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

entru 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. a) În anul 2017 nu s-a solicitat/acordat ajutor de avarie; b) Abaterea soldului SEN cu corecţia de frecvenţă ACE este prezentată în Tabelul nr. 1.1.2.1 Tabelul nr. 1.1.2.1 Abaterea soldului SEN cu corecția de frecvență [MWh/h] 2016 2017 Valoare medie 1,52 1,67 Valoare maximă 178 229 Valoare minimă -435 -133 Deviația standard 14,64 13,38 Valoarea medie a abaterii soldului cu corecția de frecvență a avut valori comparabile cu anul anterior. În schimb deviația standard a abaterii a avut valori mai mici în anul 2017, iar valoarea minimă este considerabil îmbunătățită (de trei ori mai mică în valoare absolută). Astfel, deși se constată ca valoarea maximă este cu cca 30 % mai mare, reglajul frecvență-putere a fost considerabil mai bun. -7- 1.1.3 Indicatorii de performanță generali privind coordonarea funcționării SEN Congestiile si restrictiile de rețea care au cauzat aceste congestii sunt prezentate în tabelele următoare: Tabelul nr. 1.1.3.1 Congestii determinate de restricții de rețea apărute în schema cu N elemente ca urmare a ca urmare a retragerii în 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 2.553,46 113,703 congestiilor de rețea [MWh] Costul congestiilor [lei] 0 241.027,43 14,89 Tabelul nr. 1.1.3.2 Nr. Zona unde a apărut Măsuri pentru eliminarea restricției Cauza restricției de rețea Crt restricția de rețea de rețea 1. Secțiunea 4 Retragerea programată din exploatare a Respectarea criteriului N-1 prin LEA 400 kV Roșiori – Mukacevo, la creșterea puterii produse în secțiune. solicitarea OTS-ului vecin (Ukrenergo). 2 Secțiunea 5 Retragerea accidentală a LEA 220 kV Respectarea criteriului N-1 prin Barboși – Focșani Vest*) creșterea puterii produse în secțiune. 3 Dobrogea Indisponibilizarea LEA 110 kV Pentru respectarea criteriului N-1 au Constanța Nord – Medgidia Nord **) fost reduse în Piața de Echilibrare (reduceri sub puterile notificate) CEED care debitează în zona Hârșova – Medgidia – Constanța. 4 Secțiunea 5 Retragerea programată din exploatare a Respectarea criteriului N-1 prin LEA 400 kV Brașov – Gutinaș creșterea puterii produse în secțiune 5 Secțiunea 4 Retragerea programată din exploatare a Respectarea criteriului N-1 prin LEA 400 kV Iernut – Sibiu Sud, pentru creșterea puterii produse în secțiune lucrări de relocare a unui stâlp la intersecția cu un drum judetean 6 Secțiunea 1 Retragerea programată din exploatare a Pentru respectarea criteriului de (legătura dintre LEA 220 kV Timișoara – Reșița circ. 1 siguranță N-1 au fost necesare zona de sud-vest a selecții la creștere pe Reglaj Terțiar țării și jumătatea de Rapid nord a țării) *) 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 perioada 13÷15.03.2017 linia de interconexiune 400 kV Roșiori – Mukacevo a fost retrasă din exploatere 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 centralele Remeți, Munteni, Mărișelu și Iernut. Congestiile nu au putut fi evitate în acest caz prin redarea în exploatare/amânarea retragerii pentru perioade cu producție mai mare în zonă deoarece linia 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, după rezolvarea tuturor diferendelor juridice legate de terenul necesar amplasării stâlpilor, 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. 2) În data de 21.04.2017 la ora 01:09 LEA 220 kV Barboși – Focșani Vest a devenit indisponibilă ca urmare a efectelor condițiilor meteorologice deosebite (zăpadă înghețată și vânt puternic), care au -8- determinat avarierea unui stâlp și a altor elemente ale liniei. Aceasta a fost redată în exploatare în data de 20.05.2017 la ora 19:10, după înlocuirea stâlpului nr. 379 și înlocuirea coronamentelor la stâlpii nr. 289 și 295, respectiv a conductoarelor active și de protecție, a izolației, a clemelor etc. În aceste condiții, pentru respectarea criteriului de siguranță N–1 și reducerea deficitului de putere în zona de est și nord– est a țării, în intervalul de vârf de sarcină din dimineața zilei de 21.04 a fost necesară selecția la creștere pe congestie a producției pentru grupurile din CHE Stejaru și cele de pe avalul Bistriței. Pentru perioada respectivă CNTEE Transelectrica S.A. a obținut Certificatul de Forță Majoră nr. 398/25.04.2017. 3) Pe fondul indisponibilității LEA 110 kV Constanța Nord – Medgidia Nord, la golul de sarcină din dimineața zilei de 29.04.2017, pentru respectarea criteriului de siguranță N – 1, în rețeaua de distribuție din zona Hârșova – Medgidia – Constanța a fost necesară selecția la reducere pe congestie a producției pentru CEED din zona respectivă. 4) În perioada 26÷28.06.2017 LEA 400 kV Brașov – Gutinaș a fost retrasă din exploatare programat pentru control și eliminare neconformități. În perioada vârfului de sarcină din dimineața zilei de 28.06.2017, pe fondul deficitului mare de producție din secțiunea caracteristică S5, pentru asigurarea condițiilor de stabilitate în zonă, a fost necesară selecția la creștere, pe congestie, a producției pentru grupurile din CHE Stejaru și cele de pe avalul Bistriței. Congestiile în acest caz nu au putut fi evitate deoarece producția eoliană a crescut rapid, depășind prognoza cu cca. 600 MW, o parte semnificativă din energia suplimentară produsă în zona Dobrogea fiind evacuată prin rețeaua de transport din zona Moldova. Punerea în funcțiune a viitoarei LEA 400 kV Smârdan – Gutinaș va elimina congestiile care apar în zona de nord-est a SEN la retragerea unei LEA de 220 kV sau 400 kV din RET, inclusiv a LEA 220 kV Barboși – Focșani Vest. 5) În perioada 03÷06.11.2017 LEA 400 kV Iernut – Sibiu Sud a fost retrasă din exploatare programat, pentru lucrări de relocare a unui stâlp la intersecția cu un drum județean, la solicitarea CNAIR. Pe fondul deficitului mare de producție din secțiunea caracteristică S4, pentru asigurarea condițiilor de stabilitate în zonă, a fost necesară selecția la creștere, pe congestie, a producției pentru grupurile din CHE Mărișelu, Remeți, Munteni, Șugag, Sebeș și Someș aval și din CTE Iernut. Costul eliminării congestiilor în acest caz reprezintă cea mai mare parte a cheltuielilor cu congestiile înregistrate în anul 2017 (cca. 60 %). 6) În perioada 11÷17.12.2017 circuitul 1 al LEA 220 kV Reșița – Timișoara a fost retras din exploatare programat, pentru asigurarea condițiilor NSSM la ridicarea și montarea stâlpului nr. 1 și tragerea conductoarelor active și de protecție în deschiderea 1-2 pe noua linie de interconexiune 400 kV Resița-Pancevo. În ziua de 17.12.2017, pe fondul circulațiilor mari de putere existente pe axa 220 kV Urechești – Târgu Jiu Nord – Paroșeni – Baru Mare – Hașdat – Mintia, care face legătura între zona de sud-vest a țării și jumătatea de nord a acesteia, a fost necesară selecția la creștere, pe congestie, a producției din CHE Rîul Mare, în scopul reducerii suprasarcinilor și respectării criteriului de siguranță N-1. Punerea în funcțiune a viitoarei LEA 400 kV Porțile de Fier – Reșița și a noii LEA de interconexiune 400 kV Reșița – Pancevo va contribui la eliminarea congestiilor care apar în zona de sud-vest a SEN la retragerea unei LEA de 220 kV sau 400 kV din RET. -9- 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. 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 -10-  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 2017 următoarele valori: Tabelul nr. 1.2.1 Nr. Indicator Cauza întreruperii Total Crt. 1 ENS [MWh] a. întreruperi planificate - 2 ENS [MWh] b. întreruperi neplanificate determinate de forţa majoră - 3 ENS [MWh] c. întreruperi neplanificate determinate de condiții meteorologice deosebite - ENS [MWh] d. întreruperi neplanificate determinate de alţi operatori, utilizatori, 11,85 / 4 producători 2,051) ENS [MWh] e. întreruperi neplanificate cauzate de OTS 289,46 / 5 1.105,551) 6 AIT [min/an] a. întreruperi planificate - 7 AIT [min/an] b. întreruperi neplanificate determinate de forţa majoră - 8 AIT [min/an] c. întreruperi neplanificate determinate de condiții meteorologice deosebite - AIT [min/an] d. întreruperi neplanificate determinate de alţi operatori, utilizatori, 0,113 / 9 producători 0,0192) AIT [min/an] e. întreruperi neplanificate cauzate de OTS 2,762/ 10 10,5502) Notă: 1) Prima valoare reprezintă energia nelivrată utilizatorilor iar a doua reprezintă energia nelivrată din centrale din cauza întreruperilor de lungă durată 2) Prima valoare reprezintă timpul mediu de întrerupere al utilizatorilor iar a doua reprezintă timpul mediu de întrerupere al centralelor din cauza întreruperilor de lungă durată Se constată la nivelul anului 2017 degradarea indicatorilor generali de continuitate a serviciului, din categoria întreruperilor cauzate de OTS, asa cum este prezentat şi în tabelul nr. 1.2.2, unde sunt sintetizate valorile indicatorilor de calitate privind continuitatea serviciului în perioada 2013-2017. Tabelul nr. 1.2.2 2013 2014 2015 2016 2017 ENS (MWh) a. întreruperi planificate 0 0 0 0 0 b. întreruperi neplanificate determinate de forţa majoră 0 0 0 0 0 c. întreruperi neplanificate determinate de condiții 1) 38,62 0 meteorologice deosebite d. întreruperi neplanificate determinate de alţi operatori, 11,85 / 0 0 0 0 utilizatori, producători 2,052) -11-  224,69/ 289,46 / e. întreruperi neplanificate cauzate de OTS 30,89 82,51 38,36