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 2016

isibile 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. După o perioadă de cca. zece ani de analiză se constată că valoarea puterii admisibile pentru schema cu N elemente, valoarea "de referinţă" cu care este comparată valoarea puterii medii admisibile pentru schema reală de funcţionare, a prezentat variaţii în timp, astfel: - variaţii între valorile sezoniere semestriale, datorită faptului că numărul de generatoare considerate în calcule pentru perioada de iarnă este mai mare decât cel pentru perioada de vară; - variaţii între valorile sezoniere semestriale similare (iarnă-iarnă sau vară-vară), deoarece a existat o evoluţie a mixului de centrale prin racordarea în special a CEE în zone deficitare, acestea devenind excedentare în condiţiile de producţie în CEE; - variaţii datorită unor factori externi, de exemplu programele de mentenanţă ale unităţilor din C.N.E. Cernavodă. Secţiunea S3 prezintă valori diferite cu una față de două unități C.N.E. Cernavodă în funcţiune. Ca urmare, nu se poate stabili o evoluţie statistică în timp a indicatorului când însăşi valoarea "de referinţă" a variat în timp. Într-o secţiune caracteristică valoarea medie a puterii tranzitate este egală cu valoarea puterii admisibile pentru schema cu N elemente în fruncţiune, dacă în perioada de raportare nu au existat linii retrase din exploatare. Dacă au existat programe de retrageri din exploatare ale unor echipamente din componența secţiunii sau din vecinătatea apropiată, valoarea medie semestrială a puterii tranzitate este mai mică decât valoarea puterii admisibile pentru schema cu N elemente, însă aceste cazuri nu reprezintă situaţii de afectare a condiţiilor de stabilitate statică a SEN. Prin activitatea de conducere prin dispecer a SEN se dispun toate măsurile preventive şi post eveniment, astfel încât să se asigure toate criteriile de siguranţă pe durata schemelor pentru realizarea lucrărilor de mentenanţă. -5-  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. 2. Tabelul nr. 2 Anul 2016 Total Energia electrică introdusă în RET (MWh) 43.673.966 Energia electrică extrasă din RET (MWh) 42.661.708 Consumul propriu tehnologic în RET (MWh) 1.012.266 Consumul propriu tehnologic în RET (%) 2,32 În Tabelul nr. 3 este prezentată o situaţie comparativă a indicatorilor precizați mai sus în perioada 2012-2016. Tabelul nr. 3 Anul 2012 2013 2014 2015 2016 Energie electrică introdusă în RET (GWh) 43.628 40.899 42.851 43.762 43.674 Energie electrică extrasă din RET (GWh) 42.610 39.868 41.825 42.732 42.662 Consumul propriu tehnologic în RET [GWh] 1.018 1.031 1.026 1.030 1.012 Consumul propriu tehnologic în RET (%) 2,33 2,52 2,40 2,35 2,32 Din datele înregistrate privind energia electrică introdusă în RET și extrasă din RET se constată că, după reducerea înregistrată în anul 2013, urmată de o perioada de creștere ale celor două mărimi în anii 2013-2015, pentru 2016 se înregistrează menținerea acestor energii la nivelul valorilor înregistrate în anul anterior. Consumul propriu tehnologic înregistrează un trend descrescător în perioada 2013-2016. Trendul descrescător al CPT este influențat de: - menținerea valorii absolute a CPT la un nivel redus și cvasiconstant. CPT-ul absolut s-a menținut la o valoare relativ redusă datorită distribuției favorabile a producției rezultate din funcționarea pieței de energie electrică, distribuției mai avantajoase a fluxurilor fizice pe granițele SEN, precum și condițiilor meteo mai favorabile care au determinat pierderi corona mai mici, în marea parte din perioada respectivă. - creșterea constantă a energiei introduse în RET în perioada 2013 – 2016, pe fondul creșterii consumului intern net în perioada respectivă și a valorilor mari ale soldului import/export. 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; -6-  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 2016 valorile indicatorilor privind indisponibilitatea medie a instalaţiilor sunt cele prezentate în Tabelul nr. 4. Tabelul nr. 4 Indisponibilitate Indisponibilitate determinată Indisponibilitate determinată Anul 2016 totală de evenimente planificate de evenimente neplanificate [ore] [ore] [ore] INDLIN 186,79 169,91 16,88 INDTRA 204,29 199,38 4,91 Se constată faptul că durata medie a întreruperilor neprogramate reprezintă cca. 9 % din timpul mediu total de întrerupere în cazul liniilor electrice şi 2,4 % în cazul transformatoarelor și autotransformatoarelor. Raportat la numărul de ore ale unui an, INDTRA reprezintă 2,33 %, iar INDLIN reprezintă 2,13 %. În tabelul nr. 5 este prezentată evoluția indicatorilor INDLIN şi INDTRA în perioada 2012-2016. Tabelul nr. 5 Anul 2012 2013 2014 2015 2016 Total: INDLIN (ore/an) 203,30 114,52 142,59 184,63 186,79 INDTRA (ore/an) 190,35 171,58 112,18 155,01 204,29 Întreruperi neplanificate: INDLIN (ore/an) 24,62 11,44 27,97 36,68 16,88 INDTRA (ore/an) 9,00 3,28 8,52 8,9 4,91 Întreruperi planificate: INDLIN (ore/an) 178,58 103,08 114,62 147,95 169,91 INDTRA (ore/an) 181,35 168,31 103,66 146,11 199,38 După o evoluție crescătoare în perioada 2013-2015, se constată la nivelul anului 2016 o scădere a indicatorilor pentru întreruperile neplanificate. Pentru întreruperile planificate, în cazul liniilor electrice, după o scădere la nivelul anului 2013, se evidenţiază o creștere a duratei medii de întrerupere în intervalul 2013-2016. În cazul transformatoarelor și autotransformatoarelor se constată o creștere a duratei medii de întrerupere în peridoada 2014-2016 față de evoluția descrescătoare din perioada anterioară. Evoluția acestor indicatori se explică prin lucrări de mentenanță planificate pe perioadă prelungită -7- (cca. 2-3 ani) pentru restabilirea performanțelor tehnice ale echipamentelor din stațiile electrice și ale liniilor electrice, prin lucrări de investiții de amploare, conform programului de investiții. ANRE impune măsuri de corelare a programelor de mentenanță cu programele de investiții pentru reducerea timpului de retragere din exploatare a echipamentelor, analize și expertize pentru unitățile de transformare și pentru liniile electrice aeriene cu perioadă normată de viață depășită, care se mențin în funcțiune până la asigurarea condițiilor de înlocuire și de reparații majore, realizarea de provizorate, utilizarea stâlpilor de intervenție, utilizarea celulelor mobile și inspecții multispectrale cu intervenții rapide și punctuale. I.1.2. 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 2016 nu s-a solicitat/acordat ajutor de avarie; b) Abaterea soldului SEN cu corecţia de frecvenţă ACE este prezentată în Tabelul nr. 6. Tabelul nr. 6 Abaterea soldului SEN cu corecția de frecvență [MWh/h] 2015 2016 Valoare medie 2,18 1,52 Valoare maximă 613 178 Valoare minimă -155 -435 Deviația standard 16,49 14,64 Valoarea abaterii soldului cu corecția de frecvență nu este normată la nivelul sistemului sincron Europa Continentală. Performanțele mai bune de reglaj, cu consecințe în scăderea valorilor ACE, a valorii deviației standard, a valorilor maxime și creșterii valorilor minime sunt influențate de creșterea rezervelor tehnologice de sistem, în special a rezervei de reglaj secundar și a celei de reglaj terțiar rapid, de îmbunătățirea prognozelor de producție în cazul surselor regenerabile și diminuarea cazurilor de notificare în dezechilibru. Astfel, în 2016 față de 2015 s-a îmbunătățit considerabil prognoza producției din surse regenerabile dar și notificarea acesteia pe piața de echilibrare. Rezerva de reglaj secundar contractată în 2016 a avut o valoare cu 1,5 % mai mare față de valoarea din 2015. Rezerva terțiară rapidă contractată în 2016 a avut o valoare cu 3,5 % mai mare față de valoarea din 2015. Astfel, performanțele abaterii soldului cu corecția de frecvență s-au îmbunătățit în ansamblu în 2016 față de 2015. I.1.3. Indicatorii de performanță generali privind coordonarea funcționării SEN sunt prezentați în Tabelul nr. 7. -8-  Tabelul nr. 7 Congestii determinate de restricții de rețea apărute în schema cu N ca urmare a retragerii ca urmare a elemente în funcțiune din exploatare a retragerii din în RET și în rețeaua de elementelor RET exploatare a 110kV a RED elementelor RED Cantitatea de energie electrică utilizată pentru managementul congestiilor de 0 21.038 289 rețea [MWh] Costul congestiilor [lei] 0 2.905.219 26.110 Restricțiile de rețea înregistrate în anul 2016 sunt prezentate în Tabelul nr. 8. Tabelul nr. 8 Zona unde a apărut Certificat de Măsuri pentru eliminarea restricției Cauza restricției de rețea restricția forță majoră de rețea de rețea Dobrogea Indisponibilitatea LEA 400 kV Cetificat de Pentru respectarea criteriului de Tariverde – Tulcea Vest forță majoră nr. siguranță N – 1 (încadrarea 166/27.01.2016 excedentului zonei Dobrogea la maxim 330 MW), au fost reduse în piața de echilibrare (reduceri sub valorile notificate) CEED care debitează în rețeaua de 110 kV din zona Dobrogea (mai puțin CEE Pantelimon și CEE Cerna) și în stația 400 kV Tariverde. Secțiunea Retragerea programată a LEA 400 Respectarea criteriului N - 1 prin 4 kV Roșiori – Mukacevo creșterea de putere Pestiș - Inundarea stației Pestiș, Pentru respectarea criteriului de Hașdat declanșarea LEA 220 kV Mintia – siguranță N - 1 a fost necesară Hașdat, întreruperea buclei 220 oprirea grupurilor de pe amenajarea kV între stațiile Baru Mare și Raul Mare aval, pentru eliminarea Hașdat suprasarcinilor din rețeaua de 110 kV dintre stațiile Baru Mare și Hașdat. Secțiunea Indisponibilitatea simultană a Pentru respectarea criteriului de 3 LEA 400 kV Domnești – siguranță N - 1 au fost necesare Vest - Est Urechești, LEA 400 kV Țânțăreni selecții la creștere și la scădere pe – Sibiu Sud, LEA 400 kV Bradu – Reglaj Terțiar Rapid. Brașov și declanșarea LEA 220 kV Bradu – Târgoviște 1 + 2 Secțiunea Indisponibilitatea simultană a Pentru respectarea criteriului de 1 LEA 400 kV Domnești – siguranță N - 1 au fost necesare Urechești, LEA 400 kV Țânțăreni selecții la creștere pe Reglaj Terțiar – Slatina, LEA 400 kV Porțile de Rapid. Fier – Slatina, LEA 220 kV Ișalnița – Grădiște Secțiunea Indisponibilități din RET și RED Certificat de Pentru respectarea criteriului de 4 (LEA 400 kV Iernut – Gădălin, forță majoră nr. siguranță N - 1 și menținerea LEA 220 kV Iernut – Baia Mare 573/24.06.2016 parametrilor de calitate ai energiei III, LEA 110 kV Iernut – Cluj electrice în limitele stabilite prin Sud, LEA 110 kV Iernut – CFR Codul Tehnic al RET, au fost Călărași, LEA 110 kV Iernut – necesare selecții la creștere pe Aiud – derivație Ocna Mureș Reglaj Terțiar Rapid. provizorat, LEA 110 kV Iernut – -9-  Luduș, LEA 110 kV Iernut – Târnăveni circ. 1 + 2, LEA 110 kV Baia Mare III – Baciu și LEA 110 kV Somcuța – Năsăud provizorat), respectiv producție notificată insuficientă în centralele hidroelectrice din zona Secțiunea Retragerea programată LEA 400 Respectarea criteriului de siguranță 4 kV Iernut – Sibiu Sud N - 1 prin creștere de putere Constanța Declanșarea LEA 110 kV P