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

entru respectarea criteriului de Medgidia Nord – Constanța Nord siguranță N – 1 s-a dispus limitarea producției CEED din zona Medgidia Sud – Hasova – Constanța Nord sub valorile notificărilor. Cea mai mare parte a cheltuielilor înregistrate cu eliminarea congestiilor o reprezintă costul energiei selectate pentru respectarea criteriului de siguranță N-1 după apariția unor evenimente accidentale în RET, caracterizate prin indisponibilizarea uneia sau a mai multor LEA. Congestiile înregistrate la retragerea programată a LEA de interconexiune 400 kV Roșiori – Mukacevo nu au putut fi evitate deoarece linia este inclusă în planul anual de retrageri din exploatare 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 teren, va elimina congestiile care apar în prezent în zona de nord-vest a SEN la retragerea unei LEA de 400 kV din RET, inclusiv a LEA 400 kV Iernut – Sibiu Sud. Pentru reducerea/eliminarea congestiilor apărute în zona Dobrogea la indisponibilizarea unei linii din RED, operatorul de distribuție are în derulare un program de reconductorare a LEA 110 kV care se încarcă cu sarcini mari în perioadele cu producție eoliană ridicată. I.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 -10- 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  Di  ENS =   P  60  i 1 i [MWh], 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 notaţiile reprezintă: 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 2016 următoarele valori: -11-  Tabelul nr. 9 Nr. Indicator Cauza întreruperii Total Crt. 1 ENS [MWh] a. întreruperi planificate 0 2 ENS [MWh] b. întreruperi neplanificate determinate de forţa majoră 0 3 ENS [MWh] c. întreruperi neplanificate determinate de condiții meteorologice deosebite 38.62 4 ENS [MWh] d. întreruperi neplanificate determinate de alţi operatori, utilizatori, producători 0 ENS [MWh] e. întreruperi neplanificate datorate OTS 224,69 / 5 264,701) 6 AIT [min/an] a. întreruperi planificate 0 7 AIT [min/an] b. întreruperi neplanificate determinate de forţa majoră 0 8 AIT [min/an] c. întreruperi neplanificate determinate de condiții meteorologice deosebite 0.36 9 AIT [min/an] d.întreruperi neplanificate determinate de alţi operatori, utilizatori, producători 0 AIT [min/an] e. întreruperi neplanificate datorate OTS 2,11 / 10 2,492) Notă: 1) ENS - prima valoare reprezintă energia nelivrată utilizatorilor iar a doua reprezintă energia nelivrată din centrale din cauza întreruperilor de lungă durată 2) AIT - 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 2016 un nivel ridicat al acestor indicatori generali de continuitate a serviciului, din categoria întreruperilor determinate de condiții meteo deosebite sau datorate OTS. Comparativ cu anii anteriori, se constată o deteriorare a celor doi indicatori, asa cum este prezentat şi în Tabelul nr. 10, unde sunt sintetizate valorile indicatorilor de calitate privind continuitatea serviciului în perioada 2012-2016. Tabelul nr. 10 2012 2013 2014 2015 2016 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 meteorologice 1) 38,62 deosebite d. întreruperi neplanificate determinate de alţi operatori, utilizatori, 30,32 0 0 0 0 producători 224,69/ e. întreruperi neplanificate datorate OTS, din care de lungă durată 107,12 30,89 82,51 38,36 264,702) AIT (min/an) 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 meteorologice 1) 0,36 deosebite d. întreruperi neplanificate determinate de alţi operatori, utilizatori, 0,34 0 0 0 0 producători 2,11/ e. întreruperi neplanificate datorate OTS, din care de lungă durată 1,19 0,35 0,82 0,36 2,492) Notă: 1) Raportările anilor 2012-2015 au fost bazate pe Standardul de performanță pentru serviciile de transport și de sistem ale energiei electrice, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 17/2007, care nu includea acest capitol. 2) Standardul de performanță pentru serviciul de transport al energiei electrice și pentru serviciu de sistem, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 12/2016 impune înregistrarea valorilor pentru energia nelivrată la utilizatori, respectiv pentru energia nelivrată din centrale din cauza întreruperilor de lungă durată. Pentru 2012-2015 valoarea se referă la energia nelivrată consumatorilor. La nivelul anului 2016, cel mai mare efect asupra indicatorului ENS l-a avut incidentul care a condus la declanșarea LEA 220 kV Bradu – Stupărei și care a afectat o zonă de consum semnificativă prin nelivrarea unei cantități de energie electrică de 135,49 MWh (cca. 60 % din ENS -12-  total anual la consumatori), precum și producători din zona respectivă, prin nelivrarea în rețea a unei cantități de energie electrică de 209,90 MWh (cca. 79 % din ENS total anual la producători). Având în vedere cauzele care au stat la baza producerii acestui incident, propagarea incidentului declanșator din RET la nivelul RED cât și dimensiunea consecințelor cuantificate prin indicatorul energie nelivrată, pentru atribuirea energiei electrice nelivrate operatorilor implicați în declanșarea și propagarea incidentului a fost realizat un raport de analiză comun, întocmit de societățile C.N.T.E.E. Transelectrica, CEZ Distribuție și S.P.E.E.H. Hidroelectrica. Puterea totală redusă în centralele electrice afectate de incident de 629,7 MW este prezentată în raport ca putere maximă disponibilă a centralelor respective și nu ca putere instantanee la momentul întreruperii de 265,14 MW, valoare intrată în calculul ENS. Cauzele acestui incident au fost uzura tehnică a echipamentelor în condiții normale de funcționare și manifestările extreme ale naturii. În acest context, o măsură necesară este reanalizarea condițiilor tehnice de proiectare și de dimensionare a instalațiilor ținând cont de modificările meteo–climatice, precum și înlocuirea echipamentelor uzate în cadrul programelor de mentenanță și investiții. I.3. INDICATORI DE PERFORMANȚĂ PRIVIND CALITATEA TEHNICĂ A ENERGIEI ELECTRICE În conformitate cu prevederile Codului Tehnic al Reţelei Electrice de Transport, OTS asigură calitatea energiei electrice, acţionând pentru: - menţinerea frecvenţei în SEN, a tensiunii în RET şi în reţeaua de 110 kV şi a curbelor de tensiune în limitele prevăzute în Cod; - menţinerea siguranţei în funcţionare; - respectarea criteriului N-1 în conducerea prin dispecer a RET şi a SEN. Monitorizarea calităţii energiei electrice se realizează într-un număr semnificativ de staţii, cu ajutorul unor aparate specializate, care permit măsurarea, înregistrarea şi analizarea următoarelor mărimi referitoare la tensiune: frecvenţa, modulul tensiunii, armonicile, nesimetria sistemului trifazat de tensiuni. Indicatorii de calitate privind frecvenţa în SEN urmăresc încadrarea frecvenţei nominale de 50 Hz în limitele normate de variaţie astfel: a. 47,00 - 52,00 Hz timp de 100 % din an; b. 49,50 - 50,50 Hz timp de 99,5 % din an; c. 49,75 - 50,25 Hz timp de 95 % din săptămână; d. 49,90 - 50,10 Hz timp de 90 % din săptămână. Monitorizarea frecvenţei se realizează permanent prin înregistrarea valorilor acesteia, pe baza cărora se determină procentele de timp din săptămână, lună şi an în care frecvenţa s-a încadrat în domeniile normate. -13-  Pe perioada anului 2016 s-au înregistrat următoarele valori ale frecvenţei: Tabelul nr. 11 Frecvența Valoarea Comentarii Valoarea medie anuală [Hz] 50.000 Valoarea se încadrează în limitele impuse de ENTSO-E 1) Valoarea maximă anuală [Hz] 50.132 Valoarea se încadrează în limitele impuse de ENTSO-E (±200 mHz) 2) Valoarea minim[ anuală [Hz] 49.862 Valoarea se încadrează în limitele impuse de ENTSO-E (±200 mHz) 2) Deviația standard [mHz] 20.501 Valoarea se încadrează în limitele impuse de ENTSO-E (3) Abaterea pătratică a timpului -18.347 Valoarea se încadrează în limitele impuse de ENTSO-E sincron [s] Notă: 1) Pentru valoarea medie anuală, limitele sunt exprimate în procente de timp pe săptămână, neexistând limite explicite pentru valoarea medie anuală. 2) ENTSO-E a stabilit, prin Politica 1 din Manualul de Operare și prin prevederile art. 127 din Regulamentul European Operare a Sistemelor (regulament aflat în curs de aprobare), valoarea la care TSO-urile se angajează să mențină frecvența la funcționarea normală a sistemului și anume +/- 200 mHz față de valoarea nominală de 50 Hz. 3) În ceea ce privește valoarea deviației standard, această valoare este monitorizată la nivel ENTSO-E și raportată, neexistând însă o anumită limită. Totuși, din evoluția anuală a acestei valori, datele obținute pentru 2016 au fost considerate bune de către specialiștii ENTSO-E. Din punct de vedere al respectării limitelor normate de variaţie, în anul 2016 frecvenţa s-a încadrat în domeniul stabilit în Standard, conform datelor din tabelul nr. 12: Tabelul nr. 12 47,00 ÷ 52,00 Hz 49,50 ÷ 50,50 Hz 49,75 ÷ 50,25 Hz 49,90 ÷ 50,10 Hz % Încadrare % Încadrare % Încadrare % Încadrare Domeniul de frecvenţă din 100% an din 99,5% an din 95% săpt. din 90% săpt. timp [da/nu] timp [da/nu] timp [da/nu] timp [da/nu] Coeficient cumulativ 100 da 100 da 100 da 99.96 da În ceea ce priveşte tensiunea nominală în RET, s-a efectuat monitorizarea depăşirii limitelor normate de variaţie a tensiunii nominale de 220 kV şi 400 kV. Limitele normate de variaţie a tensiunii nominale prevăzute în Codul Tehnic al RET sunt: a. în orice punct al reţelei electrice de 220 kV, banda admisibilă este de 198 - 242 kV; b. în orice punct al reţelei electrice de 400 kV, banda admisibilă este de 380 – 420 kV. Monitorizarea s-a realizat într-un număr de 27 de staţii electrice la 400 kV, respectiv în 33 de staţii electrice la 220 kV şi a urmărit durata depăşirii limitelor normate ale tensiunii, conform celor prezentate în Tabelul nr. 13. Din datele menţionate în tabel rezultă încadrarea tensiunii nominale în limitele normate în peste 99,7 % din timp. Tabelul nr. 13 Limite admisibile Durata de Grad de Încadrare în Tensiunea Cod RET şi Stații de neîncadrare în încadrare în limitele nominală Standard de monitorizare limitele normate limitele normate normate [kV] performanţă [kV] [min] [%] [da/nu] 400 380 - 420 Bacău Sud 1