PROCEDURĂ din 23 octombrie 2013
|
Redacția Lex24 |
| Publicat in Repertoriu legislativ, 10/12/2024 |
| |
Informatii Document
Emitent: AUTORITATEA NATIONALA DE REGLEMENTARE ÎN DOMENIUL ENERGIEIPublicat în: MONITORUL OFICIAL nr. 682 din 6 noiembrie 2013
| Actiuni suferite de acest act: |
Alegeti sectiunea:
| SECTIUNE ACT | TIP OPERATIUNE | ACT NORMATIV |
| CAP. 2 | ABROGAT DE | ORDIN 51 17/04/2019 |
| ANEXA 1 | ABROGAT DE | ORDIN 51 17/04/2019 |
| ANEXA 2 | ABROGAT DE | ORDIN 51 17/04/2019 |
| Nu exista actiuni induse de acest act |
| Acte referite de acest act: |
| SECTIUNE ACT | REFERA PE | ACT NORMATIV |
| Actul | ACTUALIZEAZA PE | PROCEDURA 23/10/2013 |
| Acte care fac referire la acest act: |
Alegeti sectiunea:
| SECTIUNE ACT | REFERIT DE | ACT NORMATIV |
| CAP. 2 | ABROGAT DE | ORDIN 51 17/04/2019 |
| ANEXA 1 | ABROGAT DE | ORDIN 51 17/04/2019 |
| ANEXA 2 | ABROGAT DE | ORDIN 51 17/04/2019 |
Notă
Aprobată prin ORDINUL nr. 74 din 23 octombrie 2013, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 682 din 6 noiembrie 2013. +
Capitolul 1Scop1.1.Procedura stabilește etapele de certificare a conformității centralelor electrice eoliene și fotovoltaice cu condițiile tehnice de racordare la rețelele de interes public.1.2.Conformitatea cu condițiile tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public este dovedită prin emiterea certificatului de conformitate, care atestă respectarea de către:a)Centralele electrice eoliene a cerințelor Normei tehnice „Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene”, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 51/2009, cu modificările și completările ulterioare, denumită în continuare NT 51;b)Centralele electrice fotovoltaice a cerințelor Normei tehnice „Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice”, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 30/2013, denumită în continuare NT 30. +
Capitolul 2Domeniu de aplicare2.1.Procedura se aplică de către Operatorul de Transport și de Sistem – Dispecerul Energetic Național (DEN), Operatorii de Rețea, deținătorii de centrale electrice eoliene și fotovoltaice și operatorii economici care dețin atestat de tip A3 pentru încercări de echipamente și instalații electrice, în vederea certificării conformității centralelor electrice eoliene și fotovoltaice cu NT 51 și NT 30.2.2.(1)Prezenta procedură se aplică pentru centrale electrice eoliene și fotovoltaice, cu puteri instalate în următoarele intervale:a)1 MW
Capitolul 3Definiții și abrevieri3.1.Termenii utilizați în prezenta procedură se definesc după cum urmează:Solicitant – titularul autorizației de înființare a CEE/CEF sau titularul licenței de exploatare comercială a CEE/CEF;Probe preliminare – set de probe pentru verificarea conformității tehnice cu cerințele de racordare ale centralei electrice, efectuate de către operatorii economici care dețin atestat de tip A3, fără participarea reprezentantului DEN/ORProbe finale – set de probe pentru verificarea conformității tehnice cu cerințele de racordare ale centralei electrice, efectuate de către operatorii economici care dețin atestat de tip A3, cu participarea reprezentantului DEN/ORCertificat de conformitate – document acordat deținătorului unei CEE sau CEF de către operatorul de rețea care a emis ATR pentru racordarea la rețelele electrice de interes public, prin care se dovedește conformitatea CEE sau CEF cu condițiile tehnice de racordare din NT 51 sau NT 30.3.2.În prezenta procedură se folosesc următoarele abrevieri:ANRE – Autoritatea Națională 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 Rețelei Electrice de Distribuție;Cod RET – Codul Tehnic al Rețelei Electrice de Transport;Cod comercial – Codul Comercial al Pieței Angro de Energie Electrică;CTES – Consiliul Tehnico-Economic și Științific;DEN – Dispecerul Energetic Național – divizie în cadrul OT DEC – Dispecerul Energetic Central;EMS – Sistem de management al energiei;FO, FO-OPGW – fibră optică;GGE – Grup generator eolian;LVRT- Low Voltage Ride Through (trecere peste defect cu nivel minim de tensiune);OD – Operator de distribuție;OR – Operator de rețea poate fi Operatorul de Transport și de Sistem sau operatorul de distribuție concesionar;OTS – Operator de Transport și de Sistem – C.N.T.E.E. Transelectrica S.A.;PCC – Punct comun de cuplare;Pi – Putere instalată PIF – Punere în funcțiune;PSL – Power Standard Lab;RED – Rețea Electrică de Distribuție;RET – Rețea Electrică de Transport;SCADA – Sistem informatic de monitorizare, comandă și achiziție de date a unui proces tehnologic sau instalații;SCADA/EMS – Supervisory Control And Data Acquisition/Energy Management System;SCADA/DMS – Supervisory Control And Data Acquisition/Distribution Management System;SEN – Sistemul Energetic Național;STC – Condiții standard de test (Standard Test Condition) – radianța de 1000 W/mp, masa atmosferică AM = 1,5 și 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). +
Capitolul 4Documente de referință4.1.Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare;4.2.Codul Tehnic al Rețelei Electrice de Transport – Revizia I, aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr.20/2004, cu modificările ulterioare;4.3.Codul Tehnic al Rețelei Electrice de Distribuție, revizia I, aprobat din Ordinul președintelui ANRE nr. 128/2008;4.4.Norma tehnică „Condiții tehnice de racordare la rețelele de interes public pentru centralele electrice eoliene”, aprobată prin Ordinul președintelui ANRE nr. 51/2009, cu modificările și completările din Ordinul președintelui ANRE nr. 29/2013;4.5.Norma tehnică „Condiții tehnice de racordare la rețelele de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice”, aprobată prin Ordinul președintelui ANRE nr. 30/2013;4.6.Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la rețelele electrice de interes public în vigoare, aprobată prin Ordinul președintelui ANRE nr. 59/2013; +
Capitolul 5Responsabilități5.1.Responsabilitățile DENa.Analizează documentația tehnică prezentată de solicitant sau transmisă de către OR;b.Pe baza conformității documentației transmise cu cerințele normelor tehnice și a Codului RET în vigoare, transmite solicitantului și după caz, OR, acordul de punere sub tensiune;c.Postează pe website-ul Transelectrica programul de eșalonare în timp a punerii în funcțiune a centralelor electrice dispecerizabile (Pi > 5 MW) la adresa http://www.transelectrica.ro/Transparenta/centraleprobe.php;d.Analizează documentația conținând rezultatele probelor preliminare de verificare a conformității tehnice cu cerințele normelor tehnice în vigoare și ale probelor finale;e.Participă la efectuarea probelor finale pentru toate centralele electrice dispecerizabile cu puteri mai mari de 10 MW și analizează rezultatele probelor finale efectuate de către centralele electrice dispecerizabile cu puteri mai mari de 5 MW și mai mici sau egale cu 10 MW, realizate în prezența reprezentanților OR;f.Emite certificatul de conformitate tehnică pentru îndeplinirea cerințelor de racordare (funcționare) la SEN pentru centralele electrice dispecerizabile cu puteri mai mari de 5 MW;g.Asigură transparența asupra situației centralelor electrice dispecerizabile cu puteri instalate mai mari de 5 MW, aflate în probe (notificate ca funcționare provizorie), pe website-ul Transelectrica, la adresa http://www.transelectrica.ro/Transparenta/centraleprobe.php;h.Asigură transparența asupra situației emiterii de certificate de conformitate a centralelor electrice dispecerizabile cu cerințele tehnice de conectare la SEN, pe website-ul Transelectrica, la adresa http://www.transelectrica.ro/Transparenta/centraleprobe.php.5.2.Responsabilitățile ORa.Analizează documentația tehnică prezentată de solicitant pentru centralele electrice care se racordează la rețeaua proprie OR;b.Transmite la DEN documentația tehnică completă pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mari de 5 MW.c.Transmite la DEN solicitarea în vederea obținerii acordului pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe a centralei electrice, în termen de 10 zile lucrătoare de la depunerea documentației complete, conform anexelor nr. 1 și 2, pentru centralele electrice eoliene și fotovoltaice cu puteri instalate mai mari de 5 MW, care se racordează la rețeaua proprie OR;d.Informează DEN asupra depunerii de către solicitant a documentației tehnice pentru centrale electrice eoliene sau fotovoltaice nedispecerizabile, cu puteri instalate cuprinse între 1 MW și 5 MW inclusiv, în termen de 5 zile lucrătoare de la depunere, informând și asupra datei la care solicitantul dorește punerea sub tensiune pentru perioada de probe 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 și GGE, dacă este cazul;e.Transmite solicitantului acceptul de punere sub tensiune pentru perioada de probe a instalațiilor centralei electrice; în situația centralelor cu putere mai mare de 5 MW, acceptul se transmite solicitantului în baza acordului DEN numai după primirea acestuia;f.Analizează documentația conținând rezultatele probelor preliminare și ale probelor finale efectuate pentru centralele electrice cu puteri instalate conform ATR mai mici sau egale cu 5 MW;g.Participă la efectuarea probelor finale pentru centralele electrice eoliene și fotovoltaice cu puteri instalate mai mici sau egale cu 10 MW puse în funcțiune conform etapei de dezvoltare menționate în ATR;h.Eliberează certificatul de conformitate tehnică pentru îndeplinirea cerințelor de racordare la rețele de interes public pentru centralele electrice eoliene și fotovoltaice cu puteri instalate mai mici sau egale cu 5 MW și mai mari de 1 MW, conform etapei de dezvoltare menționate în ATR;i.Asigură transparența procesului de certificare a conformității tehnice pe website-ul propriu și transmite la DEN situația certificatelor de conformitate emise.5.3.Responsabilitățile solicitantuluia.Întocmește documentația tehnică conform anexei nr. 1 (pentru CEE), respectiv anexei nr. 2 (pentru CEF), în funcție de tipul centralei electrice;b.Depune documentația tehnică și specifică termenul planificat pentru punerea în funcțiune:– la DEN, pentru centrale electrice care se racordează la RET;– la OR la care se racordează.c.Depune documentele care atestă realizarea lucrărilor premergătoare punerii sub tensiune și a solicitării pentru punerea sub tensiune pentru perioada de probe, conform pct. 6.1.6.;d.Efectuează, cu operatori economici care dețin atestat de tip A3, probele de verificare a performanțelor din punct de vedere al conformității tehnice cu cerințele de racordare a centralei electrice la rețelele de interes public, conform procedurilor anexele nr. 5 și 6 în funcție de tipul centralei;e.Depune rezultatele probelor preliminare și finale la DEN în cazul centralelor electrice cu puteri instalate mai mari de 5 MW și la OR pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mici sau egale cu 5 MW;f.Depune solicitarea pentru obținerea 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. 3 și 4.g.Încheie pentru perioada de probe convenția de exploatare și, după caz, contractul/contractele pentru transportul, distribuția sau furnizarea energiei electrice, cu respectarea normelor în vigoare. +
Capitolul 6Modul de lucru6.1.Punerea sub tensiune pe perioada de probe a centralelor electrice eoliene și fotovoltaice6.1.1.Punerea sub tensiune pentru perioada de probe a centralelor electrice eoliene și 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 (1 MW
Capitolul 7Rapoarte și înregistrări7.1.Cererea de solicitare a certificării conformității, împreună cu documentația tehnică anexată se păstrează de către DEN.7.2.Toată documentația tehnică, înregistrările probelor preliminare și finale și alte documente solicitate, se păstrează la DEN. Acestea pot fi puse la dispoziția OR la cerere.7.3.Exemplarul original al certificatului de conformitate (a cărui machetă se găsește în Anexa nr. 7) se înmânează solicitantului. O copie a certificatului de conformitate se transmite la ANRE. Emitentul păstrează o copie a acestui certificat.7.4.OTS asigură transparența datelor privind CEED și CEFD aflate în probe (pe website-ul http://www.transelectrica.ro/Transparenta/centraleprobe.php) și situația certificatelor de conformitate emise (conform machetei din Anexa nr. 7) pe website-ul http://www.transelectrica.ro/Transparenta/funcționare/Certificarea conformității cu NT51 a CEED. Documentul va cuprinde: data efectuării probelor preliminare, neconformitățile existente, data efectuării probelor finale și tipul certificării tehnice acordate.7.5.Sinteza procesului de acordare a conformității tehnice a CEE și CEF este prezentată în anexa nr. 8. +
Capitolul 8Dispoziții finale8.1.Operatorii economici care efectuează probe de conformitate solicită atestare la ANRE în conformitate cu prevederile regulamentului pentru atestarea operatorilor economici care proiectează, execută și verifică instalații electrice, aprobat prin ordin al președintelui ANRE.8.2.Anexele nr. 1 – 11 fac parte integrantă din prezenta procedură. +
Anexa nr. 1la procedură
Date tehnice necesar a fi transmise pentru centralele electrice eoliene (CEE) +
Capitolul IDate tehnice necesar a fi transmise pentru CEE dispecerizabile cu puteri instalate mai mari de 10 MWSolicitanții depun la OTS, cu 6 luni înainte de punerea sub tensiune, următoarea documentație:1.copia ATR și copia contractului de racordare;2.autorizația de înființare acordată de ANRE sau, după caz, licența de exploatare comercială a CEE/CEF;3.proiectul tehnic al CEE din care să rezulte: lungimile și caracteristicile tehnice ale cablurilor și ale racordului la stația/celula aparținând OD sau OTS, modul de conectare al GGE și al instalațiilor auxiliare, precum și schema electrică monofilară a stației și a centralei (conform anexei nr. 1.1);4.schemele de reglare (în detaliu) putere activă, putere reactivă, tensiune, la nivelul CEE, în scopul evidențierii modului în care:– este preluată măsura de frecvență pentru implementarea curbei P-f;– este implementată relația frecvență – putere activă conform art. 10 din NT 51;– consemnele de P (putere activă), Q (putere reactive), U (tensiune), inclusiv selectarea regimurilor de funcționare 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 variație ale tensiunii din PCC utilizând în întregime diagrama P-Q a CFE din PCC, toate mijloacele auxiliare și 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 furnizate de GGE în cadrul propriilor diagrame P-Q și a mijloacelor de reglaj auxiliare;5.modelul matematic al GGE, al întregii centrale și a mijloacelor de compensare a puterii reactive în punctul de conectare la valoarea de 0,95 inductiv : 0,95 capacitiv și asigurarea schimbului de putere reactivă nulă cu sistemul la putere activă nulă produsă de CEE;6.studiul de rețea pentru calculul necesarului de putere reactivă în punctul de racordare, pentru îndeplinirea cerințelor art. 16 din NT 51 (0,95 inductiv : 0,95 capacitiv) pe toată plaja de putere activă, cu asigurarea schimbului de reactiv nul cu sistemul în situația în care puterea activă produsă este nulă. Se va atașa diagrama P – Q a CEE în punctul de conectare (inclusiv contribuția tuturor GGE și a mijloacelor auxiliare).7.studiul de regim dinamic al CEE și al zonei pentru determinarea măsurilor de evitare a funcționării insularizate a acesteia (conform cerinței de la art. 18 din NT 51);8.datele tehnice necesare efectuării calculelor de regimuri staționare și dinamice (conform anexelor nr. 1.1. și nr. 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 și protecțiile corespunzătoare (conform anexei nr. 1.2);10.pentru fiecare tip de GGE care se va monta, copii ale documentelor și certificatelor de verificare și ale înregistrărilor parametrilor măsurați la testare, realizate de firme internaționale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:– verificarea curbei de capabilitate P – Q;– trecerea peste defect;– funcționarea GGE în plaja de frecvență (47,5 : 52) Hz, la viteze de variație ale frecvenței de 1 Hz/sec, la variațiile de tensiune (0,9 : 1,1)xUn;– perturbațiile introduse din punct de vedere al calității energiei electrice (armonice și flicker);– modul de răspuns la variații ale consemnelor P și Q;Certificatele vor fi însoțite de înregistrările efectuate în cadrul acestor probe (pentru LVRT precum și reglajul P și Q).11.datele tehnice necesare calculelor aferente reglajelor protecțiilor (conform anexelor nr. 1.2 și nr. 1.3);12.proiectul de telecomunicații care menționează calea principală de comunicație dintre CEED și stația de racord la sistemul EMS- SCADA al OTS. Calea principală de comunicație va fi realizată pe fibră optică fiind prevăzută și o cale de rezervă. Proiectele de telecomunicații trebuie să fie avizate în ședința CTES al OTS. Calea principală de comunicație 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 telecomunicații trebuie să fie avizate în ședința CTES al operatorului de distribuție.13.asigurarea integrării CEED în EMS-SCADA. Acordul pentru prima punere în funcțiune a CEED este condiționat 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 funcțiune, etapizat, pentru CEE începând cu punerea în funcțiune a stației, 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 situația în care CEE este racordată într-o stație care aparține OR. Analizorul trebuie să fie de Clasă A, certificat PSL și să fie capabil să transmită fișiere de tip "SQL", "PQDIF", ".txt" sau ".xls" în structura impusă de sistemul de monitorizare a calității energiei electrice al OR. Acesta va fi integrat în sistemul de monitorizare a calității energiei electrice al OR;16.procesul verbal care atestă integrarea în sistemul de prognoză al OTS;17.procedura furnizorului de echipamente pentru punerea în funcțiune a GGE;18.datele necesare emiterii ordinului de investire;19.datele solicitate la punctele 8, 9, 11 și 18 se transmit cu cel puțin 60 zile calendaristice înainte de punerea în funcțiune. +
Capitolul IIDate tehnice necesar a fi transmise pentru CEED cu puteri instalate mai mari de 5 MW și mai mici sau egale cu 10 MWSolicitanții depun la OR, cu 3 luni înainte de punerea sub tensiune următoarea documentație:1.copia ATR și copia contractului de racordare;2.autorizația de înființare acordată de ANRE sau, după caz, licența de exploatare comercială a CEE/CEF;3.proiectul tehnic al CEED din care să rezulte: lungimile și caracteristicile tehnice ale cablurilor și ale racordului la stația/celula aparținând OD sau OTS, modul de conectare al GGE și al instalațiilor auxiliare, precum și schema electrică a stației și a centralei (conform anexei nr. 1.1);4.schemele de reglare (în detaliu) putere activă la nivelul CEED;5.modelul matematic al GGE;6.concluziile studiului de regim dinamic al CEE și al zonei, elaborate de solicitant în vederea determinării posibilităților de evitare a funcționării insularizate a acesteia conform cerinței de la art. 18 din NT 51, concretizate în tipurile de relee și valorile de reglaj, a căror implementare va fi convenită cu OR;7.datele tehnice necesare efectuării calculelor de regimuri staționare și dinamice (conform anexei nr. 1.1. și cerinței 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 și schemele de reglare, protecțiile corespunzătoare (conform anexei nr. 1.2.);9.pentru fiecare tip de GGE care se va monta, copii ale documentelor și certificatelor de verificare și ale înregistrărilor parametrilor măsurați la testare, realizate de firme internaționale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:– verificarea curbei de capabilitate P – Q;– trecerea peste defect;– funcționarea GGE în plaja de frecvență (47,5 : 52) Hz, la viteze de variație ale frecvenței de 1 Hz/sec, la variațiile de tensiune (0,9 : 1,1)xUn;– perturbațiile introduse din punct de vedere al calității energiei electrice (armonice și flicker);– modul de răspuns la variații ale consemnelor P și Q;Certificatele vor fi însoțite de înregistrările efectuate în cadrul acestor probe (pentru LVRT, precum și reglajul P și Q).10.datele tehnice necesare calculelor aferente reglajelor protecțiilor (conform anexelor nr. 1.2. și nr. 1.3.);11.proiectul de telecomunicații care menționează calea principală de comunicație și integrarea în DMS-SCADA al OR. Calea principala de comunicație 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 telecomunicații trebuie să fie avizate în CTES al OD. Pentru situația în care nu există legătură între centrul DMS-SCADA al OR și EMS-SCADA al OTS (pentru o perioadă intermediară până în 2016), datele P,Q,U și poziție întreruptor se transmit, fie direct într-un punct de interfață cu sistemul de comunicație al OTS de la centrul de dispecer la care centrala este dispecerizată , 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 funcțiune a CEE este condiționat de documentul care atestă integrarea în EMS-SCADA a CEE prin DMS-SCADA sau, pentru o perioadă de timp până În 2016, prin soluția tehnică convenită cu OTS. conform NT 51;13.programul de punere în funcțiune a CEE, etapizat, începând cu punerea în funcțiune a stației electrice , a racordului, a GGE;14.procesul-verbal care atestă integrarea în sistemul de prognoză al OTS;15.datele necesare emiterii ordinului de investire;16.datele solicitate la punctele 8, 9, 11 și 15 se transmit cu cel puțin 60 zile calendaristice înainte de punerea în funcțiune. +
Capitolul IIIDate tehnice necesar a fi transmise pentru CEE nedispecerizabile, cu puteri instalate mai mari de 1 MW și mai mici sau egale cu 5 MWSolicitanții depun la OR la care se racordează, cu 3 luni înainte de punerea sub tensiune, următoarea documentație:1.copia ATR și copia contractului de racordare;2.proiectul tehnic al CEE din care să rezulte: lungimile și caracteristicile tehnice ale cablurilor și ale racordului la stația/celula aparținând OD sau OTS, modul de conectare al GGE și al instalațiilor auxiliare și totodată schema electrică a stației și 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 staționare și 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 și schemele de reglare, protecțiile corespunzătoare (conform anexelor nr. 1.2. și nr. 1.3.);7.pentru fiecare tip de GGE ce se va monta, copii ale documentelor și certificatelor de verificare și ale înregistrărilor parametrilor măsurați la testare, realizate de firme internaționale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:– verificarea curbei de capabilitate P – Q;– trecerea peste defect;– funcționarea GGE în plaja de frecvență (47,5 : 52) Hz, la viteze de variație ale frecvenței de 1 Hz/sec, la variațiile de tensiune (0,9 : 1,1) x Un;– perturbațiile introduse din punct de vedere al calității energiei electrice (armonice și flicker);– modul de răspuns la variații ale consemnelor P și Q;Certificatele vor fi însoțite de înregistrările efectuate în cadrul acestor probe (pentru LVRT, precum și reglajul P și Q).8.proiectul de telecomunicații care menționează calea principala de comunicație utilizată la integrarea în DMS SCADA, prin care se transmit datele de decontare extrase din grupul de decontare, respectiv contor de decontare. Proiectele de telecomunicații trebuie să fie avizate în ședința CTES al OD. +
Anexa nr. 1.1.la anexa nr. 1 la procedură
Date necesare calculului regimurilor staționare, al curenților de scurtcircuit și date dinamice pentru CEE +
Capitolul IDate aferente CEED, necesare la calculul regimurilor staționare și curenților de scurtcircuitDatele aferente CEED, necesare la calculul regimurilor staționare și curenților de scurtcircuit, sunt următoarele:a.schema electrică a întregii centrale electrice eoliene și a stației de racord la sistem;b.lungimea tuturor cablurilor din CEED și lungimea LEA sau LES dintre CEED și stația de racordare la sistem;c.parametrii electrici specifici tuturor cablurilor și liniilor;
| Parametrii liniilor și/sau cablurilor | |
| Tip (material) | |
| R(+) [Ω/km] la 20°C | |
| X(+) [Ω/km] | |
| C(+) [μFarad/km] | |
| R(o) [Ω/km] | |
| X(o) [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 și viteza de variație a puterii active;e.pentru unitățile de transformare MT/110kV, MT/MT kV: puterea nominală a înfășurărilor, 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) și indicarea pe schema electrică solicitată a locului de instalare a sistemului de compensare. +
Capitolul IIDate dinamice pentru CEED și CEENDDatele dinamice pentru CEED și CEEND sunt următoarele:a.tipul grupului turbină-generator eolian (ex: cu dublă alimentare, conversie completă)b.puterea nominală;c.schema logică de funcționare a GGE;d.modelul matematic al GGE și parametrii modelului;e.sistemul de reglaj electric: scheme de reglaj și parametri (reglaj Q pentru CEEND; reglaj P, Q pentru CEED cu puteri între 5 și 10 MW inclusiv și reglaj P, Q, U pentru CEED cu puteri mai mari de 10 MW);f.parametrii pentru modelarea GGE; schema și 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.protecții la variații de tensiune: "trecerea peste defect – tensiune scăzută sau zero" (LVRT, ZVRT) – pentru CEED și CEEND;j.alte funcții speciale: "logica de putere la tensiune scăzută", participare la reglajul de frecvență etc. – pentru CEED și CEEND;k.echivalentul dinamic al centralei electrice eoliene;l.modelul GGE și modelul sistemelor de reglaj la nivel de centrală în formă de diagrame (incluzând funcțiile matematice), precum și setul de parametri corespunzător. Ca alternativă se poate specifica asimilarea cu un model generic din una din aplicațiile PSSE v32 (se vor furniza obligatoriu și fișierele tip ".dll") sau Eurostag v4.5 pentru care se furnizează parametrii. În cazul în care modelul include funcții suplimentare de reglaj sau caracteristici specifice, acestea se vor menționa și se vor adăuga scheme grafice. +
Anexa nr. 1.2.la anexa nr. 1 la procedură
Date necesare calculelor de protecții1.Datele necesare efectuării calculelor de protecții se transmit la DEN cu cel puțin 30 de zile înainte de data la care se solicită punerea în funcțiune pentru perioada de probe.2.Datele necesare calculelor de protecții sunt:A.Pentru centrala electrică eoliană – pentru CEED cu puteri instalate mai mari de 10 MW, CEED cu puteri instalate cuprinse între 5 MW și 10 MW inclusiv, respectiv CEEND racordate în 110 kV:1.proiectul tehnic complet (circuite electrice primare și secundare) aferent centralei electrice eoliene;2.caracteristicile electrice ale GGE instalate și ale transformatoarelor aferente, regimurile de funcționare, inclusiv valorile curenților de scurtcircuit trifazat la bornele ansamblului convertor + transformator (pe partea de MT);3.protecțiile proprii ale GGE pentru defecte interne și externe, reglajele și timpii de acționare;4.contribuția la scurtcircuit pe harta de MT a stației de racord, a fiecărui GGE ce sunt conectate prin același cablu;5.caracteristicile electrice, protecțiile proprii cu reglajele aferente și automatizările de conectare/deconectare ale elementelor de compensare a puterii reactive.B.Pentru stația racord la RED/RET- pentru CEED cu puteri instalate mai mari de 10 MW, CEED cu puteri instalate cuprinse între 5 MW și 10 MW inclusiv, respectiv CEEND racordate în 110 kV:1.proiectul tehnic complet (circuite electrice primare și secundare) aferent stației electrice de racord a CEE la RED/RET;2.caracteristicile electrice ale transformatoarelor de putere 110 kV/MT, documentația, softul și reglajele terminalelor de protecție ale acestora;3.documentația completă și software-ul aferent terminalelor de protecție a liniei/liniilor de racord;4.caracteristicile electrice și geometrice ale FO-OPGW pentru fiecare tronson de linie (rezistență electrică specifică la 20°C [Q/Km], secțiunea nominală [mmp], raza conductorului [cm]), dacă FO-OPGW a fost montată cu ocazia PIF a CEE.C.Pentru stațiile adiacente stației de racord a CEE (dacă este cazul):1.documentația completă a proiectului tehnic (partea electrică – circuite primare și secundare, schema bloc a protecțiilor și matricea de declanșare) dacă, în vederea PIF a CEE, au fost necesare înlocuiri de echipamente primare și/sau completări în schema de protecție a liniilor respective;2.documentația completă și software-ul aferent terminalelor de protecție ce urmează a se monta pe partea de 110 kV în stațiile adiacente stației de racord a CEED. +
Anexa nr. 1.3.la anexa nr. 1 la procedură
Datele echipamentelor CEE necesare calculelor de protecții1.Model date generator (mașină sincronă*)
| Generator: | ||||
| Fabricație: | ||||
| Tip: | ||||
| S(nom): [MVA] | P(nom): [MW] | U(nom): [V] | I(nom): [A] | |
| N(nom): [rot/min] | cos(φnom): | |||
| X(d): [%] | X(dprim): [%] | X(dsec) [%] | ||
| X(q): [%] | X(qprim): [%] | X(qsec): [%] | ||
| X(hom): [%] | X(invers): [%] | T(lansare): [s] | ||
| Excitație: | ||||
| Fabricație: | ||||
| Tip: | ||||
| U(excit): [V] | I(excit): [A] | I(forțare): [A] | T(forțare): [s] |
2.Model date generator asincron* cu dublă alimentare*Valoarea de scurtcircuit a curenților I3 (curent de scurtcircuit trifazat), I1 (curent de scurtcircuit monofazat), raportat la tensiunea înfășurării de MT a transformatorului pentru ansamblul generator + transformator JT/MT + convertor.
| Generator: | ||
| Fabricație: | ||
| Tip: | ||
| S(nom): [MVA] | P(nom): [MW] | |
| U(nom): [V] | I(nom): [A] | |
| N(nom): [rot/min] | cosFI(nom): | |
| Xd: [%] | Xd(prim): [%] | |
| X(d'): [%] | X(q): [%] | |
| X(q'): [%] | X(q'): [%] | |
| X(invers): (X2): [%] |
3.Model date transformator cu 3 înfășurări
| Trafo: | |||
| Fabricație: | |||
| Tip: | |||
| Cuvă: | |||
| Miez: coloane | Nr. înf.: | Conex | |
| S(nom1): [MVA] | U(nom1): [kV] | * U(sc.IM): [%] | P(sc.IM): [kW] |
| S(nom2): [MVA] | U(nom2): [kV] | * U(sc.IJ): [%] | P(sc.IJ): [kW] |
| S(nom3): [MVA] | U(nom3): [kV] | * U(sc.MJ): [%] | P(sc.MJ): [kW] |
* De precizat puterea la care sunt măsurate.
| I(gol): [%] | P(gol): [kW] | ||
| Inf. reglaj : | |||
| Reglaj tens.: | U(pmax): [kV] | U(pmin): [kV] | U(plot): [kV] |
| U(scpmax): [%] | U(scpmin): [%] | U(scpmed): [%] | |
| Nivel izolație neutru: | Tratare neutru: # |
#Observație: în cazul în care neutrul stelelor transformatorului este legat printr-o impedanță la pământ, se vor preciza valorile rezistenței și reactanței impedanței de conectare la pământ.
4.Model date transformator cu două înfășurări
| Fabricație: | |||
| Tip: | |||
| Nr. înf.: | Niv. izolație neutru: | Conex: | |
| S(nom): [MVA] | U(nom I): [kV] | U(nomJ): [kV] | U(scc.IJ): [%] |
| I(gol I): [%] | I(gol J): [%] | ||
| P(agol): [kW] | P(ascc.IJ): [kW] | ||
| U(pmax): [kV] | U(pmin): [kV] | U(plot): [kV] | Rap. Tens. IJ: |
| U(scc.max): [%] | U(scc.min): [%] | U(scc.Nom): [%] | |
| Tratare neutru:# |
# Observație: în cazul în care neutrul stelelor transformatorului este legată printr-o impedanță la pământ, se vor preciza valorile rezistenței și reactanței impedanței de conectare la pământ.
5.Model date cabluCablu: (Cu sau Al)Fabricație :Tip :Secțiune:U(n):Parametrii de secvență directă și homopolară (se precizează T la care sunt măsurați)
| 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] |
+
Anexa nr. 2la Procedură
Date tehnice necesar a fi transmise pentru centralele electrice fotovoltaice (CEF) +
Capitolul IDate tehnice necesar a fi transmise pentru CEF dispecerizabile cu puteri instalate mai mari de 10 MWSolicitanții depun la OTS, cu 6 luni înainte de punerea sub tensiune, următoarea documentație:1.copia ATR și copia contractului de racordare;2.autorizația de înființare acordată de ANRE sau, după caz, licența de exploatare comercială a CEE/CEF;3.proiectul tehnic al CEF, din care să rezulte: lungimile și caracteristicile tehnice ale cablurilor și ale racordului la stația/celula aparținând OD sau OTS, modul de conectare a invertoarelor și a instalațiilor auxiliare, precum și schema electrică a stației și a centralei ( conform anexei nr. 2.1.);4.schemele de reglare (în detaliu) putere activă, putere reactivă, tensiune, la nivelul CEF, în scopul evidențierii modului în care:– este preluată măsura de frecvență pentru implementarea curbei P-f;– este implementată relația frecvență – putere activă, conform art. 9 din NT 30;– consemnele de P, Q, U, inclusiv selectarea regimurilor de funcționare 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 și datele tehnice ale centralei electrice referitoare la cabluri, transformatoare și mijloace de compensare a puterii reactive în PCC la valoare de 0,90 inductiv : 0,90 capacitiv și de asigurare a schimbului de putere reactivă nulă cu sistemul la putere activă nulă produsă de CEF, conform cerinței de la art. 17 din NT 30;6.studiul de rețea pentru calculul necesarului de putere reactivă în punctul de racordare, (0,90 inductiv : 0,90 capacitiv) pe toată plaja de putere activă, cu asigurarea schimbului de reactiv nul cu sistemul în situația în care puterea activă produsă este nulă (conform cerințelor de la art. 13 alin. (1) și (3) din NT 30). Se va atașa diagrama P – Q a CEF în punctul de conectare;7.studiul de regim dinamic al CEF și al zonei pentru determinarea măsurilor de evitare a funcționării insularizate a acesteia (conform cerinței de la art. 15 din NT 30);8.datele tehnice necesare efectuării calculelor de regimuri staționare și 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 și protecțiile corespunzătoare (conform anexei nr. 2.2);10.pentru fiecare tip de invertor ce se va monta, copii ale documentelor și certificatelor de verificare (conform cerinței de la art. 16 al NT 30) și ale înregistrărilor parametrilor măsurați la testare, realizate de firme internaționale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:– verificarea curbei de capabilitate P – Q;– trecerea peste defect;– funcționarea invertorului în plaja de frecvență (47,5 : 52) Hz, la viteze de variație ale frecvenței de 1 Hz/sec, la variațiile de tensiune (0,9 : 1,1) x Un;– perturbațiile introduse din punct de vedere al calității energiei electrice (armonice și flicker);– modul de răspuns la variații ale consemnului P și Q;Certificatele vor fi însoțite de înregistrările efectuate în cadrul acestor probe(pentru LVRT, precum și reglajul P și Q).11.toate datele tehnice necesare calculelor aferente reglajelor protecțiilor (conform anexelor nr. 2.2 și 2.3);12.Proiectul de telecomunicații care menționează calea principală de comunicație dintre CEFD și stația de racord la sistemul EMS- SCAD A al OTS. Calea principală de comunicații va fi realizată pe fibră optică fiind prevăzută și o cale de rezervă. Proiectele de telecomunicații trebuie să fie avizate în ședința CTES al OTS. Calea principală de comunicație 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 telecomunicații trebuie să fie avizate în ședința CTES al OD;13.asigurarea integrării CEFD în EMS-SCADA. Acordul pentru prima punere în funcțiune a CEFD este condiționat de documentul care atestă integrarea în EMS-SCADA a CEFD și de documentul prin care se atestă transmiterea semnalului de la grupul de măsură și recepționarea acestuia la punctul central. Pentru integrarea CEFD în sistemul EMS-SCADA se va prezenta dovada verificării schimbului de semnale;14.programul de punere în funcțiune a CEFD, etapizat, începând cu punerea în funcțiune a stației, a racordului, a invertoarelor. Programul va fi detaliat pe paliere de putere instalată și tipuri de probe interne efectuate;15.caracteristicile tehnice ale analizorului de calitate a energiei electrice, care va fi montat în punctul de racordare, în situația în care CEF este racordată într-o stație care aparține OR. Analizorul trebuie să fie de Clasă A, certificat PSL și să fie capabil să transmită fișiere de tip "SQL", "PQDIF", ".txt" sau ".xls" în structura impusă de sistemul de monitorizare a calității energiei electrice al OR. Acesta va fi integrat în sistemul de monitorizare a calității energiei electrice al OR;16.procedura furnizorului de echipamente pentru punerea în funcțiune a invertoarelor;17.datele necesare emiterii ordinului de investire;18.Datele solicitate la punctele 4, 8, 9, 11 și 17 se transmit cu cel puțin 60 zile calendaristice înainte de punerea în funcțiune. +
Capitolul IIDate tehnice necesar a fi transmise pentru CEF dispecerizabile cu puteri instalate mai mari de 5 MW și mai mici sau egale cu 10 MWSolicitanții depun la OR, cu 3 luni înainte de punerea sub tensiune, următoarea documentație:1.copia ATR și copia contractului de racordare;2.autorizația de înființare acordată de ANRE sau, după caz, licența de exploatare comercială a CEE/CEF;3.proiectul tehnic al CEF, din care să rezulte: lungimile și caracteristicile tehnice ale cablurilor și ale racordului la stația/celula aparținând OD sau OTS, modul de conectare al invertoarelor și al instalațiilor auxiliare și totodată schema electrică a stației și a centralei (conform anexei nr. 2.1.);4.Schemele de reglare (în detaliu) putere activă și putere reactivă la nivelul CEF, în scopul evidențierii modului în care:– sunt preluate și modificate consemnele de P și Q;– este preluată măsura de putere reactivă la nivel CEF;5.modelul matematic al invertoarelor și datele tehnice ale centralei electrice referitoare la cabluri, transformatoare și mijloacele de compensare a puterii reactive în PCC la valoare de 0,90 inductiv : 0,90 capacitiv și de asigurare a schimbului de putere reactivă cu sistemul la putere activă nulă produsă de CEF, conform cerinței de la art. 17 al NT 30 și art. 6.3.4. din prezenta procedură;6.studiul de rețea pentru calculul necesarului de putere reactivă în punctul de racordare, pentru îndeplinirea cerințelor art. 13 din NT 30 (0,90 inductiv : 0,90 capacitiv) pe toată plaja de putere activă, cu asigurarea schimbului de reactiv nul cu sistemul în situația în care puterea activă produsă este nulă. Se va atașa diagrama P – Q a CEF în punctul de racordare ;7.concluziile studiului de regim dinamic al CEF și al zonei, elaborat de solicitant în vederea determinării posibilităților de evitare a funcționării insularizate a acesteia, conform cerinței de la art. 15 al NT 30 și pct 6.3.4. din prezenta procedură, concretizate în tipurile de relee și valorile de reglaj, a căror implementare va fi convenită cu OR;8.datele tehnice necesare efectuării calculelor de regimuri staționare și 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 și protecțiile corespunzătoare (conform anexei nr. 2.2);10.pentru fiecare tip de invertor ce se va monta, copii ale documentelor și certificatelor de verificare (conform cerinței de la art. 16 al NT 30) și ale înregistrărilor parametrilor măsurați la testare, realizate de firme internaționale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:– verificarea curbei de capabilitate P – Q;– trecerea peste defect;– funcționarea invertorului în plaja de frecvență (47,5 : 52) Hz, la viteze de variație ale frecvenței de 1 Hz/sec, la variațiile de tensiune (0,9 : 1,1) x Un;– perturbațiile introduse din punct de vedere al calității energiei electrice (armonice și flicker);– modul de răspuns la variații ale consemnului P și Q.Certificatele vor fi însoțite de înregistrările efectuate în cadrul acestor probe (pentru LVRT, precum și reglajul P și Q).11.datele tehnice necesare calculelor aferente reglajelor protecțiilor (conform anexei nr. 2.2. și anexei nr. 2.3.);12.proiectul de telecomunicații care menționează calea principală de comunicație și integrarea în DMS-SCADA al OR. Calea principală de comunicație 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 telecomunicații trebuie să fie avizate în CTES al OD. Pentru situația în care nu există legătură între centrul DMS-SCADA al OR și EMS-SCADA al OTS (pentru o perioadă intermediară până în 2016), datele P,Q,U și poziție întreruptor se transmit, fie direct într-un punct de interfață cu sistemul de comunicație al OTS de la centrul de dispecer de la care centrala este dispeceri/ată, fie într-un centru intermediar de colectare al datelor convenit cu OR;13.asigurarea integrării CEFD în EMS-SCADA. Acordul pentru prima punere în funcțiune a CEFD este condiționat de documentul care atestă integrarea în DMS-SCADA sau EMS-SCADA a CEFD;14.programul de punere în funcțiune a CEFD, etapizat, începând cu punerea în funcțiune a stației, a racordului, a invertoarelor;15.caracteristicile tehnice ale analizorului de calitate a energiei electrice, care va fi montat în punctul de racordare, în situația în care CEF este racordată într-o stație care aparține OR. Analizorul trebuie să fie de Clasă A, certificat PSL și să fie capabil să transmită fișiere de tip "SQL", "PQDIF", ".txt" sau ".xls" în structura impusă de sistemul de monitorizare a calității energiei electrice al OR. Acesta va fi integrat în sistemul de monitorizare a calității energiei electrice al OR;16.procedura furnizorului de echipamente pentru punerea în funcțiune a invertoarelor;17.datele necesare emiterii ordinului de investire;18.datele solicitate la punctele 4, 8, 9, 11 și 17 se transmit cu cel puțin 60 zile calendaristice înainte de punerea în funcțiune. +
Capitolul IIIDate tehnice necesar a fi transmise pentru CEF nedispecerizabile cu puteri instalate mai mici de 5 MW inclusivSolicitanții depun la OR la care se racordează, cu 3 luni înainte de punerea sub tensiune, următoarea documentație:1.copia ATR și copia contractului de racordare;2.proiectul tehnic al CEFND din care să rezulte: lungimile și caracteristicile tehnice ale cablurilor și ale racordului la stația/celula aparținând OD sau OTS, modul de conectare al invertoarelor și al instalațiilor auxiliare, precum și schema electrică a stației și 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 cerințelor de la art. 13 din NT 30 (0,90 inductiv : 0,90 capacitiv) pe toată plaja de putere activă, cu asigurarea schimbului de reactiv nul cu sistemul în situația în care puterea activă produsă este nulă, precum și diagrama P-Q a invertoarelor;5.datele tehnice CEFND, necesare efectuării calculelor de regimuri staționare și dinamice (conform anexei nr. 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 și schemele de reglare, precum și protecțiile corespunzătoare (conform anexelor nr. 2.2. și 2.3.);7.pentru fiecare tip de invertor ce se va monta, copii ale documentelor și certificatelor de verificare (conform cerinței de la art. 16 al NT 30) și ale înregistrărilor parametrilor măsurați la testare, realizate de firme internaționale specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:– verificarea curbei de capabilitate P – Q;– trecerea peste defect;– funcționarea invertorului în plaja de frecvență (47,5 : 52) Hz, la viteze de variație ale frecvenței de 1 Hz/sec, la variațiile de tensiune (0,9 : 1,1) x Un;– perturbațiile introduse din punct de vedere al calității energiei electrice (armonice și flicker);– modul de răspuns la variații ale consemnului P și Q;Certificatele vor fi însoțite de înregistrările efectuate în cadrul acestor probe (pentru LVRT precum și reglajul P și Q).OR transmite la DEN documentele precizate la punctele 1 – 7. +
Anexa nr. 2.1.la anexa nr. 2 la procedură
Date necesare calculului regimurilor staționare, al curenților de scurtcircuit și date dinamice pentru CEF +
Capitolul IDate referitoare la CEFD, necesare la calculul regimurilor staționare și curenților de scurtcircuitDatele aferente CEFD, necesare la calculul regimurilor staționare și curenților de scurtcircuit sunt următoarele:a.schema electrică a întregii centrale electrice fotovoltaice și a stației de racord la sistem;b.lungimea tuturor cablurilor din CEFD și lungimea LEA dintre CEFD și stația de racordare la sistem;c.parametrii electrici specifici tuturor cablurilor și liniilor;
| Parametrii liniilor și/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 și viteza de variație a puterii active;e.pentru unitățile de transformare MT/110kV, MT/MT: puterea nominală a înfășurărilor, 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) și indicarea pe schema electrică solicitată a locului de instalare a sistemului de compensare. +
Capitolul IIDate dinamice pentru CEFD și CEFNDDatele dinamice pentru CEFD și CEFND sunt următoarele:a.tipul invertorului;b.puterea nominală;c.schema logică de funcționare a invertorului;d.modelul matematic al invertorului și parametrii modelului;e.sistemul de reglaj electric: scheme de reglaj și parametri (reglaj Q pentru CEFND; reglaj P, Q pentru CEFD cu puteri între 5 MW și 10 MW inclusiv și reglaj P, Q, U pentru CEFD cu puteri mai mari de 10 MW);f.parametrii pentru modelarea invertorului; schema și parametrii pentru limitele de curent la convertor;g.modelul matematic și 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.protecții la variații de tensiune: "trecerea peste defect – tensiune scăzută sau zero" (LVRT, ZVRT) – pentru CEFD și CEFND;k.alte funcții speciale: "logica de putere la tensiune scăzută" (LVPL), participare la reglajul de frecvență etc. – pentru CEFD și CEFND;l.modelul invertorului și modelul sistemelor de reglaj la nivel de centrală (pentru CEFD) în formă de diagrame (incluzând funcțiile matematice) și setul de parametri corespunzător. Ca alternativă se poate specifica asimilarea cu un model generic din una din aplicațiile PSSE v32 (se vor furniza obligatoriu și fișierele tip .dll) sau Eurostag v4.5 pentru care se furnizează parametrii. În cazul în care modelul include funcții suplimentare de reglaj sau caracteristici specifice, acestea se vor menționa și se vor adăuga scheme grafice. +
Anexa nr. 2.2.la anexa nr. 2 la procedură
Date necesare calculelor de protecții1.Datele necesare efectuării calculelor de protecții se transmit la DEN cu cel puțin 30 de zile înainte de data la care se solicită punerea în funcțiune pentru perioada de probe.2.Datele necesare calculelor de protecții sunt:A.Pentru centrala electrică fotovoltaică – pentru CEFD cu puteri instalate mai mari de 10 MW, CEFD cu puteri instalate cuprinse între 5 MW și 10 MW inclusiv, respectiv CEFND racordate în 110 kV:1.proiectul tehnic complet (circuite electrice primare și secundare) aferent centralei electrice fotovoltaice;2.caracteristicile electrice ale invertoarelor instalate și ale transformatoarelor aferente, regimurile de funcționare, inclusiv valorile curenților de scurtcircuit trifazat la bornele ansamblului invertor + transformator (pe partea de MT);3.protecțiile proprii ale invertoarelor pentru defecte interne și externe, reglajele și timpii de acționare;4.contribuția la scurtcircuit pe bara de MT a stației de racord , a fiecărui grup de invertoare conectate prin același cablu;5.caracteristicile electrice, protecțiile proprii cu reglajele aferente și automatizările de conectare/deconectare ale elementelor de compensare a puterii reactive.B.Pentru stația racord la RED/RET- pentru CEFD cu puteri instalate mai mari de 10 MW, CEFD cu puteri instalate cuprinse între 5 MW și 10 MW inclusiv, respectiv CEFND racordate în 110 kV:1.proiectul tehnic complet (circuite electrice primare și secundare) aferent stației electrice de racord a CEF la RED/RET;2.caracteristicile electrice ale transformatoarelor de putere 110 kV/MT, documentația, softul și reglajele terminalelor de protecție ale acestora;3.documentația completă și software-ul aferent terminalelor de protecție a liniei/liniilor de racord;4.caracteristicile electrice și geometrice ale FO-OPGW pentru fiecare tronson de linie (rezistență electrică specifică la 20°C [Q/Km], secțiunea nominală [mmp], raza conductorului [cm]), dacă FO-OPGW a fost montată cu ocazia PIF a CEF.C.Pentru stațiile adiacente stației de racord a CEF (dacă este cazul):1.documentația completă a proiectului tehnic (partea electrică cu circuite primare și secundare, schema bloc a protecțiilor și matricea de declanșare), dacă în vederea PIF a CEF au fost necesare înlocuiri de echipamente primare și/sau completări în schema de protecție a liniilor respective;2.documentația completă și software-ul aferent terminalelor de protecție ce urmează a se monta pe partea de 110 kV în stațiile adiacente stației de racord a CEFD. +
Anexa nr. 2.3.la anexa nr. 2 la procedură
Datele echipamentelor CEF necesare calculelor de protecții1.Model date panou fotovoltaicTip panou fotovoltaic: Pnom = [kW]2.Model date invertor**Valoarea de scurtcircuit a curenților I3(curent de scurtcircuit trifazat), I1(curent de scurtcircuit monofazat), I2(curent de scurtcircuit bifazat), raportat la bornele invertorului.
| Denumire invertor: | ||||
| Fabricație: | ||||
| Tip: | ||||
| S(nom): [VA] | P(nom): [W] | U(nom): [V] | I(nom.ac): [A] | |
| cosφ(nom): | P max: [W] | |||
| Intrare – Tensiune | (Vcc): [V] | |||
| Protecție la minimă și maximă tensiune: [X]/[-] | ||||
3.Model date transformator cu 3 înfășurări
| Denumire Trafo: | |||
| Fabricație: | Tip: | ||
| Cuvă: | Miez: coloane | Nr. înf.: | Conex: |
| S(nom1): [MVA] | U(nom1): [kV] | *U(sc.IM): [%] | Psc.IM: [kW] |
| S(nom2): [MVA] | U(nom2): [kV] | *U(sc.IJ): [%] | Psc.IJ: [kW] |
| S(nom3): [MVA] | U(nom3): [kV] | *U(sc.MJ): [%] | Psc.MJ: [kW] |
* De precizat puterea la care sunt măsurate.
| I(gol): [%] | P(gol): [kW] | ||
| Inf. reglaj: | |||
| Reglaj tens.: | U(pmax): [kV] | U(pmin): [kV] | U(plot): [kV] |
| U(scpmax): [%] | U(scpmin): [%] | U(scpmed): [%] | |
| Nivel izolației neutru: | Tratare neutru: # |
# Observație: În cazul în care neutrul stelelor transformatorului este legat printr-o impedanță la pământ, se vor preciza valorile rezistenței și reactanței impedanței de conectare la pământ.4.Model date transformator cu 2 înfățișări
| Fabricație: | Tip: | |||
| Nr. înf.: | Niv. izolație neutru: | Conex: | ||
| S(nom): [MVA] | U(nomI): [kV] | U(nomJ): [kV] | U(scc.IJ): [%] | |
| I(golI): [%] | I(golJ): [%] | |||
| P(agol): [kW] | P(ascc.IJ): [kW] | |||
| U(pmax): [kV] | U(pmin): [kV] | U(plot): [kV] | Rap. Tens. IJ: | |
| U(scc.max): [%] | U(scc.min): [%] | U(scc.Nom.): [%] | ||
| Tratare neutru: # | ||||
# Observație: În cazul în care neutrul stelelor transformatorului este legată printr-o impedanță la pământ, se vor preciza valorile rezistenței și reactanței impedanței de conectare la pământ.
5.Model date cablu
| Cablu: (Cu sau Al) | Fabricație: | Tip: | Secțiune: |
| U(n): |
Parametrii de secvență directă și homopolară (se precizează T la care sunt măsurați)
| 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] |
+
Anexa nr. 3la procedură
Model de solicitare pentru emiterea acordului de punere sub tensiune a echipamentelor CEED/CEFDANTETCătre,COMPANIA NAȚIONALĂ DE TRANSPORT AL ENERGIEI ELECTRICE TRANSELECTRICA S.ASocietatea comercială ……….. înregistrată la Registrul Comerțului din ……… cu numărul …………, solicită punerea sub tensiune a Centralei Electrice Eoliene/Fotovoltaice Dispecerizabile ……….. aflată în gestionarea sa.În susținerea acestei cereri, anexează documentele expuse la punctul 6.1.din Procedura privind punerea sub tensiune pentru perioada de probe și certificarea conformității cu condițiile tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public a centralelor electrice eoliene și fotovoltaice aprobată prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. …….DIRECTORData …….. +
Anexa nr. 4la procedură
Model de solicitare pentru emiterea certificatului de conformitate cu cerințele NT 51 și NT 30ANTETCătre,COMPANIA NAȚIONALĂ DE TRANSPORT AL ENERGIEI ELECTRICE TRANSELECTRICA S.ASocietatea comercială …………. înregistrată la Oficiul Registrului Comerțului din ……….. cu numărul ……….., solicită certificarea conformității cu Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 51/2009 privind aprobarea Normei tehnice „Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene” cu modificările și completările ulterioare/Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare din Domeniul Energiei nr. 30/2013 privind aprobarea Normei tehnice „Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice” pentru Centrala Electrică Eoliană/Centrala Electrică Fotovoltaică ………. aflată în gestionarea sa.În susținerea acestei cereri, anexează documentele de la punctul 6.3. din Procedura privind punerea sub tensiune pentru perioada de probe și certificarea conformității cu condițiile tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public a centralelor electrice eoliene și fotovoltaice aprobată prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. ……….DIRECTORData ……….. +
Anexa nr. 5la procedură
Verificarea performanțelor tehnice ale CEE din punct de vedere al respectării
normei tehnice de conectare la rețele de interes public +
Capitolul IScopScopul prezentei proceduri este de a stabili:a)testele, verificările și înregistrările necesar a fi efectuate pentru demonstrarea conformității centralelor electrice eoliene cu cerințele cuprinse în NT 51;b)modul de verificare și testare a CEED.Procedura se aplică în conformitate cu art. 29 alin. (2) și art. 30 din NT 51: +
Articolul 29:(2)Punerea în funcțiune și darea în exploatare a GGE/CEE se face numai după realizarea probelor de funcționare, integrarea în sistemul SCADA al operatorului de rețea și transmiterea la acesta a rezultatelor probelor, prevăzute în tabelele 1-5, determinate conform procedurii prevăzute la art. 30 alin. (5). +
Articolul 30:(1)Operatorul de rețea verifică faptul că racordarea și funcționarea CEE nu conduce la încălcarea condițiilor privind funcționarea în domeniul de frecvență, de tensiune, capabilitatea de trecere peste defect și calitatea energiei electrice, stabilite în prezenta normă tehnică.(2)În cazul CEED verificarea îndeplinirii condițiilor din prezenta normă se realizează de către OTS. Dacă CEED este racordată la o rețea electrică de distribuție, OD care deține respectiva rețea va colabora cu OTS, sub coordonarea acestuia, pentru realizarea verificării.(3)În cazul CEEND verificarea. îndeplinirii condițiilor din prezenta normă se realizează de către operatorul de rețea la instalația căruia este sau urmează să fie racordată CEE. În toate cazurile, OD colaborează cu OTS pentru realizarea verificării.(4)Confirmarea îndeplinirii de către CEE a condițiilor de racordare, inclusiv a celor prevăzute în prezenta normă, se realizează prin emiterea unui certificat de conformitate de către operatorul de rețea responsabil cu verificarea, conform prevederilor alin. (1)-(3).(5)Verificarea îndeplinirii condițiilor de racordare și funcționare a CEE, precum și emiterea certificatului de conformitate se realizează conform unei proceduri elaborate de OTS, cu consultarea OD, și aprobate de ANRE. Procedura trebuie să cuprindă dispoziții referitoare la fazele de punere în funcțiune, perioada de probe și acceptarea în funcționare de durată. +
Capitolul IIDomeniul de aplicarePrezenta procedură se aplică CEE cu puteri instalate mai mari de 1 MW, indiferent de nivelul de tensiune în punctul de racord, după punerea în funcțiune și urmărește verificarea respectării condițiilor tehnice cuprinse în NT 51 și în Codul RET.Procedura se aplică:2.1.după punerea în funcțiune a unei CEE noi, retehnologizate sau la sfârșitul fiecărei etape de dezvoltare a CEE specificată în ATR;2.2.în timpul funcționării, pentru determinarea performanțelor CEE, (în cazul constatării nerespectării cerințelor NT 51 și ale Codului RET în funcționare).2.3.după reparații 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 instalate cuprinse între 1 MW și 5 MW inclusiv, testele se verifică și se evaluează de către OD, pe baza prezentei proceduri;2.6.pentru CEE cu puteri mai mari de 10 MW testele se verifică și se evaluează de către OTS;2.7.pentru CEE cu puteri instalate cuprinse între 5 MW și 10 MW inclusiv, testele se efectuează și se evaluează conform prezentei proceduri de către OD care participă la teste și transmite la OTS rezultatele testelor. +
Capitolul IIIResponsabilități3.1.Responsabilitățile OTS3.1.1.Verifică întreaga documentație referitoare la realizarea buclelor de reglaj putere activă, putere reactivă și tensiune și solicită documentații suplimentare în situația în care cerințele necesare a fi confirmate nu sunt dovedite prin documentația prezentată.3.1.2.Participă la probele și testele din prezenta procedură.3.1.3.Inițiază verificarea funcționării CEED în situațiile prevăzute în Codul RET în cazul în care se încalcă în mod repetat una din cerințele NT51. În această situație 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.Responsabilitățile producătorului în gestiunea căruia se află CEE3.2.1.Inițiază efectuarea probelor pentru situațiile de la pct. 2.1 și 2.3.3.2.2.Întocmește programul de probe împreună cu societatea acceptată pentru realizarea probelor și întocmirea documentației (înregistrărilor).3.2.3.Transmite la DEN, cu cel puțin 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 preliminarii.3.2.4.Informează OD aferent asupra perioadelor în care se vor realiza testele și solicită acceptul din punct de vedere al condițiilor de rețea.3.2.5.Pentru verificarea CEE cu puteri instalate cuprinse între 5 MW și 10 MW inclusiv, transmite la OD implicat, cu cel puțin 10 zile lucrătoare înaintea începerii probelor, programul de probe, solicitând participarea reprezentanților (OD) și eventual a reprezentanților OTS.3.2.6.Pentru verificarea CEE cu puteri mai mici sau egale cu 5 MW, transmite la OD implicat, cu cel puțin 10 zile lucrătoare înaintea începerii probelor, programul de probe, solicitând participarea reprezentanților OD la probe.3.2.7.Asigură condițiile tehnice pentru efectuarea probelor.3.2.8.Asigură pe tot parcursul probelor siguranța în funcționare a CEE, fiind răspunzător de integritatea întregii instalații pe parcursul probelor.3.2.9.Desemnează, de comun acord cu executantul probelor, un responsabil al probelor.3.2.10.După efectuarea probelor, transmite documentația finală completă, în conformitate cu prezenta procedură: la DEN pentru CEE cu puteri instalate mai mari de 10 MW, la OD și DEN pentru CEE cu puteri instalate cuprinse între 5 MW și 10 MW inclusiv și la OD pentru CEE cu puteri instalate cuprinse între 1 MW și 5 MW inclusiv.3.3.Responsabilitățile OD3.3.1.Elaborează propriile proceduri de verificare pentru CEE cu puteri mai mici sau egale cu 5 MW, care conțin cel puțin testele și modul de lucru din prezenta procedură.3.3.2.Colaborează cu OTS pentru asigurarea condițiilor de testare, efectuarea testelor și analiza rezultatelor testelor cuprinse în prezenta procedură, din punct de vedere al condițiilor de rețea, pentru CEE dispecerizabile racordate în rețeaua de distribuție proprie. +
Capitolul IVModul de lucru4.1.Condiții generale pentru efectuarea testelor4.1.1.Probele sintetizate în Anexa 5.1 se execută integral în cadrul probelor preliminare (de casă) și se reiau parțial/integral în cadrul probelor finale executate în prezența reprezentanților DEN pentru CEE cu puteri instalate mai mari de 10 MW și/sau OD pentru celelalte cazuri.4.1.2.În cadrul probelor finale executate în prezența specialiștilor DEN, se verifică și 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) și finale. în cadrul analizei rezultatelor testelor preliminarii, DEN analizează documentația, solicită alte documente sau teste suplimentare, iar dacă este cazul, inițiază o întâlnire între solicitant, reprezentanții OD și executantul probelor.4.1.4.Verificările CEED pot începe numai dacă numărul de grupuri generatoare eoliene puse în funcțiune 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 producție minimă a CEED de 60% din Pi.4.2.Cerințe privind aparatele de măsură, echipamentele de simulare și înregistrare4.2.1.Traductori frecvență: precizie ≤ 0.005 Hz, timp de răspuns <100 ms, domeniu (45:55)4.2.2.Traductori P,Q, U clasa de precizie minimă 0,34.2.3.Sistem achiziție minimum 0,5 s pentru fiecare mărime achiziționată, posibilitate de înregistrare în fișiere ".xls". Pentru cerințele de la punctele 4.7. și 4.8. se vor asigura viteze de înregistrare de minim 40 ms4.2.4.Simulare frecvență: precizie <0 005 hz, domeniu (45:55) hz în trepte sau cu rampă de: 0,5 sec4.2.5.Sistem GPS (sistem de poziționare globală) pentru ștampila de timp4.2.6.Măsura putere disponibilă și viteză vânt preluate din echipamentele CEED4.2.7.Analizoare de calitate a energiei electrice de clasă A, cu GPS, cu posibilitatea de efectuare a calculelor de perturbații pe diferite intervale de timp, prestabilite sau determinate post înregistrare. Exemplu: determinarea perturbației pe un interval de timp în care s-a realizat fiecare probă, dar și pe interval de 1 săptămână (standardizat). Calitatea energiei electrice va fi înregistrată pe parcursul tuturor testelor, dar și minimum 2 săptămâni de funcționare a CEED;4.2.8.Pentru verificările care se efectuează asupra CEE societatea care efectuează testele trebuie să dețină atestat de tip A3.4.3.Verificarea cerințelor privind funcționarea CEE la variațiile de frecvențăTestele se adresează CEED cu puteri instalate mai mari de 10 MW și au drept scop verificarea respectării cerințelor precizate la art. 10 din NT 51: +
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 Pd 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 în 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, CEED este deconectată. Condițiile de repunere în funcțiune se stabilesc de către OTS.(4)La variațiile de frecventă din SEN, CEED trebuie să aibă capacitatea:a)să asigure scăderea puterii active cu cel puțin 40% din puterea disponibilă (sau de consemn)/Hz la creșterea frecvenței peste 50,2 Hz;b)să asigure creșterea puterii activ e până la limita maximă a puterii active disponibile, la scăderea frecvenței sub 49,8 Hz.Modul de lucru: Proba se efectuează pentru două situații de funcționare: funcționare la puterea disponibilă dată de condițiile meteo momentane și un consemn de putere activă de valoare redusă față de puterea disponibilă. Frecvența 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 frecvenței: 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. frecvenței (fsimulat) și mărimile măsurate atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei (P, QjfU,f). Se va ridica și 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 variațiile de frecvență, inclusiv oprirea CEE la frecvențe ce depășesc domeniul 47,5 – 52 Hz. Se va verifica faptul că puterea CEE urmează graficul P-f în cazul în care frecvența variază de la 52 la 50,2 Hz și CEE are capacitatea de a se conecta la rețea la orice valoare a frecvenței în domeniul solicitat. Se va nota numărul grupurilor GGE oprite pentru realizarea scăderilor de frecvență.4.4.Verificarea cerințelor privind respectarea consemnului de putere activăTestele se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 11 și art. 12 din NT 51, cu referire la comportamentul centralelor electrice eoliene dispecerizabile cu puteri mai mari de 10 MW la variațiile consemnului de putere activă.4.4.1. +
Articolul 11(1)Puterea activă generată de o CEED trebuie să poată fi limitată la o valoare de consemnModul de lucru: În condițiile de mediu favorabile funcționării la o putere de cel puțin 60% din puterea instalată pusă în funcțiune se va seta, local, un consemn de putere activă de valoare redusă față de puterea disponibilă. Noul consemn de putere se va menține cel puțin 5 minute după care se va reveni cu un consemn de putere egal cu puterea instalată. Testul se va repeta pentru trei valori de consemn de putere activă diferite, ex: 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 și mărimile măsurate atât la nivelul stației (PCC), cât și la nivelul centralei (P, Q, U,f), viteza vântului.Evaluare: Consemnul de putere activă trebuie să fie atins în timpul dat de viteza de variație setată și treapta de putere redusă solicitată și menținut într-o bandă de +/- 5% Pi. Aceleași cerințe se aplică și pentru cazul în care se revine (în sensul de creștere a puterii) la consemnul de putere inițial.4.4.2. +
Articolul 11(2)Mărimea valorii de consemn a puterii active trebui;e să poată fi preluată automat de la distanță […].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 punctul 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 și mărimile măsurate în PCC: puterea activă produsă, tensiunea și puterea reactivă, viteza vântului.Evaluare: Consemnul de putere activă recepționat și executat la nivel CEED este cel setat la nivel EMS-SCADA.4.4.3. +
Articolul 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 și evaluarea sunt cele prezentate la punctul 4.4.1.4.4.4. +
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/minut);(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 maxima admisibilă, data de fabricant.– verificarea va viza toate CEE cu putere instalată mai mare de 10 MW.Modul de lucru, înregistrările și evaluarea sunt cele prezentată la punctul 4.4.1. Se vor seta două rampe de variație a puterii active, una fiind de 10% Pi/minut. Verificarea rampei se realizează atât la scăderea consemnului de putere activă, cât și la creșterea acestuia în limita puterii admisibile.4.4.5.Pentru centralele electrice eoliene cu puteri instalate mai mici de sau egale cu 10 MW și mai mari de 5 MW, reglajul puterii active la o valoare dispusă de dispecer se realizează prin deconectare/conectare de GGE.4.5.Verificarea cerințelor privind capacitatea de livrare a puterii reactive în PCCAceste teste se adresează CEED cu puteri instalate mai mari de 10 MW și au drept scop verificarea respectării cerințelor precizate la art. 16 din NT 51 și 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 PCCTestul se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 16 alin. (1) din NT 51 și în Codul RET cu referire la comportamentul centralelor electrice eoliene la variațiile consemnului de tensiune. +
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.Mod de lucru: În banda admisibilă de tensiune specificată în Codul RET și RED, pentru o valoare cât mai apropiată de puterea activă instalată se trece CEE în reglaj de putere reactivă și se aplică un consemn de putere reactivă maximă atât în regim inductiv, cât și în regim capacitiv. Se înregistrează valorile obținute.Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul stației (PCC) cât și 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 cerințelor privind reglajul de putere reactivăTestul se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 16 alin. (2) lit. b) și alin. (4) din NT 51 și în Codul RET cu referire la comportamentul centralelor electrice eoliene la variațiile consemnului de putere reactivă.Testul se aplică tuturor CEE cu putere instalată mai mare de 10 MW. +
Articolul 16(2)CEED trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune – putere reactivă în PCC în oricare din modalitățile:[…](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 condiții de respectare a limitelor admisibile de tensiune din PCC, se trece CEE în reglaj de putere reactivă la puterea activă generată conform condițiilor de mediu. Se aplică diferite consemne de putere reactivă. Testele se reiau pentru consemne de putere reactivă setate local, de la distanță (DEC/DET sau centrul de dispecer al CEED). În cazul CEE cu puteri mai mari de 10 MW testele se reiau și pentru cel puțin două valori diferite de variație a puterii reactive, dintre care una de 95% din puterea reactivă disponibilă pe 30 secunde.Înregistrări: Se înregistrează valorile P, Q, U și f măsurate atât la nivelul stației centralei cât și la nivelul centralei și valoarea de consemn a puterii reactive.Evaluare: Realizarea consemnului de putere reactivă și menținerea unei valori constante în banda de insensibilitate de maximum +/- 2 MVAr. Se vor determina valorile MVAr/kV din PCC pentru cel puțin două valori de putere activă produsă de CEE. Se vor determina vitezele de variație ale puterii reactive.4.5.3.Verificarea diagramei teoretice P-Q a CEE în PCCMod de lucru: În banda admisibilă de tensiune specificată în Codul RET și RED, pentru o valoare cât mai apropiată de puterea activă instalată se trece CEE în reglaj de putere reactivă și se aplică un consemn de putere reactivă maximă atât în regim inductiv, cât și în regim capacitiv. Se înregistrează valorile obținute. Se continuă cu ridicarea diagramei P-Q a CEE pentru cel puțin 5 puncte de putere activă. Pentru un consemn de putere activă zero, se măsoară și puterea reactivă injectată în PCC, urmărindu-se ca aceasta să fie nulă.Înregistrări: Se înregistrează valorile P, Q și U măsurate atât la nivelul stației centralei cât și la nivelul PCC și valorile de consemn ale puterii reactive Qc și 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 cerințelor privind reglajul de tensiuneTestul se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 16 (2) lit. a) și art. 16 (3) din NT 51 și în Codul RET cu referire la comportamentul centralelor electrice eoliene la variațiile consemnului de tensiune.Prezentul test se aplică tuturor CEE cu putere instalată mai mare de 10 MW. +
Articolul 16(2)CEED trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune – putere reactivă în PCC în oricare din modalitățile:(a)reglajul tensiunii;Mod de lucru: în condiții de respectare a limitelor admisibile de tensiune din PCC, se trece CEE în reglaj de tensiune la puterea activă disponibilă și la tensiunea existentă în rețea în acel moment, se aplică diferite consemne de tensiune: pentru tensiuni ≥ 110 kV, cu valori +/- 2:3 kV față de tensiunea existentă în rețea, iar pentru tensiuni <110 kv, cu valori + – 2:3 % un față de tensiunea existentă în rețea . testele se reiau pentru consemne tensiune setate local și la distanță ( dec det centrul dispecer al cee) cel puțin două diferite ale vitezei variație a tensiunii.Înregistrări: Se înregistrează valorile P, Q, U și f măsurate atât la nivelul stației centralei cât și la nivelul PCC și valoarea de consemn a tensiunii.Evaluare: Realizarea consemnului de tensiune și menținerea unei valori constante în banda de insensibilitate de maximum +/- 0,5 kV. Se vor determina valorile MVAr/kV din PCC pentru cel puțin două valori de putere activă produsă de CEE. Se determină viteza de variație a tensiunii, care trebuie să fie cât mai apropiată de valoarea setată.4.7.Verificarea comutării fără șoc între regimurile de reglaj de putere reactivă și tensiune în PCCTestele se aplică numai pentru CEE cu putere instalată mai mare de 10 MW și se referă la demonstrarea trecerii (comutării) între regimurile de funcționare reglaj de tensiune și reglaj de putere reactivă fără producerea de șocuri în putere activă, reactivă sau tensiune. Verificarea se realizează atât pentru comutările de regim realizate local, cât și pentru comutările de regim realizate de la distanță (DEC/DET/Centru de dispecer).4.8.Verificarea cerințelor privind funcționarea în regim normalTestele se aplică pentru toate CEE cu putere instalată mai mare de 1 MW și se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 17 din NT 51, astfel: +
Articolul 17:În regim normal de funcționare al rețelei, CEED nu trebuie să producă în PCC variații rapide de tensiune mai mari de +/- 4 % din tensiunea nominală la medie și înaltă tensiune și de +/- 5 % din tensiunea nominală la joasă tensiune.Verificările constau în înregistrări de funcționare îndelungată la putere activă generată de diferite valori și la momentul pornirii CEE respectiv la intrarea în funcționare 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 cerințelor privind funcționarea în situații specialeTestele se aplică pentru toate CEE cu putere instalată mai mare de 5 MW și se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 14 din NT 51: +
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.) cât și în cazul apariției unor condiții excepționale/anormale de funcționare.Mod de lucru: Se realizează o deconectare urmată de o conectare rapidă (se simulează un RAR) a întreruptorului CEE din stația de conectare (PCC). în situații speciale, pentru CEE cu puteri mai mari de 10 MW se vor realiza simulări de RAR triazat în PCC sau în alt punct din rețea, punct indicat de OTS.Înregistrări: Se înregistrează valorile P, Q și U măsurate în PCC cu rata de achiziție de maximum 40 ms.Evaluare: comportamentul CEE.4.10.Verificarea schimbului de date CEE – EMS-SCADATestele se aplică pentru toate CEE cu putere instalată mai mare de 1 MW și se referă la verificarea:a.pentru CEED cu puteri instalate mai mari de 10 MW1.recepția/emisia și executarea corectă a informațiilor/comenzilor schimbate: mărimi măsurate (P, Q, U), consemne (P, Q, U) și selectoare de regim ( P-f, Q/U);2.recepționarea valorilor prin intermediul unei căi de comunicație prin fibră optică cu rezervare pe un alt suport de comunicație;3.integrarea CEED în EMS-SCADA;4.tratarea corectă în toate protocoalele a valorilor măsurate și a consemnelor din CEED;5.verificarea mărimilor analogice afișate 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 și mai mici sau egale cu 10 MW integrarea valorilor P și Q măsurate în PCC și recepționate în sistemul EMS-SCADA al OTS fie de la centrul de dispecer al CEE, fie din sistemul DMS-SCADA al operatorului de distribuție.Verificarea se realizează de către OTS. Semnalele precizate mai sus trebuie să fie recepționate corect, iar consemnele trebuie să fie funcționale și executate corect de CEED.4.11.Verificarea calității energiei electrice în punctul de racord al CEETestele se aplică pentru toate CEE cu putere instalată mai mare de 1 MW și se referă la încadrarea în limite a THD, armonici, factor de nesimetrie negativă și flicker în punctul de conectare.Analizoarele de calitate la care se face referire în continuare sunt de clasa A, certificate PSL și aparțin executantului, respectiv solicitantului.Pentru CEE cu puteri mai mari de 10 MW înregistrările efectuate pe durata probelor și o durată ulterioară de două săptămâni, se vor transmite la DEN.În situația în care, prin funcționarea CEED, în perioada de probe, înregistrările dovedesc o deteriorare a calității energiei electrice, producătorul trebuie să ia masuri 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 funcționarea CEE fără respectarea cerințelor de calitate a energiei electrice în punctul de racord. +
Capitolul VRapoarte și înregistrăriÎnregistrările conțin dosarul complet al rezultatelor probelor conform anexei nr. 5.1 a prezentei proceduri, însoțite de concluziile executantului (cel care a executat testările), cât și documentele enumerate în prezenta procedură.Lista probelor necesare a se efectua este prevăzută în anexa nr. 5.1. +
Anexa nr. 5.1.la anexa nr. 5 la procedură
| Nr. probă | Art. din NT51 | Paragraf procedură | Denumirea/ descrierea probei | Condiții de funcționare | Simulări | Mărimi măsurate | Durata probei | Cerințe speciale/ condiții de evaluare |
| 1 | Art. 10 alin. (1) și art. 10 alin. (4) | anexa nr. 5 pct.4.3. | verificarea implementării curbei de dependență frecvență-putere | în condițiile Pd > 60% Pi se aleg valorile P(1) = 80% Pd P(2) = Pd | aplicarea treptelor de frecvențe 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 stației (PCC) cât și la nivelul centralei, f simulată, putere disponibilă Pd, puterea de consemn Pc | 1-3 min la fiecare treaptă funcție de timpul de stabilizare | evaluare: CEED trebuie să răspundă conform dependenței cerute putere- frecvență înregistrări: evoluția în timp a Pc, a Pd și frecvența simulată în PCC și PdR*; graficul P-f simulat conform figurii 2 NT51 utilizându-se mediile de Pprodusă și Pd. |
| Art. 10 alin. (2) | anexa nr. 5 pct. 4.3. | verificarea modificării proporționale a P grupurilor, fără opriri de GGE | evaluare: CEED trebuie să răspundă conform dependenței cerute putere- frecvență fara opriri/porniri de GGE înregistrări: nr GGE în funcțiune. | |||||
| Art. 10 alin. (3) | anexa nr. 5 pct.4.3. | verificarea opririi/pornirii pe criterii de frecvență | evaluare: la oprirea CEED se vor nota și urmări: cauza opririi/pornirii înregistrări: timpi de pornire/oprire | |||||
| 2 | Art. 11 | Anexa nr. 5 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 variație de 10% Pi/min și 20% Pi/min se realizează reduceri de P de minimum 20% Pi urmate de revenire la Pd | Fără simularea frecvenței | P,Q,U,f atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei, viteza vântului | evaluare: CEED trebuie să mențină noul consemn de putere în plaja +/- 5%Pi înregistrări: evoluția în timp a Pd, Pc,P,Q, U în PCC și PdR*, fiind în funcțiune reglajul de tensiune | |
| Art. 12 | Anexa nr. 5pct.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 variație a puterii setate înregistrări: evoluția în timp a Pd, Pc,P,Q, U în PCC și PdR*, fiind în funcțiune reglajul de tensiune | |||||
| 3 | Art. 16 alin. (1) | Anexa nr. 5 pct. 4.5.1. | asigurarea factorului de putere 0,95 inductiv/capacitiv in punctul de racord | 2 paliere (20%-100%)Pi P1 = Pd P2 = 5%Pi | Setare consemn | P,Q,U,f atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei | 5 minute/probă cu verificarea 0,95; 0,7 inductiv/capacitiv și "1 | evaluare: CEED trebuie să asigure valoarea FP setat înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U în PCC și PdR, și a cos |
| asigurarea schimbului de reactiv zero cu sistemul în cazul P produs nul | se vor opri toate GGE sau proba se efectueaza la |
proba se poate realiza în cadrul probelor 2 sau 3 | P,Q,U,f atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei | 5 minute | evaluare: CEED trebuie să asigure schimb zero de Q cu SEN înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U în PCC | |||
| 4 | Art. 16 alin. (2) lit. (a) | Anexa nr. 5 pct. 4.6. | asigurarea reglajului de tensiune în PCC | P în domeniul (10%-100%)Pi Uc = +/- 3 kV față de U (pentru U <110 kv) în pcc. pentru u < 110 kv uc=+/- 2-3%un | Setare consemn U la valorile menționate | P,Q,U,f atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei, Uc,Pc în PCC | Se menține Uc minimum 5 minute se vor alege două viteze de variație a U diferite | evaluare: CEED trebuie să asigure reglajul de tensiune în punctul de racordare în plaja admisibilă utilizând întreaga capacitate de Q înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U, Uc,Pc |
| 5 | Art. 16 alin. (2) lit. (b)Art. 16 alin. (4) | Anexa nr. 5 pct. 4.5.2. | asigurarea reglajului de putere reactivă în PCC | P in 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 stației (PCC) cât și la nivelul centralei, Qc, Pc în PCC | Se menține valoarea de consemn Q minim timp de 5 minute;se vor alege două viteze de variație a Q diferite | evaluare: CEED trebuie să asigure reglajul de Q în punctul de racordare înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U, Uc,Pc |
| 6 | Anexa nr. 5 pct.4.7. | trecerea fără șoc la alegerea între regimurile de reglaj Q, U sau cosφ | proba se poate realiza în cadrul probelor anterioare | P,Q,U în PCC | trecere din reglaj Q→ U, U→Q, Q→cosφ, cosφ→Q, U→cosφ, cosφ→U, | evaluare: CEED trebuie să asigure trecere fără șoc înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U în PCC | ||
| 7 | Art. 17 | Anexa nr. 5 pct. 4.8. | Înregistrări in funcționare normala | fără | P,Q,U în PCC | minimum 2 ore | evaluare: se vor urmări variații de putere și viteză a vântului care au condus la porniri/opriri automate de GGE înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U în PCC și PdR* și a numărului GGE în funcțiune, a P și Q produse de acestea | |
| 8 | Art. 14 alin. (1) | Anexa nr. 5 pct.4.9. | verificarea funcționării 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 variațiile de Q și U în punctele de racordare, variația de U trebuie să fie <5%Un înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U în PCC | |
| 9 | Anexa nr. 5 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 și comutare regimuri P/f și Q/U înregistrări: modul de răspuns al CEED | |
| 10 | Anexa nr. 5pct.4.11. | verificarea calității energiei electrice în punctul de racord al CEE | fără | fără | conform Standardului EN 50160 | minim 2 săptămâni | evaluare: prin comparare cu standardul EN 50160 înregistrări: analizoare de calitatea energiei electrice clasa A. | |
+
Anexa nr. 6la Procedură
Verificarea performanțelor tehnice ale CEF din punct de vedere al respectării cerințelor
Normei Tehnice de conectare la rețelele de interes public +
Capitolul IScopScopul prezentei proceduri este de a stabili:a)testele, verificările și înregistrările necesar a fi efectuate pentru demonstrarea conformității centralelor electrice fotovoltaice cu cerințele cuprinse în NT 30;b)modul de verificare și testare a CEF.Procedura se aplică în conformitate cu articolul 19 al NT 30: +
Articolul 19:(1)OD și OTS, după caz, verifică și asigură că racordarea și funcționarea CEFD nu conduc la încălcarea normelor în vigoare privind funcționarea în domeniul de frecvență, de tensiune, capabilitatea de trecere peste defect și calitatea energiei electrice în PCC.(2)Verificarea se realizează conform unei proceduri elaborare de OTS, cu consultarea OD și avizate de ANRE. Procedura se referă la fazele de punere în funcțiune, perioada de probe și acceptarea în funcționare de durată. +
Capitolul IIDomeniul de aplicarePrezenta procedură se aplică tuturor centralelor electric: fotovoltaice, indiferent de nivelul de tensiune în punctul de racord, la punerea în funcțiune și urmărește verificarea respectării condițiilor tehnice stabilite prin proiect, a cerințelor tehnice de funcționare stipulate în ATR și a celor menționate în NT 30 și în Codul RET.Procedura se aplică:2.1.la punerea în funcțiune a unei centrale electrice fotovoltaice noi sau retehnologizate;2.2.în timpul funcționării, pentru determinarea performanțelor centralelor electrice fotovoltaice, în cazul unor reclamații referitoare la nerespectarea în funcționare a cerințelor NT 30 sau ale Codului RET.2.3.după reparații capitale, înlocuiri, modernizări ale sistemelor SCADA și de reglaj aferente întregii centrale electrice fotovoltaice sau înlocuirea parțială sau 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 instalate cuprinse între 1 MW și 5 MW inclusiv, testele se verifică și se evaluează de către OD, pe baza prezentei proceduri.2.6.pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 10 MW, testele se verifică și se evaluează de către OTS.2.7.pentru CEF cu puteri instalate cuprinse între 5 MW și 10 MW inclusiv, testele se efectuează și se evaluează conform prezentei proceduri de către OD care participa la teste și transmite la OTS rezultatele testelor. +
Capitolul IIIResponsabilități3.1.Responsabilitățile OTS3.1.1.Verifică întreaga documentație referitoare la realizarea buclelor de reglaj putere activă, putere reactivă și tensiune și solicită documentații sau teste suplimentare în situația în care performanțele necesar a fi confirmate nu sunt dovedite prin testele efectuate și/sau documentația prezentată.3.1.2.Participă la probele și testele din prezenta procedură.3.1.3.Inițiază verificarea funcționării CEFD în situațiile prevăzute în Codul RET în cazul în care se încalcă în mod repetat una sau mai multe cerințe, în conformitate cu punctele 2.2 și 2.4 ale prezentei proceduri. În această situație 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 repetarea uneia sau mai multor probe sau probe suplimentare care să pună în evidență performanțele 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.Responsabilitățile producătorului în gestiunea căruia se află CEF3.2.1.Pentru procedurile care necesită verificări/teste, inițiază efectuarea probelor pentru situațiile de la pct. 2.1 și 2.3.3.2.2.Întocmește programul de probe împreună cu societatea acceptată (executantul) pentru realizarea probelor și întocmirea documentației (înregistrărilor) și-l supune spre aprobare OTS respectiv OD.3.2.3.Informează OD aferent asupra perioadelor în care se vor realiza testele și solicită acceptul din punct de vedere al condițiilor de rețea.3.2.4.Transmite la DEN, cu cel puțin 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 preliminarii.3.2.5.Pentru verificarea CEF cu puteri instalate cuprinse între 5 MW și 10 MW inclusiv, transmite la OD implicat, cu cel puțin 10 zile lucrătoare înaintea începerii probelor, programul de probe, solicitând participarea reprezentanților acestuia (OD) și eventual a reprezentanților OTS.3.2.6.Pentru verificarea CEF cu puteri mai mici sau egale cu 5 MW, transmite la OD implicat, cu cel puțin 10 zile lucrătoare înaintea începerii probelor, programul de probe, solicitând participarea reprezentanților acestuia la probe.3.2.7.Asigură condițiile tehnice pentru efectuarea probelor.3.2.8.Asigură pe tot parcursul probelor siguranța în funcționare a CEF, fiind răspunzător de integritatea tuturor instalațiilor pe parcursul probelor.3.2.9.Desemnează de comun acord cu executantul un responsabil al probelor.3.2.10.După efectuarea probelor, transmite documentația finală completă, în conformitate cu prezenta procedură: la DEN pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 10 MW, la OD și DEN pentru CEF cu puteri instalate cuprinse între 5 MW și 10 MW inclusiv, la OD pentru CEF cu puteri instalate cuprinse între 1 MW și 5 MW inclusiv.3.3.Responsabilitățile OD3.3.1.Elaborează propriile proceduri de verificare care conțin cel puțin testele și 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 și asigurarea condițiilor de verificare precum și a analizei rezultatelor testelor cuprinse în prezenta procedură din punct de vedere al condițiilor de rețea, pentru CEF dispecerizabile racordate în rețeaua de distribuție proprie. +
Capitolul IVModul de lucru4.1.Condiții generale pentru efectuarea testelor4.1.1.Probele sintetizate în Anexa 6.1 se execută complet în cadrul probelor preliminare (de casă) și se reiau parțial/complet în cadrul probelor finale executate în prezența reprezentanților DEN pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 10 MW și/sau OD pentru celelalte cazuri.4.1.2.În cadrul probelor finale executate în prezența specialiștilor DEN, se verifică și 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) și finale. În cadrul analizei rezultatelor testelor preliminarii, DEN analizează documentația, solicită alte documente sau teste suplimentare, iar dacă este cazul, inițiază o întâlnire între solicitant, reprezentanții OD și executantul probelor.4.1.4.Verificările CEF pot începe numai după punerea în funcțiune a minimum 90% din puterea instalată a CEF conform procedurilor producătorilor.4.1.5.Probele se vor efectua în perioade în care condițiile de mediu asigură o producție minimă a CEF de minimum 60% din Pi.4.2.Cerințe privind aparatele de măsura echipamentele de simulare și înregistrare4.2.1.Traductori frecvență: 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 achiziție minimum 0,5 s pentru fiecare mărime achiziționată, posibilitate de înregistrare în fișiere ".xls". Pentru cerințele de la punctul 6.10. se vor asigura viteze de înregistrare de minimum 40 ms.4.2.4.Simulare frecvență: precizie <0.005 Hz, domeniu 45-55 Hz, asigurare modificare frecvență cu precizie 5 mHz și rampă de 1 Hz/sec.4.2.5.Sistem GPS pentru ștampila timp.4.2.6.Măsură putere disponibilă, mărime pentru care pot fi utilizate și echipamentele din dotarea CEF.4.2.7.Analizoare de calitate a energiei elect'rice de clasă A, cu GPS, cu posibilitatea calculelor de perturbații pe diferite intervale de timp, prestabilite sau determinate post înregistrare.Exemplu: determinarea perturbaței pe un interval de timp în care s-a realizat fiecare probă, dar și pe interval de 1 săptămână (standardizat).4.2.8.Pentru verificările care se efectuează pentru CEF societatea care efectuează testele trebuie să dețină atestat de tip A3.4.3.Verificarea cerințelor privind funcționarea CEF la variațiile de frecvențăTestele se adresează CEFD cu puteri instalate mai mari de 10 MW și au drept scop verificarea respectării cerințelor precizate la art. 9 din NT 30: +
Articolul 9 :(1)CEFD va fi prevăzută cu un sistem de reglaj automat al puterii active în funcție de valoarea frecvenței (reglaj automat frecventa/putere). Acesta va acționa conform unei curbe de răspuns frecvență/putere activă exemplificată în figura 2, unde Pm reprezintă puterea activă momentan 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 maxim +/- 10 mHz. Eroarea de măsurare a frecvenței nu trebuie să fie mai mare de +/- 10 mHz.
Figura 2: Variația puterii active a CEFD funcție de frecvență(2)Modificarea puterii active generate datorită variațiilor de frecvență va fi realizată pe cât posibil în condițiile momentane de radiație solară, prin modificarea proporțională a puterii active generate la nivelul invertoarelor CEFD.(3)Dacă valoarea frecvenței ajunge la o valoare mai mare decât cea corespunzătoare segmentului DE de pe curba caracteristică prezentată în figura 2, se admite ca CEFD să fie deconectată.Modul de lucru: Proba se efectuează pentru două situații de funcționare: funcționare la puterea disponibilă dată de condițiile meteo momentane și un consemn de putere activă de valoare redusă față de puterea disponibilă. Frecvența 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 frecvenței: 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 frecvenței (fsimulat) și mărimile măsurate atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f. Se va ridica și 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 variațiile de frecvență, inclusiv oprirea CEF la frecvențe ce depășesc domeniul 47,5 – 52 Hz. Se va verifica faptul că puterea CEF urmează graficul P-f în cazul în care frecvența variază de la 52 la 50,2 Hz și CEF are capacitatea de a se conecta la rețea la orice valoare a frecvenței în domeniul solicitat.4.4.Verificarea cerințelor privind respectarea consemnului de putere activăTestele se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 10 din NT 30 cu referire la comportamentul centralelor electrice fotovoltaice dispecerizabile cu puteri mai mari de 5 MW la variațiile 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. +
Articolul 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 condițiile de mediu favorabile funcționării la o putere de cel puțin 60% din puterea instalată pusă în funcțiune se va seta, local, un consemn de putere activă de valoare redusă față de puterea disponibilă. Noul consemn de putere se va menține cel puțin 5 minute după care se va reveni cu un consemn de putere egal cu puterea instalată. Testul se va repeta pentru trei valori de consemn de putere activă diferite, ex: 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 stației (PCC) cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f.Evaluare: consemnul de putere activă trebuie să fie atins în timpul dat de viteza de variație setată și treapta de putere redusă solicitată și menținut într-o bandă de +/- 5% Pi. Aceleași cerințe se aplică și pentru cazul în care se revine (în sensul de creștere a puterii) la consemnul de putere inițial.4.4.2. +
Articolul 10.(2)Mărimea valorii de consemn a puterii active trebuie să poată fi preluată automat de la distanță.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 cuprinsă între 5 MW și 10 MW inclusiv, consemnul de putere activă va fi transmis de la centrul de dispecer de centrală CEF.Modul de lucru: este cel prezentat la punctul 4.4.1, cu deosebirea ca 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 pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 5 MW și mai mici sau egale cu 10 MW, valoarea de consemn este setată de la centrul propriu de dispecer prin calea de comunicație 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 și mărimile măsurate atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f.Evaluare: consemnul de putere activă recepționat și executat la nivel CEFD este cel setat la nivel EMS-SCADA.4.4.3. +
Articolul 10(3)CEFD trebuie să asigure reglajul puterii active în punctul comun de cuplare într- o bandă de +/- 5% din puterea instalată a CEF față de puterea de consemn.Verificarea va viza toate CEF cu putere instalată mai mare de 5 MW.Modul de lucru, înregistrările și evaluarea sunt cele prezentate la punctul 4.4.1.4.4.4. +
Articolul 10(4)CEFD trebuie să aibă capacitatea de a seta viteza de variație 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 și evaluarea sunt cele prezentat la punctul 4.4.1. Se vor seta două rampe de variație a puterii active, una fiind de 10% Pi/minut. Verificarea rampei se realizează atât la scăderea consemnului de putere activă, cât și la creșterea acestuia.4.5.Verificarea cerințelor p rivind capacitatea de livrare a puterii reactive în PCCTestele se adresează CEF și au drept scop verificarea respectării cerințelor precizate la art. 13 și art. 21 alin. (3) din NT 30.4.5.1.Verificarea factorului de putere în PCCTestul se referă la verificarea respectării de către CEF cu Pi>1 MW a cerințelor precizate la art. 13 alin.(1), respectiv art. 21 alin. (3) din NT 30, cu referire la comportamentul CEF la variațiile consemnului de tensiune. +
Articolul 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 funcțiune, trebuie să poată fi reglată continuu corespunzător unui factor de putere în valoare absolută de maximum 0,90 capacitiv și 0,90 inductiv. +
Articolul 21(3)În plus față de cerințele de la alin. (1), CEFND cu puterea instalată mai mare de 1 MW și mai mică sau egală cu 5 MW trebuie să respecte cerințele de la art. 6, 7, 8, 11, art. 12 alin. (2), art. 13 alin. (1), alin. (2) lit. b) și alin. (3), art. 14, 16, 18 și 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 și se aplică un consemn de putere reactivă maximă atât în regim inductiv, cât și în regim capacitiv. Se înregistrează valorile obținute.Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul stației (PCC) cât și 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 cerințelor privind reglajul de putere reactivăTestul se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 13 alin. (2) lit. b) din NT 30 și în Codul RET, cu referire la comportamentul centralelor electrice fotovoltaice la variațiile consemnului de putere reactivă.Testul se aplică tuturor CEF cu putere instalată mai mare de 1 MW. +
Articolul 13(2)CEFD trebuie să poată realiza reglajul automat de tensiune – putere reactivă în PCC în oricare din modalitățile (cu utilizarea integrală a resurselor de putere reactivă ale CEF):b)Reglajul puterii reactive schimbate cu SEN în PCC.Mod de lucru: în condiții de respectare a limitelor admisibile de tensiune din PCC, se trece CEF în reglaj de putere reactivă la puterea activă generată conform condițiilor de mediu. Se aplică diferite consemne de putere reactivă. Testele se reiau pentru consemne de putere reactivă setate local, de la distanță (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 și pentru cel puțin două valori diferite de variație a puterii reactive.Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f și valoarea de consemn a puterii reactive.Evaluare: Realizarea consemnului de putere reactivă și menținerea unei valori constante în banda de insensibilitate de maximum +/- 2 MVAr. Se vor determina valorile MVAr/kV din PCC pentru cel puțin două valori de putere activă produsă de CEF.4.5.3.Verificarea diagramei teoretice P-Q a CFF în PCCTestul se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 13 alin. (3) din NT 30 +
Articolul 13(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 și RED, pentru o valoare cât mai apropiată de puterea activă instalată, se trece CEF în reglaj de putere reactivă și se aplică un consemn de putere reactivă maximă atât în regim inductiv, cât și în regim capacitiv. Se înregistrează valorile obținute. Se continuă cu ridicarea diagramei P-Q a CEF pentru cel puțin 5 puncte de putere activă. Pentru un consemn de putere activă zero, se măsoară și puterea reactivă injectată în PCC, urmărindu-se ca aceasta să fie nulă.Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f și valorile de consemn ale puterii reactive Qc și 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 cerințelor privind reglajul de tensiuneTestul se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 13 alin. (2) lit.a din NT 30 și în Codul RET cu referire la comportamentul centralelor electrice fotovoltaice la variațiile consemnului de tensiune.Testul se aplică tuturor CEF cu putere instalată mai mare de 10 MW. +
Articolul 13(2)CEFD trebuie să poată realiza reglajul automat de tensiune – putere reactivă în PCC în oricare din modalitățile (cu utilizarea integrală a resurselor de putere reactivă ale CEF): a) Reglajul tensiunii în PCC.Mod de lucru: în condiții de respectare a limitelor admisibile de tensiune din PCC, se trece CEF în reglaj de tensiune la puterea activă generată conform condițiilor de mediu și la tensiunea existentă în rețea în acel moment, se aplică diferite consemne de tensiune: pentru tensiuni ≥ 110 kV, cu valori +/- 2:3 kV față de tensiunea existentă în rețea, iar pentru tensiuni <110 kv, cu valori + – 2:3 % un față de tensiunea existentă în rețea. testele se reiau pentru consemne tensiune setate local, la distanță (dec det centrul dispecer al cef) și cel puțin două diferite variație a tensiunii.Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f și valoarea de consemn a tensiunii.Evaluare: Realizarea consemnului de tensiune și menținerea unei valori constante în banda de insensibilitate de maximum +/- 0,5 kV. Se vor determina valorile MVAr/kV din PCC pentru cel puțin două valori de putere activă produsă de CEF.4.7.Verificarea comutării fără șoc între regimurile de reglaj de putere reactivă și tensiune în PCCTestele se aplică numai pentru CEF cu putere instalată mai mare de 10 MW și se referă la demonstrarea trecerii (comutării) între regimurile de funcționare reglaj de tensiune și reglaj de putere reactivă fără producerea de șocuri în putere activă, reactivă sau tensiune. Verificarea se realizează atât pentru comutările de regim realizate local, cât și pentru comutările de regim realizate de la distanță (DEC/DET/Centru de dispecer).4.8.Verificarea cerințelor privind funcționarea în regim normalTestele se aplică pentru toate CEF cu putere instalată mai mare de 1 MW și se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 14 din NT 30: +
Articolul 14În regim normal de funcționare al rețelei, CEFD nu trebuie să producă în punctul de racordare variații rapide de tensiune mai mari de +/- 4 % din tensiunea nominală la medie și înaltă tensiune și de +/- 5% din tensiunea nominală la joasă tensiune.Verificările constau în înregistrări de funcționare îndelungată la putere activă generată de diferite valori. Înregistrările trebuie să pună în evidență situațiile în care, CEF fiind în funcționare unele sau toate dintre invertoare s-au oprit, respectiv au pornit automat pe criteriul de variație a condițiilor de mediu și de iluminare. Înregistrările trebuie să fie pe o perioadă de minimum 2 ore până la 24 de ore.4.9.Verificarea cerințelor privind funcționarea în situații specialeTestele se aplică pentru toate CEF cu putere instalată mai mare de 1 MW și se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 12 alin. (1) din NT 30: +
Articolul 12(1)Deținătorul CEFD este obligat să asigure protejarea panourilor fotovoltaice, a invertoarelor componente ale CEFD și a instalațiilor auxiliare contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalațiile proprii sau de impactul rețelei electrice asupra acestora la acționarea corectă a protecțiilor de declanșare a CEFD sau la incidente din rețea (scurtcircuite cu și fără punere la pământ, acționări ale protecțiilor din rețea, supratensiuni tranzitorii etc.), cât și în cazul apariției unor condiții tehnice excepționale/anormale de funcționare.Mod de lucru: Se realizează o deconectare urmată de o conectare rapidă a întreruptorului CEF din stația de conectare (PCC). În situații speciale, pentru CEF cu puteri mai mari de 10 MW se vor realiza simulări de RAR trifazat în PCC sau în alt punct din rețea, punct indicat de OTS.Înregistrări: Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f cu rata de achiziție de maximum 40 ms.Evaluare: comportamentul CEF.4.10.Verificarea schimbului de date CEF – EMS-SCADATestele se aplică pentru toate CEF cu putere instalată mai mare de 1 MW și se referă la verificarea:a.pentru CEFD cu puteri instalate mai mari de 10 MW:1.recepția/emisia și executarea corectă a informațiilor/comenzilor schimbate: mărimi măsurate (P, Q, U), consemne (P, Q, U) și selectoare de regim ( P-f, Q/U);2.recepționarea valorilor prin intermediul unei căi de comunicație prin fibră optică cu rezervare pe un alt suport de comunicație;3.integrarea CEFD în EMS-SCADA;4.tratarea corectă în toate protocoalele a valorilor măsurate și a consemnelor din CEFD;5.verificarea mărimilor analogice afișate 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 și mai mici sau egale cu 10 MW integrarea valorilor P și Q măsurate în PCC și recepționate în sistemul EMS-SCADA al OTS fie de la centrul de dispecer al CEF, fie din sistemul DMS-SCADA al operatorului de distribuție.Verificarea se realizează de către OTS, semnalele de mai sus trebuie să fie recepționate corect, iar consemnele trebuie să fie funcționale și executate corect de CEFD.4.11.Verificarea calității energiei electrice în punctul de racord al CEFTestele se aplică pentru toate CEF cu putere instalată mai mare de 1 MW și se referă la încadrarea în limite a THD, armonici, factor de nesimetrie negativă și flicker în punctul de conectare.Analizoarele de calitate la care se face referire în continuare sunt de clasă A, certificate PSL și aparțin executantului, respectiv solicitantului. +
Articolul 18CEFD este monitorizată din punct de vedere al calității energiei electrice în PCC pe durata testelor. CEFD racordate la RET vor asigura monitorizarea permanentă a calității energiei electrice prin integrarea în sistemul de monitorizare al calității energiei electrice al OTS.Pentru CEF cu puteri mai mari de 10 MW înregistrările efectuate pe durata probelor și pe o durată ulterioară de două săptămâni, se vor transmite la DEN.În situația în care, prin funcționarea CEFD, chiar în perioada de probe, înregistrările dovedesc o deteriorare a calității energiei electrice, producă/torul 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 funcționarea CEF fără respectarea cerințelor de calitate a energiei electrice în punctul de racord. +
Capitolul VRapoarte și înregistrăriÎnregistrările conțin dosarul complet al rezultatelor probelor conform anexei nr. 6.1, însoțite de concluziile executantului (cel care a executat testările), cât și documentele enumerate în prezenta procedură.Lista probelor necesar a se efectua este prevăzută în anexa nr. 6.1. +
Anexa nr. 6.1.la anexa nr. 6 la procedură
| Nr. probă | Articol din NT30 | Paragraf procedura | CEF verificat | Denumire/ descrierea probei | Condiții de funcționare | Simulări | Mărimi măsurate | Durata probei | Cerințe speciale/ condiții de evaluare | ||
| Pi > 10 MW | 10MWS Pi <5 mw | 5 MW ≤ Pi <1 mw | |||||||||
| 1 | Art. 9 alin. (1)Art. 9 alin. (2) | Anexa nr. 6 pct.4.3 | DA | NU | NU | verificarea implementării curbei de dependență frecvență-putere | în condițiile Pd > 60% Pi se aleg valorile P1 = 70%Pd P2 puterea disponibilă (fără consemn de P) | aplicarea treptelor de frecvențe 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 stației (PCC) cât și la nivelul centralei, Pc, Pd, fsimulat | 1-3 min la fiecare treaptă în funcție de timpul de stabilizare | înregistrări: evoluția în timp a Pc,P și frecvență; graficul P-f simulat conform figurii 2 evaluare: CEFD trebuie să răspundă conform dependenței cerute putere- frecvență |
| Art. 9 alin. (3) | Anexa nr. 6 pct.4.3 | DA | NU | NU | verificarea opririi/ pornirii pe criterii de frecvență | înregistrări: timpi de pornire/ oprire evaluare: la oprirea CEFD se vor nota și urmări: timpul de oprire/ pornire și evaluarea procedurilor de oprire/ pornire | |||||
| 2 | Art. 10 alin. (1)Art. 10 alin. (2)Art. 10 alin. (3) | Anexa nr. 6 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 stației (PCC) cât și la nivelul centralei, Pc si Pd | proba se face și cu revenire, câte 5 minute pe fiecare palier, pentru fiecare probă se va alege o altă rampă (se vor verifica 2 rampe) | înregistrări: evoluția în timp a Pc,Pd,P,Q, U în PCC, fiind în funcțiune reglajul de putere reactivă la Qconsemn=0 evaluare: CEF trebuie să mențină noul consemn de putere în plaja +/- 5%Pi |
| Art. 10 alin. (4) | Anexa nr. 6 pct. 4.4.4. | DA | NU | NU | verificarea vitezei de reglaj a puterii active la o valoare de consemn | înregistrări: evoluția în timp a Pc,P,Q, U în PCC fiind în funcțiune reglajul de putere reactivă la Qconsemn = 0 evaluare: CEFD trebuie să asigure viteza de variație a puterii setate | |||||
| 3 | Art. 13 alin. (1) | Anexa nr. 6 pct. 4.5.1. | DA | DA | DA | asigurarea factorului de putere 0,90 inductiv/ capacitiv in PCC la P= Pi | P = Pi | fără | P,Q,U,f atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei | 5 minute/proba cu verificarea 0,90 inductiv/capacitiv | înregistrări: evoluția in timp a P,Q, U in PCC evaluare: CEFD trebuie sa asigure valoarea FP 0,9 inductiv/capacitiv |
| Art. 13 alin. (3) | Anexa nr. 6pct.4.5.2. | DA | DA | DA | asigurarea schimbului de reactiv zero cu sistemul in cazul P produse nul | P = 0 | fără | P,Q,U,f atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei | 5 minute | înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U în PCC evaluare: CEFD trebuie să asigure schimb zero de reactiv cu SEN în PCC | |
| 4 | Art. 13 alin. (2) lit. a) | Anexa nr. 6 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 stației (PCC) cât și la nivelul centralei și Ucons | Se menține consemnul minim 10 minute, după atingerea valorii de consemn. Se vor alege 2 viteze de variație diferite | înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U, Pc ăi Uconsemn evaluare: CEFD trebuie să asigure reglajul de tensiune în punctul de racordare |
| 5 | Art. 13 alin. (2) lit. b) | Anexa nr. 6 pct. 4.5. | DA | DA | NU | asigurarea reglajului de putere reactiva în PCC | P în domeniul (10%-100%)Pi se aleg 3 valori de consemn pentru Q | fără | P,Q,U,f atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei și Qcons | Se menține consemnul minim 10 minute, după atingerea valorii de consemn. Pentru CEF ≥ 10MW se vor alege viteze de variație diferite | înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U, Qc, în PCC evaluare: CEFD trebuie să asigure reglajul de putere reactivă în punctul de conectare în plaja +/- 2 MVAr |
| 6 | Anexa nr. 6pct.4.7. | DA | NU | NU | trecerea fără șoc la alegerea între regimurile de reglaj Q/U | proba se poate realiza în cadrul probelor anterioare | P,Q,U,f atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei | trecere din reglaj Q→U, U→Q | înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U în PCC evaluare: CEFD trebuie să asigure trecere fără șoc | ||
| 7 | Art. 14 | Anexa nr. 6 pct.4.8. | DA | DA | DA | Înregistrări în funcționare normală | fără | fără | P,Q,U,f atât la nivelul stației (PCC) cât și la nivelul centralei | minim 24 ore | evaluare: se vor urmări variații de putere activă tensiune și putere reactivă din PCC și CEF înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U în PCC și a numărului de invertoare în funcțiune |
| 8 | Art. 12 alin. (1) și art. 15 | Anexa nr. 6 pct.4.9. | DA | DA | DA | verificarea funcționării 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 stației (PCC) cât și la nivelul centralei | 10 minute | înregistrări: evoluția în timp a P,Q, U în PCC și la nivel CEF evaluare: se vor urmări variațiile de Q și U în PCC, variația de U trebuie să fie <5%Un |
| 9 | Anexa nr. 6pct.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 și comutare regimuri P/f și Q/U înregistrări: modul de răspuns al CEF | |
| 10 | Art. 18 | Anexa nr. 6pct.4.11. | DA | DA | DA | verificarea calității energiei electrice în punctul de racord al CEF | fără | fără | conform Standardului EN 50160 | minim 2 săptămâni | evaluare: prin comparare cu standardul EN 50160 înregistrări: analizoare de calitatea energiei electrice clasa A. |
+
Anexa nr. 7la procedură
Machetele certificatelor emise de către OTS, respectiv OR,
de conformitate cu cerințele normelor tehnice pentru CEE și CEF
+
Anexa nr. 8la procedură
Sinteza procesului de acordare a conformității tehnice CEE și CEF
| Putere instalată > 10 MW | Putere instalată mai mare de 5 MW și mai mică sau egală cu 10 MW | Putere instalată mai mare de 1 MW și mai mică sau egală cu 5 MW | |||||
| CEE | CEF | CEE | CEF | CEE | CEF | ||
| Documentația tehnică specificată în Anexele 1 și 2 ale prezentei proceduri se depune la | – la DEN, pentru centrale electrice care se racordează la RET; – la OR la care se racordează; pentru CEE/CEF cu puteri instalate mai mari de 5MW, OR transmite în termen de 5 zile documentația completă la DEN . | ||||||
| Integrarea valorilor de măsură și de stare se realizează în sistemul EMS- SCADA al OTS | direct | în mod agregat prin legătura EMS- DMS SCADA /din centrul de dispecer/de comunicație | în mod agregat prin legătura EMS- DMS SCADA /din centrul de dispecer/de comunicație | ||||
| Integrarea valorilor de măsură și de stare în sistemul DMS-SCADA al OD | DA – cu excepția celor care se conectează direct în stațiile OTS | DA | DA | ||||
| Integrarea valorilor de consemn se realizează la nivel | sistemul EMS-SCADA al OTS | la centrul de dispecer al CEE/CEF | NU | ||||
| Integrare în sistemul de prognoză | DA | NU | DA | NU | NU | ||
| Reglarea puterii active la dispoziția dispecerului | DA – în mod continuu la valoarea dispusă | DA | DA – în mod continuu la valoarea dispusă | NU | |||
| Reglare Q la dispoziție dispecer | DA – în mod continuu la valoarea dispusă | DA - | DA – în mod continuu la valoarea dispusă | NU | |||
| Integrarea mijloacelor de compensare în | Buclele de reglaj de tensiune și putere reactivă | Plan de acțiuni compensare Q | Bucla de reglaj putere reactivă | ||||
| Reglare U la dispoziție dispecer | DA – în mod continuu la valoarea dispusă | NU | NU | ||||
| Implementarea curbei putere-frecvență | DA | NU | NU | ||||
| Verificarea conformității invertor/GGE (certificate ți 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 documentației complete, care certifică respectarea cerințelor tehnice acordul pentru punerea sub tensiune în vederea PIF este emis de | DEN | DEN | OR | ||||
| CEE și CEF aparțin unui Centru de dispecer | DA | DA | NU | ||||
| Ordin de Investire este emis de | DEN | DEN | OR | ||||
| Publicarea programului de punere în funcțiune | pe website-ul OTS | - | |||||
| Se efectuează probe de verificare a performanțelor centralei | DA | DA | la solicitarea OR | ||||
| Efectuarea probelor finale ale centralei se efectuează în prezența reprezentanților | DEN | OR | OR | ||||
| Certificatul de conformitate tehnică este emis de | DEN | DEN | OR | ||||
| Publicarea situației emiterii de certificate de conformitate pe website- ul Transelectrica | pe website-ul OTS și website-ul OR | pe website-ul Transelectrica și website-ul OR | |||||
| Înscriere în piața de echilibrare | DA | DA | NU | ||||
+
Anexa nr. 9la Procedură
Schema logică a procesului de punere sub tensiune pentru perioada de probe și certificare
pentru CEE și CEF racordate în RET
+
Anexa nr. 10la Procedură
Schema logică a procesului de punere sub tensiune pentru perioada de probe și certificare
pentru CEE și CEF racordate în RED, cu puteri instalate mai mari de 5 MW
+
Anexa nr. 11la Procedură
Schema logică a procesului de punere sub tensiune pentru perioada de probe și certificare
pentru CEE și CEF cu 1 MW
(la 14-07-2014,
Procedura din anexă a fost modificată de Punctul 2, Articolul I din ORDINUL nr. 59 din 1 iulie 2014, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 521 din 14 iulie 2014
)
