpi de pornire/oprireevaluare: la oprirea CEFD se vor nota şi urmări: timpul de oprire/pornire şi evaluarea procedurilor de oprire/pornire | ||||||
| 2 | art. 10 alin. (1) art. 10 alin. (2) art. 10 alin. (3) | anexa nr. 5 pct. 4.4.1 pct. 4.4.2 pct. 4.4.3 | DA | DA | NU | verificarea reglajului puterii active la o valoare de consemn mai mică decât puterea disponibilă | Pd > 60%Pi 3 paliere: P1 = 60%Pd P2 = 40%Pd P3 = 20%Pd | fără | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei, Pc şi Pd | proba se face şi cu revenire, câte 5 minute pe fiecare palier; pentru fiecare probă se va alege o altă rampă (se vor verifica 2 rampe) | înregistrări:evoluţia în timp a Pc, Pd, P, Q, U în PCC, fiind în funcţiune reglajul de putere reactivă la Qconsemn = 0evaluare: CEF trebuie să menţină noul consemn de putere în plaja ± 5%Pi | |
| art. 10 alin. (4) | anexa nr. 5 pct. 4.4.4 | DA | NU | NU | verificarea vitezei de reglaj a puterii active la o valoare de consemn | înregistrări:evoluţia în timp a Pc, P, Q, U în PCC, fiind în funcţiune reglajul de putere reactivă la Qconsemn = 0evaluare: CEED trebuie să asigure viteza de variaţie a puterii setate | ||||||
| 3 | art. 13 alin. (1) | anexa nr. 5 pct. 4.5.1 | DA | DA | DA | asigurarea factorului de putere 0,90 inductiv/capacitiv în PCC la P = Pi | P = Pi | fără | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei | 5 minute/proba cu verificarea 0,90 inductiv/ capacitiv | înregistrări:evoluţia în timp a P, Q, U în PCCevaluare: CEED trebuie să asigure valoarea FP 0,9 inductiv/capacitiv | |
| art. 13 alin. (3) | anexa nr. 5 pct. 4.5.2 | DA | DA | DA | asigurarea schimbului de reactiv zero cu sistemul în cazul P produse nul | P = 0 | fără | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei | 5 minute | înregistrări:evoluţia în timp a P, Q, U în PCCevaluare: CEED trebuie să asigure schimb zero de reactiv cu SEN în PCC | ||
| 4 | art. 13 alin. (2) lit. a) | anexa nr. 5 pct. 4.6 | DA | NU | NU | asigurarea reglajului de tensiune în PCC | P în domeniul (10%÷100%) Pi | fără | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei şi Ucons | se menţine consemnul minimum 10 minute, după atingerea valorii de consemn se vor alege 2 viteze de variaţie diferite | înregistrări:evoluţia în timp a P, Q, U, Pc şi Uconsemnevaluare: CEED trebuie să asigure reglajul de tensiune în punctul de racordare | |
| 5 | art. 13 alin. (2) lit. b) | anexa nr. 5 pct. 4.5 | DA | DA | NU | asigurarea reglajului de putere reactivă în PCC | P în domeniul (10%÷100%) Pi se aleg 3 valori de consemn pentru Q | fără | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei şi Qcons | se menţine consemnul minimum 10 minute, după atingerea valorii de consemn pentru CEF ≥ 10MW se vor alege viteze de variaţie diferite | înregistrări:evoluţia în timp a P, Q, U, Qc în PCCevaluare: CEED trebuie să asigure reglajul de putere reactivă în punctul de conectare în plaja ±2 MVAr | |
| 6 | anexa nr. 5 pct. 4.7 | DA | NU | NU | trecerea fără şoc la alegerea între regimurile de reglaj Q/U | proba se poate realiza în cadrul probelor anterioare | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei | trecere din reglaj Q→U, U→Q | înregistrări:evoluţia în timp a P, Q, U în PCCevaluare: CEFD trebuie să asigure trecere fără şoc | |||
| 7 | art. 14 | anexa nr. 5 pct. 4.8 | DA | DA | DA | înregistrări în funcţionare normală | fără | fără | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei | minimum 24 de ore | evaluare: se vor urmări variaţii de putere activă tensiune şi putere reactivă din PCC şi CEF înregistrări:evoluţia în timp a P, Q, U în PCC şi a numărului de invertoare în funcţiune | |
| 8 | art. 12 alin. (1) şi art. 15 | anexa nr. 5 pct. 4.9 | DA | DA | DA | verificarea funcţionării la deconectarea/ conectarea CEF | prin deconectarea întreruptorului CEF în PCC la un palier P = (50%÷100%) Pi | fără | P, Q, U, f atât la nivelul staţiei (PCC), cât şi la nivelul centralei | 10 minute | înregistrări:evoluţia în timp a P, Q, U în PCC şi la nivel CEF evaluare:se vor urmări variaţiile de Q şi U în PCC, variaţia de U trebuie să fie < 5%Un | |
| 9 | anexa nr. 5 pct. 4.10 | DA | DA | DA | verificarea schimbului de date CEF - EMS-SCADA | Pd > 60%Pi | fără | P, Q, U, f în PCC | 1 oră | evaluare: la nivel DET/DED prin transmiterea de consemne P, Q, U şi comutare regimuri P/f şi Q/Uînregistrări: modul de răspuns al CEF | ||
| 10 | art. 18 | anexa nr. 5 pct. 4.11 | DA | DA | DA | verificarea calităţii energiei electrice în punctul de racord al CEF | fără | fără | conform standardului EN 50160 | minimum 2 săptămâni | evaluare: prin comparare cu standardul EN 50160 înregistrări:analizoare de calitatea energiei electrice clasa A | |
la procedură
Model de solicitare pentru emiterea acordului
de punere sub tensiune a echipamentelor CEED/CEFD
ANTET
Către
COMPANIA NAŢIONALĂ DE TRANSPORT AL ENERGIEI ELECTRICE TRANSELECTRICA - S.A.
Societatea Comercială ..................., înregistrată la Oficiul Registrului Comerţului din ........... cu numărul ..........., solicită punerea sub tensiune a Centralei Electrice Eoliene/Fotovoltaice Dispecerizabile ................, aflată în gestionarea sa.
În susţinerea acestei cereri, anexează documentele expuse la pct. 6.1. din Procedura privind punerea sub tensiune pentru perioada de probe şi certificarea conformităţii tehnice a centralelor electrice eoliene şi fotovoltaice, aprobată prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 74/2013.
Director,
..............
Data: ..............
la procedură
Model de solicitare pentru emiterea certificatului
de conformitate cu cerinţele NT 51 şi NT 30
ANTET
Către
COMPANIA NAŢIONALĂ DE TRANSPORT AL ENERGIEI ELECTRICE TRANSELECTRICA - S.A.
Societatea Comercială .................., înregistrată la Oficiul Registrului Comerţului din ............ cu numărul ............, solicită certificarea conformităţii cu Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 51/2009 privind aprobarea Normei tehnice "Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene", cu modificările şi completările ulterioare, şi Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr 30/2013 privind aprobarea Normei tehnice "Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice" pentru Centrala Electrică Eoliană/Centrala Electrică Fotovoltaică .................., aflată în gestionarea sa.
În susţinerea acestei cereri, anexează documentele de la pct. 6.3. din Procedura privind punerea sub tensiune pentru perioada de probe şi certificarea conformităţii tehnice a centralelor electrice eoliene şi fotovoltaice, aprobată prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 74/2013.
Director,
..............
Data: .............
la procedură
Machetele certificatelor emise de către OTS, respectiv OR,
de conformitate cu cerinţele normelor tehnice pentru CEE şi CEF
la procedură
Sinteza procesului de acordare a conformităţii tehnice CEE şi CEF
| Putere instalată > 10 MW | Putere instalată mai mare de 5 MW şi mai mică sau egală cu10 MW | Putere instalată mai mare de 1 MW şi mai mică sau egală cu 5 MW | |||||
| CEE | CEF | CEE | CEF | CEE | CEF | ||
| Documentaţia tehnică specificată în anexele nr. 1, 2 şi 3 la procedură se depune la | DEN | OR care, în termen de 5 zile o transmite la DEN | OR | ||||
| Integrarea valorilor de măsură şi de stare se realizează în sistemul EMS-SCADA al OTS | direct | în mod agregat prin legătura EMS- DMS SCADA/din centrul de dispecer/ de comunicaţie | în mod agregat prin legătura EMS-DMS SCADA/din centrul de dispecer/ de comunicaţie | ||||
| Integrarea valorilor de măsură şi de stare în sistemul DMS-SCADA al OD | DA - cu excepţia celor care se conectează direct în staţiile OTS | DA | DA | ||||
| Integrarea valorilor de consemn se realizează la nivel | sistemul EMS-SCADA alOTS | la centrul de dispecer al CEE/CEF | NU | ||||
| Integrare în sistemul de prognoză | DA | DA | DA | DA | NU | ||
| Reglarea puterii active la dispoziţia dispecerului | DA - în mod continuu la valoarea dispusă | DA- prin deconectare/ conectare/GGE, la valoarea dispusă | DA - în mod continuu la valoarea dispusă | NU | |||
| Reglare Q la dispoziţia dispecerului | DA - în mod continuu la valoarea dispusă | DA - în trepte | DA - în mod continuu la valoarea dispusă | NU | |||
| Integrarea mijloacelor de compensare în | Buclele de reglaj de tensiune şi putere reactivă | Bucla de reglaj putere reactivă | |||||
| Reglare U la dispoziţia dispecerului | DA - în mod continuu la valoarea dispusă | NU | NU | ||||
| Implementarea curbei putere-frecvenţă | DA | NU | NU | ||||
| Verificarea conformităţii invertor/GGE (certificate şi probe de laborator) | DA | DA | DA | ||||
| Studii pentru calculul puterii reactive în PCC | DA | Calculul puterii reactive în PCC | DA | Calculul puterii reactive în PCC | |||
| Studii pentru evitarea insularizării | DA | DA | la cererea OR sau DEN | ||||
| Pe baza documentaţiei complete, care certifică respectarea cerinţelor tehnice, acordul pentru punerea sub tensiune în vederea PIF este emis de | DEN | DEN | OR | ||||
| CEE şi CEF aparţin unui centru de dispecer | DA | DA | NU | ||||
| Ordin de învestire este emis de | DEN | DEN | OR | ||||
| Publicarea programului de punere în funcţiune | pe website-ul OTS | - | - | ||||
| Se efectuează probe de verificare a performanţelor centralei | DA | DA | la solicitarea OR | ||||
| Efectuarea probelor finale ale centralei se efectuează în prezenţa reprezentanţilor | DEN | OD | OD | ||||
| Certificatul de conformitate tehnică este emis de | DEN | DEN | OR | ||||
| Publicarea situaţiei emiterii de certificate de conformitate pe website-ul Transelectrica | pe website-ul OTS şi website-ul OR | pe website-ul Transelectrica şi website-ul OR | - | ||||
| Înscriere în piaţa de echilibrare | DA | DA | NU | ||||
la procedură
Schema logică a procesului de punere sub tensiune pentru perioada
de probe şi certificare pentru CEE şi CEF cu Pi > 10 MW
la procedură
Schema logică a procesului de punere sub tensiune pentru perioada
de probe şi certificare pentru CEE şi CEF cu 5 MW < Pi ≤ 10 MW
!ImagineAnexa 12
la procedură
Schema logică a procesului de punere sub tensiune pentru perioada
de probe şi certificare pentru CEE şi CEF cu 1 MW < Pi ≤ 5 MW
Forma oficială este cea publicată în Monitorul Oficial.
