Unitatea Operationala Dispecerul Energetic National Bd. Hristo Botev 16-18; sect.3; cod 030236 - Bucureti Tel: 021 3035713; 021 3035613; Fax: + 40 21 3035 630

Planificarea operationala a functionarii SEN in iarna 2014-2015

Septembrie 2014

Acest studiu nu poate fi reprodus, imprumutat, expus sau folosit in nici un alt scop dact cel pentru care a fost comandat si executat. Informatiile continute in acest document nu pot fi transmise la terti sau folosite in alte scopuri fara acordul scris al DEN

2

Planificarea operationala a functionarii SEN in iarna 2014-2015

Unitatea Operationala Dispecerul Energetic National Director ing. Virgiliu IVAN Directia Planificare Functionare SEN Director Dr.ing. Florin BALASIU

Verificat: ing. Cristian RADOI Intocmit: Dr.ing. Rodica BALAURESCU ing. Cornel Mircea ALDEA ing. Roxana Cecilia BROSIU ing. Silvia Manuela BRICMAN ing. Amada IONESCU ing. Costel CONSTANTIN ing. Claudia-Elena BOAMBA

Prognoza si Magementul Congestiilor ing. Mioara MIGA PAPADOPOL ing. Simona POPESCU Colaboratori: MPEP ing. Georgiana GIOSANU ing. Diana COSTEA DET 1 ing. Cristian CALIMAN DET 2 ing. Marius ETRAN DET 3 ing. Mihai STROICA ing. Marius PETELEAZA DET 4 ing. Aurelian Sorin DENTEAN ing. Ioan FREANTI DET 5 ing. Mircea BICA RAF ing. Mircea Vlad ing. Adela CIUPULIGA ing. Emanuel IONITA DEC ing. Cornel ERBASU DPMFGAP dr.ing. Doina ILISIU ing. Ionela SERBANESCU

Septembrie 2014 Acest studiu nu poate fi reprodus, imprumutat, expus sau folosit in nici un alt scop dact cel pentru care a fost comandat si executat.

Informatiile continute in acest document nu pot fi transmise la terti sau folosite in alte scopuri fara acordul scris al DEN

3

CUPRINS 1. INTRODUCERE ...................................................................................................................... 6 2. BALANTELE DE PUTERE ...................................................................................................... 8 2.1. Consumuri inregistrate in ziua caracteristica din iarna 2013-2014 ........................................ 8 2.2. Consumuri inregistrate in iarna 2013-2014 ......................................................................... 10 2.3. Valori NTC ......................................................................................................................... 14 2.4. Prognoza necesarului de energie electric n iarna 2014-2015 .......................................... 15 2.5. Consumul intern brut mediu lunar prognozat pentru iarna 2014-2015 ............................... 15 2.6. Capacitati de productie....................................................................................................... 16 2.7. Variantele de balanta ......................................................................................................... 17 2.8. Servicii tehnologice de sistem ............................................................................................ 18 3. REGIMURI STATIONARE DE FUNCTIONARE A SEN ........................................................ 19 3.1 SCHEME DE CALCUL ........................................................................................................ 20 3.2. VARIANTE DE REGIMURI ANALIZATE ............................................................................ 22 3.3. ANALIZA REGIMURILOR DE FUNCTIONARE .................................................................. 23

3.3.1 Prezentarea CEE modelate ...................................................................................................................... 24 3.3.2 Prezentarea CEF modelate ...................................................................................................................... 27 3.3.3 Analiza regimurilor de functionare in schema N ..................................................................................... 29 A. Circulatii de putere ...................................................................................................................................... 29 B. Nivel de tensiune si stabilirea domeniului de variatie a tensiunii ................................................................ 32 C. Consum propriu tehnologic ......................................................................................................................... 35 D. Verificarea criteriului de siguranta N-1 pentru regimurile de functionare .................................................. 35 3.3.4 Analiza regimurilor de functionare in scheme cu retrageri ................................................................... 49 DET 1 ............................................................................................................................................................... 50 Retehnologizarea statiei 110kV Liesti .............................................................................................................. 71 DET 2 ............................................................................................................................................................... 82 DET 3 ............................................................................................................................................................. 114 DET 4 ............................................................................................................................................................. 120 DET 5 ............................................................................................................................................................. 124 3.3.5 Analiza factorului de influenta a unei contingente externe asupra SEN ............................................... 132

3.4. MANAGEMENTUL CONGESTIILOR ............................................................................... 134 3.5. CAPACITATI NETE DE SCHIMB ALE SEN (NTC) .......................................................... 135

3.5.1 NTC indicative negarantate ................................................................................................................... 135 3.5.2 NTC anuale ferme pentru 2015 ............................................................................................................. 137 3.5.3 NTC lunare/sublunare ferme ................................................................................................................. 138

4. VERIFICAREA STABILITATII STATICE ............................................................................. 139 4.1 Sectiunea S1 .................................................................................................................... 140 4.2. Sectiunea S2 .................................................................................................................... 142 4.3. Sectiunea S3 .................................................................................................................... 143

Sectiunea S3 cu 2 unitati in CNE Cernavoda. ................................................................................................ 143 4.4. Sectiunea S4 .................................................................................................................... 144

4.4.1. Sectiunea S4 in ipoteza de balanta R4 palierul VS ............................................................................... 144 4.4.2. Sectiunea S4 in ipoteza de balanta R2 palierul GNS ........................................................................... 147

4.5. Sectiunea S5 .................................................................................................................... 149 4.5.1. Sectiunea S5 in ipoteza de balanta R4 palierul VS ............................................................................... 149 4.5.2. Sectiunea S5 in ipoteza de balanta R2 palierul GNS ........................................................................... 153

4.6.1. Sectiunea S6 ................................................................................................................. 156 5. VERIFICAREA STABILITATII TRANZITORII SI A AUTOMATICILOR................................. 160 6. CONCLUZII SI PROPUNERI DE MASURI ......................................................................... 161 6.1. Propuneri pentru schema normala de functionare ............................................................ 161 6.2. Concluzii regimuri stationare ............................................................................................ 164

6.2.1 Prezentarea pe scurt a SRE .................................................................................................................. 164

4

6.2.2 Verificarea criteriului N-1 in schema completa ................................................................................... 166 6.2.3 Verificarea criteriului N-1 in scheme cu retrageri ............................................................................... 167 6.2.4 Concluzii managementul congestiilor ................................................................................................. 168

6.3. Conditionari de regim ....................................................................................................... 168 6.4 Concluzii analiza stabilitate statica ................................................................................... 168 6.5 Concluzii analiza stabilitate tranzitorie .............................................................................. 168

5

ANEXE: 2.3.(2-4) Structura pe resurse a productiei brute din SEN in iarna 2014-2015 3.11 NTC luna octombrie Restul anexelor sunt confidentiale

6

1. INTRODUCERE

Scopul studiului este de a fundamenta elementele de stabilire a schemei normale sezoniere, tinand cont de echipamentele disponibile din SEN (RET), de a determina masurile de regim la retragerea din exploatare a echipamentelor, de stabilire a puterilor admisibile prin sectiunile caracteristice ale SEN si de verificare a conditiilor de stabilitate tranzitorie si a automatizarilor de sistem. In baza acestui scop, studiul furnizeaza un instrument de lucru, utilizat n conducerea prin dispecer a SEN. Studiul prezinta analiza si planificarea operationala a functionarii SEN in conditiile de balanta precizate in tema pentru perioada de iarna 2014 - 2015 si propune pe baza calculelor, schema normala de functionare pentru perioada analizata. Tema este prezentata in Anexa 1 si avizata in CTES cu aviz nr. 177 / 2014.

La elaborarea studiului s-a tinut cont de: - Programul anual de retrageri echipamente din RET pentru anul 2014 (inclusiv linii de

interconexiune) - Programul anual de retrageri grupuri pentru anul 2014 - informatiile primite de la Operatorii de Distributie referitoare la consumatori (evolutie

consum, puneri in functiune a unor statii noi in RED).

S-au luat in considerare si investitiile din RET, RED in curs de derulare, ce urmeaza sa fie puse in functiune in perioada analizata.

S-au facut calcule tinnd cont de nivelele de consum, balantele de productie si valorile soldului prognozate pentru perioada de timp considerata. Pentru a obtine rezultate cu un grad mai mare de aplicabilitate s-au considerat 2 perioade de studiu:

-iarna (lunile decembrie 2014, ianuarie, februarie 2015), -toamna-primavara (lunile octombrie, noiembrie 2014 si martie 2015). In lucrare se vor face referinte la aceste perioade ca perioada de iarna si perioada de

toamna primavara.

S-a considerat pentru perioada de iarna (decembrie 2014- februarie 2015) o balanta de puteri cu o productie la vrf de 9800 MW, care acopera un consum intern de 8700 MW la vrful mediu de sarcina si un sold de export de 1100 MW, considerand o functionare fara insula de consum.

S-a considerat functionarea interconectata a SEN cu reteaua europeana continentala sincrona, incluzand Ucraina de Vest si Turcia.

S-au analizat regimurile stationare corespunzatoare balantelor stabilite, pentru conditii normale de functionare a SEN (N elemente in functiune) si unele regimuri de retrageri, urmarind:

- determinarea unui plafon pentru productia centralelor electrice eoliene (CEE), pentru fiecare regim de functionare analizat;

- incadrarea in limitele admisibile a circulatiilor de putere si a tensiunilor pentru verificarea criteriului de siguranta N -1;

- determinarea cazurilor in care este necesara banda secundara de reglaj Q/U ; - stabilirea restrictiilor si conditionarilor de retea ce rezulta in functionarea SEN ; - analiza pierderilor de putere in RET, stabilirea benzilor pentru nodurile de control ale

tensiunii; - analiza factorului de influenta a unei contingente externe asupra SEN; - determinarea congestiilor in zona Bucuresti si in sectiunile caracteristice S4, S5 si S6; - determinarea capacitatilor nete de schimb cu partenerii de interconexiune.

7

In capitolul de stabilitate statica s-au efectuat calcule pentru determinarea puterilor admisibile in sectiunile caracteristice ale SEN.

Capitolul de stabilitate tranzitorie include:

- Verificarea stabilitatii zonei Cernavoda in conditii de retrageri planificate si crestere a productiei eoliene; identificarea posibilitatilor de acordare a 1-2 retrageri neplanificate pe linii din zona Dobrogea; - Verificarea stabilitatii tranzitorii a zonei Portile de Fier in conditiile in care se retrag definitiv din exploatare automatizarile din statia 400/220 kV Portile de Fier; - Verificarea traseului de restaurare pentru repornirea CTE Rovinari si CTE Turceni avand ca sursa linia de interconexiune 400 kV Tantareni-Kozlodui circ. 1 sau circ. 2.

8

2. BALANTELE DE PUTERE

2.1. Consumuri inregistrate in ziua caracteristica din iarna 2013-2014

Inregistrarea valorilor (instantanee) consumului intern brut pentru palierele caracteristice de functionare n iarna 2013-2014 s-a facut n ziua de miercuri 15 ianuarie (pentru vrful de dimineata, vrful de seara i golul de noapte) si noaptea de 19/20 ianuarie (pentru golul de sarbatoare). Valorile consumurilor inregistrate pe ansamblul SEN la palierele caracteristice n ziua caracteristica au fost: 15 ianuarie 2014 -vrful de diminea: 8176 MW ora 10 -vrful de sear: 8692 MW ora 18 -golul de noapte: 6083 MW ora 3 20 ianuarie 2014 -golul de srbtoare: 5478 MW ora 2 .

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

P [MW]

Ora

Acoperirea sarcinii miercuri, 15 ianuarie 2014

Biocomb.

Foto

Sold

Eolian

Ape

Hidrocarburi

Carbune

Nucleare

Soldul de pe liniile de interconexiune inregistrat in aceasta zi a fost rezultatul

schimburilor comerciale si tehnice. Schimburile tehnice au fost rezultatul circulatiilor in bucla intre sistemele interconectate si al schimburilor pentru reglajul frecventei. Valoarea soldului SEN si repartizarea lui pe granite sunt reprezentate in graficele de mai jos.

-1400-1200-1000-800-600-400-200

0200400600800

100012001400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24MW ora

Soldul miercuri - 15 ianuarie 2014

export

import

9

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

SOLD FOTOVOLTAICE EOLIENE

Productia in CEED si CEFD si soldul [MW] in ziua de 15 ianuarie 2014

Schimburi fizice pe granite in ziua caracteristica de iarna 15 ianuarie 2014

Schimburi fizice de putere pe granita cu Serbia

20.07.2011

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 oraMW

sold

export

import

export

import

export

import

-800-700-600-500-400-300-200-100

0100200300400500600700800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWora

Schimburi fizice de putere pe granita cu Bulgaria 15.01.2014

import

export

-650

-550

-450

-350

-250

-150

-50

50

150

250

350

450

550

6501 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWora

Schimburi fizice de putere pe granita cu Serbia 15.01.2014

export

import

export

import

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

6001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWora

Schimburi fizice de putere pe granita cu Ungaria 15.01.2014

import

export

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

6001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWora

Schimburi fizice de putere pe granita cu Ucraina 15.01.2014

import

export

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

5001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWora

Schimburi fizice de putere pe granita cu Moldova 15.01.2014

export

import

export

import

10

Pc mediu lunar

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

oct nov dec ian feb mar luna

Pc[MW]

2007-2008 MW 2008-2009 MW 2009-2010 MW

2010-2011 MW 2011-2012 MW 2012-2013 MW

Luna

Tmed

2013/2014

Pmax

2013/2014

oct 11 8231

noi 7,9 8925

dec -0,3 9166

ian 0,4 9045

feb 1,9 9116

mar 8,3 8515

7600

7800

8000

8200

8400

8600

8800

9000

9200

9400

-10

-5

0

5

10

oct noi dec ian feb mar

Tmed[0C]

Tmed 2013/2014

Pmax 2013/2014Pmax [MW]

[MW]

Pmed

lunara

oct 6765 6783 6326 6795 6687 6416 6481

nov 7524 7075 6805 6942 7432 7045 6777

dec 7567 6982 7068 7550 7249 7268 7145

ian 7691 7082 7205 7587 7363 7325 7173

feb 7581 7045 7296 7749 7874 7824 7277

mar 7094 6616 6913 7244 6977 6951 6664

2013-

2014

2011-

2012

2012-

2013

2007-

2008

2008-

2009

2009-

2010

2010-

2011

2.2. Consumuri inregistrate in iarna 2013-2014

Iarna 2013-2014 a fost o iarna blnda d.p.d.v. al precipitatilor si al temperaturilor.

Temperaturile au fost peste media anuala exceptie luna decembrie cand s-au inregistrat minimele sezonului.

Luna Tmman

(C) Tm (C) 2009/10

Tm (C) 2010/11

Tm (C) 2011/12

Tm (C) 2012/13

Tm (C) 2013/14

oct 9,7 11,5 8 9,2 12,4 11

noi 4,2 6,4 9,1 1,9 6,6 7,9

dec -0,6 0,7 -1,2 2,2 -1,7 -0,3

ian -3,1 -3,2 -2 -1,5 -1,3 0,4

feb 1,1 0,24 -1,8 -6,3 2,2 1,9

mar 3,4 3,5 4,3 5,1 3,7 8,3

Tm- temperatura medie lunara Tmman- temp. medie lunara multianuala

Temperatura mediului are o influenta puternica asupra consumui intern de energie electrica, in special valorile extreme conduc la variatii accentuate ale consumului.

Evolutia valorilor consumului mediu lunar din cele 6 luni ale iernilor 2007-2014 este

prezentata in graficul de mai jos :

11

Valoarea maxima a consumului intern brut realizat n perioada analizat a fost de 9166 MW nregistrat n ziua de miercuri 18 decembrie 2013 ora 20. Valoarea minima a consumului intern brut a fost nregistrata in ziua de duminica 23 martie 2014 ora 7 fiind de 4760 MW. Tabelul 2.2.1 Consumuri inregistrate in iarna 2013-2014 Studiu fct SEN

2013-2014

Realizat

2013-14

VSmed- Octombrie 7825 10 7288 9 8231 21 7943 20 4848 3 5049 3

8800/8400 MW Noiembrie 8510 10 7562 10 8925 18 8203 18 4867 4 5116 4

Exp. 570 MW Decembrie 8712 10 8419 10 9166 20 8916 18 5000 3 5513 3

Ianuarie 8741 9 8207 10 9045 19 8563 18 5054 5 5595 3

Gsmed- Februarie 8981 9 8160 9 9116 20 8500 20 5403 2 5749 3

5000 MW Martie 8305 10 7333 9 8515 19 7994 20 4760 7 5173 4

Imp. 200 MW Val.medie 8512 7828 8833 8353 4989 5366

Vd-max/ ora Vd-med/ ora Vs-max/ ora Vs-med/ ora Gs-min/ora Gs-med/ ora

Studiu fct SEN

2013-2014

Realizat

2013-14

VSmed- Decembrie 8712 10 8419 10 9166 20 8916 18 5000 3 5513 3

8800 MW Ianuarie 8741 9 8207 10 9045 19 8563 18 5054 5 5595 3

Gsmed- Februarie 8981 9 8160 9 9116 20 8500 20 5403 2 5749 3

5000 MW Val.medie 8811 8262 9109 8660 5152 5619

Gs-min/ora Gs-med/ oraVd-max/ ora Vd-med/ ora Vs-max/ ora Vs-med/ ora

Studiu fct SEN

2013-2014

Realizat

2013-14

VSmed- Octombrie 7825 10 7288 9 8231 21 7943 20 4848 3 5049 3

8400 MW Noiembrie 8510 10 7562 10 8925 18 8203 18 4867 4 5116 4

Gsmed- Martie 8305 10 7333 9 8515 19 7994 20 4760 7 5173 4

5000 MW Val.medie 8213 7394 8557 8047 4825 5113

Vd-max/ ora Vd-med/ ora Vs-max/ ora Vs-med/ ora Gs-min/ora Gs-med/ ora

Vd-varf de dimineata, Vs-Varf de seara, Gs-Gol de noapte de sarbatoare, Gn-Gol de noapte pentru zi lucratoare

Abaterea de prognoza a consumului considerat n studiul anterior Planificarea operationala a SEN in iarna 2013-2014 este de - 4,3% pentru varful de toamna-primavara, de -1,6 % la varf de iarna si +2,2% pentru golul de noapte de sarbatoare. In concluzie, calculele si analizele au fost acoperitoare pentru toate situatiile analizate.

MW Tip palier consum

Perioada Vs Realizat

Vs Estimat

Abatere prognoz

Gs Realizat

Gs Estimat

Abatere prognoz

Oct, noi,mar Val.med 8047 8400 -4.3% 5113 5000 2.2%

dec.-feb. Val.med 8660 8800 -1.6% 5619 5000 11%

Dec-iarna grea Val.inst. 9166 9500 -3.6% 5000 5000 0%

6 luni Val.med 5366 5000 6.8%

Evolutia consumului intern brut (medie semestriala) inregistrat la palierele caracteristice in anii

20012014

12

anul Vd-max Vd-med Vs-max Vs-med Gs-min Gs-med

2001/02 7832 7204 7830 7363 4877 5305

2002/03 7921 7482 7983 7584 5130 5430

2003/04 7935 7416 8122 7720 5002 5524

2004/05 8341 7775 8634 8138 5346 5752

2005/06 8470 7825 8763 8182 5376 5700

2006/07 8204 7589 8685 8205 5479 5691

2007/08 8775 8144 9112 8681 5691 5983

2008/09 8223 7785 8651 8382 5237 5532

2009/10 8320 7764 8859 8309 5088 5450

2010/11 9002 8153 9081 8607 5380 5710

2011/12 8839 8080 9192 8594 5250 5730

2012/13 8499 7928 8888 8328 5273 5468

2013/14 8512 7828 8833 8353 4989 5366

Se observa ca valorile consumului intern brut din iarna 2013/2014 la palierele caracteristice medii sunt comparabile cu cele inregistrate in iarna anterioara 2012 2013.

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2001/02 2002/03 2003/04 2004/05 2005/06 2006/07 2007/08 2008/09 2009/10 2010/11 2011/12 2012/13 2013/14

P[MW]

An

Evolutia consumului intern in perioada de iarna

Vd-max

Vd-med

Vs-max

Vs-med

Gs-min

Gs-med

Influente majore asupra consumului de energie electrica, cum ar fi: temperaturile extreme, perioadele de criza economica, perioadele de usoara revenire economica etc. se observa cu usurinta in graficul 2.2.2. (anexa 2.2.2) in care se face comparatie intre productia dintr-un an n si productia din anul anterior n-1. Luna anian09 feb09 mar09 apr09 mai09 iun09 iul09 aug09 sep09 oct09 noi09 dec09 ian10 feb10 mar10 apr10 mai10 iun10 iul10 aug10 sep10 oct10 noi10 dec10

Pc n-1 7055 7269 6973 6175 6213 6377 6610 6348 6311 6765 7524 7567 7691 7581 7094 6673 6352 6441 6603 6527 6643 6783 7075 6982

Pc n 7691 7581 7094 6673 6352 6441 6603 6527 6643 6783 7075 6982 7205 7296 6931 6174 5921 6017 6115 6212 6127 6795 6942 7550

P 9,0% 4,3% 1,7% 8,1% 2,2% 1,0% -0,1% 2,8% 5,3% 0,3% -6,0% -7,7% -6,3% -3,8% -2,3% -7,5% -6,8% -6,6% -7,4% -4,8% -7,8% 0,2% -1,9% 8,1%

Luna anian11 feb11 mar11 apr11 mai11 iun11 iul11 aug11 sep11 oct11 noi11 dec11 ian12 feb12 mar12 apr12 mai12 iun12 iul12 aug12 sep12 oct12 noi12 dec12

Pc n-1 7205 7296 6931 6174 5921 6017 6115 6212 6127 6795 6942 7550 7587 7749 7244 6560 6337 6311 6366 6301 6479 6687 7432 7249

Pc n 7587 7749 7244 6560 6337 6311 6366 6301 6479 6687 7432 7249 7363 7874 6977 6398 6265 6287 6635 6359 6110 6451 7057 7253

P 5,3% 6,2% 4,5% 6,3% 7,0% 4,9% 4,1% 1,4% 5,7% -1,6% 7,1% -4,0% -3,0% 1,6% -3,7% -2,5% -1,1% -0,4% 4,2% 0,9% -5,7% -3,5% -5,0% 0,1%

Luna anian13 feb13 mar13 apr13 mai13 iun13 iul13 aug13 sep13 oct13 noi13 dec13 ian14 feb14 mar14 apr14 mai14 iun14 iul14 aug14 sep14 oct14 noi14 dec14

Pc n-1 7363 7874 6977 6398 6265 6287 6635 6359 6110 6451 7057 7253 7316 7194 6843 6332 5735 5940 6024 5987 5863 6481 6777 7145

Pc n 7316 7194 6843 6332 5735 5940 6024 5987 5863 6481 6777 7145 7173 7277 6664 6381 6038 5987 6272 5930

P -0,6% -8,6% -1,9% -1,0% -8,5% -5,5% -9,2% -5,8% -4,0% 0,5% -4,0% -1,5% -2,0% 1,1% -2,6% 0,8% 5,3% 0,8% 4,1% -1,0% #### #### ##### #####

13

Pe grafic este reprezentata si diferenta in valori procentuale intre cele doua valori ale consumului intern brut mediu lunar, cu semnificatia de

- crestere a consumului cand procentul este pozitiv, - scadere a consumului cand procentul este negativ. In grafic sunt evidentiate mai multe perioade: -o perioada de criza aratata de perioada in care Pc(n) < Pc(n-1) in mod continuu: oct.2009 dec. 2010, -o perioada de usoara relansare in care Pc(n) > Pc(n-1) in mod continuu: ian 2011 sep.2011,

-o perioada in care valorile diferentei procentuale Pc alterneaza pozitive/negative datorita influentei majore a variatiei temperaturii asupra variatiei consumului intern brut mediu lunar: oct.2011 dec.2011.

T[C] T Pc [MW] Pc

2010 2011 [C] 2010 2011 [%]

oct 8 9.2 -1.2 6795 6687 -1.60%

nov 9.1 1.9 7.2 6942 7432 7.10%

dec -1.2 2.2 -3.4 7550 7249 -4.00%

14

2.3. Valori NTC

Valorile NTC calculate pentru perioada de iarna 2013-2014 si utilizarea acestora pentru realizarea importului / exportului sunt prezentate in graficul de mai jos. Deoarece valoarea exportului pe timpul zilei si pe timpul noptii sunt diferite in mod regulat, s-a considerat mai sugestiva reprezentarea lor prin curbe separate pentru valori de zi / noapte.

-1800

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

oct.-

13

nov.

-13

dec.

-13

ian.

-14

feb.

-14

mar

.-14

MW

2013

NTC import / export armonizate in interfata de interconexiune sincrona a Romaniei

iarna 2013-2014

import

export

-1800

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

oct.-13 nov.-13 dec.-13 ian.-14 feb.-14 mar.-14

MW Valori NTC agreate import / exportsi programe de schimb iarna 2013-2014

NTC IMPORT NTC EXPORT

Program import zi (11:00 CET) Program import noapte (03:00 CET)

Program export zi (11:00 CET) Program export noapte (03:00 CET)

import

export

15

2.4. Prognoza necesarului de energie electric n iarna 2014-2015

confidential

2.5. Consumul intern brut mediu lunar prognozat pentru iarna 2014-2015

S-au analizat inregistrarile consumului intern brut pentru perioada de iarna din anii anteriori, ct si valorile prognozate in cadrul Programului Modelare Piete de Energie si Prognoze (MPEP) - valori medii la palierele caracteristice.

Conform datelor MPEP, valorile VSmed si GSmed prognozate pentru iarna 2014-2015 vor fi:

10/11 11/12 12/13 13/14 14/15 10/11 11/12 12/13 13/14 14/15

Vs-med Vs-med Vs-med Vs-med Vs-med Gs-med Gs-med Gs-med Gs-med Gs-med

Octombrie 8157 8143 7847 7943 7745 5187 5244 4955 5049 5197

Noiembrie 8222 8769 8418 8203 8438 5245 5761 5193 5116 5627

Decembrie 8802 8606 8775 8916 8444 5956 5675 5812 5513 5868

Ianuarie 8968 8686 8353 8563 8520 6041 5827 5840 5595 5760

Februarie 9043 9054 8402 8500 8511 6108 6312 5626 5749 5870

Martie 8449 8304 8178 7994 8160 5723 5558 5382 5173 5396

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

Octombrie Noiembrie Decembrie Ianuarie Februarie Martie

10/11 Vs-med 11/12 Vs-med 12/13 Vs-med 13/14 Vs-med Progn14/15 Vs-med

10/11 Gs-med 11/12 Gs-med 12/13 Gs-med 13/14 Gs-med Progn14/15 Gs-med

In acest studiu s-au considerat si s-au analizat 5 paliere de consum pentru care sunt elaborate 7 balante de productie considernd soldul corespunzator perioadei. Aceste balante se depun pentru 3 perioade diferite care in cont de lucrrile n desfurare si de punerile in functiune previzionate si de functionarea termoficarii. S-au fcut calcule pornind de la 7 baze pentru regimuri conform tabelului centralizator de mai jos:

16

Codif. Productie Consum Palier Perioada Productie Productie Productie Sold

balanta SEN SEN de de Termoficare eoliana fotovolt. CNE exp.

[MW] [MW] consum calcul [MW] [MW] [MW] [MW]

B1 9200 8100 VS T oct NU 2440 0 1400 1100

B2 5600 5100 Gs T oct NU 1950 0 1400 500

B3 9500 8700 VS I dec-feb DA 0 0 1400 800

B4 9800 8700 VS I dec-feb DA 2670 0 1400 1100

B5 9400 8300 VD I dec-feb DA 2350 950 1400 1100

B6 10000 9500 VS I+700 dec-feb DA 2470 0 1400 500

B7 8900 8100 VS T,P noi,mar DA 2500 0 1400 800

VS-vrf de sarcina (in perioada de iarna este seara)

Vd-vrf de dimineata;

Gs-gol de noapte de sarbatoare;

T-toamna; P-primavara; I-iarna;

Peol -Productie in Centrale Electrice Eoliene (CEE);

Pfotov -Productie in Centrale Electrice Fotovoltaice (CEF).

n consumul prognozat sunt cuprinse si consumurile serviciilor proprii ale centralelor (ntre 410 MW si 815 MW, n functie de palierul de sarcin si de structura productiei n functie de tipul de combustibil). Pierderile tehnice de energie sunt acoperite conform Codului tehnic al RET capitolul 3 Serviciul de transport, subcapitolul 3.3 Pierderi tehnice de energie RET.

2.6. Capacitati de productie

Situatia capacitatilor de productie din SEN la data de 1 iulie 2014 si care vor fi disponibile pentru iarna 2014-2015 conform datelor primite de la SACRE din cadrul SRAF este prezentata in tabelul 2.2: Pi Ci Pneta Rpp Pd

MW MW MW MW MW

24074,115 22268,849 20389,415 2510,146 21563,846TOTAL SEN Carbune 6615,200 5775,200 4891,200 1168,000 5447,200

din care: huila 1465,000 1345,000 1083,000 210,000 1255,000

Hidrocarburi 5474,438 4576,706 4098,736 982,666 4491,773

Total 12089,638 10351,906 8989,936 2150,666 9938,973

1413,000 1413,000 1298,000 0,000 1413,000

6664,079 6596,835 6291,813 332,450 6331,508

2625,194 2624,909 2568,019 5,857 2619,337

Total Biomasa si Biogaz 100,297 100,297 94,369 0,622 99,675

Total Solara 1181,857 1181,852 1147,229 20,552 1161,304

Total Geotermala 0,05 0,05 0,0492 0 0,05

Total Eoliana

Total centrale termoelectrice

Total Nucleara

Total Apa

17

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

oct.14 nov.14 dec.14 ian.2015 feb.2015 mar.2015

CEFD

CEED

Evolutia Pinst [MW] CEFD (Pinst>5MW) si CEED (Pinst>10MW) oct.2014 - mar.2015

Pinst [MW]

unde:

Pi = Pneta + Csi + Csg +Ptb Pi = Pd + Rpp

Pi = Ci + Pi gr. Conservare+ Pi gr. Retrase pe intervale mai mari de un an

Pi = Putere instalata Pneta = Puterea neta

Ci = Capacitate instalata Pd = Puterea disponibila

Csi = Puterea consumata in serviciile proprii ale generatorului

Csg = Cota parte din consumul serviciilor generale

Ptb = Consumul in transformatorul de bloc

Rpp = Reducerile permanente de putere

La acoperirea consumurilor analizate i soldului prognozat in studiu s-a inut cont de Programul anual de reparatii grupuri pentru anul 2014 i pentru perioada ianuarie-martie 2015, i de etapele de p.i.f. ale centralelor electrice eoliene si fotovoltaice conform programelor furnizate de constructori

Pinst [MW] CEFD CEED

oct.2014 758 2883

noi.2014 814 2946

dec.2014 1121 2955

ian.2015 1139 3001

feb.2015 1199 3016

mar.2015 1199 3266

2.7. Variantele de balanta

Modul de acoperire a consumului intern brut si a soldului la diferite paliere de consum este prezentat in tabelul urmator considernd diferite structuri ale puterii produse pe tipuri de combustibil.

Codif. Productie Consum Palier Sold Centrale

balanta SEN SEN de (MW) mici

(MW) (MW) consum CEE CEF Crb Hidrocarb (MW)

B1 9200 8100 VS T 2440 0 2470 460 1400 2130 1100 300 R1

B2 5600 5100 Gs T 1950 0 1100 275 1400 625 500 250 R2

B3 9500 8700 VS I 0 0 3930 910 1400 2960 800 300 R3

B4 9800 8700 VS I 2670 0 2380 1020 1400 2030 1100 300 R4

B5 9400 8300 VD I 2350 950 2315 975 1400 1110 1100 300 R5

B6 10000 9500 VS I+700 2470 0 2985 900 1400 1945 500 300 R6

B7 8900 8100 VS T,P 2500 0 2315 885 1400 1500 800 300 R7

Productie

(MW)

Baza

de

calculCNE Ape

Productia n centrale mari (MW)

Termocentrale

n anexa 2.7.1 sunt prezentate productiile n centrale n cele 7 variante de balant analizate la functionarea SEN n iarna 2014-2015. Schemele de calcul sunt definite in anexa la Tema

18

studiului. Anexele 2.7.2, 2.7.3, 2.7.4 contin structura pe resurse a productiei n SEN corespunzatoare balantelor n valori absolute si n %.

Variantele de balanta considerate corespund posibilitatilor de functionare a SEN din punctul de vedere al puterii disponibile n SEN si al puterii produse pe tipuri de combustibil. Productiile centralelor propuse in anexe nu reprezinta o repartitie optima, ci corespund unei situatii de funcionare probabile, fiind valori luate n considerare pentru analiza circulaiilor de puteri, pentru calculele de stabilitate static, precum i pentru a identifica restriciile de reea.

2.8. Servicii tehnologice de sistem

Confidential

19

3. REGIMURI STATIONARE DE FUNCTIONARE A SEN

Acest capitol are ca scop analiza regimurilor stationare de functionare a SEN in perioada 1.10. 2014 31.03.2015.

S-a considerat SEN functionand interconectat cu reteaua europeana continentala sincrona incluzand sistemul energetic ale zonei de Vest a Ucrainei si sistemul energetic al Turciei.

Modelul retelei externe pentru palierele de varf de sarcina de iarna este cel prognozat pentru iarna 2014-2015, realizat pe baza datelor furnizate in cadrul grupului de lucru NM & FT, model care utilizeaza valoarea soldului comunicat de fiecare tara si armonizat in Base Case Exchange table.

Modelul retelei externe pentru palierul de gol de sarcina toamna este cel corespunzator golului zilei 21.10.2013, ora 3:30 CET.

Liniile de interconexiune ale SEN luate in considerare la analiza regimurilor sunt:

L 400kV Portile de Fier-Djerdap

L 400kV Rosiori-Mukacevo

L 400kV Tantareni-Koslodui (doar un circuit in functiune, unul in rezerva

L 400kV Rahman-Dobrudja

L 400kV Stupina-Varna

L 400kV Arad-Sandorfalva

L 400kV Nadab-Bekescsaba. S-a considerat ca linia 400kV Oradea Sud-Nadab nu este in functiune.

S-a considerat functionarea fara insula de consum pe linia 400kV Isaccea-Vulcanesti si fara insule de consum pe liniile 110kV catre Republica Moldova (Stanca-Costesti, Husi-Cioara, Tutora-Ungheni).

Au fost analizate regimuri stationare de functionare in:

scheme de calcul, cu retrageri din exploatare de lunga durata. Acestea vor fi considerate ca fiind scheme cu N elemente in functiune.

variante de scheme cu echipamente (linii interne de 220kV si 400kV de bucla, linii de 400kV din interconexiune sau unitati de transformare) retrase din exploatare pe un interval mai scurt din perioada studiata (la nivelul zilelor sau saptamanilor). Acestea vor fi considerate ca fiind scheme cu N-1 elemente in functiune.

Pentru fundamentarea schemei normale de functionare adaptata conditiilor din perioada de studiu s-a urmarit:

- incadrarea tensiunilor si curentilor in limitele admisibile in regimuri de durata cu respectarea criteriului de siguranta (N-1);

- optimizarea ploturilor de functionare pentru unitatile de transformare modelate, in scopul reducerii pierderilor in SEN;

- determinarea restrictiilor in functionare, respectiv a conditionarilor de regim; - debuclarea retelei de 110kV in toate zonele in care aceasta este in paralel cu reteaua de

220kV si 400kV si sunt respectate criteriile de calitate a energiei electrice si de siguranta;

- identificarea necesitatilor de utilizare a benzii secundare de reactiv; - identificarea unor valori maxime posibile ale productiei CEE, in anumite regimuri, in

conditii de siguranta pentru SEN;

20

- determinarea congestiilor in zona Bucuresti si in S4 si S5; - determinarea capacitatilor de schimb (NTC); - schimb de putere reactiva apropiat de zero pe liniile de interconexiune.

3.1 SCHEME DE CALCUL

S-au considerat mai multe scheme de calcul: pentru perioada analizata: -pentru luna octombrie 2014; -pentru lunile noiembrie 2014-februarie 2015; -pentru luna martie 2015. Se mentioneaza ca in anexa la tema sunt prezentate si retrageri de durata medie (cateva saptamani), care nu sunt incluse in schema de calcul cu N elemente in functiune, urmand sa fie analizate in scheme cu N-1 elemente in functiune); Retragerile de lunga durata din exploatare, pentru lucrari de RTh sunt cele cuprinse in planul anual de retrageri 2014, cu modificarile ulterioare sedintei de avizare. Se tine cont si de indisponibilitati si de puneri in functiune, in masura in care informatiile sunt primite in timp util. Pe baza analizei regimurilor se face o propunere de schema normala de functionare a SEN, care este prezentata in anexele 3.1 si 3.2 pentru reteaua de 400kV si 220kV, respectiv de 110kV. Echipamentele din RET retrase din exploatare sau indisponibile si cele puse in functiune in schemele de calcul, raportate la schema normala sezon vara 2014, sunt prezentate in continuare. Se iau in considerare terminarea sau continuarea unor lucrari Rth si RK, punerea in functiune a unor statii noi.

DET 1: -Conform solicitarii DET 1, buclele de 110kV: L 110 kV Razboieni -Roman N , L 110

kV Vatra-Tg. Frumos si L 110 kV Barlad-Glavanesti in functiune, la fel ca in schema normala de vara 2014, datorita deficitului de productie din zona Iasi-Vaslui fara de care nu se respecta criteriul N-1 pentru mai multe cazuri;

DET 2:

-Statia 110kV Baltagesti, intrare-iesire in L 110kV G.Ialomitei-Basarabi este echipata cu TC-uri cu In=800A (intr-o etapa viitoare In=1200A pe L 110kV G. Ialomitei). Odata cu racordarea CEE Targusor in statiile G. Ialomitei si Basarabi se vor inlocui TC-urile existente de pe liniile Balatagesti cu TC-uri cu In=1200A, respectiv In=800A. De asemenea, cele doua portiuni de 300mm2 si 185mm2 ale liniei Baltagesti-G.Ialomitei se vor trece la sectiune de 450mm2. Implicatiile modificarilor de sectiune si a inlocuirii TC-urilor sunt asupra curentilor admisibili pe linie; S-a considerat in cadrul tuturor analizelor Iadm=800A, atat pe L 110kV Basarabi-Baltagesti, cat si pe L 110kV Baltagesti-G.Ialomitei. -L 110kV Basarabi-Baltagesti este deconectata, la fel ca in schema normala de vara 2014; -Bobina in statia Fundeni 110kV este disponibila si in functiune in perioada analizata. CL 220kV Fundeni si CL 110kV Fundeni sunt in functiune. Ca urmare L 110kV Otopeni-Fundeni se conecteaza si se deconecteaza L 110kV Pajura-Baneasa;

21

-Conform solicitarii DET 2, CLT 220kV Targoviste conectata, la fel ca in schema normala de vara 2014; -In toate regimurile, zona orasului Bucuresti functioneaza astfel: *Zona Fundeni debuclata, liniile 110kV Fundeni-CET Brazi cu derivatie Tancabesti, Afumati-Caciulati si CT 110kV Solex fiind deconectate; *Zona Bucuresti Sud si zona Bucuresti Vest (T5 400/110kV) sunt buclate, prin conectarea CLT 110kV Progresu (la solicitarea DET 2); *debuclat in 110kV de zona Targoviste, liniile 110kV Chitila-Potlogi si Arcuda-Titu fiind deconectate. *buclat in 110kV cu zona Ghizdaru prin liniile 110kV Domnesti-Mihailesti, Jilava-Copaceni, Jilava-Colibasi. -Unitatea 1 din CNE Cernavoda functioneaza si in regim inductiv, dupa reparatiile efectuate in luna august 2014. -In statia 400kV G.Ialomitei, este in functiune provizoratul reprezentat de o linie lunga 400kV, obtinut prin suntarea L 400kV Buc.S.-G.Ialomitei cu L 400kV G.Ialomitei-Cernavoda, c2 si cu trecerea L 400kV G.Ialomitei-Cernavoda c1 in celula L 400kV Buc.S. in statia G. Ialomitei. Acesta se mentine cel putin pana la sfarsitul lunii octombrie. -CEE Crucea Nord este racordata in statia Stupina care a fost extinsa printr-un cablu de 400kV de 110m si evacueaza in RET puterea produsa prin intermediul T3 400/110kV din zona extinsa a statiei. -In statia 400kV Tulcea V., dupa incheierea lucrarilor de RTh din statia 400kV, demareaza etapa 2 a lucrarilor de RTh in statia 400kV si etapa 1 in statia 110kV Tulcea V. Se estimeaza ca se vor finaliza la sfarsitul lunii decembrie 2014. In statia 400kV va fi disponibil T3 400/110kV. In etapa 1 110kV, in ceea ce priveste liniile de bucla, L 110kV Tulcea V.- Topolog si L 110kV Tulcea V.- Isaccea se vor sunta cap la cap, la stlpul terminal si se vor alimenta din celula Topolog; alimentare de rezerva prin bucla de 110 kV Isaccea Ostrov Lacu Sarat sau bucla de 110 kV Topolog Harsova. Dupa incheierea etapei 1 110kV, din ianuarie se estimeaza ca incepe etapa 2 110kV. In aceasta etapa, in ceea ce priveste liniile de bucla, L 100kV Tulcea V.- Topolog si L 110kV Tulcea V.- Isaccea vor functiona suntate cap la cap, la stlpul terminal si se vor alimenta din celula Isaccea; alimentare de rezerva prin bucla de 110 kV Isaccea Ostrov Lacu Sarat sau bucla de 110 kV Topolog Harsova; -Se considera in functiune incepand cu luna noiembrie 2014, L 110kV Domnesti-Militari, c1 si c2. Aceasta linie dublu circuit este in cablu (1600mm2 Al XLPE, lungime 6.6km),.

DET 3:

-Conform solicitarii DET 3, buclele de 110kV: L 110 kV Arges S.-Jiblea, V.Danului-Cornetu cu derivatie G.Lotrului in functiune. L 110kV P.Lacului-Cazanesti deconectata, la fel ca in schema normala vara 2014; -Statia 110/20kV Berbesti este in retehnologizare fiind realizata linia provizorie L 110kV Pojaru-Berbesti-Ladesti, in functiune in Pojaru, in Ladesti si in Berbesti pe celula 110kV Ladesti modernizata. Lucrarea se estimeaza ca se va incheia in luna octombrie 2014. Dupa incheierea acesteia se va functiona cu L 110kV Pojaru-Berbesti deconectata.

DET 4: -In statia 220kV Hasdat este in continuare indisponibil de durata AT1 220/110kV

Hasdat, avand in vedere valorile necorespunzatoare ale parametrilor de izolatie. Ca urmare, in statia Laminoare: n functiune L 110kV Hasdat c1 si c2, n functiune L 110kV Pestis c1 si c2 si in rezerva calda CT 110kV. Astfel, zonele Hasdat, Pestis si Mintia sunt buclate intre ele. L 110kV Simeria- Calan este deconectata.

22

-Nu este inca finalizata si data in exploatare L 400kV Nadab-Oradea Sud; -Conform solicitarii DET 4, CT 110kV Vascau si bucla L 110kV Salonta-Ch. Cris sunt

in functiune. -Consumatorul Cuptoare (Otelu Rosu) alimentat din statia 220kV Iaz oprit (in insolventa)

DET 5: -L 220kV Rosiori-Vetis si AT 220/110kV Vetis sunt retrase, incepand cu luna

octombrie 2014, datorita lucrarilor de RTh din statia Vetis; -Se functioneaza in continuare cu linie lunga 220kV Cluj Fl.-Iernut;

-Este prevazuta in cursul iernii inceperea lucrarilor la statia 110 kV Campia Turzii, realizandu-se urmatoarele provizorate de ocolire a statiei Campia Turzii; 1. Se sunteaza L 110 kV C.Turzii-Aiud-Ocna Mures cu L 110 KV C. Turzii-Iernut rezultand L 110 kV Iernut-Ocna MuresAiud;. 2. Se sunteaza L 110 kV C.Turzii-IMA-Aiud-Ocna Mures cu L 110 KV C. Turzii-Poiana rezultand L 110 kV Poiana-Ocna Mures-IMA-Aiud; 3. Restul echipamentelor vor ramane in functiune pe o singura bara in st. Campia Turzii. Aceasta configuratie este considerata in schemele de calcul de iarna si primavara. -In zona Salaj este in functiune AT 220/110kV Tihau, la fel ca in schema normala vara 2014;

-L 110kV Tauni-Blaj este deconectata. Retragerile din exploatare de durata mai scurta decat cele mentionate mai sus, sunt analizate la capitolele de regimuri cu un element retras din exploatare. La modelarea transformatoarelor si autotransformatoarelor s-au utilizat parametrii unitatilor de transformare noi puse in functiune ca urmare a incheierii lucrarilor de RTh sau inlocuirii. Modelarea CEE si CEF pentru calculele de regimuri stationare s-a facut la tensiunea de 110kV sau 400kV. La modelarea acestora s-a considerat banda de variatie a puterii reactive corespunzand

respectarii cerintei privind cos in punctul comun de conectare, anume: -0.95

23

Tabel 3.1

*) R4 este regim de baza. Pe acest regim de varf se efectueaza calcule de stabilitate statica. Este semnificativ prin durata acoperita, anume lunile decembrie, ianuarie, februarie. Are un palier de consum cu probabilitate mare de a se realiza. **) Productia in CEE este cea stabilita in urma parcurgerii mai multor iteratii, pornind de la valoarea initiala propusa prin tema (valoarea puterii instalate) si ajungand la o valoare astfel incat: - sa poata fi acoperit palierul de consum cu productie; - sa se asigure serviciile de sistem; - sa se respecte soldul propus; - sa fie respectat criteriul N-1 in schema completa. In anexa 3.14 sunt prezentate, pentru regimurile R2 si R4, grupurile generatoare modelate la medie tensiune (la borne) si considerate in functiune la palierele Gs T (gol sarbatoare toamna) si respectiv VSI (varf seara iarna), precum si datele principale ale transformatoarelor bloc aferente.

3.3. ANALIZA REGIMURILOR DE FUNCTIONARE

Pentru analiza regimurilor de functionare, generatoarele cu o putere instalata de cel putin 50MW au fost modelate individual la medie tensiune. Suplimentar, s-au modelat la medie tensiune si generatoarele din CHE Gogosu, Portile de Fier II, Remeti, Munteni, cu puteri instalate mai mici de 50MW.

Regim Balanta Palier de consum

Productie/ consum alimentat din SEN [MW]

Prod.

in CEE [MW]

Prod. in

CEF [MW]

Prod. in CCCC Petrom Brazi [MW]

Prod. in CNE [MW]

Varianta de

interconectare

a SEN

Sold export

R1 1 VS T 9200 / 8100 2500 2440

0 440 1400 L 400kV Porti de Fier-Djerdap L 400kV Tantareni-Kozlodui,1c L 400kV Rahman-Dobrudja L 400kV Stupina-Varna L 400kV Arad-Sandorfalva L 400kV Rosiori-Mukacevo L 400kV Nadab-Bekescsaba

1100

R2 2 Gs T 5600 / 5100 1950 0 0 1400 500

R3 3 VSI 9500/ 8700 0 0 0 1400 800

R4*) 4 VSI 9800 / 8700

3000 2670**)

0 0 1400 1100

R5 5 VDI cu CEE+CEF

9400 / 8300 2350 2342

950 0 1400 1100

R6 6 VSI+800 10000 / 9500 25002470

0 0 1400 500

R7 7 VS P 8900 / 8100 2500 0 0 1400 800

24

Celelalte centrale (Pi= 5MW aflate in functiune la data de 1.04.2014, precum si toate CEED>=10MW care au estimat ca vor intra in functiune in periioada analizata. CEED modelate au fost considerate ca facand parte din niste asa numite zone, la care se va face referire pe parcursul studiului. Impactul productiei CEE din fiecare astfel de zona, asupra circulatiilor de putere intr-un anumit regim, regim rezultat in urma unor declansari sau retrageri din exploatare este, in general, comun. Gruparea pe zone permite luarea unei decizii de limitare a puterii produse de CEE, doar pentru acele CEE care sunt influente asupra incarcarii peste limita admisibila a unui anumit echipament. Zonele in care se afla CEE, asa cum sunt referite in cadrul studiului, sunt urmatoarele: - zona Dobrogea; - zona formata din subzonele 110kV L.Sarat, Smardan si statiile 400/110kV Stupina si Rahman; - zona Baltagesti, G.Ialomitei; - zona Moldova; - zona Banat. Delimitarea (granitele) acestor zone, asa cum sunt referite in mod conventional si nu neaparat geografic in cadrul studiului, sunt urmatoarele: Zona Dobrogea este delimitata de: - L 400kV Tulcea V.-Isaccea; - L 400kV Medgidia S.-Cernavoda; - L 400kV Constanta N.-Cernavoda; - L 110kV Ostrov- L.Sarat c1 si c2; - L 110kV Baltagesti-G.Ialomitei. CEE din zona Dobrogea sunt: - cele care debiteaza in reteaua 110kV (buclata) Constanta-Medgidia-Tulcea; - cele care debiteaza in statia 400/110kV Tariverde.

Se mentioneaza ca, atata timp cat L 110kV Basarabi-Baltagesti este deconectata, CEE care debiteaza in statia Baltagesti sau G. Ialomitei nu apartin zonei Dobrogea. Conectarea L 110kV Basarabi-Baltagesti (in cazul unor retrageri din exploatare, ca masura de regim) determina evacuarea puterii celor doua CEE mentionate mai sus catre / din zona Dobrogea si ca urmare considerarea acestor CEE in zona Dobrogea. Zona formata din zonele 110kV L.Sarat, Smardan si statiile 400/110kV Stupina si Rahman este delimitata de: - L 400kV Rahman-Dobrudja; - L 400kV Stupina-Varna; - L 400kV Tulcea V.-Isaccea; - L 400kV L.Sarat-G.Ialomitei; - L 400kV Gutinas-Smardan; - L 220kV Barbosi-Focsani V.; - CT 110 kV Gura-Ialomitei; - L 110 kV Pogoanele-Jugureanu ;

25

- L 110kV Ostrov-L.Sarat c1 si c2; - CT 110 kV Liesti; CEE din zonele 110kV L.Sarat, Smardan si statiile 400/110kV Stupina si Rahman sunt: - cele care debiteaza in retelele 110kV L.Sarat si Smardan; - cele care debiteaza in statiile 400/110kV Rahman si Stupina; - inclusiv cele care debiteaza in statia Liesti 110kV, bara 1. Zona Baltagesti, G.Ialomitei este semnificativa pentru situatia cand L 110kV Basarabi-Baltagesti este deconectata. CEE din zona Baltagesti, G.Ialomitei sunt: - cele care debiteaza in statia Baltagesti; - cea care debiteaza in statia G. Ialomitei. Zona Moldova este delimitata de: - L 400kV Gutinas-Smardan; - L 220kV Barbosi-Focsani V.; - L 400kV Brasov-Gutinas; - L 220kV Stejaru-Gheorghieni; - L 110kV M.Ciuc-Bolovanis, Rm.Sarat-Costieni, CT 110 kV Liesti; CEE din zona Moldova sunt: - cele care debiteaza in reteaua de 110kV FAI. Zona Banat este delimitata de: - L 220kV Portile de Fier-Resita c1 si c2; - L 220kV Resita-Timisoara c1 si c2; - L 110kV Gataia-Timisoara, CL 110kV Lugoj, L 110kV Iaz-Otelu Rosu. CEE din zona Banat sunt: - cele care debiteaza in reteaua de 110kV Resita-Iaz. In tabelul 3.2 se prezinta valorile insumate ale puterii instalate a CEE din fiecare zona descrisa mai sus, precum si gruparea lor pe DET-uri, esalonate pe perioada analizata.

Tabel 3.2

DET si zonePinst.

1.04.2014

Pinst.

1.10.2014

Pinst.

1.11.2014

Pinst.

1.12.2014

Pinst.

1.01.2015

Pinst.

1.02.2015

Pinst.

1.03.2015

DET 1 314 314 359 368 383 398 413

DET 2 2172.5 2520.5 2538.5 2538.5 2570 2570 2805

DET 4 48.3 48.3 48.3 48.3 48.3 48.3 48.3

zona Moldova 86 86.0 131.0 140.0 155.0 170.0 185.0

zona Dobrogea 1561.1 1642.1 1660.1 1660.1 1691.6 1691.6 1733.6

zona 110kV L.Sarat,

Smardan si statiile

400/110kV Stupina si

Rahman 716.4 824.4 824.4 824.4 824.4 824.4 854.4

zona Baltagesti, G. Ialomitei 123 282.0 282.0 282.0 282.0 282.0 445.0

zona Banat 48.3 48.3 48.3 48.3 48.3 48.3 48.3

Total SEN 2535 2883 2946 2955 3001 3016 3266

26

In tabelul 3.3 sunt prezentate puterile instalate individuale, la 1.01.2014, la finalul investitiei (preconizate), cat si esalonarea preconizata a punerii in functiune pentru CEE modelate, gestionarul si solutia de racordare. CEED care au fost modelate sunt: - CEE deja puse in functiune la 1.01.2014; - CEE care detin contract de racordare valabil si care au confirmat in cadrul anchetei realizate ca vor fi puse in functiune, eventual etapizat, in cursul perioadei analizate.

27

Tabel 3.3

Nr.

crt.Denumire CEE Solutie racordare

Tensiune

in PCC

[kV]

GESTIONARPinst

1.04.2014

[MW]

Pinst.

1.10.2014

Pinst.

1.11.2014

Pinst.

1.12.2014

Pinst.

1.01.2015

Pinst.

1.02.2015

Pinst.

1.03.2015

1 Babadag 1 in st. 110kV Babadag 110 EVIVA NALBANT 33.6 33.6 33.6 33.6 33.6 33.6 33.6

2 Babadag 2 in st. 20kV Babadag 20 EVIVA NALBANT 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4

3 Babadag 3 in st. 110kV Babadag 110 GROUND INVESTMENT CORP 0 0 0 0 31.5 31.5 31.5

4 Baia 3 in st. 110kV Baia 110 BLUE PLANET INVESTMENTS 10 10 10 10 10 10 10

5 Baia 4 in st. 20kV Baia 20 HOLROM RENEWABLE ENERGY 10 10 10 10 10 10 10

6 Casimcea in st. 20kV Cismeaua Noua 20 INTERTRANS KARLA 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8

7 Cerna (Traianu) in st. 110kV Traianu 110 ENERGIA VERDE VENTUNO 0 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5

8 Cernavoda 1 in L 110kV Mircea Voda-Medgidia N. 110 CERNAVODA POWER 69 69 69 69 69 69 69

9 Cernavoda 2 in st. 110kV Tortomanu 110 CERNAVODA POWER 69 69 69 69 69 69 69

10 Chirnogeni in st. 110kV Chirnogeni 110 EP WIND PROJECT (ROM) SIX 76 76 76 76 76 76 76

11 Cobadin 1 in L 110kV Basarabi - Cobadin 110 EDP RENEWABLES 26 26 26 26 26 26 26

12 Corugea in st. 110kV Cismeaua Noua 110 ENEL GREEN POWER ROMANIA SRL 70 70 70 70 70 70 70

13 Dorobantu in L 110kV Harsova - Medgidia N. 110 OMV PETROM WIND POWER SRL 45 45 45 45 45 45 45

14 Eolian Generator (Samova) in st. 20kV Tulcea V. 20 EOLIAN GENERATOR 6 6 6 6 6 6 6

15 Horia in st. 20kV Siriu 20 HORIA GREEN 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5

16 Mihai Bravu in st. 20kV Zebil 20 EOL ENERGY SRL 6 6 6 6 6 6 6

17 Mihai Viteazu in st. 110kV M. Viteazu 110 EOLICA DOBROGEA ONE 80 80 80 80 80 80 80

18 Mihai Viteazu 2 in st. 110kV Fantanele 110 WINDFARM MV I SRL 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8

19 Mireasa 1 in L 110kV N. Balcescu-Galbiori 110 MIREASA ENERGIES 0 50 50 50 50 50 50

20 Mireasa 2 in st. 20kV Galbiori 20 ECO POWER WIND 10 10 10 10 10 10 10

21 Nalbant in st. 110kV Zebil Nord 110 ENEX 0 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5

22 Nicolae Balcescu 1 in st. 110kV N. Balcescu 110 GENERAL CONCRETE CERNAVODA SRL 10 10 10 10 10 10 10

23 Pecineaga 2 in st. 20klV Tataru 20 WIND PARK INVEST 6 6 6 6 6 6 6

24 Pestera in L 110kV Medgidia S.-Rasova 110 PESTERA WIND FARM 90 90 90 90 90 90 90

25 Poarta Alba in L 110kV Basarabi-Lumina 110 PNE WIND ROMANIA SRL 0 0 0 0 0 0 42

26 Salbatica 1 in L 110kV Tulcea V. - Tulcea E. 110 ENEL GREEN POWER ROMANIA 70 70 70 70 70 70 70

27 Salbatica 2 in L 110kV Tulcea E. - Tulcea Oras 110 BLUE LINE VALEA NUCARILOR 70 70 70 70 70 70 70

28 Sarichioi in L 110kV Tulcea V. - Zebil 110 EDP RENEWABLES 33 33 33 33 33 33 33

29 Satu Nou + Mircea Voda in st. 20kV Medgidia N. 20 EVN WIND POWER Development&CONSTRUCTION 0 0 18 18 18 18 18

30 Silistea in L 110kV Harsova - Medgidia N. 110 ROMCONSTRUCT TOP 25 25 25 25 25 25 25

31 Stejaru in L 110kV M.Viteazu-Zebil 110 ECOENERGIA 34 34 34 34 34 34 34

32 Topolog in st. 110kV Topolog 110 TOTAL ELECTRIC 27 27 27 27 27 27 27

33 Tortomanu 2 in st. 20kV Mircea Voda 20 ELECTRA INVEST 8 8 8 8 8 8 8

34 Tortomanu 3 in st. 20kV Nicolae Balcescu 20 ELECTRA WIND POWER 8 8 8 8 8 8 8

35 Valea Nucarilor in L 110kV Tulcea V.-Sarinasuf 110 ENEL GREEN POWER ROMANIA 34 34 34 34 34 34 34

36 Cogealac in st. 400kV Tariverde 400 SC OVIDIU DEVELOPMENT SRL 252.5 252.5 252.5 252.5 252.5 252.5 252.5

37 Fantanele Est+Vest in st. 400kV Tariverde 400 SC MW TEAM INVEST SRL + Tomis Team 347.5 347.5 347.5 347.5 347.5 347.5 347.5

38 Facaeni in st. 400kV G.Ialomitei 400 SC IALOMITA POWER SRL 0 132 132 132 132 132 132

39 Pantelimon in st. 110kV Baltagesti 110 EWIND 123 123 123 123 123 123 123

40 Targusor (Baltagesti) in st. 110kV Baltagesti 110 WIND POWER PLANT SRL 0 27 27 27 27 27 27

41 CE Stalpu in st. 110kV Stalpu 110 SC ENERGIE VERDE PROIECT STALPU SRL 0 0 0 0 0 0 27

42 CE Platonesti in st. 110kV G. Ialomitei 110 SC DANEOLICA SRL 0 0 0 0 0 0 136

43 Alfa Nord 1+3 si Ventus N2 (Rahman) in st. 400kV Rahman 400 ALPHA WIND SRL + Ventus Renew Romania 150 150 150 150 150 150 150

44 Casimcea (Rahman) in st. 400kV Rahman 400 CAS REGENERABILE SRL 75 75 75 75 75 75 75

45 Dorobantu-Topolog (Rahman) in st. 400kV Rahman 400 LAND POWER SRL 84 84 84 84 84 84 84

46 CE Beta Wind (Rahman) in st. 400kV Rahman 400 BETA WIND SRL 0 0 0 0 0 0 30

47 Crucea Nord (Stupina) in st. 400kV Stupina 400 SC CRUCEA WIND FARM SRL 0 108 108 108 108 108 108

48 Nicolae Balcescu Targusor (Stupina) in st. 400kV Stupina 400 Targusor Wind Farm 59.8 59.8 59.8 59.8 59.8 59.8 59.8

49 Targusor 1 Zefir (Stupina) in st. 400kV Stupina 400 SC ELCOMEX EOL SA 119.6 119.6 119.6 119.6 119.6 119.6 119.6

50 Apollo Frumusita in st. 20kV Vanatori 20 SC SMARTBREEZE SRL 6 6 6 6 6 6 6

51 Baleni in L 110kV Foltesti-Bujoru 110 5 firme diferite 50 50 50 50 50 50 50

52 Varlezi in st. 20kV Bujoru 20 EOL ENERGY MOLDOVA (GLOBAL WIND POWER) 6 6 6 6 6 6 6

53 Corni in L 110kV Cudalbi - Liesti 110 SC CORNI EOLIAN SRL 70 70 70 70 70 70 70

54 Cudalbi in st. 20kV Cudalbi 20 SC Bridgeconstruct SRL Iasi 10 10 10 10 10 10 10

55 Cuza Voda in st. 20kV Cuza Voda 20 SC GREEN ENERGY FARM SRL 6 6 6 6 6 6 6

56 Dudesti in st. 20kV Dudesti 20 SC KELAVENT CHARLIE SRL 8 8 8 8 8 8 8

57 Gemenele in st. 110kV Romanu 110 BRAILA WINDS SRL 48 48 48 48 48 48 48

58 Insuratei in st. 20kV Insuratei 20 SC SOFT GROUP SRL 10 10 10 10 10 10 10

59 Pechea in st. 20kV Pechea 20 SC DAN Holding MGM SRL 6 6 6 6 6 6 6

60 Schela in st. 20kV Schela 20 SC Smart Clean Power SRL 8 8 8 8 8 8 8

61 Sf. Elena in L 110kV Moldova Noua-Cozla 110 Enel Green Power Romania SRL 48.3 48.3 48.3 48.3 48.3 48.3 48.3

62 Albesti in L 110kV Munteni V.-Husi, circ. 2 110 Sibioara Wind Farm 28 28 28 28 28 28 28

63 Dumesti-Romanesti in st. 110kV FAI 110 SC SEMNAL MEDIA SRL, SC GTX POWER SA 0 0 45 45 60 75 90

64 Electrica Serv 1 + 2 in st. 20kV Gorban 20 SC Electrica Serv SRL 14 14 14 14 14 14 14

65 Grebanu (Costieni) in st. 20kV Costieni 20 SC EOLIAN CENTER SRL 10 10 10 10 10 10 10

66 Topliceni (Costieni) in st. 20kV Costieni 20 SC M&M 2008 SRL PLOIESTI 10 10 10 10 10 10 10

67 Vanatori (in Harlau) in. st. 110kV Harlau 110 SC CATALAN Electric SRL 0 0 0 9 9 9 9

68 Vutcani in L 110kV Munteni V.-Husi, circ. 2 110 SC EDP RENEWABLES ROMANIA SRL 24 24 24 24 24 24 24

28

3.3.2 Prezentarea CEF modelate

CEFD modelate sunt: - CEF deja puse in functiune; - CEF care detin aviz sau contract de racordare valabil si care au confirmat in cadrul anchetei realizate punerea in functiune, eventual etapizata, in cursul perioadei analizate. Modelarea CEF s-a facut la 110kV pentru calculele de regim permanent.

S-a considerat banda de variatie a puterii reactive corespunzand respectarii cerintei privind cos in punctul comun de conectare, anume: -0.9

29

S-au considerat CEF in regimul R5, palier de varf de consum de dimineata, la valoarea de productie de 80%Pi.

In tabelul 3.4 este prezenata puterea instalata, precum si esalonarea punerii in functiune pentru CEF modelate.

In tabelul 3.5 este prezenata puterea instalata totala, precum si esalonarea punerii in functiune pentru CEF modelate, grupate pe DET-uri

Tabel 3.5 [MW]

DETCEF modelate

Pinst.

oct.2014

CEF modelate

Pinst.

noi.2014

CEF modelate

Pinst.

dec.2014

CEF modelate

Pinst.

ian.2015

CEF modelate

Pinst.

feb.2015

CEF modelate

Pinst.

mar.2015

DET 1

DET 2 390 410 670 678 678 678

DET 3 129 138 181 191 191 191

DET 4 63 63 63 63 113 113

DET 5 177 207 207 207 217 217

Total SEN 758 817 1121 1139 1199 1199

3.3.3 Analiza regimurilor de functionare in schema N

Are ca scop: -obtinerea unor regimuri economice de functionare prin minimizarea circulatiilor de putere reactiva; -verificarea criteriului N-1 in schema N, pentru toate regimurile stabilite R1-R7. In continuare sunt prezentate rezultatele analizelor dupa cum urmeaza:

A. circulatiile de putere B. valorile tensiunilor C. consumurile proprii tehnologice din RET si RED D. Verificarea criteriului de siguranta N-1 in regimurile de functionare stabilite

A. Circulatii de putere

Regimul R4 ca regim de baza este definit de topologia prezentata in paragraful 3.1, balanta 4, palier de consum VSI, sold de export 1100MW, banda primara de variatie a puterii reactive pentru generatoarele modelate la borne, productie CEE = 2670MW, productie CEF = 0.

Se mentioneaza ca circulatiile prezentate mai jos sunt obtinute pentru topologia cu provizoratul din statia 400kV G.Ialomitei in functiune.

In regimul de baza R4, liniile de 400 si 220kV sunt incarcate sub 75% din valoarea maxima admisibila de durata a curentului.

L 400kV cele mai incarcate in regimul R4 sunt, in ordine descrescatoare:

30

Denumire linie / sens circulatie P Circulatie

din catre P[MW}

L 400kV TULCEA V. - ISACCEA 778

L 400kV SMIRDAN - GUTINAS 701

L 400kV CERNAVODA - PELIcanu 625

L 400kV G. IALOMITEI - BUC.S. 605

L 400kV BUC.S. - DOMN4 512

L 400kV PELICANU - BUC.S. 506

L 400kV SIBIU S. - IERNUT 478

L 400kV TARIVERDE - TULCEA V. 472

L 400kV CERNAVODA - G. IALOMITEI C1 443

L 400kV CERNAVODA - G. IALOMITEI C2 427

L 400kV DOMNESTI - BRAZI V. 394

L 400kV STUPINA - VARNA 357

L 400kV TINTARENI - SIBIU S. 357

L 400kV G. IALOMITEI - LACU SARAT 333

L 400kV PORTI DE FIER - DJERDAP 311

L 400kV RAHMAN - DOBRUDJA 302

L 400kV ISACCEA - SMIRDAN c1 298

L 400kV ISACCEA - SMIRDAN c2 296

L 400kV GADALIN - IERNUT 288

L 400kV LACU SARAT - SMIRDAN 277

L 400kV MINTIA - ARAD 268

L 400kV GUTINAS - BACAU S. 263

L 400kV TINTARENI - BRADU 252

L 400kV BRASOV - SIBIU S. 241

L 400kV BACAU S. - ROMN4 231

L 400kV GUTINAS - BRASOV 217

L 400kV SIBIU S. - MINTIA 217

L 400kV BRAZI V. - DIRSTE 216

L 400kV URECHESTI - TINTARENI 198

L 400kV ARAD - NADAB 187

L 400kV NADAB - BECKESCSABA 186

L 400kV GADALIN - CLUJ EST 153

L 400kV ROMAN N. - SUCEAVA 140

L 400kV MEDGIDIA - CERNAVODA 138

L 400kV GADALIN - ROSIORI 132

L 400kV PORTI DE FIER - SLATINA 129

L 400kV CONSTANTA N. - CERNAVODA 121

L 400kV DIRSTE - BRASOV 120

L 400kV MUKACEVO - ROSIORI 105

31

L 400kV ISACCEA L.SARAT 99

L 400kV URECHESTI - DOMNESTI 93

L 400kV ROSIORI - ORADEA S. 87

Se mentioneaza ca au fost excluse din aceasta ordonare liniile de evacuare din centrale. Pe primele 8 dintre aceste linii de 400kV se depaseste puterea naturala (de cca. 450MW). Au fost marcate cu culoare mai inchisa liniile de granita. L 220kV cele mai incarcate in regimul R4 sunt, in ordine descrescatoare:

Denumire linie / sens circulatie P Circulatie

din catre P[MW}

L 220kV PORTILE DE FIER - RESITA c1 223

L 220kV PORTILE DE FIER - RESITA c2 223

L 220kV URECHESTI - TG. JIU 209

L 220kV BUCURESTI - FUNDENI c1 194

L 220kV BUCURESTI - FUNDENI c2 194

L 220kV BARU MARE - HASDAT 189

L 220kV PAROSENI - BARU MARE 176

L 220kV TG. JIU - PAROSENI 172

L 220kV BARBOSI - FOCSANI V. 162

L 220kV RESITA - TIMISOARA c1 159

L 220kV RESITA - TIMISOARA c2 159

L 220kV GUTINAS - DUMBRAVA 148

L 220kV DUMBRAVA - STEJARU 125

L 220kV STEJARU - GHEORGHIENI 114

L 220kV LOTRU - SIBIU S. c1, c2 102

L 220kV FOCSANI V. - GUTINAS 100

L 220kV ALBA IULIA - CLUJ FLORESTI 99

L 220kV MINTIA - ALBA IULIA 96

L 220kV TIMISOARA - SACALAZ 86

L 220kV ISALNITA - CRAIOVA c2 84

L 220kV BRAZI V. - TELEAJEN 81

L 220kV BRADU - TIRGOVISTE c1 80

L 220kV BRADU - TIRGOVISTE c2 79

L 220kV ISALNITA - CRAIOVA c1 76

Pe primele 11 linii din aceasta ordonare se depaseste puterea naturala (de cca. 150MW).

L110kV cele mai incarcate in regimul R4 sunt, in ordine descrescatoare:

32

Denumire linie / sens circulatie P Circulatie

din catre P[MW}

L 110kV BALTAGESTI - G. IALOMITEI 143

L 110kV MIRCEA VODA - MEDGIDIA SUD 83

L 110kV FUNDENI - OBOR c2 78

L 110kV CUDALBI - LIESTI 75

L 110kV JUGUREANU - POGOANELE 75

L 110kV SLOBOZIA S. - SLOBOZIA N. 75

L 110kV MEDGIDIA N. - CONSTANTA N. 75

L 110kV BUCURESTI S. - FILARET 73

L 110kV G. IALOMITEI - TANDAREI 73

L 110kV MEDGIDIA N. - MEDGIDIA 1 73

L 110kV G. IALOMITEI - SLOBOZIA S. 72

Circulatiile de putere in reteaua de 220-400kV in schema completa, pentru regimurile analizate sunt prezentate in anexele 3.3. De asemenea schimbul de putere reactiva cu sistemele vecine trebuie sa fie foarte redus, pentru a respecta prevederile din conventiile de exploatare pe liniile de interconexiune.

B. Nivel de tensiune si stabilirea domeniului de variatie a tensiunii

Nivelul de tensiune din SEN pentru un anumit palier de consum, este influentat de gradul de utilizare a mijloacelor de reglare a puterii reactive si de disponibilitatea acestora: - Generatoarele sincrone din centralele electrice clasice prin modificarea tensiunii la borne,

utilizand banda primara de Q din diagrama de capabilitate P-Q si grupurile eoliene de tipul wind free, precum si bateriile de condensatoare si bobinele de compensare din CEE;

- Bobinele de compensare; - Ploturile de functionare ale unitatilor de transformare de sistem si de bloc. In ceea ce priveste primul mijloc de reglare a puterii reactive, respectiv generatorul sincron, nivelul tensiunii la bornele generatoarelor a fost stabilit tinand cont de doua cerinte care trebuie indeplinite simultan, astfel incat: - generatoarele sa nu functioneze in capacitiv unde ar fi mai instabile dinamic si pentru ca tensiunile in nodurile de control din RET sa se mentina la un nivel cat mai ridicat (pentru a asigura un domeniu mai mare de variatie a tensiunii in nodurile de control din RET); - tensiunile in RET si RED sa nu depaseasca limitele admisibile superioare. Rezultatele privind utilizarea bobinelor de compensare si a comutarii ploturilor din unitatile de transformare sunt reprezentate in anexele:

anexa 3.9: Starea operativa a bobinelor in regimurile analizate

anexa 3.8: Ploturile de functionare ale transformatoarelor si autotransformatoarelor de sistem pentru regimurile analizate. Acestea au fost stabilite astfel incat tensiunile in RET si RED sa se incadreze in limite admisibile.

anexa 3.14: Ploturile de functionare ale transformatoarelor de bloc pentru grupurile modelate la borne din centralele care au grupuri in functiune atat in regimul R2 cat si in regimul de baza R4.

33

In aceasta anexa sunt evidentiate atat informatii privind incarcarea grupurilor din cele doua regimuri, cat si puterea disponibila a acestora, precum si caracteristicile transformatoarelor bloc aferente. Transformatoarele bloc ale grupurilor in functiune si la varf si la gol de sarcina au un singur plot sau sunt blocate pe un plot. Ploturile transformatoarelor de bloc ale grupurilor se mentin aceleasi la toate regimurile, in tot sezonul analizat, conform precizarilor din codul RET. In R4 s-au considerat in functiune si alte grupuri, suplimentar fata de cele comune balantelor 2 (corespunzatoare regimului R2, palier Gs T) si 4 (corespunzatoare regimului R4, palier VSI, regim de baza). S-a tinut cont de blocarea ploturilor pe anumite pozitii in cazul unor transformatoare bloc.

Pentru calculul regimurilor stationare s-a luat in considerare banda primara din diagramele P-Q ale generatoarelor sincrone (banda secundara este luata in considerare pentru analizele de stabilitate statica). In analiza criteriului N-1 in unele scheme cu retrageri din exploatare este posibil sa se recomande utilzarea atat a benzii primare cat si a celei secundare la unele din grupurile generatoare. S-a tinut cont de rezolvarea problemei tehnice care limita benda de putere reactiva a unitatii 1 a CNE. Noua banda este este Qmin=-100MVAr, Qmax=100MVAr, pentru o productie de 700MW.

In ceea ce priveste compensarea puterii reactive, utilizand grupurile din CEE, se mentioneaza ca banda de putere reactiva a tuturor centralelor eoliene a fost considerata cea aferenta domeniului -0.95 < cos < 0.95 in punctul comun de conectare la retea, domeniu in care CEE trebuie sa se incadreze, aceasta fiind cerinta impusa prin normele tehnice in vigoare.

Ipoteza privind cos pentru CEF este: -0.9

34

Regimul de gol

- Regimul de gol R2 corespunde palierului de consum Gs T gol sarbatoare toamna Regimul R2 este folosit pentru:

- a stabili pozitia ploturilor transformatoarelor bloc; - calcule de stabilitate statica;

- Regimul R2 este un regim admisibil, in care se respecta criteriul N-1. Pentru reglarea regimului R2 ( a nivelului de tensiune):

s-au conectat toate bobinele cu exceptia unei bobine in Cernavoda, a unei bobine in Isaccea si a bobinei din Gutinas care se mentin ca rezerva. Este considerata in functiune inclusiv bobina din Fundeni care este disponibila. CL 110kV si 220kV Fundeni sunt conectate;

s-a crescut nivelul tensiunii impuse la bornele generatoarelor sincrone astfel incat acestea sa functioneze in domeniul inductiv, sau usor in domeniul capacitiv, apoi, pentru respectarea criteriului N-1, adica pentru mentinerea tensiunii sub limita admisibila la declansari, s-au ajustat ploturile transformatoarelor de bloc si in continuare a celor de sistem.

Comportarea la palierul de Gs T a centralelor eoliene: acestea functioneaza in general in domeniul capacitiv, absorbind parte din productia de putere reactiva din zona Dobrogea care este mare fata de consumul de putere reactiva din zona, in special la palierul de gol.

a fost necesara pornirea confidential pentru incadrarea tensiunilor in zona Sibiu in limite admisibile. Acesta functioneaza in regim capacitiv, absorbind confidential.

nu a fost necesara deconectarea de linii descarcate.

reglarea tensiunilor din R2 s-a facut astfel incat acestea sa se incadreze in limitele admisibile, atat in schema completa, cat si la declansari intempestive, generatoarele sa functioneze pe cat posibil in regim inductiv, iar nivelul tensiunilor in nodurile de control ale RET sa fie cat mai ridicat.

Tensiunile calculate pentru bara 400kV Tariverde in regimurile de varf si regimul de gol se considera valori ale tensiunii de consemn pentru ASRU pentru schema N.

Stabilirea benzilor de tensiune din nodurile de control ale RET

Valorile minime ale benzilor de tensiune din nodurile de control ale RET s-au stabilit pentru regimul de functionare de varf in urma unor analize de verificare a criteriului N-1, cu scaderea iterativa a tensiunilor impuse la bornele generatoarelor si deconectarea unor anumite BC, astfel incat regimurile obtinute sa nu aiba tensiuni mai mici decat 380kV, 198kV si 99kV.

Pentru statiile de 400 si 220kV care se afla in interiorul sectiunilor deficitare S3, S4, S5 sau la interfata lor, criteriul N-1 s-a aplicat pentru schema N, la balante de puteri corespunzand nivelului puterilor admisbile calculate la capitolul de stabilitate statica.

Valorile maxime s-au identificat pe baza tensiunilor in regimul corespunzator palierului de gol.

Benzile de tensiune in nodurile de control ale RET sunt prezentate in anexa 3.7.

35

C. Consum propriu tehnologic

confidential

D. Verificarea criteriului de siguranta N-1 pentru regimurile de functionare

La functionare in schema completa de calcul pentru iarna 2014-2015, declansarea unui element de retea poate conduce la regimuri cu tensiuni si curenti in afara limitelor admisibile, posibil a fi rezolvate, fie prin masuri preventive, fie prin masuri postavarie. Acestea: - vor fi incluse in propunerea de schema normala de functionare pentru iarna 2014-2015, sau - se vor aplica ca abatere de la schema normala. In toate regimurile, s-a verificat ca pot fi mentinute in rezerva unitati de transformare in unele statii. Stabilirea unitatilor de transformare in rezerva se face in baza analizelor de reducere a cpt, dar cu respectarea criteriului N-1, tinand cont ca desemnarea unitatii in functiune este facuta de ST-uri avand in vedere alternanta sezoniera (semestriala/lunara).

Astfel, unitatile de transformare propuse a fi mentinute in rezerva calda sunt:

DET 1: AT2 220/110kV Dumbrava, AT2 220/110kV FAI, AT4 220/110kV Gutinas, AT3 sau AT4 400/220kV L.Sarat prin rotire lunara;

DET 2: AT1,3 220/110kV Tr. Magurele, T4 400/110kV G. Ialomitei, T2 400/110kV Medgidia S., AT2 220/110kV Ghizdaru DET 3: AT2 220/110kV Isalnita, AT2 220/110kV Craiova N., AT1 220/110kV Arefu, AT 220/110kV Urechesti, AT1 220/110kV Gradiste, AT1 220/110kV Bradu, DET 4:

AT2 220/110kV Pestis, AT1 220/110kV Resita, AT2 220/110kV Mintia, AT3 400/220kV Mintia, AT2 220/110kV Iaz, T2 400/110kV Oradea S. DET 5:

AT2 220/110kV Ungheni, AT2 220/110kV Gheorghieni.

Se mentioneaza ca AT 220/110kV Teleajan este necesar sa fie in functiune pentru a se respecta criteriul N-1 la declansarile:

- L 220kV Targoviste - Brazi V. - Teleajan sau - L 220kV Teleajan - Stalpu sau - AT 220/110kV Stalpu Pastrarea sa in rezerva ar conduce la tensiuni sub limita admisibila in reteaua de 110kV din zona Buzau, in cazul in care nu ar exista productie in amenajarile hidroenergetice de pe raurile Buzau si Ialomita Se mentioneaza ca AT1 220/110kV Hasdat este indisponibil pe toata durata analizata. AT1 220/110kV FAI sunt indisponibile pana la sfarsitul anului 2014 Incepand cu ianuarie 2015 se pune in functiune T3 400/110kV Tulcea V.

In toate regimurile, datorita mentinerii in rezerva calda a unor unitati de transformare se functioneaza conform informatiilor din tabelul 3.7

Tabel 3.7

36

Nr. crt.

Mentinere in rezerva DET Masura de regim

1 AT2 220/110kV Dumbrava 1 CT 110kV Dumbrava conectata , AT1 220/110kV Dumbrava si T 400/110kV Roman N. in functiune

2 AT2 220/110kV FAI 1 CT 110kV FAI conectata AT1 220/110kV FAI si AT 220/110kV Munteni V. in functiune

3 AT4 220/110kV Gutinas 1 CL 1A-1B 110kV Gutinas conectata si AT 220/110kV Focsani V., AT 220/110kV Borzesti si AT3 220/110kV Gutinas in functiune

4

AT3 400/220kV L.Sarat (octombrie, decembrie, februarie)

1 CT 220kV conectata

5 AT1,3 220/110kV Tr. Magurele, 2 unitati

2 CT12 110kV Tr. Magurele conectata, cu AT2 220/110kV Tr.Magurele, AT1 220/110kV Ghizdaru, bucle 110kV intre zonele Domnesti si Ghizdaru in functiune

6 T4 400/110kV G. Ialomitei

2 T3 400/110kV G.Ialomitei, T2 400/110kV Pelicanu si AT 220/110kV Mostistea in functiune

7 AT2 220/110kV Ghizdaru 2 AT1 220/110kV Ghizdaru , CTA sau CTB 110kV Ghizdaru in functiune

8 T2 400/110kV Medgidia S.

2 CT 110kV Medgidia S.conectata, T1 400/110kV Medgidia S., T1,2 400/110kV Constanta N. si Tulcea V. in functiune

9 AT2 220/110kV Isalnita

3 CT 110kV Isalnita conectata, AT1 220/110kV Isalnita, AT 220/110kV Sardanesti, AT 220/110kV Tg.Jiu si AT1 220/110kV Craiova N. in functiune

10 AT2 220/110kV Craiova N.

3

CCB 110kV Craiova Nord intre B2 si B1B conectata cu CL 110kV 1A-1B Craiova N. conectata, AT1 220/110kV Craiova N., AT 220/110kV Sardanesti, AT 220/110kV Tg. Jiu si AT1 220/110kV Isalnita in functiune

11 AT1 220/110kV Arefu

3 CT 110kV Arefu conectata, AT2 220/110kV Arefu, AT 220/110kV Pitesti si AT2 220/110kV Bradu in functiune

12 AT 220/110kV Urechesti

3 AT 220/110kV Sardanesti, AT 220/110kV Tg.Jiu N. in functiune

13 AT1 220/110kV Gradiste

3 AT2 220/110kV Gradiste, T 400/110kV Draganesti Olt in functiune

14 AT1 220/110kV Bradu

3 Cupla 110kV conectata, AT2 220/110kV Bradu, AT2 220/110kV Arefu in functiune

15 AT2 220/110kV Pestis

4 CL 110kV Pestis conectata, AT1 220/110kV Pestis si AT1 220/110kV Mintia in functiune

16 AT2 220/110kV Mintia 4 CT 110kV Mintia conectata AT1 220/110kV Mintia si AT1 220/110kV Pestis in functiune

17 AT3 400/220kV Mintia 4 CL si una dintre cuplele combinate conectate cu functie de CT, AT4 400/220kV Mintia in functiune

18 AT1 220/110kV Resita

4 CT 110kV Resita conectata, AT2 220/110kV Resita si AT1 220/110kV Iaz in functiune

19 AT2 220/110kV Iaz 4 CT 110kV Resita conectata, AT2 220/110kV Resita si AT1 220/110kV Iaz in functiune

37

Nr. crt.

Mentinere in rezerva DET Masura de regim

20 T2 400/110kV Oradea S. 4 T1 400/110kV Oradea S. in functiune

21 AT2 220/110kV Ungheni

5 CTA 110kV Ungheni conectata , cu CL 1A-1B 110kV Ungheni conectata, AT1 220/110kV Ungheni, AT 220/110kV Fantanele si AT 220/110kV Iernut in functiune

22 AT2 220/110kV Gheorghieni

5 CL 1A-1B 110kV Gheorghieni conectata, AT1 220/110kV Gheorgieni si linia 110kV M.Ciuc-Vlahita conectata

In toate regimurile zonele Fundeni 110kV A + B functioneaza debuclat: liniile 110kV Fundeni-CET Brazi cu derivatie Tancabesti, Afumati-Caciulati si CT 110kV Solex sunt deconectate (cu urmatoarea distributie in statia Solex: Bara 1 Solex: liniile 110kV FCME, Dudesti bara 2, Fundulea Bara 2 Solex: linia 110kV Fundeni bara B Bobina de compensare 110kV din statia Fundeni se mentine permanent in functiune, CL 110kV si CL 220kV Fundeni conectate. L 110kV Fundeni-Otopeni se conecteaza, L 110kV Pajura-Baneasa se deconecteaza. La declansarea AT1, respectiv AT2 220/110kV Fundeni, consumatorii statiilor racordate la bara 110kV A, respectiv bara 110kV B a statiei Fundeni raman alimentati. In toate regimurile CLT 110kV Progresu este conectata, asa cum a fost si in schema normala de iarna.

In toate regimurile, la declansarea si dupa probarea nereusita cu tensiune:

L 400kV Roman-Suceava, se deconecteaza postavarie T 400/110kV Suceava (si invers), L 400kV Rosiori-Oradea Sud, se deconecteaza postavarie T 400/110kV Oradea S. aflat in functiune, L 220kV FAI-Suceava, se deconecteaza postavarie AT 220/110kV Suceava (si invers), L 400kV Cluj E.-Gadalin, se deconecteaza postavarie T7 400/110kV Cluj E (si invers), L 220kV Stalpu-Teleajan, se deconecteaza postavarie AT 220/110kV Stalpu (si invers), L 400kV Slatina-Draganesti Olt, se deconecteaza postavarie T 400/110kV Draganesti Olt (si invers), L 220kV Rosiori-Vetis se deconecteaza postavarie AT 220/110kV Vetis (si invers). L 220kV Bradu-Pitesti S. se deconecteaza postavarie AT 220/110kV Pitesti S. (si invers) L 220kV Cetate-Calafat se deconecteaza postavarie AT 220/110kV Calafat (si invers)

Deconectarea unitatii de transformare se face dupa probarea nereusita a liniei declansate. Pe perioada functionarii in gol cu unitatea de transformare se aduce in rezerva BC 400kV, in statiile unde este instalata. In toate regimurile, zona Constanta-Medgidia functioneaza buclat cu zona Tulcea, prin conectarea L 110kV Baia-M.Viteazu, Zebil-M.Viteazu si Harsova-Topolog cu derivatie Cismeaua. Trebuie asigurata o functionare in bucla a CEE din zona astfel incat sa se evite functionarea insularizata a CEE pe statiile de consum dupa un defect pe o linie de 110kV.

In toate regimurile, L 110kV Baltagesti-G.Ialomitei se considera conectata la ambele capete. L 110kV Baltagesti-Basarabi se considera deconectata in statia Baltagesti si conectata

38

in statia Basarabi. Se analizeaza configuratia acestor linii in corelatie cu diversele retrageri din zona si a productiei CEE.

In toate regimurile, conform cerintelor DET 3, se conecteaza L 110kV Arges Sud

Jiblea, Valea Danului-CHE Cornetu cu derivatie CHE Gura Lotrului. L 110kV Poiana Lacului-Cazanesti se mentine in rezerva.

In toate regimurile, schema in statia Tariverde este urmatoarea: Bara 1A 400kV: T1,3 400/110kV si L 400kV Constanta N.-Tariverde; Bara 2A 400kV:T2 400/110kV si L 400kV Tulcea V.-Tariverde; Bara 1 110kV: T1,3 400/110kV, CEE Fantanele Est, Fantanele Vest; Bara 2 110kV: T2 400/110kV, CEE Cogealac, pentru a evita incarcarea CT 110kV Tariverde peste limita admisibila data de TC (cu ITC=800A), la declansarea unei unitati de transformare 400/110kV Tariverde, CEE Fantanele Est + Vest si Cogealac vor debita puterea totala astfel: productia sa fie de maxim confidential pe bara 2 110kV Tariverde, astfel incat sa se previna incarcarea cuplei 110kV peste Iadm=120%*ITC, unde ITC=800A, la declansarea acestei singure unitati de transformare. Daca productia este mai mare decat acest prag, atunci postavarie, dupa declansarea unitatii de transformare, aceasta se limiteaza la confidential. In toate regimurile se functioneaza cu CL 110kV Sibiu Sud conectata, deoarece exista un singur transformator 400/110kV in statia Sibiu Sud si cu L 110kV Orlat-Petresti conectata.

In toate regimurile in statia Mintia 220kV se functioneaza cu CL si cu una dintre cuplele combinate conectate cu functie de CT.

Structura retelei in sectiunea caracteristica S4 este urmatoarea:

1. in statia Hoghiz se deschide SC 1A-1B, se deconecteaza CT A 110kV si se conecteaza CT B 110kV;

2. L 110kV Fagaras conectata pe bara 2 in statia Hoghiz L 110kV Tusnad-V. Crisului deconectata in V. Crisului;

3. L 110kV Copsa Mica-Medias deconectata in statia 110kV Copsa Mica; 4. L 110kV Tarnaveni-Medias conectata; 5. in statia Tarnaveni este conectata CC-1, ca CT 110kV; 6. L 110kV Tauni-Blaj deconectata 7. L 110kV C.Turzii-IMA si C.Turzii-Aiud conectate in statia 110kV C. Turzii, CT 110kV

C. Turzii deconectata pana la inceperea in ianuarie 2015 a lucrarilor de RTh in statia 110kV C. Turzii. Dupa inceperea lucrarilor de RTh (din ianuarie 2015), in statia 110kV C. Turzii vor fi in functiune provizoratele de ocolire a statiei C. Turzii; - Se sunteaza L 110 kV C.Turzii-Aiud-Ocna Mures cu L 110 KV C. Turzii-Iernut, rezultand L 110 kV Iernut-Ocna MuresAiud;. - Se sunteaza L 110 kV C.Turzii-IMA-Aiud-Ocna Mures cu L 110 KV C.Turzii-Poiana rezultand L 110 kV Poiana-Ocna Mures-IMA-Aiud; - Restul echipamentelor vor ramane in functiune pe o singura bara in st. C.Turzii.

8. L 110kV Orlat-Petresti conectata; 9. CT Vascau conectata, conform solicitarii DET 4, ca abatere de la schema normala;

Se va functiona astfel: - bara 1 110kV Vascau: L 110kV Bradu (in schema normala), L 110kV Beius (ca abatere de la schema normala);

39

- bara 2 110kV Vascau: L 110kV Sudrigiu (in schema normala), L 110kV Varfurile (ca abatere de la schema normala);

10. L 110kV Salonta-Ch. Cris conectata, conform solicitarii DET 4, in schema normala. In toate regimurile, datorita indisponibilitatii AT1 220/110kV Hasdat, zonele Mintia, Pestis si Hasdat 110kV functioneaza buclat intre ele si debuclat fata de zonele 110kV Arad, Oradea, Al. Iulia. In toate regimurile se functioneaza cu CL, CTA si CTB 110kV Brasov in rezerva, cu CL 110kV Zizin si Sfantu Gheorghe conectate. In toate regimurile se functioneaza cu CLT 220kV intre statiile 220kV Targoviste A si B conectata. In toate regimurile grupul 1 din CNE Cernavoda este modelat tinand cont de reparatia care a condus la eliminarea restrictiei de producere de putere reactiva (eliminare vibratii prin instalarea unor greutati de echilibrare pe rotorul generatorului). Acesta poate functiona atat in regim de absorbtie, cat si de producere de putere reactiva. In continuare se fac numeroase referiri la zonele de CEE, asa cum au fost definite la cap. 3.3.1: zona Dobrogea; zonele 110kV L.Sarat si Smardan si statiile 400/110kV Stupina si Rahman; zona Moldova; zona Banat; zona Baltagesti, G. Ialomitei.

40

Regim R1

D1 Regimul R1 este un regim de varf mediu seara zi de lucru toamna, corespunzator lunii octombrie. Palierul de consum este 8100MW, in conditiile unui sold de export de 1100MW. Productia CEF=0. S-a tinut cont de prelungirea perioadei de oprire totala a CET Vest, suplimentar fata de planul anual de retrageri grupuri. D2 In regimul R1 schema de calcul corespunzatoare considera ca: -este in functiune provizoratul din statia G.Ialomitei reprezentat de suntarea L 400kV Cernavoda-G.Ialomitei c2 cu L 400kV Buc.S.-G.Ialomitei. In acelasi timp L 400kV Cernavoda-G.Ialomitei c1 va fi in functiune pe celula Buc.S. in statia G.Ialomitei. Acest provizorat este necesar pentru inlocuire modul GIS SB1 400 kV din celula LEA 400 kV Cernavoda circ. 1 defect (modul defectat la incidentul din data de 25.06 ora 12:36). -nu este pusa in functiune linia dc 110kV Domnesti-Militari; -in statia Tulcea V. se desfasoara lucrari de RTh: este finalizata etapa 1 din statia 400kV Tulcea V., ceea ce conduce la anularea conditionarilor de regim din perioada functionarii cu o singura bara 400kV, dar nu este finalizata etapa a doua din aceasta statie (nu este pus in functiune al treilea T 400/110kV Tulcea V.). Se functioneaza cu doua diametre complete in statia noua cu 1.5 intreruptoare/circuit; in statia 110kV Tulcea V. este in curs de desfasurare etapa 1; -nu sunt demarate inca lucrarile de RTh din statia 110kV Campia Turzii; -nu sunt demarate lucrarile de RTh din statia 220/110kV Vetis. D3 In regimul R1, productia ridicata a CEE conduce la:

incarcarea L 220kV Barbosi-Filesti si Barbosi-Focsani V. pana la cca.847A, la declansarea L 400kV Smardan-Gutinas;

incarcarea L 110kV Medgidia N.-Medgidia 1 si a Mircea Voda-Medgidia S. pana la cca. 587A la declansarea L 400kV Tulcea V.-Isaccea;

incarcarea unui T 400/110kV Tulcea V. la cca.110%Sn si a L 110kV Medgidia N.-Medgidia 1 la cca. 492A, la declansarea celuilalt T 400/110kV Tulcea V.;

incarcarea L 110kV Slobozia S.-Dragos Voda, Dragos Voda-Vlad Tepes si Vlad Tepes-Lehliu pana la 536A, la declansarea L 400kV Buc. S.-Pelicanu.

incarcarea AT3 si AT4 400/220kV Buc.S. la cca. 104%Sn, la declansarea L 400kV Domnesti-Buc.S.;

incarcarea AT3 (4) 400/220kV Buc.S. la cca. 106%Sn, la declansarea AT4 (3) 400/220kV Buc.S. Dupa aplicarea masurii de regim de deconectare a L 110kV Medgidia 1-Nazarcea, se modifica circulatiile in zona: -la declansarea L 400kV Tulcea V.-Isaccea se descarca L 110kV Medgidia N.-Medgidia 1 si se incarca L 110kV Mircea Voda-Medgidia S. pana la cca. 560A; -la declansarea T 400/110kV Medgidia S. sau a L 400kV Medgidia S.-Cernavoda se incarca L 110kV Medgidia N.-Constanta N. pana la cca. 560A. In plus, dupa aplicarea masurii de regim de conectare a L 110kV Pogoanele-Jugurean si V.Calugareasca-Urziceni:

41

-se reduce substantial circulatia pe L 220kV Barbosi-Filesti si Barbosi-Focsani V. la declansarea L 400kV Smardan-Gutinas, ajungand sub val