Raportul privind realizarea indicatorilor de performanţă pentru serviciile de transport, de sistem şi de distribuţie a energiei electrice şi starea tehnică a reţelelor electrice de transport şi de distribuţie pe anul 2018

trice și a serviciului de sistem. Obligația privind respectarea indicatorilor garantați de performanță a serviciilor prevăzuți în standardul de performanţă nu se aplică în caz de forţă majoră, lipsă a puterii generate și avarii extinse pe liniile electrice de interconexiune în condiţiile în care OTS a luat toate măsurile pentru funcţionarea normală a SEN, aplicarea în condițiile legii a măsurilor de salvgardare și deconectare a utilizatorilor pentru nerespectarea prevederilor contractuale sau a cerințelor tehnice din certificatul de racordare, stabilite conform reglementărilor în vigoare. 1.1 INDICATORI DE PERFORMANȚĂ GENERALI PRIVIND ACTIVITATEA OPERATORULUI DE TRANSPORT ŞI DE SISTEM (OTS) 1.1.1 Indicatorii de performanță generali privind utilizarea rețelei electrice de transport cuprind informaţii referitoare la serviciul de transport al energiei electrice, la gestionarea şi exploatarea RET, respectiv: a. Capacitatea de transport prin secţiunile caracteristice ale SEN (MW) Din punct de vedere al stabilității statice în cadrul RET sunt evidenţiate secţiuni ale reţelei electrice de transport, definite prin elementele de reţea, respectiv linii electrice aeriene (LEA) care formează fiecare secţiune. Pentru fiecare dintre secţiunile caracteristice, OTS stabilește puterea admisibilă prognozată pentru schema cu N elemente în funcţiune şi puterea medie pentru schema reală de funcţionare în anul de analiză, exprimate în MW. Pentru anul 2018 sunt evidenţiate şase secţiuni ale reţelei electrice de transport, cu toate elementele de reţea care formează fiecare secţiune. Capacitatea de transport prin secţiunile caracteristice ale SEN este prezentată în tabelul de mai jos: -4-  Tabelul nr. 1.1.1.1 Puterea admisibilă Puterea medie prognozată pentru schema reală Secțiunea Elementele de rețea care formează secțiunea pentru schema cu N de funcționare în elemente în funcțiune anul 2018 [MW] [MW] PERIOADA: 01.01.2018 – 31.05.2018 1 L 400 kV Urechesti - Domnesti L 400 kV Slatina - Bucuresti Sud L 400 kV Portile de Fier - Djerdap L 400 kV Tantareni - Sibiu Sud L 400 kV Tantareni - Kozlodui (d.c.) 3410 3293 L 400 kV Tantareni - Bradu L 220 kV Portile de Fier - Resita(d.c.) L 220 kV Craiova Nord -Tr.Magurele L 220 kV Urechesti - Tg.Jiu Nord 2 L 400 kV Sibiu Sud - Brasov L 400 kV Tantareni - Bradu L 400 kV Urechesti - Domnesti L 400 kV Slatina - Bucuresti Sud 1870 1884*) L 400 kV Rahman - Dobrudja L 220 kV Iernut - Ungheni 1,2 L 220 kV Craiova Nord - Tr.Magurele 3 L 400 kV Brasov - Gutinas Vest->Est L 400 kV Bucuresti Sud - G.Ialomitei L 400 kV Bucuresti Sud - Pelicanu 450 445 L 400 kV Rahman - Dobrudja L 220 kV Gheorgheni - Stejaru 4 L 400 kV Mukacevo - Rosiori L 400 kV Sibiu Sud - Iernut 850 850*) L 220 kV Alba Iulia - Cluj Floresti L 220 kV Stejaru - Gheorgheni 5 L 400 kV Brasov - Gutinas L 400 kV Smardan - Gutinas 840 760 L 220 kV Gheorgheni - Stejaru L 220 kV Barbosi - Focsani Vest 6 L 400 kV Smardan - Gutinas L 400 kV Bucuresti Sud - G.Ialomitei L 400 kV Bucuresti Sud - Pelicanu 2840 2813 L 400 kV Rahman - Dobrudja L 220 kV Focsani Vest - Barbosi PERIOADA: 31.05.2018 – 01.12.2018 1 L 400 kV Urechesti - Domnesti L 400 kV Slatina - Bucuresti Sud L 400 kV Portile de Fier - Djerdap L 400 kV Tantareni - Sibiu Sud L 400 kV Tantareni - Kozlodui (d. c.) 2060 1916 L 400 kV Tantareni - Bradu L 220 kV Portile de Fier - Resita(d.c.) L 220 kV Craiova Nord - Tr.Magurele L 220 kV Urechesti - Tg.Jiu Nord 2 L 400 kV Sibiu Sud - Brasov 2030 2007 L 400 kV Tantareni - Bradu -5-  Puterea admisibilă Puterea medie prognozată pentru schema reală Secțiunea Elementele de rețea care formează secțiunea pentru schema cu N de funcționare în elemente în funcțiune anul 2018 [MW] [MW] L 400 kV Urechesti - Domnesti L 400 kV Slatina - Bucuresti Sud L 400 kV Rahman - Dobrudja L 220 kV Iernut - Ungheni 1,2 L 220 kV Craiova Nord - Tr.Magurele 3 L 400 kV Brasov - Gutinas Vest->Est L 400 kV Bucuresti Sud - G.Ialomitei L 400 kV Bucuresti Sud - Pelicanu 1150 1136 L 400 kV Rahman - Dobrudja L 220 kV Gheorgheni - Stejaru 4 L 400 kV Mukacevo - Rosiori L 400 kV Sibiu Sud - Iernut 740 688 L 220 kV Alba Iulia - Cluj Floresti L 220 kV Stejaru - Gheorgheni 5 L 400 kV Brasov - Gutinas L 400 kV Smardan - Gutinas 370 367 L 220 kV Gheorgheni - Stejaru L 220 kV Barbosi – Gutinas provizorat 6 L 400 kV Smardan - Gutinas L 400 kV Bucuresti S - G.Ialomitei L 400 kV Bucuresti S - Pelicanu 2650 2603 L 400 kV Rahman - Dobrudja L 220 kV Barbosi – Gutinas provizorat PERIOADA: 01.12.2018 – 31.12.2018 1 L 400 kV Urechesti - Domnesti L 400 kV Slatina - Bucuresti Sud L 400 kV Portile de Fier - Djerdap L 400 kV Tantareni - Sibiu Sud L 400 kV Tantareni - Kozlodui (d. c.) 3050 2527 L 400 kV Tantareni - Bradu L 220 kV Portile de Fier - Resita(d.c.) L 220 kV Craiova Nord - Tr.Magurele L 220 kV Urechesti - Tg.Jiu Nord 2 L 400 kV Sibiu Sud - Brasov L 400 kV Tantareni - Bradu L 400 kV Urechesti - Domnesti L 400 kV Slatina - Bucuresti Sud 1920 1914 L 400 kV Rahman - Dobrudja L 220 kV Iernut - Ungheni 1,2 L 220 kV Craiova Nord - Tr.Magurele 3 L 400 kV Brasov - Gutinas Vest->Est L 400 kV Bucuresti Sud - G.Ialomitei L 400 kV Bucuresti Sud - Pelicanu 600 597 L 400 kV Rahman - Dobrudja L 220 kV Gheorgheni - Stejaru 4 L 400 kV Mukacevo - Rosiori L 400 kV Sibiu Sud - Iernut 950 889 L 220 kV Alba Iulia - Cluj Floresti L 220 kV Stejaru - Gheorgheni -6-  Puterea admisibilă Puterea medie prognozată pentru schema reală Secțiunea Elementele de rețea care formează secțiunea pentru schema cu N de funcționare în elemente în funcțiune anul 2018 [MW] [MW] 5 L 400 kV Brasov - Gutinas L 400 kV Smardan - Gutinas 510 503 L 220 kV Gheorgheni - Stejaru L 220 kV Barbosi – Gutinas provizorat 6 L 400 kV Smardan - Gutinas L 400 kV Bucuresti S - G.Ialomitei L 400 kV Bucuresti S - Pelicanu 2880 2869 L 400 kV Rahman - Dobrudja L 220 kV Barbosi – Gutinas provizorat Notă: *): Valoarea puterii admisibile medii în schema reală de funcționare este mai mare sau egală cu puterea admisibilă în schema completă, deoarece schema reală conține și topologii de rețea cu un echipament retras din exploatare, pentru care se realizează buclări/debuclări în RED 110 kV. În unele scheme reale de funcționare, puterile admisibile pot fi mai mari sau egale cu cea pentru schema completă, fără măsuri de regim suplimentare în 110 kV, ca urmare și valoarea medie a puterii admisibile este mai mare sau egală cu cea pentru schema completă. Valoarea puterii medii admisibile pentru schema reală de funcţionare se determină trimestrial sau semestrial ca valoare medie ponderată a puterilor admisibile, din punctul de vedere al stabilităţii statice, pentru schemele reale de funcţionare (cu N sau N-1 elemente în funcțiune), aferente fiecărei secţiuni caracteristice a SEN. Valorile puterilor admisibile prognozate în schema N, ca şi pentru schemele N-1, se calculează semestrial pentru fiecare secţiune caracteristică. b. Consumul propriu tehnologic în RET, determinat ca fiind diferența dintre energia electrică introdusă în RET și energia electrică extrasă din RET, raportată la energia electrică introdusă în RET, este prezentat în Tabelul nr. 1.1.1.2. Tabelul nr. 1.1.1.2 Anul 2018 Total Energia electrică introdusă în RET (MWh) 44468571 Energia electrică extrasă din RET (MWh) 43368203 Consumul propriu tehnologic în RET (MWh) 1100368 Consumul propriu tehnologic în RET (%) 2.47 În Tabelul nr. 1.1.1.3 este prezentată o situaţie comparativă a indicatorilor precizați mai sus în perioada 2014-2018. Tabelul nr. 1.1.1.3 Anul 2014 2015 2016 2017 2018 Energie electrică introdusă în RET [GWh] 42851 43762 43674 44337 44468 Energie electrică extrasă din RET [GWh] 41825 42732 42662 43372 43368 Consumul propriu tehnologic în RET [GWh] 1026 1030 1012 965 1100 Consumul propriu tehnologic în RET [%] 2.40 2.35 2.32 2.176 2.47 -7-  Energia intrată în conturul RET în anul 2018 a crescut cu 0.3 % în raport cu anul precedent, pe fondul creșterii consumului intern net cu cca. 2 %, în condițiile creșterii energiei primite din rețeaua de distribuție cu cca. 7 %, a creșterii cu cca. 0.8 % a energiei produse de grupurile generatoare care debitează direct în RET și a scăderii fluxurilor fizice de import cu cca. 11 % (364 GWh). Consumul propriu tehnologic aferent RET a crescut cu 13.5 % în raport cu anul precedent. Conform situației evoluției pierderilor de energie în RET defalcată pe componente (pierderi prin efect Joule-Lenz în linii, transformatoare și autotransfomatoare, pierderi la funcționarea în gol a transformatoarelor și autotransformatoarelor, piederi în bobinele de compensare, pierderi în linii datorate efectului Corona) realizată pe baza studiilor de postcalcul întocmite trimestrial și prezentată în figura de -8- mai sus, în anul 2018 se remarcă o creștere semnificativă a pierderilor Joule-Lenz în linii față de anul 2017 (28.6 %). Explicația OTS pentru creșterea semnificativă a CPT în 2018 față de 2017 a fost că la creșterea pierderilor a contribuit în primul rând distribuția defavorabilă a fluxurilor fizice de import/export pe liniile de interconexiune (scăderea importului fizic și creșterea exportului fizic pe liniile situate pe granițele din nord și nord – vest, situate în zone deficitare în producție de energie electrică, respectiv creșterea importului fizic și scăderea exportului fizic pe liniile situate pe granițele din sud și sud – vest, situate în zone excedentare în producție de energie electrică, au determinat creșterea transportului de energie pe distanțe mari, din zonele excedentare din sudul țării către cele deficitare din nord) și în al doilea rând, cantitatea mai mare de precipitații, în special în zonele cu densitate mare de linii de transport (Oltenia, Muntenia, Dobrogea), a favorizat creșterea semnificativă a pierderilor Corona. Graficul de mai sus arată că numai efectul dezechilibrului zonal dintre cererea de consum și producția de energie electrică la nivel de țară și balanța import-export (respectiv fluxul de puteri pe liniile transfrontaliere) concretizat în pierderile prin efect Joule-Lenz susține justificarea OTS, pe când pierderile Corona au înregistrat o scădere în anul 2018 față de anul 2017 (-8.3%). c. Indisponibilitatea medie în timp a instalaţiilor se determină în funcţie de evenimentele planificate sau neplanificate (accidentale) şi se raportează la lungimea exprimată în km pentru LEA din RET sau la puterea aparentă exprimată în MVA pentru transformatoarele şi autotransformatoarele din stațiile RET. Indisponibilitatea medie în timp a instalaţiilor se determină cu formulele de calcul prezentate în continuare, respectiv: n n  (L i  D i ) i 1  (S  D ) i i INDLIN  [ore/an] respectiv INDTRA  i 1 [ore/an] Lt St unde notaţiile reprezintă: n – numărul total de evenimente; Li – lungimea liniei indisponibile la evenimentul i [km]; Lt – lungimea totală a liniilor [km]; Si – puterea aparentă nominală a transformatorului/autotransformatorului indisponibil la evenimentul i [MVA]; St – puterea aparentă nominală totală a transformatoarelor şi autotransformatoarelor [MVA]; Di – durata de indisponibilitate la evenimentul i [ore]. Pentru anul 2018 valorile indicatorilor privind indisponibilitatea medie a instalaţiilor sunt cele prezentate în Tabelul nr. 1.1.1.4. Tabelul nr. 1.1.1.4 Indisponibilitate determinată Indisponibilitate determinată Indisponibilitate totală Anul 2018 de evenimente planificate de evenimente neplanificate [ore] [ore] [ore] INDLIN 154.42 145.17 9.25 INDTRA 129.53 126.42 3.11 Se constată faptul că durata medie a întreruperilor neprogramate reprezintă cca. 6 % din timpul mediu total de întrerupere în cazul liniilor electrice, respectiv 2,4 % în cazul transformatoarelor și -9- autotransformatoarelor. Raportat la numărul de ore ale unui an, INDLIN reprezintă 1,8 %, iar INDTRA reprezintă 1,5 %. În Tabelul nr. 1.1.1.5 este prezentată evoluția indicatorilor INDLIN şi INDTRA în perioada 2014 - 2018. Tabelul nr. 1.1.1.5 Anul 2014 2015 2016 2017 2018 Întreruperi planificate: INDLIN (ore/an) 114.62 147.95 169.91 146.43 145.17 INDTRA (ore/an) 103.66 146.