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

11 199.38 163.50 126.42 Întreruperi neplanificate: INDLIN (ore/an) 27.97 36.68 16.88 11.67 9.25 INDTRA (ore/an) 8.52 8.9 4.91 18.51 3.11 Total: INDLIN (ore/an) 142.59 184.63 186.79 158.10 154.42 INDTRA (ore/an) 112.18 155.01 204.29 182.01 129.53 În graficul din figura de mai sus se poate observa un trend descrescător al acestor indicatori, mai pronunțat la transformatoare și autotransformatoare. S-a realizat o reducere a indisponibilității LEA si Trafo atât pentru întreruperile planificate, cât și pentru cele accidentale printr-o mai bună corelare a programelor de mentenanță cu programele de investiții prin care s-a reușit reducerea timpului de retragere din exploatare a echipamentelor. Simultan au fost efectuate analize și expertize ale echipamentelor/ mijloacelor fixe cu perioada normală de funcționare depășită care au stat la baza luării unor măsuri respectiv a stabilirii unor condiții de menținere în exploatare si functionare, până la asigurarea condițiilor de înlocuire. 1.1.2 Indicatorii de performanță generali pentru serviciul de sistem Indicatorii de performanță generali pentru serviciul de sistem prestat de operatorul de transport și de sistem se referă la ajutorul de avarie și la abaterea soldului SEN cu corecția de frecvență. -10-  a) În anul 2018 s-a solicitat ajutorul de avarie din tabelul nr. 1.1.2.1: Tabelul nr. 1.1.2.1 Ajutor de avarie Durata [ore] Cantitate [MWh] Solicitat 4 400 b) Abaterea soldului SEN cu corecţia de frecvenţă ACE este prezentată în tabelul nr. 1.1.2.2 Tabelul nr. 1.1.2.2 Abaterea soldului SEN cu corecția de frecvență [MWh/h] 2017 2018 Valoare medie 1.67 1.01 Valoare maximă 229 300 Valoare minimă -133 -206 Deviația standard 13.38 12.98 1.1.3 Indicatorii de performanță generali privind coordonarea funcționării SEN Congestiile și restricțiile de rețea care le-au cauzat sunt prezentate în tabelele următoare: Tabelul nr. 1.1.3.1 Congestii determinate de restricții de rețea apărute în schema cu N elemente în ca urmare a ca urmare a retragerii funcțiune în RET și în retragerii din exploatare din exploatare a rețeaua de 110kV a RED a elementelor RET elementelor RED Cantitatea de energie electrică utilizată pentru managementul 0 28821.784 982.924 congestiilor de rețea [MWh] Costul congestiilor [lei] 0 7473978 743700 Tabelul nr. 1.1.3.2 Zona unde a Nr. Măsuri pentru eliminarea restricției apărut Cauza restricției de rețea Crt de rețea restricția de rețea 1. Dobrogea Retragerea accidentală din exploatare a Respectarea criteriului N-1 prin reducerea pe LEA 400 kV Bucuresti Sud – Domnesti Piața de Echilibrare, sub puterile notificate, a suprapusă cu indisponibilitatea LEA 400 producției în CEED care debitau în zona kV Constanța Nord – Tariverde. 1)* Dobrogea (secțiunea S6) și Tulcea (CEE Tariverde). 2 Secțiunea 4 Retragerea programată din exploatare a Respectarea criteriului N-1 prin creșterea LEA 400 kV Roșiori – Mukacevo, la puterii produse în secțiune. solicitarea OTS-ului vecin (Ukrenergo). 2) 3 Brazi Vest (zonă Declanșarea LEA 400 kV Brazi Vest – Reducere producției la CECCC Petrom evacuare centrala Domnesti suprapusă peste retragerea pentru reducerea suprasarcinii pe AT3 – 400 CECC Petrom) programată din exploatare a LEA 400 kV MVA, 400/220 kV Brazi Vest. Brazi Vest – Darste 3) 4 Secțiunea 4 Retragerea programată din exploatare a Respectarea criteriului N-1 prin creșterea LEA 400 kV Roșiori – Mukacevo, la puterii produse în secțiune. solicitarea OTS-ului vecin (Ukrenergo). 4) 5 Secțiunea 4 Retragerea programată din exploatare a Respectarea criteriului N-1 prin creșterea LEA 400 kV Iernut –Sibiu Sud, la puterii produse în secțiune. solicitarea CNAIR 5) -11-  Zona unde a Nr. Măsuri pentru eliminarea restricției apărut Cauza restricției de rețea Crt de rețea restricția de rețea 6 Secțiunea 4 Retragerea programată din exploatare a Respectarea criteriului N-1 prin creșterea LEA 400 kV Iernut –Sibiu Sud, la puterii produse în secțiune. solicitarea CNAIR 6) Dobrogea Indisponibilizarea LEA 110 kV Respectarea criteriului N-1 prin reducerea pe Medgidia Sud – Basarabi circuitele 1 și 2 Piața de Echilibrare, sub puterile notificate, a 7)* producției în CEED care debita în zona afectată de indisponibilizările din rețea. *) Evenimente accidentale din RET încadrate la forță majoră. **) Congestii determinate de restricții de rețea apărute ca urmare a retragerii din exploatare a elementelor din RED. 1) În cursul zilei de 26.02.2018, la ora 14:34, LEA 400kV Constanța Nord – Tariverde a declanșat, în condiții de vreme dificilă (viscol în zonă, ger), defectul pe linie constând în ruperea lanțului dublu de izolatoare pe faza R la stâlpul nr. 7 și căderea la pământ a conductorului activ. Declanșarea s-a suprapus cu retragerea accidentală a LEA 400 kV București Sud – Domnești. Linia a fost redată în exploatare în data de 27.02.2018, la ora 16:35, după efectuarea reparațiilor. Indisponibilizarea respectivă a determinat reducerea capacității de evacuare a excedentului de producție din zona Dobrogea. În condițiile în care producția eoliană în după-amiaza zilei de 26.02.2018 era de peste 2.700 MW, pentru respectarea criteriului de siguranţă N-1, s-a dispus reducerea producției în CEED din zona Dobrogea (Secțiunea 6) și zona Tulcea – Tariverde, la valori sub puterea notificată. Precizăm că, pentru perioada respectivă, ANM a emis succesiv mai multe coduri de atenționare, galbene și portocalii, referitoare la ninsori abundente și intensificări semnificative ale vântului, inclusiv pentru zona Dobrogea, ST Constanța obținând de la Camera de Comerț, Industrie, Navigație și Agricultură Constanța certificatul de forță majoră cu nr. 446/05.03.2018 (nr. înregistrare la ST Constanța 7897/06.03.2018). Costul eliminării congestiilor în acest caz reprezintă cea mai mare parte a cheltuielilor cu congestiile înregistrate în anul 2018 (cca. 64 % din total). Punerea în funcțiune a viitoarei LEA 400 kV Smârdan – Gutinaș va reduce congestiile care apar în zona de est a SEN la retragerea unei LEA de 220 kV sau 400 kV din RET, inclusiv a celor două linii menționate la acest punct. 2) În perioada 02 ÷ 06 aprilie 2018 linia de interconexiune 400 kV Roșiori – Mukacevo a fost retrasă programat, la solicitarea OTS din Ucraina. În anumite intervale orare din perioada respectivă, pentru asigurarea puterii admisibile în zona de nord-vest a țării (secțiunea caracteristică S4), a fost necesară selecția la creștere pe congestie a producției pentru grupuri din CHE Remeți, CHE Munteni și CHE Mărișelu. În acest caz (ca și în situația de la punctul 4, de mai jos), congestiile nu au putut fi evitate prin redarea în exploatare/amânarea retragerii pentru perioade cu producție mai mare în zonă, deoarece linia de interconexiune este inclusă în planul anual de retrageri din exploatere convenit cu partenerii externi, iar reprogramarea acesteia ar fi afectat profilul lunar al NTC și implicit alocarea de capacitate pe granițele țării. Punerea în funcțiune a LEA 400 kV Oradea Sud – Nădab va reduce congestiile care apar în zona de nord-vest a SEN la retragerea unei LEA de 400 kV din RET, inclusiv a LEA 400 kV Roșiori – Mukacevo. 3) Declanșarea LEA 400 kV Brazi Vest – Domnești, din data de 21.07.2018, ora 11:16, suprapusă peste retragerea programată din exploatare a LEA 400 kV Brazi Vest – Dârste a făcut ca AT3 – 400 MVA Brazi Vest să rămână singura cale de evacuare în sistem a puterii produse de TA și TG1 din CECC OMV -12- Petrom, grupuri care sunt racordate la nivelul de tensiune de 400 kV. În condițiile în care CECC OMV Petrom funcționa cu 738 MW, pentru asigurarea criteriului de siguranță N – 1 a fost necesară reducerea suprasarcinii pe AT3 – 400 MVA, 400/220 kV Brazi Vest prin reducerea pe congestie a producției din centrala respectivă. 4) În perioada 17.09 ÷ 16.10 2018 linia de interconexiune 400 kV Roșiori – Mukacevo a fost retrasă programat, la solicitarea OTS din Ucraina, pentru lucrări de înlocuire porțiuni din conductorul de protecție și pentru reparație stâlpi pe teritoriul Ucrainei. În anumite intervale orare din perioada respectivă, pentru asigurarea puterii admisibile în zona de nord-vest a țării (secțiunea caracteristică S4) și respectarea criteriului de siguranță N-1, a fost necesară selecția la creștere pe congestie a producției pentru grupuri din centralele CHE Remeți, CHE Munteni, CHE Mărișelu și CHE Gâlceag. 5) LEA 400 kV Iernut - Sibiu Sud a fost retrasă în perioada 19.10.2018 - 22.10.2018 (zilnic) la solicitarea CNAIR pentru executare fundații pe piloni forați la stâlpii 6N și 6bis, lucrare de coexistență cu autostrada Târgu Mureș - Câmpia Turzii. Pentru respectarea criteriului de siguranță N – 1 a fost necesară creșterea producției în secțiunea S4, la grupurile din CHE Remeți, CHE Munteni și CHE Mărișelu, pentru reducerea deficitului zonei. În acest caz (ca și în situația de la punctul 6, de mai jos), congestiile nu au putut fi evitate prin redarea în exploatare/amânarea retragerii pentru perioade cu producție mai mare în zonă, deoarece acest lucru ar fi determinat întârzierea lucrărilor de investiții la autostradă. Punerea în funcțiune a LEA 400 kV Oradea Sud – Nădab va elimina congestiile care apar în zona de nord-vest a SEN la retragerea unei LEA de 400 kV din RET, inclusiv a LEA 400 kV Sibiu Sud – Iernut. 6) Situația de la punctul 5 s-a repetat în luna noiembrie, LEA 400 kV Iernut – Sibiu Sud fiind retrasă în perioada 22.11.2018 - 27.11.2018 (continuu), tot la solicitarea CNAIR, pentru demontarea stâlpului 6 și montarea stâlpilor 6N și 6bis, lucrare de coexistență cu autostrada Târgu Mureș - Câmpia Turzii. Pentru respectarea criteriului de siguranță N – 1 și reducerea deficitului zonei a fost necesară creșterea producției în secțiunea S4, la CTE Iernut și CHE Munteni, CHE Remeți, CHE Marișelu și în centralele de pe Someș aval. Pentru a evita o retragere ulterioară, concomitent cu lucrarea CNAIR s-au efectuat și lucrări de mentenanță minoră pe linie de către CNTEE Transelectrica SA. 7) În data de 28.11.2018, ca urmare a declanșării și indisponibilizării LEA 110 kV Medgidia Sud – Basarabi circuitele 1 și 2, în condițiile unei producții mari în centralele eoliene din zonă, pentru asigurarea criteriului de siguranță N–1 s-a dispus reducerea la valori sub puterea notificată a producției în CEED din zona Hârșova – Medgidia – Constanța. 1.2 INDICATORI DE PERFORMANȚĂ PRIVIND CONTINUITATEA SERVICIULUI DE TRANSPORT AL ENERGIEI ELECTRICE Indicatorii de performanță privind continuitatea serviciului de transport se referă la întreruperile în alimentarea cu energie electrică a utilizatorilor racordaţi la RET. Întreruperile sunt clasificate după durată în: a. întreruperi tranzitorii - cu durate de maximum 1 secundă; b. întreruperi scurte - cu durate între 1 secundă şi maximum 3 minute; c. întreruperi lungi - cu durate mai mari de 3 minute. -13-  Operatorul de transport şi de sistem monitorizează toate întreruperile de lungă durată, atât planificate cât şi neplanificate. Programul anual de retrageri din exploatare a elementelor RET se publică pe pagina de internet a OTS. De asemenea, cu o zi înainte de începerea fiecărei luni, OTS publică pe pagina de internet programul lunar de retrageri din exploatare. OTS elaborează situaţia lunară a modificărilor planului lunar aprobat, în care evidenţiază elementele RET planificate să fie retrase din exploatare, perioada retragerii şi conformitatea sau neconformitatea cu planul anual de retrageri din exploatare. Pentru fiecare întrerupere se înregistrează: a. tensiunea la care s-a produs întreruperea; b. caracterul planificat sau neplanificat (pentru calculul indicatorilor de continuitate), respectiv anunţat sau neanunţat al întreruperii (pentru modul de înregistrare a întreruperii); c. cauza întreruperii; d. data, ora și minutul de început, respectiv de sfârșit al întreruperii; e. durata totală a întreruperii; f. puterea electrică întreruptă (ultima putere măsurată înainte de întrerupere), respectiv energia electrică estimată prin calcul ca fiind nelivrată utilizatorilor/neprodusă în centrale din cauza întreruperii. Fiecare eveniment din RET, care are ca efect întreruperea de lungă durată a alimentării cu energie electrică a utilizatorilor, este prezentat individual în cadrul raportului anual de activitate a OTS. Energia nelivrată utilizatorilor/neprodusă în centrale din cauza întreruperilor de lungă durată - ENS (Energy Not Supplied) se calculează cu relaţia: n  D  ENS =   Pi  i  [MWh], i 1  60  unde: n – reprezintă numărul total de întreruperi de lungă durată; Pi – reprezintă puterea electrică întreruptă la întreruperea i (ultima putere măsurată înainte de întrerupere) (MW); Di – reprezintă durata întreruperii i (minute). Timpul Mediu de Întrerupere – AIT (Average Interruption Time) reprezintă perioada medie echivalentă a întreruperilor de lungă durată, exprimată în minute pe an şi se determină cu relaţia: ENS AIT = 8760 x 60 x [min/an], AD unde : ENS - reprezintă energia nelivrată utilizatorilor / neprodusă în centrale din cauza întreruperilor de lungă durată (MWh); AD  reprezintă consumul anual de energie electrică (Anual Demand), exclusiv pierderile de energie electrică activă din RET și RED, inclusiv exportul (MWh). Indicatorii de performanță generali de continuitate au avut în anul 2018 următoarele valori: -14-  Tabelul nr. 1.2.1 Nr. Indicator Tipul întreruperii Total Crt. 1. - întreruperi planificate 0 0/ 2. - întreruperi neplanificate determinate de condiții meteorologice deosebite 476.661) ENS [MWh] - întreruperi neplanificate determinate de alţi operatori, utilizatori,