Intră rapid în contul tău InfoDosar pentru dosare urmărite, notificări și activitate recentă.
Intră rapid în contul tău InfoDosar pentru dosare urmărite, notificări și activitate recentă.
Urmărește inteligent dosarul din instanță.
Primești notificări la fiecare modificare.
Din anul 2015, zi de zi!
NORMĂ TEHNICĂ din 3 aprilie 2009 "Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene" - Cod ANRE: 51.1.017.0.00.03/04/09
Articolul 1
Prezenta normă tehnică stabilește cerințele tehnice minimale pe care trebuie să le îndeplinească grupurile/centralele electrice eoliene racordate la rețelele electrice de interes public, astfel încât să poată fi asigurate atât funcționarea în siguranță a sistemului electroenergetic, cât și condițiile pentru instalarea unei puteri totale cât mai mari în astfel de centrale. Prezenta normă tehnică constituie o completare adusă cap. 5 din Codul tehnic al rețelei electrice de transport "Condiții de racordare la rețeaua electrică de transport", aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004, cu modificările și completările ulterioare, și cap. 5 din Codul tehnic al rețelelor electrice de distribuție "Condiții de racordare la rețelele electrice de distribuție", aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 128/2008.
Articolul 2
Prezenta normă tehnică se aplică în relațiile dintre operatorii de rețea și utilizatorii care solicită racordarea de grupuri/centrale electrice eoliene la rețelele electrice de interes public.
Articolul 3
(1) În prezenta normă tehnică se utilizează termenii și expresiile definite în Codul tehnic al rețelei electrice de transport. În plus, în sensul prezentei norme tehnice, se definesc termenii și acronimele prezentate mai jos.
(2) Acronime:
ANRE
Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei
CEE
Centrală electrică eoliană
CEED
Centrală electrică eoliană dispecerizabilă
CEEND
Centrală electrică eoliană nedispecerizabilă
EMS
Sistem de management al energiei
GGE
Grup generator eolian
OD
Operator de distribuție
OTS
Operatorul de transport și de sistem
PCC
Punct comun de cuplare
PIF
Punere în funcțiune
SCADA
Sistem informatic de monitorizare, comandă și achiziție de
date a unui proces tehnologic sau instalații
SEN
Sistemul Electroenergetic Național
(3) Definiții:
Bara/Barele colectoare a/ ale CEE
Bara/Barele electrică (ce) în care
debitează grupurile generatoare dintr-o
centrală electrică eoliană.
Centrală electrică eoliană
Unul sau mai multe grupuri electrice
eoliene racordate în același punct la
rețeaua electrică de interes public.
Centrală electrică eoliană
Centrală electrică eoliană cu o putere
dispecerizabilă
instalată mai mare de 10 MW în punctul
de racordare la sistem
Centrală electrică eoliană
Centrală electrică eoliană cu o putere
nedispecerizabilă
instalată mai mică sau egală cu 10 MW
în punctul de racordare la sistem
Grup generator
Ansamblu de echipamente (de regulă
rotative)destinat producției de energie
electrică prin transformarea unei alte
forme de energie.
Grup generator eolian
Grup generator destinat să transforme
energia cinetică a vântului în energie
electrică.
Operator de rețea
După caz, operatorul de transport și de
sistem, un operator de distribuție sau
un alt deținător de rețea electrică de
interes public
Puterea nominală a unui grup
Puterea electrică maximă de funcționare
generator eolian
continuă pe care o poate produce un
grup generator eolian în condiții
normale de funcționare, mărime indicată
în general de proiectant.
Putere disponibilă (a unui GGE,
Puterea electrică maximă care poate fi
a unei CEE)
produsă în regim continuu de GGE/CEE,
în condițiile reale în care se află.
Putere instalată (a unei CEE)
Suma puterilor nominale ale GEE din
componența CEE
Punct de racordare
Punct fizic din rețeaua electrică la
care se racordează un utilizator.
Punct comun de cuplare
Punct al unei rețele electrice, cel mai
apropiat din punct de vedere electric
de un utilizator, la care sunt sau pot
fi conectați și alți utilizatori.
Articolul 4
Aplicarea prezentei metodologii se face prin coroborarea cu prevederile următoarelor acte normative:
a) Legea energiei electrice nr. 13/2007, cu modificările și completările ulterioare;
b) Legea nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie;
c) Hotărârea Guvernului nr. 90/2008 pentru aprobarea Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la rețelele electrice de interes public;
d) Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004 pentru aprobarea Codului tehnic al rețelei electrice de transport, cu modificările și completările ulterioare;
e) Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 128/2008 pentru aprobarea Codului tehnic al rețelelor electrice de distribuție - revizia I;
f) Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 129/2008 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea soluțiilor de racordare a utilizatorilor la rețelele electrice de interes public;
g) Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 48/2008 privind aprobarea Metodologiei pentru emiterea avizelor de amplasament de către operatorii de rețea;
h) Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 4/2007 pentru aprobarea Normei tehnice privind delimitarea zonelor de protecție și de siguranță aferente capacităților energetice - revizia I, cu modificările și completările ulterioare;
i) Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 38/2007 pentru aprobarea Procedurii de soluționare a neînțelegerilor legate de încheierea contractelor dintre operatorii economici din sectorul energiei electrice, a contractelor de furnizare a energiei electrice și a contractelor de racordare la rețea;
j) Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 17/2007 privind aprobarea Standardului de performanță pentru serviciile de transport și de sistem ale energiei electrice;
k) Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 28/2007 privind aprobarea Standardului de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice.
Articolul 5
CEED trebuie să respecte integral cerințele Codului tehnic al rețelei electrice de transport/Codului tehnic al rețelelor electrice de distribuție și ale prezentei reglementări.
Articolul 6
CEED trebuie să fie capabile să producă pe durată nelimitată, în punctul de racordare, simultan puterea activă și reactivă maximă corespunzătoare condițiilor meteo, în conformitate cu diagrama P-Q echivalentă pentru care au primit aviz, în banda de frecvențe 49,5 Ț 50,5 Hz și în banda admisibilă a tensiunii.
Articolul 7
CEED trebuie să aibă capacitatea:
a) să funcționeze continuu pentru frecvențe cuprinse în intervalul 47,5 'f7 52 Hz;
b) să rămână conectate la rețeaua electrică pentru frecvențe cuprinse în intervalul 47,0 'f7 47,5 Hz timp de minimum 20 de secunde;
c) să rămână conectate la rețeaua electrică atunci când se produc variații de frecvență având viteza de până la 0,5 Hz/secundă;
d) să funcționeze continuu la o tensiune în punctul de racordare în domeniul 0,90 'f7 1,10 Un.
Articolul 8
(1) GGE trebuie să rămână în funcțiune:
a) la variații ale frecvenței în domeniul 47,5 'f7 49,5 Hz. La scăderea frecvenței sub 49,5 Hz se admite o reducere liniară a puterii active disponibile, proporțională cu abaterea frecvenței;
b) la variații de frecvență cu viteza de până la 0,5 Hz/s și/sau variații de tensiune în domeniul 0,90 'f7 1,10 Un.
(2) Funcționarea la tensiuni sau la frecvențe anormale nu trebuie să conducă la reducerea puterii active disponibile a GGE cu mai mult de 20%.
Articolul 9
(1) GGE trebuie să rămână în funcțiune la apariția golurilor și a variațiilor de tensiune, pe una sau pe toate fazele, în punctul de racordare, de tipul celor din figura 1:
Figura 1: Forma golurilor de tensiune la care GGE trebuie să rămână în funcțiune
(2) Pe durata golurilor de tensiune, CEED trebuie să producă putere activă corespunzător nivelului tensiunii remanente și să maximizeze curentul reactiv injectat, fără a depăși limitele de funcționare ale CEED. CEED trebuie să poată genera curentul reactiv maxim pentru minimum 3 sec.
(3) Din momentul restabilirii tensiunii rețelei electrice în limitele normale de funcționare, CEED trebuie să producă întreaga putere activă disponibilă în cel mai scurt timp posibil, cu un gradient de variație a sarcinii de cel puțin 20% din puterea instalată pe secundă (MW/sec.).
Articolul 10
(1) CEED va fi prevăzută cu un sistem de reglaj automat al puterii active în funcție de valoarea frecvenței (reglaj automat f/P). Acesta va acționa conform unei curbe de răspuns frecvență/putere activă, exemplificată în figura 2, unde P(d) reprezintă puterea activă disponibilă. Coordonatele punctelor A, B, C, D și E depind de valoarea frecvenței, a puterii active pe care o poate produce centrala și de valoarea de consemn la care este limitată puterea activă, în intervalele: A (50-47 Hz), B (50-47 Hz), C (50-52 Hz), DE (50-52 Hz). Poziția punctelor trebuie să poată fi setată conform solicitărilor operatorului de rețea, cu o eroare de maximum ± 10 mHz. Eroarea de măsurare a frecvenței nu trebuie să fie mai mare de ± 10 mHz.
Figura 2: Variația puterii CEED funcție de frecvență
(2) Modificarea puterii active generate datorită variațiilor de frecvență va fi realizată, pe cât posibil, prin modificarea proporțională a puterii active generate de fiecare grup al CEED, nu prin pornirea și oprirea de grupuri. Viteza de răspuns a fiecărui GGE aflat în funcțiune trebuie să fie cel puțin 60% din puterea nominală pe minut (MW/min.).
(3) Dacă valoarea frecvenței ajunge la o valoare mai mare decât cea corespunzătoare segmentului "D - E" pe curba caracteristică prezentată în figura 2, se admite ca CEED să fie deconectată. Condițiile de repunere în funcțiune se stabilesc de către OTS.
(4) La variațiile de frecvență din SEN, CEED trebuie să aibă capacitatea:
a) să asigure scăderea puterii active cu cel puțin 40% din puterea instalată/Hz la creșterea frecvenței peste 50,2 Hz;
b) să asigure creșterea puterii active până la limita maximă a puterii active disponibile, la scăderea frecvenței sub 49,8 Hz.
Articolul 11
(1) Puterea activă produsă de o CEED trebuie să poată fi limitată la o valoare de consemn.
(2) Mărimea valorii de consemn trebuie să poată fi setată local sau preluată automat de la distanță în intervalul dintre puterea minimă tehnică și puterea instalată a centralei.
(3) CEED trebuie să asigure reglajul puterii active în punctul de racordare cu o precizie de ± 5% din puterea instalată (ca putere medie pe 10 minute).
Articolul 12
(1) În funcționare normală, CEED trebuie să aibă capacitatea:
a) de a seta viteza de creștere/reducere liniară a puterii active produse la valoarea impusă de operatorul de rețea (MW/min.);
b) de a reduce, la dispoziția operatorului de rețea, puterea activă produsă la valoarea solicitată (inclusiv oprire), respectând viteza de variație (încărcare/descărcare) stabilită. Viteza de variație a puterii trebuie să fie respectată atât în cazul variației naturale de putere (intensificarea vitezei vântului), cât și pentru variațiile consemnului de putere. Prevederile de mai sus nu se referă la opririle intempestive.
(2) Valoarea vitezei de variație a puterii trebuie să poată fi setată într-o gamă cuprinsă între 10% din puterea instalată pe minut și viteza maximă admisibilă, dată de fabricant.
Articolul 13
(1) CEED trebuie să instaleze sisteme de protecții care să asigure declanșarea de la sistem în cazul pierderii stabilității.
(2) Operatorul de rețea poate solicita în avizul tehnic de racordare instalarea suplimentară în CEED a unor sisteme de automatizare destinate reducerii rapide a puterii, chiar până la oprire.
Articolul 14
(1) Producătorul este responsabil pentru protejarea GGE și a instalațiilor auxiliare ale acestora contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalațiile proprii sau de impactul rețelei electrice asupra acestora la acționarea protecțiilor de deconectare a CEED sau la incidentele din rețea (scurtcircuite cu și fără punere la pământ, acționări ale protecțiilor în rețea, supratensiuni tranzitorii etc.), precum și în cazul apariției unor condiții excepționale/anormale de funcționare.
(2) Reglajele protecțiilor la interfața CEED - SEN se stabilesc de către operatorul de rețea.
Articolul 15
Dacă un GGE a declanșat din cauza vitezei vântului aflate în afara limitelor luate în calcul la proiectare, acesta trebuie să aibă capacitatea de a se reconecta automat atunci când viteza vântului revine la valori normale de funcționare.
Articolul 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 puțin în gama 0,95 capacitiv și 0,95 inductiv.
(2) CEED trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune-putere reactivă în PCC în oricare dintre modalitățile:
a) reglajul tensiunii;
b) reglajul puterii reactive schimbate cu SEN;
c) reglajul factorului de putere.
(3) Condițiile de detaliu privind reglajul tensiunii și puterii reactive se stabilesc de operatorul de rețea prin avizul tehnic de racordare.
(4) Viteza de răspuns a sistemului de reglaj al tensiunii trebuie să fie de minimum 95% din puterea reactivă disponibilă pe secundă.
Articolul 17
În regim normal de funcționare a rețelei, CEED nu trebuie să producă în punctul de racordare variații rapide de tensiune mai mari de ± 5 % din tensiunea nominală.
Articolul 18
Soluția de racordare a CEED trebuie să aibă în vedere evitarea funcționării CEED în regim insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecții care să deconecteze CEED într-un asemenea regim.
Articolul 19
(1) Condițiile de proiectare prevăzute în standardele SR EN 61400-1:2006 Turbine eoliene. Partea 1: Condiții de proiectare,
SR EN 61400-2:2006 Turbine eoliene. Condiții de proiectare ale turbinelor eoliene mici constituie cerințe specifice minimale pentru GGE. Evaluarea și măsurarea parametrilor ce caracterizează calitatea energiei electrice produse de GGE trebuie să se conformeze cel puțin cerințelor prevăzute în standardul SR EN 61400-21:2003 ● Turbine eoliene. Partea 21: Măsurarea și evaluarea caracteristicilor de calitate a energiei turbinelor eoliene conectate la o rețea electrică.
(2) Indiferent de numărul GGE și al instalațiilor auxiliare aflate în funcțiune și oricare ar fi puterea produsă, CEED trebuie să asigure în PCC calitatea energiei electrice conform cu standardele în vigoare.
Articolul 20
Operatorul de rețea verifică și asigură că racordarea și funcționarea CEED prevăzute a fi instalate nu conduce la încălcarea normelor în vigoare privind calitatea energiei electrice.
Articolul 21
În scopul efectuării studiilor de stabilire a soluției de racordare sau de planificare, solicitantul pune la dispoziția operatorului de rețea un model de simulare a funcționării centralei/grupului eolian. Modelul trebuie să fie furnizat într-un format cerut de operatorul de rețea. Modelul trebuie să evidențieze parametrii CEE/GGE necesari atât pentru calculele de regimuri staționare, cât și pentru cele de regimuri dinamice/tranzitorii.
Articolul 22
Înainte de punerea în funcțiune a unei CEED, de comun acord cu operatorul de rețea, se stabilește programul de probe prin care se demonstrează capacitatea CEED de a îndeplini condițiile de racordare impuse de operatorul de rețea prin avizul tehnic de racordare. Probele includ și verificarea modelului de simulare a funcționării.
Articolul 23
CEED trebuie dotată cu sisteme de măsurare și de monitorizare a funcționării și a calității energiei electrice în PCC.
Articolul 24
În situații speciale, evidențiate prin studii proprii, operatorul de rețea poate impune condiții suplimentare celor de mai sus sau mai restrictive.
Articolul 25
(1) Pentru CEEND cu puterea instalată = 1 MW, dar până la 10 MW, cerințele minime impuse sunt cele cuprinse în art. 5-9, art. 13-15 și art. 17-20.
(2) Pentru CEEND cu puteri instalate = 1 MW se impun următoarele cerințe minime:
a) să poată fi conectate și deconectate prin comandă de la distanță;
b) să funcționeze în paralel cu rețeaua fără a produce variații de tensiune mai mari de ± 5% din tensiunea nominală;
c) să respecte condițiile de calitate a energiei electrice produse, stabilite de operatorul de rețea, conform normelor în vigoare.
(3) În scopul asigurării funcționării în condiții de siguranță a rețelei electrice și al protejării celorlalți utilizatori, inclusiv prin evitarea funcționării în regim insularizat, operatorul de rețea poate impune pentru CEEND condiții suplimentare celor de mai sus sau mai restrictive.
Articolul 26
Titularul de licență pentru producerea energiei electrice în GGE/CEE cu puteri mai mari de 1 MW trebuie să asigure continuitatea transmiterii informațiilor către operatorul de rețea și OTS.
Articolul 27
(1) Toate CEED trebuie să poată fi supravegheate și comandate de la distanță.
(2) Funcțiile de comandă și valorile măsurate trebuie să poată fi puse la dispoziția operatorului de rețea, la cerere, într-un punct convenit de interfață cu sistemul EMS-SCADA.
(3) Pentru CEED, informațiile necesare a fi transmise on-line către sistemul EMS-SCADA includ cel puțin: puterea activă și reactivă produsă, tensiunea, frecvența, poziția elementelor de comutație din punctul de racordare, energia activă produsă, reglaj f/P (da/nu), viteza și direcția vântului, presiunea atmosferică, temperatura etc.
(4) Pentru CEEND, informațiile necesare a fi transmise on-line includ cel puțin măsura de putere activă și reactivă produsă.
(5) Operatorul de rețea precizează și alte informații care trebuie teletransmise de CEE și încheie cu producătorul un acord de confidențialitate referitor la acestea.
Articolul 28
Titularul de licență pentru producerea energiei electrice în CEED este obligat să furnizeze către OTS prognoze de producție (putere activă) pe baza datelor meteo, pe termen mediu (1-3 zile) și scurt (4-24 de ore).
Articolul 29 — Titularul de licență pentru producerea energiei electrice în CEED va trimite pentru fiecare centrală pentru care solicită racordarea, respectiv efectuarea de probe pentru punerea în funcțiune datele tehnice indicate în tabelul 1.1 sau 1.2. Punerea în funcțiune și darea în exploatare se fac numai după realizarea probelor de funcționare, integrarea în sistemul SCADA al operatorului de rețea și transmiterea la acesta a rezultatelor probelor conform tabelelor următoare și a procedurilor elaborate de operatorul de rețea. S - date standard de planificare D - date de detaliu de planificare R - date comunicate pentru elaborarea studiului de soluție și cererea de racordare P - date comunicate cu minimum 3 luni înainte de PIF T - date determinate (înregistrate) în urma probelor (testelor) care fac obiectul activităților de testare monitorizare și control. Determinarea acestor date se realizează în cadrul probelor de PIF și se transmit la operatorul de rețea în maximum 10 zile de la PIF. Date pentru centralele electrice eoliene dispecerizabile
Descrierea datelor (simbol)
Unități
de măsură
Categoria
datelor
Firma producătoare a grupului electric eolian
Denumire
S, R
Numărul de grupuri eoliene care constituie
CEED
Număr
S, R
Tipul grupurilor generatoare eoliene care
constituie CEED
Descriere
S, R
Aprobarea de tip pentru grup electric eolian
Număr
certificat
S, R
Racordare la rețea, amplasare bara colectoare
și punctul de racordare
Text, schemă
S, R
Tensiunea nominală în punctul de racordare
kV
S, R
Schema electrică a întregii centrale electrice
eoliene
Schemă
D, P
La nivelul centralei electrice eoliene:
Puterea activă nominală a CEED
MW
S, R
Puterea maximă aparentă nominală la bara
colectoare a CEED
MVA
S, R
Putere activă netă maximă la bara colectoare a
CEED
MW
D, P
Frecvența de funcționare la parametri nominali
Hz
D, P
Viteza maximă/minimă de variație a puterii
active ce poate fi realizată la nivelul CEED
MW/min.
P, T
Consumul serviciilor proprii la puterea maximă
produsă la bara colectoare
MW
T
Condiții speciale de conectare/deconectare a
centralei electrice eoliene, altele decât ale
grupurilor electrice eoliene componente
Text
S, R, P
Modelul matematic al centralei electrice
eoliene și simulările efectuate
Text
D, P
Reglajul puterii active în PCC
(bucla de reglare)
Schema de reglare,
viteza de încăr- care-descărcare
D, P
Reglajul tensiunii în PCC (bucla de reglare)
Schema de reglare
D, P
Reglajul factorului de putere în PCC (bucla de
reglare)
Schema de reglare
D, P
Diagrama PQ în punctul de racordare
Date grafice
P, T
Parametrii liniei de racordare la SEN
S
Date referitoare la grupurile generatoare eoliene care alcătuiesc centrala
electrică eoliană
Tipul unității eoliene (cu ax orizontal/
vertical)
Descriere
S, R
Numărul de pale
Număr
S, R
Diametrul rotorului
m
S, R
Înălțimea axului rotorului
m
S, R
Sistemul de comandă a palelor (pitch/stall)
Text
S, R
Sistemul de comandă a vitezei (fix/cu două
viteze/variabil)
Text
S, R
Tipul de generator
Descriere
S, R
Tipul de convertor de frecvență și parametrii
nominali (kW)
S, R
Puterea activă nominală
MW
S, R
Puterea activă maximă măsurată la bara
colectoare a CEED
- valoarea medie pe 60 secunde
- valoarea medie pe 0,2 secunde
MW
T
Puterea activă maxim permisă
MW
S, R
Puterea aparentă nominală
kVA
S, R
Viteza de variație a puterii active
MW/min.
P, T
Puterea reactivă, specificată ca valoare medie
pe 10 minute în funcție de valoarea medie pe
10 minute a puterii active generate*)
KVAr
S, T
Curentul nominal
A
S, R
Tensiunea nominală
V
S, R
Viteza vântului de pornire
m/s
S, R
Viteza nominală a vântului (corespunzătoare
puterii nominale)
m/s
S, R
Viteza vântului de deconectare
m/s
S, R
Variația puterii generate cu viteza vântului
Curba de variație
S, R
Diagrama P-Q în PCC
Date grafice
S, R, P, T
Unități de transformare MT/110kV prin care CEED se racordează la bara de
110kV:
Număr de înfășurări
Text
S, R
Puterea nominală pe fiecare înfășurare
MVA
S, P
Raportul nominal de transformare
kV/kV
S, R
Tensiuni de scurtcircuit pe perechi de
înfășurări
% din U(nom)
S, R
Pierderi în gol
kW
S, P
Pierderi în sarcină
kW
S, P
Curentul de magnetizare
%
S, P
Grupa de conexiuni
Text
S, R
Domeniu de reglaj
kV-kV
S, P
Schema de reglaj (longitudinal sau longo- transversal)
Text, diagramă
D, P
Mărimea treptei de reglaj
%
D, P
Reglaj sub sarcină
DA/NU
D, P
Curba de saturație
Diagramă
D, P
Parametri de calitate ai energiei electrice pe fiecare grup (proiectați/
realizați)
Coeficient de flicker la funcționare continuă*
S, T
Factorul treapta de flicker pentru operații de
comutare*)
S, T
Factor de variație a tensiunii*)
S, T
Număr maxim de operații de comutare la
interval de 10 minute*)
S, T
Număr maxim de operații de comutare la
interval de 2 ore*)
S, T
La bara colectoare
Factor total de distorsiune de curent THDi*)
S, T
Armonice (până la armonica 50)*)
S, T
Factor de nesimetrie de secvență negativă
S, T
________ *) Conform tabelelor din anexă.
Tabelul 1.2
Descrierea datelor (simbol)
Unități
de măsură
Categoria
datelor
Firma producătoare a grupului electric eolian
Denumire
S, R
Numărul de grupuri eoliene care constituie
CEEND
Număr
S, R
Tipul grupurilor generatoare eoliene care
constituie CEEND
Descriere
S, R
Aprobarea de tip pentru grup electric eolian
Număr
certificat
S, R
Racordare la rețea, amplasare bara colectoare
și punctul de racordare
Text, schemă
S, R
Tensiunea nominală în punctul de racordare
kV
S, R
Schema electrică a întregii centrale electrice
eoliene
Schemă
D, P
La nivelul centralei electrice eoliene:
Puterea activă nominală a CEEND
MW
S, R
Puterea maximă aparentă la bara colectoare a
CEEND
MVA
S, R
Putere activă netă maximă la bara colectoare a
CEEND
MW
D, P
Frecvența de funcționare la parametri nominali
Hz
D, P
Consumul serviciilor proprii la puterea maximă
produsă la bara colectoare
MW
T
Condiții speciale de conectare/deconectare a
centralei electrice eoliene, altele decât ale
grupurilor electrice eoliene componente
Text
S, R, P
Parametrii liniei de racordare la SEN
S
Date referitoare la grupurile generatoare eoliene care alcătuiesc centrala
electrică eoliană
Tipul unității eoliene (cu ax orizontal/
vertical)
Descriere
S, R
Numărul de pale
Număr
S, R
Diametrul rotorului
m
S, R
Înălțimea axului rotorului
m
S, R
Sistemul de comandă a palelor (pitch/stall)
Text
S, R
Sistemul de comandă a vitezei (fix/cu două
viteze/variabil)
Text
S, R
Tipul de generator
Descriere
S, R
Tipul de convertor de frecvență și parametrii
nominali (kW)
S, R
Puterea activă nominală
MW
S, R
Puterea activă maximă măsurată la bara
colectoare a CEEND
- valoarea medie pe 60 secunde
- valoarea medie pe 0,2 secunde
MW
T
Puterea activă maxim permisă
MW
S, R
Puterea aparentă nominală
kVA
S, R
Viteza de variație a puterii active
MW/min.
P, T
Puterea reactivă, specificată ca valoare medie
pe 10 minute în funcție de valoarea medie pe
10 minute a puterii active generate*)
KVAr
S, T
Curentul nominal
A
S, R
Tensiunea nominală
V
S, R
Viteza vântului de pornire
m/s
S, R
Viteza nominală a vântului (corespunzătoare
puterii nominale)
m/s
S, R
Viteza vântului de deconectare
m/s
S, R
Variația puterii generate cu viteza vântului
Tabel
S, R
Diagrama P-Q
Date grafice
S, R, P, T
Unități de transformare JT/MT, respectiv MT/110 kV prin care CEEND se
racordează la bara de MT sau 110kV:
Număr de înfășurări
Text
S, R
Puterea nominală pe fiecare înfășurare
MVA
S, P
Raportul nominal de transformare
kV/kV
S, R
Tensiuni de scurtcircuit pe perechi de
înfășurări
% din U(nom)
S, R
Pierderi în gol
kW
S, P
Pierderi în sarcină
kW
S, P
Curentul de magnetizare
%
S, P
Grupa de conexiuni
Text
S, R
Domeniu de reglaj
kV-kV
S, P
Schema de reglaj (longitudinal sau longo- transversal)
Text, diagramă
D, P
Mărimea treptei de reglaj
%
D, P
Reglaj sub sarcină
DA/NU
D, P
Curba de saturație
Diagramă
D, P
Parametri de calitate ai energiei electrice pe fiecare grup (proiectați/
realizați)
Coeficient de flicker la funcționare continuă*
S, T
Factorul treaptă de flicker pentru operații de
comutare*)
S, T
Factor de variație a tensiunii*)
S, T
Număr maxim de operații de comutare la
interval de 10 minute*)
S, T
Număr maxim de operații de comutare la
interval de 2 ore*)
S, T
La bara colectoare
Factor total de distorsiune de curent THDi*)
S, T
Armonice (până la armonica 50)*)
S, T
Factor de nesimetrie de secvență negativă
S, T
________ *) Conform tabelelor din anexă.
Anexă
la tabelele 1.1 și 1.2 Informațiile din tabele trebuie să corespundă definițiilor și procedurilor de măsurare din CEI 6140021. Abaterile față de valorile transmise trebuie anunțate. Dacă operatorul de rețea solicită, el trebuie să primească un raport de testare. Orice modificări ulterioare trebuie aprobate de operatorul de rețea. Putere reactivă/generator eolian
Puterea activă la ieșire
[% din P(n)]
Puterea activă la ieșire
(kW)
Puterea reactivă
(kVAr)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Puterea reactivă evaluată la P(mc)(kVAr)
Puterea reactivă evaluată la P(60)(kVAr)
Puterea reactivă evaluată la P(0,2)(kVAr)
Fluctuații de tensiune În funcționare continuă
Unghiul impedanței de fază a rețelei, psi(k) 30° 50° 70° 85°
Viteza medie anuală a vântului, V(a) Coeficientul de flicker, c [psi(k), V(a)]
6,0 m/s
7,5 m/s
8,5 m/s
10,0 m/s
În cazul operațiilor de comutare
Cazul operației de comutare Comutare la viteza de pornire [V(cut-in)]
Numărul maxim de operații de comutare, N10
Numărul maxim de operații de comutare, N120
Unghiul de fază a impedanței rețelei, psi(k) 30° 50° 70° 85°
Factorul treaptă de flicker, k(f) [psi(k)]
Factorul de variație a tensiunii, k(u) [psi(k)]
Cazul operației de comutare Comutare la viteza de pornire V(n)
Numărul maxim de operații de comutare, N10
Numărul maxim de operații de comutare, N120
Unghiul de fază a impedanței rețelei, psi(k) 30° 50° 70° 85°
Factorul treaptă de flicker, k(f) [psi(k)]
Factorul de variație a tensiunii, k(u) [psi(k)]
Cazul operației de comutare Cea mai defavorabilă comutare între grupurile eoliene
Numărul maxim de operații de comutare, N10
Numărul maxim de operații de comutare, N120
Unghiul de fază a impedanței rețelei, psi(k) 30° 50° 70° 85°
Factorul treaptă de flicker, k(f) [psi(k)]
Factorul de variație a tensiunii, k(u) [psi(k)]
Armonice de curent
Rangul
Puterea activă
la ieșire
(kW)
Curentul armonic
[% din I(n)]
Rangul
Puterea activă
la ieșire
(kW)
Curentul
armonic
[% din I(n)]
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
Factorul maxim de distorsiune total de curent [% din I(n)]
Puterea la ieșire pentru valoarea maximă a factorului de
distorsiune total de curent (kW)
Articolul 30
(1) În conformitate cu art. 30 alin. (2) din Legea nr. 13/2007, cu modificările și completările ulterioare, operatorii de rețea pot emite avize tehnice de racordare la rețelele electrice proprii, pentru CEE, doar în măsura în care puterea totală instalată în CEE nu afectează siguranța funcționării SEN. În termen de 3 zile de la emitere, aceștia vor transmite copii ale avizelor la OTS.
(2) Puterea maximă ce poate fi instalată în CEE, precum și rezerva de putere suplimentară necesară din punct de vedere al siguranței SEN, în funcție de puterea instalată în CEE, se stabilesc de către OTS conform procedurii specifice elaborată de acesta și avizată de către ANRE.
(3) OTS publică trimestrial pe website-ul propriu valoarea puterii totale instalate în CEE pentru care sunt emise avize tehnice de racordare valabile și valoarea maximă a puterii instalate în CEE pentru care se pot acorda avize tehnice de racordare.
HOTĂRÂRE nr. 635 din 2 aprilie 2009 pentru modificarea Regulamentului privind organizarea și desfășurarea concursului sau examenului pentru definitivare în funcție, promovare în grade sau trepte profesionale superioare în cadrul aceleiași instanțe ori aceluiaș...
ORDIN nr. 288 din 7 mai 2009 privind aprobarea Normelor metodologice de aplicare a sistemului de restituiri la export pentru produsele agricole
NORME METODOLOGICE din 7 mai 2009 de aplicare a sistemului de restituiri la export pentru produsele agricole
Acest site folosește cookie-uri. Detalii