Back

Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei - ANRE

Ordinul nr. 29/2013 privind modificarea şi completarea Normei tehnice "Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene", aprobată prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 51/2009

În vigoare de la 29.05.2013

Te interesează forma portabilă a documentului? O poți cumpăra online în varianta PDF sau Kindle!

Preț: 10,91 Lei cu TVA

Cumpără document în formă actualizată

Având în vedere prevederile art. 70 din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012,

în temeiul prevederilor art. 5 alin. (1) lit. c) şi art. 9 alin. (1) lit. h) din Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 33/2007 privind organizarea şi funcţionarea Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 160/2012,

preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei emite următorul ordin:

Art. I.

Norma tehnică "Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene", aprobată prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 51/2009, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 306 din 11 mai 2009, se modifică şi se completează după cum urmează:

1. La articolul 3, alineatul (3) se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

(3) Definiţii:

Bara/Barele colectoare a/ale CEE Bara/Barele electrică/electrice în care debitează grupurile generatoare dintr-o centrală electrică eoliană
Centrală electrică eoliană Unul sau mai multe grupuri electrice eoliene racordate în acelaşi punct la reţeaua electrică de interes public
Centrală electrică eoliană dispecerizabilă Centrală electrică eoliană cu o putere instalată mai mare de 5 MW
Centrală electrică eoliană nedispecerizabilă Centrală electrică eoliană cu o putere instalată mai mică sau egală cu 5 MW
Grup generator Ansamblu de echipamente (de regulă rotative) destinat producţiei de energie electrică prin transformarea unei alte forme de energie
Grup generator eolian Grup generator destinat să transforme energia cinetică a vântului în energie electrică
Operator de reţea După caz, operatorul de transport şi de sistem, un operator de distribuţie sau un alt deţinător de reţea electrică de interes public
Puterea nominală a unui grup generator eolian Puterea electrică maximă pe care o poate produce un grup generator eolian, în funcţionare continuă, în condiţii normale de funcţionare, mărime indicată de fabricant
Putere disponibilă - Pd (a unui GGE, a unei CEE) Puterea electrică maximă care poate fi produsă în regim continuu de GGE/CEE, în condiţiile momentane (tehnice şi de mediu), specifice locului în care se află amplasat(ă)
Putere instalată (a unei CEE) Suma puterilor nominale ale GEE din componenţa CEE
Punct de racordare Punct fizic din reţeaua electrică la care se racordează un utilizator
Punct de delimitare Loc în care instalaţiile utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalaţiile operatorului de reţea. Punctul de delimitare al unei CEE este stabilit în ATR.
Punct comun de cuplare Punct al unei reţele electrice, cel mai apropiat din punct de vedere electric de un utilizator, la care sunt sau pot fi conectaţi şi alţi utilizatori, reprezentat, de regulă, de punctul de delimitare sau de punctul de măsurare, astfel cum este stabilit în ATR"

2. Articolul 4 se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

Art. 4.

La aplicarea prezentei norme se vor avea în vedere următoarele standarde, cu caracter de recomandare:

a) SR EN 61400-1: Turbine eoliene. Partea 1: Condiţii de proiectare, la ediţia în vigoare;

b) SR EN 61400-2: Turbine eoliene. Condiţii de proiectare ale turbinelor eoliene mici, la ediţia în vigoare;

c) SR EN 61400-21: Turbine eoliene. Partea 21: Măsurarea şi evaluarea caracteristicilor de calitate a energiei a turbinelor eoliene conectate la o reţea electrică, la ediţia în vigoare;

d) SR EN 50438: Prescripţii pentru conectarea microgeneratoarelor în paralel cu reţelele electrice publice de distribuţie de joasă tensiune, la ediţia în vigoare."

3. La articolul 10, alineatul (3) se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

(3) Dacă valoarea frecvenţei ajunge la o valoare mai mare decât cea corespunzătoare segmentului D-E pe curba caracteristică prezentată în figura 2, CEED este deconectată. Condiţiile de repunere în funcţiune se stabilesc de către OTS."

4. La articolul 10 alineatul (4), litera a) se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

a) să asigure scăderea puterii active cu cel puţin 40% din puterea disponibilă (sau de consemn)/Hz la creşterea frecvenţei peste 50,2 Hz;".

5. La articolul 16, alineatul (4) se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

(4) Viteza de răspuns a sistemului de reglaj al tensiunii trebuie să fie de minimum 95% din puterea reactivă disponibilă în 30 de secunde."

6. Articolul 17 se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

Art. 17.

În regim normal de funcţionare al reţelei, CEED nu trebuie să producă în PCC variaţii rapide de tensiune mai mari de ±4% din tensiunea nominală la medie şi înaltă tensiune şi de ±5% din tensiunea nominală la joasă tensiune."

7. Articolul 19 se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

Art. 19.

Indiferent de numărul GGE şi al instalaţiilor auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, CEED trebuie să asigure în PCC calitatea energiei electrice conform cu reglementările tehnice în vigoare."

8. Articolul 22 se abrogă.

9. Articolul 24 se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

Art. 24.

(1) În situaţii justificate, evidenţiate prin studii proprii, operatorul de reţea poate impune condiţii suplimentare celor prevăzute în cap. V sau mai restrictive, în scopul asigurării funcţionării în condiţii de siguranţă a reţelei electrice.

(2) CEED cu puterea instalată mai mare decât 5 MW şi mai mică sau egală cu 10 MW sunt exceptate de la aplicarea prevederilor art. 10-12, 16, 21 şi 23."

10. Articolul 25 se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

Art. 25.

(1) Pentru CEEND cu puterea instalată ≥ 1 MW, dar până la 5 MW, cerinţele minime sunt cele prevăzute la art. 5-9, 13-15 şi 17-20.

(2) CEEND cu puteri instalate ≤ 1 MW trebuie să respecte următoarele cerinţe minime:

(a) să poată fi conectate şi deconectate prin comandă de la distanţă;

(b) să funcţioneze în paralel cu reţeaua fără a produce variaţii de tensiune mai mari de ±4% din tensiunea nominală la medie şi înaltă tensiune şi de ±5% din tensiunea nominală la joasă tensiune;

(c) să respecte condiţiile de calitate a energiei electrice produse, stabilite de operatorul de reţea, conform normelor tehnice în vigoare.

(3) În situaţii justificate, evidenţiate prin studii proprii, operatorul de reţea poate impune pentru CEEND condiţii suplimentare celor prevăzute în cap. VI sau mai restrictive, în scopul asigurării funcţionării în condiţii de siguranţă a reţelei electrice."

11. Articolul 26 se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

Art. 26.

Producătorul de energie electrică care deţine GGE/CEE cu puteri mai mari de 1 MW trebuie să asigure continuitatea transmiterii informaţiilor către operatorul de reţea."

12. Articolul 28 se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

Art. 28.

Producătorul care deţine CEED este obligat să furnizeze către OTS prognoze de producţie - putere activă - pe baza datelor meteo, pe termen mediu - 1-3 zile şi scurt - 4-24 de ore."

13. Articolul 29 se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

Art. 29.

(1) Solicitantul de ATR şi producătorul de energie electrică în GGE/CEE vor trimite la operatorul de reţea, după caz, pentru fiecare CEE pentru care solicită racordarea, respectiv efectuarea de probe pentru PIF, datele tehnice prevăzute în tabelul 1 sau 2, unde:

S - date standard de planificare, comunicate prin cererea de racordare, pentru elaborarea studiului de soluţie;

D - date de detaliu de planificare, comunicate cu minimum 3 luni înainte de PIF;

T - date determinate (înregistrate) în urma probelor (testelor) care fac obiectul activităţilor de testare monitorizare şi control. Determinarea acestor date se realizează în cadrul probelor de PIF şi se transmit operatorului de reţea în maximum 10 zile de la PIF.

(2) Punerea în funcţiune şi darea în exploatare a GGE/CEE se face numai după realizarea probelor de funcţionare, integrarea în sistemul SCADA al operatorului de reţea şi transmiterea la acesta a rezultatelor probelor, prevăzute în tabelele 1-5, determinate conform procedurii prevăzute la art. 30 alin. (5).

Tabelul 1 - Date pentru CEED

Descrierea datelor
(simbol)
Unităţi de măsură Categoria datelor
Firma producătoare a grupului electric eolian Denumire S
Numărul de grupuri eoliene care constituie CEED Număr S
Tipul grupurilor generatoare eoliene care constituie CEED Descriere S
Aprobarea de tip pentru grup electric eolian Număr certificat S
Racordare la reţea, amplasare bară colectoare şi punctul de delimitare Text, schemă S
Tensiunea nominală în punctul de delimitare kV S
Schema electrică a întregii centrale electrice eoliene Schemă D
La nivelul centralei electrice eoliene:
Puterea activă nominală a CEED MW S
Puterea maximă aparentă nominală la bara colectoare a CEED MVA S
Putere activă netă maximă la bara colectoare a CEED MW D
Frecvenţa de funcţionare la parametri nominali Hz D
Viteza maximă/minimă de variaţie a puterii active ce poate fi realizată la nivelul CEED MW/min T
Consumul serviciilor proprii la puterea maximă produsă la bara colectoare MW T
Condiţii speciale de conectare/deconectare a centralei electrice eoliene, altele decât ale grupurilor electrice eoliene componente Text S
Modelul matematic al centralei electrice eoliene şi simulările efectuate Text D
Reglajul puterii active în PCC (bucla de reglare) Schema de reglare, viteza de încărcare- descărcare D
Reglajul tensiunii în PCC (bucla de reglare) Schema de reglare D
Reglajul factorului de putere în PCC (bucla de reglare) Schema de reglare D
Diagrama PQ în PCC Date grafice T
Parametrii liniei de racordare la SEN S
Date referitoare la grupurile generatoare eoliene care alcătuiesc centrala electrică eoliană
Tipul unităţii eoliene (cu ax orizontal/vertical) Descriere S
Numărul de pale Număr S
Diametrul rotorului m S
Înălţimea axului rotorului m S
Sistemul de comandă a palelor (pitch/stall) Text S
Sistemul de comandă a vitezei (fix/cu două viteze/variabil) Text S
Tipul de generator Descriere S
Tipul de convertor de frecvenţă şi parametrii nominali (kW) S
Puterea activă nominală MW S
Puterea activă maximă măsurată la bara colectoare a CEED - valoarea medie pe 60 de secunde; - valoarea medie pe 0,2 secunde. MW T
Puterea activă maxim permisă MW S
Puterea aparentă nominală kVA S
Viteza de variaţie a puterii active MW/min T
Puterea reactivă, specificată ca valoare medie pe 10 minute în funcţie de valoarea medie pe 10 minute a puterii active generate*) KVAr S, T
Curentul nominal A S
Tensiunea nominală V S
Viteza vântului de pornire m/s S
Viteza nominală a vântului (corespunzătoare puterii nominale) m/s S
Viteza vântului de deconectare m/s S
Variaţia puterii generate cu viteza vântului Curba de variaţie S
Diagrama P-Q Date grafice D, T
Unităţi de transformare MT/110kV prin care CEED se racordează la bara de 110kV:
Număr de înfăşurări Text S
Puterea nominală pe fiecare înfăşurare MVA S
Raportul nominal de transformare kV/kV S
Tensiuni de scurtcircuit pe perechi de înfăşurări % din Unom S
Pierderi în gol kW S
Pierderi în sarcină kW S
Curentul de magnetizare % S
Grupa de conexiuni Text S
Domeniu de reglaj kV-kV S
Schema de reglaj (longitudinal sau longo-transversal) Text, diagramă D
Mărimea treptei de reglaj % D
Reglaj sub sarcină DA/NU D
Curba de saturaţie Diagramă D
Parametri de calitate ai energiei electrice pe fiecare grup (proiectaţi/realizaţi)
Coeficient de flicker la funcţionare continuă*) S, T
Factorul-treaptă de flicker pentru operaţii de comutare*) S, T
Factor de variaţie a tensiunii*) S, T
Numărul maxim de operaţii de comutare la interval de 10 minute*) S, T
Numărul maxim de operaţii de comutare la interval de 2 ore*) S, T
La bara colectoare
Factor total de distorsiune de curent THDi*) S, T
Armonice (până la armonica 50)*) S, T
Factor de nesimetrie de secvenţă negativă S, T

*) Conform tabelelor 3, 4, 5.

Tabelul 2 - Date pentru CEEND

Descrierea datelor
(simbol)
Unităţi de măsură Categoria datelor
Firma producătoare a grupului electric eolian Denumire S
Numărul de grupuri eoliene care constituie CEEND Număr S
Tipul grupurilor generatoare eoliene care constituie CEEND Descriere S
Aprobarea de tip pentru grup electric eolian Număr certificat S
Racordare la reţea, amplasare bara colectoare şi punctul de delimitare Text, schemă S
Tensiunea nominală în punctul de delimitare kV S
Schema electrică a întregii centrale electrice eoliene Schemă D
La nivelul centralei electrice eoliene:
Puterea activă nominală a CEEND MW S
Puterea maximă aparentă la bara colectoare a CEEND MVA S
Putere activă netă maximă la bara colectoare a CEEND MW D
Frecvenţa de funcţionare la parametri nominali Hz D
Consumul serviciilor proprii la puterea maximă produsă la bara colectoare MW T
Condiţii speciale de conectare/deconectare a centralei electrice eoliene, altele decât ale grupurilor electrice eoliene componente Text S
Parametrii liniei de racordare la SEN S
Date referitoare la grupurile generatoare eoliene care alcătuiesc centrala electrică eoliană
Tipul unităţii eoliene (cu ax orizontal/vertical) Descriere S
Numărul de pale Număr S
Diametrul rotorului m S
Înălţimea axului rotorului m S
Sistemul de comandă a palelor (pitch/stall) Text S
Sistemul de comandă a vitezei (fix/cu două viteze/variabil) Text S
Tipul de generator Descriere S
Tipul de convertor de frecvenţă şi parametrii nominali (kW) S
Puterea activă nominală MW S
Puterea activă maximă măsurată la bara colectoare a CEEND - valoarea medie pe 60 de secunde; - valoarea medie pe 0,2 secunde. MW T
Puterea activă maxim permisă MW S
Puterea aparentă nominală kVA S
Viteza de variaţie a puterii active MW/min T
Puterea reactivă, specificată ca valoare medie pe 10 minute în funcţie de valoarea medie pe 10 minute a puterii active generate*) KVAr S
Curentul nominal A S
Tensiunea nominală V S
Viteza vântului de pornire m/s S
Viteza nominală a vântului (corespunzătoare puterii nominale) m/s S
Viteza vântului de deconectare m/s S
Variaţia puterii generate cu viteza vântului Tabel S
Diagrama P-Q Date grafice D, T
Unităţi de transformare JT/MT, respectiv MT/110kV prin care CEEND se racordează la bara de MT sau 110kV:
Număr de înfăşurări Text S
Puterea nominală pe fiecare înfăşurare MVA S
Raportul nominal de transformare kV/kV S
Tensiuni de scurtcircuit pe perechi de înfăşurări % din Unom S
Pierderi în gol kW S
Pierderi în sarcină kW S
Curentul de magnetizare % S
Grupa de conexiuni Text S
Domeniu de reglaj kV-kV S
Schema de reglaj (longitudinal sau longo-transversal) Text, diagramă D
Mărimea treptei de reglaj % D
Reglaj sub sarcină DA/NU D
Curba de saturaţie Diagramă D
Parametri de calitate ai energiei electrice pe fiecare grup (proiectaţi/realizaţi)
Coeficient de flicker la funcţionare continuă*) S, T
Factorul-treaptă de flicker pentru operaţii de comutare*) S, T
Factor de variaţie a tensiunii*) S, T
Numărul maxim de operaţii de comutare la interval de 10 minute*) S, T
Numărul maxim de operaţii de comutare la interval de 2 ore*) S, T
La bara colectoare
Factor total de distorsiune de curent THDi*) S, T
Armonice (până la armonica 50)*) S, T
Factor de nesimetrie de secvenţă negativă S, T

*) Conform tabelelor 3, 4, 5.

Tabelul 3 - Putere reactivă/GGE

Puterea activă la ieşire
(% din Pn)
Puterea activă la ieşire
(kW)
Puterea reactivă
(kVAr)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Puterea reactivă evaluată la Pmc (kVAr)
Puterea reactivă evaluată la P60 (kVAr)
Puterea reactivă evaluată la P0,2 (kVAr)

Tabelul 4 - Fluctuaţii de tensiune

1. În funcţionare continuă

Unghiul impedanţei de fază a reţelei, Ψk 30° 50° 70° 85°
Viteza medie anuală a vântului, va Coeficientul de flicker, c (Ψk, va)
6,0 m/s
7,5 m/s
8,5 m/s
10,0 m/s

2. În cazul operaţiilor de comutare

Cazul operaţiei de comutare Comutare la viteza de pornire
(vcut-in)
Numărul maxim de operaţii de comutare, N10
Numărul maxim de operaţii de comutare, N120
Unghiul de fază a impedanţei reţelei, Ψk 30° 50° 70° 85°
Factorul treaptă de flicker, kfk)
Factorul de variaţie a tensiunii, kuk)
Cazul operaţiei de comutare Comutare la viteza nominală
(vn)
Numărul maxim de operaţii de comutare, N10
Numărul maxim de operaţii de comutare, N120
Unghiul de fază a impedanţei reţelei, Ψk 30° 50° 70° 85°
Factorul-treaptă de flicker, kfk)
Factorul de variaţie a tensiunii, kuk)
Cazul operaţiei de comutare Cea mai defavorabilă comutare între grupurile eoliene
Numărul maxim de operaţii de comutare, N10
Numărul maxim de operaţii de comutare, N120
Unghiul de fază a impedanţei reţelei, Ψk 30° 50° 70° 85°
Factorul-treaptă de flicker, kfk)
Factorul de variaţie a tensiunii, kuk)

Tabelul 5 - Armonice de curent

Rangul Puterea activă la ieşire
(kW)
Curentul armonic
(% din In)
Rangul Puterea activă la ieşire
(kW)
Curentul armonic
(% din In)
2 3
4 5
6 7
8 9
10 11
12 13
14 15
16 17
18 19
20 21
22 23
24 25
26 27
28 29
30 31
32 33
34 35
36 37
38 39
40 41
42 43
44 45
46 47
48 49
50
Factorul maxim de distorsiune total de curent (% din In)
Puterea la ieşire pentru valoarea maximă a factorului de distorsiune total de curent (kW)

NOTĂ:

Abaterile faţă de valorile transmise trebuie anunţate. La cererea operatorului de reţea, producătorul este obligat să îi transmită raportul cuprinzând rezultatele testelor. Orice modificări ulterioare trebuie aprobate de operatorul de reţea."

14. Articolul 30 se modifică şi va avea următorul cuprins:

"

Art. 30.

(1) Operatorul de reţea verifică faptul că racordarea şi funcţionarea CEE nu conduce la încălcarea condiţiilor privind funcţionarea în domeniul de frecvenţă, de tensiune, capabilitatea de trecere peste defect şi calitatea energiei electrice, stabilite în prezenta normă tehnică.

(2) În cazul CEED verificarea îndeplinirii condiţiilor din prezenta normă se realizează de către OTS. Dacă CEED este racordată la o reţea electrică de distribuţie, OD care deţine respectiva reţea va colabora cu OTS, sub coordonarea acestuia, pentru realizarea verificării.

(3) În cazul CEEND verificarea îndeplinirii condiţiilor din prezenta normă se realizează de către operatorul de reţea la instalaţiile căruia este sau urmează să fie racordată CEE. În toate cazurile, OD colaborează cu OTS pentru realizarea verificării.

(4) Confirmarea îndeplinirii de către CEE a condiţiilor de racordare, inclusiv a celor prevăzute în prezenta normă, se realizează prin emiterea unui certificat de conformitate de către operatorul de reţea responsabil cu verificarea, conform prevederilor alin. (1)-(3).

(5) Verificarea îndeplinirii condiţiilor de racordare şi de funcţionare a CEE, precum şi emiterea certificatului de conformitate se realizează conform unei proceduri elaborate de OTS, cu consultarea OD, şi aprobate de ANRE. Procedura trebuie să cuprindă dispoziţii referitoare la fazele de punere în funcţiune, perioada de probe şi acceptarea în funcţionare de durată."

15. După articolul 30 se introduc două noi articole, articolele 31 şi 32, cu următorul cuprins:

"

Art. 31.

(1) Operatorii de reţea pot restricţiona accesul CEE la reţelele electrice proprii, numai dacă racordarea acestora afectează siguranţa funcţionării SEN, prin nerespectarea normelor tehnice şi a standardelor de performanţă prevăzute în reglementările tehnice în vigoare.

(2) În termen de 3 zile de la emitere, OD vor transmite către OTS copii ale avizelor tehnice de racordare emise.

(3) Puterea maximă ce poate fi instalată în CEE fără restricţii, precum şi rezerva de putere suplimentară necesară din punctul de vedere al siguranţei SEN, în funcţie de puterea instalată în CEE, se stabilesc de către OTS, conform unei proceduri proprii, avizată de ANRE.

(4) Puterea maximă stabilită conform procedurii prevăzute la alin. (3) reprezintă puterea maximă instalată a tuturor CEE care pot funcţiona fără restricţii, conform condiţiilor din SEN la momentul determinării acestei puteri maxime, minimum 90% dintr-un an.

(5) OTS publică anual pe pagina proprie de internet: valoarea puterii totale instalate a CEE pentru care sunt emise avize tehnice de racordare valabile, respectiv valoarea puterii maxime ce poate fi instalată în CEE şi a rezervei de putere suplimentară necesară din punctul de vedere al siguranţei SEN, determinate conform procedurii prevăzute la alin. (3).

Art. 32.

(1) OD are responsabilitatea transmiterii în timp real, la OTS, a puterilor active produse de CEEND racordate în reţeaua proprie, în mod agregat.

(2) În scopul îndeplinirii cerinţei prevăzute la alin. (1), în termen de maximum 3 ani de la intrarea în vigoare a prezentei norme tehnice OD dezvoltă propriul sistem DMS-SCADA şi asigură interconectarea acestuia cu EMS-SCADA.

(3) Deţinătorii de CEEND cu puterea instalată mai mare de 1 MW şi mai mică sau egală cu 5 MW, care se pun în funcţiune în următorii 3 ani de la intrarea în vigoare a prezentei norme tehnice, asigură transmiterea măsurii de putere activă în sistemul EMS-SCADA, conform soluţiei agreate cu OTS."

16. În cuprinsul articolului 6, articolului 7 litera d), articolului 9 alineatul (1), articolului 11 alineatul (3), articolului 16 alineatul (1), articolului 17 şi articolului 27 alineatul (3), sintagma "punct de racordare" se înlocuieşte cu sintagma "punct comun de cuplare".

Art. II.

Operatorii de reţea şi utilizatorii reţelelor electrice duc la îndeplinire prevederile prezentului ordin, iar departamentele de specialitate din cadrul Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei urmăresc respectarea acestora.

Art. III.

Prezentul ordin se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I.

Preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei,
Niculae Havrileţ

Bucureşti, 17 mai 2013.

Nr. 29.

se încarcă...