────────── Aprobată prin Ordinul nr. 208 din 14 decembrie 2018, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 26 din 10 ianuarie 2019────────── CAP. I Dispoziţii generale SECŢIUNEA 1 Scop ART. 1 Prezenta normă tehnică stabileşte cerinţele tehnice minimale pentru racordarea la reţelele electrice de interes public a: (a) modulelor generatoare; (b) centralelor formate din module generatoare; (c) centralelor formate din module generatoare offshore (situate în larg) şi care au unul sau mai multe puncte de racordare offshore, în curent alternativ (c.a.). SECŢIUNEA a-2-a Domeniu de aplicare ART. 2 (1) Cerinţele tehnice de racordare stabilite în prezenta normă tehnică se aplică: (a) modulelor generatoare noi, în conformitate cu categoria din care acestea fac parte; (b) centralelor formate din module generatoare noi, în conformitate cu categoria din care acestea fac parte; (c) centralelor formate din module generatoare offshore (situate în larg) şi racordate în curent alternativ (c.a.). Punctul de racordare offshore, în c.a., al centralei formate din module generatoare offshore este stabilit de ORR. (2) Centralele formate din module generatoare offshore şi racordate în c.a., care se încadrează în domeniul de aplicare al prezentei norme tehnice, trebuie să fie clasificate în conformitate cu următoarele sisteme de configuraţii de racordare la reţeaua electrică în larg: (a) configuraţia 1: racordare în c.a. printr-un singur punct terestru de racordare la SEN, prin care una sau mai multe centrale formate din module generatoare offshore, interconectate între ele printr-un sistem de c.a. offshore, sunt racordate la sistemul terestru; (b) configuraţia 2: racordare la o reţea electrică buclată terestră, în c.a., prin care o serie de centrale formate din module generatoare offshore sunt interconectate şi formează un sistem de c.a. offshore, iar sistemul de c.a. offshore este racordat la sistemul terestru în două sau mai multe puncte de racordare aparţinând reţelei electrice terestre. (3) Un modul generator offshore racordat în c.a., care nu are un punct de racordare offshore este considerat ca fiind un modul generator terestru şi trebuie să îndeplinească cerinţele tehnice aplicabile modulelor generatoare terestre, prevăzute în prezenta normă tehnică. (4) Operatorul de transport şi de sistem (denumit în continuare OTS) sau operatorii de distribuţie (denumiţi în continuare OD), după caz, refuză să permită racordarea modulelor generatoare şi a centralelor formate din module generatoare care nu respectă cerinţele tehnice prevăzute în prezenta normă tehnică şi care nu au obţinut o derogare. (5) Prezenta normă tehnică nu se aplică: (a) modulelor generatoare şi centralelor formate din module generatoare racordate la reţeaua electrică de transport şi/sau la reţeaua electrică de distribuţie, şi care aparţin, integral sau parţial unor insule ale căror sisteme nu funcţionează sincron cu zona sincronă Europa Continentală; (b) modulelor generatoare şi centralelor formate din module generatoare care utilizează tehnologie emergentă, prevăzute la art. 66 din Regulamentul (UE) nr. 2016/631 al Comisiei din 14 aprilie 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a instalaţiilor de generare (denumit în continuare Regulament), cu excepţia art. 30 din Regulament; (c) modulelor generatoare şi centralelor formate din module generatoare care nu au un punct de racordare permanent şi sunt utilizate temporar/ocazional de operatorii de reţea (OTS sau OD, după caz), atunci când puterea instalată a sistemului electroenergetic este parţial sau complet indisponibilă; (d) modulelor generatoare şi centralelor formate din module generatoare montate pentru o perioadă determinată de timp, de regulă mai puţin de 2 ani, şi care funcţionează în paralel cu sistemul mai puţin de cinci minute într-o lună calendaristică, sistemul aflându-se în stare normală de funcţionare. Funcţionarea în paralel cu sistemul în timpul probelor de întreţinere sau punere în funcţiune a respectivului modul generator nu se contorizează pentru limita de cinci minute într-o lună. (e) dispozitivelor de stocare, cu excepţia unităţilor cu acumulare prin pompare. ART. 3 (1) Cerinţele prezentei norme tehnice nu se aplică modulelor generatoare existente şi centralelor formate din module generatoare existente, cu excepţia cazului în care: (a) un modul generator sau o centrală formată din module generatoare, de categorie C sau D este supus/supusă unei modernizări/retehnologizări, care determină actualizarea ATR/CfR în conformitate cu următoarea procedură: i. gestionarul modulului generator sau gestionarul centralei formate din module generatoare, care intenţionează să efectueze o modernizare/retehnologizare, transmite în prealabil atât ORR, cât şi OTS, după caz, proiectul privind modernizarea/retehnologizarea modulului generator sau centralei formate din module generatoare; ii. dacă ORR consideră că modernizarea/retehnologizarea modulului generator/centralei formate din module generatoare este de natură să necesite actualizarea ATR/CfR, acesta notifică gestionarul modulului generator sau gestionarul centralei formate din module generatoare şi ANRE cu privire la cerinţele pe care acesta trebuie să le îndeplinească în conformitate cu încadrarea în categoriile semnificative de module generatoare/centrale formate din module generatoare, de categorie C şi de categorie D şi cu prevederile prezentei norme tehnice, precum şi la necesitatea actualizării ATR/CfR; iii. ANRE decide asupra obligaţiei îndeplinirii de către modulul generator/centrala formată din module generatoare, în mod integral sau parţial, a cerinţelor din prezenta normă tehnică. iv. lucrările de modernizare/retehnologizare sunt: - înlocuirea/modernizarea unui element din componenţa unui modul generator ca de exemplu: generatorul sincron/asincron, care funcţionează asincron cu reţeaua la care este conectat prin electronică de putere, trecerea de la tipul de generare "stall control" - clasa II sau tipul de generare "double feed" - clasa III, la tipul de generare full convertor - clasa IV, înlocuirea/modernizarea panourilor fotovoltaice, a invertoarelor componente, cu condiţia ca aceste modificări să permită respectarea prevederilor prezentei norme tehnice; – modificarea capacităţii de producere a modulului generator/centralei formate din module generatoare (parţial sau în totalitate), care conduce la creşterea puterii active maxime cu cel puţin 10% pentru cele din categoria C, respectiv cu cel puţin 5% pentru cele din categoria D; – modificarea puterii active maxime a modulului generator/centralei formate din module generatoare care conduce la trecerea acestuia/acesteia în categoria superioară; – înlocuirea unui număr de module generatoare sau creşterea numărului de module generatoare având drept consecinţă creşterea puterii aprobate cu cel puţin 10% din puterea totală a centralei formate din module generatoare, pentru categoria C, respectiv cu cel puţin 5% pentru cele din categoria D, modificarea diagramei P-Q prin introducerea de noi echipamente de compensare sau înlocuirea celor existente, modificarea sistemelor de reglaj al puterii active/reactive, cu condiţia ca aceste modificări să permită respectarea prevederilor prezentei norme tehnice. Lucrările de reparaţii ale echipamentelor menţionate la punctul iv) nu au statut de lucrări de modernizare/retehnologizare (de exemplu modernizarea/înlocuirea buclelor de reglaj a puterii active, puterii reactive sau a tensiunii de la nivelul centralei formate din module generatoare). (b) ANRE decide să supună un modul generator/o centrală formată din module generatoare unora sau mai multor cerinţe ale prezentei norme tehnice pe baza unei propuneri prezentate de OTS, în conformitate cu prevederile alin. (3)-(8). (2) Un modul generator/o centrală formată din module generatoare este considerat(ă) existent(ă) în sensul prezentei norme tehnice atunci când: (a) este racordat(ă) la reţeaua electrică, la data intrării în vigoare a prezentei norme tehnice; sau (b) gestionarul modulului generator sau gestionarul centralei formate din module generatoare a încheiat un contract ferm pentru achiziţionarea elementelor principale de generare a energiei, în termen de cel mult doi ani de la intrarea în vigoare a Regulamentului, respectiv până la data de 17.05.2018. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice are obligaţia să notifice ORR (OTS sau OD, după caz) asupra încheierii contractului, în termen de cel mult 30 de luni de la intrarea în vigoare a Regulamentului. Notificarea prezentată de gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice ORR şi OTS relevant conţine cel puţin titlul contractului, data semnării şi data intrării în vigoare, precum şi specificaţiile echipamentelor principale de producere care urmează a fi construite, asamblate sau achiziţionate. (3) OTS poate propune ANRE, în urma unei consultări publice desfăşurate cu participarea părţilor interesate (OD, gestionari ai modulelor generatoare/centralelor formate din module generatoare vizate etc.), extinderea aplicării prevederilor prezentei norme tehnice şi modulelor generatoare/centralelor formate din module generatoare existente. Scopul acestei extinderi urmăreşte luarea în considerare a schimbărilor importante şi concrete ale sistemului electroenergetic, inclusiv integrarea surselor de energie regenerabile, a reţelelor inteligente, producerea distribuită sau variaţia cererii de energie electrică. (4) În vederea extinderii aplicării cerinţelor din prezenta normă tehnică la modulele generatoare/centralele formate din module generatoare existente, OTS efectuează o analiză cantitativă detaliată şi transparentă a raportului cost-beneficiu, în conformitate cu prevederile art. 38 şi art. 39 din Regulament, care include: (a) evaluarea costurilor pe care le presupune conformarea modulelor generatoare/centralelor formate din module generatoare existente cu prevederile prezentei norme tehnice; (b) beneficiile socio-economice care rezultă din aplicarea cerinţelor prevăzute în prezenta normă tehnică, şi (c) posibilitatea aplicării unor măsuri alternative prin care să se atingă performanţele solicitate prin prezenta normă tehnică. (5) Înainte de a efectua analiza cantitativă cost-beneficiu prevăzută la alin. (4), OTS: (a) efectuează o comparaţie calitativă preliminară a costurilor şi beneficiilor; (b) obţine aprobarea ANRE pentru efectuarea analizei cost beneficiu. (6) În termen de şase luni de la primirea raportului şi a propunerii OTS întocmite în conformitate cu prevederile art. 38, alin. (4) din Regulament, ANRE decide cu privire la extinderea aplicabilităţii prezentei norme tehnice la modulele generatoare existente/centralele formate din module generatoare existente. Decizia ANRE cu privire la extinderea aplicabilităţii prezentei norme tehnice la modulele generatoare existente/centralele formate din module generatoare existente se publică pe pagina de internet a ANRE. (7) OTS ţine seama de rezultatele analizei cost-beneficiu şi ale consultării publice cu gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice, pentru evaluarea aplicării cerinţelor prezentei norme tehnice la modulele generatoare existente/centralele formate din module generatoare existente. (8) OTS poate evalua, la fiecare trei ani, aplicarea unora sau tuturor cerinţelor din prezenta normă tehnică la modulele generatoare existente/centralele formate din module generatoare existente, în conformitate cu criteriile şi procedurile prevăzute la alin. (4)-(7). SECŢIUNEA a-3-a Definiţii şi abrevieri ART. 4 (1) În înţelesul prezentei norme tehnice, termenii utilizaţi au următoarea semnificaţie: 1. aviz tehnic de racordare - aviz scris valabil numai pentru un anumit amplasament, care se emite de către operatorul de reţea, la cererea unui utilizator, asupra posibilităţilor şi condiţiilor tehnico-economice de racordare la reţeaua electrică a locului de consum şi/sau de producere respectiv, pentru satisfacerea cerinţelor utilizatorului precizate în cerere. 2. acumulare prin pompare - înseamnă o unitate hidroelectrică în care nivelul apei poate fi crescut prin pompare în vederea stocării pentru producerea de energie electrică. 3. banda moartă de frecvenţă - un domeniu de frecvenţă în care reglajul de frecvenţă este dezactivat în mod voit. 4. capacitate maximă [P(max)] - puterea activă maximă pe care o unitate generatoare o poate produce continuu, fără a lua în considerare nicio sarcină (niciun consum), prevăzută în ATR/CfR sau convenită între operatorul de reţea relevant şi gestionarul instalaţiei de producere. 5. capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem - capabilitate de repornire a unui grup generator sincron după o cădere totală de tensiune cu ajutorul unei surse auxiliare de alimentare dedicate, fără ca grupul generator sincron să beneficieze de nici o sursă de alimentare externă. 6. capabilitatea de trecere peste defect (FRT sau LVRT) - capabilitatea dispozitivelor electrice de a rămâne conectate la reţea şi de a funcţiona pe perioada golurilor de tensiune din punctul de racordare/delimitare după caz, cauzate de defectele eliminate. 7. centrală formată din module generatoare - Unul sau mai multe module generatoare formate din elemente de generare a energiei electrice (ex: invertoare) sau generatoare sincrone/asincrone conectate asincron la reţea prin intermediul electronicii de putere, racordate într-un singur punct la reţeaua electrică. 8. certificatul echipamentului - document emis de un organism de certificare autorizat pentru echipamentele utilizate de o unitate generatoare, de o unitate consumatoare, de un OD, de un loc de consum sau de un sistem de înaltă tensiune în curent continuu (sistem HVDC). Certificatul echipamentului defineşte domeniul valabilităţii sale la nivel naţional sau la alt nivel care necesită o valoare specifică din intervalul permis la nivel european. În scopul înlocuirii anumitor parţi din procesul de asigurare a conformităţii, certificatul echipamentului poate include modele matematice care au fost verificate comparativ cu rezultatele reale de testare. 9. certificat de racordare (CfR) - documentul unic emis de către operatorul de reţea pentru un loc de consum şi/sau de producere, prin care se certifică îndeplinirea condiţiilor de racordare la reţea, respectiv realizarea instalaţiei de racordare, precum şi a instalaţiilor electrice ale utilizatorului, şi prin care se stabilesc condiţii tehnice de utilizare a reţelei după punerea sub tensiune finală a instalaţiei de utilizare. 10. componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect - curent injectat de un modul generator/centrală formată din module generatoare sau de un sistem HVDC în timpul şi după o abatere de tensiune provocată de un defect electric, cu scopul de a facilita acţionarea sistemelor de protecţie a reţelei în etapa iniţială a defectului, de a contribui la menţinerea tensiunii în sistem într-o etapă ulterioară a defectului şi de a participa la restabilirea tensiunii după eliminarea defectului. 11. curent maxim în sistemul de înaltă tensiune în curent continuu - cel mai mare curent de fază asociat unui punct de operare din interiorul profilului U-Q/P(max) al staţiei de conversie de curent continuu - curent alternativ la capacitatea maximă de transport al puterii active a unui sistem de înaltă tensiune în curent continuu. 12. defect eliminat - un defect care este eliminat cu succes, potrivit criteriilor de planificare ale OTS. 13. diagrama de capabilitate P-Q - o diagramă care descrie capabilitatea de generare de putere reactivă a unui modul generator/centrală formată din module generatoare la variaţii ale puterii active în punctul de racordare/delimitare, după caz. 14. diagrama U-Q / P(max) - o diagramă care reprezintă capabilitatea de producere de putere reactivă a unui modul generator sau a unei centrale formate din module generatoare pentru diferite valori de tensiune în punctul de racordare/delimitare, după caz. 15. dispoziţie - orice comandă dată, în limita autorităţii sale, de OTS sau de un OD unui gestionar de instalaţie de producere, unui OD, după caz, sau unui gestionar de sistem HVDC, pentru a îndeplini o acţiune. 16. elemente principale de generare - unul sau mai multe echipamente, necesare pentru convertirea sursei primare de energie în energie electrică. 17. frecvenţa - frecvenţa sistemului electric de tensiune alternativă, exprimată în Herzi, care poate fi măsurată în toate punctele zonei sincrone, considerată ca valoare cvasiconstantă în sistem pe o durată de ordinul secundelor, cu existenţa doar a unor diferenţe minore între puncte de măsurare diferite. Valoarea nominală a frecvenţei este 50 Hz. 18. funcţionare izolată pe servicii proprii - funcţionarea care asigură că instalaţiile de producere a energiei electrice pot continua să alimenteze serviciile proprii în cazul incidentelor din reţea care determină deconectarea de la reţea a modulelor generatoare. 19. gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice - persoană fizică sau juridică, care deţine o instalaţie de producere a energiei electrice. 20. inerţie - capabilitatea unui echipament rotativ, cum ar fi rotorul unui generator, de a-şi menţine mişcarea de rotaţie uniformă şi momentul cinetic, atât timp cât nu se aplică un cuplu extern. 21. inerţie artificială - facilitate furnizată de centrala formată din module generatoare sau de un sistem HVDC pentru a înlocui efectul de inerţie al grupurilor generatoare sincrone la un nivel de performanţă prescris. 22. insensibilitate în frecvenţă - caracteristică intrinsecă a unui sistem de reglaj definită ca valoarea minimă a abaterii de frecvenţă sau a semnalului de intrare care determină o variaţie a puterii active sau a semnalului de ieşire. 23. instalaţie de producere a energiei electrice - instalaţie care converteşte energia primară în energie electrică şi care este compusă dintr-una sau mai multe unităţi generatoare racordate la o reţea electrică într-unul sau mai multe puncte de racordare. 24. modul generator/modul generator din centrală - un echipament sau un ansamblu de echipamente generatoare (inclusiv grupuri generatoare sincrone sau asincrone) care este racordat la reţea asincron sau prin electronică de putere, şi care are un singur punct de racordare la o reţea de transport, la o reţea de distribuţie, inclusiv la reţelele de distribuţie închise, sau la un sistem HVDC. 25. modul generator offshore - înseamnă un modul generator situat offshore cu un punct de racordare offshore. 26. operator de reţea relevant - OTS sau un OD la al cărui sistem/reţea electrică este sau urmează să fie racordată o unitate generatoare, un loc de consum, o reţea electrică de distribuţie sau un sistem HVDC. 27. pantă (sau rampă) - raportul dintre variaţia de tensiune, raportată la tensiunea de referinţă de 1 u.r. şi puterea reactivă absorbită, raportată la puterea reactivă maximă. 28. punct de racordare - punct fizic din reţeaua electrică la care se racordează un utilizator, reprezentând interfaţa la care modulul generator sau centrala formată din module generatoare, sau sistemul HVDC se racordează la o reţea electrică de transport, la o reţea situată în larg. 29. punct de delimitare - loc în care instalaţiile utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalaţiile operatorului de reţea. 30. punct de interfaţă cu sistem de înaltă tensiune în curent continuu - punctul în care echipamentul de curent continuu este conectat la reţeaua de curent alternativ şi în care specificaţiile tehnice care afectează performanţa echipamentului pot fi prescrise. 31. putere activă - componenta reală a puterii aparente la frecvenţa fundamentală, exprimată în waţi (W) sau în multiplii lor, respectiv kilowaţi (kW) sau megawaţi (MW). 32. putere aparentă - produsul dintre tensiunea de linie şi curentul de fază, la frecvenţa fundamentală, multiplicat cu rădăcina pătrată din trei, în cazul sistemelor trifazate, exprimat de regulă în kilovolţi-amperi (kVA) sau în megavolţi-amperi (MVA). 33. putere instalată - putere activă (aparentă) nominală a unui modul generator, indicată în documentaţia tehnică a fabricii constructoare şi înscrisă pe plăcuţa indicatoare sau care este indicată de fabricant. În cazul centralelor formate din module generatoare, puterea instalată este dată de suma puterilor instalate ale modulelor generatoare din componenţa centralei. În cazul centralelor formate din module generatoare de tip fotovoltaic, puterea instalată este minimul între suma puterilor nominale ale invertoarelor şi suma puterilor nominale ale panourilor fotovoltaice din componenţa centralei. 34. putere reactivă - componenta imaginară a puterii aparente la frecvenţa fundamentală, exprimată, de regulă, în kilovoltamper reactiv (kVAr) sau în megavoltamper reactiv (MVAr). 35. regim de funcţionare insularizată - reprezintă funcţionarea independentă a unei reţele electrice sau a unei părţi a unei reţele electrice, izolată în urma separării de sistemul interconectat, în care cel puţin un grup generator sincron, un modul generator, o centrală formată din module generatoare sau un sistem HVDC furnizează energie electrică în această reţea şi controlează frecvenţa şi tensiunea. 36. reglaj de frecvenţă - capabilitatea unui modul generator sau a unei centrale formată din module generatoare de a-şi ajusta producţia de putere activă ca reacţie la o abatere a frecvenţei sistemului faţă de o valoare de referinţă, în scopul stabilizării frecvenţei sistemului. 37. reglaj de frecvenţă activ - limitat la creşterea frecvenţei (RFA-CR) - modul de funcţionare al unui modul generator sau a unei centrale formate din module generatoare, care are drept rezultat reducerea puterii active ca răspuns la o creştere a frecvenţei sistemului peste o anumită valoare. 38. reglaj de frecvenţă activ - limitat la scăderea frecvenţei (RFA-SC) - modul de funcţionare al unui modul generator sau a unei centrale formate din module generatoare, care are drept rezultat creşterea puterii active ca răspuns la o scădere a frecvenţei sistemului sub o anumită valoare. 39. reglaj de frecvenţă activ - răspuns la abaterile de frecvenţă (RFA) - modul de funcţionare al unui modul generator sau a unei centrale formate din module generatoare în care producţia de putere activă se modifică ca reacţie la abaterea frecvenţei sistemului, astfel încât aceasta să contribuie la restabilirea frecvenţei la valoarea de referinţă. 40. reţea electrică - ansamblul de linii, inclusiv elementele de susţinere şi de protecţie a acestora, staţiile electrice şi alte echipamente electroenergetice conectate între ele prin care se transmite energie electrică de la o capacitate energetică de producere a energiei electrice la un utilizator; reţeaua electrică poate fi reţea de transport sau reţea de distribuţie. 41. sistem de înaltă tensiune în curent continuu (sistem HVDC) - un sistem electroenergetic care transportă/transferă energie electrică în curent continuu (c.c.) şi la tensiune nominală mai mare sau egală cu 110 kV între două sau mai multe noduri de curent alternativ (c.a.) şi care cuprinde cel puţin două staţii de conversie din curent continuu în curent alternativ şi liniile electrice aeriene de transport sau cablurile de curent continuu între staţii. 42. sistem de înaltă tensiune în curent continuu integrat - un sistem de înaltă tensiune în curent continuu racordat într-o zonă de reglaj, care nu este instalat nici în scopul racordării unui modul generator conectat în curent continuu în momentul instalării, nici în scopul racordării unui loc de consum. 43. stabilitate statică (stabilitate la mici perturbaţii) - capabilitatea unei reţele electrice sau a unui ansamblu de grupuri generatoare (sistem electroenergetic) de a reveni la o funcţionare stabilă şi de a o menţine după un incident minor (echivalent cu capabilitatea unui sistem electroenergetic de a ajunge într-o stare de regim permanent, identic cu regimul iniţial sau foarte aproape de acesta, în urma unei perturbaţii mici oarecare). 44. stabilitate dinamică (tranzitorie) - capabilitatea unei reţele electrice sau a unui ansamblu de grupuri generatoare (sistem electroenergetic) de a reveni la o stare de funcţionare sincronă, după una sau mai multe perturbaţii majore. 45. statism - raportul între abaterea relativă a frecvenţei şi variaţia relativă a puterii active rezultată ca răspuns la abaterea de frecvenţă, în regim permanent, exprimat în procente. Abaterea relativă de frecvenţă se raportează la frecvenţa nominală (50 Hz) şi variaţia relativă a puterii active se raportează la puterea maximă s(2) [%] = 100 x [Deltaf/f(n)] x [P(max)/DeltaP] 46. stator - partea unui mecanism rotativ care include componente magnetice staţionare, cu înfăşurările aferente. 47. unitate generatoare - grup generator sincron sau modul generator din componenţa unei centrale electrice. 48. valoare de referinţă - valoarea prescrisă ca referinţă pentru oricare parametru folosit în sistemele de reglaj. 49. zona sincronă - o zonă operată de OTS interconectaţi sincron, cum ar fi zonele sincrone din Europa Continentală ("CE"), din Regatul Unit ("GB"), din Irlanda-Irlanda de Nord ("IRE") şi din Europa de Nord ("NE") şi sistemele energetice din Lituania, Letonia şi Estonia, denumite în continuare "zona baltică", care fac parte dintr-o zonă sincronă mai extinsă. (2) În cuprinsul prezentei norme tehnice, se utilizează următoarele abrevieri:
┌─────────┬────────────────────────────┐
│ │Autoritatea Naţională de │
│ANRE │Reglementare în Domeniul │
│ │Energiei │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ATR │Aviz tehnic de racordare │
├─────────┼────────────────────────────┤
│c.a. │Curent alternativ │
├─────────┼────────────────────────────┤
│Cod RET │Codul tehnic al reţelei │
│ │electrice de transport │
├─────────┼────────────────────────────┤
│CfR │Certificat de racordare │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ │Sistemul SCADA al │
│ │operatorului de distribuţie │
│DMS-SCADA│(Distribution │
│ │Management System - │
│ │Supervisory Control and Data│
│ │Acquisition) │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ │Sistemul SCADA al │
│ │operatorului de transport │
│EMS-SCADA│(Energy Management │
│ │System - Supervisory Control│
│ │and Data Acquisition) │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ │Organizaţia Europeană a │
│ │Operatorilor de transport şi│
│ │de sistem │
│ENTSO-E │(European Network of │
│ │Transmission System │
│ │Operators for │
│ │Electricity) │
├─────────┼────────────────────────────┤
│JT │Joasă tensiune │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ │Capabilitatea de trecere │
│LVRT │peste un defect │
│ │(Low voltage ride through) │
├─────────┼────────────────────────────┤
│MT │Medie tensiune │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ │Operator de distribuţie; │
│ │poate fi operatorul de │
│ │distribuţie │
│OD │concesionar sau un alt │
│ │operator care deţine o reţea│
│ │electrică de │
│ │distribuţie │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ORR │Operatorul de reţea relevant│
├─────────┼────────────────────────────┤
│OTS │Operatorul de transport şi │
│ │de sistem │
├─────────┼────────────────────────────┤
│Pi │Puterea instalată │
├─────────┼────────────────────────────┤
│PIF │Punere în funcţiune │
├─────────┼────────────────────────────┤
│PSS │Stabilizator de oscilaţii de│
│ │putere interzonale │
├─────────┼────────────────────────────┤
│RAR │Reanclanşare Automată Rapidă│
├─────────┼────────────────────────────┤
│RAT │Regulator automat de │
│ │tensiune │
├─────────┼────────────────────────────┤
│RAV │Regulator automat de viteză │
├─────────┼────────────────────────────┤
│RET │Reţea electrică de transport│
├─────────┼────────────────────────────┤
│RED │Reţea electrică de │
│ │distribuţie │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ │Reglaj de frecvenţă activ - │
│RFA │răspuns la abaterile de │
│ │frecvenţă │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ │Reglaj de frecvenţă activ - │
│RFA-CR │limitat la creşterea │
│ │frecvenţei │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ │Reglaj de frecvenţă activ - │
│RFA-SC │limitat la scăderea │
│ │frecvenţei │
├─────────┼────────────────────────────┤
│HVDC │Sistem de înaltă tensiune în│
│ │curent continuu │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ │Sistem informatic de │
│ │monitorizare, comandă şi │
│SCADA │achiziţie de date │
│ │aferent unui proces │
│ │tehnologic sau unei │
│ │instalaţii │
├─────────┼────────────────────────────┤
│SEN │Sistemul electroenergetic │
│ │naţional │
├─────────┼────────────────────────────┤
│u.r. │unitate relativă │
├─────────┼────────────────────────────┤
│Un │Tensiunea nominală a reţelei│
│ │(tensiune de referinţă) │
└─────────┴────────────────────────────┘
CAP. II CERINŢE PENTRU MODULELE GENERATOARE SECŢIUNEA 1 CERINŢE PENTRU MODULELE GENERATOARE RACORDATE PE PLATFORMELE INDUSTRIALE ART. 5 (1) Centralele formate din modulele generatoare offshore racordate la sistemul electroenergetic interconectat îndeplinesc cerinţele pentru modulele generatoare terestre (cu punct de racordare terestre) cu excepţia cazului în care cerinţele sunt modificate în acest scop de către ORR sau a cazului în care racordarea centralei se face prin intermediul unei conexiuni de curent continuu de înaltă tensiune prin intermediul unei reţele a cărei frecvenţă nu este cuplată sincron la frecvenţa sistemului interconectat (de exemplu, prin intermediul unui sistem de tip "back to back"). (2) Pentru modulele generatoare şi centralele formate din module generatoare racordate la reţelele electrice aferente platformelor industriale, gestionarii acestora, operatorii reţelelor electrice ale platformelor industriale şi ORR la a cărui reţea este racordată reţeaua electrică a platformei industriale au dreptul de a conveni asupra condiţiilor de deconectare de la reţeaua ORR a acestor module generatoare. Exercitarea acestui drept trebuie să fie convenită cu OTS. (3) În cazul modulelor generatoare/centralelor formate din module generatoare racordate la reţelele electrice ale platformelor industriale, clasificarea acestora se realizează în funcţie de puterea maximă, indiferent de nivelul de tensiune la care acestea sunt racordate. (4) Proprietarul reţelelor electrice din platforma industrială, în coordonare cu OD sau OTS, după caz, poate solicita prin caietul de sarcini cerinţe suplimentare de racordare, specifice categoriei D (dacă tensiunea punctului de racordare a platformei industriale este mai mare sau egală cu 110 kV), însoţită de o justificare tehnică din care rezultă că aceste cerinţe au scopul de a asigura siguranţa în funcţionare a platformei industriale. SECŢIUNEA a 2-a CERINŢE GENERALE PENTRU MODULELE GENERATOARE DE CATEGORIE A ART. 6 Modulele generatoare de categorie A trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă: (a) modulul generator trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1A; (b) modulul generator trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la viteze de variaţie a frecvenţei de 2 Hz/s pentru un interval de timp de 500 ms, de 1,5 Hz/s pentru un interval de timp de 1000 ms şi de 1,25 Hz/s pentru un interval de timp de 2000 ms, în funcţie de tipul de tehnologie şi de puterea de scurtcircuit a sistemului în punctul de racordare (valoare precizată de ORR prin ATR). Reglajele protecţiilor din punctul de racordare trebuie să permită funcţionarea modulului generator pentru aceste profile de variaţie a frecvenţei. Tabelul 1A. Durata minimă în care un modul generator de categorie A trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniul de │Durata de │
│frecvenţe │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│47,5 Hz - 48,5 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│48,5 Hz - 49 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│49 Hz - 51 Hz │Nelimitat │
├──────────────────┼───────────────────┤
│51,0 Hz - 51,5 Hz │30 de minute │
└──────────────────┴───────────────────┘
ART. 7 Modulele generatoare de categoria A trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel: (a) la creşterile de frecvenţă, modulul generator trebuie să scadă puterea activă produsă corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1A, şi cu următorii parametri: i. pragul de frecvenţă de la care modulul generator asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz; ii. valoarea statismului setat se situează între 2% şi 12% şi este dispusă de ORR prin dispoziţii de dispecer, la punerea în funcţiune a modulului generator. De regulă, valoarea statismului este de 5%; iii. modulul generator trebuie să fie capabil să scadă puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă cu o întârziere iniţială mai mică de 500 ms. În cazul în care această întârziere este mai mare de 500 ms, gestionarul modulului generator justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS. Timpul de răspuns pentru scăderea puterii active în cazul creşterii de frecvenţă trebuie să fie mai mic sau egal cu 2 secunde pentru o variaţie de putere de 50% din puterea activă maximă. (b) la atingerea puterii corespunzătoare nivelului minim de reglaj, modulul generator trebuie să fie capabil: i. să stabilizeze puterea activată, într-un timp de maximum 20 secunde şi să funcţioneze în continuare la acest nivel (în limitele puterii admisibile date de sursa primară); sau ii. să reducă în continuare puterea activă produsă, conform dispoziţiei de dispecer şi în conformitate cu propria caracteristică tehnică, transmisă odată cu datele tehnice şi care nu se abate de la caracteristicile funcţionale ale modulelor generatoare de acelaşi tip; sau iii. să menţină nivelul de putere atins cu o abaterea permisă de ±5% P(max), cât timp abaterea de frecvenţă se menţine. (c) modulul generator trebuie să fie stabil pe durata funcţionării în modul RFA-CR, la creşteri ale frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA-CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 1A. Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-CR pentru modulele generatoare de categoria A unde: DeltaP este variaţia puterii active produse de modulul generator; P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a modulului generator; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde Deltaf este mai mare de + 200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz), modulul generator trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 8 Modulul generator de categorie A trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, în limita puterii oferite de sursa primară, cu excepţia cazului în care modulul generator răspunde la creşterile de frecvenţă în conformitate cu prevederile Art. 7 sau are reduceri acceptabile de putere la scăderea frecvenţei în conformitate cu prevederile Art. 9 şi Art. 10. ART. 9 OTS stabileşte reducerea de putere activă produsă de modulul generator faţă de puterea activă produsă (puterea admisibilă, dată de sursa primară), ca urmare a scăderii frecvenţei, în limitele prezentate în figura 2A, astfel: (a) la scăderea frecvenţei sub 49 Hz se admite scăderea puterii active produsă (puterea admisibilă, dată de sursa primară) în procent egal cu 2% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produsă în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei punctate; (b) se admite o reducere maximă a puterii active produse la scăderea frecvenţei sub 49,5 Hz, cu un procent egal cu 10% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz dacă frecvenţa este mai mică decât 49,5 Hz pentru o durată mai mare de 30 s. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei continue. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 2A. Limitele admisibile ale reducerii de putere stabilite de OTS în cazul scăderii frecvenţei ART. 10 (1) Reducerea admisibilă de putere activă faţă de puterea activă maximă produsă (puterea admisibilă, dată de sursa primară), în cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabileşte: (a) în condiţii de mediu standard, corespunzătoare temperaturii de 20 grade Celsius. După caz, gestionarul transmite ORR diagrama de dependenţă a puterii active de temperatură pentru cel puţin un set de temperaturi: -10°C, 0°C, 15°C, 25°C, 30°C, 40°C; (b) în funcţie de capabilitatea tehnică a modulelor generatoare. (2) Gestionarul modulului generator trebuie să transmită ORR şi OTS diagrama de dependenţă a puterii active de factorii de mediu (temperatură, presiune, iradianţă solară respectiv viteza vântului, după caz) şi datele tehnice privitoare la capabilitatea tehnică a modului generator, prevăzute în Anexa nr. 1 la prezenta normă tehnică. (3) Datele prevăzute la alin. (2) se transmit în etapa de punere în funcţiune, aferentă procesului de racordare. ART. 11 (1) Modulul generator trebuie să fie prevăzut cu o interfaţă logică în scopul de a reduce puterea activă până la oprire într-un timp de maximum cinci secunde de la recepţionarea comenzii de deconectare la nivelul portului. ORR are dreptul să stabilească cerinţele pentru echipamente pentru ca această reducere să fie comandată de la distanţă. (2) Cerinţele tehnice pentru interfaţa logică prevăzută la alin. (1) sunt obligatorii pentru modulele generatoare de categoria A racordate la MT. (3) Pentru modulele generatoare de categorie A racordate la JT, ORR împreună cu gestionarul modulelor generatoare stabilesc, de comun acord, cerinţele tehnice şi modul de utilizare a interfeţei logice. ART. 12 (1) ORR stabileşte cerinţele în care un modul generator se poate conecta automat la reţea, după ce acestea au fost agreate cu OTS. (2) Cerinţele prevăzute la alin. (1) includ: (a) domeniul de frecvenţă în care este admisă conectarea automată respectiv 47,5÷51 Hz, domeniul de tensiune (0,9-1,1 Un), timpul de observare/validare (inclusiv timpul de sincronizare) şi menţinere a parametrilor măsuraţi în domeniul precizat, de maximum 300 secunde; (b) rampa admisă pentru creşterea puterii active după conectare (≤ 20% P(max)/min), de regulă 10% din P(max)/min (valoarea setată se alege în intervalul indicat de producătorul modulului generator) ART. 13 În regim normal de funcţionare al reţelei, modulul generator nu trebuie să producă în punctul de racordare/delimitare, după caz, variaţii rapide de tensiune mai mari de ±5% din tensiunea nominală a reţelei la care este racordat. ART. 14 Indiferent de instalaţiile auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, modulul generator trebuie să asigure în punctul de racordare/delimitare, după caz, calitatea energiei electrice în conformitate cu standardele în vigoare (standardele europene şi standardul de performanţă pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice şi a serviciului de sistem, respectiv standardul pentru prestarea serviciului de distribuţie a energiei electrice, după caz). ART. 15 Modulul generator este monitorizat din punct de vedere al calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata testelor de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice de racordare. ORR poate solicita, după caz, monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, şi integrarea echipamentului de monitorizare permanentă în sistemul propriu de monitorizare a calităţii energiei electrice. ART. 16 Soluţia de racordare a modulelor generatoare de categorie A cu puteri instalate mai mici de 1 MW nu trebuie să permită funcţionarea acestora în regim insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecţii care să declanşeze modulele generatoare la apariţia unui asemenea regim. SECŢIUNEA a 3-a CERINŢE GENERALE PENTRU MODULELE GENERATOARE DE CATEGORIE B ART. 17 Modulele generatoare de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă: (a) modulul generator trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1B; (b) (i) modulul generator trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la viteze de variaţie a frecvenţei de 2 Hz/s, pentru un interval de timp de 500 ms, de 1,5 Hz/s pentru un interval de timp de 1000 ms şi de 1,25 Hz/s pentru un interval de timp de 2000 ms, în funcţie de tipul de tehnologie, de puterea de scurtcircuit a sistemului în punctul de racordare (valoare precizată de ORR prin ATR) şi de inerţia disponibilă la nivelul zonei sincrone. (ii) valorile prevăzute la pct. i) se comunică gestionarului modulului generator, la emiterea ATR. (iii) reglajele protecţiilor din punctul de racordare coordonate de ORR trebuie să permită funcţionarea modulului generator pentru aceste profile de variaţie a frecvenţei. Tabelul 1B. Durata minimă în care un modul generator de categorie B trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniul de │Durata de │
│frecvenţe │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│47,5 Hz - 48,5 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│48,5 Hz - 49 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│49 Hz - 51 Hz │Nelimitat │
├──────────────────┼───────────────────┤
│51,0 Hz - 51,5 Hz │30 de minute │
└──────────────────┴───────────────────┘
ART. 18 Modulele generatoare de categorie B trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel: (a) la creşterile de frecvenţă, modulul generator trebuie să scadă puterea activă produsă corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1B şi cu următorii parametri: i. pragul de frecvenţă de la care modulul generator asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz; ii. valoarea statismului setat se situează între 2% şi 12% şi este dispusă de ORR prin dispoziţii de dispecer, la punerea în funcţiune a modulului generator. De regulă valoarea statismului este de 5%; iii. modulul generator trebuie să fie capabil să scadă puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă, cu o întârziere iniţială mai mică de 500 ms. În cazul în care această întârziere este mai mare de 500 ms, gestionarul modulului generator justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS. Timpul de răspuns pentru scăderea de putere în cazul creşterii de frecvenţă trebuie să fie mai mic sau egal cu 2 secunde pentru o variaţie de putere de 50% din puterea activă maximă. (b) la atingerea puterii corespunzătoare nivelului minim de reglaj, modulul generator trebuie să fie capabil: i. să stabilizeze puterea activată, într-un timp de maximum 20 secunde şi să funcţioneze în continuare la acest nivel (în limitele puterii admisibile date de sursa primară); sau ii. să reducă în continuare puterea activă produsă, conform dispoziţiei de dispecer şi în conformitate cu caracteristicile funcţionale ale modulelor generatoare de acelaşi tip; sau iii. să menţină nivelul de putere atins cu o abaterea permisă de ±5% P(max), cât timp abaterea de frecvenţă se menţine. (c) modulul generator trebuie să rămână în funcţionare stabilă pe durata funcţionării în modul RFA-CR, la creşteri ale frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA-CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 1B. Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-CR pentru modulele generatoare de categorie B unde: DeltaP este variaţia puterii active produse de modulul generator; P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a modulului generator; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde Deltaf este mai mare de +200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz), modulul generator trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 19 Modulul generator de categorie B trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, în limita puterii oferite de sursa primară, cu excepţia cazului în care modulul generator răspunde la creşterile de frecvenţă în conformitate cu prevederile Art. 18 sau are reduceri acceptabile de putere activă la scăderea frecvenţei în conformitate cu prevederile Art. 20 şi Art. 21. ART. 20 OTS stabileşte reducerea de putere activă produsă de modulul generator de categorie B faţă de puterea maximă produsă (puterea admisibilă, dată de sursa primară), ca urmare a scăderii frecvenţei, în limitele admisibile prezentate în figura 2B, astfel: (a) la scăderea frecvenţei sub 49 Hz se admite reducerea puterii active produsă (admisibile, dată de sursa primară) cu un procent egal cu 2% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă care se situează deasupra liniei punctate. (b) se admite o reducere maximă a puterii active produse la scăderea frecvenţei sub 49,5 Hz, cu un procent egal cu 10% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz dacă frecvenţa este mai mică decât 49,5 Hz pentru o durată mai mare de 30 s. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei continue. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 2B. Limitele admisibile ale reducerii de putere stabilite de OTS în cazul scăderii frecvenţei ART. 21 (1) Reducerea admisibilă de putere activă faţă de puterea maximă produsă (puterea admisibilă dată de sursa primară), în cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabileşte: (a) în condiţii de mediu standard corespunzătoare temperaturii de 20 grade Celsius. După caz, gestionarul transmite ORR diagrama de dependenţă a puterii active de temperatură pentru cel puţin un set de temperaturi: -10°C, 0°C, 15°C, 25°C, 30°C, 40°C; (b) în funcţie de capabilitatea tehnică a modulelor generatoare. (2) Gestionarul modulului generator de categorie B transmite ORR diagrama de dependenţă a puterii active de factorii de mediu (temperatură, presiune, iradianţă solară respectiv viteza vântului, după caz) şi datele tehnice referitoare la capabilitatea tehnică a modului generator, prevăzute în Anexa nr. 2 la prezenta normă tehnică; (3) Datele prevăzute la alin. (2) se transmit în etapa de studiu de soluţie aferentă procesului de racordare. ART. 22 (1) Modulul generator de categorie B trebuie să fie prevăzut cu o interfaţă logică sau protecţii aferente în scopul de a reduce puterea activă produsă până la oprire într-un timp de maximum cinci secunde de la recepţionarea comenzii de deconectare la nivelul interfeţei. (2) ORR are dreptul de a stabili cerinţele tehnice pentru interfaţa logică prevăzută la alin. (1) şi modul de conectare a acesteia cu sistemul SCADA propriu. ART. 23 (1) ORR stabileşte cerinţele în care un modul generator de categorie B se conectează automat la reţea, după ce acestea au fost agreate cu OTS. (2) Cerinţele prevăzute la alin. (1) includ: (a) domeniile de frecvenţă în care este admisă conectarea automată respectiv (47,5÷51) Hz, domeniul de tensiune (0,9÷1,1) Un, timpul de observare/validare (inclusiv timpul de sincronizare) şi menţinere a parametrilor măsuraţi în domeniul precizat de maximum 300 secunde; (b) rampa admisă pentru creşterea puterii active după conectare (≤20% P(max)/min), de regulă 10% P(max)/min (valoare aflată în domeniul indicat de producătorul modulului generator). ART. 24 Modulele generatoare de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe privind reglajul frecvenţă - putere activă în scopul stabilizării frecvenţei: (a) pentru a regla puterea activă produsă, modulul generator trebuie să fie echipat cu o interfaţă (port de intrare) care să permită recepţionarea unui consemn de putere în sensul de reducere; (b) modulul generator va realiza consemnul de putere în maximum 60 secunde, cu o precizie de ± 5% P(max) şi (c) ORR are dreptul de a stabili cerinţele pentru echipamente suplimentare care să permită reglajul de la distanţă al puterii active. Aceste cerinţe sunt specificate în etapa emiterii ATR. ART. 25 Modulele generatoare de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare, referitoare la: (a) capabilitatea de trecere peste defect: i. modulul generator trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea, continuând să funcţioneze în mod stabil după un defect în reţea eliminat corect, în conformitate cu dependenţa tensiune-timp descrisă în figura 3B, raportată la punctul de racordare/delimitare, după caz; ii. diagrama de evoluţie a tensiunii în timp reprezintă o limită inferioară permisă a evoluţiei tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, la apariţia unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte de defect, în timpul defectului şi după eliminarea defectului; iii. OTS stabileşte şi face publice condiţiile, înainte şi după defect, pentru capabilitatea de trecere peste defect, în ceea ce priveşte: 1. calculul puterii minime de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz; 2. punctul de funcţionare al modulului generator ca putere activă şi reactivă înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi 3. calculul puterii minime de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz; iv. la solicitarea unui gestionar de modul generator, ORR furnizează condiţiile care se iau în considerare pentru capabilitatea de trecere peste defect înainte şi după defect, ca rezultat al calculelor din punctul de racordare/delimitare, după caz, aşa cum se prevede la pct. (iii) privind: 1. puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect în fiecare punct de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA; 2. punctul de funcţionare a modulului generator înainte de defect, exprimat prin puterea activă, puterea reactivă şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi 3. puterea minimă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA. v. modulul generator trebuie să rămână conectat la reţea şi să continue să funcţioneze stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata unui defect simetric, având în vedere condiţiile înainte şi după defect prevăzute la punctele (iii) şi (iv), depăşeşte limita inferioară prevăzută la punctul (ii), cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect; vi. cu luarea în considerare a cerinţelor prevăzute la punctul v., gestionarul modulului generator stabileşte protecţia la tensiune minimă (fie capabilitatea de trecere peste defect, fie tensiunea minimă definită în punctul de racordare/delimitare, după caz) în conformitate cu domeniul maxim de tensiune aferent modulului generator, cu excepţia cazului în care ORR solicită un domeniu mai restrâns, în conformitate cu Art. 27, alin. (b). Setările sunt justificate de gestionarul modulului generator în conformitate cu prevederile pct. v.; (b) capabilitatea de trecere peste defect în cazul defectelor asimetrice, care trebuie să respecte cerinţele de la alin. (a), pct. i). (c) revenirea puterii active după eliminarea defectului. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 3B. Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect a unui modul generator de categorie B Notă: Diagrama din fig. 3B. reprezintă limita inferioară a graficului de evoluţie în timp a tensiunii în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată ca raport între valoarea curentă şi valoarea de referinţă a tensiunii, exprimată în unităţi relative, înainte, în timpul şi după eliminarea unui defect. Tensiunea U(ret) este tensiunea reziduală în punctul de racordare/delimitare, după caz, în timpul unui defect, t(clear) este momentul în care defectul a fost eliminat. U(rec1), U(rec2), t(rec1), t(rec2) şi t(rec3) specifică anumite puncte ale limitelor inferioare ale tensiunii reziduale după eliminarea defectului. Parametrii referitori la trecerea peste defect sunt prevăzuţi în Tabelul 2B. Tabelul 2B. Parametrii referitori la capabilitatea de trecere peste defect la modulele generatoare de categorie B
┌───────────────────┬───────────────────┐
│Parametrii │Parametrii de timp │
│tensiunii [u.r.] │[secunde] │
├────────────┬──────┼────────────┬──────┤
│U(ret): │0,15 │t(clear): │0,25 │
├────────────┼──────┼────────────┼──────┤
│U(clear): │0,15 │t(rec1): │0,25 │
├────────────┼──────┼────────────┼──────┤
│U(rec1): │0,15 │t(rec2): │0,25 │
├────────────┼──────┼────────────┼──────┤
│U(rec2): │0,85 │t(rec3): │3 │
└────────────┴──────┴────────────┴──────┘
ART. 26 Modulele generatoare de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la restaurarea sistemului: (a) trebuie să fie capabile să se reconecteze la reţea, după o deconectare accidentală cauzată de un eveniment în reţea, conform dispoziţiilor de dispecer şi în condiţiile definite de OTS; (b) instalarea sistemelor de reconectare automată trebuie să fie supusă unei avizări prealabile atât la ORR, cât şi la OTS, în vederea specificării cerinţelor de reconectare automată. De regulă, reconectarea automată se realizează în domeniul de frecvenţă (47,5÷50,5) Hz, de tensiune (0,85÷1,1) Un şi într-un timp de (1÷10) minute; (c) cerinţele şi condiţiile pentru reconectarea automată prevăzute la lit. (a) şi (b) sunt aduse la cunoştinţa gestionarului modulului generator în procesul de racordare la reţea, la emiterea ATR. ART. 27 Modulele generatoare de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe generale de operare, referitoare la: (a) schemele de control şi automatizare cu setările aferente: i. schemele de control şi automatizare precum şi setările acestora, inclusiv parametrii de reglaj, necesare calculelor de stabilitate a reţelei şi analizei măsurilor de urgenţă, trebuie să fie transmise de gestionarul modulului generator la ORR, respectiv la OTS, cu cel puţin 3 luni înainte de punerea sub tensiune pentru începerea perioadei de probe, pentru a fi coordonate şi convenite între OTS, ORR şi gestionarul modulului generator; ii. orice modificări ale schemelor de reglaj şi automatizare şi ale setărilor aferente, prevăzute la punctul i), ale diverselor dispozitive de control sau reglaj ale modulului generator trebuie să fie coordonate şi convenite între OTS, operatorul de reţea şi gestionarul modulului generator. (b) schemele de protecţie electrică şi setările aferente: i. sistemele de protecţie necesare pentru modulul generator şi pentru reţeaua electrică, precum şi setările relevante pentru modulul generator trebuie să fie coordonate şi agreate între ORR şi gestionarul modulului generator, în procesul de racordare. Funcţiile protecţiilor se dispun de către ORR care poate solicita un alt reglaj de protecţie faţă de cel propus de gestionar. Sistemele de protecţie şi setările pentru defectele electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa modulului generator. Sistemele de protecţie şi automatizare respectă cel puţin următoarele cerinţe: 1. trebuie să asigure protecţia împotriva defectelor interne ale modulului generator şi împotriva defectelor şi regimurilor anormale de funcţionare din reţeaua electrică unde acesta este racordat; 2. trebuie să fie performante, cu fiabilitate ridicată şi organizate în grupe, selective, sensibile, capabile să detecteze defecte interne şi externe, să fie separate fizic şi galvanic de la sursele de alimentare cu tensiune operativă, de la transformatoarele de măsură de tensiune şi curent până la dispozitivele de execuţie a comenzilor. Sistemele de protecţii trebuie să fie prevăzute cu funcţii extinse de autotestare şi auto-diagnoză şi cu funcţii de înregistrare a evenimentelor şi de oscilografiere. Sistemul de protecţii electrice trebuie prevăzut cu interfeţe standard de comunicaţie pentru integrarea la un sistem local de achiziţie date, supraveghere şi control. 3. sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor interne trebuie să fie capabil să sesizeze cel puţin curenţii de scurtcircuit la modulul generator, asimetria de curenţi, suprasarcinile electrice la stator şi rotor, pierderea excitaţiei modulului generator, tensiunea maximă/minimă la bornele modulului generator, frecvenţa maximă/minimă la bornele modulului generator. 4. sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor externe, ca protecţii de rezervă trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin scurtcircuitele simetrice şi asimetrice din reţeaua unde este racordat, asimetria de curenţi, trecerea în regim de motor, suprasarcinile electrice de curent şi tensiune. ii. protecţia electrică a modulului generator are întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi securitatea personalului şi a publicului, precum şi de atenuarea oricărei avarii survenite la modulul generator. iii. ORR şi gestionarul modulului generator se coordonează şi convin ca sistemele de protecţie să acopere, cel puţin, următoarele defecte, astfel: A. protecţii ale modulului generator asigurate de gestionarul modulului generator: 1. defecte interne ale modulului generator (scurtcircuite sau puneri la pământ); 2. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia electrică/cablul de racord; 3. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă; 4. tensiune maximă şi minimă la bornele modulului generator. B. protecţii asigurate de gestionarul modulului generator şi/sau de ORR, după caz: 1. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia electrică/cablul de evacuare a puterii produse; 2. tensiune maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz; 3. frecvenţa maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz; 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţea, ca protecţie de rezervă. iv. modificările schemelor de protecţie necesare pentru modulul generator şi pentru reţeaua electrică şi ale setărilor relevante pentru elementele de generare se convin în prealabil între ORR şi gestionarul modulului generator; (c) organizarea de către gestionarul modulului generator a dispozitivelor de protecţie şi control în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităţilor: i. protecţia reţelei electrice şi a modulului generator; ii. reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active); iii. restricţii de putere; iv. limitarea rampelor de variaţie a puterii. (d) schimbul de informaţii: i. modulele generatoare trebuie să fie capabile să schimbe informaţii în timp real sau periodic cu ORR conform dispoziţiilor emise de ORR sau de OTS; ii. ORR, în coordonare cu OTS, stabileşte conţinutul schimburilor de informaţii, care trebuie să cuprindă cel puţin: puterea activă în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnalele de stare şi comenzile privind poziţia întreruptorului şi poziţia separatoarelor şi comanda de reducerea puterii active ca urmare a unei dispoziţii. ART. 28 (1) Gestionarul modulului generator de categorie B trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare prevăzute la Art. 27, lit. (d), către ORR. (2) Datele furnizate se integrează în sistemul DMS-SCADA al ORR şi asigură cel puţin semnalul de putere activă. ORR are dreptul să solicite integrarea în DMS-SCADA şi a altor mărimi. (3) Calea de comunicaţie este precizată de ORR. (4) Integrarea în sistemul DMS-SCADA se realizează prin grija gestionarului modulului generator. ART. 29 Gestionarul modulului generator de categoria B are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul DMS-SCADA al ORR, la caracteristicile solicitate de acesta. ART. 30 În regim normal de funcţionare al reţelei, modulul generator nu trebuie să producă în punctul de racordare/delimitare, după caz, variaţii rapide de tensiune mai mari de ±5% din tensiunea nominală a reţelei la care este racordat. ART. 31 Indiferent de numărul instalaţiilor auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, modulul generator trebuie să asigure în punctul de racordare calitatea energiei electrice în conformitate cu standardele în vigoare (standardele europene şi standardul de performanţă pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice şi a serviciului de sistem, respectiv standardul pentru prestarea serviciului de distribuţie a energiei electrice, după caz). ART. 32 Modulul generator este monitorizat din punct de vedere al calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata testelor de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice de racordare. ORR poate solicita, după caz, monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, şi integrarea echipamentului de monitorizare permanentă în sistemul propriu de monitorizare a calităţii energiei electrice. ART. 33 În situaţia racordării mai multor module generatoare în acelaşi nod electric (bară), pentru care suma puterilor instalate ale tuturor modulelor generatoare depăşeşte puterea maximă a categoriei B, acestea trebuie să asigure, în comun, reglajul puterii reactive în punctul de racordare/delimitare, după caz. Dacă suma puterilor instalate ale tuturor unităţilor generatoare împreună cu modulul generator care urmează să se racordeze în nodul electric comun, depăşeşte puterea maximă a categoriei C, acestea trebuie să asigure, în comun, reglajul tensiunii în punctul de racordare. ART. 34 Soluţia de racordare a modulului generator de categorie B nu trebuie să permită funcţionarea acestuia în regim insularizat şi trebuie să prevadă dotarea cu protecţii care să declanşeze modulul generator la apariţia unui asemenea regim. SECŢIUNEA a 4-a CERINŢE GENERALE PENTRU MODULELE GENERATOARE DE CATEGORIE C ART. 35 Modulele generatoare de categorie C trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă: (a) modulul generator trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1C; (b) (i) modulul generator trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la viteze de variaţie a frecvenţei de 2 Hz/s pentru un interval de timp de 500 ms, de 1,5 Hz/s pentru un interval de timp de 1000 ms şi de 1,25 Hz/s pentru un interval de timp de 2000 ms, în funcţie de tipul de tehnologie, de puterea de scurtcircuit a sistemului în punctul de racordare (valoare precizată de ORR prin ATR) şi de inerţia disponibilă la nivelul zonei sincrone. (ii) valorile de la pct. i) se comunică gestionarului grupului generator sincron, la emiterea ATR. (iii) reglajele protecţiilor din punctul de racordare coordonate de ORR trebuie să permită funcţionarea modulului generator pentru aceste profile de variaţie a frecvenţei. Tabelul 1C. Durata minimă în care un modul generator de categorie C trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniul de │Durata de │
│frecvenţe │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│47,5 Hz - 48,5 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│48,5 Hz - 49 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│49 Hz - 51 Hz │Nelimitat │
├──────────────────┼───────────────────┤
│51,0 Hz - 51,5 Hz │30 de minute │
└──────────────────┴───────────────────┘
ART. 36 Modulele generatoare de categorie C trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel: (a) la creşterile de frecvenţă, modulul generator trebuie să scadă puterea activă produsă, corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1C şi cu următorii parametri: i. pragul de frecvenţă de la care modulul generator asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz; ii. valoarea statismului setat se situează între 2% şi 12%, este stabilită la punerea în funcţiune a modulului generator şi poate fi modificată de ORR prin dispoziţii de dispecer, la punerea în funcţiune a modulului generator. De regulă valoarea statismului este de 5%. iii. modulul generator trebuie să fie capabil să scadă puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă cu o întârziere iniţială mai mică de 500 ms (denumită întârziere şi notată t(1) în figura 5C). În cazul în care această întârziere este mai mare de 500 ms, gestionarul modulului generator justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS. Timpul de răspuns pentru scăderea de putere în cazul creşterii de frecvenţă trebuie să fie mai mic sau egal cu 2 secunde pentru o variaţie de putere de 50% din puterea activă maximă. (b) la atingerea puterii corespunzătoare nivelului minim de reglaj, modulul generator trebuie să fie capabil: i. să stabilizeze puterea activată, într-un timp de maximum 20 secunde şi să funcţioneze în continuare la acest nivel (în limitele puterii admisibile date de sursa primară) sau ii. să reducă în continuare puterea activă produsă, conform dispoziţiei de dispecer şi în conformitate cu caracteristicile funcţionale ale modulelor generatoare de acelaşi tip; iii. să menţină nivelul de putere atins cu o abatere permisă de ±5% P(max), cât timp abaterea de frecvenţă se menţine. (c) modulul generator trebuie să rămână în funcţionare stabilă pe durata funcţionării în modul RFA-CR, la creşteri ale frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA-CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 1C. Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-CR pentru modulele generatoare de categorie C unde: DeltaP este variaţia puterii active produse de un modul generator; P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a modulului generator; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde Deltaf este mai mare ca +200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz), modulul generator trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 37 Modulul generator de categorie C trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, în limita puterii oferite de sursa primară, cu excepţia cazului în care modulul generator răspunde la creşterile de frecvenţă în conformitate cu Art. 36 sau are reduceri acceptabile de putere activă la scăderea frecvenţei, în conformitate cu prevederile Art. 36, Art. 38 şi Art. 39. ART. 38 OTS stabileşte reducerea de putere activă produsă de modulul generator de categorie C faţă de puterea activă maximă produsă (puterea admisibilă dată de sursa primară), ca urmare a scăderii frecvenţei, în limitele admisibile prezentate în figura 2C, astfel: (a) la scăderea frecvenţei sub 49 Hz se admite reducerea puterii active maxime produse (admisibile, dată de sursa primară) în procent egal cu 2% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei punctate; (b) se admite o reducere maximă a puterii active produse la scăderea frecvenţei sub 49,5 Hz, cu un procent egal cu 10% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz dacă frecvenţa este mai mică decât 49,5 Hz pentru o durată mai mare de 30 s. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei continue. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 2C. Limitele admisibile ale reducerii de putere stabilite de OTS în cazul scăderii frecvenţei ART. 39 (1) Reducerea admisibilă de putere activă faţă de puterea activă maximă produsă (puterea admisibilă dată de sursa primară), în cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabileşte: (a) în condiţii de mediu standard corespunzătoare temperaturii de 20 grade Celsius. După caz, gestionarul transmite ORR şi OTS, diagrama de dependenţă a puterii active de temperatură pentru cel puţin un set de temperaturi: -10°C, 0°C, 15°C, 25°C, 30°C, 40°C; (b) în funcţie de capabilitatea tehnică a modulelor generatoare. (2) Gestionarul modulului generator transmite ORR şi OTS diagrama de dependenţă a puterii active de factorii de mediu (temperatură, presiune, iradianţă solară respectiv viteza vântului, după caz) şi datele tehnice referitoare la capabilitatea tehnică a modulului generator, prevăzute în Anexa nr. 3 la prezenta normă tehnică. (3) Datele prevăzute la alin. (2) se transmit în etapa de studiu de soluţie aferentă procesului de racordare. ART. 40 (1) Sistemul de reglaj al puterii active al modulului generator de categorie C trebuie să permită modificarea referinţei de putere activă în conformitate cu dispoziţiile date gestionarului modulului generator de către ORR sau OTS. (2) Timpul de atingere a referinţei de putere activă sau viteza de variaţie a puterii active la modificarea referinţei se încadrează în domeniul (10÷30)% P(max)/min în funcţie de tehnologie, timpul mort (timpul scurs până la mişcarea motorului primar) este de maximum 1 secundă şi toleranţa de realizare a referinţei este de 5% P(max). ART. 41 În cazul în care echipamentele automate de reglaj la distanţă sunt indisponibile, se permite reglajul local. ART. 42 (1) ORR stabileşte condiţiile în care un modul generator de categorie C se conectează automat la reţea, după ce acestea au fost agreate cu OTS. (2) Cerinţele prevăzute la alin. (1) includ: (a) domeniile de frecvenţă în care este admisă conectarea automată respectiv (47,5÷51) Hz, domeniul de tensiune (0,9-1,1) U(n), timpul de observare/validare şi menţinere a parametrilor măsuraţi în domeniul precizat de maximum 300 secunde; (b) rampa admisă pentru creşterea puterii active după conectare (≤ 20% P(max)/min), de regulă 10% P(max)/min (valoarea setată se alege în intervalul indicat de producătorul modulului generator). ART. 43 Modulele generatoare de categorie C trebuie să asigure răspunsul limitat la abaterile de frecvenţă în cazul scăderii frecvenţei (RFA-SC) astfel: (a) trebuie să poată mobiliza puterea activă ca răspuns la scăderea frecvenţei sub un prag de frecvenţă de 49,8 Hz şi cu un statism stabilit de OTS pentru fiecare modul generator la PIF sau prin dispoziţii de dispecer în limitele (2÷12)%, de regulă la valoarea de 5%, ceea ce corespunde unei mobilizări de putere activă de 8% P(max), în conformitate cu figura 3C; (b) furnizarea puterii active ca răspuns la scăderea frecvenţei (în modul RFA-SC), trebuie să ţină seama, după caz, de: i. diagrama dependenţei puterii active produse de condiţiile de mediu; ii. cerinţele de funcţionare a modulului generator, în special limitările privind funcţionarea în apropierea puterii active maxime în cazul unei frecvenţe scăzute şi impactul condiţiilor externe de funcţionare, în conformitate cu prevederile Art. 38 şi Art. 39; (c) activarea răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă nu trebuie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea, denumită timp mort şi notată cu t(1) în figura 5C, este mai mare de 500 ms, gestionarul modulului generator trebuie să justifice OTS această întârziere; (d) la funcţionarea în modul RFA-SC, modulul generator trebuie să asigure o creştere de putere până la puterea maximă/admisibilă în funcţie de sursa primară de energie. Timpul de răspuns la creşterea de putere pentru module generatoare, cu excepţia turbinelor eoliene, trebuie să fie mai mic sau egal cu 10 secunde la o variaţie de putere de maximum 50% din puterea maximă. Pentru turbinele eoliene timpul de răspuns trebuie să fie mai mic sau egal cu 5 secunde pentru o variaţie de putere de 20% din puterea maximă, dacă punctul de funcţionare de plecare este mai mare de 50% din puterea maximă. Se acceptă timpi de creştere a puterii active mai mari de 5 secunde, dacă punctul de funcţionare de plecare este mai mic de 50% din puterea maximă. Această situaţie se justifică de gestionar. Atingerea valorii de referinţă se realizează într-un timp de maximum 30 secunde şi cu o toleranţă de maximum ±5% din P(max); (e) modulul generator trebuie să funcţioneze stabil în timpul modului RFA-SC pe durata unor frecvenţe mai mici de 49,8 Hz. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 3C. Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-SC pentru modulele generatoare de categorie C unde: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a modulului generator; DeltaP este variaţia puterii active produsă de modulul generator; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea şi Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea. În cazul scăderilor de frecvenţă sub 49,8 Hz, unde Deltaf este mai mic ca -200 mHz, modulul generator trebuie să crească puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 44 În cazul în care modul RFA este activ, în condiţiile oferite de sursa primară, modulul generator de categorie C, trebuie să îndeplinească în mod cumulativ, suplimentar cerinţelor prevăzute la ART. 43 conform figurii nr. 4C, următoarele cerinţe: (a) să furnizeze RFA, în conformitate cu parametrii stabiliţi de OTS, în domeniile de valori prevăzute în tabelul 2C, astfel: i. în cazul creşterii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la nivelul minim de reglare a puterii active; ii. în cazul scăderii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la puterea activă maximă disponibilă dată de sursa primară. iii. furnizarea efectivă a răspunsului în putere activă la abaterea de frecvenţă depinde de condiţiile externe şi de funcţionare ale modulului generator în momentul mobilizării puterii active, respectiv de limitările date de funcţionarea modulului generator, în condiţiile sursei primare, în cazul scăderii frecvenţei. (b) să poată modifica banda moartă de frecvenţă şi statismul, la dispoziţia OTS. De regula valoarea statismului s1 este de 5%, ceea ce corespunde unei mobilizări de putere activă de 8% P(max); (c) în cazul variaţiei treaptă a frecvenţei, să fie capabil să activeze integral puterea activă necesară ca răspuns la abaterea de frecvenţă, până la sau peste linia din figura 5C, în conformitate cu parametrii prevăzuţi în tabelul 3C, în absenţa limitărilor de ordin tehnologic şi anume: cu o întârziere [t(1)] de 500 ms în cazul modulelor generatoare fără inerţie, sau mai mare de 2 secunde în cazul modulelor generatoare cu inerţie şi un timp de activare de maximum 10 secunde [t(2)], în limita puterii oferite de sursa primară; (d) activarea iniţială a puterii active nu trebuie să fie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea la activarea iniţială a puterii active este mai mare de 500 ms în cazul modulelor generatoare fără inerţie sau mai mare de 2 secunde în cazul modulelor generatoare cu inerţie, gestionarul modulului generator trebuie să furnizeze dovezi tehnice care să demonstreze motivele pentru care este necesară o perioadă mai lungă de timp; (e) trebuie să aibă capabilitatea de a furniza puterea activă corespunzător abaterii de frecvenţă pe o durată de 15-30 minute specificată de OTS, în funcţie de disponibilitatea sursei primare; (f) reglajul puterii active nu trebuie să aibă niciun impact negativ asupra răspunsului la abaterile de frecvenţă; (g) în cazul participării la procesul de restabilire a frecvenţei la valoarea de referinţă sau/şi a puterilor de schimb la valorile programate, modulul generator trebuie să asigure funcţii specifice pentru realizarea acestor servicii, stabilite prin proceduri elaborate de OTS. Tabelul 2C. Parametrii de răspuns în putere activă la abaterea de frecvenţă (a se vedea figura 5C)
┌────────────────────────────┬─────────┐
│Parametri │Intervale│
├────────────────────────────┼─────────┤
│Variaţia puterii active │ │
│raportată la puterea maximă │ │
││DeltaP(1)│ │(2÷10)% │
│──────── │ │
│P(max) │ │
├────────────────────┬───────┼─────────┤
│ ││Deltaf│10 mHz │
│Zona de │(i)│ │ │
│insensibilitate ├───────┼─────────┤
│pentru răspunsul ││Deltaf│ │
│la abaterea de │(i)│ │0,02 - │
│frecvenţă │───────│0,06% │
│ │f(n) │ │
├────────────────────┴───────┼─────────┤
│Bandă moartă pentru │ │
│răspunsul la abaterea de │ │
│frecvenţă*) │ │
│După calificarea grupurilor │ │
│pentru furnizarea rezervei │ │
│de stabilizare │ │
│a frecvenţei (RSF) această │ │
│valoare se setează la 0 mHz │0 mHz │
│pentru │ │
│grupurile furnizoare de RSF,│ │
│iar la celelalte grupuri OTS│ │
│va decide │ │
│valoarea diferit de 0 mHz │ │
│astfel încât impactul asupra│ │
│reglajului de │ │
│frecvenţă să fie minim │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Statism s(1) │(2÷12)% │
└────────────────────────────┴─────────┘
Tabelul 3C. Parametrii pentru activarea integrală a puterii active ca răspuns la abaterea treaptă de frecvenţă (a se vedea figura 5C)
┌────────────────────────────┬─────────┐
│ │Intervale│
│Parametri │sau │
│ │valori │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Variaţia de putere activă │ │
│mobilizată, raportată la │ │
│puterea maximă │ │
│(domeniul răspuns la │(1,5÷10)%│
│variaţia de frecvenţă) │ │
││DeltaP(1)│ │ │
│─────────── │ │
│P(max) │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru modulele generatoare │ │
│cu inerţie, întârzierea │ │
│iniţială maximă │ │
│admisibilă t(1), cu excepţia│ │
│cazului în care sunt admise │ │
│de către OTS │2 secunde│
│perioade mai lungi de │ │
│activare, în baza dovezilor │ │
│tehnice furnizate │ │
│de gestionarul modulului │ │
│generator │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru modulele generatoare │ │
│fără inerţie, întârzierea │ │
│iniţială maximă │ │
│admisibilă t(1), cu excepţia│500 ms │
│cazului în care se justifică│ │
│altfel în │ │
│conformitate cu art. 44 lit.│ │
│(d) │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Valoarea maximă admisibilă a│ │
│timpului de activare │ │
│integrală t(2), cu │ │
│excepţia cazului în care │10 │
│sunt admise de către OTS │secunde │
│perioade mai lungi │ │
│de activare din motive de │ │
│stabilitate a sistemului │ │
└────────────────────────────┴─────────┘
(a se vedea imaginea asociată) Fig. 4C. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a modulelor generatoare de categorie C în regim RFA, în cazul în care zona de insensibilitate şi bandă moartă sunt zero unde: DeltaP este variaţia puterii active produse de modulul generator; P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a modulului generator; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 5C. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă unde: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a modulului generator; DeltaP este variaţia de putere activă a modulului generator. Modulul generator trebuie să activeze o putere activă DeltaP până la punctul DeltaP(1) în conformitate cu timpii t(1) şi t(2), valorile DeltaP(1), t(1) şi t(2) fiind stabilite de OTS, în conformitate cu prevederile din tabelul 3C; t(1) este întârzierea iniţială (timpul mort); t(2) este durata până la activarea completă a puterii active. ART. 45 (1) Monitorizarea în timp real a răspunsului automat al modulului generator de categorie C la abaterile de frecvenţă trebuie să fie asigurată prin transmiterea în timp real şi în mod securizat, de la o interfaţă a modulului generator la centrul de dispecer al ORR, la cererea acestuia, cel puţin a următoarelor semnale: i. semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă; ii. puterea activă de referinţă (programată); iii. valoarea reală a puterii active; iv. banda moartă în răspunsul de putere - frecvenţă; v. setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activ. (2) i. ORR stabileşte semnalele suplimentare care urmează să fie furnizate de către modulul generator prin intermediul dispozitivelor de monitorizare şi înregistrare pentru verificarea performanţei furnizării răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă; ii. Semnalele suplimentare sunt: frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnalele de stare şi comenzile poziţiei întreruptorului şi poziţiei separatoarelor; iii. Gestionarul modulului generator asigură transmiterea semnalelor prin una/două căi de comunicaţie independente (stabilite prin ATR); de regulă, calea principală este asigurată prin suport de fibră optică. (3) Setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activă şi statismul se stabilesc prin dispoziţii de dispecer. ART. 46 Modulele generatoare de categorie C îndeplinesc următoarele cerinţe referitoare la stabilitatea de tensiune: (a) trebuie să fie capabile să se deconecteze automat atunci când tensiunea la punctul de racordare/delimitare, după caz, depăşeşte limitele specificate de ORR în domeniul (0,85÷1,1)Un. (b) cerinţele şi setările pentru deconectarea automată a modulelor generatoare se stabilesc de către ORR în coordonare cu OTS. ART. 47 Modulele generatoare de categorie C îndeplinesc următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare, referitoare la: (a) capabilitatea de trecere peste defect, în cazul defectelor simetrice: i. modulul generator trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea, continuând să funcţioneze în mod stabil după un defect în reţea eliminat corect, în conformitate cu dependenţa tensiune-timp descrisă în figura 6C, raportată la punctul de racordare/delimitare, după caz, şi descrisă de parametrii din tabelul 4C; ii. diagrama de evoluţie a tensiunii în timp reprezintă limita inferioară permisă a evoluţiei tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, la apariţia unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte de defect, în timpul defectului şi după defect; iii. OTS stabileşte şi face publice condiţiile înainte şi după defect pentru capabilitatea de trecere peste defect, în ceea ce priveşte: 1. calculul puterii minime de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz; 2. punctul de funcţionare al modulului generator ca putere activă şi reactivă înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi 3. calculul puterii minime de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz. iv. la solicitarea unui gestionar de modul generator, ORR furnizează condiţiile înainte şi după defect (ca valori relevante rezultate din cazuri tipice) care se iau în considerare pentru capabilitatea de trecere peste defect ca rezultat al calculelor din punctul de racordare/delimitare, după caz, aşa cum se prevede la pct. iii), privind: 1. puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA; 2. punctul de funcţionare al modulului generator înainte de defect, exprimat prin putere activă, putere reactivă şi tensiune în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi 3. puterea minimă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA. v. modulul generator trebuie să rămână conectat la reţea şi să continue să funcţioneze stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata unui defect simetric, având în vedere condiţiile existente înainte şi după defect prevăzute la punctele iii) şi iv), depăşeşte limita inferioară prevăzută la punctul. ii), cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect; vi. cu luarea în considerare a cerinţelor prevăzute la punctul v), gestionarul modulului generator stabileşte protecţia la tensiune minimă (fie capabilitatea de trecere peste defect, fie tensiunea minimă definită la punctul de racordare/delimitare, după caz) în conformitate cu domeniul maxim de tensiune aferent modulului generator, cu excepţia cazului în care ORR solicită un domeniu de tensiune mai restrâns. Setările sunt justificate de gestionarul modulului generator în conformitate cu acest principiu; (b) capabilitatea de trecere peste defect în cazul defectelor asimetrice trebuie să respecte prevederile lit. (a), pct. i, pentru defecte simetrice; (c) menţinerea funcţionării stabile în orice punct al diagramei de capabilitate P-Q în cazul oscilaţiilor de putere între centrală şi punctul de racordare/delimitare, după caz; (d) modulele generatoare trebuie să rămână conectate la reţea fără a reduce puterea (în limitele date de sursa primară), atâta timp cât frecvenţa şi tensiunea se încadrează în limitele prevăzute în tabelul 1C, respectiv ±10% Un a reţelei la care este racordat; (e) modulele generatoare trebuie să rămână conectate la reţea în cazul acţiunii RAR monofazat sau trifazat pe liniile din reţeaua buclată la care sunt racordate. Detaliile tehnice specifice fac obiectul coordonării şi dispoziţiilor privind sistemele de protecţie şi setările convenite cu ORR. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 6C. Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect a unui modul generator de categorie C Notă: Diagrama din fig. 6C. reprezintă limita inferioară a graficului de evoluţie în timp a tensiunii în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată ca raport între valoarea curentă şi valoarea de referinţă, exprimată în unităţi relative, înainte, în timpul şi după eliminarea unui defect. Tensiunea U(ret) este tensiunea reziduală în timpul unui defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, t(clear) este momentul în care defectul a fost eliminat. U(rec1), U(rec2), t(rec1), t(rec2) şi t(rec3) reprezintă anumite puncte ale limitelor inferioare ale tensiunii reziduale după eliminarea defectului. Tabelul 4C. Parametrii referitori la capabilitatea de trecere peste defect la modulele generatoare de categorie C
┌──────────────────┬────────────────────┐
│Parametrii │Parametrii de timp │
│tensiunii [u.r] │[secunde] │
├────────────┬─────┼─────────────┬──────┤
│U(ret): │0,15 │t(clear): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(clear): │0,15 │t(rec1): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec1): │0,15 │t(rec2): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec2): │0,85 │t(rec3): │3 │
└────────────┴─────┴─────────────┴──────┘
ART. 48 (1) Modulele generatoare de categorie C trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte restaurarea sistemului: (a) trebuie să fie capabile să se reconecteze la reţea după o deconectare accidentală cauzată de un eveniment în reţea, în condiţiile definite de OTS. De regulă, reconectarea automată se realizează în domeniul de frecvenţă (47,5÷50,5) Hz, de tensiune (0,85÷1,1) U(n) şi cu un timp de observare/validare de maximum 300 s; (b) instalarea sistemelor de reconectare automată este supusă unei avizări prealabile atât la ORR, cât şi la OTS, în vederea specificării condiţiilor de reconectare automată. (c) trebuie să îndeplinească cerinţele referitoare la capabilitatea de resincronizare rapidă: în cazul deconectării de la reţea, modulul generator trebuie să se poată resincroniza rapid, de regulă în mai puţin de 15 minute, în conformitate cu planul de protecţii convenit cu ORR, în limita posibilităţilor tehnice ale modulelor generatoare; (2) Cerinţele şi condiţiile pentru reconectarea automată prevăzute la alin. (1), lit. (a) şi (b) sunt aduse la cunoştinţa gestionarului modulului generator în procesul de racordare la reţea. ART. 49 Modulele generatoare de categorie C trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe generale de operare referitoare la: (a) schemele de control şi automatizare cu setările aferente: i. schemele de control şi automatizare precum şi setările acestora, inclusiv parametri de reglaj, necesare calculelor de stabilitate a reţelei şi analizei măsurilor de urgenţă, trebuie să fie transmise de gestionarul modulului generator la ORR, respectiv la OTS cu cel puţin 3 luni înainte de punerea sub tensiune pentru începerea perioadei de probe pentru a fi coordonate şi convenite între OTS, ORR şi gestionarul modulului generator; ii. orice modificări ale schemelor de reglaj şi automatizare şi ale setărilor aferente, prevăzute la punctul (i), ale diverselor dispozitive de control sau reglaj ale modulului generator trebuie să fie coordonate şi convenite între OTS, ORR şi gestionarul modulului generator. (b) schemele de protecţie electrică şi setările aferente: i. sistemele de protecţie necesare pentru modulul generator şi pentru reţeaua electrică, precum şi setările relevante pentru modulul generator trebuie să fie coordonate şi agreate de ORR şi de gestionarul modulului generatoare, în procesul de racordare. Funcţiile protecţiilor se dispun de către ORR care poate solicita un alt reglaj de protecţie faţă de cel propus de gestionar. Sistemele de protecţie şi setările acestora pentru defectele electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa modulului generator. Sistemele de protecţie şi automatizare respectă cel puţin următoarele cerinţe: - trebuie să asigure protecţia împotriva defectelor interne ale modulului generator şi împotriva defectelor şi regimurilor anormale de funcţionare din reţeaua electrică unde acesta este racordat; – trebuie să fie performante, de fiabilitate ridicată şi organizate în grupe cu funcţionalitate redundantă; protecţiile trebuie să fie selective, sensibile, capabile să detecteze defecte interne şi externe, să fie separate fizic şi galvanic de la sursele de alimentare cu tensiune operativă, de la transformatoarele de măsură de tensiune şi curent şi până la dispozitivele de execuţie a comenzilor. Sistemul de protecţii electrice trebuie să fie prevăzut cu funcţii extinse de autotestare şi auto-diagnoză şi cu funcţii de înregistrare a evenimentelor şi de oscilografiere. Sistemul de protecţii electrice trebuie prevăzut cu interfeţe standard de comunicaţie pentru integrarea la un sistem local de achiziţie date, supraveghere şi control; – sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor interne trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin curenţii de scurtcircuit la modulul generator, asimetria de curenţi, tensiunea maximă/minimă la bornele modulului generator, frecvenţa maximă/minimă la bornele modulului generator; – sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor externe, ca protecţii de rezervă, trebuie să fie capabil să sesizeze cel puţin scurtcircuitele simetrice şi asimetrice din reţeaua electrică unde este racordat modulul generator, oscilaţiile de putere, asimetria de curenţi, suprasarcinile electrice de curent şi de tensiune. ii. protecţia electrică a modulului generator are întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi securitatea personalului şi a publicului, precum şi de atenuarea oricărei avarii survenite la modulul generator. iii. ORR şi gestionarul modulului generator se coordonează şi convin ca sistemele de protecţie să asigure, cel puţin, protecţia la următoarele defecte, astfel: A. protecţiile modulului generator, ale transformatorului ridicător de tensiune sunt asigurate de către gestionarul modulului generator, pentru: 1. defecte interne ale modulului generator, (scurtcircuite şi puneri la pământ); 2. defecte interne ale transformatorului ridicător de tensiune; 3. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia electrică de racord în reţeaua electrică a puterii produse; 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă; 5. tensiune maximă şi minimă la bornele modulului generator. B. protecţiile asigurate de gestionarul modulului generator şi/sau de ORR, după caz: 1. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia de racord în reţeaua electrică a puterii produse; 2. tensiunea maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz; 3. frecvenţa maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz: 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţea, ca protecţie de rezervă. iv. modificările schemelor de protecţie necesare pentru modulul generator şi pentru reţeaua electrică şi ale setărilor relevante pentru elementele generatoare se convin în prealabil între ORR şi gestionarul modulului generator; (c) dispozitivele de protecţie şi control se organizează de gestionarul modulului generator în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităţilor: i. protecţia reţelei electrice şi a modulului generator; ii. reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active); iii. restricţii de putere; iv. limitarea rampelor de variaţie a puterii. (d) schimbul de informaţii: i. modulele generatoare trebuie să fie capabile să schimbe informaţii în timp real sau periodic cu ORR conform dispoziţiilor emise de ORR sau de OTS; ii. ORR, în coordonare cu OTS, stabileşte conţinutul schimburilor de informaţii, inclusiv o listă exactă a datelor care trebuie furnizate OTS de către ORR şi de către gestionarul modulului generator. Datele transmise în timp real sunt: puterea activă, puterea activă programată, după caz, puterea reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnale de stare şi comenzile privind poziţia întreruptorului şi poziţia separatoarelor şi semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă. Gestionarul modulului generator asigură transmiterea semnalelor prin una/două căi de comunicaţie independente (stabilite prin ATR); de regulă, calea principală este asigurată prin suport de fibră optică. (e) posibilitatea modulului generator să se deconecteze de la reţea în mod automat la pierderea stabilităţii în funcţionare. Criteriile de deconectare, de tipul protecţiei împotriva asimetriei de curent, întreruperii unei faze şi timpul critic de deconectare, se convin între gestionarul modulului generator, ORR şi OTS. (f) dispozitivele de măsură şi control: i. modulele generatoare trebuie să fie dotate cu dispozitive care să asigure înregistrarea defectelor şi monitorizarea comportamentului dinamic în sistem, acestea fiind de regulă osciloperturbografe sau echipamente care pot înlocui funcţiile asigurate de osciloperturbografe. Aceste dispozitive trebuie să asigure înregistrarea următorilor parametri: 1. tensiunile pe toate cele trei faze; 2. curentul pe fiecare fază; 3. puterea activă pe toate cele trei faze; 4. puterea reactivă pe toate cele trei faze; 5. frecvenţa. ORR are dreptul să stabilească performanţele parametrilor puşi la dispoziţie prin intermediul dispozitivelor menţionate anterior, cu condiţia convenirii prealabile a acestora cu gestionarul modulului generator. ii. setările echipamentului de înregistrare a defectelor, inclusiv criteriile de pornire a înregistrării şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul modulului generator şi ORR la momentul PIF şi se consemnează prin dispoziţii scrise. Acestea cuprind şi un criteriu de detectare a oscilaţiilor, stabilit de OTS; iii. ORR, OTS şi gestionarul modulului generator stabilesc de comun acord includerea unui criteriu de detectare a oscilaţiilor pentru monitorizarea comportamentului dinamic al sistemului, stabilit de OTS cu scopul de a detecta oscilaţiile cu amortizare insuficientă (neamortizate); iv. sistemul de monitorizare a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să permită accesul la informaţii al gestionarului modulului generator şi al ORR. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionarul modulului generator, ORR şi OTS înainte de alegerea echipamentelor pentru monitorizare. (g) modelele de simulare a funcţionării modulului generator: i. la solicitarea ORR sau a OTS, gestionarul modulului generator trebuie să furnizeze modele de simulare a funcţionării modulului generator, care să reflecte comportamentul modulului generator atât în regim staţionar, cât şi dinamic (inclusiv pentru fenomene electromagnetice tranzitorii, dacă este solicitat). Modelele furnizate trebuie să fie validate de rezultatele testelor de conformitate. Gestionarul modulului generator transmite ORR sau OTS rezultatele testelor de tip pentru modulul generator, dovedite prin certificate de verificare recunoscute pe plan european, realizate de un organism de certificare autorizat; ii. modelele furnizate de gestionarul modulului generator trebuie să conţină următoarele sub-modele, în funcţie de componentele individuale: 1. modelulul panoului fotovoltaic, turbinei eoliene etc. şi al convertoarelor; 2. reglajul puterii active; 3. reglajul tensiunii; 4. modelele protecţiilor modulului generator, aşa cum au fost convenite între ORR şi gestionarul modulului generator; 5. modelul invertoarelor, grupurilor generatoare eoliene, după caz. iii. la solicitarea ORR, menţionată la punctul i), OTS specifică: 1. formatul în care trebuie să fie furnizate modelele de simulare, inclusiv programul de calcul utilizat; 2. documentaţia privind structura unui model matematic şi schema electrică; 3. estimarea puterii minime şi maxime de scurtcircuit în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA, ca echivalent de reţea. iv. gestionarul modulului generator furnizează ORR, la cerere, înregistrări ale performanţelor modulului generator. ORR sau OTS poate face o astfel de solicitare, în vederea comparării răspunsului modelelor şi simulărilor pe model realizate cu înregistrările reale de funcţionare. (h) montarea de dispozitive pentru operarea sistemului şi a dispozitivelor pentru siguranţa în funcţionare a sistemului, în cazul în care ORR sau OTS consideră că la un modul generator este necesar să instaleze dispozitive suplimentare pentru a menţine sau restabili funcţionarea acestuia sau siguranţa în funcţionare a sistemului. ORR şi gestionarul modulului generator, împreună cu OTS analizează şi convin asupra soluţiei adecvate; (i) limitele minime şi maxime pentru viteza de variaţie a puterii active (limitele rampelor) în ambele direcţii, la creştere şi la scădere, sunt stabilite pentru modulul generator de către ORR, în coordonare cu OTS, luând în considerare caracteristicile sursei primare. De regulă, viteza de variaţie este în domeniul (10÷30)% P(max)/minut, egală în ambele direcţii (la creştere, respectiv la scădere); (j) legarea la pământ a punctului neutru pe partea spre reţea a transformatoarelor ridicătoare de tensiune trebuie să respecte specificaţiile ORR. ART. 50 (1) Gestionarul modulului generator de categorie C trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare, prevăzute la Art. 49 lit. (d) către ORR. (2) Modulul generator de categorie C se integrează în sistemul DMS-SCADA al ORR asigurând cel puţin schimbul de semnale: putere activă, putere reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, consemne pentru puterea activă şi puterea reactivă, semnale de stare şi comenzi pentru poziţia întreruptorului şi pentru poziţia separatoarelor. (3) Gestionarul modulului generator de categorie C asigură transmiterea semnalelor prin una/două căi de comunicaţie independente (stabilite prin ATR). De regulă, calea principală este asigurată prin suport de fibră optică. ART. 51 Gestionarul modulului generator de categorie C are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul DMS-SCADA al ORR, la caracteristicile solicitate de acesta. ART. 52 În situaţia racordării mai multor module generatoare în acelaşi nod electric (bară), pentru care suma puterilor instalate ale tuturor surselor de producere a energiei electrice depăşeşte puterea maximă a categoriei C, acestea trebuie să asigure, în comun, reglajul tensiunii în punctul de racordare/delimitare, după caz. ART. 53 În regim normal de funcţionare al reţelei electrice, modulul generator nu trebuie să producă în punctul de racordare/delimitare, după caz, variaţii rapide de tensiune mai mari de ±5% din tensiunea nominală a reţelei electrice la care este racordat. ART. 54 Indiferent de instalaţiile auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, modulul generator trebuie să asigure în punctul de racordare/delimitare, după caz, calitatea energiei electrice în conformitate cu standardele în vigoare (standardele europene şi standardul de performanţă pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice şi a serviciului de sistem, respectiv standardul pentru prestarea serviciului de distribuţie a energiei electrice, după caz). ART. 55 Modulul generator este monitorizat din punct de vedere al calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata testelor de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice de racordare. ORR poate solicita, după caz, monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz şi integrarea echipamentului de monitorizare permanentă în sistemul propriu de monitorizare a calităţii energiei electrice. SECŢIUNEA a 5-a CERINŢE GENERALE PENTRU MODULELE GENERATOARE DE CATEGORIE D ART. 56 Modulele generatoare de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă: (a) modulul generator trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1D; (b) i. modulul generator trebuie să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la viteze de variaţie a frecvenţei de 2 Hz/s pentru un interval de timp de 500 ms, de 1,5 Hz/s pentru un interval de timp de 1000 ms şi de 1,25 Hz/s pentru un interval de timp de 2000 ms, în funcţie de tipul de tehnologie şi de puterea de scurtcircuit a sistemului în punctul de racordare (valoare precizată de ORR prin ATR) şi de inerţia disponibilă la nivelul zonei sincrone. ii. valorile de la pct. i) se comunică gestionarului modulului generator, la emiterea ATR. iii. reglajele protecţiilor din punctul de racordare coordonate de ORR trebuie să permită funcţionarea modulului generator pentru aceste profile de variaţie a frecvenţei. Tabelul 1D. Durata minimă în care un modul generator de categorie D trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniul de │Durata de │
│frecvenţe │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│47,5 Hz - 48,5 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│48,5 Hz - 49 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│49 Hz - 51 Hz │Nelimitat │
├──────────────────┼───────────────────┤
│51,0 Hz - 51,5 Hz │30 de minute │
└──────────────────┴───────────────────┘
ART. 57 Modulele generatoare de categorie D trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel: (a) la creşterile de frecvenţă, modulul generator trebuie să scadă puterea activă produsă, corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1D şi cu următorii parametri: i. pragul de frecvenţă de la care modulul generator asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz; ii. valoarea statismului setat se situează între 2% şi 12% şi este dispusă de ORR prin dispoziţii de dispecer, la punerea în funcţiune a modulului generator. De regulă valoarea statismului este de 5%. iii. modulul generator trebuie să fie capabil să scadă puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă cu o întârziere iniţială mai mică de 500 ms (notată t(1) în figura 5D). În cazul în care această întârziere este mai mare de 500 ms, gestionarul modulului generator justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS. Timpul de răspuns pentru scăderea de putere în cazul creşterii de frecvenţă trebuie să fie mai mic sau egal cu 2 secunde pentru o variaţie de putere de 50% din puterea activă maximă. (b) la atingerea puterii corespunzătoare nivelului minim de reglaj, modulul generator trebuie să fie capabil: i. să stabilizeze puterea activată, într-un timp de maximum 20 secunde şi să funcţioneze în continuare la acest nivel (în limitele puterii admisibile date de sursa primară); sau ii. să reducă în continuare puterea activă produsă, conform dispoziţiei de dispecer şi în conformitate cu caracteristicile funcţionale ale modulelor generatoare de acelaşi tip; sau iii. să menţină nivelul de putere atins cu o abaterea permisă de ±5% P(max), cât timp abaterea de frecvenţă se menţine. (c) modulul generator trebuie să rămână în funcţionare stabilă pe durata funcţionării în modul RFA-CR, la creşteri ale frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA-CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 1D. Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-CR pentru modulele generatoare de categorie D unde: DeltaP este variaţia puterii active produsă de modulul generator; P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a modulului generator; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde Deltaf este mai mare de +200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz), modulul generator trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 58 Modulul generator de categorie D trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, în limita puterii oferite de sursa primară, cu excepţia cazului în care modulele generatoare care intră în componenţa centralei răspund la creşterile de frecvenţă în conformitate cu prevederile Art. 57 sau au reduceri acceptabile de putere activă la scăderea frecvenţei, în conformitate cu prevederile Art. 59 şi Art. 60. ART. 59 OTS stabileşte reducerea de putere activă produsă de modulul generator de categorie D faţă de puterea activă maximă produsă, ca urmare a scăderii frecvenţei, în limitele admisibile prezentate în figura 2D, astfel: (a) la scăderea frecvenţei sub 49 Hz se admite reducerea puterii active produse (admisibile, dată de sursa primară) în procent egal cu 2% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei punctate; (b) se admite o reducere maximă a puterii active produse la scăderea frecvenţei sub 49,5 Hz, cu un procent egal cu 10% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz dacă frecvenţa este mai mică decât 49,5 Hz pentru o durată mai mare de 30 s. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei continue. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 2D. Limitele admisibile ale reducerii de putere stabilite de OTS în cazul scăderii frecvenţei ART. 60 (1) Reducerea admisibilă de putere activă faţă de puterea activă maximă produsă (puterea admisibilă dată de sursa primară), în cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabileşte: (a) în condiţii de mediu standard corespunzătoare temperaturii de 20 grade Celsius. După caz, gestionarul transmite ORR şi OTS, diagrama de dependenţă a puterii active de temperatură pentru cel puţin un set de temperaturi: -10°C, 0°C, 15°C, 25°C, 30°C, 40°C; (b) în funcţie de capabilitatea tehnică a modulelor generatoare. (2) Gestionarul modulului generator transmite ORR şi OTS diagrama de dependenţă a puterii active de factorii de mediu (temperatură, presiune, iradianţă solară respectiv viteza vântului, după caz) şi datele tehnice referitoare la capabilitatea tehnică a modulului generator, prevăzute în Anexa nr. 4 la prezenta normă tehnică; (3) Datele prevăzute la alin. (2) se transmit în etapa de studiu de soluţie aferentă procesului de racordare. ART. 61 (1) Sistemul de reglaj al puterii active al modulului generator de categorie D trebuie să permită modificarea referinţei de putere activă în conformitate cu dispoziţiile date gestionarului modulului generator de către ORR sau OTS. (2) Timpul de atingere a referinţei de putere activă sau viteza de variaţie a puterii active la modificarea referinţei se încadrează în domeniul (10÷30)% P(max)/min în funcţie de tehnologie, timpul mort este de maximum 1 secundă şi toleranţa de realizare a referinţei de 1% P(max). ART. 62 În cazul în care echipamentele automate de reglaj la distanţă sunt indisponibile, se permite reglajul local. ART. 63 Modulele generatoare de categorie D trebuie să asigure răspunsul limitat la abaterile de frecvenţă în cazul scăderii frecvenţei (RFA-SC) astfel: (a) trebuie să poată mobiliza puterea activă ca răspuns la scăderea frecvenţei sub un prag de frecvenţă de 49,8 Hz şi cu un statism stabilit de OTS pentru fiecare modul generator la PIF sau prin dispoziţii de dispecer în limitele (2÷12)%, de regulă la valoarea de 5%, ceea ce corespunde unei mobilizări de putere activă de 8% P(max), în conformitate cu figura 3D; (b) furnizarea puterii active ca răspuns la scăderea frecvenţei (în modul RFA-SC), trebuie să ţină seama, după caz, de: i. diagrama dependenţei puterii active produsă de condiţiile de mediu (sursa primară); ii. cerinţele de funcţionare ale modulului generator, în special limitările privind funcţionarea în apropierea puterii active maxime în cazul unei frecvenţe scăzute şi impactul condiţiilor externe de funcţionare în conformitate cu prevederile Art. 59 şi Art. 60; (c) activarea răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă nu trebuie să fie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea, denumită timp mort şi notată cu t(1) în figura 5D, este mai mare de 500 ms, gestionarul modulului generator trebuie să justifice această întârziere la OTS; (d) la funcţionarea în modul RFA-SC, modulul generator trebuie să asigure o creştere de putere până la puterea maximă admisibilă dată de sursa primară. Timpul de răspuns la creşterea de putere pentru module generatoare, cu excepţia turbinelor eoliene, trebuie să fie mai mic sau egal cu 10 secunde la o variaţie de putere de maximum 50% din puterea maximă. Pentru turbinele eoliene timpul de răspuns trebuie să fie mai mic sau egal cu 5 secunde pentru o variaţie de putere de 20% din puterea maximă, dacă punctul de funcţionare de plecare este mai mare de 50% din puterea maximă. Se acceptă timpi de creştere a puterii active mai mari de 5 secunde, dacă punctul de funcţionare de plecare este mai mare de 50% din puterea maximă. Aceasta situaţie se justifică de gestionar. Atingerea valorii de referinţă se realizează într-un timp de maximum 30 secunde şi cu o toleranţă de maximum ±5% din P(max); (e) modulul generator trebuie să funcţioneze stabil în timpul modului RFA-SC pe durata unor frecvenţe mai mici de 49,8 Hz. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 3D. Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-SC a modulelor generatoare de categorie D unde: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a modulului generator; DeltaP este variaţia puterii active produsă de un modul generator; P(ref) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz). În cazul scăderilor de frecvenţă sub 49,8 Hz, unde Deltaf depăşeşte -200 Hz, modulul generator trebuie să crească puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 64 În cazul în care modul RFA este activ, în condiţiile oferite de sursa primară, modulul generator de categorie D trebuie să îndeplinească în mod cumulativ, suplimentar cerinţelor prevăzute la Art. 63, conform figurii nr. 4D, următoarele cerinţe: (a) să furnizeze RFA, în conformitate cu parametrii stabiliţi de OTS, în domeniile de valori prevăzute în tabelul 2D, astfel: i. în cazul creşterii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la nivelul minim de reglare a puterii active; ii. în cazul scăderii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la puterea activă maximă disponibilă dată de sursa primară.; iii. furnizarea efectivă a răspunsului în putere activă la abaterea de frecvenţă depinde de condiţiile externe şi de funcţionare ale modulului generator în momentul mobilizării puterii active, în particular de limitările date de funcţionarea modulului generator în condiţiile sursei primare, în cazul scăderii frecvenţei. (b) să poată modifica banda moartă de frecvenţă şi statismul la dispoziţia OTS. De regulă valoarea statismului s1 este de 5%, ceea ce corespunde unei mobilizări de putere activă de 8% P(max); (c) în cazul variaţiei treaptă a frecvenţei, să fie capabil să activeze integral puterea activă necesară ca răspuns la abaterea de frecvenţă, la sau peste linia din figura 5D, în conformitate cu parametrii prevăzuţi în tabelul 3D, în absenţa limitărilor de ordin tehnologic şi anume: cu o întârziere [t(1)] de 500 ms în cazul modulelor generatoare fără inerţie sau mai mare de 2 secunde în cazul modulelor generatoare cu inerţie şi un timp de activare de maximum 10 secunde [t(2)], în limita puterii oferite de sursa primară; (d) activarea iniţială a puterii active nu trebuie să fie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea la activarea iniţială a puterii active este mai mare de 500 ms în cazul modulelor generatoare fără inerţie sau mai mare de 2 secunde în cazul modulelor generatoare cu inerţie, gestionarul modulului generator furnizează dovezi tehnice care să demonstreze motivele pentru care este necesară o perioadă mai lungă de timp; (e) trebuie să aibă capabilitatea de a furniza puterea activă corespunzător abaterii de frecvenţă pe o durată de 15-30 de minute specificată de OTS, în funcţie de puterea oferită de sursa primară; (f) reglajul puterii active nu trebuie să aibă niciun impact negativ asupra răspunsului la abaterile de frecvenţă; (g) în cazul participării la procesul de restabilire a frecvenţei la valoarea de referinţă sau/şi a puterilor de schimb la valorile programate, modulul generator trebuie să asigure funcţii specifice pentru realizarea acestor servicii, stabilite prin proceduri de calificare elaborate de OTS. (h) în ceea ce priveşte deconectarea pe criteriul de frecvenţă minimă, instalaţia de producere a energiei electrice care are atât module generatoare, cât şi consumatori, trebuie să îşi poată deconecta consumul la scăderea frecvenţei. Tabelul 2D. Parametrii de răspuns în putere activă la abaterea de frecvenţă (a se vedea figura 5D) (art. 15, alin. 2 (d), pct. i, tabelul 4)
┌────────────────────────────┬─────────┐
│Parametri │Intervale│
├────────────────────────────┼─────────┤
│Variaţia puterii active │ │
│raportată la puterea maximă │ │
││DeltaP(1)│ │(1,5÷10)%│
│──────── │ │
│P(max) │ │
├────────────────────┬───────┼─────────┤
│ ││Deltaf│10 mHz │
│Zona de │(i)│ │ │
│insensibilitate ├───────┼─────────┤
│pentru răspunsul ││Deltaf│ │
│la abaterea de │(i)│ │(0,02 - │
│frecvenţă │───────│0,06)% │
│ │f(n) │ │
├────────────────────┴───────┼─────────┤
│Bandă moartă pentru │ │
│răspunsul la abaterea de │ │
│frecvenţă* │ │
│După calificarea grupurilor │ │
│pentru furnizarea rezervei │ │
│de stabilizare │ │
│a frecvenţei (RSF) această │ │
│valoare se setează la 0 mHz │0 mHz │
│pentru │ │
│grupurile furnizoare de RSF,│ │
│iar la celelalte grupuri OTS│ │
│va decide │ │
│valoarea diferit de 0 mHz │ │
│astfel încât impactul asupra│ │
│reglajului de │ │
│frecvenţă să fie minim │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Statism s(1) │(2÷12)% │
└────────────────────────────┴─────────┘
(a se vedea imaginea asociată) Fig. 4D. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a modulelor generatoare în regim RFA în cazul în care zona de insensibilitate şi bandă moartă sunt zero. unde: DeltaP este variaţia puterii active produse de modulul generator; P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se determină variaţia de putere activă DeltaP şi anume puterea maximă a modulului generator; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 5D. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă unde: P(max) este puterea maximă (nominală) faţă de care se stabileşte variaţia de putere activă mobilizată DeltaP; DeltaP este variaţia de putere activă a modulului generator. Modulul generator trebuie să activeze o putere activă DeltaP până la punctul DeltaP(1) în conformitate cu timpii t(1) şi t(2), valorile DeltaP(1), t(1) şi t(2) fiind specificate de OTS în conformitate cu tabelul 3D; t(1) este întârzierea iniţială (timpul mort); t(2) este durata până la activarea completă a puterii active. Tabelul 3D. Parametrii pentru activarea integrală a puterii active ca răspuns la abaterea treaptă de frecvenţă (explicaţie pentru figura 5D)
┌────────────────────────────┬─────────┐
│ │Intervale│
│Parametri │sau │
│ │valori │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Variaţia de putere activă │ │
│mobilizată raportată la │ │
│puterea maximă │ │
│(domeniul răspuns la │(1,5÷10)%│
│variaţia de frecvenţă) │ │
││DeltaP(1)│ │ │
│──────── │ │
│P(max) │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru modulele generatoare │ │
│cu inerţie, întârzierea │ │
│iniţială maximă │ │
│admisibilă t(1), cu excepţia│ │
│cazului în care sunt admise │ │
│de către OTS │2 secunde│
│perioade mai lungi de │ │
│activare, în baza dovezilor │ │
│tehnice furnizate │ │
│de gestionarul modulului │ │
│generator │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru modulele generatoare │ │
│fără inerţie, întârzierea │ │
│iniţială maximă │ │
│admisibilă t(1), cu excepţia│500 ms │
│cazului în care se justifică│ │
│altfel │ │
│în conformitate cu art. 64 │ │
│alin. (d) │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Valoarea maximă admisibilă a│ │
│timpului de activare │ │
│integrală t(2), │ │
│cu excepţia cazului în care │10 de │
│sunt admise de către OTS │secunde │
│perioade mai lungi de │ │
│activare, din │ │
│motive de stabilitate a │ │
│sistemului │ │
└────────────────────────────┴─────────┘
ART. 65 (1) Monitorizarea în timp real a răspunsului automat al modulului generator de categorie D la abaterile de frecvenţă trebuie să fie asigurată prin transmiterea în timp real şi în mod securizat de la o interfaţă a modulului generator la centrul de dispecer al ORR, la cererea acestuia, cel puţin a următoarelor semnale: i. semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă; ii. puterea activă de referinţă (programată); iii. valoarea reală a puterii active; iv. banda moartă în răspunsul de putere - frecvenţă; v. setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activ (nu se transmit în timp real, doar sunt monitorizaţi de la centrul de dispecer). (2) i. ORR stabileşte semnalele suplimentare care urmează să fie furnizate de către modulul generator prin intermediul dispozitivelor de monitorizare şi înregistrare pentru verificarea performanţei furnizării răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă; ii. Semnalele suplimentare sunt: frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnalele de stare şi comenzile poziţiei întreruptorului şi poziţiei separatoarelor; iii. Gestionarul modulului generator asigură transmiterea semnalelor prin două căi de comunicaţie independente cu EMS SCADA, de regulă calea principală fiind asigurată prin suport de fibră optică. (3) Setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activă şi statismul se stabilesc prin dispoziţii de dispecer. ART. 66 Modulele generatoare de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare, referitoare la: (a) capabilitatea de trecere peste defect în cazul defectelor simetrice: i. modulul generator trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea, continuând să funcţioneze în mod stabil după un defect în reţea eliminat corect, în conformitate cu dependenţa tensiune-timp descrisă în figura 6D raportată la punctul de racordare/delimitare, după caz, şi descrisă de parametrii din tabelul 4D; ii. diagrama de evoluţie a tensiunii în timp reprezintă limita inferioară permisă a evoluţiei tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, la apariţia unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte de defect, în timpul defectului şi după defect; iii. OTS stabileşte şi face publice condiţiile stabilite înainte şi după defect pentru capabilitatea de trecere peste defect, în ceea ce priveşte: - calculul puterii minime de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz; – punctul de funcţionare al modulul generator ca putere activă şi reactivă înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi – calculul puterii minime de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz. iv. la solicitarea unui gestionar de modul generator, ORR furnizează condiţiile înainte şi după defect (ca valori relevante rezultate din cazuri tipice) care se iau în considerare pentru capabilitatea de trecere peste defect, ca rezultat al calculelor din punctul de racordare/delimitare, după caz, conform dispoziţiilor pct. iii), privind: - puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect în fiecare punct de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA; – punctul de funcţionare al modulului generator înainte de defect, exprimat prin puterea activă, puterea reactivă şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi – puterea minimă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 6D. Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect a unui modul generator de categorie D Notă: Diagrama din fig. 6D reprezintă limita inferioară a graficului de evoluţie în timp a tensiunii în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată ca raport între valoarea curentă şi valoarea de referinţă, înainte, în timpul şi după eliminarea unui defect. Tensiunea U(ret) este tensiunea reziduală în timpul unui defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, iar t(clear) este momentul în care defectul a fost eliminat. U(rec1), U(rec2), t(rec1), t(rec2) şi t(rec3) reprezintă anumite puncte ale limitelor inferioare ale tensiunii reziduale după eliminarea defectului. Parametrii referitori la trecerea peste defect sunt prevăzuţi în Tabelul 4D. Tabelul 4D. Parametrii referitori la capabilitatea de trecere peste defect la modulele generatoare de categorie D
┌──────────────────┬────────────────────┐
│Parametrii │Parametrii de timp │
│tensiunii [u.r] │[secunde] │
├────────────┬─────┼─────────────┬──────┤
│U(ret): │0 │t(clear): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(clear): │0 │t(rec1): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec1): │0 │t(rec2): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec2): │0,85 │t(rec3): │3 │
└────────────┴─────┴─────────────┴──────┘
v. modulul generator trebuie să rămână conectat la reţea şi să continue să funcţioneze stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata unui defect simetric, având în vedere condiţiile existente înainte şi după defect prevăzute la pct. iii) şi iv), depăşeşte limita inferioară prevăzută la pct. ii), cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect; vi. cu luarea în considerare a cerinţelor prevăzute la punctul v), gestionarul modulului generator stabileşte protecţia la tensiune minimă (fie capabilitatea de trecere peste defect, fie tensiunea minimă definită la punctul de racordare/delimitare, după caz), în conformitate cu domeniul maxim de tensiune aferent modulului generator, cu excepţia cazului în care ORR solicită un domeniu de tensiune mai restrâns. Setările sunt justificate de gestionarul modulului generator în conformitate cu prevederile pct. vi); (b) capabilitatea de trecere peste defect în cazul defectelor asimetrice trebuie să respecte prevederile lit. (a), pct. i), pentru defecte. (c) revenirea puterii active după eliminarea defectului la valoarea dinainte de defect, în funcţie de sursa primară. OTS stabileşte nivelul de restabilire a puterii active după defect,de regulă egal cu puterea produsă înainte de defect, dacă sursa primară şi-a este capabilă să-l asigure şi precizează: i) momentul începerii restabilirii puterii active după defect, imediat ce tensiunea este mai mare sau egală cu 0,85 U(ret); ii) perioada maximă permisă pentru restabilirea puterii active după momentul apariţiei defectului este de maxim 50 ms, iar după eliminarea defectului şi revenirea tensiunii la o valoare mai mare de 0,85 U(ret), puterea activă va fi restaurată, funcţie de tehnologie şi de disponibilitatea sursei primare, într-un timp de (1/0.5÷10) secunde la o valoare de (80÷90)% din valoarea puterii înainte de defect; iii) amplitudinea şi acurateţea restabilirii puterii active funcţie de tehnologia utilizată de modulele generatoare din centrală şi de disponibilitatea sursei primare este de (80÷90)% din valoarea puterii înainte de defect şi cu o acurateţe de 10% din valoarea puterii active dinainte de defect (d) menţinerea funcţionării stabile în orice punct al diagramei de capabilitate P-Q în cazul oscilaţiilor de putere între centrală şi punctul de racordare/delimitare, după caz; (e) modulele generatoare trebuie să rămână conectate la reţea fără a reduce puterea (în limitele oferite de sursa primară), atâta timp cât frecvenţa şi tensiunea se încadrează în limitele prevăzute în tabelul 1D, respectiv în limitele prevăzute în tabelele 5 D şi 6D; (f) modulele generatoare trebuie să rămână conectate la reţea în cazul acţiunii RAR monofazat sau trifazat pe liniile din reţeaua buclată la care sunt racordate. Detaliile tehnice specifice fac obiectul coordonării şi dispoziţiilor privind sistemele de protecţie şi setările convenite cu ORR. ART. 67 (1) Modulele generatoare de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte restaurarea sistemului: (a) trebuie să fie capabile să se reconecteze la reţea după o deconectare accidentală cauzată de un eveniment în reţea, în condiţiile definite de OTS; (b) instalarea sistemelor de reconectare automată trebuie să fie supusă unei avizări prealabile atât la ORR, cât şi la OTS, în vederea specificării cerinţelor de reconectare automată. De regulă, reconectarea se realizează cu acordul OTS iar în cazurile definite la lit. (a) reconectarea automată se realizează în domeniul de frecvenţă (47,5÷50,5) Hz, de tensiune (0,85÷1,1) Un şi într-un timp de (1÷5) minute; (c) trebuie să îndeplinească cerinţele referitoare la capabilitatea de resincronizare rapidă: în cazul deconectării de la reţea, modulul generator trebuie să se poată resincroniza rapid, în conformitate cu planul de protecţii convenit cu ORR, în limita posibilităţilor tehnice ale modulelor generatoare; (2) Cerinţele pentru reconectarea automată prevăzute la alin. (1) lit. (a) şi (b) sunt aduse la cunoştinţa gestionarului modulului generator în procesul de racordare la reţea. ART. 68 Modulele generatoare de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe generale de operare ale sistemului: (a) sincronizarea modulului generator cu sistemul după un incident se realizează de către gestionarul modulului generator doar după primirea aprobării din partea ORR; (b) trebuie să fie prevăzute cu echipamentele de sincronizare necesare; (c) sincronizarea trebuie să se realizeze în domeniul de frecvenţă prevăzut în tabelul 1D; (d) ORR şi gestionarul modulul generator convin şi stabilesc, înaintea punerii în funcţiune, parametrii dispozitivelor de sincronizare pentru a permite sincronizarea modulului generator, după cum urmează: i) domeniul de tensiune, ±10% Un (la borne); ii) domeniul de frecvenţă, (47,5÷51) Hz; iii) domeniul de defazaj mai mic de 10°; iv) succesiunea fazelor; v) diferenţa de tensiune mai mică de 10% Un şi diferenţa de frecvenţă mai mică de 50 mHz; vi) timpul de verificare a valorilor măsurate de 60 de secunde. (e) trebuie să respecte următoarele cerinţe în ceea ce priveşte schemele de control şi automatizare, cu setările aferente: i) schemele de control şi automatizare precum şi setările acestora, inclusiv parametrii de reglaj, necesare calculelor de stabilitate a reţelei şi analizei măsurilor de urgenţă, trebuie să fie transmise ORR, respectiv OTS de către gestionarul modulului generator, cu cel puţin 6 luni înainte de punerea sub tensiune pentru începerea perioadei de probe, pentru a fi coordonate şi convenite între OTS, ORR şi gestionarul modulului generator; ii) orice modificări ale schemelor de reglaj şi automatizare şi a setărilor aferente, prevăzute la punctul i), ale diverselor dispozitive de control sau reglaj ale modulului generator trebuie să fie coordonate şi convenite între OTS, operatorul de reţea şi gestionarul modulului generator. (f) trebuie să respecte următoarele cerinţe în ceea ce priveşte schemele de protecţie electrică şi setările aferente: i. sistemele de protecţie necesare pentru modulul generator şi pentru reţeaua electrică, precum şi setările relevante pentru modulul generator trebuie să fie coordonate şi agreate de către ORR şi gestionarul modulului generator, în procesul de racordare. Sistemele de protecţie şi setările acestora pentru defectele electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa modulului generator. Sistemele de protecţie şi automatizare respectă cel puţin următoarele cerinţe: 1. trebuie să asigure protecţia împotriva defectelor interne modulului generator şi împotriva defectelor şi regimurilor anormale de funcţionare din reţea electrică unde acesta este racordat; 2. trebuie să fie performante, de fiabilitate ridicată şi organizate în grupe cu funcţionalitate redundantă; protecţiile trebuie să fie selective, sensibile, capabile să detecteze defecte interne şi externe, separate fizic şi galvanic de la sursele de alimentare cu tensiune operativă, de la transformatoarele de măsură de tensiune şi curent până la dispozitivele de execuţie a comenzilor. Sistemul de protecţii electrice va fi prevăzut cu funcţii extinse de autotestare şi auto-diagnoză şi cu funcţii de înregistrare a evenimentelor şi de oscilografiere. Sistemul de protecţii electrice trebuie prevăzut cu interfeţe standard de comunicaţie pentru integrarea la un sistem local de achiziţie date, supraveghere şi control. 3. sistemul de protecţii electrice poate fi organizat în două grupe de protecţii independente şi redundante, atât pentru modulul generator, cât şi pentru racord, după caz. 4. sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor interne trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin curenţii de scurtcircuit la modulul generator, asimetria de curenţi, tensiunea maximă/minimă la bornele modulului generator, frecvenţa maximă/minimă la bornele modulului generator. 5. sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor externe, ca protecţii de rezervă,trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin scurtcircuitele simetrice şi asimetrice din reţeaua electrică unde este racordat modulul generator, oscilaţiile de putere, asimetria de curenţi, suprasarcini electrice de curent şi tensiune. ii. protecţia electrică a modulului generator are întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi securitatea personalului şi a publicului, precum şi de atenuarea oricărei avarii survenite la modulul generator. iii. ORR şi gestionarul modulului generator se coordonează şi convin ca sistemele de protecţie să acopere, cel puţin, protecţia la următoarele defecte, astfel: A. protecţiile modulului generator, ale transformatorului ridicător de tensiune sunt asigurate de gestionarul modulului generator, pentru: 1. defecte interne ale modulului generator (scurtcircuite sau puneri la pământ); 2. defecte interne ale transformatorului ridicător de tensiune al modulului generator; 3. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse; 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă; 5. tensiune maximă şi minimă la bornele modulului generator; B. protecţii asigurate de gestionarul modulului generator şi/sau de ORR, după caz: 1. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse; 2. tensiune maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz; 3. frecvenţă maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz; 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţea - ca protecţie de rezervă; iv. modificările schemelor de protecţie necesare pentru modulul generator şi pentru reţeaua electrică şi ale setărilor relevante pentru elementele de generare se convin între ORR şi gestionarul modulului generator; (g) dispozitivele de protecţie şi control trebuie să fie organizate de către gestionarul modulului generator, în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităţilor: i. protecţia reţelei electrice şi a modulului generator; ii. reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active); iii. restricţii de putere; iv. limitarea rampelor de variaţie a puterii. (h) referitor la schimbul de informaţii: i. sistemele de protecţie/control şi de automatizare ale modulelor generatoare trebuie să fie capabile să schimbe informaţii în timp real sau periodic cu ORR cu marcarea timpului; ii. ORR, în coordonare cu OTS, stabileşte conţinutul schimburilor de informaţii, inclusiv o listă exactă a datelor care trebuie furnizate OTS de către ORR şi de către gestionarul modulului generator. Datele transmise în timp real sunt: puterea activă, puterea activă programată, puterea reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnalele de stare şi comenzile privind poziţia întreruptorului, poziţia separatoarelor şi semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă. Gestionarul modulului generator asigură transmiterea semnalelor prin două căi de comunicaţie independente (stabilite prin ATR); de regulă, calea principală este asigurată prin suport de fibră optică. (i) posibilitatea modulului generator să se deconecteze de la reţea în mod automat la pierderea stabilităţii în funcţionare. Criteriile de deconectare de tipul protecţiei împotriva asimetriei de curent, a întreruperii unei faze şi timpul critic de deconectare, se convin între gestionarul modulului generator, operatorul de reţea şi OTS. (j) referitor la dispozitivele de măsură şi control: i. modulele generatoare trebuie să fie dotate cu dispozitive care să asigure înregistrarea defectelor şi monitorizarea comportamentului dinamic în sistem, acestea fiind de regulă, osciloperturbograf sau echipamente care pot înlocui funcţiile asigurate de osciloperturbograf. Aceste dispozitive trebuie să asigure înregistrarea următorilor parametri: 1. tensiunile de pe toate cele trei faze; 2. curentul pe fiecare fază; 3. puterea activă pe toate cele trei faze; 4. puterea reactivă pe toate cele trei faze; 5. frecvenţa. ORR are dreptul să stabilească performanţele parametrilor puşi la dispoziţie prin intermediul dispozitivelor menţionate anterior, cu condiţia convenirii prealabile a acestora cu gestionarul modulului generator. ii. setările echipamentului de înregistrare a defectelor, inclusiv criteriile de pornire a înregistrării şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul modulului generator şi ORR la momentul PIF şi se consemnează prin dispoziţii scrise. Acestea cuprind şi un criteriu de detectare a oscilaţiilor, stabilit de OTS; iii. ORR, OTS şi gestionarul modulului generator stabilesc de comun acord necesitatea includerii unui criteriu de detectare al comportamentului dinamic al sistemului, stabilit de OTS, cu scopul de a detecta oscilaţiile cu amortizare insuficientă (neamortizate); iv. sistemul de monitorizare a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să permită accesul la informaţii al gestionarului modulului generator şi al ORR. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionarul modulului generator, ORR şi OTS înainte de alegerea echipamentelor pentru monitorizare. (k) referitor la modelele de simulare ale funcţionării modulului generator: i. la solicitarea ORR sau a OTS, gestionarul modulului generator trebuie să furnizeze modele de simulare a funcţionării modulului generator, care să reflecte comportamentul modulului generator, atât în regim staţionar, cât şi dinamic (inclusiv pentru fenomene electromagnetice tranzitorii, dacă este solicitat). Modele furnizate trebuie să fie validate de rezultatele testelor de conformitate. Gestionarul modulului generator transmite ORR sau OTS rezultatele testelor de tip pentru modulul generator, dovedite prin certificate de verificare recunoscute pe plan european, realizate de un organism de certificare autorizat; ii. modelele furnizate de gestionarul modulului generator trebuie să conţină următoarele sub-modele, în funcţie de componentele individuale: - modelul panoului fotovoltaic, turbinei eoliene etc. şi al convertoarelor; – reglajul puterii active, după caz; – reglajul tensiunii; – modelele protecţiilor modulului generator, aşa cum au fost convenite între ORR şi gestionarul modulului generator; – modelele invertoarelor, a grupurilor generatoare eoliene, după caz,. iii. la solicitarea ORR, prevăzută la lit. k), OTS specifică: - formatul în care urmează să fie furnizate modelele de simulare, inclusiv programul de calcul utilizat; – documentaţia privind structura unui model matematic şi schema electrică; – estimarea puterii minime şi maxime de scurtcircuit în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA, ca echivalent de reţea. iv. gestionarul modulului generator furnizează ORR, la cerere, înregistrări ale performanţelor modulului generator. ORR sau OTS poate face o astfel de solicitare, în vederea comparării răspunsului modelelor şi simulărilor pe model realizate cu înregistrările reale de funcţionare. (l) montarea de dispozitive pentru operarea sistemului şi a dispozitivelor pentru siguranţa în funcţionare a sistemului, în cazul în care ORR sau OTS consideră că la un modul generator este necesar să se instaleze dispozitive suplimentare pentru a menţine sau restabili funcţionarea acestuia sau siguranţa în funcţionare a sistemului. ORR şi gestionarul modulului generator, împreună cu OTS analizează şi convin asupra soluţiei adecvate; (m) limitele minime şi maxime pentru viteza de variaţie a puterii active (limitele rampelor), în ambele direcţii la creştere şi la scădere, sunt stabilite pentru modulul generator de către ORR, în coordonare cu OTS, luând în considerare caracteristicile sursei primare. De regulă, viteza de variaţie este în domeniul (10÷30)% P(max)/min, egală în ambele direcţii (la creştere respectiv la scădere); (n) legarea la pământ a punctului neutru pe partea spre reţea a transformatoarelor ridicătoare de tensiune trebuie să respecte specificaţiile ORR. ART. 69 Modulele generatoare de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la stabilitatea de tensiune: (a) În ceea ce priveşte domeniile de tensiune: i. fără a aduce atingere dispoziţiilor prevăzute la Art. 66, lit. (a) în ceea ce priveşte capabilitatea de trecere peste defect, un modul generator trebuie să poată rămâne conectat la reţea şi să funcţioneze în domeniul de tensiune din punctul de racordare/delimitare, după caz. Valorile domeniului de tensiune exprimate în unităţi relative ca raport între tensiunea din punctul de racordare/delimitare, după caz, şi valoarea de referinţă a tensiunii de 1 u.r. corespunzător duratelor indicate în tabelele 5D şi 6D; ii. OTS poate stabili perioade mai scurte de timp în care modulele generatoare trebuie să fie capabile să rămână conectate la reţea în cazul prezenţei simultane a unei tensiuni maxime cu o frecvenţă scăzută sau a unei tensiuni minime cu o frecvenţă de valoare mare; (b) ORR şi gestionarul modulului generator, în coordonare cu OTS, pot conveni domenii de tensiune mai extinse sau durate minime de funcţionare mai mari. Dacă domeniile de tensiune extinse sau duratele minime de funcţionare mai mari sunt fezabile din punct de vedere economic şi tehnic, gestionarul modulului generator nu poate refuza nejustificat acordul pentru aceste propuneri; (c) fără a aduce atingere prevederilor lit. a), ORR în coordonare cu OTS, are dreptul de a stabili valorile tensiunii din punctul de racordare/delimitare, după caz, la care un modul generator trebuie să fie capabil de deconectare automată. Cerinţele şi parametrii pentru deconectarea automată se convin între ORR şi gestionarul modulului generator; (d) ORR prevede în ATR necesitatea implementării funcţiei de stabilizare a puterii cu rol de atenuare a oscilaţiilor de putere activă, stabilită în funcţie de condiţiile de sistem, de puterea instalată a modulului generator şi de poziţia acestuia în reţeaua electrică. Setările sistemelor de stabilizare a puterii se stabilesc de către OTS şi se implementează conform dispoziţiei OTS. Tabelul 5D. Durata minimă de funcţionare a unui modul generator racordat la tensiunea de 110 kV, respectiv 220 kV
┌─────────────────┬────────────────────┐
│Domeniu de │Perioadă de │
│tensiune │funcţionare │
├─────────────────┼────────────────────┤
│0,85 u.r.-0,90 │60 de minute │
│u.r. │ │
├─────────────────┼────────────────────┤
│0,90 u.r.-1,118 │Nelimitată │
│u.r. │ │
├─────────────────┼────────────────────┤
│1,118 u.r.-1,15 │20 de minute │
│u.r. │ │
└─────────────────┴────────────────────┘
Notă: Tabelul 5D prezintă duratele minime de timp în care un modul generator trebuie să fie capabil să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunilor de reţea în punctul de racordare/delimitare, după caz, se abat de la valoarea referinţă 1 u.r. De regulă, valoarea maximă de funcţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 110 kV este de 123 kV, respectiv pentru tensiunea nominală de 220 kV este de 245 kV, ca valori absolute. Pentru zone de reţea în care se convin durate mai mari de funcţionare de 20 minute la valori ale tensiunii în intervalul 1,118 u.r - 1,15 u.r., durata maximă nu poate depăşi 60 minute. Valorile se stabilesc în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR. Tabelul 6D. Durata minimă de funcţionare a unui modul generator racordat la tensiunea de 400 kV
┌─────────────────┬────────────────────┐
│Domeniu de │Perioadă de │
│tensiune │funcţionare │
├─────────────────┼────────────────────┤
│0,85 u.r.-0,90 │60 de minute │
│u.r. │ │
├─────────────────┼────────────────────┤
│0,90 u.r.-1,05 │Nelimitată │
│u.r. │ │
├─────────────────┼────────────────────┤
│1,05 u.r.-1,10 │20 de minute │
│u.r. │ │
└─────────────────┴────────────────────┘
Notă: Tabelul 6D. prezintă duratele minime de timp în care un modul generator trebuie să fie capabil să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunilor de reţea în punctul de racordare/delimitare, după caz, se abat de la valoarea referinţă 1 u.r.,pentru cazul în care valoarea de referinţă este 400 kV. Pentru zone de reţea în care se convin durate mai mari de funcţionare de 20 minute la valori ale tensiunii în intervalul 1,05 u.r - 1,1 u.r., durata maximă nu poate depăşi 60 minute. Valorile se stabilesc în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR. ART. 70 Modulul generator de categorie D trebuie să aibă capabilitatea de a seta viteza de variaţie a puterii active produse la valoarea stabilită de OTS (MW/minut), de minimum 10% P(max)/min. ART. 71 Gestionarul modulului generator de categorie D este obligat să asigure protejarea instalaţiilor şi echipamentelor componente ale modulului generator şi a instalaţiilor auxiliare împotriva defectelor din instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea corectă a protecţiilor de declanşare a modulului generator sau la incidente din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor în reţea, supratensiuni tranzitorii etc.), precum şi în cazul apariţiei unor condiţii tehnice excepţionale/anormale de funcţionare ART. 72 Gestionarul modulului generator de categorie D trebuie să asigure alimentarea cu energie electrică a instalaţiilor de monitorizare, de reglaj şi de transmitere a datelor prevăzute la art. 68 astfel încât acestea să fie disponibile cel puţin trei ore după pierderea sursei de alimentare. ART. 73 (1) Gestionarul modulului generator de categorie D trebuie să asigure două căi de comunicaţie cu rezervare de la instalaţiile de monitorizare sau instalaţiile de reglaj ale modulului generator până la interfaţa cu ORR aflată într-o locaţie acceptată de aceasta, la performanţele solicitate de ORR şi în conformitate cu prevederile art. 68. (2) Asigurarea şi întreţinerea căii de comunicaţie între modulul generator şi interfaţa de preluarea a datelor (interfaţă aparţinând ORR) este în sarcina gestionarului modulului generator. ART. 74 (1) Integrarea în sistemele DMS-SCADA şi EMS-SCADA, după caz, şi în sistemul de monitorizare a energiei electrice se realizează prin grija gestionarului modulului generator. (2) Instalaţiile de comandă şi achiziţie de date ca sisteme de interfaţă între modulul generator şi reţeaua electrică de transport/distribuţie se stabilesc prin ATR. ART. 75 Gestionarul modulului generator de categorie D are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul DMS-SCADA şi EMS-SCADA după caz, la caracteristicile solicitate de acesta. ART. 76 Gestionarul modulului generator de categorie D are obligaţia de a permite accesul ORR şi OTS la ieşirile din sistemele de măsurare proprii pentru tensiune, curent, frecvenţă, puteri active şi reactive şi la informaţiile referitoare la echipamentele de comutaţie care indică starea instalaţiilor şi a semnalelor de alarmă, în scopul transferului acestor informaţii către interfaţa cu sistemul de control şi achiziţii de date DMS-SCADA, respectiv EMS-SCADA şi cu sistemul de telemăsurare. ART. 77 În regim normal de funcţionare al reţelei, modulul generator nu trebuie să producă în punctul de racordare/delimitare, după caz, variaţii rapide de tensiune mai mari de ±5% din tensiunea nominală a reţelei la care este racordat. ART. 78 Indiferent de instalaţiile auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, modulul generator trebuie să asigure în punctul de racordare/delimitare, după caz, calitatea energiei electrice în conformitate cu standardele în vigoare (standardele europene şi standardul de performanţă pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice şi a serviciului de sistem, respectiv standardul de performanţă pentru prestarea serviciului de distribuţie a energiei electrice. ART. 79 Modulul generator este monitorizat din punct de vedere al calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata testelor de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice de racordare. ORR poate solicita, după caz, monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, şi integrarea echipamentului de monitorizare permanentă în sistemul propriu de monitorizare al calităţii energiei electrice. CAP. III SECŢIUNEA 1 CERINŢE GENERALE PENTRU CENTRALELE FORMATE DIN MODULE GENERATOARE, DE CATEGORIE B ART. 80 Centralele formate din module generatoare, de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă: (a) centrala formată din module generatoare trebuie să rămână conectată la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1B; (b) i. centrala formată din module generatoare trebuie să rămână conectată la reţea şi să funcţioneze la viteze de variaţie a frecvenţei de 2 Hz/s pentru un interval de timp de 500 ms, de 1,5 Hz/s pentru un interval de timp de 1000 ms şi de 1,25 Hz/s pentru un interval de timp de 2000 ms, în funcţie de tipul de tehnologie şi de puterea de scurtcircuit a sistemului în punctul de racordare (valoare precizată de ORR prin ATR). ii. valorile de la pct. i) se comunică gestionarului centralei formate din module generatoare, la emiterea ATR; iii. reglajele protecţiilor din punctul de racordare coordonate de ORR trebuie să permită funcţionarea centralei formate din module generatoare pentru aceste profile de variaţie a frecvenţei. Tabelul 1B. Durata minimă în care o centrală formată din module generatoare, de categoria B trebuie să fie capabilă să rămână conectată la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniul de │Durata de │
│frecvenţe │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│47,5 Hz - 48,5 Hz │Minim 30 de minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│48,5 Hz - 49 Hz │Minim 30 de minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│49 Hz - 51 Hz │Nelimitat │
├──────────────────┼───────────────────┤
│51,0 Hz - 51,5 Hz │30 de minute │
└──────────────────┴───────────────────┘
ART. 81 Centralele formate din module generatoare, de categorie B trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel: (a) la creşterile de frecvenţă, centrala formată din module generatoare trebuie să scadă puterea activă produsă corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1B şi următorii parametri: i. pragul de frecvenţă de la care centrala formată din module generatoare asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz; ii. valoarea statismului setat se situează între 2% şi 12% şi este dispusă de ORR prin dispoziţii de dispecer, la punerea în funcţiune a centralei formate din module generatoare, dar poate fi modificată ori de câte ori se solicită. De regulă, valoarea statismului este de 5%. iii. centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să scadă puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă, cu o întârziere iniţială mai mică de 500 ms. În cazul în care această întârziere este mai mare de 500 ms, gestionarul centralei formate din module generatoare justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS. Timpul de răspuns pentru scăderea de putere în cazul creşterii de frecvenţă trebuie să fie mai mic sau egal cu 2 secunde pentru o variaţie de putere de 50% din puterea activă maximă. În cazul centralelor eoliene se acceptă un timp de răspuns [t(2)] mai mare, de cel mult 10 secunde pentru o variaţie de putere de 50% din puterea activă maximă. (b) la atingerea puterii corespunzătoare nivelului minim de reglaj, centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă: i. să stabilizeze puterea activată, într-un timp de maximum 20 secunde şi să funcţioneze în continuare la acest nivel (în limitele puterii admisibile date de sursa primară) sau ii. să reducă în continuare puterea activă produsă, conform dispoziţiei de dispecer şi în conformitate cu caracteristicile funcţionale ale modulelor generatoare de acelaşi tip; sau iii. să menţină nivelul de putere atins cu o toleranţă permisă de ±5% P(max), cât timp abaterea de frecvenţă se menţine. (c) centrala formată din module generatoare trebuie să rămână în funcţionare stabilă pe durata funcţionării în modul RFA-CR, la creşteri ale frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA-CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 1B. Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-CR pentru centralele formate din module generatoare, de categorie B unde: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a centralei formate din module generatoare; DeltaP este variaţia puterii active produse de centrala formată din module generatoare; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde Deltaf este mai mare de +200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz), centrala formată din module generatoare trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 82 Centrala formată din module generatoare, de categorie B trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, în limita puterii oferite de sursa primară, cu excepţia cazului în care modulele generatoare care intră în componenţa centralei răspund la creşterile de frecvenţă în conformitate cu prevederile Art. 81 sau au reduceri de putere activă la scăderea frecvenţei, acceptate de ORR în conformitate cu prevederile Art. 83 şi Art. 84. ART. 83 OTS stabileşte reducerea de putere activă produsă de centrala formată din module generatoare, de categorie B faţă de puterea maximă produsă (admisibilă, dată de sursa primară), ca urmare a scăderii frecvenţei, în limitele admisibile prezentate în figura 2B, astfel: (a) la scăderea frecvenţei sub 49 Hz, se admite reducerea puterii active maxime (admisibile, dată de sursa primară) cu un procent egal cu 2% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă care se situează deasupra liniei punctate. (b) se admite o reducere maximă a puterii active produse la scăderea frecvenţei sub 49,5 Hz, cu un procent egal cu 10% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz dacă frecvenţa este mai mică decât 49,5 Hz pentru o durată mai mare de 30 s. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei continue. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 2B. Limitele admisibile ale reducerii de putere stabilite de OTS în cazul scăderii frecvenţei ART. 84 (1) Reducerea admisibilă de putere activă faţă de puterea maximă produsă (puterea admisibilă dată de sursa primară), în cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabileşte: (a) în condiţii de mediu standard corespunzătoare temperaturii de 20 grade Celsius. După caz, gestionarul transmite ORR diagrama de dependenţă a puterii active de temperatură pentru cel puţin un set de temperaturi: -10°C, 0°C, 15°C, 25°C, 30°C, 40°C; (b) în funcţie de capabilitatea tehnică a modulelor generatoare care intră în componenţa centralei formate din module generatoare. (2) Gestionarul centralei formate din module generatoare, transmite ORR diagrama de dependenţă a puterii active de factorii de mediu (temperatură, presiune, iradianţă solară respectiv viteza vântului, după caz) şi datele tehnice referitoare la capabilitatea tehnică a modulelor generatoare care intră în componenţa centralei, prevăzute în Anexa nr. 5 la prezenta normă tehnică; (3) Datele prevăzute la alin. (2) se transmit în etapa de studiu de soluţie aferentă procesului de racordare. ART. 85 (1) Centrala formată din module generatoare, de categorie B trebuie să fie prevăzută cu o interfaţă logică sau protecţii aferente în scopul de a reduce puterea activă produsă până la oprire într-un timp de maximum cinci secunde de la recepţionarea, la nivelul interfeţei, a comenzii de deconectare. (2) ORR are dreptul de a stabili cerinţele tehnice pentru interfaţa logică prevăzută la alin. (1) şi modul de conectare a acesteia cu sistemul SCADA propriu ORR. ART. 86 (1) ORR stabileşte cerinţele în care o centrală formată din module generatoare, de categorie B se conectează automat la reţea, după ce acestea au fost agreate cu OTS. (2) Cerinţele prevăzute la alin. (1) includ: (a) domeniile de frecvenţă în care este admisă conectarea automată (în intervalul (47,5÷51) Hz), domeniul de tensiune ((0,9-1,1) Un), timpul de observare/validare (inclusiv timpul de sincronizare) şi menţinere a parametrilor măsuraţi în domeniul precizat de maximum 300 secunde; (b) rampa admisă pentru creşterea puterii active după conectare (≤ 20% P(max)/min), de regulă 10% P(max)/min (valoarea setată se alege în intervalul indicat de producătorul modulelor generatoare). ART. 87 Centralele formate din module generatoare, de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe privind reglajul frecvenţă - putere activă: (a) pentru a regla puterea activă produsă, centrala formată din module generatoare trebuie să fie echipată cu o interfaţă (port de intrare) care să permită recepţionarea unui consemn de putere în sensul de reducere; (b) modulul generator va realiza consemnul de putere în maximum 60 secunde, cu o precizie de ±5% P(max) şi (c) ORR are dreptul de a stabili cerinţele pentru echipamente suplimentare care să permită reglajul de la distanţă al puterii active. Aceste cerinţe sunt specificate în ATR. ART. 88 Centralele formate din module generatoare, de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare, referitoare la: (a) capabilitatea de trecere peste defect: i. centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să rămână conectată la reţea, continuând să funcţioneze în mod stabil după un defect în reţea eliminat corect, în conformitate cu dependenţa tensiune-timp descrisă în figura 3B, raportată la punctul de racordare/delimitare, după caz; ii. diagrama de evoluţie a tensiunii în timp reprezintă o limită inferioară permisă a evoluţiei tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, la apariţia unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte de defect, în timpul defectului şi după eliminarea defectului; iii. OTS stabileşte şi face publice condiţiile, înainte şi după defect, pentru capabilitatea de trecere peste defect, în ceea ce priveşte: 1. calculul puterii minime de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz; 2. punctul de funcţionare al centralei formate din module generatoare ca putere activă şi reactivă înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi 3. calculul puterii minime de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz; iv. la solicitarea unui gestionar al centralei formate din module generatoare, ORR furnizează condiţiile care se iau în considerare pentru capabilitatea de trecere peste defect înainte şi după defect, ca rezultat al calculelor din punctul de racordare/delimitare, după caz, aşa cum se prevede la pct. iii) privind: 1. puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect în fiecare punct de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA; 2. punctul de funcţionare al centralei formate din module generatoare înainte de defect, exprimat prin puterea activă, putere reactivă şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi 3. puterea minimă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA. v. centrala formată din module generatoare trebuie să rămână conectată la reţea şi să continue să funcţioneze stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata unui defect simetric, este mai mare decât limita inferioară de evoluţie a tensiunii descrisă în diagrama de trecere peste defect prevăzută la pct. ii), cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect; vi. cu luarea în considerare a cerinţelor prevăzute la punctul v), gestionarul centralei formate din module generatoare stabileşte protecţia la tensiune minimă (fie capabilitatea de trecere peste defect, fie tensiunea minimă definită în punctul de racordare/delimitare, după caz) în conformitate cu domeniul maxim de tensiune aferent centralei formate din module generatoare, cu excepţia cazului în care ORR solicită un domeniu mai restrâns. Setările sunt justificate de gestionarul centralei formate din module generatoare în conformitate cu prevederile pct. vi); (a se vedea imaginea asociată) Fig. 3B. Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect a unei centrale formate din module generatoare, de categorie B Notă: Diagrama din fig. 3B. reprezintă limita inferioară a graficului de evoluţie în timp a tensiunii în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată ca raport între valoarea curentă şi valoarea de referinţă a tensiunii, exprimată în unităţi relative, înainte, în timpul şi după eliminarea unui defect. Tensiunea U(ret) este tensiunea reziduală în punctul de racordare/delimitare, după caz, în timpul unui defect, t(clear) este momentul în care defectul a fost eliminat. U(rec1), U(rec2), t(rec1), t(rec2) şi t(rec3) specifică anumite puncte ale limitelor inferioare ale tensiunii reziduale după eliminarea defectului. Parametrii referitori la trecerea peste defect sunt prevăzuţi în Tabelul 2B. Tabelul 2B. Parametrii referitori la capabilitatea de trecere peste defect la centralele formate din module generatoare
┌─────────────────┬────────────────────┐
│Parametrii │Parametrii de timp │
│tensiunii [PU] │[secunde] │
├───────────┬─────┼─────────────┬──────┤
│U(ret): │0,15 │t(clear): │0,25 │
├───────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(clear): │0,15 │t(rec1): │0,25 │
├───────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec1): │0,15 │t(rec2): │0,25 │
├───────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec2): │0,85 │t(rec3): │3,0 │
└───────────┴─────┴─────────────┴──────┘
(b) capabilitatea de trecere peste defect în cazul defectelor asimetrice, care trebuie să respecte cerinţele prevăzute la lit. (a), pct. i). (c) OTS stabileşte nivelul de restabilire a puterii active după defect, pe care centrala formată din module generatoare, de categorie B este capabilă să-l asigure şi precizează: i. momentul începerii restabilirii puterii active după defect, imediat ce tensiunea este mai mare sau egală cu 85% U(ret); ii. perioada maximă permisă pentru restabilirea puterii active după momentul apariţiei defectului este de maxim 50 ms, iar după eliminarea defectului şi revenirea tensiunii la o valoare mai mare de 0,85 U(ret), puterea activă va fi restaurată, funcţie de tehnologie şi de disponibilitatea sursei primare, într-un timp de (1÷10) secunde la o valoare de (80÷90)% din valoarea puterii înainte de defect; şi iii. amplitudinea şi acurateţea restabilirii puterii active funcţie de tehnologia utilizată de modulele generatoare din centrală şi de disponibilitatea sursei primare este de (80÷90)% din valoarea puterii înainte de defect şi cu o acurateţe de 10% din valoarea puterii active dinainte de defect; (d) ORR specifică, după caz, în ATR sau la punerea în funcţiune: i. interdependenţa între cerinţele pentru componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în conformitate cu prevederile lit. (b), (c) şi tensiune (se va specifica valoarea factorului K); ii. dependenţa între timpul de restabilire a puterii active şi durata variaţiilor de tensiune. ORR specifică, la punerea în funcţiune, timpul maxim de restabilire a puterii active în funcţie de durata maximă a defectului, de regulă de (1÷10) s pentru defecte eliminate într-un timp mai mare de 140 ms; iii. limita perioadei maxime permise pentru restabilirea puterii active, de regulă mai mică de 10 secunde. O valoare mai mică se solicită în situaţia în care studiile de soluţie şi timpul de eliminare a defectelor reflectă acest lucru; iv. gradul de proporţionalitate între nivelul de restabilire a tensiunii şi valoarea minimă a puterii active restabilite. De regulă, la o valoare de restabilire a tensiunii mai mare de 85% U(ref), valoarea minimă a puterii active restabilite după defect trebuie să atingă cel puţin 85% din valoarea dinainte de defect în timp de maximum 1 secundă, în concordanţă cu disponibilitatea sursei primare; şi v. cerinţe privind amortizarea oscilaţiilor de putere activă între centrală şi punctul de racordare/delimitare, după caz, dacă studiile dinamice relevă ca necesară instalarea de echipamente pentru amortizarea acestor oscilaţii de putere activă. ART. 89 Centralele formate din module generatoare, de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la contribuţia la restaurarea sistemului: (a) trebuie să fie capabile să se reconecteze la reţea, după o deconectare accidentală cauzată de un eveniment în reţea, conform dispoziţiilor de dispecer şi în condiţiile definite de OTS. De regulă, reconectarea automată se realizează în domeniul de frecvenţă (47,5÷50,5) Hz, de tensiune (0,85÷1,1) Un şi într-un timp de maximum 5 minute; (b) instalarea sistemelor de reconectare automată trebuie să fie supusă unei avizări prealabile atât la ORR, cât şi la OTS, în vederea specificării cerinţelor de reconectare automată. Aceste cerinţe se definesc în ATR şi se detaliază în proiectul tehnic; (c) cerinţele şi condiţiile pentru reconectarea automată prevăzute la lit. (a) şi (b) sunt aduse la cunoştinţa gestionarului centralei formate din module generatoare la emiterea ATR. ART. 90 Centralele formate din module generatoare, de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe de operare, referitoare la: (a) schemele de control şi automatizare cu setările aferente: i. schemele de reglaj şi automatizare precum şi setările acestora, inclusiv parametrii de reglaj, necesare calculelor de stabilitate a reţelei şi analizei măsurilor de urgenţă, trebuie să fie transmise de gestionarul centralei formate din module generatoare la ORR, respectiv la OTS cu cel puţin 3 luni înainte de punerea sub tensiune pentru începerea perioadei de probe pentru a fi coordonate şi convenite între OTS, ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare; ii. orice modificări ale schemelor de reglaj şi automatizare şi a setărilor aferente, prevăzute la punctul i), ale diverselor dispozitive de control sau reglaj ale centralei formate din module generatoare trebuie să fie coordonate şi convenite între OTS, operatorul de reţea şi gestionarul centralei formate din module generatoare. (b) schemele de protecţie electrică şi setările aferente: i. sistemele de protecţie necesare pentru centrala formată din module generatoare şi pentru reţeaua electrică, precum şi setările relevante pentru centrala formată din module generatoare trebuie să fie coordonate şi agreate între ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare, în procesul de racordare. Funcţiile protecţiilor se dispun de către ORR, care poate solicita un reglaj de protecţie diferit faţă de cel propus de gestionar. Sistemele de protecţie şi setările pentru defectele electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa centralei formate din module generatoare. OTS colaborează cu OD şi cu gestionarul centralei formate din module generatoare pentru coordonarea protecţiilor, ţinând cont de valoarea de variaţie a frecvenţei rezultată din studiile periodice privind inerţia sistemului sincron Europa Continentală din care SEN face parte. Sistemele de protecţie şi automatizare respectă cel puţin următoarele cerinţe: 1. trebuie să asigure protecţia împotriva defectelor interne ale modulelor generatoare care intră în componenţa centralei şi să asigure protecţie de rezervă împotriva defectelor şi regimurilor anormale de funcţionare din reţeaua electrică unde acestea sunt racordate; 2. trebuie să fie performante, cu fiabilitate ridicată şi organizate în grupe, selective, sensibile, capabile să detecteze defecte interne şi externe, să fie separate fizic şi galvanic de la sursele de alimentare cu tensiune operativă, de la transformatoarele de măsură de tensiune şi curent până la dispozitivele de execuţie a comenzilor. Sistemele de protecţii trebuie să fie prevăzute cu funcţii extinse de autotestare şi auto-diagnoză şi cu funcţii de înregistrare a evenimentelor şi de oscilografiere. Sistemul de protecţii electrice trebuie prevăzut cu interfeţe standard de comunicaţie pentru integrarea la un sistem local de achiziţie date, supraveghere şi control; 3. sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor interne trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin curenţii de scurtcircuit, asimetria de curenţi, tensiunea maximă/minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz, frecvenţa maximă/minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz; 4. sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor externe, ca protecţii de rezervă trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin scurtcircuitele simetrice şi asimetrice din reţeaua unde este racordat modulul generator care intră în componenţă centralei, oscilaţiile de putere, asimetria de curenţi, suprasarcinile electrice de curent şi tensiune. ii. protecţia electrică a modulelor generatoare care intră în componenţa centralei are întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi securitatea personalului şi a publicului, precum şi de atenuarea oricărei avarii survenite la modulele generatoare care intră în componenţa centralei. iii. ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare se coordonează şi convin ca sistemele de protecţie să asigure, cel puţin, următoarele: A. protecţii ale modulelor generatoare care intră în componenţa centralei, ale transformatorului ridicător de tensiune şi ale transformatorului de servicii proprii sau auxiliare, asigurate de către gestionarul centralei: 1. defecte interne ale modulelor generatoare care intră în componenţa centralei, ale transformatorului ridicător de tensiune şi eventual ale transformatorului de servicii proprii (scurtcircuite sau puneri la pământ); 2. defecte interne ale transformatorului ridicător de tensiune al modulului generator care intră în componenţa centralei; 3. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia electrică de racord; 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă; 5. tensiune maximă şi minimă la bornele modulului generator care intră în componenţa centralei. B. protecţii asigurate de gestionarul centralei formate din module generatoare şi/sau de ORR, după caz: 1. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia electrică de evacuare a puterii produse; 2. tensiune maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz; 3. frecvenţa maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz; 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţea, ca protecţie de rezervă. iv. modificările schemelor de protecţie necesare pentru centrala formată din module generatoare şi pentru reţeaua electrică şi ale setărilor relevante pentru elementele de generare se convin în prealabil între ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare; (c) organizarea de către gestionarul centralei formate din module generatoare a dispozitivelor de protecţie şi control în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităţilor: i. protecţia reţelei electrice şi a centralei formate din module generatoare; ii. inerţia artificială, dacă este cazul; iii. reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active); iv. restricţii de putere; v. limitarea rampelor de variaţie a puterii. (d) schimbul de informaţii: i. sistemele de protecţie/control şi de automatizare ale modulelor generatoare care intră în componenţa centralelor trebuie să fie capabile să schimbe informaţii în timp real sau periodic cu ORR, cu marcarea timpului. În cazul agregărilor, respectând funcţiile convenite a fi agregate, informaţiile schimbate se aduc la cunoştinţa ORR şi OTS; ii. ORR, în coordonare cu OTS, stabileşte conţinutul schimburilor de informaţii furnizate de gestionarul centralei formate din module generatoare, care cuprinde cel puţin următoarele date transmise în timp real: puterea activă, în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnalele de stare şi comenzile privind poziţia întreruptoarelor şi poziţia separatoarelor şi comanda de reducere a puterii active ca urmare a unei dispoziţii a ORR/OTS, după caz. Gestionarul centralei formate din module generatoare asigură transmiterea semnalelor prin una/două căi de comunicaţie independente (stabilite prin ATR); de regulă, calea principală este asigurată prin suport de fibră optică. ART. 91 Centralele formate din module generatoare, de categorie B trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la stabilitatea de tensiune: (a) în ceea ce priveşte capabilitatea de producere a puterii reactive, ORR are dreptul de a stabili capabilitatea centralei formate din module generatoare, de categorie B de a furniza putere reactivă. De regulă, puterea reactivă produsă la putere activă maximă trebuie să asigure un factor de putere de 0,9 inductiv şi capacitiv (ca valoare maximă). (b) centrala formată din module generatoare, de categorie B trebuie să fie capabilă să furnizeze componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, în cazul defectelor simetrice (trifazate), în următoarele condiţii: i. centrala formată din module generatoare, de categorie B trebuie să poată activa furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect prin: 1. asigurarea furnizării componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, corespunzătoare variaţiei de tensiune cu un factor de proporţionalitate (k) de 2 până la 10 conform formulei DeltaI = k * DeltaU; sau 2. măsurarea variaţiilor de tensiune la bornele modulului generator care intră în componenţa centralei şi furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect la bornele acestuia (componenta de curent reactiv); ii. ORR, în colaborare cu OTS, prevede: 1. modul şi momentul în care se determină o variaţie de tensiune, precum şi durata variaţiei de tensiune. Variaţia de tensiune se determină când tensiunea măsurată, fie în punctul de racordare/delimitare, după caz, fie la bornele unităţii generatoare este mai mică de 0.85 u.r. Durata variaţiei se consideră până în momentul în care tensiunea revine la o valoare mai mare de 0,85 u.r.; 2. caracteristicile componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, inclusiv intervalul de timp pentru măsurarea abaterii tensiunii şi a componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect pentru care curentul şi tensiunea pot fi măsurate în mod diferit faţă de metoda stabilită la Art. 91, lit. (b), pct. i) sunt: timpul de creştere a curentului de defect, mai mic sau egal cu 30 ms şi timpul de eliminare a curentului de defect, mai mic sau egal cu 60 ms; 3. sincronizarea şi acurateţea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, care poate include mai multe etape în timpul şi după eliminarea unui defect. Modulul generator trebuie să injecteze imediat după defect (la sesizarea scăderii tensiunii, conform punctului anterior) în maximum 50 ms, un curent reactiv dependent de amplitudinea golului de tensiune (a tensiunii remanente) cu un factor de proporţionalitate între 2-10. Curentul reactiv injectat trebuie să se menţină pe toată durata căderii de tensiune conform profilului tensiunii definit de trecerea peste defect din figura 3B şi să se anuleze imediat după eliminarea defectului (conform IGD Fault current contribution from PPMS & HVDC). (c) în ceea ce priveşte furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în cazul defectelor asimetrice monofazate sau bifazate, ORR, în colaborare cu OTS, are dreptul de a stabili cerinţe pentru componenta asimetrică a curentului de defect. De regulă, cerinţele privind componenta asimetrică a curentului de defect sunt similare cerinţelor privind componenta simetrică a curentului de defect prevăzută la lit. b). Aceste cerinţe se aduc la cunoştinţa gestionarului de către ORR. ART. 92 (1) Gestionarul centralei formate din module generatoare, de categorie B trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare prevăzute la Art. 90 lit. (d), către ORR. (2) Centrala formată din module generatoare racordată la ORR se integrează în sistemul SCADA al ORR şi asigură cel puţin semnalul de putere activă. ORR are dreptul să solicite integrarea în DMS-SCADA şi a altor mărimi. (3) Calea de comunicaţie este precizată de ORR. (4) Integrarea în sistemul SCADA al ORR se realizează prin grija gestionarului centralei formate din module generatoare. ART. 93 Gestionarul centralei formate din module generatoare, de categoria B are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul SCADA al ORR, la caracteristicile solicitate de acesta. ART. 94 În regim normal de funcţionare a reţelei, centrala formată din module generatoare nu trebuie să producă în punctul de racordare/delimitare, după caz, variaţii rapide de tensiune mai mari de ±5% din tensiunea nominală a reţelei la care este racordată. ART. 95 Indiferent de numărul instalaţiilor auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, centrala formată din module generatoare trebuie să asigure în punctul de racordare/delimitare, după caz, calitatea energiei electrice, în conformitate cu standardele în vigoare (standardele europene şi standardul de performanţă pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice şi a serviciului de sistem, respectiv standardul pentru prestarea serviciului de distribuţie a energiei electrice, după caz). ART. 96 Centrala formată din module generatoare este monitorizată din punct de vedere al calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata testelor de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice de racordare. ORR poate solicita, după caz, monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, şi integrarea echipamentului de monitorizare permanentă în sistemul propriu de monitorizare a calităţii energiei electrice. ART. 97 În situaţia racordării mai multor centrale formate din module generatoare în acelaşi nod electric (bară), pentru care suma puterilor instalate ale tuturor surselor de generare depăşeşte puterea maximă a categoriei B, acestea trebuie să asigure reglajul puterii reactive în punctul de racordare/delimitare, după caz. Dacă suma puterilor instalate ale tuturor surselor de generare din nodul electric comun, incluzând şi centrala formată din module generatoare depăşeşte puterea maximă a categoriei C, acestea trebuie să asigure, în comun, reglajul tensiunii în punctul de racordare. ART. 98 Soluţia de racordare a centralei formate din module generatoare, de categorie B nu trebuie să permită funcţionarea acesteia în regim insularizat şi trebuie să prevadă dotarea cu protecţii care să declanşeze centrala formată din module generatoare la apariţia unui asemenea regim. SECŢIUNEA a 2-a CERINŢE GENERALE PENTRU CENTRALELE FORMATE DIN MODULE GENERATOARE, DE CATEGORIE C ART. 99 Centralele formate din module generatoare, de categorie C îndeplinesc următoarele cerinţe referitoare la stabilitatea de frecvenţă: (a) centrala formată din module generatoare trebuie să rămână conectată la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1C; (b) i. centrala formată din module generatoare trebuie să rămână conectată la reţea şi să funcţioneze la viteze de variaţie a frecvenţei de 2 Hz/sec pentru un interval de timp de 500 ms, de 1,5 Hz/s pentru un interval de timp de 1000 ms şi de 1,25 Hz/s pentru un interval de timp de 2000 ms, în funcţie de tipul de tehnologie şi de puterea de scurtcircuit a sistemului în punctul de racordare/delimitare, după caz (valoare precizată de ORR prin ATR) şi de inerţia disponibilă la nivelul zonei sincrone. ii. valorile de la pct. i) se comunică gestionarului centralei formate din module generatoare. iii. reglajele protecţiilor din punctul de racordare/delimitare, după caz, coordonate de ORR trebuie să permită funcţionarea centralei formate din module generatoare pentru aceste profile de variaţie a frecvenţei. Tabelul 1C. Durata minimă în care o centrală formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să rămână conectată la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniul de │Durata de │
│frecvenţe │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│47,5 Hz - 48,5 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│48,5 Hz - 49 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│49 Hz - 51 Hz │Nelimitat │
├──────────────────┼───────────────────┤
│51,0 Hz - 51,5 Hz │30 de minute │
└──────────────────┴───────────────────┘
ART. 100 Centralele formate din module generatoare, de categorie C trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat în punctul de racordare la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel: (a) la creşterile de frecvenţă, centrala formată din module generatoare trebuie să scadă puterea activă produsă, corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1C şi cu următorii parametri: i. pragul de frecvenţă de la care centrala formată din module generatoare asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz; ii. valoarea statismului setat se situează între 2% şi 12%, este stabilită la punerea în funcţiune a centralei formate din module generatoare şi poate fi modificată de ORR prin dispoziţii de dispecer, la punerea în funcţiune a centralei formate din module generatoare. De regulă, valoarea statismului este de 5%. iii. centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să scadă puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă cu o întârziere iniţială mai mică de 500 ms (notată t(1) în figura 5C). În cazul în care această întârziere este mai mare de 500 ms, gestionarul centralei formate din module generatoare justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS. Timpul de răspuns pentru scăderea de putere în cazul creşterii de frecvenţă trebuie să fie mai mic sau egal cu 2 secunde pentru o variaţie de putere de 50% din puterea activă maximă. (b) la atingerea puterii corespunzătoare nivelului minim de reglaj, centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă: i. să stabilizeze puterea activată, într-un timp de maximum 20 secunde şi să funcţioneze în continuare la acest nivel (în limitele puterii admisibile date de sursa primară); sau ii. să reducă în continuare puterea activă produsă, conform dispoziţiei de dispecer şi în conformitate cu caracteristicile funcţionale ale modulelor generatoare de acelaşi tip care intră în componenţa centralei; iii. să menţină nivelul de putere atins cu o abatere permisă de ± 5% P(max), cât timp abaterea de frecvenţă se menţine. (c) centrala formată din module generatoare trebuie să rămână în funcţionare stabilă pe durata funcţionării în modul RFA-CR, la creşteri ale frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA-CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 1C. Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă pentru centrale formate din modulele generatoare, de categorie C în modul RFA-CR unde: DeltaP este variaţia puterii active produsă de o centrală formată din module generatoare; P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a centralei formate din module generatoare; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde Deltaf este mai mare ca +200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz), centrala formată din module generatoare trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 101 Centrala formată module generatoare, de categorie C trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, în limita puterii oferite de sursa primară, cu excepţia cazului în care centrala formată din module generatoare răspunde la creşterile de frecvenţă în conformitate cu prevederile Art. 100 sau are reduceri de putere activă la scăderea frecvenţei, acceptate de ORR, în conformitate cu prevederile Art. 102 şi Art. 103. ART. 102 OTS stabileşte reducerea de putere activă produsă de centrala formată din module generatoare, de categorie C faţă de puterea activă maximă produsă (puterea admisibilă, dată de sursa primară), ca urmare a scăderii frecvenţei, în limitele admisibile prezentate în figura 2C, astfel: (a) la scăderea frecvenţei sub 49 Hz se admite reducerea puterii active maxime produse în procent egal cu 2% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei punctate; (b) se admite o reducere maximă a puterii active produse la scăderea frecvenţei sub 49,5 Hz, cu un procent egal cu 10% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz dacă frecvenţa este mai mică decât 49,5 Hz pentru o durată mai mare de 30 s. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei continue. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 2C. Limitele admisibile ale reducerii de putere stabilite de OTS în cazul scăderii frecvenţei ART. 103 (1) Reducerea admisibilă de putere activă faţă de puterea activă maximă produsă (puterea admisibilă, dată de sursa primară), în cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabileşte: (a) în condiţii de mediu standard corespunzătoare temperaturii de 20 grade Celsius După caz, gestionarul transmite ORR şi OTS, diagrama de dependenţă a puterii active de temperatură pentru cel puţin un set de temperaturi: -10°C, 0°C, 15°C, 25°C, 30°C, 40°C; (b) în funcţie de capabilitatea tehnică a modulelor generatoare care intră în componenţa centralei. (2) Gestionarul centralei formate din module generatoare transmite ORR şi OTS diagrama de dependenţă a puterii active de factorii de mediu (temperatură, presiune, iradianţă solară, respectiv viteza vântului, după caz) şi datele tehnice referitoare la capabilitatea tehnică a modulelor generatoare care intră în componenţa centralei, prevăzute în Anexa nr. 3; (3) Datele prevăzute la alin. (2) se transmit în etapa de studiu de soluţie aferentă procesului de racordare. ART. 104 (1) Sistemul de reglaj al puterii active al centralei formate din module generatoare, de categorie C trebuie să permită modificarea referinţei de putere activă în conformitate cu dispoziţiile date gestionarului centralei formate din module generatoare de către ORR sau OTS. (2) Timpul de atingere a referinţei de putere activă sau viteza de variaţie a puterii active la modificarea referinţei se încadrează în domeniul (10÷30)% P(max)/min în funcţie de tehnologie, timpul mort este de 1 secundă şi toleranţa de realizare a referinţei este de 5% P(max). ART. 105 În cazul în care echipamentele automate de reglaj la distanţă sunt indisponibile, se permite reglajul local. ART. 106 (1) ORR stabileşte condiţiile în care o centrală formată din module generatoare, de categorie C se conectează automat la reţea, după ce acestea au fost agreate cu OTS. (2) Cerinţele prevăzute la alin. (1) includ: (a) domeniile de frecvenţă în care este admisă conectarea automată (în intervalul (47,5÷51) Hz), domeniul de tensiune ((0,9-1,1) Un), timpul de observare/validare (inclusiv timpul de sincronizare) şi menţinere a parametrilor măsuraţi în domeniul precizat de maximum 300 secunde; (b) rampa admisă pentru creşterea puterii active după conectare (≤ 20% P(max)/min), de regulă 10% P(max)/min (valoarea setată se alege în intervalul indicat de producătorul modulelor generatoare din centrală). ART. 107 Centralele formate din module generatoare, de categorie C trebuie să asigure răspunsul limitat la abaterile de frecvenţă în cazul scăderii frecvenţei (RFA-SC) astfel: (a) trebuie să poată mobiliza puterea activă ca răspuns la scăderea frecvenţei sub un prag de 49,8 Hz şi cu un statism stabilit de OTS pentru fiecare modul generator care intră în componenţa centralei, la PIF sau prin dispoziţii de dispecer, în limitele (2÷12)%, de regulă la valoarea de 5%, ceea ce corespunde unei mobilizări de putere activă de 8% P(max), în conformitate cu figura 3C; (b) furnizarea puterii active ca răspuns la scăderea frecvenţei (în modul RFA-SC), trebuie să ţină seama, după caz, de: i. diagrama dependenţei puterii active produse de condiţiile de mediu (date de sursa primară); ii. cerinţele de funcţionare a centralei formate din module generatoare, în special limitările privind funcţionarea în apropierea puterii active maxime în cazul unei frecvenţe scăzute şi impactul condiţiilor externe de funcţionare, în conformitate cu Art. 102 şi Art. 103; (c) activarea răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă nu trebuie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea, denumită timp mort şi notată cu t(1) în figura 5C, este mai mare de 500 ms, gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să justifice această întârziere la OTS; (d) la funcţionarea în modul RFA-SC, centrala formată din module generatoare trebuie să asigure o creştere de putere până la puterea maximă/admisibilă în funcţie de sursa primară de energie. Timpul de răspuns la creşterea de putere pentru modulele generatoare, cu excepţia turbinelor eoliene, trebuie să fie mai mic sau egal cu 10 secunde la o variaţie de putere de maximum 50% din puterea maximă. Pentru turbinele eoliene timpul de răspuns trebuie să fie mai mic sau egal cu 5 secunde pentru o variaţie de putere de 20% din puterea maximă, dacă punctul de funcţionare de plecare este mai mare de 50% din puterea maximă. Se acceptă timpi de creştere a puterii active mai mari, dacă punctul de funcţionare de plecare este mai mic de 50% din puterea maximă. Atingerea valorii de referinţă se realizează într-un timp de maximum 30 secunde şi cu o toleranţă de maximum ±5% din P(max); (e) centrala formată din module generatoare trebuie să funcţioneze stabil în timpul modului RFA-SC pe durata unor frecvenţe mai mici de 49,8 Hz. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 3C. Capabilitatea de răspuns la scăderea frecvenţei a centralelor formate din module generatoare, de categorie C (RFA-SC) unde: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă (nominală) a centralei formate din module generatoare; DeltaP este variaţia puterii active produsă de centrala formată din module generatoare; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea şi Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea. În cazul scăderilor de frecvenţă sub 49,8 Hz, unde Deltaf este mai mic ca -200 mHz, centrala formată din module generatoare trebuie să crească puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 108 În cazul în care modul RFA este activ, în condiţiile oferite de sursa primară, centrala formată din module generatoare, de categorie C, trebuie să îndeplinească în mod cumulativ, suplimentar cerinţelor prevăzute la Art. 107, conform figurii nr. 4C, următoarele cerinţe: (a) să furnizeze RFA, în conformitate cu parametrii stabiliţi de OTS în domeniile de valori prevăzute în tabelul 2C, astfel: i. în cazul creşterii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la nivelul minim de reglare a puterii active; ii. în cazul scăderii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la puterea activă maximă disponibilă dată de sursa primară. iii. furnizarea efectivă a răspunsului în putere activă la abaterea de frecvenţă depinde de condiţiile externe şi de funcţionare ale centralei formate din module generatoare în momentul mobilizării puterii active, în particular de limitările date de funcţionarea centralei formate din module generatoare în condiţiile sursei primare, în cazul scăderii frecvenţei. (b) să poată modifica banda moartă de frecvenţă şi statismul, la dispoziţia OTS. De regulă, valoarea statismului s1 este de 5%, ceea ce corespunde unei mobilizări de putere activă de 8% P(max); (c) în cazul variaţiei treaptă a frecvenţei, să fie capabilă să activeze integral puterea activă necesară ca răspuns la abaterea de frecvenţă, la sau peste linia din figura 5C, în conformitate cu parametrii prevăzuţi în tabelul 3C, în absenţa limitărilor de ordin tehnologic, şi anume pentru modulele generatoare din centrală cu inerţie cu o întârziere [t(1)] de două secunde şi un timp de activare de maximum 30 secunde [t(2)], în limita puterii date de sursa primară; (d) pentru modulele generatoare din centrală fără inerţie, activarea iniţială a puterii active nu trebuie să fie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea la activarea iniţială a puterii active este mai mare de 500 ms pentru modulele fără inerţie şi două secunde pentru modulele cu inerţie, gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să furnizeze dovezi tehnice care să demonstreze motivele pentru care este necesară o perioadă mai lungă de timp; (e) trebuie să aibă capabilitatea de a furniza puterea activă corespunzător abaterii de frecvenţă pe o durată de maximum 15-30 de minute specificată de OTS, în limita puterii oferite de sursa primară; (f) reglajul puterii active nu trebuie să aibă niciun impact negativ asupra răspunsului la abaterile de frecvenţă; (g) în cazul participării la procesul de restabilire a frecvenţei la valoarea de referinţă sau/şi a puterilor de schimb la valorile programate, centrala formată din module generatoare trebuie să asigure funcţii specifice pentru realizarea acestor servicii, stabilite prin proceduri elaborate de OTS; (h) în ceea ce priveşte deconectarea pe criteriul de frecvenţă minimă, centralele formate din module generatoare capabile să acţioneze ca un consumator, trebuie să îşi poată deconecta consumul la scăderea frecvenţei. Cerinţa menţionată la prezentul punct nu se extinde la alimentarea serviciilor proprii. Tabelul 2C. Parametrii de răspuns în putere activă la abaterea de frecvenţă (a se vedea figura 5C)
┌────────────────────────────┬─────────┐
│Parametri │Intervale│
├────────────────────────────┼─────────┤
│Variaţia puterii activă │ │
│raportată la puterea maximă │ │
││DeltaP(1)│ │(1,5÷10)%│
│──────── │ │
│P(max) │ │
├────────────────────┬───────┼─────────┤
│ ││Deltaf│10 mHz │
│Zona de │(i)│ │ │
│insensibilitate ├───────┼─────────┤
│pentru răspunsul ││Deltaf│ │
│la abaterea de │(i)│ │(0,02 - │
│frecvenţă │───────│0,06)% │
│ │f(n) │ │
├────────────────────┴───────┼─────────┤
│Bandă moartă pentru │ │
│răspunsul la abaterea de │ │
│frecvenţă* │ │
│După calificarea grupurilor │ │
│pentru furnizarea rezervei │ │
│de stabilizare │ │
│a frecvenţei (RSF) această │ │
│valoare se setează la 0 mHz │0 mHz │
│pentru │ │
│grupurile furnizoare de RSF,│ │
│iar la celelalte grupuri OTS│ │
│va decide │ │
│valoarea diferit de 0 mHz │ │
│astfel încât impactul asupra│ │
│reglajului de │ │
│frecvenţă să fie minim │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Statism s(1) │(2÷12)% │
└────────────────────────────┴─────────┘
Tabelul 3C. Parametrii pentru activarea integrală a puterii active ca răspuns la abaterea treaptă de frecvenţă (explicaţie pentru figura 5C)*) *) Parametrii sunt respectaţi în măsura în care nu apar limitări de ordin tehnologic
┌────────────────────────────┬─────────┐
│ │Intervale│
│Parametri │sau │
│ │valori │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Variaţia de putere activă │ │
│mobilizată raportată │ │
│la puterea maximă │ │
│(domeniul răspuns la │(1,5÷10)%│
│variaţia de frecvenţă) │ │
││DeltaP(1)│ │ │
│───────── │ │
│P(max) │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru centralele formate │ │
│din module generatoare cu │ │
│inerţie, │ │
│întârzierea iniţială maximă │ │
│admisibilă t(1), cu excepţia│ │
│cazului în │ │
│care sunt admise de către │2 secunde│
│OTS perioade mai lungi de │ │
│activare, în baza │ │
│dovezilor tehnice furnizate │ │
│de gestionarul centralei │ │
│formate din │ │
│module generatoare │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru centralele formate │ │
│din module generatoare fără │ │
│inerţie, │ │
│întârzierea iniţială maximă │ │
│admisibilă t(1), cu excepţia│ │
│cazului în │ │
│care sunt admise de către │500 ms │
│OTS perioade mai lungi de │ │
│activare, în baza │ │
│dovezilor tehnice furnizate │ │
│de gestionarul centralei │ │
│formate │ │
│din module generatoare │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Valoarea maximă admisibilă a│ │
│timpului de activare │ │
│integrală t(2), │ │
│cu excepţia cazului în care │10 │
│sunt admise de către OTS │secunde │
│perioade mai │ │
│lungi de activare din motive│ │
│de stabilitate a sistemului │ │
└────────────────────────────┴─────────┘
(a se vedea imaginea asociată) Fig. 4C. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a centralelor formate din module generatoare, de categorie C în regim RFA în cazul în care zona de insensibilitate şi bandă moartă sunt zero. unde: DeltaP este variaţia puterii active produse de centrala formată din module generatoare; P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se determină variaţia de putere activă DeltaP şi anume puterea maximă (nominală) a centralei formate din module generatoare; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 5C. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă în care: P(max) este puterea maximă faţă de care se stabileşte variaţia de putere activă mobilizată DeltaP; DeltaP este variaţia de putere activă a centralei formate din module generatoare. Centrala formată din module generatoare trebuie să activeze o putere activă DeltaP până la punctul DeltaP(1) în conformitate cu timpii t(1) şi t2, valorile DeltaP(1), t(1) şi t(2) fiind specificate de OTS în conformitate cu tabelul 3C; t(1) este întârzierea iniţială (timpul mort); t(2) este durata până la activarea completă. ART. 109 (1) Monitorizarea în timp real a răspunsului automat al centralei formate din module generatoare, de categorie C la abaterile de frecvenţă trebuie să fie asigurată prin transmiterea în timp real şi în mod securizat de la o interfaţă a centralei formate din module generatoare la centrul de dispecer al ORR, la cererea acestuia, cel puţin a următoarelor semnale: i. semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă; ii. puterea activă de referinţă (programată); iii. valoarea reală a puterii active; iv. banda moartă în răspunsul de putere - frecvenţă; v. setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activ (nu se transmit în timp real, doar sunt monitorizaţi şi de la centrul de dispecer al ORR) (2) i. ORR stabileşte semnalele suplimentare care urmează să fie furnizate de către centrala formată din module generatoare prin intermediul dispozitivelor de monitorizare şi înregistrare pentru verificarea performanţei furnizării răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă; ii. Semnalele suplimentare sunt: frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnale de stare şi comenzile poziţiei întreruptorului şi poziţiei separatoarelor; iii. Gestionarul centralei formate din module generatoare asigură transmiterea, la nivelul centralei, a semnalelor prin una/două căi de comunicaţie independente aşa cum este prevăzut în ATR. (3) Setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activă şi statismul se stabilesc prin dispoziţii de dispecer. ART. 110 OTS are dreptul de a solicita ca centrala formată din module generatoare să furnizeze inerţie artificială în timpul abaterilor foarte rapide de frecvenţă. Se recomandă ca centrala formată din module generatoare să asigure o contribuţie minimă cu o constantă de inerţie de 3 s (H = 3s). ART. 111 Principiul de funcţionare a sistemelor de reglaj instalate este analizat de OTS pentru a se verifica posibilitatea furnizării inerţiei artificiale. Parametrii de performanţă aferenţi sunt stabiliţi de OTS şi sunt solicitaţi prin ATR. ART. 112 Centralele formate din module generatoare, de categorie C îndeplinesc următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare, referitoare la: (a) capabilitatea de trecere peste defect, în cazul defectelor simetrice: i. centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să rămână conectată la reţea, continuând să funcţioneze în mod stabil după un defect în reţea eliminat corect, în conformitate cu dependenţa tensiune-timp descrisă în figura 6C raportată la punctul de racordare/delimitare, după caz, şi descrisă de parametrii din tabelul 4C; ii. diagrama de evoluţie a tensiunii în timp reprezintă limita inferioară permisă a evoluţiei tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, la apariţia unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte de defect, în timpul defectului şi după defect; iii. OTS stabileşte şi face publice condiţiile înainte şi după defect pentru capabilitatea de trecere peste defect, în ceea ce priveşte: - calculul puterii minime de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz; – punctul de funcţionare al centralei formate din module generatoare ca putere activă şi reactivă înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi – calculul puterii minime de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz. iv. la solicitarea unui gestionar de centrală formată din module generatoare, ORR furnizează condiţiile înainte şi după defect (ca valori relevante rezultate din cazuri tipice) care se iau în considerare pentru capabilitatea de trecere peste defect ca rezultat al calculelor din punctul de racordare/delimitare, după caz, aşa cum se prevede la pct. iii), privind: - puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect în fiecare punct de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA; – punctul de funcţionare al centralei formate din module generatoare înainte de defect, exprimat prin putere activă, putere reactivă şi tensiune în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi – puterea minimă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA. v. centrala formată din module generatoare trebuie să rămână conectată la reţea şi să continue să funcţioneze stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata unui defect simetric, este mai mare decât limita inferioară de evoluţie a tensiunii descrisă în diagrama de trecere peste defect prevăzută la lit. (a), punctul. ii), cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect; vi. cu luarea în considerare a cerinţelor prevăzute la punctul v), gestionarul centralei formate din module generatoare stabileşte protecţia la tensiune minimă (fie capabilitatea de trecere peste defect, fie tensiunea minimă definită la punctul de racordare/delimitare, după caz) în conformitate cu domeniul maxim de tensiune aferent centralei formate din module generatoare, cu excepţia cazului în care ORR solicită un domeniu de tensiune mai restrâns. Setările sunt justificate de gestionarul centralei formate din module generatoare în conformitate cu acest principiu; (b) capabilitatea de trecere peste defect în cazul defectelor asimetrice trebuie să respecte prevederile lit. (a), pct. i, pentru defecte simetrice. (c) revenirea puterii active după eliminarea defectului la valoarea dinainte de defect, în funcţie de sursa primară; (d) menţinerea funcţionării stabile în orice punct al diagramei de capabilitate P-Q în cazul oscilaţiilor de putere între centrală şi punctul de racordare/delimitare, după caz; (e) centralele formate din module generatoare trebuie să rămână conectate la reţea fără a reduce puterea (în limitele date de sursa primară), atâta timp cât frecvenţa şi tensiunea se încadrează în limitele prevăzute în tabelul 1C, respectiv ±10% U(n) a reţelei la care este racordată centrala; (f) centralele formate din module generatoare trebuie să rămână conectate la reţea în cazul acţiunii RAR monofazat sau trifazat pe liniile din reţeaua buclată la care sunt racordate. Detaliile tehnice specifice fac obiectul coordonării şi dispoziţiilor privind sistemele de protecţie şi setările convenite cu ORR. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 6C. Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect a unei centrale formate din module generatoare, de categorie C Notă: Diagrama din fig. 6C. reprezintă limita inferioară a graficului de evoluţie a tensiunii în timp în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată ca raport între valoarea curentă şi valoarea de referinţă exprimată în unităţi relative, înainte, în timpul şi după eliminarea unui defect. Tensiunea U(ret) este tensiunea reziduală la punctul de racordare/delimitare, după caz, în timpul unui defect, t(clear) este momentul în care defectul a fost eliminat. U(rec1), U(rec2), t(rec1), t(rec2) şi t(rec3) specifică anumite puncte ale limitelor inferioare ale tensiunii reziduale după eliminarea defectului. Tabelul 4C. Parametrii referitori la capabilitatea de trecere peste defect la centralele formate din module generatoare
┌──────────────────┬────────────────────┐
│Parametrii │Parametrii de timp │
│tensiunii[u.r.] │[secunde] │
├────────────┬─────┼─────────────┬──────┤
│U(ret): │0,15 │t(clear): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(clear): │0,15 │t(rec1): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec1): │0,15 │t(rec2): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec2): │0,85 │t(rec3): │3,0 │
└────────────┴─────┴─────────────┴──────┘
(g) OTS stabileşte nivelul de restabilire a puterii active după defect dacă sursa primară şi-a menţinut capabilitatea din momentul producerii defectului, pe care centrala formată din module generatoare, de categorie C este capabilă să-l asigure şi precizează: i. momentul începerii restabilirii puterii active după defect, imediat ce tensiunea este mai mare sau egală cu 85% U(ret); ii. perioada maximă permisă pentru restabilirea puterii active după momentul apariţiei defectului este de maximum 50 ms, iar după eliminarea defectului şi revenirea tensiunii la o valoare mai mare de 0,85 U(ret), puterea activă va fi restaurată, în funcţie de tehnologie şi de disponibilitatea sursei primare, într-un timp de (1÷10) secunde la o valoare de (80÷90)% din valoarea puterii înainte de defect; şi iii. amplitudinea şi precizia (toleranţa) restabilirii puterii active funcţie de tehnologia utilizată de modulele generatoare din centrală şi de disponibilitatea sursei primare este de (80÷90)% din valoarea puterii active dinainte de defect şi cu o precizie de 10% din valoarea puterii active dinainte de defect; (h) ORR specifică, după caz, la ATR sau la punerea în funcţiune: i. interdependenţa între cerinţele pentru componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în conformitate cu prevederile art. 115, alin. (1), lit. b) şi c) şi restabilirea puterii active; ii. dependenţa între timpul de restabilire a puterii active şi durata variaţiilor de tensiune. ORR specifică, la punerea în funcţiune, timpul maxim de restabilire a puterii active pentru durata maximă a defectului, de regulă de (1÷10) s pentru defecte eliminate într-un timp mai mare de 140 ms; iii. limita perioadei maxime permise pentru restabilirea puterii active, de regulă mai mică de 10 secunde. O valoare mai mică se solicită în situaţia în care studiile de soluţie reflectă acest lucru; iv. gradul de proporţionalitate între nivelul de restabilire a tensiunii şi valoarea minimă a puterii active restabilite. De regulă, la o valoare de restabilire a tensiunii mai mare de 85% U(ref), valoarea minimă a puterii active restabilite după defect trebuie să atingă cel puţin 85% din valoarea dinainte de defect în timp de maximum 1 secundă, în concordanţă cu disponibilitatea sursei primare; şi v. cerinţe privind amortizarea oscilaţiilor de putere activă între centrală şi punctul de racordare/delimitare, după caz, (cazul centralelor cu LEA/LES de lungime mare) dacă studiile dinamice relevă ca fiind necesară instalarea de echipamente pentru amortizarea acestor oscilaţii de putere activă. ART. 113 (1) Centralele formate din module generatoare, de categorie C trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la contribuţia la restaurarea sistemului: (a) trebuie să fie capabile să se reconecteze la reţea după o deconectare accidentală cauzată de un eveniment în reţea, în condiţiile definite de OTS. De regulă, timpul de reconectare la reţea după o deconectare accidentală este de maximum 10 minute; şi (b) instalarea sistemelor de reconectare automată trebuie să fie supusă unei avizări prealabile atât la ORR, cât şi la OTS, în vederea specificării condiţiilor de reconectare automată. Aceste cerinţe se definesc în ATR şi se detaliază în proiectul tehnic. (2) Cerinţele şi condiţiile pentru reconectarea automată prevăzute la alin. (1), lit. (a) şi (b) sunt aduse la cunoştinţa gestionarului centralei formate din module generatoare la emiterea ATR. (3) În ceea ce priveşte capabilitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau de participare la procesul de pornire fără sursă de tensiune: i) capabilitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau de participare la procesul de pornire fără sursă de tensiune, nu este obligatorie, dar poate fi solicitată de către OTS în etapa de racordare la reţea, în scopul asigurării siguranţei în funcţionare a sistemului; ii) gestionarii centralelor formate din module generatoare trebuie să răspundă la cererea OTS cu o ofertă pentru furnizarea de capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem. OTS poate solicita furnizarea de capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem în cazul în care consideră că siguranţa în funcţionare a sistemului este în pericol din cauza lipsei de capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem în zona de reglaj în care se află centrala; iii) o centrală formată din module generatoare cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să fie capabilă să pornească sau să participe la procesul de pornire, în totalitate sau prin unele echipamente componente, din starea oprit, fără a utiliza nicio sursă de alimentare cu energie electrică externă, într-un interval de timp stabilit de către OTS, de regulă 15÷30 minute de la momentul primirii dispoziţiei; iv) o centrală formată din module generatoare cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să se poată reconecta în domeniul de frecvenţă (47,5÷50) Hz şi în domeniul de tensiune specificat de ORR de (0,9÷1,1) Un, într-un timp de maximum 300 s; v) o centrală formată din module generatoare cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau care participă la procesul de restaurare, trebuie să poată regla automat tensiunea, inclusiv variaţiile de tensiune care pot apărea în procesul de restaurare; vi) o centrală formată din module generatoare cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau care participă la procesul de restaurare, trebuie: 1. să fie capabilă să regleze puterea activă produsă în cazul conectărilor unor consumatori, în punctul de racordare/delimitare, după caz; 2. să fie capabilă să participe la variaţiile de frecvenţă, atât la creşterea peste 50,2 Hz (în modul RFA-CR), cât şi la scăderea acesteia sub 49,8 Hz (în modul RFA-SC); 3. să participe la stabilizarea frecvenţei în cazul creşterii sau scăderii frecvenţei în întreg domeniul de putere activă livrată, între puterea activă minimă şi puterea activă maximă, precum şi în funcţionarea pe servicii proprii; 4. să poată funcţiona în paralel cu alte centrale cu module generatoare ce debitează în insulă; 5. să regleze automat tensiunea în timpul restaurării sistemului în domeniul ±10% Un. (4) În ceea ce priveşte capabilitatea de a funcţiona în regim de funcţionare insularizată: i) centralele formate din module generatoare, care contribuie la restaurarea sistemului, trebuie să fie capabile să funcţioneze în regim de funcţionare insularizată sau să participe la operarea insulei dacă acest lucru este solicitat de ORR în coordonare cu OTS şi 1. domeniul de frecvenţă în regim de funcţionare insularizată este de 47,5÷51,5 Hz; 2. domeniul de tensiune în regim de funcţionare insularizată este Un ±4% pentru JT şi Un ±5% pentru JT, pentru tensiuni < 110 kV. ii) centralele formate din module generatoare trebuie să fie capabile să funcţioneze cu reglaj de frecvenţă activ în timpul funcţionării în regim de funcţionare insularizată. În cazul unui excedent de putere, centralele formate din module generatoare trebuie să fie capabile să reducă puterea activă livrată din punctul de funcţionare anterior, în orice nou punct de funcţionare al diagramei de capabilitate P-Q, în funcţie de disponibilitatea sursei primare; iii) metoda de detectare a trecerii de la funcţionarea în sistem interconectat la funcţionarea insularizată se stabileşte de comun acord între gestionarul centralei formate din module generatoare şi ORR, în coordonare cu OTS. Metoda de detectare convenită nu trebuie să se bazeze exclusiv pe semnalele de poziţie ale aparatajului de comutaţie al OTS; iv) centralele formate din module generatoare trebuie să poată funcţiona în RFA-CR şi RFA-SC pe timpul funcţionării în insulă, aşa cum e stabilit de comun acord cu OTS. (5) În ceea ce priveşte capabilitatea de resincronizare rapidă în cazul deconectării de la reţea, centrala formată din module generatoare trebuie să se poată resincroniza rapid, de regulă în 15 minute, în conformitate cu planul de protecţii convenit cu ORR, în limita posibilităţilor tehnice ale modulelor generatoare. ART. 114 Centralele formate din module generatoare, de categorie C trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe de operare referitoare la: (a) schemele de control şi automatizare cu setările aferente: i. schemele de control şi automatizare precum şi setările acestora, inclusiv parametrii de reglaj, necesare calculelor de stabilitate a reţelei şi analizei măsurilor de urgenţă, trebuie să fie transmise de către gestionarul centralei formate din module generatoare la ORR, respectiv la OTS cu cel puţin 3 luni înainte de punerea sub tensiune pentru începerea perioadei de probe pentru a fi coordonate şi convenite între OTS, ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare; ii. orice modificări ale schemelor de reglaj şi automatizare şi ale setărilor aferente, menţionate la punctul (i), ale diverselor dispozitive de control sau reglaj ale centralei formate din module generatoare trebuie să fie coordonate şi convenite între OTS, ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare, în special în cazul în care acestea se aplică în situaţiile prevăzute la punctul (i). (b) schemele de protecţie electrică şi setările aferente: i. sistemele de protecţie necesare pentru centrala formată din module generatoare şi pentru reţeaua electrică, precum şi setările relevante pentru centrala formată din module generatoare trebuie să fie coordonate şi agreate de către ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare, în procesul de racordare. OTS colaborează cu OD şi gestionarul centralei formate din module generatoare pentru coordonarea protecţiilor ţinând cont de valoarea de variaţie a frecvenţei rezultată din studiile periodice privind inerţia sistemului sincron Europa Continentală din care face parte SEN. Sistemele de protecţie şi setările acestora pentru defectele electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa centralei formate din module generatoare. Sistemele de protecţie şi automatizare respectă cel puţin următoarele cerinţe: 1. trebuie să asigure protecţia împotriva defectelor interne ale modulelor generatoare care intră în componenţa centralei şi să asigure protecţie de rezervă împotriva defectelor şi regimurilor anormale de funcţionare din reţeaua electrică unde acestea sunt racordate; 2. trebuie să fie performante, de fiabilitate ridicată şi organizate în grupe cu funcţionalitate redundantă; protecţiile trebuie să fie selective, sensibile, capabile să detecteze defecte interne şi externe, să fie separate fizic şi galvanic de la sursele de alimentare cu tensiune operativă, de la transformatoarele de măsură de tensiune şi curent şi până la dispozitivele de execuţie a comenzilor. Sistemul de protecţii electrice trebuie să fie prevăzut cu funcţii extinse de autotestare şi auto-diagnoză şi cu funcţii de înregistrare a evenimentelor şi de oscilografiere. Sistemul de protecţii electrice trebuie prevăzut cu interfeţe standard de comunicaţie pentru integrarea la un sistem local de achiziţie date, supraveghere şi control; 3. sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor interne trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin curenţii de scurtcircuit, asimetria de curenţi, tensiunea maximă/minimă, frecvenţa maximă/minimă la bornele modulelor generatoare care intră în componenţa centralei; 4. sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor externe, ca protecţii de rezervă, trebuie să fie capabil să sesizeze cel puţin scurtcircuitele simetrice şi asimetrice din reţeaua electrică unde este racordat modulul generator care intră în componenţa centralei, oscilaţiile de putere, asimetria de curenţi, suprasarcinile electrice de curent şi de tensiune. ii. protecţia electrică a centralei formate din module generatoare are întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi securitatea personalului şi a publicului, precum şi de atenuarea oricărei avarii survenite la modulul generator care intră în componenţa centralei. iii. ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare se coordonează şi convin ca sistemele de protecţie să asigure, cel puţin, protecţia la următoarele defecte, astfel: A. protecţiile modulelor generatoare care intră în componenţa centralei, ale transformatorului ridicător de tensiune şi ale transformatorului de servicii proprii sau auxiliare, asigurate de către gestionarul centralei formate din module generatoare, pentru: 1. defecte interne ale modulelor generatoare care intră în componenţa centralei, ale transformatorului ridicător de tensiune şi eventual ale transformatorului de servicii proprii (scurtcircuite şi puneri la pământ); 2. defecte interne ale transformatorului ridicător de tensiune al modulului generator care intră în componenţa centralei; 3. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia electrică de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse; 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă; 5. tensiune maximă şi minimă la bornele modulului generator care intră în componenţa centralei. B. protecţii asigurate de gestionarul centralei formate din module generatoare şi/sau de ORR, după caz: 1. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia electrică de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse; 2. tensiunea maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz; 3. frecvenţa maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz: 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţea, ca protecţie de rezervă. iv. modificările schemelor de protecţie necesare pentru centrala formată din module generatoare şi pentru reţeaua electrică şi ale setărilor relevante pentru elementele de generare se convin în prealabil între ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare; (c) organizarea de către gestionarul centralei formate din module generatoare a dispozitivelor de protecţie şi control, în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităţilor: i. protecţia reţelei electrice şi centralei formate din module generatoare; ii. inerţia artificială, dacă este cazul; iii. reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active); iv. restricţii de putere; v. limitarea rampelor de variaţie a puterii. (d) ORR poate solicita, în avizul tehnic de racordare, instalarea suplimentară în centrala formată din module a unor sisteme de automatizare destinate reducerii rapide a puterii, respectiv până la oprirea acesteia, în cazuri justificate, pentru protecţia instalaţiilor persoanelor şi a mediului. (e) schimbul de informaţii: i. sistemele de protecţie/control şi de automatizare ale centralei formate din module generatoare trebuie să fie capabile să schimbe informaţii în timp real sau periodic cu ORR, cu marcarea timpului. În cazul agregărilor, respectând funcţiile convenite a fi agregate, informaţiile schimbate se aduc la cunoştinţa ORR şi OTS; ii. ORR, în coordonare cu OTS, stabileşte conţinutul schimburilor de informaţii, furnizate de gestionarul centralei formate din module generatoare, care cuprinde cel puţin următoarele date transmise în timp real: puterea activă, puterea activă programată, după caz, puterea reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnale de stare şi comenzile privind poziţia întreruptorului, poziţia separatoarelor şi semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă. Gestionarul centralei formate din module generatoare asigură transmiterea semnalelor prin una/două căi de comunicaţie independente (stabilite prin ATR); de regulă, calea principală este asigurată prin suport de fibră optică. (f) Centralele formate din module generatoare trebuie să aibă posibilitatea de a se deconecta de la reţea în mod automat la pierderea stabilităţii în funcţionare. Criteriile de deconectare, de tipul protecţia împotriva asimetriei de curent, a întreruperii unei faze şi timpul critic de deconectare, se convin între gestionarul centralei formate din module generatoare, ORR şi OTS. (g) dispozitivele de măsură şi control: i. centralele formate din module generatoare trebuie să fie dotate cu dispozitive care să asigure înregistrarea defectelor şi monitorizarea comportamentului dinamic în sistem, acestea fiind de regulă osciloperturbografe sau echipamente care pot înlocui funcţiile asigurate de osciloperturbografe. Aceste dispozitive trebuie să asigure înregistrarea următorilor parametri: 1. tensiunile pe toate cele trei faze; 2. curentul pe fiecare fază; 3. puterea activă pe toate cele trei faze; 4. puterea reactivă pe toate cele trei faze; 5. frecvenţa. ORR are dreptul să stabilească performanţele parametrilor puşi la dispoziţie prin intermediul dispozitivelor menţionate anterior, cu condiţia convenirii prealabile a acestora cu gestionarul centralei formate din module generatoare. ii. setările echipamentului de înregistrare a defectelor, inclusiv criteriile de pornire a înregistrării şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul centralei formate din module generatoare şi ORR la momentul PIF şi se consemnează prin dispoziţii scrise. Acestea cuprind şi un criteriu de pornire de detectare a oscilaţiilor între centrală şi punctul de racordare/delimitare, după caz, stabilit de OTS; iii. ORR, OTS şi gestionarul centralei formate din module generatoare stabilesc de comun acord necesitatea includerii unui criteriu de detectare a oscilaţiilor între centrală şi punctul de racordare/delimitare, după caz, pentru monitorizarea comportamentului dinamic al sistemului, stabilit de OTS cu scopul de a detecta oscilaţiile cu amortizare insuficientă (neamortizate); iv. sistemul de monitorizare a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să permită accesul la informaţii al gestionarului centralei formate din module generatoare şi al ORR. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionarul centralei formate din module generatoare, ORR şi OTS înainte de alegerea echipamentelor pentru monitorizare. (h) modelele de simulare a funcţionării centralei formate din module generatoare: i. la solicitarea ORR sau a OTS, gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să furnizeze modele de simulare a funcţionării centralei formate din module generatoare, care să reflecte comportamentul centralei atât în regim staţionar, cât şi dinamic (inclusiv pentru fenomene electromagnetice tranzitorii, dacă este solicitat). Modelele furnizate trebuie să fie validate de rezultatele testelor de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice de racordare. Gestionarul centralei formate din module generatoare transmite ORR sau OTS rezultatele testelor de tip pentru modulele generatoare care intră în componenţa centralei sau pentru motoarele termice ce antrenează modulele generatoare care intră în componenţa centralei, dovedite prin certificate de verificare recunoscute pe plan european, realizate de un organism de certificare autorizat; ii. modelele furnizate de gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să conţină următoarele sub-modele, în funcţie de componentele individuale: 1. modelul panoului fotovoltaic, turbinei eoliene etc. şi al convertoarelor care intră în componenţa centralei; 2. reglajul frecvenţei şi al puterii active; 3. reglajul tensiunii; 4. modelele protecţiilor centralelor formate din module generatoare, aşa cum au fost convenite între ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare; 5. modelul invertoarelor, a grupurilor generatoare eoliene, după caz. iii. la solicitarea ORR, prevăzută la punctul i), OTS specifică: 1. formatul în care urmează să fie furnizate modelele de simulare, inclusiv programul de calcul utilizat; 2. documentaţia privind structura modelului matematic şi schema electrică; 3. estimarea puterii minime şi maxime de scurtcircuit în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA, ca echivalent de reţea. iv. gestionarul centralei formate din module generatoare furnizează ORR, la cerere, înregistrări ale performanţelor centralei formate din module generatoare. ORR sau OTS poate face o astfel de solicitare, în vederea comparării răspunsului modelelor şi simulărilor pe model realizate cu înregistrările reale de funcţionare. (i) montarea de dispozitive pentru operarea sistemului şi a dispozitivelor pentru siguranţa în funcţionare a sistemului, în cazul în care ORR sau OTS consideră că la o centrală formată din module generatoare este necesar să instaleze dispozitive suplimentare pentru a menţine sau restabili funcţionarea acesteia sau siguranţa în funcţionare a sistemului. ORR, gestionarul centralei formate din module generatoare şi OTS analizează şi convin asupra soluţiei adecvate; (j) limitele minime şi maxime pentru viteza de variaţie a puterii active (limitele rampelor) în ambele direcţii, la creştere şi la scădere, sunt stabilite pentru centrala formată din module generatoare de către ORR, în coordonare cu OTS, luând în considerare caracteristicile sursei primare. De regulă, viteza de variaţie este în gama (10÷30)% P(max)/minut, egală în ambele direcţii (la creştere respectiv la scădere); (k) legarea la pământ a punctului neutru pe partea spre reţea a transformatoarelor ridicătoare de tensiune trebuie să respecte specificaţiile ORR. ART. 115 (1) Centralele formate din module generatoare, de categorie C îndeplinesc următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune: (a) trebuie să fie capabile să se deconecteze automat atunci când tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz, depăşeşte nivelurile specificate de ORR. Condiţiile şi setările pentru deconectarea automată a centralelor formate din module generatoare se stabilesc de către ORR în coordonare cu OTS. (b) trebuie să fie capabile să furnizeze componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, în cazul defectelor simetrice (trifazate), în următoarele condiţii: i. centrala formată din module generatoare, de categorie C trebuie să poată activa furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect prin: 1. asigurarea furnizării componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, corespunzătoare variaţiei de tensiune cu un factor de proporţionalitate (k) de 2 până la 10 conform formulei DeltaI = k * DeltaU 2. măsurarea variaţiilor de tensiune în punctul de racordare/delimitare de categorie C şi furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect la bornele acestora (componenta de curent reactiv); ii. ORR, în colaborare cu OTS, prevede: 1. modul şi momentul în care se determină o abatere de tensiune, precum şi durata abaterii. Abaterea de tensiune se determină când tensiunea măsurată fie în punctul de racordare/delimitare, după caz, fie la bornele modulului generator este mai mică de 0,85 U(ref). Durata abaterii se consideră până în momentul în care tensiunea revine la o valoare mai mare de 0,85 U(ref); 2. caracteristicile componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, inclusiv intervalul de timp pentru măsurarea abaterii tensiunii şi a componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect pentru care curentul şi tensiunea pot fi măsurate în mod diferit faţă de metoda stabilită la lit. (b), pct. i) sunt: timpul de creştere a curentului de defect, mai mic sau egal cu 30 ms şi timpul de eliminare a curentului de defect, mai mic sau egal cu 60 ms; 3. sincronizarea şi acurateţea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, care poate include mai multe etape în timpul şi după eliminarea unui defect. Astfel, modulul generator trebuie să injecteze imediat după defect (la sesizarea scăderii tensiunii, conform punctului anterior), de regulă în 50 ms, un curent reactiv dependent de amplitudinea golului de tensiune (a tensiunii remanente) cu un factor de proporţionalitate între (2÷10). Curentul reactiv injectat trebuie să se menţină pe toată durata căderii de tensiune conform profilului tensiunii definit de trecerea peste defect conform figurii 6C şi să se anuleze imediat după eliminarea defectului (conform IGD Fault current contribution from PPMS & HVDC). (c) în ceea ce priveşte furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în cazul defectelor asimetrice monofazate sau bifazate, ORR, în colaborare cu OTS, are dreptul de a stabili cerinţe pentru componenta asimetrică a curentului de defect. De regulă, cerinţele privind componenta asimetrică a curentului de defect sunt similare cerinţelor privind componenta simetrică a curentului de defect prevăzută la lit. b). Aceste cerinţe se aduc la cunoştinţa gestionarului. (d) trebuie să fie capabile să furnizeze putere reactivă suplimentară, stabilită de ORR, care trebuie furnizată în punctul de racordare/delimitare, după caz, al centralei formate din module generatoare, dacă acesta nu se află la bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune. Puterea reactivă suplimentară trebuie să compenseze puterea reactivă a liniei sau cablului de înaltă tensiune între bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune al centralei formate din module generatoare şi punctul de racordare. Puterea reactivă suplimentară trebuie să fie asigurată printr-un echipament dedicat, pus la dispoziţie de către gestionarul centralei formate din module generatoare. Această putere reactivă suplimentară este stabilită printr-un studiu de compensare a puterii reactive în punctul de racordare/delimitare, după caz, şi trebuie să asigure în punctul de racordare/delimitare, după caz, schimb de putere reactivă nulă la puterea activă zero, cu o toleranţă: de maxim 0,5 MVAr dacă tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz, este ≥110 kV sau dacă punctul de racordare/delimitare, după caz, este situat la barele staţiilor electrice, respectiv maximum 0,1 MVAr pentru centralele formate din module generatoare racordate în linii sau la capătul unei linii lungi de MT. (e) să fie capabile să producă putere reactivă în punctul de racordare/delimitare, după caz, la capacitate maximă, cu respectarea următoarelor cerinţe: i. gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să prezinte un contur al diagramei U-Q/P(max), care poate lua orice formă în limitele căreia centrala formată din module generatoare să fie capabilă să furnizeze/absoarbă putere reactivă la variaţii de tensiune şi la funcţionare la capacitate maximă; conturul trebuie analizat şi aprobat de OTS în consultare cu ORR; ii. diagrama U-Q/P(max) este stabilită de ORR în colaborare cu OTS, în conformitate cu următoarele principii: 1. conturul U-Q/P(max) nu depăşeşte conturul diagramei U-Q/P(max), reprezentat de conturul interior din figura 7C; 2. dimensiunile conturului diagramei U-Q/P(max) (intervalul Q/P(max) şi domeniul de tensiune) se încadrează în valorile maxime stabilite în tabelul 5C; 3. poziţionarea diagramei U-Q/P(max) se încadrează în conturul exterior fix din figura 7C; şi 4. diagrama U-Q/P(max) stabilită pentru centralele formate din module generatoare poate avea orice formă, luând în considerare posibilele costuri de realizare a capacităţii de furnizare a puterii reactive la creşteri de tensiune şi consumul de putere reactivă la scăderi de tensiune; iii. cerinţa privind capabilitatea de furnizare a puterii reactive se aplică în punctul de racordare/delimitare, după caz. Pentru alte forme ale conturului decât cele dreptunghiulare, domeniul de tensiune reprezintă valorile limită cele mai mari şi cele mai mici. Prin urmare, nu se preconizează ca întregul interval de putere reactivă să fie disponibil în domeniul de tensiuni în regim permanent. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 7C. Diagrama U-Q/P(max) a unei centrale formate din module generatoare Figura 7C reprezintă limitele tipice ale diagramei U-Q/P(max) ca dependenţă între tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată ca raportul dintre valoarea reală şi valoarea de referinţă în unităţi relative şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi capacitatea maximă (P(max). Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei sunt orientative, OTS putând solicita, în funcţie de condiţiile de sistem din punctul de racordare/delimitare, după caz, şi alte forme ale diagramei U-Q/P(max) în intervalul maxim de Q/P(max) de 0,75. Tabelul 5C: Parametrii pentru înfăşurătoarea interioară din figura 7C
┌──────────────┬───────────────────────┐
│ │Domeniul maxim al │
│Intervalul │nivelului │
│maxim │de tensiune în regim │
│de Q/P(max) │permanent, exprimat în │
│ │unităţi relative │
├──────────────┼───────────────────────┤
│0,75 │0,200 │
└──────────────┴───────────────────────┘
(f) în ceea ce priveşte capabilitatea de producere de putere reactivă sub puterea maximă [sub P(max)]: i. ORR, în colaborare cu OTS, stabileşte cerinţele privind capabilitatea de furnizare a puterii reactive, precum şi un contur P-Q/P(max) de orice formă în limitele căruia centrala formată din module generatoare furnizează puterea reactivă sub puterea sa maximă dată de diagrama P-Q; ii. limitele diagramei de capabilitate P-Q/P(max) sunt stabilite de ORR în colaborare cu OTS, în conformitate cu următoarele principii: 1. conturul P-Q/P(max) nu trebuie să depăşească conturul diagramei P-Q/P(max), reprezentat de conturul interior din figura 8C; 2. domeniul Q/P(max) de pe conturul diagramei P-Q/P(max) este stabilit în tabelul 5; 3. domeniul de putere activă de pe conturul diagramei P-Q/P(max) la putere reactivă zero este de 1 u.r. P(max); 4. conturul diagramei P-Q/P(max) poate avea orice formă şi include condiţii pentru capabilitatea de producere de putere reactivă la putere activă zero; şi 5. poziţia conturului diagramei P-Q/P(max) trebuie să se încadreze în conturul exterior fix din figura 8C; iii. atunci când funcţionează la o putere activă sub puterea maximă [P < P(max)], centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să furnizeze putere reactivă pentru orice punct de funcţionare din interiorul diagramei sale P-Q/P(max), dacă toate unităţile respectivei centrale cu module generatoare care produc energie sunt disponibile din punct de vedere tehnic, şi nu sunt retrase din funcţionare pentru mentenanţă sau din cauza unei avarii, deoarece, în caz contrar, este posibilă diminuarea capacităţii de producere de putere reactivă, în funcţie de disponibilităţile tehnice. iv. centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să-şi modifice punctul de funcţionare în orice punct al diagramei sale P-Q/P(max) în timpul necesar atingerii valorii de referinţă solicitate de ORR. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 8C. Diagrama P-Q/P(max) a unei centrale cu module generatoare Figura 8C reprezintă limitele tipice ale diagramei P-Q/P(max) ca dependenţă între puterea activă în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată prin raportul dintre valoarea reală şi capacitatea maximă în unităţi relative, şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi capacitatea maximă [P(max)]. Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei interne sunt orientative, OTS putând solicita, în funcţie de condiţiile de sistem din punctul de racordare/delimitare, după caz, şi alte forme ale diagramei U-Q/P(max) în intervalul maxim de Q/P(max) de 0,75. (g) în ceea ce priveşte modurile de comandă a puterii reactive: i. centrala formată din module generatoare trebuie să aibă capabilitatea de a furniza automat putere reactivă în modul de reglaj al tensiunii, în modul de reglaj al puterii reactive sau în modul de reglaj al factorului de putere; ii. în ceea ce priveşte modul de reglaj de tensiune, centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să contribuie la reglajul tensiunii în punctul de racordare/delimitare, după caz, prin asigurarea schimbului necesar de putere reactivă cu reţeaua electrică, la o valoare de referinţă a tensiunii situată cel puţin în domeniul (0,95÷1,05) u.r. cu o referinţă prescrisă în paşi care nu depăşesc 0,01 u.r., cu o rampă minimă de (2÷7)% în paşi de maximum 0,5%. Banda moartă în reglaj de tensiune este dată în tabelul 8C1. Tab. 5C1 Parametrii modului de reglaj al tensiunii
┌───────────────────┬──────────────────┐
│ │(90÷110)%, pentru │
│Domeniul de │U(n)=110 kV │
│variaţie a │respectiv │
│tensiunii │U(n) = 220 kV │
│ │(95÷105)%, pentru │
│ │U(n) = 400 kV │
├───────────────────┼──────────────────┤
│Trepte de variaţie │< = 1%U(n), │
│a tensiunii │respectiv < = 0,01│
│ │u.r. │
├───────────────────┼──────────────────┤
│Rampa maximă │< = 2%U(n))/min │
├───────────────────┼──────────────────┤
│Treapta maximă de │< = 1%U(n), │
│modificare a │respectiv < = 0,01│
│tensiunii │u.r. │
├───────────────────┼──────────────────┤
│Timp de creştere la│1- 5 s │
│90% t(1) │ │
├───────────────────┼──────────────────┤
│Timp de stabilizare│60 s │
│- t2 │ │
├───────────────────┼──────────────────┤
│ │±0,5% - pentru 110│
│ │kV │
│ │reprezintă ±0,55 │
│ │kV │
│Banda moartă de │±0,25% - pentru │
│reglaj a tensiunii │220 kV │
│- z │reprezintă ±0,55 │
│ │kV │
│ │±0,15% - pentru │
│ │400 kV │
│ │reprezintă ±0,6 kV│
├───────────────────┼──────────────────┤
│ │= 5% din puterea │
│Stabilitate în │reactivă maximă │
│regim staţionar │dar nu │
│ │mai mult de 5 MVAr│
└───────────────────┴──────────────────┘
(a se vedea imaginea asociată) Fig. 8C1 Parametrii modului de reglaj al tensiunii iii. referinţa poate fi realizată cu sau fără o bandă moartă selectabilă într-un domeniu de la 0 la ±5% U(ref), unde U(ref) = U(n), în paşi de cel mult 0,5% U(ref); iv. după o modificare de tip treaptă a tensiunii, o centrală formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să atingă 90% din valoarea treptei în momentul t(1), stabilit de ORR, de maxim 30 secunde, şi trebuie să se stabilizeze la valoarea solicitată într-un timp t(2), stabilit de ORR de regula 60 secunde; v. în ceea ce priveşte modul de reglaj al puterii reactive, centrala formată din module generatoare trebuie să permită stabilirea valorii de referinţă a puterii reactive oriunde în domeniul de putere reactivă, prevăzut la lit. (d) şi (e), cu paşi de reglaj de 5% din puterea reactivă totală dar nu mai mari de 5 MW, reglând puterea reactivă în punctul de racordare/delimitare, după caz, cu o precizie de plus sau minus 1 MVAr sau, dacă această valoare este mai mică, de plus sau minus 1% din puterea reactivă totală; vi. în ceea ce priveşte modul de reglaj al factorului de putere, centrala formată din module generatoare trebuie să permită reglajul factorului de putere în punctul de racordare/delimitare, după caz, în domeniul/conturul diagramei P-Q/P(max) prevăzut pentru putere reactivă, stabilit de ORR în conformitate cu lit. (d) şi (e), cu un factor de putere setat în paşi care nu depăşesc 0,01. ORR stabileşte valoarea factorului de putere solicitat, toleranţa şi durata de realizare a factorului de putere solicitat în urma unei schimbări bruşte a puterii active. Toleranţa factorului de putere solicitat se exprimă prin toleranţa puterii reactive corespunzătoare, dar nu va depăşi 1% din valoarea puterii maxime reactive a modulelor generatoare care intră în componenţa centralei; vii. ORR în cooperare cu OTS şi cu gestionarul centralei formate din module generatoare, precizează care dintre cele trei opţiuni privind modul de reglaj al puterii reactive (reglaj de tensiune, de putere reactivă sau de factor de putere) cu valorile de referinţă asociate trebuie aplicate, şi ce alte echipamente sunt necesare pentru ca reglajul valorii de referinţă să poată fi realizat de la distanţă; (h) în ceea ce priveşte ierarhizarea contribuţiei puterii active sau reactive, OTS precizează care dintre acestea are prioritate în timpul defectelor pentru care se solicită capabilitatea de trecere peste defect. Dacă se acordă prioritate contribuţiei puterii active, furnizarea acesteia se stabileşte cel târziu la 150 ms de la începerea defectului; (i) în ceea ce priveşte amortizarea oscilaţiilor de putere, dacă acest lucru este specificat de către ORR la emiterea ATR-ului, centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să contribuie la amortizarea oscilaţiilor de putere între centrala formată din module generatoare şi punctul de racordare/delimitare, după caz. Caracteristicile sistemelor de reglaj al tensiunii şi puterii reactive ale centralelor formate din module generatoare nu trebuie să afecteze în mod negativ atenuarea oscilaţiilor de putere. ART. 116 (1) Gestionarul centralei formate din module generatoare, de categorie C trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare, prevăzute la art. 114, către ORR. (2) Centrala formată din module generatoare, de categorie C racordată la RET se integrează în sistemul SCADA al ORR şi asigură cel puţin schimbul de semnale: putere activă, putere reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, consemne pentru puterea activă şi puterea reactivă, semnale de stare şi comenzi pentru poziţia întreruptorului şi pentru poziţia separatoarelor. (3) Centrala formată din module generatoare, de categorie C racordată la RED se integrează atât în EMS-SCADA, cât şi în DMS-SCADA. Integrarea în EMS-SCADA se asigură pentru cel puţin următorul schimb de semnale: putere activă, putere reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, consemne pentru puterea activă şi puterea reactivă, semnale de stare şi comenzi pentru poziţia întreruptorului. Integrarea în EMS-SCADA se asigură prin două căi de comunicaţie independente, dintre care cel puţin una prin suport de fibră optică (stabilite prin ATR). Integrarea în DMS-SCADA se asigură pentru cel puţin următorul schimb de semnale: putere activă, putere reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnale de stare şi comenzi pentru poziţia întreruptorului şi pentru poziţia separatoarelor. Integrarea în DMS-SCADA se asigură prin cel puţin o cale de comunicaţie, de regulă prin suport de fibră optică (stabilită prin ATR). ART. 117 Gestionarul centralei formate din module generatoare, de categorie C are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul SCADA al ORR, la caracteristicile solicitate de acesta. ART. 118 În situaţia racordării mai multor centrale formate din module generatoare în acelaşi nod electric (bară colectoare), acestea trebuie să asigure, în comun, reglajul tensiunii în punctul de racordare/delimitare, după caz. ART. 119 În regim normal de funcţionare al reţelei, centrala formată din module generatoare nu trebuie să producă în punctul de racordare/delimitare, după caz, variaţii rapide de tensiune mai mari de ±5% din tensiunea nominală a reţelei la care este racordată. ART. 120 Indiferent de instalaţiile auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, centrala formată din module generatoare trebuie să asigure în punctul de racordare/punctul de delimitare, după caz calitatea energiei electrice, în conformitate cu standardele în vigoare (standardele europene şi standardul de performanţă pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice şi a serviciului de sistem, respectiv standardul pentru prestarea serviciului de distribuţie a energiei electrice, după caz). ART. 121 Centrala formată din module generatoare de categorie C este monitorizată din punct de vedere al calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata testelor de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice de racordare. ORR poate solicita, după caz, monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz şi integrarea echipamentului de monitorizare permanentă în sistemul propriu de monitorizare a calităţii energiei electrice. ART. 122 Soluţia de racordare a centralei formate din module generatoare, de categorie C nu trebuie să permită funcţionarea acesteia în regim insularizat şi trebuie să prevadă dotarea cu protecţii care să declanşeze centrala formată din module generatoare la apariţia unui asemenea regim. SECŢIUNEA a 3-a CERINŢE GENERALE PENTRU CENTRALELE FORMATE DIN MODULE GENERATOARE, DE CATEGORIE D ART. 123 Centralele formate din module generatoare, de categorie D îndeplinesc următoarele cerinţe referitoare la stabilitatea de frecvenţă: (a) centrala formată din module generatoare trebuie să rămână conectată la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1D; (b) i. centrala formată din module generatoare trebuie să rămână conectată la reţea şi să funcţioneze la viteze de variaţie a frecvenţei de 2 Hz/sec pentru un interval de timp de 500 ms, de 1,5 Hz/s pentru un interval de timp de 1000 ms şi de 1,25 Hz/s pentru un interval de timp de 2000 ms, în funcţie de tipul de tehnologie şi de puterea de scurtcircuit a sistemului în punctul de racordare/delimitare, după caz (valoare precizată de ORR prin ATR) şi de inerţia disponibilă la nivelul zonei sincrone. ii. valorile prevăzute la pct. i) se comunică gestionarului centralei formate din module generatoare. iii. reglajele protecţiilor din punctul de racordare/delimitare, după caz, coordonate de ORR trebuie să permită funcţionarea centralei formate din module generatoare pentru aceste profile de variaţie a frecvenţei. Tabelul 1D. Durata minimă în care o centrală formată din module generatoare, de categorie D trebuie să fie capabilă să rămână conectată la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniul de │Durata de │
│frecvenţe │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│47,5 Hz - 48,5 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│48,5 Hz - 49 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│49 Hz - 51 Hz │Nelimitat │
├──────────────────┼───────────────────┤
│51,0 Hz - 51,5 Hz │30 de minute │
└──────────────────┴───────────────────┘
ART. 124 Centralele formate din module generatoare, de categorie D trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel: (a) la creşterile de frecvenţă, centrala formată din module generatoare trebuie să scadă puterea activă produsă, corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1D şi cu următorii parametri: i. pragul de frecvenţă de la care centrala formată din module generatoare asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz; ii. valoarea statismului setat se situează între 2% şi 12% şi este dispusă de ORR prin dispoziţii de dispecer, la punerea în funcţiune a centralei formate din module generatoare. De regulă, valoarea statismului este de 5%; iii. centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să scadă puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă cu o întârziere iniţială mai mică de 500 ms (notată t(1) în figura 5D). În cazul în care această întârziere este mai mare de 500 ms, gestionarul centralei formate din module generatoare justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS. Timpul de răspuns pentru scăderea de putere în cazul creşterii de frecvenţă trebuie să fie mai mic sau egal cu 2 secunde pentru o variaţie de putere de 50% din puterea activă maximă. (b) la atingerea puterii corespunzătoare nivelului minim de reglaj, centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă: i. să stabilizeze puterea activată, într-un timp de maximum 20 secunde şi să funcţioneze în continuare la acest nivel (în limitele puterii admisibile date de sursa primară) sau ii. să reducă în continuare puterea activă produsă, conform dispoziţiei de dispecer şi în conformitate cu caracteristicile funcţionale ale modulelor generatoare de acelaşi tip care intră în alcătuirea centralei; iii. să menţină nivelul de putere atins, cu o abaterea permisă de ±5% P(max), cât timp abaterea de frecvenţă se menţine. (c) centrala formată din module generatoare trebuie să rămână în funcţionare stabilă pe durata funcţionării în modul RFA-CR, la creşteri ale frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA- CR este activ, consemnul RFA-CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 1D. Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-CR pentru centralele formate din module generatoare, de categorie D unde: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a centralei formate din module generatoare; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde Deltaf este mai mare de +200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz), centrala formată din module generatoare trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 125 Centrala formată din module generatoare, de categorie D trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, în limita puterii oferite de sursa primară, cu excepţia cazului în care modulele generatoare care intră în componenţa centralei răspund la creşterile de frecvenţă în conformitate cu prevederile Art. 124 sau au reduceri de putere activă la scăderea frecvenţei, acceptate de ORR, în conformitate cu prevederile Art. 126 şi Art. 127. ART. 126 OTS stabileşte reducerea de putere activă produsă de centrala formată din module generatoare, de categorie D faţă de puterea activă maximă produsă (puterea admisibilă, dată de sursa primară), ca urmare a scăderii frecvenţei, în limitele admisibile prezentate în figura 2D, astfel: (a) la scăderea frecvenţei sub 49 Hz se admite reducerea puterii maxime produse în procent egal cu 2% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei punctate; (b) se admite o reducere maximă a puterii active produse la scăderea frecvenţei sub 49,5 Hz, cu un procent egal cu 10% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz dacă frecvenţa este mai mică decât 49,5 Hz pentru o durată mai mare de 30 s. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produse în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei continue. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 2D. Limitele admisibile ale reducerii de putere stabilite de OTS în cazul scăderii frecvenţei ART. 127 (1) Reducerea admisibilă de putere activă faţă de puterea activă maximă produsă (puterea admisibilă dată de sursa primară), în cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabileşte: (a) în condiţii de mediu standard corespunzătoare temperaturii de 20 grade Celsius. După caz, gestionarul transmite ORR şi OTS, diagrama de dependenţă a puterii active de temperatură pentru cel puţin un set de temperaturi: -10°C, 0°C, 15°C, 25°C, 30°C, 40°C; (b) în funcţie de capabilitatea tehnică a modulelor generatoare care intră în componenţa centralei. (2) Gestionarul centralei formate din module generatoare transmite ORR şi OTS diagrama de dependenţă a puterii active de factorii de mediu (temperatură, presiune, iradianţă solară respectiv viteza vântului, după caz) şi datele tehnice referitoare la capabilitatea tehnică a modulelor generatoare care intră în componenţa centralei, prevăzute în Anexa nr. 4; (3) Datele prevăzute la alin. (2) se transmit în etapa de studiu de soluţie aferentă procesului de racordare. ART. 128 (1) Sistemul de reglaj al puterii active al centralei formate din module generatoare, de categorie D trebuie să permită modificarea referinţei de putere activă în conformitate cu dispoziţiile date gestionarului centralei formate din module generatoare de către ORR sau OTS. (2) Timpul de atingere a referinţei de putere activă sau viteza de variaţie a puterii active la modificarea referinţei se încadrează în domeniul (10÷30)% P(max)/min în funcţie de tehnologie, timpul mort este de 1 secundă şi toleranţa de realizare a referinţei de 1% P(max). ART. 129 În cazul în care echipamentele automate de reglaj la distanţă sunt indisponibile, se permite reglajul local. ART. 130 (1) ORR stabileşte condiţiile în care o centrală formată din module generatoare, de categorie D se conectează automat la reţea, după ce acestea au fost agreate cu OTS. (2) Cerinţele prevăzute la alin. (1) includ: (a) domeniile de frecvenţă în care este admisă conectarea automată (în intervalul (47,5÷51) Hz), domeniul de tensiune [(0,9-1,1) U(n)], timpul de observare/validare (inclusiv timpul de sincronizare) şi menţinere a parametrilor măsuraţi în domeniul precizat de maximum 300 secunde; (b) rampa admisă pentru creşterea puterii active după conectare (≤20% P(max)/min), de regulă 10% P(max)/min (valoarea setată se alege în intervalul indicat de producătorul modulelor generatoare din centrală). ART. 131 Centralele formate din modulele generatoare de categorie D trebuie să asigure răspunsul limitat la abaterile de frecvenţă în cazul scăderii frecvenţei (RFA-SC) astfel: (a) trebuie să poată mobiliza puterea activă ca răspuns la scăderea frecvenţei sub un prag de frecvenţă de 49,8 Hz şi cu un statism stabilit de OTS pentru fiecare modul generator care intră în componenţa centralei la PIF sau prin dispoziţii de dispecer în limitele (2÷12)%, de regulă la valoarea de 5%, ceea ce corespunde unei mobilizări de putere activă de 8% P(max), în conformitate cu figura 3D; (b) furnizarea puterii active ca răspuns la scăderea frecvenţei (în modul RFA-SC), trebuie să ţină seama, după caz, de: i. diagrama dependenţei puterii active produse de condiţiile de mediu (sursa primară); ii. cerinţele de funcţionare ale centralei formate din module generatoare, în special limitările privind funcţionarea în apropierea puterii active maxime în cazul unei frecvenţe scăzute şi impactul condiţiilor externe de funcţionare în conformitate cu prevederile Art. 126 şi Art. 127; (c) activarea răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă nu trebuie să fie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea, denumită timp mort şi notată cu t(1) în figura 5D este mai mare de 500 ms, gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să justifice această întârziere la OTS; (d) la funcţionarea în modul RFA-SC, centrala formată din module generatoare trebuie să asigure o creştere de putere până la puterea maximă/admisibilă în funcţie de sursa primară de energie. Timpul de răspuns la creşterea de putere pentru module generatoare, cu excepţia turbinelor eoliene, trebuie să fie mai mic sau egal cu 10 secunde la o variaţie de putere de maximum 50% din puterea maximă. Pentru turbinele eoliene timpul de răspuns trebuie să fie mai mic sau egal cu 5 secunde pentru o variaţie de putere de 20% din puterea maximă, dacă punctul de funcţionare de plecare era mai mare de 50% din puterea maximă. Se acceptă timpi de creştere a puterii active mai mari, dacă punctul de funcţionare de plecare este mai mic de 50% din puterea maximă. Atingerea valorii de referinţă se realizează într-un timp de maximum 30 secunde şi cu o toleranţă de maximum ±5% din P(max); (e) centrala formată din module generatoare trebuie să funcţioneze stabil în timpul modului RFA-SC pe durata unor frecvenţe mai mici de 49,8 Hz. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 3D. Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-SC a centralelor formate din module generatoare, de categorie D unde: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a centralei formate din module generatoare; DeltaP este variaţia puterii active produsă de o centrală formată din module generatoare; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz). În cazul scăderilor de frecvenţă sub 49,8 Hz, unde Deltaf este mai mic ca -200 Hz, centrala formată din module generatoare trebuie să crească puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 132 În cazul în care modul RFA este activ, în condiţiile oferite de sursa primară, centrala formată din module generatoare, de categorie D trebuie să îndeplinească în mod cumulativ, suplimentar cerinţelor prevăzute la Art. 131, conform figurii nr. 4D, următoarele cerinţe: (a) să furnizeze RFA, în conformitate cu parametrii stabiliţi de OTS în domeniile de valori menţionate în tabelul 2D, astfel: i. în cazul creşterii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la nivelul minim de reglare a puterii active; ii. în cazul scăderii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la puterea activă maximă disponibilă dată de sursa primară. iii. furnizarea efectivă a răspunsului în putere activă la abaterea de frecvenţă depinde de condiţiile externe şi de funcţionare ale centralei formate din module generatoare în momentul mobilizării puterii active, în particular de limitările date de funcţionarea centralei formate din module generatoare în condiţiile sursei primare, în cazul scăderii frecvenţei. (b) să poată modifica banda moartă de frecvenţă şi statismul la dispoziţia OTS. De regulă, valoarea statismului s1 este de 5%, ceea ce corespunde unei mobilizări de putere activă de 8% P(max); (c) în cazul variaţiei treaptă a frecvenţei, să fie capabilă să activeze integral puterea activă necesară ca răspuns la abaterea de frecvenţă, la sau peste linia din figura 5D, în conformitate cu parametrii specificaţi în tabelul 3D, în absenţa limitărilor de ordin tehnologic, şi anume: pentru modulele generatoare din centrală cu inerţie cu o întârziere [t(1)] de două secunde şi un timp de activare de maximum 30 de secunde [t(2)], în limita puterii oferite de sursa primară; (d) pentru modulele generatoare din centrală fără inerţie, activarea iniţială a puterii active nu trebuie să fie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea la activarea iniţială a puterii active este mai mare de 500 ms pentru modulele fără inerţie şi de două secunde pentru modulele cu inerţie, gestionarul centralei formate din module generatoare furnizează dovezi tehnice care să demonstreze motivele pentru care este necesară o perioadă mai lungă de timp. (e) centrala formată din module generatoare trebuie să aibă capabilitatea de a furniza puterea activă corespunzător abaterii de frecvenţă pe o durată de maximum 15-30 de minute specificată de OTS, în limita puterii oferite de sursa primară; (f) reglajul puterii active nu trebuie să aibă niciun impact negativ asupra răspunsului la abaterile de frecvenţă. (g) în cazul participării la procesul de restabilire a frecvenţei la valoarea de referinţă sau/şi a puterilor de schimb la valorile programate, centrala formată din module generatoare trebuie să asigure funcţii specifice pentru realizarea acestor servicii, stabilite prin proceduri elaborate de OTS; (h) în ceea ce priveşte deconectarea pe criteriul de frecvenţă minimă, centrala formată din module generatoare care are şi consumatori trebuie să îşi poată deconecta consumul la scăderea frecvenţei. Tabelul 2D. Parametrii de răspuns în putere activă la abaterea de frecvenţă (a se vedea figura 5D)
┌────────────────────────────┬─────────┐
│Parametri │Intervale│
├────────────────────────────┼─────────┤
│Variaţia puterii active │ │
│raportată la │ │
│puterea maximă │(1,5 ÷ │
││DeltaP(1)│ │10)% │
│──────── │ │
│P(max) │ │
├────────────────────┬───────┼─────────┤
│ ││Deltaf│10 mHz │
│Zona de │(i)│ │ │
│insensibilitate ├───────┼─────────┤
│pentru răspunsul ││Deltaf│ │
│la abaterea de │(i)│ │(0,02 - │
│frecvenţă │───────│0,06)% │
│ │f(n) │ │
├────────────────────┴───────┼─────────┤
│Bandă moartă pentru │ │
│răspunsul la abaterea de │ │
│frecvenţă* │ │
│După calificarea grupurilor │ │
│pentru furnizarea rezervei │ │
│de stabilizare │ │
│a frecvenţei (RSF) această │ │
│valoare se setează la 0 mHz │0 mHz │
│pentru │ │
│grupurile furnizoare de RSF,│ │
│iar la celelalte grupuri OTS│ │
│va decide │ │
│valoarea diferit de 0 mHz │ │
│astfel încât impactul asupra│ │
│reglajului de │ │
│frecvenţă să fie minim │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Statism s(1) │(2÷12)% │
└────────────────────────────┴─────────┘
Tabelul 3D. Parametrii pentru activarea integrală a puterii active ca răspuns la abaterea treaptă de frecvenţă (explicaţie pentru figura 5D)*) *) Parametrii sunt respectaţi în măsura în care nu apar limitări de ordin tehnologic
┌────────────────────────────┬─────────┐
│ │Intervale│
│Parametri │sau │
│ │valori │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Variaţia de putere activă │ │
│mobilizată raportată │ │
│la puterea maximă │ │
│(domeniul răspuns la │(1,5÷10)%│
│variaţia de frecvenţă) │ │
││DeltaP(1)│ │ │
│──────── │ │
│P(max) │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru centralele formate │ │
│din module generatoare cu │ │
│inerţie, │ │
│întârzierea iniţială maximă │ │
│admisibilă t(1), cu excepţia│ │
│cazului în │ │
│care sunt admise de către │2 secunde│
│OTS perioade mai lungi de │ │
│activare, în baza │ │
│dovezilor tehnice furnizate │ │
│de gestionarul centralei │ │
│formate din │ │
│module generatoare │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru centralele formate │ │
│din module generatoare fără │ │
│inerţie, │ │
│întârzierea iniţială maximă │500 ms │
│admisibilă t(1), cu excepţia│ │
│cazului în │ │
│care se justifică altfel │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru centralele formate │ │
│din module generatoare │ │
│valoarea maximă │ │
│admisibilă a timpului de │ │
│activare integrală t(2), cu │10 de │
│excepţia │secunde │
│cazului în care sunt admise │ │
│de către OTS perioade mai │ │
│lungi de │ │
│activare, din motive de │ │
│stabilitate a sistemului │ │
└────────────────────────────┴─────────┘
(a se vedea imaginea asociată) Fig. 4D. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a centralelor formate din module generatoare de categorie D în regim RFA în cazul în care zona de insensibilitate şi bandă moartă sunt zero. unde: DeltaP este variaţia puterii active produse de centrala formată din module generatoare; P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se determină variaţia de putere activă DeltaP şi anume puterea maximă a centralei formate din module generatoare; Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea; f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 5D. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă unde: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se determină variaţia de putere activă DeltaP şi anume puterea maximă a centralei formate din module generatoare; DeltaP este variaţia de putere activă a centralei formate din module generatoare. Centrala formată din module generatoare trebuie să activeze o putere activă DeltaP până la punctul DeltaP(1) în conformitate cu timpii t(1) şi t(2), valorile DeltaP(1), t(1) şi t(2) fiind specificate de OTS în conformitate cu tabelul 3D; t(1) este întârzierea iniţială (timpul mort); t(2) este durata până la activarea completă a puterii active. ART. 133 (1) Monitorizarea în timp real a răspunsului automat al centralei formate din module generatoare, de categorie D la abaterile de frecvenţă trebuie să fie asigurată prin transmiterea în timp real şi în mod securizat de la o interfaţă a centralei formate din module generatoare la centrul de dispecer al ORR, la cererea acestuia, cel puţin a următoarelor semnale: i. semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă; ii. puterea activă de referinţă (programată); iii. valoarea reală a puterii active; iv. banda moartă în răspunsul de putere - frecvenţă; v. setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activ (nu se transmit în timp real, doar sunt monitorizaţi şi de la centrul de dispecer al ORR) (2) i. ORR stabileşte semnalele suplimentare care urmează să fie furnizate de centrala formată din module generatoare prin intermediul dispozitivelor de monitorizare şi înregistrare pentru verificarea performanţei furnizării răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă; ii. Semnalele suplimentare sunt: frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnale de stare şi comenzile poziţiei întreruptorului şi poziţiei separatoarelor; iii. Gestionarul centralei formate din module generatoare asigură transmiterea semnalelor prin două căi de comunicaţie independente (stabilite prin ATR); de regulă calea principală este asigurată prin suport de fibră optică; (3) Setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activă şi statismul se stabilesc prin dispoziţii de dispecer. ART. 134 OTS are dreptul de a solicita centralei formate din module generatoare să furnizeze inerţie artificială în timpul abaterilor foarte rapide de frecvenţă. Se recomandă ca centrala formată din module generatoare să asigure o contribuţie minimă cu o constantă de inerţie de 3 s (H = 3s). ART. 135 Principiul de funcţionare a sistemelor de reglaj instalate este analizat de OTS pentru a se verifica posibilitatea furnizării inerţiei artificiale. Parametrii de performanţă aferenţi sunt stabiliţi de OTS şi sunt solicitaţi în ATR. ART. 136 Centralele formate din module generatoare, de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare, referitoare la: (a) capabilitatea de trecere peste defect în cazul defectelor simetrice: i. centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să rămână conectată la reţea, continuând să funcţioneze în mod stabil după un defect în reţea eliminat corect, în conformitate cu dependenta tensiune-timp descrisă în figura 6D raportată la punctul de racordare/delimitare, după caz, şi descrisă de parametrii din tabelul 4D; ii. diagrama de evoluţie a tensiunii în timp reprezintă limita inferioară permisă a evoluţiei tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz,la apariţia unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte de defect, în timpul defectului şi după defect; Limita inferioară este stabilită de OTS, utilizând parametrii definiţi în figura 6D şi în limitele specificate în tabelul 4D pentru centralele formate din modulele generatoare racordate la o tensiune egală sau mai mare de 110 kV; De asemenea, limita inferioară este stabilită de către OR relevant, utilizând parametrii definiţi în figura 6D şi în limitele specificate în tabelul 4D; iii. OTS stabileşte şi face publice condiţiile înainte şi după defect pentru capabilitatea de trecere peste defect, în ceea ce priveşte: 1. calculul puterii minime de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz; 2. punctul de funcţionare al centralei formate din module generatoare ca putere activă şi reactivă înainte de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi 3. calculul puterii minime de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz. iv. la solicitarea unui gestionar de centrală formată din module generatoare, ORR furnizează condiţiile înainte şi după defect (ca valori relevante rezultate din cazuri tipice) care se iau în considerare pentru capabilitatea de trecere peste defect, ca rezultat al calculelor din punctul de racordare/delimitare, după caz, conform dispoziţiilor lit. (a), pct. iii), privind: 1. puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect în fiecare punct de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA; 2. punctul de funcţionare al centralei formate din module generatoare înainte de defect, exprimat prin puterea activă, puterea reactivă şi tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz; şi 3. puterea minimă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 6D. Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect a unei centrale formate din module generatoare, de categorie D Notă: Diagrama din fig. 6D reprezintă limita inferioară a graficului de evoluţie în timp a tensiunii în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată ca raport între valoarea curentă şi valoarea de referinţă, exprimat în unităţi relative, înainte, în timpul şi după eliminarea unui defect. Tensiunea U(ret) este tensiunea reziduală în timpul unui defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, iar t(clear) este momentul în care defectul a fost eliminat. U(rec1), U(rec2), t(rec1), t(rec2) şi t(rec3) reprezintă anumite puncte ale limitelor inferioare ale tensiunii reziduale după eliminarea defectului. Parametrii referitori la trecerea peste defect sunt prevăzuţi în tabelul 4D. Tabelul 4D. Parametrii referitori la capabilitatea de trecere peste defect la centralele formate din module generatoare, de categorie D
┌──────────────────┬────────────────────┐
│Parametrii │Parametrii de timp │
│tensiunii[u.r.] │[secunde] │
├────────────┬─────┼─────────────┬──────┤
│U(ret): │0 │t(clear): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(clear): │0 │t(rec1): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec1): │0 │t(rec2): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec2): │0,85 │t(rec3): │3,0 │
└────────────┴─────┴─────────────┴──────┘
v. centrala formată din module generatoare trebuie să rămână conectată la reţea şi să continue să funcţioneze stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata unui defect simetric, este mai mare decât limita inferioară de evoluţie a tensiunii descrisă în diagrama de trecere peste defect prevăzută la lit. (a), pct. ii), cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect; vi. cu luarea în considerare a cerinţelor prevăzute la punctul v), gestionarul centralei formate din module generatoare stabileşte protecţia la tensiune minimă (fie capabilitatea de trecere peste defect, fie tensiunea minimă definită la punctul de racordare/delimitare, după caz), în conformitate cu domeniul maxim de tensiune aferent centralei formate din module generatoare, cu excepţia cazului în care ORR solicită un domeniu de tensiune mai restrâns. Setările sunt justificate de gestionarul centralei formate din module generatoare în conformitate cu acest principiu; (b) capabilitatea de trecere peste defect în cazul defectelor asimetrice trebuie să respecte prevederile lit. (a), pct. i), pentru defecte simetrice. (c) menţinerea funcţionării stabile în orice punct al diagramei de capabilitate P-Q în cazul oscilaţiilor de putere între centrală şi punctul de racordare/delimitare, după caz; (d) centralele formate din module generatoare trebuie să rămână conectate la reţea fără a reduce puterea (în limitele oferite de sursa primară), atâta timp cât frecvenţa şi tensiunea se încadrează în limitele prevăzute în tabelul 1D, respectiv ±10% Un a reţelei la care este racordată centrala; (e) centralele formate din module generatoare trebuie să rămână conectate la reţea în cazul acţiunii RAR monofazat sau trifazat pe liniile din reţeaua buclată la care sunt racordate. Detaliile tehnice specifice fac obiectul coordonării şi dispoziţiilor privind sistemele de protecţie şi setările convenite cu ORR. (f) OTS stabileşte nivelul de restabilire a puterii active după defect pe care centrala formată din module generatoare, de categorie D este capabilă să-l asigure şi precizează: i. momentul începerii restabilirii puterii active după defect, imediat ce tensiunea este mai mare sau egală cu 85% U(ret); ii. perioada maximă permisă pentru restabilirea puterii active după momentul apariţiei defectului este de maximum 50 ms, iar după eliminarea defectului şi revenirea tensiunii la o valoare mai mare de 0,85 U(ret), puterea activă va fi restaurată, funcţie de tehnologie şi de disponibilitatea sursei primare, într-un timp de (1÷10) secunde la o valoare de (80÷90)% din valoarea puterii înainte de defect; şi iii. amplitudinea şi precizia (toleranţa) restabilirii puterii active funcţie de tehnologia utilizată de modulele generatoare din centrală şi de disponibilitatea sursei primare este de (80÷90)% din valoarea puterii înainte de defect şi cu o acurateţe de 10% din valoarea puterii active dinainte de defect; (g) ORR specifică, după caz, la ATR sau la punerea în funcţiune: i. interdependenţa între cerinţele pentru componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în conformitate cu prevederile Art. 140, lit. (a) şi (b) şi restabilirea puterii active; ii. dependenţa între timpul de restabilire a puterii active şi durata variaţiilor de tensiune. ORR specifică, la punerea în funcţiune timpul maxim de restabilire a puterii active pentru durata maximă a defectului, de regulă de (1÷10) s pentru defecte eliminate într-un timp mai mare de 140 ms; iii. limita perioadei maxime permise pentru restabilirea puterii active, de regulă mai mică de 10 secunde. O valoare mai mică se solicită în situaţia în care studiile de soluţie reflectă acest lucru; iv. gradul de proporţionalitate între nivelul de restabilire a tensiunii şi valoarea minimă a puterii active restabilite. De regulă, la o valoare de restabilire a tensiunii mai mare de 85% U(ref), valoarea minimă a puterii active restabilite după defect trebuie să atingă cel puţin 85% din valoarea dinainte de defect în timp de maximum 1 secundă, în concordanţă cu disponibilitatea sursei primare; şi v. cerinţe privind amortizarea oscilaţiilor de putere activă între centrală şi punctul de racordare/delimitare, după caz (cazul centralelor cu LEA/LES de lungime mare), dacă studiile dinamice relevă ca fiind necesară instalarea de echipamente pentru amortizarea acestor oscilaţii de putere activă. ART. 137 (1) Centralele formate din module generatoare, de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la contribuţia la restaurarea sistemului: (a) trebuie să fie capabile să se reconecteze la reţea după o deconectare accidentală cauzată de un eveniment în reţea, în condiţiile definite de OTS. De regulă, timpul de reconectare la reţea după o deconectare accidentală este de maximum 10 minute; (b) instalarea sistemelor de reconectare automată trebuie să fie supusă unei avizări prealabile atât la ORR, cât şi la OTS, în vederea specificării cerinţelor de reconectare automată. Aceste cerinţe se definesc în ATR şi se detaliază în proiectul tehnic. (2) Cerinţele pentru reconectarea automată prevăzute la alin. (1) lit. (a) şi (b) sunt aduse la cunoştinţa gestionarului centralei formate din module generatoare la emiterea ATR. ART. 138 (1) Centralele formate din module generatoare, de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la: (a) capabilitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau de participare la procesul de pornire fără sursă de tensiune: i. capabilitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau de participare la procesul de pornire fără sursă de tensiune, nu este obligatorie, dar poate fi solicitată de OTS în etapa de racordare la reţea, în scopul asigurării siguranţei în funcţionare a sistemului; ii. gestionarii centralelor formate din module generatoare trebuie să răspundă la cererea OTS cu o ofertă pentru furnizarea de capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem. OTS poate solicita furnizarea de capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem în cazul în care consideră că siguranţa în funcţionare a sistemului este în pericol din cauza lipsei de capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem în zona de reglaj în care se află centrala; iii. o centrală formată din module generatoare cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să fie capabilă să pornească sau să participe la procesul de pornire, în totalitate sau prin unele echipamente componente, din starea oprit fără a utiliza nicio sursă de alimentare cu energie electrică externă, într-un interval de timp stabilit de către OTS, de regulă (15÷30) minute de la momentul primirii dispoziţiei; iv. o centrală formată din module generatoare cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să se poată reconecta în domeniul de frecvenţă (47,5÷51) Hz şi în domeniul de tensiune specificat de ORR de (0,9÷1,1) Un, într-un timp de maximum 300 s, pentru tensiuni nominale mai mici de 110 kV, iar pentru tensiuni mai mari sau egale cu 110 kV în domeniul de tensiune prevăzut în tabelele 6 D şi 7 D; v. o centrală formată din module generatoare cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau care participă la procesul de restaurare, trebuie să poată regla automat tensiunea inclusiv variaţiile de tensiune care pot apărea în procesul de restaurare; vi. o centrală formată din module generatoare cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau care participă la procesul de restaurare, trebuie: 1. să fie capabilă să regleze puterea produsă în cazul racordărilor de consumatori, în punctul de racordare/delimitare, după caz; 2. să fie capabilă să participe la variaţiile de frecvenţă atât la creşterea peste 50,2 Hz (în modul RFA-CR), cât şi la scăderea acesteia sub 49,8 Hz (în modul RFA-SC); 3. să participe la stabilizarea frecvenţei în cazul creşterii sau scăderii frecvenţei în întreg domeniul de putere activă livrată, între puterea activă minimă şi puterea activă maximă, precum şi în funcţionarea izolată pe servicii proprii; 4. să poată să funcţioneze în paralel cu alte centrale cu module generatoare ce debitează în insulă; 5. să regleze automat tensiunea în timpul restaurării sistemului, în domeniul de tensiune ± 10% Un. (b) capabilitatea de a funcţiona în regim de funcţionare insularizată: i. la separarea de SEN, centralele formate din module generatoare trebuie să fie capabile să treacă în regim izolat (pe servicii proprii) din orice punct de funcţionare al diagramei P-Q şi să funcţioneze cu alimentarea serviciilor proprii cel puţin 1 oră, în vederea participării la restaurarea SEN. La trecerea în funcţionare în condiţii de insularizare, centralele formate din module generatoare trebuie să fie capabile să funcţioneze peste valoarea puterii minime stabile şi să regleze tensiunea şi frecvenţa în domeniul normat (conform datelor din tabelul 2D şi tabelul 6D) pentru o durată de cel puţin 3 ore, până la resincronizarea la SEN. ii. centralele formate din module generatoare care contribuie la restaurarea sistemului trebuie să fie capabile să funcţioneze în regim de funcţionare insularizat sau să participe la operarea insulei dacă acest lucru este solicitat de ORR în coordonare cu OTS. Solicitarea se va formula la emiterea ATR şi 1. domeniul de frecvenţă în regim de funcţionare insularizată este de (47,5÷51,5) Hz; 2. domeniul de tensiune în regim de funcţionare insularizată este: ● U(n) ± 4% pentru JT şi Un ± 5% pentru MT (pentru tensiuni < 110 kV); ● U(n) ± 10% pentru tensiuni de 110 kV şi 220 kV; ● U(n) ± 5% pentru tensiuni de 400 kV. iii. centralele formate din module generatoare trebuie să fie capabile să funcţioneze cu reglaj de frecvenţă activ RFA în timpul funcţionării în regim de funcţionare insularizată. În cazul unui excedent de putere, centralele formate din module generatoare trebuie să fie capabile să reducă puterea activă livrată din punctul de funcţionare anterior în orice nou punct de funcţionare al diagramei de capabilitate P-Q, în funcţie de disponibilitatea sursei primare; iv. metoda de detectare a trecerii de la funcţionarea în sistem interconectat la funcţionarea insularizată se stabileşte de comun acord între gestionarul centralei formate din module generatoare şi ORR, în coordonare cu OTS. Metoda de detectare convenită nu trebuie să se bazeze exclusiv pe semnalele de poziţie a aparatajului de comutaţie ale OTS; v. centralele formate din module generatoare trebuie să poate funcţiona în RFA-CR şi RFA-SC pe timpul funcţionării insularizate, aşa cum e stabilit de comun acord cu OTS. (c) În ceea ce priveşte capabilitatea de resincronizare rapidă în cazul deconectării de la reţea, centrala formată din module generatoare trebuie să se poată resincroniza rapid, de regulă în 15 minute, în conformitate cu planul de protecţii convenit cu ORR, în limita posibilităţilor tehnice ale modulelor generatoare. ART. 139 Centralele formate din module generatoare, de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe de operare ale sistemului: (a) pornirea unei centrale formată din module generatoare şi sincronizarea se realizează de către gestionarul centralei formate din module generatoare doar după aprobarea din partea ORR; (b) trebuie să fie prevăzute cu echipamentele de sincronizare necesare; (c) sincronizarea trebuie să se realizeze în domeniul de frecvenţă prevăzut în tabelul 1D şi în domeniul de tensiune prevăzut în tabelele 6 D şi 7 D; (d) ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare convin şi stabilesc, înaintea punerii în funcţiune, parametrii dispozitivelor de sincronizare pentru a permite sincronizarea centralei formate din module generatoare, după cum urmează: i. domeniul de tensiune, ±10% Un (la borne); ii. domeniul de frecvenţă, (47,5 - 51) Hz; iii) domeniul de defazaj mai mic de 10°; iv) succesiunea fazelor; ii) diferenţa de tensiune mai mică de 10% Un şi diferenţa de frecvenţă mai mică de 50 mHz. iii. Timpul de verificare a valorilor măsurate, de 60 de secunde. (e) schemele de control şi automatizare, cu setările aferente: i. schemele de control şi automatizare precum şi setările acestora, inclusiv parametrii de reglaj, necesare calculelor de stabilitate a reţelei şi analizei măsurilor de urgenţă, trebuie să fie transmise de gestionarul centralei formate din module generatoare la ORR, respectiv la OTS, cu cel puţin 6 luni înainte de punerea sub tensiune pentru începerea perioadei de probe, pentru a fi coordonate şi convenite între OTS, ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare; ii. orice modificări ale schemelor de reglaj şi automatizare şi a setărilor aferente, prevăzute la punctul i), ale diverselor dispozitive de control sau reglaj ale centralei formate din module generatoare trebuie să fie coordonate şi convenite între OTS, operatorul de reţea şi gestionarul centralei formate din module generatoare, în special în cazul în care acestea se aplică în situaţiile prevăzute la punctul i). (f) schemele de protecţie electrică şi setările aferente: i. sistemele de protecţie necesare pentru centrala formată din module generatoare şi pentru reţeaua electrică, precum şi setările relevante pentru centrala formată din module generatoare trebuie să fie coordonate şi agreate de ORR şi de gestionarul centralei formate din module generatoare, în procesul de racordare. OTS colaborează cu ORR şi cu gestionarul centralei formate din module generatoare pentru coordonarea protecţiilor ţinând cont de valoarea de variaţie a frecvenţei rezultată din studiile periodice privind inerţia sistemului sincron Europa Continentală din care face parte SEN. Sistemele de protecţie şi setările acestora pentru defectele electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa centralei formate din module generatoare. Sistemele de protecţie şi automatizare respectă cel puţin următoarele cerinţe: 1. trebuie să asigure protecţia împotriva defectelor interne modulelor generatoare care intră în componenţa centralei şi să asigure protecţie de rezervă împotriva defectelor şi regimurilor anormale de funcţionare din reţea electrică unde acestea sunt racordate; 2. trebuie să fie performante, de fiabilitate ridicată şi organizate în grupe cu funcţionalitate redundantă; protecţiile trebuie să fie selective, sensibile, capabile să detecteze defecte interne şi externe, separate fizic şi galvanic de la sursele de alimentare cu tensiune operativă, de la transformatoarele de măsură de tensiune şi curent şi până la dispozitivele de execuţie a comenzilor. Sistemul de protecţii electrice va fi prevăzut cu funcţii extinse de autotestare şi auto-diagnoză şi cu funcţii de înregistrare a evenimentelor şi de oscilografiere. Sistemul de protecţii electrice trebuie prevăzut cu interfeţe standard de comunicaţie pentru integrarea la un sistem local de achiziţie date, supraveghere şi control. 3. sistemul de protecţii electrice poate fi organizat în două grupe de protecţii independente şi redundante, atât pentru centrala formată din module generatoare, cât şi pentru racord, după caz. 4. sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor interne trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin curenţii de scurtcircuit, asimetria de curenţi, tensiunea maximă/minimă, frecvenţa maximă/minimă la bornele modulelor generatoare care intră în componenţa centralei. 5. sistemul de protecţii electrice împotriva defectelor externe, ca protecţii de rezervă, trebuie să fie capabil să sesizeze, cel puţin scurtcircuitele simetrice şi asimetrice din reţeaua electrică unde sunt racordate modulele generatoare care intră în componenţa centralei, oscilaţiile de putere, asimetria de curenţi, suprasarcini electrice de curent şi tensiune. ii. protecţia electrică a centralei formate din module generatoare are întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi securitatea personalului şi a publicului, precum şi de atenuarea oricărei avarii survenite la modulele generatoare care intră în componenţa centralei. iii. ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare se coordonează şi convin ca sistemele de protecţie să acopere, cel puţin, protecţia la următoarele defecte, astfel: A. protecţiile modulelor generatoare care intră în componenţa centralei, ale transformatorului ridicător de tensiune şi ale transformatorului de servicii proprii sau auxiliare, asigurate de gestionarul centralei formate din module generatoare, pentru: 1. defecte interne ale modulelor generatoare care intră în componenţa centralei, ale transformatorului ridicător de tensiune şi eventual ale transformatorului de servicii proprii (scurtcircuite sau puneri la pământ); 2. defecte interne ale transformatorului ridicător de tensiune al modulului generator care intră în componenţa centralei; 3. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia electrică de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse; 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă; 5. tensiune maximă şi minimă la bornele modulelor generatoare care intră în componenţa centralei; B. protecţii asigurate de gestionarul centralei formate din module generatoare şi/sau ORR, după caz, pentru: 1. scurtcircuite sau puneri la pământ pe linia electrică de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse; 2. tensiune maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz; 3. frecvenţă maximă şi minimă în punctul de racordare/delimitare, după caz; 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă; iv. modificările schemelor de protecţie necesare pentru modulele generatoare care intră în componenţa centralei şi pentru reţeaua electrică şi ale setărilor relevante pentru elementele de generare se convin în prealabil între ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare; (g) organizarea de către gestionarul centralei formate din module generatoare a dispozitivelor de protecţie şi control, în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităţilor: i. protecţia reţelei electrice şi a centralei formate din module generatoare; ii. inerţia artificială, dacă este cazul; iii. reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active); iv. restricţii de putere; v. limitarea rampelor de variaţie a puterii (h) schimbul de informaţii: i. sistemele de protecţie/control şi de automatizare ale modulelor generatoare care intră în componenţa centralei trebuie să fie capabile să schimbe informaţii în timp real sau periodic cu ORR şi OTS; ii. ORR, în coordonare cu OTS, stabileşte conţinutul schimburilor de informaţii, furnizate de către gestionarul centralei formate din module generatoare, care cuprinde cel puţin următoarele date transmise în timp real: puterea activă, puterea activă programată, după caz, puterea reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnalele de stare şi comenzile privind poziţia întreruptorului, poziţia separatoarelor şi semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă. Gestionarul centralei formate din module generatoare asigură transmiterea semnalelor prin două căi de comunicaţie independente (stabilite prin ATR); de regulă, calea principală este asigurată prin suport de fibră optică. (i) Centrala formată din module generatoare trebuie să aibă posibilitatea de a se deconecta de la reţea în mod automat la pierderea stabilităţii în funcţionare. Criteriile de deconectare de tipul protecţiei împotriva asimetriei de curent, a întreruperii unei faze precum şi timpul critic de deconectare, se convin între gestionarul centralei formate din module generatoare, ORR şi OTS. (j) dispozitivele de măsură şi control: i. centralele formate din module generatoare trebuie să fie dotate cu dispozitive care să asigure înregistrarea defectelor şi monitorizarea comportamentului dinamic în sistem, acestea fiind de regulă, osciloperturbografe sau echipamente care pot înlocui funcţiile asigurate de osciloperturbograf. Aceste dispozitive trebuie să asigure înregistrarea următorilor parametri: 1. tensiunile de pe toate cele trei faze; 2. curentul pe fiecare fază; 3. puterea activă pe toate cele trei faze; 4. puterea reactivă pe toate cele trei faze; 5. frecvenţa. ORR are dreptul să stabilească performanţele parametrilor puşi la dispoziţie prin intermediul dispozitivelor menţionate anterior, cu condiţia convenirii prealabile a acestora cu gestionarul centralei formate din module generatoare. ii. setările echipamentului de înregistrare a defectelor, inclusiv criteriile de pornire a înregistrării şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul centralei formate din module generatoare şi ORR la momentul PIF şi se consemnează prin dispoziţii scrise. Acestea cuprind şi un criteriu de detectare a oscilaţiilor între centrală şi punctul de racordare/delimitare, după caz, stabilit de OTS; iii. ORR, OTS şi gestionarul centralei formate din module generatoare stabilesc de comun acord necesitatea includerii unui criteriu de detectare al oscilaţiilor între centrală şi punctul de racordare/delimitare, după caz pentru monitorizarea comportamentului dinamic al sistemului, stabilit de OTS, cu scopul de a detecta oscilaţiile cu amortizare insuficientă (neamortizate); iv. sistemul de monitorizare a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să permită accesul la informaţii al gestionarului centralei formate din module generatoare şi al ORR. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionarul centralei formate din module generatoare, ORR şi OTS înainte de alegerea echipamentelor pentru monitorizare. (k) modelele de simulare ale funcţionării centralei formate din module generatoare: i. la solicitarea ORR sau a OTS, gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să furnizeze modele de simulare a funcţionării centralei formate din module generatoare, care să reflecte comportamentul acesteia, atât în regim staţionar, cât şi dinamic (inclusiv pentru fenomene electromagnetice tranzitorii, dacă este solicitat). Modelele furnizate trebuie să fie validate de rezultatele testelor de conformitate. Gestionarul centralei formate din module generatoare transmite ORR sau OTS rezultatele testelor de tip pentru centrala formată din module generatoare sau pentru motoarele termice ce antrenează modulele generatoare care intră în componenţa centralei, dovedite prin certificate de verificare recunoscute pe plan european, realizate de un organism de certificare autorizat; ii. modelul panoului fotovoltaic, turbinei eoliene etc. şi al convertoarelor furnizate de gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să conţină următoarele sub-modele, în funcţie de componentele individuale: 1. modulul generator care intră în componenţa centralei; 2. reglajul frecvenţei şi al puterii active, de viteză după caz; 3. reglajul tensiunii; 4. modelele protecţiilor centralei formate din module generatoare, aşa cum au fost convenite între ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare; 5. modelul invertoarelor, al grupurilor generatoare eoliene, după caz, din centrală. iii. la solicitarea ORR, OTS specifică: 1. formatul în care urmează să fie furnizate modelele de simulare, inclusiv programul de calcul utilizat; 2. documentaţia privind structura modelului matematic şi schema electrică; 3. estimarea puterii minime şi maxime de scurtcircuit în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată în MVA, ca echivalent de reţea. iv. gestionarul centralei formate din module generatoare furnizează ORR, la cerere, înregistrări ale performanţelor modulelor generatoare care intră în componenţa centralei. ORR sau OTS poate face o astfel de solicitare, în vederea comparării răspunsului modelelor şi simulărilor pe model realizate cu înregistrările reale de funcţionare. (l) referitor la montarea de dispozitive pentru operarea sistemului şi a dispozitivelor pentru siguranţa în funcţionare a sistemului, în cazul în care ORR sau OTS consideră că este necesar să se instaleze dispozitive suplimentare pentru a menţine sau restabili funcţionarea acesteia sau siguranţa în funcţionare a sistemului. ORR, gestionarul centralei formate din module generatoare şi OTS analizează şi convin asupra soluţiei adecvate; (m) ORR stabileşte, în coordonare cu OTS, limitele minime şi maxime pentru viteza de variaţie a puterii active produse de centrala formată din module generatoare (limitele rampelor), în ambele direcţii la creştere şi la scădere, luând în considerare caracteristicile sursei primare. De regulă, viteza de variaţie este în gama (10÷30)% P(max)/min, egală în ambele direcţii la creştere şi la scădere; (n) legarea la pământ a punctului neutru pe partea spre reţea a transformatoarelor ridicătoare de tensiune trebuie să respecte specificaţiile ORR. ART. 140 Centralele formate din module generatoare, de categorie D trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la stabilitatea de tensiune: (a) să fie capabile să furnizeze componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, în cazul defectelor simetrice (trifazate), în următoarele condiţii: i. centrala formată din module generatoare trebuie să poată activa furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect prin: 1. asigurarea furnizării componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare/delimitare, după caz, corespunzătoare variaţiei de tensiune cu un factor de proporţionalitate (k) de 2 până la 10 conform formulei DeltaI = k * DeltaU; sau 2. măsurarea variaţiilor de tensiune la bornele modulelor generatoare care intră în componenţa centralei şi furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect la bornele acestora (componenta de curent reactiv); ii. ORR, în colaborare cu OTS, prevede: 1. modul şi momentul în care se determină o abatere de tensiune, precum şi durata abaterii. Abaterea de tensiune se determină când tensiunea măsurată fie în punctul de racordare/delimitare, după caz, fie la bornele modulului generator este mai mică de 0,85 U(ref). Durata abaterii se consideră până în momentul în care tensiunea revine la o valoare mai mare de 0,85 U(ref).; 2. caracteristicile componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, inclusiv intervalul de timp pentru măsurarea abaterii tensiunii şi a componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect pentru care curentul şi tensiunea pot fi măsurate în mod diferit faţă de metoda stabilită la alin. (a), pct. i) sunt: timpul de creştere a curentului de defect, mai mic sau egal cu 30 ms şi timpul de eliminare a curentului de defect, mai mic sau egal cu 60 ms; 3. sincronizarea şi acurateţea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, care poate include mai multe etape în timpul şi după eliminarea unui defect. Astfel, modulul generator trebuie să injecteze imediat după defect (la sesizarea scăderii tensiunii, conform punctului anterior) de regulă 50 ms, un curent reactiv dependent de amplitudinea golului de tensiune (a tensiunii remanente) cu un factor de proporţionalitate între (2÷10). Curentul reactiv injectat trebuie să se menţină pe toată durata căderii de tensiune conform profilului tensiunii definit de trecerea peste defect din figura 6D şi să se anuleze imediat după eliminarea defectului (conform IGD Fault current contribution from PPMS & HVDC). (b) în ceea ce priveşte furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în cazul defectelor asimetrice monofazate sau bifazate, ORR, în colaborare cu OTS, are dreptul de a stabili cerinţe pentru componenta asimetrică a curentului de defect. De regulă, cerinţele privind componenta asimetrică a curentului de defect sunt similare cerinţelor privind componenta simetrică a curentului de defect prevăzută la lit. a). Aceste cerinţe se aduc la cunoştinţa gestionarului. (c) să fie capabile să furnizeze putere reactivă suplimentară, stabilită de ORR, care trebuie furnizată în punctul de racordare/delimitare, după caz, al centralei formate din module generatoare dacă acesta nu se află la bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune. Puterea reactivă suplimentară trebuie să compenseze puterea reactivă a liniei sau cablului de înaltă tensiune între bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune al centralei formate din module generatoare şi punctul de racordare/delimitare, după caz. Puterea reactivă suplimentară trebuie să fie asigurată printr-un echipament dedicat pus la dispoziţie de către gestionarul centralei formate din module generatoare. Această putere reactivă suplimentară este stabilită printr-un studiu de compensare a puterii reactive în punctul de racordare/delimitare, după caz, schimb de putere reactivă nulă la puterea activă zero, cu o toleranţă: de maxim 0,5 MVAr dacă tensiunea în punct de racordare/delimitare, după caz, este ≥110 kV sau dacă punctul de racordare/delimitare, după caz, este situat la barele staţiilor electrice, respectiv maximum 0,1 MVAr pentru centralele formate din module generatoare racordate în linii sau la capătul unei linii lungi de MT; (d) să fie capabile să producă putere reactivă la capacitate maximă, cu respectarea următoarelor cerinţe: i. gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să prezinte un contur al diagramei U-Q/P(max), care poate lua orice formă în limitele căruia centrala formată din module generatoare este capabilă să furnizeze/absoarbă putere reactivă la variaţii de tensiune şi la funcţionare la capacitate maximă; conturul trebuie analizat şi aprobat de OTS în consultare cu ORR; ii. diagrama U-Q/P(max) este stabilită de ORR în colaborare cu OTS, în conformitate cu următoarele principii: 1. conturul U-Q/P(max) nu depăşeşte conturul diagramei U-Q/P(max), reprezentat de conturul interior din figura 7D; 2. dimensiunile conturului diagramei U-Q/P(max)(intervalul Q/P(max) şi domeniul de tensiune) se încadrează în valorile maxime stabilite în tabelul 5D; 3. poziţionarea diagramei U-Q/P(max) se încadrează în conturul exterior fix din figura 7D; şi 4. diagrama U-Q/P(max) stabilită pentru centralele formate din module generatoare poate avea orice formă, luând în considerare posibilele costuri de realizare a capacităţii de furnizare a puterii reactive la creşteri de tensiune şi consumul de putere reactivă la scăderi de tensiune. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 7D. Diagrama U-Q/P(max) a unei centrale cu module generatoare Figura 7D reprezintă limitele tipice ale diagramei U-Q/P(max) ca dependenţă între tensiunea în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată ca raportul dintre valoarea reală şi valoarea de referinţă în unităţi relative, şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi capacitatea maximă (P(max)). Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei sunt orientative, OTS putând solicita, în funcţie de condiţiile de sistem din punctul de racordare/delimitare, după caz, şi alte forme ale diagramei U-Q/P(max) în intervalul maxim de Q/P(max) de 0,75. Tabelul 5D. Parametrii pentru înfăşurătoarea interioară din figura 7D
┌───────────────┬──────────────────────┐
│ │Domeniul maxim al │
│Intervalul │nivelului │
│maxim de │de tensiune în regim │
│Q/P(max) │permanent, exprimat în│
│ │unităţi relative u.r. │
├───────────────┼──────────────────────┤
│0,75 │0,200 │
└───────────────┴──────────────────────┘
iii. cerinţa privind capabilitatea de furnizare a puterii reactive se aplică referitor la punctul de racordare, delimitare, după caz. Pentru alte forme ale conturului decât cele dreptunghiulare, domeniul de tensiune reprezintă valorile limită cele mai mari şi cele mai mici. Prin urmare, nu se preconizează ca întregul interval de putere reactivă să fie disponibil în domeniul de tensiuni în regim permanent. (e) în ceea ce priveşte capabilitatea de producere de putere reactivă sub puterea maximă [sub P(max)]: i. ORR în colaborare cu OTS stabileşte cerinţele privind capabilitatea de furnizare a puterii reactive, precum şi un contur P-Q/P(max) de orice formă în limitele căruia centrala formată din module generatoare furnizează puterea reactivă sub puterea sa maximă dată de diagrama P-Q; ii. limitele diagramei de capabilitate P-Q/P(max) sunt stabilite de ORR în colaborare cu OTS, în conformitate cu următoarele principii: 1. conturul P-Q/P(max) nu trebuie să depăşească conturul diagramei P-Q/P(max), reprezentat de conturul interior din figura 8D; 2. domeniul Q/P(max) de pe conturul diagramei P-Q/P(max) este stabilit în tabelul 5D; 3. domeniul de putere activă de pe conturul diagramei P-Q/P(max) la putere reactivă zero este de 1 u.r. P(max); 4. conturul diagramei P-Q/P(max) poate avea orice formă şi include condiţii pentru capabilitatea de producere de putere reactivă la putere activă zero; şi 5. poziţia conturului diagramei P-Q/P(max) trebuie să se încadreze în conturul exterior fix din figura 8D; iii. atunci când funcţionează la o putere activă sub puterea maximă [P < P(max)], centrala formată din module generatoare trebuie să aibă capabilitatea de a furniza putere reactivă pentru orice punct de funcţionare din interiorul diagramei sale P-Q/P(max), dacă toate unităţile respectivei centrale cu module generatoare care produc energie sunt disponibile din punct de vedere tehnic, şi nu sunt retrase din funcţionare pentru mentenanţă sau din cauza unei avarii, deoarece, în caz contrar, este posibilă diminuarea capacităţii de producere de putere reactivă, în funcţie de disponibilităţile tehnice. iv. centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să-şi modifice punctul de funcţionare în orice punct al diagramei sale P-Q/P(max) în timpul necesar atingerii valorii de referinţă solicitate de ORR. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 8D. Diagrama P-Q/P(max) a unei centrale formate din module generatoare Figura 8D reprezintă limitele tipice ale diagramei P-Q/P(max) ca dependenţă între puterea activă în punctul de racordare/delimitare, după caz, exprimată prin raportul dintre valoarea reală şi puterea activă maximă considerată în unităţi relative, şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi puterea maximă [P(max)]. Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei interne sunt orientative, OTS putând solicita, în funcţie de condiţiile de sistem din punctul de racordare/delimitare, după caz, şi alte forme ale diagramei U-Q/P(max) în intervalul maxim de Q/P(max) de 0,75. (f) în ceea ce priveşte modurile de comandă a puterii reactive: i. centrala formată din module generatoare trebuie să aibă capabilitatea de a furniza automat putere reactivă în modul de reglaj al tensiunii, în modul de reglaj al puterii reactive sau în modul de reglaj al factorului de putere; ii. în ceea ce priveşte modul de reglaj de tensiune, centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să contribuie la reglajul tensiunii în punctul de racordare/delimitare, după caz, prin asigurarea schimbului necesar de putere reactivă cu reţeaua electrică, la o valoare de referinţă a tensiunii situată cel puţin în domeniul (0,95÷1,05) u.r. cu o referinţă prescrisă în paşi care nu depăşesc 0,01 u.r., cu o rampă minimă de (2÷7)% în paşi de maximum 0,5%. Puterea reactivă produsă este zero atunci când valoarea tensiunii de reţea în punctul de racordare/delimitare, după caz, este egală cu valoarea de referinţă a tensiunii. iii. referinţa poate fi realizată cu sau fără o bandă moartă selectabilă într-un domeniu de la 0 la ±5% U(ref), unde U(ref) = U(n), în paşi de cel mult 0,5% U(ref); iv. după o modificare de tip treaptă a tensiunii, o centrală formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să atingă 90% din valoarea treptei în momentul t(1), stabilit de ORR în intervalul (1÷5) secunde, de regulă 1 secundă şi trebuie să se stabilească la valoarea solicitată într-un timp t(2), stabilit de ORR în intervalul (5÷60) secunde, de regulă 10 secunde. Modificarea tensiunii realizată de către centrala formată din module generatoare va urma o pantă de variaţie dată de timpii t(1) şi t(2), iar valoarea solicitată va fi realizată cu o toleranţă a puterii reactive în regim permanent de cel mult 5% din valoarea maximă a puterii reactive. ORR stabileşte specificaţiile pentru intervalele de timp t(1) şi t(2); v. în ceea ce priveşte modul de reglaj al puterii reactive, centrala formată din module generatoare trebuie să permită stabilirea valorii de referinţă a puterii reactive oriunde în domeniul de putere reactivă, prevăzut la lit. (c) şi (d), cu paşi de reglaj de cel mult 5 MVAr sau, dacă această valoare este mai mică, de 5% din puterea reactivă totală, reglând puterea reactivă în punctul de racordare/delimitare, după caz, cu o precizie de plus sau minus 5 MVAr sau, dacă această valoare este mai mică, de plus sau minus 5% din puterea reactivă totală; vi. în ceea ce priveşte modul de reglaj al factorului de putere, centrala formată din module generatoare trebuie să permită reglajul factorului de putere în punctul de racordare/delimitare, după caz, în domeniul/conturul diagramei P-Q/P(max) prevăzut pentru putere reactivă, stabilit de ORR în conformitate cu prevederile de la lit. (c) şi (d), cu un factor de putere setat în paşi care nu depăşesc 0,01. ORR stabileşte valoarea factorului de putere solicitat, toleranţa şi durata de realizare a factorului de putere solicitat în urma unei schimbări bruşte a puterii active. Toleranţa factorului de putere solicitat se exprimă prin toleranţa puterii reactive corespunzătoare, dar care nu va depăşi 1% din valoarea puterii maxime reactive a modulelor generatoare care intră în componenţa centralei; vii. ORR în cooperare cu OTS şi cu gestionarul centralei formate din module generatoare, precizează care dintre cele trei opţiuni privind modul de reglaj al puterii reactive (reglaj de tensiune, de putere reactivă sau de factor de putere) cu valorile de referinţă asociate trebuie aplicate, şi ce alte echipamente sunt necesare pentru ca reglajul valorii de referinţă să poată fi realizat de la distanţă; (g) în ceea ce priveşte ierarhizarea contribuţiei puterii active sau reactive, OTS precizează care dintre acestea are prioritate în timpul defectelor pentru care se solicită capabilitatea de trecere peste defect. Dacă se acordă prioritate contribuţiei puterii active, furnizarea acesteia se stabileşte cel târziu la 150 ms de la începerea defectului; (h) în ceea ce priveşte amortizarea oscilaţiilor de putere, dacă acest lucru este specificat de către OTS la emiterea ATR-ului, centrala formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să contribuie la amortizarea oscilaţiilor de putere între centrala formată din module generatoare şi punctul de racordare/delimitare, după caz. Caracteristicile sistemelor de reglaj al tensiunii şi al puterii reactive ale centralelor formate din module generatoare nu trebuie să afecteze în mod negativ atenuarea oscilaţiilor de putere. (i) în ceea ce priveşte domeniile de tensiune: i. fără a aduce atingere dispoziţiilor prevăzute la art. 136, lit. (a) referitoare la capabilitatea de trecere peste defect, o centrală formată din module generatoare trebuie să poată rămâne conectată la reţea şi să funcţioneze în domeniul de tensiune al reţelei în punctul de racordare/delimitare, după caz, faţă de tensiunea de referinţă de 1 u.r. şi pe duratele indicate în tabelele 6D şi 7D; ii. OTS poate stabili perioade mai scurte de timp în care centralele formate din module generatoare trebuie să fie capabile să rămână conectate la reţea în cazul prezenţei simultane a unei tensiuni maxime cu o frecvenţă scăzută sau a unei tensiuni minime cu o frecvenţă de valoare mare; iii. pentru nivelul de tensiune de reţea de 400 kV (denumit şi nivelul de 380 kV), valoarea de referinţă 1 u.r. este de 400 kV, iar pentru alte niveluri de tensiune de reţea, referinţa 1 u.r. este convenită cu OTS. Tabelul 6D. Durata minimă de funcţionare a unei centrale formată din module generatoare racordate la tensiunea de 110 kV, respectiv 220 kV
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniu de │Perioadă de │
│tensiune │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│0,85 u.r. - 0,90 │60 de minute │
│u.r. │ │
├──────────────────┼───────────────────┤
│0,90 u.r. - 1,118 │Nelimitată │
│u.r. │ │
├──────────────────┼───────────────────┤
│1,118 u.r. - 1,15 │20 de minute │
│u.r. │ │
└──────────────────┴───────────────────┘
* Tabelul 6D prezintă duratele minime de timp în care o centrală formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta la tensiuni de reţea care se abat de la valoarea nominală, exprimată în unităţi relative, în punctul de racordare/delimitare, după caz, în cazul în care tensiunea considerată pentru valoarea de referinţă este 110 kV şi 220 kV. De regulă, valoarea maximă de funcţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 110 kV este de 123 kV, respectiv pentru tensiunea nominală de 220 kV este de 245 kV, ca valori absolute. Pentru zone de reţea în care se convin durate mai mari de funcţionare de 20 minute la valori ale tensiunii în intervalul 1,118 u.r - 1,15 u.r., durata maximă nu poate depăşi 60 minute. Valorile se stabilesc în baza unor convenţii de exploatare încheiate între utilizatori şi ORR. Tabelul 7D. Durata minimă de funcţionare a unei centrale formate din module generatoare racordate la tensiunea de 400 kV
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniu de │Perioadă de │
│tensiune │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│0,85 u.r. - 0,90 │60 de minute │
│u.r. │ │
├──────────────────┼───────────────────┤
│0,90 u.r. - 1,05 │Nelimitată │
│u.r. │ │
├──────────────────┼───────────────────┤
│1,05 u.r. - 1,10 │20 de minute │
│u.r. │ │
└──────────────────┴───────────────────┘
* Tabelul 7D prezintă duratele minime de timp în care o centrală formată din module generatoare trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta la tensiuni de reţea care se abat de la valoarea nominală, exprimată în unităţi relative, în punctul de racordare/delimitare, după caz, în cazul în care tensiunea considerată pentru valoarea de referinţă este 400 kV. Pentru zone de reţea în care se convin durate mai mari de funcţionare de 20 minute la valori ale tensiunii în intervalul 1,05 u.r. - 1,1 u.r., durata maximă nu poate depăşi 60 minute. Valorile vor fi convenite în baza convenţiilor de exploatare încheiate între utilizatori şi ORR. (j) ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare, în coordonare cu OTS, pot conveni domenii de tensiune mai extinse sau durate minime de funcţionare mai mari. Dacă domeniile de tensiune extinse sau duratele minime de funcţionare mai mari sunt fezabile din punct de vedere economic şi tehnic, gestionarul centralei formate din module generatoare nu poate refuza nejustificat acordul pentru aceste propuneri. (k) fără a aduce atingere prevederilor lit. (i), ORR, în coordonare cu OTS, are dreptul de a preciza valorile tensiunii din punctul de racordare/delimitare, după caz, la care o centrală formată din module generatoare este capabilă de deconectare automată. Cerinţele şi parametrii pentru deconectarea automată se convin între ORR şi gestionarul centralei formate din module generatoare. (l) OTS prevede în ATR necesitatea implementării funcţiei de stabilizare a puterii cu rol de atenuare a oscilaţiilor de putere activă, stabilită în funcţie de condiţiile de sistem, de puterea instalată a centralei formate din module generatoare şi de poziţia acesteia în reţeaua electrică. Setările sistemelor de stabilizare a puterii se stabilesc de către OTS şi se implementează conform dispoziţiei OTS. ART. 141 Centrala formată din module generatoare, de categorie D trebuie să aibă capabilitatea de a seta viteza de variaţie a puterii active produse la valoarea stabilită de OTS (MW/minut), de minimum 10% P(max)/min, în funcţie de tehnologia utilizată. ART. 142 Operatorul de reţea poate solicita, în ATR, instalarea suplimentară în centrala formată din module generatoare a unor sisteme de automatizare destinate reducerii rapide a puterii, respectiv până la oprire, în cazuri justificate, pentru protecţia instalaţiilor persoanelor şi a mediului. ART. 143 Centrala formată din module generatoare trebuie să fie dotată cu sisteme de protecţii fiabile şi sigure, atât contra defectelor din reţeaua proprie, cât şi contra defectelor din SEN. ART. 144 Gestionarul centralei formate din module generatoare, de categorie D este obligat să asigure protejarea instalaţiilor şi echipamentelor componente ale centralei formate din module generatoare şi a instalaţiilor auxiliare împotriva defectelor din instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea corectă a protecţiilor de declanşare a modulelor generatoare care intră în componenţa centralei sau la incidente din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor în reţea, supratensiuni tranzitorii etc.), precum şi în cazul apariţiei unor condiţii tehnice excepţionale/anormale de funcţionare. ART. 145 Gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să pună la dispoziţia operatorului de reţea tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, de curent electric şi de declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect, la interfaţa centralei formate din module generatoare şi punctul de racordare/delimitare, după caz, aparţinând SEN. ART. 146 În regim normal de funcţionare al reţelei, centrala formată din module generatoare nu trebuie să producă în punctul de racordare/delimitare, după caz, variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 5% din tensiunea nominală a reţelei la care este racordată. ART. 147 Indiferent de instalaţiile auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, centrala formată din module generatoare trebuie să asigure în punctul de racordare/delimitare, după caz, calitatea energiei electrice, în conformitate cu standardele în vigoare (standardele europene şi standardul de performanţă pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice şi a serviciului de sistem, respectiv standardul pentru prestarea serviciului de distribuţie a energiei electrice, după caz. ART. 148 Centrala formată din module generatoare de categorie D este monitorizată din punct de vedere al calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, pe durata testelor de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice de racordare. ORR poate solicita, după caz, monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice în punctul de racordare/delimitare, după caz, şi integrarea echipamentului de monitorizare permanentă în sistemul propriu de monitorizare a calităţii energiei electrice. ART. 149 ORR va lua toate măsurile necesare astfel încât condiţiile prevăzute în prezenta normă tehnică să fie respectate, fără ca siguranţa în funcţionare a sistemului să fie pusă în pericol. ART. 150 (1) Gestionarul centralei formate din module generatoare, de categorie D trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare la ORR şi la OTS. (2) Centrala formată din module generatoare se integrează în sistemul DMS-SCADA/EMS-SCADA al ORR şi asigură cel puţin schimbul de semnale: puterea activă, puterea reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, consemne pentru puterea activă şi puterea reactivă, semnale de stare şi comenzi: poziţie întreruptor şi poziţie separatoare. (3) Gestionarul centralei formată din module generatoare asigură transmiterea semnalelor prin două căi de comunicaţie independente (stabilite prin ATR). ART. 151 Gestionarul centralei formate din module generatoare, de categorie D trebuie să asigure alimentarea cu energie electrică a instalaţiilor de monitorizare, de reglaj şi de transmitere a datelor prevăzute la Art. 150 astfel încât acestea să fie disponibile cel puţin trei ore după pierderea sursei de alimentare. ART. 152 (1) Gestionarul centralei formate din module generatoare, de categorie D asigură căile de comunicaţie de la instalaţiile de monitorizare sau instalaţiile de reglaj ale centralei formate din module generatoare până la interfaţa cu ORR aflată într-o locaţie acceptată de aceasta, la performanţele solicitate de ORR (art. 177 Cod RET). (2) Construirea şi întreţinerea căii de comunicaţie între centrala formată din module generatoare şi interfaţa ORR este în sarcina gestionarului centralei formate din module generatoare sau a ORR. ART. 153 (1) Integrarea în sistemele EMS-SCADA/DMS-SCADA, după caz, şi în sistemul de monitorizare a energiei electrice se realizează prin grija gestionarului centralei formate din module generatoare. (2) Instalaţiile de comandă şi achiziţie de date ca sisteme de interfaţă între centrala formată din module generatoare şi reţeaua electrică de transport/distribuţie se stabilesc prin ATR. ART. 154 Gestionarul centralei formate din module generatoare, de categorie D are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul DMS-SCADA/EMS-SCADA al ORR, la caracteristicile solicitate de acesta. ART. 155 Gestionarul centralei formate din module generatoare, de categorie D are obligaţia de a permite accesul ORR şi OTS la ieşirile din sistemele de măsurare proprii pentru tensiune, curent, frecvenţă, puteri active şi reactive şi la informaţiile referitoare la echipamentele de comutaţie care indică starea instalaţiilor şi a semnalelor de alarmă, în scopul transferului acestor informaţii către interfaţa cu sistemul de control şi achiziţii de date DMS-SCADA, respectiv EMS-SCADA şi cu sistemul de telemăsurare. CAP. IV CERINŢE TEHNICE APLICABILE CENTRALELOR FORMATE DIN MODULE GENERATOARE OFFSHORE RACORDATE ÎN CURENT ALTERNATIV ART. 156 (1) Centralele formate din module generatoare offshore trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la stabilitatea de frecvenţă: (a) trebuie să rămână conectate la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1; (b) trebuie să rămână conectate la reţea şi să funcţioneze la viteze de variaţie a frecvenţei de 2 Hz/sec, pentru un interval de timp de 500 ms, de 1,5 Hz/s pentru un interval de timp de 1000 ms şi 1,25 Hz/s pentru un interval de timp de 2000 ms, în funcţie de tipul de tehnologie şi de puterea de scurtcircuit a sistemului în punctul de racordare/delimitare, după caz (valoare precizată de ORR prin ATR); Reglajele protecţiilor din punctul de racordare/delimitare după caz, coordonate de ORR trebuie să permită funcţionarea centralei formate din module generatoare pentru aceste profile de variaţie a frecvenţei. Tabelul 1. Durata minimă în care o centrală formată din module generatoare offshore trebuie să fie capabilă să rămână conectată la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominal (art. 13, alin. 1 (a), pct. i şi ii)
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniul de │Durata de │
│frecvenţe │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│47,5 Hz - 48,5 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│48,5 Hz - 49 Hz │Minimum 30 de │
│ │minute │
├──────────────────┼───────────────────┤
│49 Hz - 51 Hz │Nelimitat │
├──────────────────┼───────────────────┤
│51,0 Hz - 51,5 Hz │30 de minute │
└──────────────────┴───────────────────┘
ART. 157 Centralele formate din module generatoare situate offshore trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR) astfel: (a) la creşterile de frecvenţă, centrala formată din module generatoare situată offshore trebuie să scadă puterea activă produsă, corespunzător variaţiei de frecvenţă, în conformitate cu figura 1 şi cu următorii parametri: i. pragul de frecvenţă de la care centrala formată din module generatoare offshore asigură răspunsul la creşterea de frecvenţă este 50,2 Hz; ii. valoarea statismului setat se situează între 2% şi 12% şi este dispusă de ORR prin dispoziţii de dispecer, la punerea în funcţiune a centralei formată din module generatoare offshore. iii. centrala formată din module generatoare offshore trebuie să fie capabilă să scadă puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă cu o întârziere iniţială mai mică de 500 ms (notată t(1) în figura 5). În cazul în care această întârziere este mai mare de 500 ms, gestionarul centralei formată din module generatoare offshore justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS. Timpul de răspuns pentru scăderea de putere în cazul creşterii de frecvenţă trebuie să fie mai mic sau egal cu 2 secunde pentru o variaţie de putere de 50% din puterea activă maximă. (b) la atingerea puterii corespunzătoare nivelului minim de reglaj, centrala formată din module generatoare offshore trebuie să fie capabilă: i. să stabilizeze puterea activată, într-un timp de maximum 20 secunde şi să funcţioneze în continuare la acest nivel (în limitele puterii admisibile date de sursa primară); sau ii. să reducă în continuare puterea activă produsă, conform dispoziţiei de dispecer şi în conformitate cu propria caracteristică tehnică transmisă odată cu datele tehnice şi care nu se abate de la caracteristicile funcţionale ale centralelor formate din module generatoare offshore de acelaşi tip; iii. menţină nivelul de putere atins cu o abaterea permisă de ±5% P(max), cât timp abaterea de frecvenţă se menţine. (c) centrala formată din module generatoare offshore trebuie să rămână în funcţionare stabilă pe durata funcţionării în modul RFA-CR, la creşteri ale frecvenţei peste 50,2 Hz. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA-CR prevalează asupra oricărei referinţe a puterii active. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 1. Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă în modul RFA-CR pentru centralele formate din module generatoare offshore unde: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă (nominală) a centralei formate din module generatoare f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea şi Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea. În cazul creşterilor de frecvenţă, unde Deltaf este mai mare de ±200 mHz faţă de valoarea nominală (50 Hz), centrala formată din module generatoare offshore trebuie să scadă puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 158 Centrala formată din module generatoare offshore trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, în limita puterii oferite de către sursa primară, cu excepţia cazului în care modulele generatoare care intră în componenţa centralei răspund la creşterile de frecvenţă în conformitate cu prevederile Art. 157 sau au reduceri acceptabile de putere activă la scăderea frecvenţei, acceptate de ORR în conformitate cu prevederile Art. 159 şi Art. 160. ART. 159 OTS stabileşte reducerea de putere activă produsă de centrala formată din module generatoare offshore faţă de puterea activă maximă produsă (puterea admisibilă, dată de sursa primară), ca urmare a scăderii frecvenţei, în limitele prezentate în figura 2, astfel: (a) la scăderea frecvenţei sub 49 Hz se admite scăderea puterii active maxime produse în procent egal cu 2% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime produsă în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei punctate; (b) se admite o reducere maximă a puterii active produse la scăderea frecvenţei sub 49,5 Hz, cu un procent egal cu 10% din puterea activă maximă produsă la frecvenţa de 50 Hz, pentru fiecare scădere a frecvenţei cu 1 Hz dacă frecvenţa este mai mică decât 49,5 Hz pentru o durată mai mare de 30 s. Este admisă orice curbă de reducere a puterii active maxime în funcţie de frecvenţă, care se situează deasupra liniei continue. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 2. Limitele admisibile ale reducerii de putere stabilite de OTS în cazul scăderii frecvenţei ART. 160 (1) Reducerea admisibilă de putere activă faţă de puterea activă maximă produsă (puterea admisibilă dată de sursa primară) în cazul unor abateri de frecvenţă sub valoarea de 49,5 Hz, se stabileşte: (a) în condiţii de mediu standard, corespunzătoare temperaturii de 20 grade Celsius. După caz, gestionarul transmite ORR şi OTS, diagrama de dependenţă a puterii active de temperatură pentru cel puţin un set de temperaturi: -10°C, 0°C, 15°C, 25°C, 30°C, 40°C; (b) în funcţie de capabilitatea tehnică a centralelor formate din module generatoare offshore. (2) Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore trebuie să transmită ORR şi OTS diagrama de dependenţă a puterii active de factorii de mediu (temperatură, presiune, iradianţă solară respectiv viteza vântului, după caz) şi datele tehnice privitoare la capabilitatea tehnică a centralei formată din module generatoare offshore de a răspunde la variaţiile de frecvenţă descrise la alin. (1), precum şi datele tehnice prevăzute în Anexa 8 la prezenta normă tehnică. (3) Datele prevăzute la alin. (2) se transmit în etapa de punere în funcţiune, aferentă procesului de racordare. ART. 161 (1) Sistemul de reglaj al puterii active al centralei formată din module generatoare offshore trebuie să permită modificarea referinţei de putere activă în conformitate cu dispoziţiile date gestionarului centralei de către ORR sau OTS. (2) Timpul de atingere a referinţei de putere activă sau viteza de variaţie a puterii active la modificarea referinţei se încadrează în domeniul (10÷30)% P(max)/min în funcţie de tehnologia utilizată, timpul mort este de 1 secundă şi toleranţa de realizare a referinţei de 1% P(max). ART. 162 În cazul în care echipamentele automate de reglaj la distanţă sunt indisponibile, se permite reglajul local. ART. 163 Centralele formate din module generatoare offshore trebuie să asigure răspunsul limitat la abaterile de frecvenţă în cazul scăderii frecvenţei (RFA-SC) astfel: (a) trebuie să poată mobiliza puterea activă ca răspuns la scăderea frecvenţei sub un prag de frecvenţă de 49,8 Hz şi cu un statism stabilit de OTS pentru fiecare centrală formată din module generatoare offshore la PIF sau prin dispoziţii de dispecer în limitele (2÷12)%, de regulă la valoarea de 5%, ceea ce corespunde unei mobilizări de putere activă de 8% P(max), în conformitate cu figura 3; (b) furnizarea puterii active ca răspuns la scăderea frecvenţei (în modul RFA-SC), trebuie să ţină seama, după caz, de: i. diagrama dependenţei puterii active produse de condiţiile de mediu; ii. cerinţele de funcţionare ale centralei formată din module generatoare offshore, în special limitările privind funcţionarea în apropierea puterii active maxime în cazul unei frecvenţe scăzute şi impactul condiţiilor externe de funcţionare, în conformitate cu Art. 159 şi Art. 160; iii. disponibilitatea surselor de energie primară. (c) activarea răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă nu trebuie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea, denumită timp mort şi notată cu t(1) în figura 5, este mai mare de 500 ms în cazul modulelor generatoare fără inerţie sau mai mare de 2 secunde în cazul modulelor generatoare cu inerţie, gestionarul centralei formată din module generatoare offshore trebuie să justifice această întârziere în faţa OTS; (d) la funcţionarea în modul RFA-SC, centrala formată din module generatoare offshore trebuie să asigure o creştere de putere până la puterea maximă/admisibilă în funcţie de sursa primară de energie. Timpul de răspuns la creşterea de putere pentru modulele generatoare offshore cu excepţia turbinelor eoliene offshore trebuie să fie mai mic sau egal cu 10 secunde la o variaţie de putere de maximum 50% din puterea maximă. Pentru turbinele eoliene offshore timpul de răspuns trebuie să fie mai mic sau egal cu 5 secunde pentru o variaţie de putere de 20% din puterea maximă, dacă punctul de funcţionare de plecare era mai mare de 50% din puterea maximă. Se acceptă timpi de creştere a puterii active mai mari, dacă punctul de funcţionare de plecare era mai mic de 50% din puterea maximă. Atingerea valorii de referinţă se realizează într-un timp de maximum 30 secunde şi cu o toleranţă de maximum ±5% din P(max); (e) centrala formată din module generatoare offshore trebuie să funcţioneze stabil în timpul modului RFA-SC pe durata unor frecvenţe mai mici de 49,8 Hz. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 3. Capabilitatea de răspuns la scăderea frecvenţei a centralelor formate din module generatoare offshore (RFA-SC) în care: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă (nominală) a centralei formate din module generatoare f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea şi Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea. În cazul scăderilor de frecvenţă sub 49,8 Hz, unde Deltaf este mai mic de -200 mHz, centrala formată din module generatoare offshore trebuie să crească puterea activă în conformitate cu statismul s(2). ART. 164 În cazul în care modul RFA este activ, în condiţiile oferite de sursa primară, centrala formată din module generatoare offshore trebuie să îndeplinească în mod cumulativ, suplimentar cerinţelor prevăzute la Art. 163, conform figurii nr. 4, următoarele cerinţe: (a) să furnizeze RFA, în conformitate cu parametrii stabiliţi de către OTS în domeniile de valori menţionate în tabelul 2, astfel: i. în cazul creşterii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la nivelul minim de reglare a puterii active; ii. în cazul scăderii frecvenţei faţă de valoarea de 50 Hz, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat la puterea activă maximă disponibilă dată de sursa primară. iii. furnizarea efectivă a răspunsului în putere activă la abaterea de frecvenţă depinde de condiţiile externe şi de funcţionare ale centralei formată din module generatoare offshore în momentul mobilizării puterii active, în particular de limitările date de funcţionarea centralei formată din module generatoare offshore în condiţiile sursei primare,în cazul scăderii frecvenţei. (b) să poată modifica banda moartă de frecvenţă şi statismul, la dispoziţia OTS. De regulă valoarea statismului s(1) este de 5%, ceea ce corespunde unei mobilizări de putere activă de 8% P(max); (c) în cazul variaţiei treaptă a frecvenţei, să fie capabilă să activeze integral puterea activă necesară ca răspuns la abaterea de frecvenţă, la sau peste linia din figura 5, în conformitate cu parametrii prevăzuţi în tabelul 3, în absenţa limitărilor de ordin tehnologic, şi anume pentru modulele generatoare offshore cu inerţie cu o întârziere [t(1)] de două secunde şi un timp de activare de maximum 30 de secunde [t(2)], în limita puterii date de sursa primară; (d) pentru modulele generatoare offshore fără inerţie, activarea iniţială a puterii active nu trebuie să fie întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea la activarea iniţială a puterii active este mai mare de 500 ms pentru modulele fără inerţie şi două secunde (pentru modulele cu inerţie), gestionarul centralei formată din module generatoare offshore trebuie să furnizeze dovezi tehnice care să demonstreze motivele pentru care este necesară o perioadă mai lungă de timp; (e) trebuie să aibă capabilitatea de a furniza puterea activă corespunzător abaterii de frecvenţă pe o durată de maximum 15-30 de minute specificată de OTS, în limita puterii oferite de către sursa primară; (f) reglajul puterii active nu trebuie să aibă niciun impact negativ asupra răspunsului la abaterile de frecvenţă; (g) în cazul participării la procesul de restabilire a frecvenţei la valoarea de referinţă sau/şi a puterilor de schimb la valorile programate, centrala formată din module generatoare offshore trebuie să asigure funcţii specifice pentru realizarea acestor servicii, stabilite prin proceduri elaborate de OTS. Acestea solicită cel puţin asigurarea reglajului RFA-CR, RFA-SC, RFA, a reglajului puterii active cu o precizie de reglaj de 1% şi viteza de variaţie a puterii active cel puţin de 10% P(max)/min, conectarea la regulatorul central frecvenţă-putere. Tabelul 2. Parametrii de răspuns în putere activă la abaterea de frecvenţă (a se vedea figura 5)
┌────────────────────────────┬─────────┐
│Parametri │Intervale│
├────────────────────────────┼─────────┤
│Variaţia puterii active │ │
│raportată la │ │
│puterea maximă │(1,5 ÷ │
││DeltaP(1)│ │10)% │
│──────── │ │
│P(max) │ │
├────────────────────┬───────┼─────────┤
│ ││Deltaf│10 mHz │
│Zona de │(i)│ │ │
│insensibilitate ├───────┼─────────┤
│pentru răspunsul ││Deltaf│ │
│la abaterea de │(i)│ │(0,02 - │
│frecvenţă │───────│0,06)% │
│ │f(n) │ │
├────────────────────┴───────┼─────────┤
│Bandă moartă pentru │ │
│răspunsul la abaterea de │ │
│frecvenţă* │ │
│După calificarea grupurilor │ │
│pentru furnizarea rezervei │ │
│de stabilizare │ │
│a frecvenţei (RSF) această │ │
│valoare se setează la 0 mHz │0 mHz │
│pentru │ │
│grupurile furnizoare de RSF,│ │
│iar la celelalte grupuri OTS│ │
│va decide │ │
│valoarea diferit de 0 mHz │ │
│astfel încât impactul asupra│ │
│reglajului de │ │
│frecvenţă să fie minim │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Statism s(1) │(2÷12)% │
└────────────────────────────┴─────────┘
Tabelul 3. Parametrii pentru activarea integrală a puterii active ca răspuns la abaterea treaptă de frecvenţă (explicaţie pentru figura 5)*) *) Parametrii sunt respectaţi în măsura în care nu apar limitări de ordin tehnologic
┌────────────────────────────┬─────────┐
│ │Intervale│
│Parametri │sau │
│ │valori │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Variaţia de putere activă │ │
│mobilizată raportată │ │
│la puterea maximă │ │
│(domeniul răspuns la │(1,5÷10)%│
│variaţia de frecvenţă) │ │
││DeltaP(1)│ │ │
│──────── │ │
│P(max) │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru centralele formate │ │
│din module generatoare │ │
│offshore cu inerţie, │ │
│întârzierea iniţială maximă │ │
│t(1), cu excepţia cazului în│ │
│care sunt │ │
│admise de către OTS perioade│2 secunde│
│mai lungi de activare, în │ │
│baza dovezilor │ │
│tehnice furnizate de │ │
│gestionarul centralei │ │
│formată din module │ │
│generatoare offshore │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru centralele formate │ │
│din module generatoare │ │
│offshore fără │ │
│inerţie, întârzierea │ │
│iniţială maximă t(1), cu │ │
│excepţia cazului în │ │
│care sunt admise de către │500 ms │
│OTS perioade mai lungi de │ │
│activare, │ │
│în baza dovezilor tehnice │ │
│furnizate de gestionarul │ │
│centralei formate │ │
│din module generatoare │ │
│offshore │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Pentru centralele formate │ │
│din module generatoare │ │
│offshore valoarea │ │
│maximă admisibilă a timpului│ │
│de activare integrală t(2), │30 │
│cu excepţia │secunde │
│cazului în care sunt admise │ │
│de către OTS perioade mai │ │
│lungi de │ │
│activare, din motive de │ │
│stabilitate a sistemului │ │
└────────────────────────────┴─────────┘
(a se vedea imaginea asociată) Fig. 4. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a centralelor formate din module generatoare offshore în regim RFA în cazul în care zona de insensibilitate şi banda moartă sunt zero. unde: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a centralei formate din module generatoare; DeltaP este variaţia puterii active produsă de centrala formată din module generatoare offshore f(n) este frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea şi Deltaf este abaterea frecvenţei în reţea. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 5. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă unde: P(max) este referinţa de putere activă faţă de care se stabileşte DeltaP - şi anume puterea maximă a centralei formate din module generatoare DeltaP este variaţia de putere activă a centralei formată din module generatoare offshore. Centrala formată din module generatoare offshore trebuie să activeze o putere activă DeltaP până la punctul DeltaP(1) în conformitate cu timpii t(1) şi t(2), valorile DeltaP(1), t(1) şi t(2) fiind stabilite de OTS în conformitate cu prevederile din tabelul 3; t(1) este întârzierea iniţială (timpul mort); t(2) este durata până la activarea completă a puterii active. ART. 165 (1) Monitorizarea în timp real a răspunsului automat al centralei formată din module generatoare offshore la abaterile de frecvenţă trebuie să fie asigurată prin transmiterea în timp real şi în mod securizat de la o interfaţă a centralei formată din module generatoare offshore la centrul de dispecer al ORR, la cererea acestuia, cel puţin a următoarelor semnale: i. semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă; ii. puterea activă de referinţă (programată); iii. valoarea reală a puterii active; iv. banda moartă în răspunsul de putere - frecvenţă. v. setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activ -RFA (nu se transmit în timp real, doar se monitorizează) (2) i. ORR stabileşte semnalele suplimentare care urmează să fie furnizate de către centrala formată din module generatoare offshore prin intermediul dispozitivelor de monitorizare şi înregistrare pentru verificarea performanţei furnizării răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă. ii. Semnalele suplimentare sunt: frecvenţa în punctul de racordare/delimitare, după caz, semnale de stare şi comenzile poziţiei întreruptorului şi poziţiei separatoarelor. iii. Gestionarul centralei formate din module generatoare offshore asigură transmiterea semnalelor prin una sau două căi de comunicaţie independente (conform prevederilor ATR); de regulă calea principală fiind asigurată prin suport de fibră optică. (3) Setările parametrilor aferenţi modului reglaj de frecvenţă activă şi statismul se stabilesc prin dispoziţii de dispecer. ART. 166 OTS are dreptul de a solicita centralei formată din module generatoare offshore să furnizeze inerţie artificială în timpul abaterilor foarte rapide de frecvenţă. Se recomandă ca centrala formată din module generatoare să asigure o contribuţie minimă cu o constantă de inerţie de 3 s (H = 3s). ART. 167 Principiul de funcţionare a sistemelor de reglaj instalate pentru a furniza inerţie artificială şi parametrii de performanţă aferenţi sunt stabiliţi de către OTS şi sunt solicitaţi la faza de emitere ATR. De regulă, se solicită un răspuns la abaterile de frecvenţă cu un timp de activare [t(1)] mai mic sau egal cu 500 ms. ART. 168 Centralele formate din module generatoare situate în larg conectate în curent alternativ îndeplinesc următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare, referitoare la: (a) capabilitatea de trecere peste defect în cazul defectelor simetrice: i. centrala formată din module generatoare offshore trebuie să fie capabilă să rămână conectată la reţea, continuând să funcţioneze în mod stabil după un defect în reţea eliminat corect, în conformitate cu dependenţa tensiune-timp descrisă în figura 6.1 raportată la punctul de racordare offshore/delimitare după caz şi descrisă de parametrii din tabelele 4.1C şi 4.1D; ii. diagrama de evoluţie a tensiunii în timp reprezintă limita inferioară permisă a evoluţiei tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare offshore/delimitare după caz la apariţia unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte de defect, în timpul defectului şi după defect; Limita inferioară este stabilită de către OTS, utilizând parametrii definiţi în figura 6.1 şi în limitele specificate în tabelul 4.1C pentru centralele formate din modulele generatoare offshore racordate la o tensiune mai mică de 110 kV, respectiv în tabelul 4.1D pentru centralele formate din modulele generatoare offshore de categorie D racordate la o tensiune egală sau mai mare de 110 kV; De asemenea, limita inferioară este stabilită de către ORR, utilizând parametrii definiţi în figura 6.1 şi în limitele specificate în tabelul 4.1; iii. OTS stabileşte şi face publice condiţiile de funcţionare înainte şi după defect pentru capabilitatea de trecere peste defect, în ceea ce priveşte: 1. calculul puterii minime de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare offshore/delimitare, după caz; 2. punctul de funcţionare al centralei formată din module generatoare offshore ca putere activă şi reactivă înainte de defect în punctul de racordare offshore/delimitare, după caz şi tensiunea în punctul de racordare offshore/delimitare, după caz; şi 3. calculul puterii minime de scurtcircuit după defect în punctul de racordare offshore/delimitare, după caz. iv. la solicitarea unui gestionar de centrală formată din module generatoare offshore, ORR furnizează condiţiile înainte şi după defect (ca valori relevante rezultate din cazuri tipice) care se iau în considerare pentru capabilitatea de trecere peste defect, ca rezultat al calculelor din punctul de racordare offshore/delimitare, după caz, privind: - puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect în fiecare punct de racordare offshore/delimitare exprimată în MVA; – punctul de funcţionare al centralei formată din module generatoare offshore înainte de defect, exprimat prin puterea activă, puterea reactivă şi tensiunea în punctul de racordare offshore/delimitare după caz; şi – puterea minimă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare offshore/delimitare, după caz exprimată în MVA. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 6.1. Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect a unei centrale formată din module generatoare offshore Notă: Diagrama din fig. 6.1 reprezintă limita inferioară a graficului de evoluţie în timp a tensiunii în punctul de racordare offshore, exprimată ca raport între valoarea curentă şi valoarea de referinţă, exprimată în unităţi relative, înainte, în timpul şi după eliminarea unui defect. Tensiunea U(ret) este tensiunea reziduală în timpul unui defect în punctul de racordare offshore/delimitare, după caz, iar t(clear) este momentul în care defectul a fost eliminat. U(rec1), U(rec2), t(rec1), t(rec2) şi t(rec3) reprezintă anumite puncte ale limitelor inferioare ale tensiunii reziduale după eliminarea defectului. Parametrii referitori la trecerea peste defect sunt prevăzuţi în Tabelele 4.1C. şi 4.1D. Tabelul 4.1 C. Parametrii referitori la capabilitatea de trecere peste defect la centralele formate din module generatoare offshore, de categorie C racordate la o tensiune mai mică de 110 kV
┌───────────────────┬───────────────────┐
│Parametrii │Parametrii de timp │
│tensiunii [u.r.] │[secunde] │
├────────────┬──────┼────────────┬──────┤
│U(ret): │0,15 │t(clear): │0,25 │
├────────────┼──────┼────────────┼──────┤
│U(clear): │0.15 │t(rec1): │0.25 │
├────────────┼──────┼────────────┼──────┤
│U(rec1): │0.15 │t(rec2): │0,25 │
├────────────┼──────┼────────────┼──────┤
│U(rec2): │0,85 │t(rec3): │3 │
└────────────┴──────┴────────────┴──────┘
Tabelul 4.1D. Parametrii referitori la capabilitatea de trecere peste defect la centralele formate din module generatoare offshore, de categorie D racordate la o tensiune egală sau mai mare de 110 kV
┌──────────────────┬────────────────────┐
│Parametrii │Parametrii de timp │
│tensiunii[u.r.] │[secunde] │
├────────────┬─────┼─────────────┬──────┤
│U(ret): │0 │t(clear): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(clear): │0 │t(rec1): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec1): │0 │t(rec2): │0,25 │
├────────────┼─────┼─────────────┼──────┤
│U(rec2): │0,85 │t(rec3): │3 │
└────────────┴─────┴─────────────┴──────┘
v. centrala formată din module generatoare offshore trebuie să rămână conectată la reţea şi să continue să funcţioneze stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare offshore/delimitare, pe durata unui defect simetric, este mai mare decât limita inferioară de evoluţie a tensiunii descrisă în diagrama de trecere peste defect prevăzută la lit.(a), pct. ii), cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect; vi. cu luarea în considerare a cerinţelor prevăzute la punctul v), gestionarul centralei formată din module generatoare offshore stabileşte protecţia la tensiune minimă (fie capabilitatea de trecere peste defect, fie tensiunea minimă definită la punctul de conectare/racordare) în conformitate cu domeniul maxim de tensiune aferent centralei formată din module generatoare offshore, cu excepţia cazului în care ORR solicită un domeniu de tensiune mai restrâns. Setările sunt justificate de gestionarul centralei formată din module generatoare offshore în conformitate cu prevederile pct. vi); (b) OTS stabileşte nivelul de restabilire a puterii active după defect pe care centrala formată din module generatoare offshore este capabilă să-l asigure şi precizează: i. momentul începerii restabilirii puterii active după defect, imediat ce tensiunea este mai mare sau egală cu 85% U(ret); ii. perioada maximă permisă pentru restabilirea puterii active după momentul apariţiei defectului este de maximum 50 ms, iar după eliminarea defectului şi revenirea tensiunii la o valoare mai mare de 0,85 U(ret), puterea activă va fi restaurată, funcţie de tehnologie şi de disponibilitatea sursei primare, într-un timp de (1÷10) secunde la o valoare de (80÷90)% din valoarea puterii înainte de defect; şi iii. amplitudinea şi acurateţea restabilirii puterii active funcţie de tehnologia utilizată de modulele generatoare offshore şi de disponibilitatea sursei primare este de (80÷90)% din valoarea puterii înainte de defect şi cu o precizie de 10% din valoarea puterii active dinainte de defect; (c) ORR specifică, după caz, la ATR sau la punerea în funcţiune: i. interdependenţa între cerinţele pentru componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în conformitate cu Art. 170, lit. (a) şi (b) şi restabilirea puterii active (inclusiv specificarea factorului de injecţie a curentului, K, de regulă egal cu 10); ii. dependenţa între timpul de restabilire a puterii active şi durata abaterilor de tensiune. ORR specifică, la punerea în funcţiune timpul maxim de restabilire a puterii active pentru durata maximă a defectului, de regulă de (1÷10) s pentru defecte eliminate într-un timp mai mare de 140 ms; iii. limita perioadei maxime permise pentru restabilirea puterii active, de regulă mai mică de 10 secunde. O valoare mai mică se solicită în situaţia în care studiile de soluţie reflectă acest lucru. Valorile posibile sunt în intervalul (0,5÷1) s; iv. gradul de proporţionalitate între nivelul de restabilire a tensiunii şi valoarea minimă a puterii active restabilite. De regulă, la o valoare de restabilire a tensiunii mai mare de 85% U(ref), valoarea minimă a puterii active restabilite după defect trebuie să atingă cel puţin 85% din valoarea dinainte de defect în timp de maximum 1 secundă, în concordanţă cu disponibilitatea sursei primare; şi v. cerinţe privind amortizarea oscilaţiilor de putere activă între centrală şi punctul de conexiune al cablului care realizează legătura între punctul de racordare offshore şi reţeaua electrică terestră, dacă studiile dinamice relevă ca necesară instalarea de echipamente pentru amortizarea acestor oscilaţii de putere activă. (d) menţinerea funcţionării stabile a centralei electrice compuse din module generatoare offshore, în orice punct al diagramei de capabilitate P-Q, în cazul oscilaţiilor de putere prin cablul dintre centrală şi punctul de conexiune la reţeaua electrică terestră; (e) centralele formate din module generatoare offshore trebuie să rămână conectate la reţea fără a reduce puterea (în limitele oferite de sursa primară), atâta timp cât frecvenţa şi tensiunea în punctul de racordare offshore se încadrează în limitele prevăzute în tabelul 1 respectiv ± 10% Un; (f) centralele formate din module generatoare offshore trebuie să rămână conectate la reţea în cazul acţiunii RAR monofazat sau trifazat pe liniile din reţeaua de curent alternativ buclată, la care sunt racordate. Detaliile tehnice specifice fac obiectul coordonării şi dispoziţiilor privind sistemele de protecţie şi setările convenite cu ORR. ART. 169 (1) Centralele formate din modulele generatoare offshore trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la contribuţia la restaurarea sistemului: (a) trebuie să fie capabile să se reconecteze la reţea după o deconectare accidentală cauzată de un eveniment în reţea, în condiţiile definite de OTS. De regulă timpul de reconectare la reţea după o deconectare accidentală este de maximum 10 minute; (b) instalarea sistemelor de reconectare automată trebuie să fie supusă unei avizări prealabile atât la ORR, cât şi la OTS în vederea specificării cerinţelor de reconectare automată. Aceste cerinţe se definesc în ATR şi se detaliază în proiectul tehnic. Reconectarea automată se realizează în domeniul de frecvenţă (47,5÷51) Hz, de tensiune (0,9÷1,1) Un, timpul de observare/validare (inclusiv timpul de sincronizare) de (0÷300) s iar rampa admisă pentru creşterea puterii active după conectare, de regulă (10÷20)% din P(max)/min. (2) Cerinţele pentru reconectarea automată prevăzute la alin. (1) sunt aduse la cunoştinţa gestionarului centralei formate din module generatoare offshore în procesul de racordare la reţea (obţinere ATR/CfR). ART. 170 (1) Centralele formate din module generatoare offshore trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte: (a) capabilitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau de participare la procesul de pornire fără sursă de tensiune: i. capabilitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau de participare la procesul de pornire fără sursă de tensiune, nu este obligatorie, dar poate fi solicitată de OTS în ATR, în scopul asigurării siguranţei în funcţionare a sistemului; ii. gestionarul unei centrale formată din module generatoare offshore trebuie să răspundă la cererea OTS cu o ofertă pentru furnizarea de capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem. OTS poate solicita furnizarea de capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem în cazul în care consideră că siguranţa în funcţionare a sistemului este în pericol din cauza lipsei de capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem în zona de reglaj în care se află centrala; iii. o centrală formată din module generatoare offshore cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să fie capabilă să pornească sau să participe la procesul de pornire, în totalitate sau prin unele echipamente componente, din starea oprit fără a utiliza nicio sursă de alimentare cu energie electrică externă, într-un interval de timp stabilit de către OTS, de regulă (15÷30) minute de la momentul primirii dispoziţiei; iv. o centrală formată din module generatoare offshore cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să se poată sincroniza în domeniul de frecvenţă (47,5÷51,5) Hz şi în domeniul de tensiune specificat de ORR de (0,85÷1,1) Un, într-un timp de maximum 10 minute, pentru tensiuni nominale mai mici de 110 kV, iar pentru tensiuni mai mari sau egale cu 110 kV conform celor prevăzute la art. 173; v. o centrală formată din module generatoare offshore cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau care participă la procesul de restaurare, trebuie să poată regla automat tensiunea, inclusiv variaţiile de tensiune care pot apărea în procesul de restaurare; vi. o centrală formată din module generatoare offshore cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem sau care participă la procesul de restaurare, trebuie: 1. să fie capabilă să regleze puterea produsă în cazul racordărilor de consumatori, în punctul de racordare offshore/delimitare, după caz; 2. să fie capabilă să participe la variaţiile de frecvenţă atât la creşterea peste 50,2 Hz (în modul RFA-CR), cât şi la scăderea acesteia sub 49,8 Hz (în modul RFA-SC); 3. să participe la stabilizarea frecvenţei în cazul creşterii sau scăderii frecvenţei în întreg domeniul de putere activă livrată, între nivelul puterii active minime şi puterea activă maximă, precum şi în funcţionarea izolată pe servicii proprii; 4. să poată să funcţioneze în paralel cu alte centrale formate din module generatoare offshore ce debitează în insulă; 5. să regleze automat tensiunea în timpul restaurării sistemului, în domeniul de tensiune ±10% Un. (b) capabilitatea de a funcţiona în regim de funcţionare insularizat: i. centralele formate din module generatoare offshore care contribuie la restaurarea sistemului trebuie să fie capabile să funcţioneze în regim de funcţionare insularizat sau să participe la operarea insulei dacă acest lucru este solicitat de ORR în coordonare cu OTS. Solicitarea se va formula la emiterea ATR şi: 1. domeniul de frecvenţă în regim de funcţionare insularizată este de (47,5÷51,5) Hz; 2. domeniul de tensiune în regim de funcţionare insularizată este: Un ± 4% pentru tensiuni < 110 kV; Un ± 10% (pentru tensiuni de 110 kV şi 220 kV); Un ± 5% (pentru tensiuni de 400 kV) ii. centralele formate din module generatoare offshore trebuie să fie capabile să funcţioneze cu reglaj de frecvenţă activ RFA în timpul funcţionării în regim de funcţionare insularizată. În cazul unui excedent de putere, centralele formate din module generatoare offshore trebuie să fie capabile să reducă puterea activă livrată din punctul de funcţionare anterior în orice nou punct de funcţionare al diagramei de capabilitate P-Q, în funcţie de disponibilitatea sursei primare; iii. metoda de detectare a trecerii de la funcţionarea în sistem interconectat la funcţionarea insularizată se stabileşte de comun acord între gestionarul centralei formată din module generatoare offshore şi ORR, în coordonare cu OTS. Metoda de detectare convenită nu trebuie să se bazeze exclusiv pe semnalele de poziţie a aparatajului de comutaţie ale OTS; iv. centralele formate din module generatoare offshore trebuie să poată funcţiona în RFA-CR şi RFA-SC pe timpul funcţionării insularizate, aşa cum e stabilit de comun acord cu OTS. (c) în ceea ce priveşte capabilitatea de resincronizare rapidă, în cazul deconectării de la reţea, centrala formată din module generatoare offshore trebuie să se poată resincroniza rapid, de regulă în 15 minute, în conformitate cu planul de protecţii convenit cu ORR, în limita posibilităţilor tehnice ale modulelor generatoare offshore. ART. 171 Centralele formate din module generatoare offshore trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe generale de operare a sistemului: (a) pornirea unei centrale formate din module generatoare offshore şi sincronizarea se realizează de către gestionarul centralei doar după obţinerea aprobării din partea ORR. (b) trebuie să fie prevăzută cu echipamentele de sincronizare necesare; (c) sincronizarea trebuie să se realizeze în domeniul de frecvenţă prevăzut în tabelul 1 şi în domeniul de tensiune prevăzut în tabelele 6.1 şi 6.2; (d) ORR şi gestionarul centralei formată din module generatoare offshore convin şi stabilesc, înaintea punerii în funcţiune, parametrii dispozitivelor de sincronizare, pentru a permite sincronizarea centralei formată din module generatoare situată în larg, după cum urmează: i) domeniul de tensiune, ±10% Un; ii) domeniul de frecvenţă, (47,5 - 51,5) Hz; iii) domeniul de defazaj mai mic de 10°; iv) succesiunea fazelor; v) diferenţa de tensiune mai mică de 10% Un şi diferenţa de frecvenţă mai mică de 50 mHz. (e) trebuie să respecte următoarele cerinţe în ceea ce priveşte schemele de control şi automatizare cu setările aferente: i. schemele de control şi de automatizare şi setările acestora, inclusiv parametrii de reglaj ale buclelor de reglaj putere activă şi reactivă, respectiv tensiune ale modulelor generatoare care intră în componenţa centralei şi cele de la nivelul centralei electrice situată în larg, necesare calculelor de stabilitate a reţelei şi analizei măsurilor de urgenţă, trebuie să fie transmise de către gestionarul centralei formată din module generatoare offshore ORR, respectiv la OTS, cu cel puţin 6 luni înainte de punerea sub tensiune pentru începerea perioadei de probă, pentru a fi coordonate şi convenite între OTS, ORR şi gestionarul centralei formată din module generatoare offshore; ii. orice modificări ale schemelor de control şi automatizare şi ale setărilor aferente prevăzute la punctul i), ale diverselor dispozitive de control sau reglaj ale centralei formată din module generatoare offshore trebuie să fie coordonate şi convenite între OTS, ORR şi gestionarul centralei formată din module generatoare offshore, în special în cazul în care acestea se aplică în situaţiile prevăzute la punctul i). (f) trebuie să respecte următoarele cerinţe în ceea ce priveşte schemele de protecţie electrică şi setările aferente: i. sistemele de protecţie necesare pentru centrala formată din module generatoare offshore şi pentru reţeaua electrică, precum şi setările relevante pentru centrala formată din module generatoare offshore trebuie să fie coordonate şi agreate de către ORR şi gestionarul centralei formată din module generatoare situată în larg, în procesul de racordare. OTS colaborează cu OD şi gestionarul centralei formate din module generatoare pentru coordonarea protecţiilor ţinând cont de valoarea de variaţie a frecvenţei rezultată din studiile periodice privind inerţia sistemului sincron Europa Continentală din care face parte. Sistemele de protecţie şi setările acestora pentru defectele electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa unei centrale formată din module generatoare offshore. Sistemele de protecţii şi automatizare trebuie să respecte cel puţin următoarele cerinţe: 1. sistemul de protecţii electrice trebuie să asigure protecţia împotriva defectelor interne ale modulelor generatoare care intră în componenţa centralei şi să asigure protecţie de rezervă împotriva defectelor şi regimurilor anormale de funcţionare din reţeaua electrică unde acestea sunt racordate; 2. sistemul de protecţii electrice trebuie să fie performant, de fiabilitate ridicată şi organizat în grupe cu funcţionalitate redundantă (în cazul în care s-a stabilit alegerea a două grupe de protecţie); protecţiile trebuie să fie selective, sensibile, capabile să detecteze defecte interne şi externe, separate fizic şi galvanic de la sursele de alimentare cu tensiune operativă, de la transformatoarele de măsură de tensiune şi curent până la dispozitivele de execuţie a comenzilor. Sistemul de protecţii electrice trebuie să fie prevăzut cu funcţii extinse de autotestare şi auto-diagnoză şi cu funcţii de înregistrare a evenimentelor şi de oscilografiere. Sistemul de protecţii electrice trebuie prevăzut cu interfeţe standard de comunicaţie pentru integrarea la un sistem local de achiziţie date, supraveghere şi control; 3. sistemul de protecţii electrice poate fi organizat, unde este necesar (de regulă când punctul de racordare offshore are tensiunea ≥110 kV) în două grupe de protecţii independente şi redundante, atât pentru centrala formată din module generatoare offshore, cât şi pentru racord, după caz. ii. protecţia electrică a centralei formată din module generatoare offshore are întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi securitatea personalului şi a publicului, precum şi de atenuarea oricărei avarii survenite la centrala formată din module generatoare offshore. iii. ORR şi gestionarul centralei formată din module generatoare offshore se coordonează şi convin ca sistemele de protecţie să asigure, cel puţin, protecţia la următoarele defecte, astfel: A. protecţiile din centrala formată din module generatoare offshore, transformatorului ridicător de tensiune şi ale transformatorului de servicii proprii sau auxiliare, asigurate de către gestionarul centralei formată din module generatoare offshore, pentru: 1. defecte interne ale modulelor generatoare offshore din centrală,ale transformatorului ridicător de tensiune şi eventual ale transformatorului de servicii proprii (scurtcircuite sau puneri la pământ); 2. defecte interne ale transformatorului ridicător de tensiune al modulului generator offshore care intră în componenţa centralei; 3. scurtcircuite sau puneri la pământ pe cablul de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse; 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă; 5. tensiune maximă şi minimă la bornele modulului generator offshore din centrala; B. protecţii asigurate de gestionarul centralei formată din module generatoare offshore şi/sau ORR, după caz, pentru: 1. scurtcircuite sau puneri la pământ pe cablul de evacuare în reţeaua electrică a puterii produse; 2. tensiune maximă şi minimă în punctul de racordare offshore/delimitare după caz; 3. frecvenţă maximă şi minimă în punctul de racordare offshore/delimitare, după caz; 4. scurtcircuite sau puneri la pământ în reţeaua electrică, ca protecţie de rezervă; iv. modificările schemelor de protecţie necesare pentru centrala formată din module generatoare offshore şi pentru reţeaua electrică şi ale setărilor relevante pentru elementele de generare se convin în prealabil între ORR şi gestionarul centralei formată din module generatoare offshore; (g) dispozitivele de protecţie şi control trebuie să se organizeze de către gestionarul centralei formată din module generatoare offshore, în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităţilor: i. protecţia reţelei de cabluri şi a centralei formată din module generatoare offshore; ii. inerţia artificială, dacă este cazul; iii. reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active); iv. restricţii de putere; v. limitarea rampelor de variaţie a puterii. (h) referitor la schimbul de informaţii: i. sistemele de protecţie/control şi de automatizare ale centralelor formate din module generatoare offshore trebuie să fie capabile să schimbe informaţii în timp real sau periodic cu ORR; ii. ORR, în coordonare cu OTS, stabileşte conţinutul schimburilor de informaţii, furnizate de către gestionarul centralei formată din module generatoare offshore, care cuprinde cel puţin următoarele date transmise în timp real: puterea activă, puterea activă programată, după caz, puterea reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare offshore în c.a., semnalele de stare şi comenzile privind poziţia întreruptorului, poziţia separatoarelor şi semnalul de stare de funcţionare cu/fără răspuns automat la abaterile de frecvenţă. Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore asigură transmiterea semnalelor prin una sau două căi de comunicaţie independente (stabilite prin ATR); de regulă, calea principală este asigurată prin suport de fibră optică. (i) centralele formate din module generatoare offshore trebuie să aibă posibilitatea de a se deconecta de la reţea în mod automat la pierderea stabilităţii în funcţionare. Criteriile de deconectare de tipul protecţiei împotriva asimetriei de curent, a întreruperii unei faze precum şi timpul critic de deconectare, se convin între gestionarul centralei formată din module generatoare offshore, ORR şi OTS. (j) referitor la dispozitivele de măsură şi control: i. centralele formate din module generatoare offshore trebuie să fie dotate cu dispozitive care să asigure înregistrarea defectelor şi monitorizarea comportamentului dinamic în sistem, acestea fiind de regulă, osciloperturbografe sau echipamente care pot înlocui funcţiile asigurate de osciloperturbografe. Aceste dispozitive trebuie să asigure înregistrarea următorilor parametri: 1. tensiunile de pe toate cele trei faze; 2. curentul pe fiecare fază; 3. puterea activă pe toate cele trei faze; 4. puterea reactivă pe toate cele trei faze; 5. frecvenţa. ORR are dreptul să stabilească performanţele parametrilor puşi la dispoziţie prin intermediul dispozitivelor menţionate anterior, cu condiţia convenirii prealabile a acestora cu gestionarul centralei formată din module generatoare offshore. ii. setările echipamentului de înregistrare a defectelor, inclusiv criteriile de pornire a înregistrării şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul centralei formată din module generatoare offshore şi ORR la momentul PIF şi se consemnează prin dispoziţii scrise. Acestea cuprind şi un criteriu de pornire de detectare oscilaţiilor între centrală şi punctul de conexiune terestru al cablului de evacuare, stabilit de OTS; iii. ORR, OTS şi gestionarul centralei formată din module generatoare offshore stabilesc de comun acord necesitatea includerii unui criteriu de detectare al oscilaţiilor între centrală şi punctul de conectare a cablului de evacuare a energiei electrice produse, pentru monitorizarea comportamentului dinamic al sistemului, cu scopul de a detecta oscilaţiile cu amortizare insuficientă (neamortizate); iv. sistemul de monitorizare a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să permită accesul la informaţii al gestionarului centralei formată din module generatoare offshore şi al ORR. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionarul centralei formată din module generatoare offshore, ORR şi OTS înainte de alegerea echipamentelor pentru monitorizare. (k) modelele de simulare a funcţionării centralei formată din module generatoare offshore: i. la solicitarea ORR sau a OTS, gestionarul centralei formată din module generatoare offshore trebuie să furnizeze modele de simulare a funcţionării centralei formată din module generatoare offshore, care să reflecte comportamentul centralei formată din module generatoare situată în larg, atât în regim staţionar, cât şi dinamic (inclusiv pentru fenomene electromagnetice tranzitorii, dacă este solicitat). Modele furnizate trebuie să fie validate de rezultatele testelor de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice de racordare. Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore transmite ORR sau OTS rezultatele testelor de tip, dovedite prin certificate de verificare recunoscute pe plan european, realizate de un organism de certificare autorizat; ii. modelele furnizate de gestionarul centralei formată din module generatoare offshore trebuie să conţină următoarele sub-modele, în funcţie de componentele individuale: 1. modelul generatorului offshore care intră în componenţa centralei; 2. reglajul frecventei şi al puterii active; 3. reglajul tensiunii; 4. modelele protecţiilor centralelor formate din module generatoare offshore, aşa cum au fost convenite între ORR şi gestionarul centralei formată din module generatoare offshore. iii. la solicitarea ORR, OTS specifică: 1. formatul în care urmează să fie furnizate modelele de simulare, inclusiv programul de calcul utilizat; 2. documentaţia privind structura unui model matematic şi schema electrică; 3. estimarea puterii minime şi maxime de scurtcircuit în punctul de racordare offshore exprimată în MVA, ca echivalent de reţea. iv. gestionarul centralei formată din module generatoare offshore furnizează ORR, la cerere, înregistrări ale performanţelor centralei formată din module generatoare offshore. ORR sau OTS poate face o astfel de solicitare, în vederea comparării răspunsului modelelor şi simulărilor pe model realizate cu înregistrările reale de funcţionare. (l) referitor la montarea de dispozitive pentru operarea sistemului şi a dispozitivelor pentru siguranţa în funcţionare a sistemului, în cazul în care ORR sau OTS consideră că într-o centrală formată din module generatoare offshore este necesar să se instaleze dispozitive suplimentare pentru a menţine sau restabili funcţionarea acesteia sau siguranţa în funcţionare a sistemului. ORR, gestionarul centralei formată din module generatoare offshore şi OTS analizează şi convin asupra soluţiei adecvate; (m) ORR stabileşte, în coordonare cu OTS, limitele minime şi maxime pentru viteza de variaţie a puterii active produse de centrala formată din module generatoare offshore (limitele rampelor), în ambele direcţii la creştere şi la scădere, luând în considerare caracteristicile sursei primare. De regulă această viteză de variaţie este în gama (10÷30)% P(max)/min, egală în ambele direcţii la creştere şi la scădere; (n) legarea la pământ a punctului neutru pe partea spre reţea a transformatoarelor ridicătoare de tensiune trebuie să respecte specificaţiile ORR. ART. 172 Centralele formate din module generatoare offshore racordate în c.a. trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune: (a) trebuie să fie capabile să furnizeze componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare offshore în c.a./delimitare, după caz, în cazul defectelor simetrice (trifazate), în următoarele condiţii: i. centrala formată din module generatoare offshore trebuie să poată activa furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect: 1. asigurarea furnizării componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare/delimitare offshore, după caz, corespunzătoare variaţiei de tensiune cu un factor de proporţionalitate (k) de 2 până la 10 conform formulei DeltaI = k * DeltaU sau 2. măsurarea variaţiilor de tensiune la bornele modulelor generatoare ale centralelor formate din module generatoare offshore şi furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect la bornele acestora (componenta de curent reactiv); ii. ORR, în colaborare cu OTS, prevede: 1. modul şi momentul în care se determină o abatere de tensiune, precum şi durata abaterii. Abaterea de tensiune se determină când tensiunea măsurată fie în punctul de racordare offshore, fie la bornele modulului generator este mai mică de 0.85 U(ref) (0,85 u.r). Durata abaterii se consideră până în momentul în care tensiune revine la o valoare mai mare de 0,85 U(ref) (0,85 u.r.); 2. caracteristicile componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, inclusiv intervalul de timp pentru măsurarea abaterii tensiunii şi a componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect pentru care curentul şi tensiunea pot fi măsurate în mod diferit faţă de metoda stabilită la art. 172, alin. (a), pct. i); 3. sincronizarea şi acurateţea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, care poate include mai multe etape în timpul şi după eliminarea unui defect. Astfel, modulul generator trebuie să injecteze imediat după defect (la sesizarea scăderii tensiunii, conform punctului anterior) în maximum 50 ms, un curent reactiv dependent de amplitudinea golului de tensiune (a tensiunii remanente) cu un factor de proporţionalitate între (2÷10). Curentul reactiv injectat trebuie să se menţină pe toată durata căderii de tensiune conform profilului tensiunii definit de trecerea peste defect din figura 6.1 şi să se anuleze imediat după eliminarea defectului (conform IGD Fault current contribution from PPMS & HVDC). (b) în ceea ce priveşte furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în cazul defectelor asimetrice monofazate sau bifazate, ORR în colaborare cu OTS, au dreptul de a stabili cerinţe pentru componenta asimetrică a curentului de defect. De regulă, cerinţele privind componenta asimetrică a curentului de defect sunt similare cerinţelor privind componenta simetrică a curentului de defect descrisă mai sus (fig. 6.1). Aceste cerinţe se aduc la cunoştinţa gestionarului. (c) trebuie să fie capabile să furnizeze putere reactivă suplimentară, stabilită de ORR, care trebuie furnizată în punctul de racordare offshore/delimitare, după caz, al centralei formată din module generatoare offshore dacă acesta nu se află nici la bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune, nici la bornele terminale ale modulelor generatoare offshore componente centralei electrice, în cazul în care nu există un transformator ridicător de tensiune. Puterea reactivă suplimentară trebuie să compenseze puterea reactivă a cablurilor de înaltă tensiune situate între bornele unităţilor generatoare şi punctul de racordare offshore. Puterea reactivă suplimentară trebuie să fie asigurată printr-un echipament dedicat pus la dispoziţie de către gestionarul centralei formată din module generatoare offshore. Această putere reactivă suplimentară este stabilită printr-un studiu de compensare a puterii reactive în punctul de racordare offshore; (d) să fie capabile să producă putere reactivă la capacitate maximă, cu respectarea următoarelor cerinţe: i. gestionarul centralei formată din module generatoare offshore trebuie să prezinte un contur al diagramei U-Q/P(max), care poate lua orice formă în limitele căruia centrala formată din module generatoare offshore este capabilă să furnizeze/absoarbă putere reactivă la variaţii de tensiune şi la funcţionare la capacitate maximă; conturul trebuie analizat şi aprobat de OTS în consultare cu ORR; ii. diagrama U-Q/P(max) este stabilită de ORR în colaborare cu OTS, în conformitate cu următoarele principii: 1. conturul U-Q/P(max) nu depăşeşte conturul diagramei U-Q/P(max), reprezentat de conturul interior din figura 7; 2. dimensiunile conturului diagramei U-Q/P(max) (intervalul Q/P(max) şi domeniul de tensiune) se încadrează în valorile maxime stabilite în tabelul 5; 3. poziţionarea diagramei U-Q/P(max) se încadrează în conturul exterior fix din figura 7; şi 4. diagrama U-Q/P(max) stabilită pentru centrala formată din module generatoare offshore poate avea orice formă, luând în considerare posibilele costuri de realizare a capacităţii de producere a puterii reactive la scăderi de tensiune şi de absorbţie de putere reactivă la creşteri de tensiune. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 7 Diagrama U-Q/P(max) a unei centrale formată din module generatoare offshore Figura 7 reprezintă limitele tipice ale diagramei U-Q/P(max) ca dependenţă între tensiunea (în unităţi relative) în punctul de racordare offshore, exprimată ca raportul dintre valoarea reală şi valoarea de referinţă,(110 kV, 220 kV şi 400 kV) şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi puterea activă maximă [P(max)]. Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei sunt orientative, OTS putând solicita, în funcţie de condiţiile de sistem din punctul de racordare/delimitare, după caz, şi alte forme ale diagramei U-Q/P(max) în intervalul maxim de Q/P(max) de 0,75. Tabelul 5: Parametrii pentru înfăşurătoarea interioară din figura 7
┌───────────────┬──────────────────────┐
│ │Domeniul maxim al │
│Intervalul │nivelului │
│maxim de │de tensiune în regim │
│Q/P(max) │permanent, exprimat în│
│ │unităţi relative u.r. │
├───────────────┼──────────────────────┤
│0,75 │0,200 │
└───────────────┴──────────────────────┘
iii. cerinţa privind capabilitatea de furnizare a puterii reactive se aplică raportat la punctul de racordare offshore în curent alternativ/de delimitare, după caz. Pentru formele conturului, altele decât cele dreptunghiulare, domeniul de tensiune reprezintă valorile limită cele mai mari şi cele mai mici. Prin urmare, nu se preconizează ca întregul interval de putere reactivă să fie disponibil în domeniul de tensiuni în regim permanent. (e) în ceea ce priveşte capabilitatea de producere de putere reactivă sub puterea maximă (sub P(max)): i. ORR în colaborare cu OTS stabileşte cerinţele privind capabilitatea de furnizare a puterii reactive şi stabileşte un contur P-Q/P(max) de orice formă în limitele căruia centrala formată din module generatoare offshore furnizează puterea reactivă sub puterea sa maximă dată de diagrama P-Q; ii. limitele diagramei de capabilitate P-Q/P(max) sunt stabilite de ORR în colaborare cu OTS, în conformitate cu următoarele principii: 1. conturul P-Q/P(max) nu trebuie să depăşească conturul diagramei P- Q/P(max), reprezentat de conturul interior din figura 8; 2. domeniul Q/P(max) de pe conturul diagramei P-Q/P(max) este stabilit în tabelul 5; 3. domeniul de putere activă de pe conturul diagramei P-Q/P(max) la putere reactivă zero este de 1 u.r. P(max) 4. conturul diagramei P-Q/P(max) poate avea orice formă şi include condiţii pentru capabilitatea de producere de putere reactivă la putere activă zero; şi 5. poziţia conturului diagramei P-Q/P(max) trebuie să se încadreze în conturul exterior fix din figura 8; iii. atunci când funcţionează la o putere activă sub puterea maximă (P < P(max)), centrala formată din module generatoare offshore trebuie să fie capabilă să furnizeze putere reactivă pentru orice punct de funcţionare din interiorul diagramei sale de capabilitate P-Q/P(max), dacă toate unităţile respectivei centrale formată din module generatoare offshore care produc energie sunt disponibile din punct de vedere tehnic, şi nu sunt retrase din funcţionare pentru mentenanţă sau din cauza unei avarii, deoarece, în caz contrar, este posibilă diminuarea capacităţii de producere de putere reactivă, în funcţie de disponibilităţile tehnice. (a se vedea imaginea asociată) Fig. 8. Diagrama P-Q/P(max) a unei centrale formată din module generatoare offshore Figura 8 reprezintă limitele tipice ale diagramei P-Q/P(max) ca dependenţă între puterea activă în punctul de racordare, exprimată prin raportul dintre valoarea reală şi puterea activă maximă considerată în unităţi relative, şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi puterea maximă (P(max)). Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei interne sunt orientative, OTS putând solicita, în funcţie de condiţiile de sistem din punctul de racordare/delimitare, după caz, şi alte forme ale diagramei U-Q/P(max) în intervalul maxim de Q/P(max) de 0,75. iv. centrala formată din module generatoare offshore trebuie să fie capabilă să-şi modifice punctul de funcţionare în orice punct al diagramei sale P-Q/P(max) în timpul necesar atingerii valorii de referinţă solicitate de ORR. (f) în ceea ce priveşte modurile de comandă a puterii reactive: i. centrala formată din module generatoare offshore trebuie să aibă capabilitatea de a furniza automat putere reactivă în modul de reglaj al tensiunii, modul de reglaj al puterii reactive sau în modul de reglaj al factorului de putere; ii. în ceea ce priveşte modul de reglaj de tensiune, centrala formată din module generatoare offshore trebuie să fie capabilă să contribuie la reglajul tensiunii în punctul de conectare/racordare terestru prin asigurarea schimbului necesar de putere reactivă cu reţeaua, la o valoare de referinţă a tensiunii de cel puţin în domeniul (0,95÷1,05) u.r. cu o referinţă prescrisă în paşi care nu depăşesc 0,01 u.r., cu o rampă minimă de (2÷7)% în paşi maximi de 0,5%. Puterea reactivă produsă este zero atunci când valoarea tensiunii de reţea în punctul de racordare offshore este egală cu valoarea de referinţă a tensiunii. iii. referinţa poate fi realizată cu sau fără o bandă moartă selectabilă într-un domeniu de la 0 la ±5% U(ref), unde U(ref) = U(n), în paşi de cel mult 0,5% U(ref); iv. după o modificare de tip treaptă a tensiunii, o centrală formată din module generatoare situată în larg trebuie să fie capabilă să atingă 90% din valoarea treptei în momentul t(1), stabilit de ORR în intervalul de (1÷5) secunde, de regulă 1 secundă şi trebuie să se stabilească la valoarea solicitată într-un timp t(2), stabilit de ORR în intervalul de (5÷60) secunde, de regulă 10 secunde. Modificarea tensiunii realizată de către centrala formată din module generatoare offshore va urma o pantă de variaţie dată de timpii t(1) şi t(2), iar valoarea solicitată va fi realizată cu o toleranţă a puterii reactive în regim permanent de cel mult 5% din valoarea maximă a puterii reactive. ORR stabileşte specificaţiile pentru intervalele de timp t(1) şi t(2); v. în ceea ce priveşte modul de reglaj al puterii reactive, centrala formată din module generatoare offshore trebuie să permită stabilirea valorii de referinţă a puterii reactive oriunde în domeniul de putere reactivă, stabilit la art. 172, lit. (c) şi (d), cu paşi de reglaj de cel mult 5 MVAr sau 5% (dacă această valoare este mai mică) din puterea reactivă totală, reglând puterea reactivă în punctul de racordare offshore cu o precizie de plus sau minus 5 MVAr sau plus sau minus 5% (dacă această valoare este mai mică) din puterea reactivă totală; vi. în ceea ce priveşte modul de reglaj al factorului de putere, centrala formată din module generatoare offshore trebuie să permită reglajul factorului de putere la punctul de racordare offshore în domeniul/conturul diagramei P-Q/P(max) prevăzut de putere reactivă, stabilit de ORR în conformitate cu art. 172, lit. (c) şi (d), cu un factor de putere setat în paşi care nu depăşesc 0,01. ORR stabileşte valoarea factorului de putere solicitat, toleranţa şi durata de realizare a factorului de putere solicitat în urma unei schimbări bruşte a puterii active. Toleranţa factorului de putere solicitat se exprimă prin toleranţa puterii reactive corespunzătoare valorii de putere activă produsă, dar care nu va depăşi 1% din valoarea puterii maxime reactive a modulului generator offshore din centrală; vii. ORR în cooperare cu OTS şi cu gestionarul centralei formată din module generatoare offshore, precizează care dintre aceste trei opţiuni privind modul de reglaj al puterii reactive (reglaj de tensiune, de putere reactivă sau de factor de putere) cu valorile de referinţă asociate trebuie aplicate, şi ce alte echipamente sunt necesare pentru ca acest reglaj al valorii de referinţă să poată fi realizat de la distanţă; (g) în ceea ce priveşte ierarhizarea contribuţiei puterii active sau reactive, OTS precizează care dintre acestea are prioritate în timpul defectelor pentru care se solicită capabilitatea de trecere peste defect. Dacă se acordă prioritate contribuţiei puterii active, furnizarea acesteia se stabileşte cel târziu la 150 ms de la începerea defectului; (h) în ceea ce priveşte amortizarea oscilaţiilor de putere, dacă acest lucru este specificat de către OTS la emiterea ATR-ului, centrala formată din module generatoare offshore trebuie să fie capabilă să contribuie la amortizarea oscilaţiilor de putere între centrală şi punctul de racordare offshore. Caracteristicile sistemelor de reglaj al tensiunii şi puterii reactive ale centralelor formate din module generatoare offshore nu trebuie să afecteze în mod negativ atenuarea oscilaţiilor de putere. ART. 173 Fără a aduce atingere dispoziţiilor prevăzute la art. 168, lit. (a), o centrală formată din module generatoare offshore racordată în curent alternativ trebuie să poată rămâne conectată la reţeaua electrică şi să funcţioneze în domeniul de tensiune al reţelei în punctul de racordare offshore faţă de tensiunea de referinţă 1 u.r., şi pe duratele indicate în tabelele 6.1.şi 6.2.. Tabelul 6.1. Durata minimă de funcţionare a unei centrale formată din module generatoare offshore pentru tensiunea de 110 kV, respectiv 220 kV
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniul de │Perioada de │
│tensiune │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│0,85 u.r. - 0,90 │60 de minute │
│u.r. │ │
├──────────────────┼───────────────────┤
│0,90 u.r. - 1,118 │Nelimitată │
│u.r. │ │
├──────────────────┼───────────────────┤
│1,118 u.r. - 1,15 │20 de minute │
│u.r. │ │
└──────────────────┴───────────────────┘
Notă: Tabelul 6.1. prezintă duratele minime de timp în care o centrală formată din module generatoare offshore racordată în curent alternativ trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunilor de reţea în punctul de racordare offshore, se abate de la valoarea referinţă 1 u.r., pentru cazul în care valoarea de referinţă este 110 kV şi 220 kV. De regulă, valoarea maximă de funcţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 110 kV este de 123 kV respectiv pentru tensiunea nominală de 220 kV este de 245 kV, ca valori absolute. Pentru zone de reţea în care se convin durate mai mari de funcţionare de 20 minute la valori ale tensiunii în intervalul 1,118 u.r - 1,15 u.r., durata maximă nu poate depăşi 60 minute. Valorile se stabilesc în baza unor convenţii de exploatare încheiate între utilizatori şi ORR. Tabelul 6.2. Durata minimă de funcţionare a unei centrale formată din module generatoare offshore pentru tensiunea de 400 kV
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Domeniul de │Perioada de │
│tensiune │funcţionare │
├──────────────────┼───────────────────┤
│0,85 u.r. - 0,90 │60 de minute │
│u.r. │ │
├──────────────────┼───────────────────┤
│0,90 u.r. - 1,05 │Nelimitată │
│u.r. │ │
├──────────────────┼───────────────────┤
│1,05 u.r. - 1,10 │20 de minute │
│u.r. │ │
└──────────────────┴───────────────────┘
Notă: Tabelul 6.2. prezintă duratele minime de timp în care o centrală formată din module generatoare offshore conectată în curent alternativ trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunilor de reţea în punctul de racordare offshore, se abate de la valoarea referinţă 1 u.r., pentru cazul în care valoarea de referinţă este 400 kV. Pentru zone de reţea în care se convin durate mai mari de funcţionare de 20 minute la valori ale tensiunii în intervalul 1,05 u.r. - 1,1 u.r., durata maximă nu poate depăşi 60 minute. Valorile vor fi convenite în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR ART. 174 Operatorul de reţea poate solicita, în ATR, instalarea suplimentară în centrala formată din module generatoare offshore a unor sisteme de automatizare destinate reducerii rapide a puterii, respectiv până la oprire, în cazuri justificate, pentru protecţia instalaţiilor persoanelor şi a mediului. ART. 175 Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore este obligat să asigure protejarea instalaţiilor şi echipamentelor componente ale centralei formată din module generatoare offshore şi ale instalaţiilor auxiliare împotriva defectelor din instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea corectă a protecţiilor de declanşare a centralei formată din module generatoare offshore sau la incidentele din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor în reţea, supratensiuni tranzitorii etc.), precum şi în cazul apariţiei unor condiţii tehnice excepţionale/anormale de funcţionare. ART. 176 Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore trebuie să pună la dispoziţia operatorului de reţea tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, curent electric şi declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect, la interfaţa centralei formată din module generatoare offshore şi punctul de racordare offshore aparţinând SEN. ART. 177 În regim normal de funcţionare al reţelei, centrala formată din module generatoare offshore nu trebuie să producă în punctul de racordare offshore variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 5% din tensiunea nominală a reţelei la care este racordată. ART. 178 Indiferent de numărul elementelor de generare componente şi al instalaţiilor auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, centrala formată din module generatoare offshore trebuie să asigure în punctul de racordare offshore cerinţele normelor tehnice, în vigoare, privind calitatea energiei electrice. ART. 179 ORR poate solicita, după caz, monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice în punctul de racord offshore al centralei formată din module generatoare offshore şi integrarea echipamentului de monitorizare permanentă în sistemul de monitorizare al calităţii energiei electrice propriu. ART. 180 ORR va lua toate măsurile necesare astfel încât condiţiile specificate în prezenta normă tehnică să fie respectate, fără ca siguranţa în funcţionare a sistemului să fie pusă în pericol. ART. 181 (1) Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare către ORR şi OTS. (2) Centrala formată din module generatoare offshore se integrează în sistemul DMS-SCADA/EMS-SCADA al ORR şi asigură cel puţin schimbul de semnale: puterea activă, puterea reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare offshore, consemne pentru puterea activă şi puterea reactivă, semnale de stare şi comenzi: poziţie întreruptor şi poziţie separatoare. (3) Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore asigură transmiterii semnalelor prin două căi de comunicaţie independente, din care cel puţin una este asigurată prin suport de fibră optică (stabilite prin ATR). ART. 182 Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore trebuie să asigure alimentarea cu energie electrică a instalaţiilor de monitorizare, de reglaj şi de transmitere a datelor prevăzute la art. 181 astfel încât acestea să fie disponibile cel puţin trei ore după pierderea sursei de alimentare. ART. 183 (1) Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore trebuie să asigure căi de comunicaţie cu rezervare de la instalaţiile de monitorizare sau instalaţiile de reglaj ale centralei formate din module generatoare offshore până la interfaţa cu ORR aflată într-o locaţie acceptată de acesta, la performanţele solicitate de ORR şi în conformitate cu prevederile art. 181. (2) Întreţinerea căii de comunicaţie între centrala formată din module generatoare offshore şi interfaţa ORR este în sarcina gestionarului centralei formate din module generatoare. ART. 184 (1) Integrarea în sistemele EMS-SCADA, DMS-SCADA, după caz, şi în sistemul de monitorizare a energiei electrice se realizează prin grija gestionarului centralei formată din module generatoare offshore. (2) Instalaţiile de comandă şi achiziţie de date ca sisteme de interfaţă între centrala formată din module generatoare offshore şi reţeaua electrică de transport/distribuţie se stabilesc prin ATR. ART. 185 Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul DMS-SCADA/EMS-SCADA al ORR, la caracteristicile solicitate de acesta. ART. 186 Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore are obligaţia de a permite accesul ORR şi OTS la ieşirile din sistemele de măsurare proprii pentru tensiune, curent, frecvenţă, puteri active şi reactive şi la informaţiile referitoare la echipamentele de comutaţie care indică starea instalaţiilor şi a semnalelor de alarmă, în scopul transferului acestor informaţii către interfaţa cu sistemul de control şi achiziţii de date DMS- SCADA, respectiv EMS-SCADA şi cu sistemul de telemăsurare. CAP. V DISPOZIŢII TRANZITORII ŞI FINALE ART. 187 Prezenta normă tehnică poate fi revizuită în urma definitivării armonizării la nivel european a cerinţelor generale prevăzute în Regulament sau datorită intrării în vigoare a altor coduri paneuropene. ART. 188 Centralele formate din module generatoare, de categorie A, trebuie să îndeplinească în punctul de racordare/delimitare, după caz, condiţiile tehnice de racordare prevăzute la art. 6-16, aferente modulelor generatoare de categorie A. ART. 189 Anexele nr. 1-8 fac parte integrantă din prezenta normă tehnică. ANEXA 1 la norma tehnică Date tehnice ale modulelor generatoare de categorie A 1. Gestionarul modulului generator are obligaţia de a transmite ORR datele tehnice prevăzute în tabelul 1A, în conformitate cu prevederile prezentei norme tehnice. 2. În cadrul procedurii de notificare pentru racordare a modulelor generatoare şi de verificare a conformităţii acestora cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public, ORR poate solicita date suplimentare pentru fiecare etapă a procesului de notificare şi de verificare a conformităţii. 3. Datele standard de planificare (S), comunicate prin cererea de racordare şi utilizate în studiile (fişele) de soluţie, reprezintă totalitatea datelor tehnice generale care caracterizează modulul generator de categorie A. 4. Datele detaliate pentru planificare (D) sunt date tehnice care permit analize speciale de stabilitate statică şi tranzitorie, dimensionarea instalaţiilor de automatizare şi reglajul protecţiilor, precum şi alte date necesare în programarea operativă; datele detaliate pentru planificare (D) se transmit ORR cu minimum 1 lună înainte de PIF. 5. Datele, validate şi completate la PIF sunt confirmate în procesul de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public (R). Tabelul 1A. Date pentru modulele generatoare de categorie A
┌────────────────┬───────────┬─────────┐
│Descrierea │Unitatea de│Categoria│
│datelor │măsură │datelor │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Punctul de │ │ │
│racordare/ │Text, │S, D, R │
│delimitare, după│schemă │ │
│caz │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală în │ │ │
│punctul de │kV │S, D, R │
│racordare/ │ │ │
│delimitare, după│ │ │
│caz │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│MVA │S, D, R │
│aparentă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere netă │MW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală produsă│MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă produsă │MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │kV │S, D, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă│ │ │
│/minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere reactivă │MVAr │S, D, R │
│maximă la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere reactivă │MVAr │S, D, R │
│minimă la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama de │Date │ │
│capabilitate │grafice │D, R │
│P-Q*) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama de │ │ │
│variaţie a │ │ │
│datelor tehnice │ │ │
│în │ │ │
│funcţie de │ │R │
│abaterile faţă │ │ │
│de condiţiile │ │ │
│standard de │ │ │
│mediu*) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│ │ │
│trecere peste │Diagramă │S,D,R │
│defect LVRT*) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţiile de │ │ │
│protecţie │Text │D │
│interne │ │ │
│conţinute │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru module generatoare de tip │
│eolian (după caz) │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Tipul unităţii │ │ │
│eoliene │Descriere │S, R │
│(cu ax orizontal│ │ │
│/vertical) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diametrul │m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Înălţimea axului│m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │Text │S, R │
│palelor (pitch/ │ │ │
│stall) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │ │ │
│vitezei (fix/cu │Text │S, R │
│două │ │ │
│viteze/variabil)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │Descriere │S, R │
│generator │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip, însoţite de│ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │ │ │
│recunoscute │certificate│D │
│pe plan european│ │ │
│pentru variaţii │ │ │
│de frecvenţă, │ │ │
│de tensiune şi │ │ │
│trecere peste │ │ │
│defect │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │ │ │
│convertor de │ │ │
│frecvenţă şi │kW │S,R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza de │ │ │
│variaţie a │MW/min │S,R │
│puterii active │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal│A │S, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │V │S, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de pornire │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │ │ │
│(corespunzătoare│m/s │S, R │
│puterii │ │ │
│nominale) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de deconectare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Variaţia puterii│ │ │
│generate cu │Tabel │S, R │
│viteza vântului │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
│electrice │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Coeficient de │ │ │
│flicker la │ │S │
│funcţionare │ │ │
│continuă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factorul treaptă│ │ │
│de flicker │ │ │
│pentru operaţii │ │S │
│de │ │ │
│comutare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│variaţie a │ │S │
│tensiunii │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval │ │ │
│de 10 minute │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval │ │ │
│de 2 ore │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru module generatoare de tip │
│fotovoltaic │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Numărul de │ │ │
│panouri │Număr │S │
│fotovoltaice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul panourilor│Descriere │D │
│fotovoltaice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│a panoului │kW │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă a│ │ │
│panoului │kW │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru invertoarele utilizate │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Numărul de │Număr │S │
│invertoare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul │Descriere │S │
│invertorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip pentru │ │ │
│invertoare, │ │ │
│însoţite │ │ │
│de rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │certificate│D │
│recunoscute pe │ │ │
│plan european │ │ │
│pentru │ │ │
│variaţii de │ │ │
│frecvenţă, de │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere │ │ │
│peste defect │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│de intrare │kW │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă │ │ │
│de intrare │kW │S │
│recomandată │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│tensiune de │V │S │
│intrare (c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea maximă│ │ │
│de intrare │V │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul maxim │ │ │
│de intrare │A │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală de │kW │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă de ieşire│kW │S │
│(c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│nominală de │kVAr │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală de │V, kV │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal│A │S │
│de ieşire (c.a.)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │Hz │S │
│frecvenţă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│reglaj al │ │D │
│factorului de │ │ │
│putere │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul propriu│W │D │
│maxim (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul pe timp│W │D │
│de noapte (c.a.)│ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
│electrice │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│variaţii ale │ │ │
│puterii │ │S │
│[DeltaS/S(sc)] │ │ │
│pe minut │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Valoarea maximă │ │ │
│pentru │ │ │
│variaţiile │V, kV │S │
│rapide de │ │ │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│curent electric │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│curent electric │ │S │
│(până la │ │ │
│armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│tensiune (până │ │S │
│la armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│nesimetrie de │ │ │
│secvenţă │ │S │
│negativă de │ │ │
│tensiune │ │ │
└────────────────┴───────────┴─────────┘
*) Date opţionale, funcţie de dotarea modulului generator Notă: În funcţie de necesităţile privind siguranţa în funcţionare a SEN, operatorul de reţea relevant şi OTS pot solicita de la gestionarul modulului generator informaţii suplimentare celor prevăzute în tabelul 1A. ANEXA 2 la norma tehnică Date tehnice ale modulelor generatoare de categorie B 1. Gestionarul modulului generator are obligaţia de a transmite ORR datele tehnice prevăzute în tabelul 1B, în conformitate cu prevederile prezentei norme tehnice. 2. În cadrul procedurii de notificare pentru racordare a modulelor generatoare şi de verificare a conformităţii acestora cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public, ORR poate solicita date suplimentare pentru fiecare etapă a procesului de notificare şi de verificare a conformităţii. 3. Datele standard de planificare (S), comunicate prin cererea de racordare şi utilizate în studiile de soluţie, reprezintă totalitatea datelor tehnice generale care caracterizează modulul generator de categorie B. 4. Datele detaliate pentru planificare (D) sunt date tehnice care permit analize speciale de stabilitate statică şi tranzitorie, dimensionarea instalaţiilor de automatizare şi reglajul protecţiilor, precum şi alte date necesare în programarea operativă; datele detaliate pentru planificare (D) se transmit ORR cu minimum 3 luni înainte de PIF. 5. Datele, validate şi completate la punerea sub tensiune a instalaţiei pentru începerea perioadei de probe, sunt confirmate în procesul de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public (R). Tabelul 1B. Date pentru modulele generatoare de categorie B
┌────────────────┬───────────┬─────────┐
│Descrierea │Unitatea de│Categoria│
│datelor │măsură │datelor │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Punctul de │ │ │
│racordare/ │Text, │S,D,R │
│delimitare, după│schemă │ │
│caz │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală în │ │ │
│punctul de │kV │S, D, R │
│racordare/ │ │ │
│delimitare, │ │ │
│după caz │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului maxim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de modulul generator │
│(înainte de echipamentul de │
│electronică de putere/ │
│după echipamentul de electronică de │
│putere) la un defect: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D │
│(trifazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, │ │ │
│bifazat cu │kA │D │
│pământul şi │ │ │
│monofazat) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului minim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de modulul generator │
│(înainte de echipamentul de │
│electronică de putere/ │
│după echipamentul de electronică de │
│putere) la un defect: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D │
│(trifazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, │ │ │
│bifazat cu │KA │D │
│pământul şi │ │ │
│monofazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│MVA │S, D, R │
│aparentă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere netă │MW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală produsă│MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă produsă │MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │kV │S, D, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă│ │ │
│/minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama de │Date │D, R │
│capabilitate P-Q│grafice │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama de │ │ │
│variaţie a │ │ │
│datelor tehnice │ │ │
│în funcţie de │ │R │
│abaterile faţă │ │ │
│de condiţiile │ │ │
│standard de │ │ │
│mediu │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│ │ │
│trecere peste │Diagramă │S,D,R │
│defect LVRT │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţiile de │ │ │
│protecţie │Text │D │
│interne │ │ │
│conţinute │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Unităţi de transformare: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Număr de │Text │S,D,R │
│înfăşurări │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│pe fiecare │MVA │S,D,R │
│înfăşurare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Raportul nominal│kV/kV │S,D,R │
│de transformare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiune de │ │ │
│scurtcircuit │ │ │
│pentru fiecare │ │ │
│pereche de │ │ │
│înfăşurări (u │ │ │
│(12) pentru │% din U │ │
│transformator cu│(nom), │S, D, R │
│două │la S(nom) │ │
│înfăşurări, u │ │ │
│(12), u(13), u │ │ │
│(23) pentru │ │ │
│transformator cu│ │ │
│trei înfăşurări)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în gol │kW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în │kW │S, D, R │
│sarcină │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul de │% │S, D, R │
│magnetizare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Grupa de │Text │S, D, R │
│conexiuni │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │kV-kV │S, D, R │
│reglaj │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Mărimea treptei │ │ │
│de reglaj şi │% │S, D, R │
│numărul de prize│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Reglaj sub │Da/Nu │D, R │
│sarcină │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tratarea │Text, │S, D, R │
│neutrului │diagrama │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curba de │Diagrama │R │
│saturaţie │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru module generatoare de tip │
│eolian (după caz) │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Tipul unităţii │ │ │
│eoliene (cu ax │Descriere │S, R │
│orizontal/ │ │ │
│vertical) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diametrul │m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Înălţimea axului│m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │Text │S, R │
│palelor (pitch/ │ │ │
│stall) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │ │ │
│vitezei │Text │S, R │
│(fix/cu două │ │ │
│viteze/variabil)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │Descriere │S, R │
│generator │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip, însoţite de│ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │ │ │
│recunoscute pe │certificate│D │
│plan european │ │ │
│pentru variaţii │ │ │
│de frecvenţă, de│ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere │ │ │
│peste defect │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │ │ │
│convertor de │ │ │
│frecvenţă şi │kW │S,R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza de │ │ │
│variaţie a │MW/min │S, R │
│puterii active │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal│A │S, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │V │S, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de pornire │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │ │ │
│(corespunzătoare│m/s │S, R │
│puterii │ │ │
│nominale) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de deconectare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Variaţia puterii│ │ │
│generate cu │Tabel │S, R │
│viteza vântului │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
│electrice │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Coeficient de │ │ │
│flicker la │ │S │
│funcţionare │ │ │
│continuă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factorul treaptă│ │ │
│de flicker │ │S │
│pentru operaţii │ │ │
│de comutare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│variaţie a │ │S │
│tensiunii │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de │ │ │
│10 minute │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de 2 │ │ │
│ore │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Date pentru │ │ │
│module │ │ │
│generatoare de │ │ │
│tip fotovoltaic │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Numărul de │ │ │
│panouri │Număr │S │
│fotovoltaice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul panourilor│Descriere │D │
│fotovoltaice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│a panoului │kW │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă a│ │ │
│panoului │kW │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Date pentru │ │ │
│invertoarele │ │ │
│utilizate │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Numărul de │Număr │S │
│invertoare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul │Descriere │S │
│invertorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip pentru │ │ │
│invertoare, │ │ │
│însoţite de │ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │certificate│D │
│recunoscute pe │ │ │
│plan european │ │ │
│pentru variaţii │ │ │
│de │ │ │
│frecvenţă, de │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere peste │ │ │
│defect │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│de intrare │kW │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă │ │ │
│de intrare │kW │S │
│recomandată │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│tensiune de │V │S │
│intrare (c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea maximă│ │ │
│de intrare │V │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul maxim │ │ │
│de intrare │A │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală de │kW │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă de ieşire│kW │S │
│(c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│nominală de │kVAr │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală de │V, kV │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal│A │S │
│de ieşire (c.a.)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │Hz │S │
│frecvenţă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│reglaj al │ │D │
│factorului de │ │ │
│putere │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul propriu│W │D │
│maxim (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul pe timp│W │D │
│de noapte (c.a.)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Parametrii de │ │ │
│calitate ai │ │ │
│energiei │ │ │
│electrice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│variaţii ale │ │ │
│puterii [DeltaS/│ │S │
│S(sc)] │ │ │
│pe minut │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Valoarea maximă │ │ │
│pentru │ │ │
│variaţiile │V, kV │S │
│rapide de │ │ │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│curent electric │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│curent electric │ │S │
│(până la │ │ │
│armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│tensiune (până │ │S │
│la armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│nesimetrie de │ │ │
│secvenţă │ │S │
│negativă de │ │ │
│tensiune │ │ │
└────────────────┴───────────┴─────────┘
Notă: În funcţie de necesităţile privind siguranţa în funcţionare a SEN, operatorul de reţea relevant şi OTS pot solicita de la gestionarul modulului generator informaţii suplimentare celor prevăzute în tabelul 1B. Gestionarul trebuie să pună la dispoziţia ORR, tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, curent electric şi declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect în punctul de racordare. Notă: În funcţie de necesităţile privind siguranţa în funcţionare a SEN, operatorul de reţea relevant şi OTS pot solicita de la gestionarul modulului generator informaţii suplimentare celor din tabelul 1B. ANEXA 3 la norma tehnică Date tehnice ale modulelor generatoare de categorie C 1. Gestionarul modulului generator are obligaţia de a transmite ORR datele tehnice prevăzute în tabelul 1C, în conformitate cu prevederile prezentei norme tehnice. 2. În cadrul procedurii de notificare pentru racordare a modulelor generatoare şi de verificare a conformităţii acestora cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public, ORR poate solicita date suplimentare pentru fiecare etapă a procesului de notificare şi de verificare a conformităţii. 3. Datele standard de planificare (S), comunicate prin cererea de racordare şi utilizate în studiile de soluţie reprezintă totalitatea datelor tehnice generale care caracterizează modulul generator de categorie C. 4. Datele detaliate pentru planificare (D) sunt date tehnice care permit analize speciale de stabilitate statică şi tranzitorie, dimensionarea instalaţiilor de automatizare şi reglajul protecţiilor, precum şi alte date necesare în programare operativă; datele detaliate pentru planificare trebuie furnizate cu minimum 3 luni înainte de PIF. 5. Datele, validate şi completate la punerea sub tensiune a instalaţiei pentru începerea perioadei de probe, sunt confirmate în procesul de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public (R). Tabelul 1C. Date pentru modulele generatoare de categorie C
┌──────────────────┬───────────┬─────────┐
│Descrierea datelor│Unitatea de│Categoria│
│ │măsură │datelor │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Punctul de │ │ │
│racordare/ │Text, │S, D,R │
│delimitare, după │schemă │ │
│caz │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea nominală│ │ │
│în punctul de │ │ │
│racordare/ │kV │S, D, R │
│delimitare, │ │ │
│după caz │ │ │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului maxim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de modulul generator │
│(înainte de echipamentul de electronică │
│de putere/ │
│după echipamentul de electronică de │
│putere) la un defect: │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │R, D │
│(trifazat) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, bifazat │kA │R, D │
│cu pământul şi │ │ │
│monofazat) │ │ │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului minim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de modulul generator │
│(înainte de echipamentul de electronică │
│de putere/ │
│după echipamentul de electronică de │
│putere) la un defect: │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │R, D │
│(trifazat) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, bifazat │kA │R, D │
│cu pământul şi │ │ │
│monofazat) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală │MVA │S, D,R │
│aparentă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de putere │ │ │
│nominal [cos Phi │- │S, D,R │
│(n)] │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere netă │MW │S, D,R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală produsă │MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă produsă la │MW │S, D, R │
│borne │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea nominală│kV │S, D, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă/ │ │ │
│minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul │ │ │
│serviciilor │ │ │
│proprii la puterea│MW │S, D, R │
│maximă produsă │ │ │
│la borne (după │ │ │
│caz) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă │MVAr │S, D, R │
│maximă la borne │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere reactivă │MVAr │S, D, R │
│minimă la borne │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere activă │MW │S, D, R │
│minimă produsă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de │ │ │
│trecere peste │diagramă │S,D,R │
│defect LVRT │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţii interne de│Text │D │
│protecţie │ │ │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Diagrame │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│Diagrama de │Date │S, D, R │
│capabilitate P-Q │grafice │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama de │ │ │
│variaţie a datelor│ │ │
│tehnice în funcţie│ │ │
│de │ │R │
│abaterile faţă de │ │ │
│condiţiile │ │ │
│standard de mediu │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Răspunsul la │ │ │
│scăderea de │diagrama │R │
│frecvenţă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Răspunsul la │ │ │
│creşterea de │diagrama │R │
│frecvenţă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de setare│% │R │
│al statismului │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Valoarea │% │R │
│statismului s(1) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Banda moartă de │mHz │R │
│frecvenţă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Timpul de │ │ │
│întârziere [timpul│s │R │
│mort, t(1)] │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Timpul de răspuns │s │R │
│[t(2)] │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Zona de │mHz │R │
│insensibilitate │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de │ │ │
│funcţionare │DA/NU │S, D, R │
│insularizată │ │ │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Unităţi de transformare: │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│Număr de │Text │S, D, R │
│înfăşurări │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală │ │ │
│pe fiecare │MVA │S, D, R │
│înfăşurare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Raportul nominal │kV/kV │S, D, R │
│de transformare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiune de │ │ │
│scurtcircuit │ │ │
│pentru fiecare │ │ │
│pereche de │ │ │
│înfăşurări (u(12) │ │ │
│pentru │% din U │ │
│transformator cu │(nom), │S, D, R │
│două │la S(nom) │ │
│înfăşurări, u(12),│ │ │
│u(13), u(23) │ │ │
│pentru │ │ │
│transformator cu │ │ │
│trei înfăşurări) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în gol │kW │S, D, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în │kW │S, D, R │
│sarcină │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul de │% │S, D, R │
│magnetizare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Grupa de conexiuni│Text │S, D, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de reglaj│kV-kV │S, D, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Schema de reglaj │Text, │ │
│(longitudinal sau │diagrama │D, R │
│longo-transversal)│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Mărimea treptei de│ │ │
│reglaj şi numărul │% │S, D, R │
│de prize │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Reglaj sub sarcină│Da/Nu │D, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tratarea neutrului│Text, │S, D, R │
│ │diagrama │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curba de saturaţie│Diagrama │R │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru module generatoare de tip │
│eolian (după caz) │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│Tipul unităţii │ │ │
│eoliene (cu ax │Descriere │S, R │
│orizontal/ │ │ │
│vertical) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diametrul │m │S, R │
│rotorului │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Înălţimea axului │m │S, R │
│rotorului │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a palelor │Text │S, R │
│(pitch/stall) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a vitezei │Text │S, R │
│(fix/cu două │ │ │
│viteze/variabil) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de generator│Descriere │S, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip, însoţite de │ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │ │ │
│recunoscute pe │certificate│D │
│plan european │ │ │
│pentru variaţii de│ │ │
│frecvenţă, de │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere │ │ │
│peste defect │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de convertor│ │ │
│de frecvenţă şi │kW │S, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza de variaţie│MW/min │S, R │
│a puterii active │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal │A │S, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea nominală│V │S, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului de│m/s │S, R │
│pornire │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │ │ │
│(corespunzătoare │m/s │S, R │
│puterii nominale) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului de│m/s │S, R │
│deconectare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Variaţia puterii │ │ │
│generate cu viteza│Tabel │S, R │
│vântului │ │ │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
│electrice │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│Coeficient de │ │ │
│flicker la │ │S │
│funcţionare │ │ │
│continuă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factorul treaptă │ │ │
│de flicker pentru │ │S │
│operaţii de │ │ │
│comutare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de variaţie│ │S │
│a tensiunii │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de 10 │ │ │
│minute │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │S │
│comutare la │ │ │
│interval de 2 ore │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Date pentru module│ │ │
│generatoare de tip│ │ │
│fotovoltaic │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Numărul de panouri│Număr │S │
│fotovoltaice │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul panourilor │Descriere │D │
│fotovoltaice │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală a│ │ │
│panoului │kW │S │
│fotovoltaic (c.c.)│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă a │ │ │
│panoului │kW │S │
│fotovoltaic (c.c.)│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Date pentru │ │ │
│invertoarele │ │ │
│utilizate │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Numărul de │Număr │S │
│invertoare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul invertorului│Descriere │S │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de tip│ │ │
│pentru invertoare,│ │ │
│însoţite de │ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor efectuate│ │ │
│de laboratoare │ │ │
│recunoscute pe │certificate│D │
│plan european │ │ │
│pentru variaţii de│ │ │
│frecvenţă, de │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere peste │ │ │
│defect │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală │kW │S │
│de intrare (c.c.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă de │ │ │
│intrare │kW │S │
│recomandată (c.c.)│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│tensiune de │V │S │
│intrare (c.c.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea maximă │V │S │
│de intrare (c.c.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul maxim de │A │S │
│intrare (c.c.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală de ieşire│kW │S │
│(c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă de ieşire │kW │S │
│(c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă │ │ │
│nominală de ieşire│kVAr │S │
│(c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea nominală│V, kV │S │
│de ieşire (c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal │A │S │
│de ieşire (c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │Hz │S │
│frecvenţă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de reglaj│ │ │
│al factorului de │ │D │
│putere │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul propriu │W │D │
│maxim (c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul pe timp │W │D │
│de noapte (c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Parametrii de │ │ │
│calitate ai │ │ │
│energiei electrice│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│variaţii ale │ │ │
│puterii [DeltaS/S │ │S │
│(sc)] │ │ │
│pe minut │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Valoarea maximă │ │ │
│pentru variaţiile │V, kV │S │
│rapide de tensiune│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│curent electric │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de curent│ │ │
│electric (până la │ │S │
│armonica 50) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│tensiune │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│tensiune (până la │ │S │
│armonica 50) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│nesimetrie de │ │S │
│secvenţă negativă │ │ │
│de tensiune │ │ │
└──────────────────┴───────────┴─────────┘
Gestionarul modulului generator trebuie să pună la dispoziţia ORR tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, de curent electric şi de declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect în punctul de racordare. Notă: În funcţie de necesităţile privind siguranţa în funcţionare a SEN şi a tipului de energie primară utilizată de modulul generator, operatorul de reţea relevant şi OTS pot solicita de la gestionarul modulului generator informaţii suplimentare celor din tabelul 1C. ANEXA 4 la norma tehnică Date tehnice ale modulelor generatoare de categorie D 1. Gestionarul modulului generator are obligaţia de a transmite ORR datele tehnice prevăzute în tabelul 1D, în conformitate cu prevederile prezentei norme tehnice. 2. În cadrul procedurii de notificare pentru racordare a modulelor generatoare şi de verificare a conformităţii acestora cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public, ORR poate solicita date suplimentare pentru fiecare etapă a procesului de notificare şi de verificare a conformităţii. 3. Datele standard de planificare (S), comunicate prin cererea de racordare şi utilizate în studiile de soluţie, reprezintă totalitatea datelor tehnice generale care caracterizează modulul generator de categorie D. 4. Datele detaliate pentru planificare (D), sunt date tehnice care permit analize speciale de stabilitate statică şi tranzitorie, dimensionarea instalaţiilor de automatizare şi reglajul protecţiilor, precum şi alte date necesare în programare operativă; datele detaliate pentru planificare (D) se transmit ORR cu minimum 6 luni înainte de PIF. 5. Datele, validate şi completate la punerea sub tensiune a instalaţiei pentru începerea perioadei de probe, sunt confirmate în procesul de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public (R). Tabelul 1D. Date pentru modulele generatoare de categorie D
┌──────────────────┬───────────┬─────────┐
│Descrierea datelor│Unitatea de│Categoria│
│ │măsură │datelor │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Punctul de │ │ │
│racordare/ │Text, │S, D, R │
│delimitare, după │schemă │ │
│caz │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Condiţiile │ │ │
│standard de mediu │ │ │
│pentru care au │Text │D, R │
│fost │ │ │
│determinate datele│ │ │
│tehnice │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea nominală│ │ │
│în punctul de │ │ │
│racordare/ │kV │S, D, R │
│delimitare, │ │ │
│după caz │ │ │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului maxim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de modulul generator │
│(înainte de echipamentul de electronică │
│de putere/ │
│după echipamentul de electronică de │
│putere) la un defect: │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D, R │
│(trifazat) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, bifazat │kA │D, R │
│cu pământul şi │ │ │
│monofazat) │ │ │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului minim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de modulul generator │
│(înainte de echipamentul de electronică │
│de putere/ │
│după echipamentul de electronică de │
│putere) la un defect: │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D, R │
│(trifazat) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, bifazat │kA │D, R │
│cu pământul şi │ │ │
│monofazat) │ │ │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│Puterea nominală │MVA │S, D, R │
│aparentă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de putere │ │ │
│nominal [cos phi │- │S, D, R │
│(n)] │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere netă │MW │S, D, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală produsă │MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă produsă la │MW │S, D, R │
│borne │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea nominală│kV │S, D, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă/ │ │ │
│minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul │ │ │
│serviciilor │ │ │
│proprii la puterea│MW │S, D, R │
│produsă maximă │ │ │
│la borne (după │ │ │
│caz) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă │MVAr │S, D, R │
│maximă la borne │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere reactivă │MVAr │S, D, R │
│minimă la borne │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere activă │MW │S, D, R │
│minimă produsă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de │ │ │
│trecere peste │Diagramă │S, D, R │
│defect LVRT │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţiile de │ │ │
│protecţie interne │Text │D │
│conţinute │ │ │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Diagrame │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│Diagrama de │Date │S, D, R │
│capabilitate P-Q │grafice │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama de │ │ │
│variaţie a datelor│ │ │
│tehnice în funcţie│ │ │
│de │ │R │
│abaterile faţă de │ │ │
│condiţiile │ │ │
│standard de mediu │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Răspunsul la │ │ │
│scăderea de │Diagramă │R │
│frecvenţă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Răspunsul la │ │ │
│creşterea de │Diagramă │R │
│frecvenţă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de setare│% │R │
│al statismului │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Valoarea │% │R │
│statismului s(1) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Banda moartă de │mHz │R │
│frecvenţă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Timpul de │ │ │
│întârziere [timpul│s │R │
│mort t(1)] │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Timpul de răspuns │s │R │
│[t(2)] │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Zona de │mHz │R │
│insensibilitate │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de │Da/NU │S, D, R │
│insularizare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Detalii asupra │ │ │
│reglajului de │ │ │
│viteză prezentat │ │ │
│în schema │ │ │
│bloc referitoare │ │ │
│la funcţiile de │Schemă │R │
│transfer asociate │ │ │
│elementelor │ │ │
│individuale şi │ │ │
│unităţile de │ │ │
│măsură │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţia de │ │ │
│transfer │ │ │
│echivalentă, │ │ │
│eventual │ │ │
│standardizată │Text │S │
│a reglajului de │ │ │
│tensiune, valori │ │ │
│şi unităţi de │ │ │
│măsură │ │ │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Unităţi de transformare: │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│Număr de │Text │S, D, R │
│înfăşurări │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală │ │ │
│pe fiecare │MVA │S, D, R │
│înfăşurare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Raportul nominal │kV/kV │S, D, R │
│de transformare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiune de │ │ │
│scurtcircuit pe │ │ │
│fiecare pereche de│ │ │
│înfăşurări (u(12) │ │ │
│pentru │% din U │ │
│transformator cu │(nom), │S, D, R │
│două │la S(nom) │ │
│înfăşurări, u(12),│ │ │
│u(13), u(23) │ │ │
│pentru │ │ │
│transformator cu │ │ │
│trei înfăşurări) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în gol │kW │S, D, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în │kW │S, D, R │
│sarcină │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul de │% │S, D, R │
│magnetizare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Grupa de conexiuni│Text │S, D, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de reglaj│kV-kV │S, D, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Schema de reglaj │Text, │ │
│(longitudinal sau │diagramă │D, R │
│longo-transversal)│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Mărimea treptei de│ │ │
│reglaj şi numărul │% │S, D, R │
│de prize │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Reglaj sub sarcină│DA/NU │D, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tratarea neutrului│Text, │S, D, R │
│ │diagramă │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curba de saturaţie│Diagramă │R │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru module generatoare de tip │
│eolian (după caz) │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│Tipul unităţii │ │ │
│eoliene (cu ax │Descriere │S, R │
│orizontal/ │ │ │
│vertical) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diametrul │m │S, R │
│rotorului │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Înălţimea axului │m │S, R │
│rotorului │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a palelor │Text │S, R │
│(pitch/stall) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a vitezei │Text │S, R │
│(fix/cu două │ │ │
│viteze/variabil) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de generator│Descriere │S, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip, însoţite de │ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │ │ │
│recunoscute pe │certificate│D │
│plan european │ │ │
│pentru variaţii de│ │ │
│frecvenţă, de │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere │ │ │
│peste defect │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de convertor│ │ │
│de frecvenţă şi │kW │S,R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza de variaţie│MW/min │S, R │
│a puterii active │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal │A │S, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea nominală│V │S, R │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului de│m/s │S, R │
│pornire │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │ │ │
│(corespunzătoare │m/s │S, R │
│puterii nominale) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului de│m/s │S, R │
│deconectare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Variaţia puterii │ │ │
│generate cu viteza│Tabel │S, R │
│vântului │ │ │
├──────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
├──────────────────┬───────────┬─────────┤
│Coeficient de │ │ │
│flicker la │ │S │
│funcţionare │ │ │
│continuă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factorul treaptă │ │ │
│de flicker pentru │ │S │
│operaţii de │ │ │
│comutare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de variaţie│ │S │
│a tensiunii │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de 10 │ │ │
│minute │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │S │
│comutare la │ │ │
│interval de 2 ore │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Date pentru module│ │ │
│generatoare de tip│ │ │
│fotovoltaic │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Numărul de panouri│Număr │S │
│fotovoltaice │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul panourilor │Descriere │D │
│fotovoltaice │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală a│ │ │
│panoului │kW │S │
│fotovoltaic (c.c.)│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă a │ │ │
│panoului │kW │S │
│fotovoltaic (c.c.)│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Date pentru │ │ │
│invertoarele │ │ │
│utilizate │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Numărul de │Număr │S │
│invertoare │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul invertorului│Descriere │S │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de tip│ │ │
│pentru invertoare,│ │ │
│însoţite de │ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor efectuate│ │ │
│de laboratoare │ │ │
│recunoscute pe │certificate│D │
│plan european │ │ │
│pentru variaţii de│ │ │
│frecvenţă, de │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere peste │ │ │
│defect │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală │kW │S │
│de intrare (c.c.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă de │ │ │
│intrare │kW │S │
│recomandată (c.c.)│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│tensiune de │V │S │
│intrare (c.c.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea maximă │V │S │
│de intrare (c.c.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul maxim de │A │S │
│intrare (c.c.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală de ieşire│kW │S │
│(c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă de ieşire │kW │S │
│(c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă │ │ │
│nominală de ieşire│kVAr │S │
│(c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea nominală│V, kV │S │
│de ieşire (c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal │A │S │
│de ieşire (c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │Hz │S │
│frecvenţă │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de reglaj│ │ │
│al factorului de │ │D │
│putere │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul propriu │W │D │
│maxim (c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul pe timp │W │D │
│de noapte (c.a.) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Parametrii de │ │ │
│calitate ai │ │ │
│energiei electrice│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│variaţii ale │ │ │
│puterii │ │S │
│[DeltaS/S(sc)] pe │ │ │
│minut │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Valoarea maximă │ │ │
│pentru variaţiile │V, kV │S │
│rapide de tensiune│ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│curent electric │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de curent│ │ │
│electric (până la │ │S │
│armonica 50) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│tensiune │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│tensiune (până la │ │S │
│armonica 50) │ │ │
├──────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│nesimetrie de │ │S │
│secvenţă negativă │ │ │
│de tensiune │ │ │
└──────────────────┴───────────┴─────────┘
Notă: În funcţie de necesităţile privind siguranţa în funcţionare a SEN, operatorul de reţea relevant şi OTS pot solicita de la gestionarul modulului generator informaţii suplimentare celor prevăzute în tabelul 1D. Gestionarul modulului generator trebuie să pună la dispoziţia ORR tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, de curent electric şi de declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect în punctul de racordare. Notă: În funcţie de necesităţile privind siguranţa în funcţionare a SEN, operatorul de reţea relevant şi OTS pot solicita de la gestionarul modulului generator informaţii suplimentare celor din tabelul 1D. ANEXA 5 la norma tehnică Date tehnice ale centralelor formate din module generatoare, de categorie B 1. Gestionarul centralei formate din module generatoare are obligaţia de a transmite ORR datele tehnice prevăzute în tabelul 1B-centrale, în conformitate cu prevederile prezentei norme tehnice. 2. În cadrul procedurii de notificare pentru racordare a centralelor formate din module generatoare şi de verificare a conformităţii acestora cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public, ORR poate solicita date suplimentare pentru fiecare etapă a procesului de notificare şi de verificare a conformităţii. 3. Datele standard de planificare (S), comunicate prin cererea de racordare şi utilizate în studiile de soluţie, reprezintă totalitatea datelor tehnice generale care caracterizează centrala formată din module generatoare, de categorie B. 4. Datele detaliate pentru planificare (D) sunt date tehnice care permit analize speciale de stabilitate statică şi tranzitorie, dimensionarea instalaţiilor de automatizare şi reglajul protecţiilor, precum şi alte date necesare în programarea operativă; datele detaliate pentru planificare (D) se transmit ORR cu minimum 3 luni înainte de PIF. 5. Datele, validate şi completate la punerea sub tensiune a instalaţiei pentru începerea perioadei de probe, sunt confirmate în procesul de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public (R). Tabelul 1B - centrale cu module generatoare. Date pentru centralele formate din module generatoare, de categorie B
┌────────────────┬───────────┬─────────┐
│Descrierea │Unitatea de│Categoria│
│datelor │măsură │datelor │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Punctul de │ │ │
│racordare/ │Text, │S, D, R │
│delimitare, după│schemă │ │
│caz │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală în │ │ │
│punctul de │kV │S, D, R │
│racordare/ │ │ │
│delimitare, │ │ │
│după caz │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului maxim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de centrală la un │
│defect: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D, R │
│(trifazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, │ │ │
│bifazat cu │kA │D, R │
│pământul şi │ │ │
│monofazat) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului minim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de centrală la un │
│defect: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D, R │
│(trifazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, │ │ │
│bifazat cu │kA │D, R │
│pământul şi │ │ │
│monofazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│aparentă (în │ │ │
│punctul de │MVA │S, D, R │
│racordare/ │ │ │
│delimitare după │ │ │
│caz) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de putere│ │ │
│nominal [cos phi│ │ │
│(n)] (în punctul│ │ │
│de │- │S, D, R │
│racordare/ │ │ │
│delimitare după │ │ │
│caz) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date în punctul de racordare/ │
│delimitare, după caz │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Putere netă │MW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │MW │S, D, R │
│nominală produsă│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │MW │S, D, R │
│maximă produsă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │kV │S, D, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă│ │ │
│/minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│inductiv maximă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│capacitiv maximă│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│ │ │
│trecere peste │diagramă │S, D, R │
│defect LVRT │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţiile de │Text │D │
│protecţie │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date generale modul generator care │
│intră în componenţa centralei formate │
│din module │
│generatoare │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Puterea nominală│MVA │S, D, R │
│aparentă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de putere│ │ │
│nominal [cos phi│- │S, D, R │
│(n)] │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere netă │MW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală produsă│MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă produsă │MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │kV │S, D, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă│ │ │
│/minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│inductiv maximă │ │ │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│capacitiv maximă│ │ │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│ │ │
│trecere peste │diagramă │S, D, R │
│defect LVRT │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţiile de │ │ │
│protecţie │Text │D │
│interne │ │ │
│conţinute │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Raportul de │ │D, R │
│scurtcircuit │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru module generatoare de tip │
│eolian, racordate prin electronică de │
│putere/ │
│asincron, care intră în componenţa │
│unei centrale │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Tipul unităţii │ │ │
│eoliene (cu ax │Descriere │S, R │
│orizontal/ │ │ │
│vertical) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diametrul │m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Înălţimea axului│m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │Text │S, R │
│palelor (pitch/ │ │ │
│stall) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │ │ │
│vitezei │Text │S, R │
│(fix/cu două │ │ │
│viteze/variabil)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │Descriere │S, R │
│generator │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip, însoţite de│ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │ │ │
│recunoscute pe │certificate│D │
│plan european │ │ │
│pentru variaţii │ │ │
│de frecvenţă, de│ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere │ │ │
│peste defect │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │ │ │
│convertor de │ │ │
│frecvenţă şi │kW │S, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza de │ │ │
│variaţie a │MW/min │S, R │
│puterii active │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│kVAr │S, │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal│A │S, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │V │S, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de pornire │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │ │ │
│(corespunzătoare│m/s │S, R │
│puterii │ │ │
│nominale) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de deconectare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Variaţia puterii│ │ │
│generate cu │Tabel │S, R │
│viteza vântului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama P-Q │Date │S, R │
│ │grafice │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
│electrice pentru fiecare modul │
│generator care │
│intră în componenţa centralei │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Coeficient de │ │ │
│flicker la │ │S │
│funcţionare │ │ │
│continuă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factorul treaptă│ │ │
│de flicker │ │S │
│pentru operaţii │ │ │
│de comutare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│variaţie a │ │S │
│tensiunii │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de 10 │ │ │
│minute │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de 2 │ │ │
│ore │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│În punctul de racordare/delimitare │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│curent THDi │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice (până │ │S │
│la armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│nesimetrie de │ │S │
│secvenţă │ │ │
│negativă │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru module generatoare de tip │
│fotovoltaic │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Numărul de │ │ │
│panouri │ │ │
│fotovoltaice │Număr │S │
│care constituie │ │ │
│centrala │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Firma │ │ │
│producătoare a │Denumire │D │
│panourilor │ │ │
│fotovoltaice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul panourilor│Descriere │D │
│fotovoltaice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Aria suprafeţei │ │ │
│panoului │mp │S │
│fotoelectric │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│a panoului │kW │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă a│ │ │
│panoului │kW │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul │ │ │
│electric nominal│ │ │
│a panoului │A │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală a │ │ │
│panoului │V │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru invertoarele utilizate de │
│centrala formată din module │
│generatoare de tip │
│fotovoltaic │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Numărul de │Număr │S │
│invertoare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul │Descriere │S │
│invertorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip pentru │ │ │
│invertoare, │ │ │
│însoţite de │ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │certificate│D │
│recunoscute pe │ │ │
│plan european │ │ │
│pentru variaţii │ │ │
│de │ │ │
│frecvenţă, de │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere peste │ │ │
│defect │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│de intrare │kW │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă │ │ │
│de intrare │kW │S │
│recomandată │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│tensiune de │V │S │
│intrare (c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea maximă│ │ │
│de intrare │V │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul maxim │ │ │
│de intrare │A │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală de │kW │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă de ieşire│kW │S │
│(c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│nominală de │kVAr │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală de │V, kV │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal│A │S │
│de ieşire (c.a.)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│frecvenţă de │Hz │S │
│lucru │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│reglaj al │ │D │
│factorului de │ │ │
│putere │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Randamentul │% │D │
│maxim │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul propriu│W │D │
│maxim (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul pe timp│W │D │
│de noapte (c.a.)│ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
│electrice la nivelul centralei formate│
│din module │
│generatoare de tip fotovoltaic │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│variaţii ale │ │ │
│puterii [DeltaS/│ │S │
│S(sc)] │ │ │
│pe minut │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Valoarea maximă │ │ │
│pentru │ │ │
│variaţiile │V, kV │S │
│rapide de │ │ │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│curent electric │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│curent electric │ │S │
│(până la │ │ │
│armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│tensiune (până │ │S │
│la armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│nesimetrie de │ │ │
│secvenţă │ │S │
│negativă de │ │ │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│variaţii ale │ │ │
│puterii [DeltaS/│ │S │
│S(sc)] │ │ │
│pe minut │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date referitoare la protecţii: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Protecţia │Text │D, R │
│diferenţială │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Unităţi de transformare: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Număr de │Text │S,D, R │
│înfăşurări │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│pe fiecare │MVA │S,D, R │
│înfăşurare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Raportul nominal│kV/kV │S,D, R │
│de transformare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiune de │ │ │
│scurtcircuit │ │ │
│pentru fiecare │ │ │
│pereche de │ │ │
│înfăşurări (u │ │ │
│(12) pentru │% din U │ │
│transformator cu│(nom), │S,D, R │
│două │la S(nom) │ │
│înfăşurări, u │ │ │
│(12), u(23) şi u│ │ │
│(13) pentru │ │ │
│transformator │ │ │
│cu trei │ │ │
│înfăşurări) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în gol │kW │S,D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în │kW │S,D, R │
│sarcină │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul de │% │S,D, R │
│magnetizare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Grupa de │Text │S,D, R │
│conexiuni │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │kV-kV │S,D, R │
│reglaj │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Schema de reglaj│ │ │
│(longitudinal │Text, │D, R │
│sau longo │diagramă │ │
│transversal) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Mărimea treptei │ │ │
│de reglaj şi │% │S,D, R │
│numărul de prize│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Reglaj sub │DA/NU │D, R │
│sarcină │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tratarea │Text, │S,D, R │
│neutrului │diagramă │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curba de │Diagramă │R │
│saturaţie │ │ │
└────────────────┴───────────┴─────────┘
Gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să pună la dispoziţia ORR, tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, de curent electric şi de declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect în punctul de racordare. Notă: În funcţie de necesităţile privind siguranţa în funcţionare a SEN şi a tipului de energie primară utilizată de centrala formată din module generatoare, orr şi OTS pot solicita de la gestionarul centralei formate din module generatoare informaţii suplimentare celor din tabelul 1B- centrale. ANEXA 6 la norma tehnică Date tehnice ale centralelor formate din module generatoare, de categorie C 1. Gestionarul centralei formate din module generatoare are obligaţia de a transmite ORR datele tehnice prevăzute în tabelul 1C-centrale, în conformitate cu prevederile prezentei norme tehnice. 2. În cadrul procedurii de notificare pentru racordare a centralelor formate din module generatoare şi de verificare a conformităţii acestora cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public, ORR poate solicita date suplimentare pentru fiecare etapă a procesului de notificare şi de verificare a conformităţii. 3. Datele standard de planificare (S), comunicate prin cererea de racordare şi utilizate în studiile de soluţie reprezintă totalitatea datelor tehnice generale care caracterizează centrala formată din module generatoare, de categorie C. 4. Datele detaliate pentru planificare (D) sunt date tehnice care permit analize speciale de stabilitate statică şi tranzitorie, dimensionarea instalaţiilor de automatizare şi reglajul protecţiilor, precum şi alte date necesare în programare operativă; datele detaliate pentru planificare trebuie furnizate cu minimum 3 luni înainte de PIF. 5. Datele, validate şi completate la punerea sub tensiune a instalaţiei pentru începerea perioadei de probe, sunt confirmate în procesul de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public (R). Tabelul 1C - centrale cu module generatoare. Date pentru centralele formate din module generatoare, de categorie C
┌────────────────┬───────────┬─────────┐
│Descrierea │Unitatea de│Categoria│
│datelor │măsură │datelor │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Punctul de │ │ │
│racordare/ │Text, │S, D, R │
│delimitare, după│schemă │ │
│caz │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală în │ │ │
│punctul de │kV │S, D, R │
│racordare/ │ │ │
│delimitare, │ │ │
│după caz │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului maxim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de centrală la un │
│defect: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D,R │
│(trifazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, │ │ │
│bifazat cu │kA │D,R │
│pământul, │ │ │
│monofazat) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului minim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de centrală la un │
│defect: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D, R │
│(trifazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, │ │ │
│bifazat cu │kA │D, R │
│pământul, │ │ │
│monofazat) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date în punctul de conectare/ │
│delimitare, după caz │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Putere netă │MW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │MW │S, D, R │
│nominală produsă│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │MW │S, D, R │
│maximă produsă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │kV │S, D, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă│ │ │
│/minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│inductiv maximă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│capacitiv maximă│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│ │ │
│trecere peste │diagramă │S, D, R │
│defect LVRT │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţiile de │Text │D │
│protecţie │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Diagrame │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Diagrama de │Date │S, D, R │
│capabilitate P-Q│grafice │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama P-Q în │ │ │
│funcţie de U în │Date │ │
│punctul de │grafice │S, D, R │
│racordare/ │ │ │
│delimitare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama de │ │ │
│variaţie a │ │ │
│datelor tehnice │ │ │
│în funcţie de │ │R │
│abaterile faţă │ │ │
│de condiţiile │ │ │
│standard de │ │ │
│mediu │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Răspunsul la │ │ │
│scăderea de │Diagramă │R │
│frecvenţă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Răspunsul la │ │ │
│creşterea de │Diagramă │R │
│frecvenţă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│setare al │% │R │
│statismului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Valoarea │% │R │
│statismului s(1)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Banda moartă de │mHz │R │
│frecvenţă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Timpul de │ │ │
│întârziere │s │R │
│[timpul mort t │ │ │
│(1)] │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Timpul de │s │R │
│răspuns [t(2)] │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Zona de │mHz │R │
│insensibilitate │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│Da/Nu │S, D, R │
│insularizare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Detalii asupra │ │ │
│reglajului de │ │ │
│viteză prezentat│ │ │
│în schema │ │ │
│bloc referitoare│ │ │
│la funcţiile de │Schemă │R │
│transfer │ │ │
│asociate │ │ │
│elementelor │ │ │
│individuale şi │ │ │
│unităţile de │ │ │
│măsură │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţia de │ │ │
│transfer │ │ │
│echivalentă, │ │ │
│eventual │ │ │
│standardizată │Text │S │
│a reglajului de │ │ │
│tensiune, valori│ │ │
│şi unităţi de │ │ │
│măsură │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date generale modul generator care │
│intră în componenţa centralei: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Puterea nominală│MVA │S, D, R │
│aparentă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de putere│ │ │
│nominal [cos phi│ │S, D, R │
│(n)] │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere netă │MW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală produsă│MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă produsă │MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │kV │S, D, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă│ │ │
│/minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│inductiv maximă │ │ │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere reactivă │ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│capacitiv maximă│ │ │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│ │ │
│trecere peste │Diagramă │S, D, R │
│defect LVRT │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţiile de │ │ │
│protecţie │Text │D │
│interne │ │ │
│conţinute │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru module generatoare de tip │
│eolian racordate prin electronică de │
│putere/ │
│asincron, care intră în componenţa │
│unei centrale │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Tipul unităţii │ │ │
│eoliene (cu ax │Descriere │S, R │
│orizontal/ │ │ │
│vertical) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diametrul │m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Înălţimea axului│m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │Text │S, R │
│palelor (pitch/ │ │ │
│stall) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │ │ │
│vitezei │Text │S, R │
│(fix/cu două │ │ │
│viteze/variabil)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │Descriere │S, R │
│generator │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip pentru │ │ │
│invertoare │ │ │
│însoţite de │ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │certificate│D │
│recunoscute pe │ │ │
│plan european │ │ │
│pentru: variaţii│ │ │
│de │ │ │
│frecvenţă, de │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere peste │ │ │
│defect │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │ │ │
│convertor de │ │ │
│frecvenţă şi │MW │S, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza de │ │ │
│variaţie a │MW/min │S, R │
│puterii active │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│MVAr │S │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal│A │S, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │V │S, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de pornire │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │ │ │
│(corespunzătoare│m/s │S, R │
│puterii │ │ │
│nominale) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de deconectare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Variaţia puterii│ │ │
│generate cu │Tabel │S, R │
│viteza vântului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama P-Q │Date │S, R, │
│ │grafice │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
│electrice pentru fiecare modul │
│generator care │
│intră în componenţa centralei formate │
│din module generatoare │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Coeficient de │ │ │
│flicker la │ │S │
│funcţionare │ │ │
│continuă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factorul treaptă│ │ │
│de flicker │ │S │
│pentru operaţii │ │ │
│de comutare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│variaţie a │ │S │
│tensiunii │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de │ │ │
│10 minute │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de 2 │ │ │
│ore │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│În punctul de racordare │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│curent THDi │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice (până │ │S │
│la armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│nesimetrie de │ │S │
│secvenţă │ │ │
│negativă │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru module generatoare de tip │
│fotovoltaic │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Numărul de │ │ │
│panouri │ │ │
│fotovoltaice │Număr │S │
│care intră în │ │ │
│componenţa │ │ │
│centralei │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Firma │ │ │
│producătoare a │Denumire │D │
│panourilor │ │ │
│fotovoltaice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul panourilor│Descriere │D │
│fotovoltaice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Aria suprafeţei │ │ │
│panoului │mp │S │
│fotovoltaic │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│a panoului │kW │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă a│ │ │
│panoului │kW │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul │ │ │
│electric nominal│ │ │
│a panoului │A │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală a │ │ │
│panoului │V │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru invertoarele utilizate de │
│centrala formată din module │
│generatoare de tip │
│fotovoltaic │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Numărul de │Număr │S │
│invertoare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul │Descriere │S │
│invertorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip pentru │ │ │
│invertoare │ │ │
│însoţite de │ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │certificate│D │
│recunoscute pe │ │ │
│plan european │ │ │
│pentru: variaţii│ │ │
│de │ │ │
│frecvenţă, de │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere peste │ │ │
│defect │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│de intrare │kW │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă │ │ │
│de intrare │kW │S │
│recomandată │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│tensiune de │V │S │
│intrare (c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea maximă│ │ │
│de intrare │V │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul maxim │ │ │
│de intrare │A │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală de │kW │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă de ieşire│kW │S │
│(c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│nominală de │kVAr │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală de │V, kV │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal│A │S │
│de ieşire (c.a.)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│frecvenţă de │Hz │S │
│lucru │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│reglaj al │- │D │
│factorului de │ │ │
│putere │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul pe timp│W │D │
│de noapte (c.a.)│ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
│electrice la nivelul centralei formate│
│din module │
│generatoare de tip fotovoltaic │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│variaţii ale │ │ │
│puterii [DeltaS/│ │S │
│S(sc)] │ │ │
│pe minut │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Valoarea maximă │ │ │
│pentru │ │ │
│variaţiile │kV/s │S │
│rapide de │ │ │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│curent electric │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│curent electric │ │S │
│(până la │ │ │
│armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│tensiune (până │ │S │
│la armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│nesimetrie de │ │ │
│secvenţă │ │S │
│negativă de │ │ │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Protecţia │Text │D, R │
│diferenţială │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Unităţi de transformare: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Număr de │Text │S, D, R │
│înfăşurări │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│pe fiecare │MVA │S, D, R │
│înfăşurare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Raportul nominal│kV/kV │S, D, R │
│de transformare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiune de │ │ │
│scurtcircuit pe │ │ │
│fiecare pereche │ │ │
│de │ │ │
│înfăşurări (u │ │ │
│(12) pentru │% din U │ │
│transformatoare │(nom), │S, D, R │
│cu două │la S(nom) │ │
│înfăşurări, u │ │ │
│(12), u(13) şi u│ │ │
│(23) pentru │ │ │
│transformatoare │ │ │
│cu trei │ │ │
│înfăşurări) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în gol │kW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în │kW │S, D, R │
│sarcină │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul de │% │S, D, R │
│magnetizare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Grupa de │Text │S, D, R │
│conexiuni │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │kV-kV │S, D, R │
│reglaj │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Schema de reglaj│ │ │
│(longitudinal │Text, │D, R │
│sau longo │diagramă │ │
│transversal) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Mărimea treptei │ │ │
│de reglaj şi │% │S, D, R │
│numărul de prize│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Reglaj sub │DA/NU │D, R │
│sarcină │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tratarea │Text, │S, D, R │
│neutrului │diagramă │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curba de │Diagramă │R │
│saturaţie │ │ │
└────────────────┴───────────┴─────────┘
Gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să pună la dispoziţia ORR tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, de curent electric şi de declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect în punctul de racordare. Notă: În funcţie de necesităţile privind siguranţa în funcţionare a SEN şi a tipului de energie primară utilizată de modulele generatoare, orr şi OTS pot solicita de la gestionarul centralei formate din module generatoare informaţii suplimentare celor din tabelul 1 C - centrale. ANEXA 7 la norma tehnică Date tehnice ale centralelor formate din module generatoare, de categorie D 1. Gestionarul centralei formate din module generatoare are obligaţia de a transmite ORR relevant datele tehnice prevăzute în tabelul 1D-centrale, în conformitate cu prevederile prezentei norme tehnice. 2. În cadrul procedurii de notificare pentru racordare a centralelor formate din module generatoare şi de verificare a conformităţii acestora cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public ORR poate solicita date suplimentare pentru fiecare etapă a procesului de notificare şi de verificare a conformităţii. 3. Datele standard de planificare (S), comunicate prin cererea de racordare şi utilizate în studiile de soluţie, reprezintă totalitatea datelor tehnice generale care caracterizează centrala formată din module generatoare, de categorie D. 4. Datele detaliate pentru planificare (D), sunt date tehnice care permit analize speciale de stabilitate statică şi tranzitorie, dimensionarea instalaţiilor de automatizare şi reglajul protecţiilor, precum şi alte date necesare în programare operativă; datele detaliate pentru planificare (D) se transmit ORR cu minimum 6 luni înainte de PIF. 5. Datele, validate şi completate la punerea sub tensiune a instalaţiei pentru începerea perioadei de probe, sunt confirmate în procesul de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public (R). Tabelul 1D - centrale cu module generatoare. Date pentru centralele formate din module generatoare, de categorie D
┌────────────────┬───────────┬─────────┐
│Descrierea │Unitatea de│Categoria│
│datelor │măsură │datelor │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Punctul de │ │ │
│racordare/ │Text, │S, D, R │
│delimitare, după│schemă │ │
│caz │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Condiţiile │ │ │
│standard de │ │ │
│mediu pentru │Text │D, R │
│care au fost │ │ │
│determinate │ │ │
│datele tehnice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală în │ │ │
│punctul de │kV │S, D, R │
│racordare/ │ │ │
│delimitare, │ │ │
│după caz │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului maxim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de centrală la un │
│defect: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D,R │
│(trifazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, │ │ │
│bifazat cu │kA │D, R │
│pământul, │ │ │
│monofazat) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului minim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare/ │
│delimitare, după │
│caz, furnizat de centrală la un │
│defect: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D, R │
│(trifazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, │ │ │
│bifazat cu │kA │D, R │
│pământul, │ │ │
│monofazat) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date în punctul de conectare/ │
│delimitare, după caz │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Putere netă │MW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │MW │S, D, R │
│nominală produsă│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │MW │S, D, R │
│maximă produsă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │kV │S, D, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă│ │ │
│/minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│inductiv maximă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│capacitiv maximă│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│ │ │
│trecere peste │diagramă │S, D, R │
│defect LVRT │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţiile de │Text │D │
│protecţie │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama P-Q în │Date │S, D, R, │
│funcţie de U │grafice │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date în punctul de conectare/ │
│delimitare, după caz │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Putere netă │MW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │MW │S, D, R │
│nominală produsă│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │MW │S, D, R │
│maximă produsă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │kV │S, D, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă│ │ │
│/minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│inductiv maximă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│capacitiv maximă│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│ │ │
│trecere peste │diagramă │S, D, R │
│defect LVRT │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţiile de │Text │D │
│protecţie │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Diagrame │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Diagrama de │Date │S, D, R │
│capabilitate P-Q│grafice │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama P-Q în │ │ │
│funcţie de U în │Date │ │
│punctul de │grafice │S, D, R, │
│racordare/ │ │ │
│delimitare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama de │ │ │
│variaţie a │ │ │
│datelor tehnice │ │ │
│în funcţie de │ │R │
│abaterile faţă │ │ │
│de condiţiile │ │ │
│standard de │ │ │
│mediu │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Răspunsul la │ │ │
│scăderea de │Diagramă │R │
│frecvenţă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Răspunsul la │ │ │
│creşterea de │Diagramă │R │
│frecvenţă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│setare al │% │R │
│statismului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Valoarea │% │R │
│statismului s(1)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Banda moartă de │mHz │R │
│frecvenţă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Timpul de │ │ │
│întârziere │s │R │
│[timpul mort t │ │ │
│(1)] │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Timpul de │s │R │
│răspuns [t(2)] │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Zona de │mHz │R │
│insensibilitate │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│Da/NU │S, D, R │
│insularizare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Detalii asupra │ │ │
│reglajului de │ │ │
│viteză prezentat│ │ │
│în schema │ │ │
│bloc referitoare│ │ │
│la funcţiile de │Schemă │R │
│transfer │ │ │
│asociate │ │ │
│elementelor │ │ │
│individuale şi │ │ │
│unităţile de │ │ │
│măsură │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţia de │ │ │
│transfer │ │ │
│echivalentă, │ │ │
│eventual │ │ │
│standardizată │Text │S │
│a reglajului de │ │ │
│tensiune, valori│ │ │
│şi unităţi de │ │ │
│măsură │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date generale modul generator care │
│intră în componenţa centralei: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Puterea nominală│MVA │S, D, R │
│aparentă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de putere│ │ │
│nominal [cos phi│- │S, D, R │
│(n)] │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere netă │MW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală produsă│MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă produsă │MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │kV │S, D, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă│ │ │
│/minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│inductiv maximă │ │ │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere reactivă │ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│capacitiv maximă│ │ │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│ │ │
│trecere peste │Diagramă │S, D, R │
│defect LVRT │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţiile de │ │ │
│protecţie │Text │D │
│interne │ │ │
│conţinute │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru module generatoare de tip │
│eolian racordate prin electronică de │
│putere/ │
│asincron de tip eolian, care intră în │
│componenţa unei centrale │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Tipul unităţii │ │ │
│eoliene (cu ax │Descriere │S, R │
│orizontal/ │ │ │
│vertical) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diametrul │m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Înălţimea axului│m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │Text │S, R │
│palelor (pitch/ │ │ │
│stall) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │ │ │
│vitezei │Text │S,R │
│(fix/cu două │ │ │
│viteze/variabil)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │Descriere │S, R │
│generator │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip pentru │ │ │
│invertoare │ │ │
│însoţite de │ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │certificate│D │
│recunoscute pe │ │ │
│plan european │ │ │
│pentru: variaţii│ │ │
│de │ │ │
│frecvenţă, de │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere peste │ │ │
│defect │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │ │ │
│convertor de │ │ │
│frecvenţă şi │MW │S, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza de │ │ │
│variaţie a │MW/min │S │
│puterii active │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│kVAr │S, │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal│A │S, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │V │S, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de pornire │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │ │ │
│(corespunzătoare│m/s │S, R │
│puterii │ │ │
│nominale) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de deconectare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Variaţia puterii│ │ │
│generate cu │Tabel │S, R │
│viteza vântului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama P-Q │Date │S, R │
│ │grafice │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
│electrice pentru fiecare modul │
│generator care │
│intră în componenţa centralei │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Coeficient de │ │ │
│flicker la │ │S │
│funcţionare │ │ │
│continuă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factorul treaptă│ │ │
│de flicker │ │S │
│pentru operaţii │ │ │
│de comutare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│variaţie a │ │S │
│tensiunii │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de │ │ │
│10 minute │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de 2 │ │ │
│ore │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│curent THDi │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice (până │ │S │
│la armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│nesimetrie de │ │S │
│secvenţă │ │ │
│negativă │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru module generatoare de tip │
│fotovoltaic │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Numărul de │ │ │
│panouri │ │ │
│fotovoltaice │Număr │S │
│care constituie │ │ │
│centrala │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Firma │ │ │
│producătoare a │Denumire │D │
│panourilor │ │ │
│fotovoltaice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul panourilor│Descriere │D │
│fotovoltaice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Aria suprafeţei │ │ │
│panoului │mp │S │
│fotovoltaic │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│a panoului │kW │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă a│ │ │
│panoului │kW │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul │ │ │
│electric nominal│ │ │
│a panoului │A │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală a │ │ │
│panoului │ │S │
│fotovoltaic │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date pentru invertoarele utilizate de │
│centrala formată din module │
│generatoare, de tip │
│fotovoltaic │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Numărul de │Număr │S │
│invertoare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul │Descriere │S │
│invertorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip pentru │ │ │
│invertoare │ │ │
│însoţite de │ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │certificate│D │
│recunoscute pe │ │ │
│plan european │ │ │
│pentru: variaţii│ │ │
│de │ │ │
│frecvenţă, │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere peste │ │ │
│defect │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│de intrare │kW │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea maximă │ │ │
│de intrare │kW │S │
│recomandată │ │ │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│tensiune de │V │S │
│intrare (c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea maximă│ │ │
│de intrare │V │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul maxim │ │ │
│de intrare │A │S │
│(c.c.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală de │kW │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă de ieşire│kW │S │
│(c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│nominală de │kVAr │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală de │V, kV │S │
│ieşire (c.a.) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal│A │S │
│de ieşire (c.a.)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│frecvenţă de │Hz │S │
│lucru │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │ │ │
│reglaj al │- │D │
│factorului de │ │ │
│putere │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul pe timp│W │D │
│de noapte (c.a.)│ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
│electrice la nivelul centralei formate│
│din module │
│generatoare de tip fotovoltaic │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│variaţii ale │ │ │
│puterii [DeltaS/│ │S │
│S(sc)] │ │ │
│pe minut │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Valoarea maximă │ │ │
│pentru │ │ │
│variaţiile │kV/s │S │
│rapide de │ │ │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│curent electric │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│curent electric │ │S │
│(până la │ │ │
│armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│tensiune │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice de │ │ │
│tensiune (până │ │S │
│la armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│nesimetrie de │ │ │
│secvenţă │ │S │
│negativă de │ │ │
│tensiune │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date referitoare la protecţii: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Protecţia │Text │D, R │
│diferenţială │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Unităţi de transformare: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Număr de │Text │S,D, R │
│înfăşurări │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│pe fiecare │MVA │S, D, R │
│înfăşurare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Raportul nominal│kV/kV │S, D, R │
│de transformare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiune de │ │ │
│scurtcircuit pe │ │ │
│fiecare pereche │ │ │
│de │ │ │
│înfăşurări (u │ │ │
│(12) pentru un │% din U │ │
│transformator cu│(nom), la │S, D, R │
│două │S(nom) │ │
│înfăşurări, u │ │ │
│(12), u(13) şi u│ │ │
│(23) pentru un │ │ │
│transformator cu│ │ │
│trei înfăşurări)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în gol │kW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în │kW │S, D, R │
│sarcină │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul de │% │S, D, R │
│magnetizare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Grupa de │Text │S, D, R │
│conexiuni │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │kV-kV │S, D, R │
│reglaj │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Schema de reglaj│ │ │
│(longitudinal │Text, │D, R │
│sau longo │diagramă │ │
│transversal) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Mărimea treptei │ │ │
│de reglaj şi │% │S, D, R │
│numărul de prize│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Reglaj sub │DA/NU │D, R │
│sarcină │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tratarea │Text, │S, D, R │
│neutrului │diagramă │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curba de │Diagramă │R │
│saturaţie │ │ │
└────────────────┴───────────┴─────────┘
Gestionarul centralei formate din module generatoare trebuie să pună la dispoziţia ORR, tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, de curent electric şi de declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect în punctul de racordare. Notă: În funcţie de necesităţile privind siguranţa în funcţionare a SEN şi a tipului de energie primară utilizată, orr şi OTS pot solicita de la gestionarul centralei formate din module generatoare informaţii suplimentare celor din tabelul 1D-centrale. ANEXA 8 Date tehnice ale centralelor formate din module generatoare offshore 1. Gestionarul centralei formată din module generatoare offshore are obligaţia de a transmite ORR datele tehnice prevăzute în tabelul 1L, în conformitate cu prevederile prezentei norme tehnice. 2. În cadrul procedurii de notificare pentru racordare a centralelor formate din module generatoare offshore şi de verificare a conformităţii acestora cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes public, ORR poate solicita date suplimentare pentru fiecare etapă a procesului de notificare şi de verificare a conformităţii. 3. Datele standard de planificare (S), comunicate prin cererea de racordare şi utilizate în studiile de soluţie, reprezintă totalitatea datelor tehnice generale care caracterizează centrala formată din module generatoare offshore. 4. Datele detaliate pentru planificare (D), sunt date tehnice care permit analize speciale de stabilitate statică şi tranzitorie, dimensionarea instalaţiilor de automatizare şi reglajul protecţiilor, precum şi alte date necesare în programare operativă; datele detaliate pentru planificare (D) se transmit ORR cu minimum 6 luni înainte de PIF. 5. Datele, validate şi completate la punerea sub tensiune a instalaţiei pentru începerea perioadei de probe, sunt confirmate în procesul de verificare a conformităţii cu cerinţele tehnice privind racordarea la reţelele electrice de interes (R). Tabelul 1L: Date pentru centralele formate din module generatoare offshore
┌────────────────┬───────────┬─────────┐
│Descrierea │Unitatea de│Categoria│
│datelor │măsură │datelor │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Punctul de │ │ │
│racordare │Text, │ │
│offshore/ │schemă │S, D, R │
│delimitare, după│ │ │
│caz │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Condiţiile │ │ │
│standard de │ │ │
│mediu pentru │Text │D, R │
│care au fost │ │ │
│determinate │ │ │
│datele tehnice │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │ │ │
│nominală în │ │ │
│punctul de │kV │S, D, R │
│racordare │ │ │
│offshore/ │ │ │
│delimitare │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului maxim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare │
│offshore/delimitare │
│furnizat de centrală la un defect: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D, R │
│(trifazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, │ │ │
│bifazat cu │kA │D, R │
│pământul, │ │ │
│monofazat) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Valoarea curentului minim de │
│scurtcircuit în punctul de racordare │
│offshore/delimitare │
│furnizat de centrală la un defect: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│- Simetric │kA │D, R │
│(trifazat) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│- Nesimetric │ │ │
│(bifazat, │ │ │
│bifazat cu │kA │D, R │
│pământul, │ │ │
│monofazat) │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Modul generator care intră în │
│componenţa centralei formată din │
│module generatoare │
│offshore: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Puterea nominală│MVA │S, D, R │
│aparentă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de putere│ │ │
│nominal [cos phi│- │S, D, R │
│(n)] │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere netă │MW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│nominală produsă│MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea activă │ │ │
│maximă produsă │MW │S, D, R │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │kV │S, D, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Frecvenţa maximă│ │ │
│/minimă de │ │ │
│funcţionare la │Hz │S, D, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Consumul │ │ │
│serviciilor │ │ │
│proprii/interne │MW │S, D, R │
│la puterea │ │ │
│produsă │ │ │
│maximă la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│inductiv maximă │ │ │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere reactivă │ │ │
│în regim │MVAr │S, D, R │
│capacitiv maximă│ │ │
│la borne │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Capabilitatea de│ │ │
│trecere peste │Diagramă │S, D, R │
│defect LVRT │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Funcţiile de │ │ │
│protecţie │Text │D │
│interne │ │ │
│conţinute │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Raportul de │ │D,R │
│scurtcircuit │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date modul generator sincron conectat │
│prin electronică de putere/asincron de│
│tip │
│eolian, care intră în componenţa unei │
│centrale offshore │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Tipul unităţii │ │ │
│eoliene (cu ax │Descriere │S, R │
│orizontal/ │ │ │
│vertical) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diametrul │m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Înălţimea axului│m │S, R │
│rotorului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │Text │S, R │
│palelor (pitch/ │ │ │
│stall) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Sistemul de │ │ │
│comandă a │ │ │
│vitezei (fix/cu │Text │S, R │
│două viteze/ │ │ │
│variabil) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │Descriere │S,R │
│generator │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Certificate de │ │ │
│tip pentru │ │ │
│invertoare │ │ │
│însoţite de │ │ │
│rezultatele │ │ │
│testelor │ │ │
│efectuate de │ │ │
│laboratoare │certificate│D │
│recunoscute pe │ │ │
│plan european │ │ │
│pentru: variaţii│ │ │
│de │ │ │
│frecvenţă, │ │ │
│tensiune şi │ │ │
│trecere peste │ │ │
│defect │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tipul de │ │ │
│convertor de │ │ │
│frecvenţă şi │ │S, R │
│parametrii │ │ │
│nominali │ │ │
│(kW) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza de │ │ │
│variaţie a │MW/min │S │
│puterii active │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea reactivă│kVAr │S │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul nominal│A │S, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiunea │V │S, R │
│nominală │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de pornire │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza nominală │ │ │
│a vântului │ │ │
│(corespunzătoare│m/s │S, R │
│puterii │ │ │
│nominale) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Viteza vântului │m/s │S, R │
│de deconectare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Variaţia puterii│ │ │
│generate cu │Tabel │S, R │
│viteza vântului │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama P-Q │Date │S, R │
│ │grafice │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Parametrii de calitate ai energiei │
│electrice pentru fiecare modul │
│generator offshore │
│care intră în componenţa centralei │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Coeficient de │ │ │
│flicker la │ │S │
│funcţionare │ │ │
│continuă │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factorul treaptă│ │ │
│de flicker │ │S │
│pentru operaţii │ │ │
│de comutare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│variaţie a │ │S │
│tensiunii │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de │ │ │
│10 min │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Număr maxim de │ │ │
│operaţii de │ │ │
│comutare la │ │S │
│interval de 2 │ │ │
│ore │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│La bara colectoare │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Factor total de │ │ │
│distorsiune de │ │S │
│curent THDi │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Armonice (până │ │S │
│la armonica 50) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Factor de │ │ │
│nesimetrie de │ │S │
│secvenţă │ │ │
│negativă │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Capabilitatea din punct de vedere al │
│puterii reactive: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Putere reactivă │ │ │
│în regim │ │ │
│inductiv/ │MVAr │S, D, R │
│capacitiv la │generat │ │
│putere │ │ │
│maximă generată │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere reactivă │ │ │
│în regim │ │ │
│inductiv/ │MVAr │S, D, R │
│capacitiv la │generat │ │
│putere │ │ │
│minimă generată │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Putere reactivă │ │ │
│în regim │ │ │
│inductiv/ │MVAr │S, D, R │
│capacitiv la │generat │ │
│putere │ │ │
│zero generată │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Diagrama P-Q în │Date │S, D, R, │
│funcţie de U │grafice │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Date referitoare la protecţii: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Protecţia │Text │D, R │
│diferenţială │ │ │
├────────────────┴───────────┴─────────┤
│Unităţi de transformare: │
├────────────────┬───────────┬─────────┤
│Număr de │Text │S,D, R │
│înfăşurări │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Puterea nominală│ │ │
│pe fiecare │MVA │S, D, R │
│înfăşurare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Raportul nominal│kV/kV │S, D, R │
│de transformare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tensiune de │ │ │
│scurtcircuit pe │ │ │
│fiecare pereche │ │ │
│de │ │ │
│înfăşurări (u │ │ │
│(12) pentru un │% din U │ │
│transformator cu│(nom), │S, D, R │
│două │la S(nom) │ │
│înfăşurări, u │ │ │
│(12), u(13) şi u│ │ │
│(23) pentru un │ │ │
│transformator cu│ │ │
│trei înfăşurări)│ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în gol │kW │S, D, R │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Pierderi în │kW │S, D, R │
│sarcină │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curentul de │% │S, D, R │
│magnetizare │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Grupa de │Text │S, D, R │
│conexiuni │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Domeniul de │kV-kV │S, D, R │
│reglaj │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Schema de reglaj│ │ │
│(longitudinal │Text, │D, R │
│sau longo │diagramă │ │
│transversal) │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Mărimea treptei │ │ │
│de reglaj şi │% │S, D, R │
│număr prize │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Reglaj sub │DA/NU │D, R │
│sarcină │ │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Tratarea │Text, │S, D, R │
│neutrului │diagramă │ │
├────────────────┼───────────┼─────────┤
│Curba de │Diagramă │R │
│saturaţie │ │ │
└────────────────┴───────────┴─────────┘
Notă: În funcţie de necesităţile privind siguranţa în funcţionare a SEN, ORR şi OTS pot solicita de la gestionarul centralei formată din module generatoare offshore informaţii suplimentare celor din tabelul 1L. ------ 
