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 2017

e, operatorul de transport şi de sistem (OTS) şi operatorii de distribuţie (OD) au colectectat și transmis la ANRE valorile realizate ale indicatorilor de performanţă înregistrate în anul 2017. -1-  INDICATORII DE PERFORMANŢĂ PENTRU SERVICIUL DE TRANSPORT AL ENERGIEI ELECTRICE ŞI PENTRU SERVICIUL DE SISTEM Indicatorii de performanță analizaţi se referă la activităţile specifice serviciului de transport al energiei electrice, respectiv gestionarea şi exploatarea RET, precum şi la activităţile specifice serviciului de sistem, respectiv coordonarea funcţionării SEN. Indicatorii de performanță se referă la:  utilizarea rețelei electrice de transport;  serviciul de sistem și coordonarea funcționării SEN;  continuitatea serviciului de transport al energiei electrice;  calitatea tehnică a energiei electrice;  calitatea comercială a serviciului de transport al energiei electrice 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 (RET) 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 2017 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: -2-  Tabelul nr. 1.1.1.1 Puterea admisibilă Puterea medie prognozată pentru schema pentru schema cu reală de Secțiunea Elementele de rețea care formează secțiunea N elemente în funcționare în funcțiune anul 2017 [MW] [MW] PERIOADA: 01.01.2017 – 04.05.2017 1 LEA 400 kV Urechești - Domnești LEA 400 kV Slatina - București Sud LEA 400 kV Porțile de Fier - Djerdap LEA 400 kV Țântăreni - Sibiu Sud LEA 400 kV Țântăreni - Kozlodui (d.c.) 2.650 2.466 LEA 400 kV Țântăreni - Bradu LEA 220 kV Porțile de Fier - Reșita (d.c.) LEA 220 kV Craiova Nord -Turnu Măgurele LEA 220 kV Urechești - Târgu Jiu Nord 2 LEA 400 kV Sibiu Sud - Brașov LEA 400 kV Țânțăreni - Bradu LEA 400 kV Urechești - Domnești LEA 400 kV Slatina - București Sud 1.970 1.855 LEA 400 kV Rahman - Dobrudja LEA 220 kV Iernut - Ungheni 1,2 LEA 220 kV Craiova Nord - Turnu Măgurele 3 LEA 400 kV Brașov - Gutinaș Vest->Est LEA 400 kV București Sud - Gura Ialomiței LEA 400 kV București Sud - Pelicanu 500 500* LEA 400 kV Rahman - Dobrudja LEA 220 kV Gheorgheni – Stejaru 4 LEA 400 kV Mukacevo - Roșiori LEA 400 kV Sibiu Sud - Iernut 800 746 LEA 220 kV Alba Iulia - Cluj Florești LEA 220 kV Stejaru – Gheorgheni 5 LEA 400 kV Brașov - Gutinaș LEA 400 kV Smârdan - Gutinaș 500 518* LEA 220 kV Gheorgheni - Stejaru LEA 220 kV Barboși - Focșani Vest 6 LEA 400 kV Smârdan - Gutinaș LEA 400 kV București Sud - Gura Ialomiței LEA 400 kV București Sud - Pelicanu 2.790 2.757 LEA 400 kV Rahman - Dobrudja LEA 220 kV Focșani Vest - Barboși PERIOADA: 05.05.2017 – 22.11.2017 1 LEA 400 kV Urechești - Domnești LEA 400 kV Slatina - București Sud LEA 400 kV Porțile de Fier - Djerdap LEA 400 kV Țânțăreni - Sibiu Sud LEA 400 kV Țânțăreni - Kozlodui (d. c.) 2.200 1.986 LEA 400 kV Țânțăreni - Bradu LEA 220 kV Porțile de Fier - Reșita (d.c.) LEA 220 kV Craiova Nord - Turnu Magurele LEA 220 kV Urechești - Târgu Jiu Nord 2 LEA 400 kV Sibiu Sud - Brașov LEA 400 kV Țânțăreni - Bradu 2.400 2.122 LEA 400 kV Urechești - Domnești LEA 400 kV Slatina - București Sud -3-  LEA 400 kV Rahman - Dobrudja LEA 220 kV Iernut - Ungheni 1,2 LEA 220 kV Craiova Nord - Turnu Măgurele 3 LEA 400 kV Brașov - Gutinaș Vest->Est LEA 400 kV București Sud - Gura Ialomiței LEA 400 kV București Sud - Pelicanu 950 941 LEA 400 kV Rahman - Dobrudja LEA 220 kV Gheorgheni – Stejaru 4 LEA 400 kV Mukacevo - Roșiori LEA 400 kV Sibiu Sud - Iernut 760 737 LEA 220 kV Alba Iulia - Cluj Florești LEA 220 kV Stejaru – Gheorgheni 5 LEA 400 kV Brașov - Gutinaș LEA 400 kV Smârdan - Gutinaș 440 440* LEA 220 kV Gheorgheni - Stejaru LEA 220 kV Barboși - Focșani Vest 6 LEA 400 kV Smârdan - Gutinaș LEA 400 kV București Sud - Gura Ialomiței LEA 400 kV București Sud - Pelicanu 2.820 2.566 LEA 400 kV Rahman - Dobrudja LEA 220 kV Focșani Vest - Barboși PERIOADA: 23.11.2017 – 31.12.2017 1 LEA 400 kV Urechești - Domnești LEA 400 kV Slatina - București Sud LEA 400 kV Porțile de Fier - Djerdap LEA 400 kV Țânțăreni - Sibiu Sud LEA 400 kV Țânțăreni - Kozlodui (d.c.) 3.410 3.251 LEA 400 kV Țânțăreni - Bradu LEA 220 kV Porțile de Fier - Reșita (d.c.) LEA 220 kV Craiova Nord - Turnu Măgurele LEA 220 kV Urechești - Târgu Jiu Nord 2 LEA 400 kV Sibiu Sud - Brașov LEA 400 kV Țânțăreni - Bradu LEA 400 kV Urechești - Domnești LEA 400 kV Slatina - București Sud 1.870 1.896* LEA 400 kV Rahman - Dobrudja LEA 220 kV Iernut - Ungheni 1,2 LEA 220 kV Craiova Nord - Turnu Măgurele 3 LEA 400 kV Brașov - Gutinaș Vest->Est LEA 400 kV București Sud - Gura Ialomiței LEA 400 kV București Sud - Pelicanu 450 437 LEA 400 kV Rahman - Dobrudja LEA 220 kV Gheorgheni - Stejaru 4 LEA 400 kV Mukacevo - Roșiori LEA 400 kV Sibiu Sud - Iernut 850 861* LEA 220 kV Alba Iulia - Cluj Florești LEA 220 kV Stejaru - Gheorgheni 5 LEA 400 kV Brașov - Gutinaș LEA 400 kV Smârdan - Gutinaș 840 771 LEA 220 kV Gheorgheni - Stejaru LEA 220 kV Barboși - Focșani Vest 6 LEA 400 kV Smârdan - Gutinaș LEA 400 kV București Sud - Gura Ialomiței LEA 400 kV București Sud - Pelicanu 2.840 2.809 LEA 400 kV Rahman - Dobrudja LEA 220 kV Focșani Vest - Barboși -4-  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 la nivel 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. Din motive de îndeplinire a criteriului de siguranţă N-1 (cu respectarea rezervelor de stabilitate statică), în anumite scheme de reţea reale cu echipamente retrase din exploatare în zonele secţiunilor caracteristice S2, S3, S4 şi S5 au fost necesare măsuri de regim de modificare a topologiei RED 110 kV, prin buclări/debuclări. In aceste situații puterile admisibile în schemele reale de funcţionare au fost mai mari sau egale cu valorile corespunzătoare schemei complete. 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 2017 Total Energia electrică introdusă în RET (MWh) 44.337.016 Energia electrică extrasă din RET (MWh) 43.372.106 Consumul propriu tehnologic în RET (MWh) 964.910 Consumul propriu tehnologic în RET (%) 2,176 În Tabelul nr. 1.1.1.3 este prezentată o situaţie comparativă a indicatorilor precizați mai sus în perioada 2013-2017. Tabelul nr. 1.1.1.3 Anul 2013 2014 2015 2016 2017 Energie electrică introdusă în RET (GWh) 40.899 42.851 43.762 43.674 44.337 Energie electrică extrasă din RET (GWh) 39.868 41.825 42.732 42.662 43.372 Consumul propriu tehnologic în RET [GWh] 1.031 1.026 1.030 1.012 965 Consumul propriu tehnologic în RET (%) 2,52 2,40 2,35 2,32 2,176 Energia intrată în conturul RET în anul 2017 a crescut cu 1,52 % în raport cu anul precedent, pe fondul creșterii consumului intern net cu cca. 2,31 %, a creșterii cu 0,9 % a energiei produse de grupurile generatoare care debitează direct în rețeaua de transport și a creșterii fluxurilor fizice de import cu cca. 39 % (895 GWh). Consumul propriu tehnologic aferent RET a scăzut cu 4,65 % în raport cu anul precedent în condițiile distribuției favorabile a fluxurilor fizice de import/export pe liniile de interconexiune din nord-vestul țării (creșterea importului fizic și reducerea exportului fizic pe liniile respective au determinat reducerea -5- transportului de energie pe distanțe mari, din zonele excedentare din sudul țării către cele deficitare din nord) și a reducerii pierderilor corona pe fondul reducerii cantității de precipitații în zonele cu densitate mare de linii de transport. 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] sau 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 2017 valorile indicatorilor privind indisponibilitatea medie a instalaţiilor sunt cele prezentate în Tabelul nr. 1.1.1.4. Tabelul nr. 1.1.1.4 Indisponibilitate Indisponibilitate determinată Indisponibilitate determinată Anul 2017 totală de evenimente planificate de evenimente neplanificate [ore] [ore] [ore] INDLIN 158,10 146,43 11,67 INDTRA 182,01 163,50 18,51 Se constată faptul că durata medie a întreruperilor neprogramate reprezintă cca. 7,38 % din timpul mediu total de întrerupere în cazul liniilor electrice, respectiv 10.17 % în cazul transformatoarelor și autotransformatoarelor. Raportat la numărul de ore ale unui an, INDLIN reprezintă 1,8 %, iar INDTRA reprezintă 2,08 %. În Tabelul nr. 1.1.1.5 este prezentată evoluția indicatorilor INDLIN şi INDTRA în perioada 2013-2017. Tabelul nr. 1.1.1.5 Anul 2013 2014 2015 2016 2017 Întreruperi planificate: INDLIN (ore/an) 103,08 114,62 147,95 169,91 146,43 -6-  INDTRA (ore/an) 168,31 103,66 146,11 199,38 163,50 Întreruperi neplanificate: INDLIN (ore/an) 11,44 27,97 36,68 16,88 11,67 INDTRA (ore/an) 3,28 8,52 8,9 4,91 18,51 Total: INDLIN (ore/an) 114,52 142,59 184,63 186,79 158,10 INDTRA (ore/an) 171,58 112,18 155,01 204,29 182,01 Pentru întreruperile planificate, atât pentru cazul liniilor electrice cât si pentru cazul transformatoarelor si autotransformatoarelor, după o creștere în perioada 2014-2016, se evidenţiază o scădere a duratei medii de indisponibilitate în anul 2017, pe fondul reducerii timpului de retragere din exploatare a echipamentelor care necesitau o perioadă prelungită pentru lucrările de mentenanță. Conform programelor anuale, au fost efectuate analize și expertize pentru unitățile de transformare și liniile electrice aeriene cu perioada normată depășită, pentru menținerea în condiții de bună exploatare până la asigurarea condițiilor de înlocuire. Pentru întreruperile neplanificate, în cazul liniilor electrice, după o evoluție crescătoare a indicatorului INDLIN în perioada 2013-2015, se înregistrează îmbunătățirea acestuia în ultimii doi ani. În cazul transformatoarelor și autotransformatoarelor se constată o crestere a valorii indisponibilitatii peste media ultimilor ani. 1.1.2 Indicatorii de performanță generali p