Codul Tehnic Al Reţelelor Electrice de Distribuţie

CODUL TEHNIC

al Reţelelor Electrice de

Distribuţie

Aprobat prin Decizia ANRE nr. 101 din

06.06.2000

Elaborator : Compania Naţională de

Electricitate

Mai 2000

CODUL TEHNICal Reţelelor Electrice de Distribuţie S.C. ELECTRICA S.A.

S.C. ELECTRICA S.A

CUPRINS

PAG.1 INTRODUCERE………………….

………………………………………………………4

1.1. AUTORITATE…………………………………………………………………

4

1.2. SCOP…………………………………………………………………………….

4

1.3. DOMENIUL DE APLICARE………………………………………………

5

1.4. ATRIBUŢII ŞI COMPETENŢE……………………………………………

5

1.5. ADMINISTRAREA CODULUI……………………………………………

5

1.6. REGLEMENTĂRI CONEXE ………………………………………………

6

2 TERMINOLOGIE………………………………………………………………………

7

2.1. DEFINIŢII………………………………………………………………………

7

2.2. ABREVIERI…………………………………………………………………..

15

3 SERVICIUL DE DISTRIBUŢIE………………………………………………….

16

3.1. INTRODUCERE………………………………………………………………

16

3.2. ACTIVITĂŢI DESFĂŞURATE DE OPERATORII DE DISTRIBUŢIE………………………………………………………….…..

16

3.3. PIERDERI TEHNICE DE ENERGIE ÎN 18

Mai 20002/75


RED……………………….4 STANDARD DE PERFORMANŢĂ PENTRU SERVICIUL DE

DISTRIBUŢIE A ENERGIEI ELECTRICE……………………………………

19

4.1. SCOP……………………………………………………………………………

19

4.2. DOMENIUL DE APLICARE………………………………………………..

19

4.3. ATRIBUŢII ŞI COMPETENŢE……………………………………………

19

4.4.INDICATORI DE PERFORMANŢĂ GENERALI PENTRU ACTIVITATEA DE DISTRIBUŢIE A ENERGIEI ELECTRICE…………………………………………………………………….

20

4.5.INDICATORI DE PERFORMANŢĂ GARANTAŢI PRIN LICENŢA

DE DISTRIBUŢIE A ENERGIEI ELECTRICE………………………….

23

4.6.URMĂRIREA ŞI ÎNREGISTRAREA INDICATORILOR DE PERFORMANŢĂ………………………………………………………………

24

4.7. DISPOZIŢII FINALE ŞI TRANZITORII……………………….…….

24

5 CONDIŢII DE RACORDARE LA REŢELELE ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE…………………………………………………………………………..

28

5.1. INTRODUCERE……………………………………………………………

28

5.2. ETAPELE PROCESULUI DE RACORDARE LA REŢELELE ELECTRICE DE

DISTRIBUŢIE………………………………………..28

5.3. CERINŢE TEHNICE DE RACORDARE LA RED……………………

31

5.4. CERINŢE TEHNICE IMPUSE UTILIZATORILOR RED………..

31

6 PLANIFICAREA DEZVOLTĂRII REŢELELOR ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE………………………………………………………………………….

37

6.1. ATRIBUŢII ŞI COMPETENŢE…………………………………………

37

6.2. SCOPUL ACTIVITĂŢII DE PLANIFICARE A RED………………..

37

6.3. OBIECTIVELE ACTIVITĂŢII DE PLANIFICARE A

Mai 20003/75


DEZVOLTĂRII RED……………………………………………………….

38

6.4. ELABORAREA PLANULUI DE DEZVOLTARE A RED……………

38

6.5. PRINCIPII PENTRU PLANIFICAREA DEZVOLTĂRII RED……

39

6.6. CRITERII PENTRU VERIFICAREA DIMENSIONĂRII RED…………………………………………………..

39

6.7. ALTE PREVEDERI…………………………………………………………

40

7 CONDUCEREA PRIN DISPECER A RED…………………………………

41

7.1. CADRUL GENERAL………………………………………………………

41

7.2. ACTIVITĂŢI DESFĂŞURATE DE TREPTELE DE DISPECER

DIN CADRUL OD…………………………………………………….……

42

7.3. PLANIFICAREA OPERAŢIONALĂ……………………………………

43

7.4. CONDUCEREA OPERATIVĂ A RED…………………………………

44

7.5. PROGRAMAREA OPERATIVĂ A FUNCŢIONĂRII RED…………

45

7.6. COMANDA OPERATIVĂ A RED………………………………………

46

7.7. DISPONIBILITATEA CONSUMATORILOR DE A-ŞI REDUCE SARCINA, MANUAL SAU AUTOMAT……………………

47

8 TESTARE, CONTROL ŞI MONITORIZARE………………………………

49

8.1. SCOP ŞI DOMENIU DE APLICABILITATE……………………..

49

8.2. PRINCIPII DE TESTARE, CONTROL ŞI MONITORIZARE…

49

8.3. TESTAREA CAPACITĂŢII DE RĂSPUNS LA SOLICITĂRILE

OPERATORULUI DE SISTEM ŞI OPERATORILOR DE DISTRIBUŢIE PRECUM ŞI DE FURNIZAREA SERVICIILOR DE SISTEM TEHNOLOGICE, ÎN CORELARE CU PREVEDERILE CODULUI TEHNIC AL RET………………………

50

8.4. TESTAREA DISPONIBILITĂŢII DECLARATE……………………

52

8.5. TESTAREA PARAMETRILOR DE FUNCŢIONARE

Mai 20004/75


ÎNREGISTRAŢI………………………………………………………….

52

9 SCHIMBURI DE INFORMAŢII…………………………………………………

53

9.1. SCHIMBURI DE INFORMAŢII ÎNTRE TITULARII DE LICENŢE PENTRU DISTRIBUŢIE ŞI ÎNTRE ACEŞTIA ŞI CEILALŢI TITULARI DE LICENŢE DIN SECTORUL ENERGIEI ELECTRICE………………………………………………….

53

9.2. SCHIMBURI DE INFORMAŢII ÎNTRE OPERATORII DE

DISTRIBUŢIE ŞI UTILIZATORII RED………………………….

53

9.3. INFORMAREA AUTORITĂŢII COMPETENTE……………………

53

9.4. FURNIZĂRI DE INFORMAŢII…………………………………………

54

10 PROTECŢIA MEDIULUI…………………………………………………………

56

10.1. INTRODUCERE……………………………………………………………

56

10.2. REGLEMENTĂRI PRIVIND IMPACTUL INSTALAŢIILOR

ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE ASUPRA MEDIULUI………….

56

11 DISPOZIŢII FINALE …………………..……………………….………………

58

11.1 BAZELE LEGALE…………………………………………………………

58

11.2. SITUAŢII NEPREVĂZUTE ÎN COD ………………………………

58

AnexeAnexa nr.1 : Norme tehnice energetice în vigoare ………………………

59

Anexa nr. 2 : Detalii tehnice care se anexează cererii de racordare la RED şi date referitoare la instalaţiile producătorilor şi consumatorilor racordaţi la RED…………………………

66

Mai 20005/75


1. INTRODUCERE

1.1 Autoritate

1.1.1 Codul tehnic al reţelelor electrice de distribuţie, denumit în continuare Cod, este elaborat de Compania Naţională de Electricitate S.A. - S.C. ELECTRICA S.A. în conformitate cu prevederile OUG nr. 63 / 28.12.1998 publicată în Monitorul Oficial al României nr. 519 / 30.12.1998, privind energia electrică şi termică, ale OUG nr. 29 / 22.10.1998 publicată în Monitorul Oficial al României nr. 407 / 27.10.1998, privind înfiinţarea, organizarea şi funcţionarea Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei – A.N.R.E. (denumită în continuare Autoritatea Competentă).

1.1.2 Codul se aprobă prin decizie de către Autoritatea Competentă.

1.1.3 Codul este act normativ care face parte din sistemul de reglementări ce constituie legislaţia secundară pentru funcţionarea pieţei de energie electrică.

1.1.4 Prevederile acestui Cod sunt în concordanţă cu Codul tehnic al reţelei de transport şi au prioritate faţă de interesele individuale de natură economică sau financiară ale utilizatorilor reţelelor electrice de distribuţie.

1.2 Scop

1.2.1 Scopul Codului este de a promova si impune regulile şi cerinţele de ordin tehnic minimale pentru o funcţionare sigură, stabilă şi economică a reţelelor electrice de distribuţie, în beneficiul tuturor utilizatorilor acestora.

1.2.2 Codul are ca obiective:a) Stabilirea unui set de reguli şi norme în vederea asigurării accesului

utilizatorilor la reţelele electrice de distribuţie.b) Stabilirea responsabilităţilor şi obligaţiilor Operatorilor de Distribuţie

şi ale tuturor utilizatorilor reţelelor electrice de distribuţie.c) Stabilirea standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie

a energiei electrice.d) Stabilirea cerinţelor tehnice pentru racordarea utilizatorilor la reţelele

electrice de distribuţie.e) Stabilirea cerinţelor pentru dezvoltarea reţelelor electrice de

distribuţie.f) Stabilirea interfeţelor şi a fluxurilor informaţionale dintre Operatorii

de Distribuţie şi Operatorul de Transport, Operatorul de Sistem şi utilizatorii reţelelor electrice de distribuţie.

Mai 20006/75


1.3 Domeniul de aplicare

1.3.1 Codul reglementează activităţile Operatorilor de Distribuţie şi se aplică nediscriminatoriu utilizatorilor reţelelor electrice de distribuţie.

1.3.2 Utilizatorii reţelelor electrice de distribuţie au obligaţia de a respecta prevederile Codului.

1.4 Atribuţii si competenţe

1.4.1 Operatorii de Distribuţie prestează serviciul public pentru toţi utilizatorii reţelelor electrice de distribuţie, permiţând accesul nediscriminatoriu la reţelele electrice de distribuţie, potrivit legii, oricărui solicitant care îndeplineşte cerinţele tehnice prevăzute în Cod.

1.4.2 Operatorii de Distribuţie, potrivit prezentului Cod asigură următoarele activităţi specifice:

a) proiectarea, planificarea, modernizarea şi dezvoltarea RED;b) exploatarea şi asigurarea mentenanţei RED;c) conducerea operativă a reţelelor electrice de distribuţie în

relaţiile cu Operatorul de Sistem şi Operatorul de Transport;d) realizarea de alte activităţi în domeniul energiei, conform

licenţelor; e) asigurarea accesului la RED al utilizatorilor;f) organizarea si funcţionarea sistemului de relaţii cu utilizatorii RED;

g) prestarea de servicii utilizatorilor RED, pe baza unor contracte specifice.

În relaţiile Operatorilor de Distribuţie cu utilizatorii reţelelor electrice de distribuţie, Codul stabileşte cerinţele tehnice de racordare la RED, obligaţiile şi responsabilităţile reciproce din punct de vedere tehnic, de utilizare a RED pe durata contractuală.

1.4.3 Oricare dintre Operatorii de Distribuţie, la cererea Autorităţii Competente şi în conformitate cu programul de reglementări al acesteia sau din proprie iniţiativă şi cu acordul Autorităţii Competente, revizuieşte, actualizează, modifică, dezvoltă şi supune spre aprobare Autorităţii Competente textul Codului şi modul său de implementare, consultând şi alţi titulari de licenţă interesaţi, din sectorul energiei electrice.

1.5 Administrarea Codului

Mai 20007/75


1.5.1 Autoritatea Competentă este administratorul Codului. În această calitate Autoritatea Competentă urmăreşte şi controlează aplicarea prevederilor Codului de către Operatorii de Distribuţie şi utilizatorii RED şi iniţiază actualizarea Codului ori de câte ori este necesar.

1.5.2 Operatorii de Distribuţie au dreptul şi obligaţia, să ceară utilizatorilor reţelelor electrice de distribuţie să facă dovada respectării reglementarilor din Cod.

1.5.3 Operatorii de Distribuţie au dreptul şi obligaţia să urmărească şi să verifice că fluxurile de informaţii sunt în conformitate cu prevederile din Cod.

1.6 Reglementări conexe

a) Codul tehnic al reţelei electrice de transport, aprobat prin Decizia A.N.R.E. nr. 51/07.04.2000.

b) Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la RED (parte integrantă din COD).

c) Regulamentul de măsurare a cantităţilor de energie electrică tranzacţionate pe piata angro, aprobat prin decizia ANRE nr.15 / 04.06.1999, publicată în Monitorul Oficial al României nr. 350 / 23.07.1999.

d) Normele tehnice privind stabilirea zonelor de protecţie şi de siguranţă ale capacităţilor energetice, aprobat prin Decizia A.N.R.E. nr. 61 / 1999, publicată în Monitorul Oficial al României nr.15 / 18.01.2000.

e) Normele, standardele şi instrucţiunile tehnice referitoare la planificarea, proiectarea, funcţionarea, supravegherea, controlul, protecţia, testarea, punerea in funcţiune, protecţia muncii si protecţia mediului precizate în ANEXA NR.1.Documentele cuprinse în această anexă fac obiectul revizuirii şi aprobării, după caz, de către Autoritatea Competentă sau alte autorităţi abilitate.Lista documentelor din ANEXA NR. 1 se actualizează anual.

Mai 20008/75


2. TERMINOLOGIE 2.1 Definiţii

Termenii şi expresiile definite în acest capitol se regăsesc în textul Codului.

Acces la reţea: dreptul agenţilor economici care produc şi furnizează energie electrică, precum şi al consumatorilor de energie electrică de a se racorda şi de a folosi, în condiţiile legii, serviciile reţelelor de transport şi distribuţie.

Acord de confidenţialitate : documentul semnat în comun de către Operatorul de Distribuţie şi solicitantul de acces la reţea în privinţa obligaţiilor reciproce pe care şi le asumă de a respecta confidenţialitatea unor date şi informaţii.

Autoproducător de energie electrică şi /sau termică: agent economic care, în afara activităţilor sale de bază, produce: (1) singur, sau (2) cu un alt producător din apropiere, în întregime sau în parte energia electrică şi /sau termică necesară consumului său. În cazul (2) agentul economic consumator deţine o cotă de minimum 10% din capitalul social al agentului economic producător şi trebuie să consume cel puţin 50% din producţia anuală de energie electrică şi/sau termică a agentului economic producător. Autoproducătorul poate să livreze surplusul de energie electrică şi /sau termică, pe bază de contract, în reţeaua de transport sau în reţeaua de distribuţie şi poate să primească energie electrică, tot pe bază de contract, în cazuri de necesitate.

Autoritate competentă: Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei –ANRE.

Autoritatea de conducere operativă: ansamblul atributelor cu care este investită o treaptă de conducere prin dispecer, în scopul realizării conducerii operative.

Autorizaţie: actul tehnic şi juridic emis de Autoritatea competentă prin care se acordă o permisiune unei persoane juridice română sau străină, pentru a

Mai 20009/75


construi, a pune şi menţine în funcţiune sau a modifica o instalaţie de producere, transport, dispecerizare şi distribuţie a energiei electrice .

Aviz de amplasament: comunicare scrisă care se dă de către Operatorul de Distribuţie la cererea unui solicitant şi care precizează acordul distribuitorului cu propunerea de amplasament a obiectivului solicitantului şi eventualele lucrări de eliberare de amplasament sau propune schimbarea amplasamentului obiectivului în cazul în care nu se poate face eliberarea terenului.

Aviz tehnic de racordare: aviz scris valabil numai pentru un anumit amplasament, care se emite de către Operatorul de Distribuţie, la cererea unui utilizator, asupra posibilităţilor şi condiţiilor de racordare la RED, pentru satisfacerea cerinţelor utilizatorului, precizate la solicitarea avizului. Capacitate de distribuţie a RED: încărcarea maximă în condiţii de dimensionare şi funcţionare date, cu satisfacerea parametrilor de calitate ai energiei electrice în punctele de delimitare.

Cerere de racordare: documentul prin care se solicită accesul la reţeaua electrică de distribuţie, conform prevederilor din Cod, pentru acordarea Avizului tehnic de racordare la reţeaua electrică de distribuţie.

Codul comercial al pieţei angro de energie electrică: colecţie de reglementări referitoare la relaţiile comerciale pe piaţa angro a energiei electrice (definirea participanţilor şi a regulilor pieţei: înregistrare, ofertare, efectuare plăţi, încheiere de tranzacţii, constituire garanţii, regularizări, penalităţi financiare etc.).

Codul tehnic al reţelelor electrice de distribuţie: colecţie de reglementari cu caracter tehnic prin care se stabilesc reguli şi proceduri obligatorii pentru toţi participanţii la piaţa energiei, pentru planificarea, dezvoltarea, exploatarea, administrarea şi întreţinerea reţelelor electrice de distribuţie.

Codul tehnic al reţelei electrice de transport: colecţie de reglementări cu caracter tehnic prin care se stabilesc reguli şi proceduri obligatorii pentru toţi participanţii la piaţa energiei, pentru planificarea, dezvoltarea, exploatarea, administrarea şi întreţinerea reţelelor electrice de transport.

Comanda Operativă a RED: componentă a conducerii prin dispecer a RED, care constă în comanda exercitată ierarhizat, în timp real de către Operatorul de distribuţie, referitoare la acţiunile asupra echipamentelor şi instalaţiilor din RED, în scopul coordonării acestora şi menţinerii RED în stare normală de funcţionare.

Conducerea prin dispecer a RED: activitate tehnică specifică sectorului energiei electrice, care este efectuată de unităţi specializate ce au relaţii de autoritate asupra utilizatorilor RED, în scopul exploatării coordonate a instalaţiilor şi echipamentelor componente ale RED, care necesită o comandă unitară.

Mai 200010/75


Consumator (de energie electrică): persoană fizică sau juridică care cumpără energie electrică pentru uzul propriu sau pentru un subconsumator racordat la instalaţiile sale.Sunt definiţi ca mici consumatori cei cu puteri contractate de 100 kW sau mai mici pe loc de consum, cu excepţia consumatorilor casnici.Sunt definiţi ca mari consumatori cei cu puteri contractate de peste 100 kW pe loc de consum.

Consumator casnic de energie electrică: consumatorul care foloseşte energie electrică pentru iluminat şi receptoare, pentru propria gospodărie.

Consumator eligibil de energie electrică: consumatorul de energie electrică acreditat de Autoritatea competentă, care poate să aleagă furnizorul şi să contracteze direct cu acesta energia consumată şi care are acces la reţeaua de transport şi /sau distribuţie.

Consumator final de energie electrică: persoană fizică sau juridică română sau străină, care cumpără sau consumă energie electrică pentru uzul propriu şi eventual pentru un alt consumator racordat la instalaţiile sale.

Convenţie de exploatare: act cu caracter juridic stabilit între Operatorul de Distribuţie şi un utilizator prin care Operatorul de Distribuţie este împuternicit să exploateze în condiţii tehnice de siguranţă şi economicitate instalaţii de distribuţie aflate în proprietatea utilizatorului.

Contingenţă simplă: ieşirea din funcţiune ca urmare a unei perturbaţii a unui singur element din SEN, care poate fi un circuit de linie, o unitate de transformare dintr-o staţie electrică, un grup generator sau un consumator concentrat, în condiţiile funcţionării corecte a protecţiilor şi automatizărilor din SEN.

Criteriul (n-1): Criteriu de dimensionare şi verificare a unui sistem electroenergetic, care este satisfăcut dacă, în urma unei contingenţe simple

– nu au loc întreruperi în alimentarea consumatorilor de energie electrică;

– sistemul rămâne unitar;– nu declanşează alte echipamente;– SEN trece într-un regim staţionar cu parametri normali de

funcţionare;– nu sunt afectate contractele şi convenţiile încheiate privind

transferul de putere prin RED.Pentru RED, criteriul (n-1) este îndeplinit dacă întregul consum dintr-o zonă

poate fi asigurat în condiţiile ieşirii din funcţiune a unui element din reţea (contingenţă simplă), fără a ieşi din limitele parametrilor stării normale de funcţionare.

Mai 200011/75


Deranjament: eveniment accidental care conduce la întreruperea consumatorilor alimentaţi din reţeaua de joasă tensiune (sub 1 kV).

Dispecer de distribuţie: treaptă de conducere prin dispecer care, prin atribuţiile sale, realizează planificarea operaţională şi programarea operativă, asigură autoritatea de conducere operativă şi comandă operativă asupra echipamentelor şi instalaţiilor din reţelele electrice de distribuţie, în conformitate cu Ordinul de împărţire a autorităţii de conducere operativă asupra instalaţiilor.

Dispecerizare: conducerea SEN cu luarea în considerare a programării şi cu respectarea condiţiilor tehnice de siguranţă şi calitate a funcţionării SEN.

Disponibilitate: probabilitatea ca la un anumit moment un dispozitiv să se găsească în stare de funcţionare. Distribuţie: transmiterea energiei electrice, prin reţelele cu tensiunea de cel mult 110 kV, de la RET sau de la producători către instalaţiile consumatorilor de energie electrică.

Fiabilitate: proprietatea unui dispozitiv de a îndeplini o funcţie impusă în condiţii date, într-un interval de timp dat.Furnizare: activitatea de comercializare a energiei electrice şi serviciile de măsurare a energiei electrice vândute.

Furnizor de energie electrică: persoană juridică, titulară a unei Licenţe de furnizare, care asigură alimentarea cu energie electrică a unuia sau mai mulţi consumatori, pe baza unui contract de furnizare.

Grup (generator): ansamblu de maşini rotative destinat să transforme energia de altă formă în energie electrică.

Grup dispecerizabil: grup generator care poate fi programat pe piaţa angro şi a cărui putere se încadrează în următoarele categorii:

- grupuri generatoare hidroelectrice cu putere mai mare de 10 MW;- grupuri generatoare termoelectrice cu putere mai mare de 20 MW.

Incident: perturbaţie accidentală care apare în instalaţiile de producere a energiei electrice şi termice, în reţelele de transport şi de distribuţie a energiei electrice cu tensiunea peste 1 kV, care se manifestă prin modificarea stării anterioare a ansamblurilor funcţionale, prin abateri ale parametrilor funcţionali ai acestora, în afara limitelor prevăzute prin reglementări sau contracte, sau prin reduceri ale puterii electrice produse pe centrală sau pe grupuri energetice, indiferent de efectul lor asupra consumatorilor şi indiferent de momentul în care se produc.

Licenţă: actul tehnic şi juridic emis de Autoritatea competentă, prin care se acordă o permisiune unei persoane juridice, română sau străină:

Mai 200012/75


- de exploatare comercială a instalaţiilor autorizate de producere, transport, dispecerizare, distribuţie şi măsurare a energiei electrice;

- de furnizare (comercializare) a energiei electrice.

Loc de consum: incinta în care sunt amplasate instalaţiile de utilizare ale unui consumator, inclusiv ale subconsumatorilor săi, unde se consumă energie electrică furnizată prin una sau mai multe instalaţii de alimentare. Un consumator poate avea mai multe locuri de consum.

Mentenanţă: ansamblul tuturor acţiunilor tehnice şi organizatorice care se execută asupra instalaţiilor şi componentelor acestora pentru menţinerea sau restabilirea capacităţii de a-şi îndeplini funcţia pentru care au fost proiectate.

Nivel de siguranţă: capacitatea RED de a asigura continuitatea în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor, caracterizată prin indicatori (medii sau maximi, corespunzători unui anumit nivel de risc) determinaţi în punctele de delimitare.

Norme: standarde, coduri, regulamente, reglementări, instrucţiuni, prescripţii energetice, hotărâri şi alte acte normative stabilite prin legi, alte acte legislative, contracte sau alte documente oficiale.

Obiectiv energetic: ansamblul instalaţiilor, construcţiilor şi echipamentul aferent, care este proiectat să producă, să transporte şi/sau să distribuie energie electrică.

Operator comercial (al pieţei energiei electrice): Compania Naţională de Electricitate S.A., care în baza Ordonanţei de urgenţă privind energia electrică şi termică, OUG 63 / 1998, art. 13 (2) (b) asigură (mijloceşte) încheierea aranjamentelor comerciale cu energie electrică, referitoare la cantităţile tranzacţionate şi la preţ, pe piaţa de energie electrică.

Operator de distribuţie (similar distribuitor): persoană juridică, titulară a unei licenţe pentru distribuţie şi deţinătoare a unei reţele electrice de distribuţie situată într-o anumită zonă, definită prin licenţă, cu niveluri de tensiuni până la 110 kV inclusiv, ce asigură alimentarea cu energie electrică a consumatorilor situaţi în acea zonă.

Operator de sistem: Compania Naţională de Electricitate S.A., care în baza licenţei de operator de sistem are misiunea de a asigura dispecerizarea şi funcţionarea coordonată a instalaţiilor de producere, transport şi distribuţie (la tensiunea de 110 kV) a energiei electrice, componente ale SEN.

Operator de transport: Compania Naţională de Electricitate S.A., care în baza licenţei de operator de transport, deţine, exploatează, întreţine, modernizează şi dezvoltă reţeaua electrică de transport.

Mai 200013/75


Ordin de împărţire a autorităţii de conducere operativă asupra instalaţiilor: documentul prin care se stabileşte autoritatea de conducere operativă asupra instalaţiilor şi modul de exercitare a acesteia.

Parametri normali de funcţionare a RED: parametri care respectă simultan toate valorile limită de funcţionare de durată impuse de:

Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice;

Standardul de performanţă pentru serviciul de furnizare a energiei electrice.

Perturbaţie: modificare de origine externă sau internă, care apare într-un echipament sau într-un sistem electroenergetic şi care afectează starea normală de funcţionare.

Pierderi comerciale de energie: pierderi de energie electrică, de altă natură decât cele tehnice. Pierderi tehnice de energie: integrala în funcţie de timp, pe un interval determinat a diferenţei între puterea activă totală la intrarea şi respectiv la ieşirea dintr-o reţea, dintr-o parte de reţea sau dintr-un element de reţea.

Piaţa energiei electrice: piaţa prin care se tranzacţionează angro şi în detaliu energia electrică.

Planificarea operaţională a RED: activitate constând în planificarea de către Operatorul de distribuţie, pe diferite orizonturi de timp (anual, semestrial, lunar) a schemei normale de funcţionare a RED şi a modului de echilibrare a balanţei de putere şi energie, cu respectarea standardului de performanţă pentru distribuţia energiei electrice. Planul de apărare a SEN împotriva perturbaţiilor majore: măsuri tehnice şi organizatorice, cu rol de a împiedica extinderea perturbaţiilor în sistem şi de a limita consecinţele acestora.

Planul de restaurare a funcţionării SEN după rămânerea parţială sau totală fără tensiune: procedura de revenire la starea normală de funcţionare după o cădere parţială sau totală a sistemului.

Producător de energie electrică: persoană juridică, titular al licenţei de producere a energiei electrice, având ca specific activitatea de producere a energiei electrice în scopul vânzării.

Programare operativă: activitate constând în programarea pe un orizont de timp de cel mult o săptămână, de către Operatorul de distribuţie, a schemei de funcţionare a RED şi a modului de echilibrare a balanţei de putere şi energie, cu

Mai 200014/75


respectarea standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice.

Punct de delimitare: locul în care instalaţiile utilizatorului RED, Operatorului de transport sau ale altor Operatori de distribuţie, se racordează la instalaţiile Operatorului de distribuţie şi în care acestea se delimitează ca proprietate.

Punct de măsurare: locul de racordare a transformatoarelor de măsură la care este conectată aparatura şi ansamblul instalaţiilor care servesc la măsurarea puterii şi energiei electrice tranzacţionate.

Punct de primire a energiei electrice: locul în care Operatorul de Distribuţie primeşte energie electrică de la un producător, de la alţi Operatori de distribuţie sau de la Operatorul de Transport, fiind prevăzut cu grup de măsurare.

Punct de racordare la reţeaua electrică de distribuţie: punctul fizic din reţeaua electrică de distribuţie la care se racordează un utilizator.

Putere instalată: puterea activă nominală indicată în documentaţia tehnică a fabricii constructoare, care este înscrisă pe plăcuţa indicatoare sau care este indicată de producător.

Regim de limitare sau de restricţie: situaţie în care este necesară reducerea la anumite limite a puterii electrice absorbite de consumatori, cu asigurarea de către furnizor a puterii minime stabilite prin contract, pentru menţinerea în limite normale a parametrilor de funcţionare a sistemului electroenergetic.

Reglaj primar (de frecvenţă): reglaj automat descentralizat cu caracteristică statică, repartizat pe un număr mare de grupuri generatoare care asigură corecţia rapidă (în cel mult 30 secunde) a diferenţelor între producţie şi consum la o frecvenţă apropiată de valoarea de consemn. Reţea (electrică): ansamblul de linii şi staţii electrice racordate între ele, care funcţionează interconectat, eventual şi cu alte reţele.

Reţea electrică de distribuţie (RED): reţea electrică prin care se transmite energia electrică în zonele de consum şi se distribuie la consumatori. Reţeaua include linii electrice cu tensiunea de cel mult 110 kV, instalaţii electrice şi echipamente de măsurare.

Reţea electrică de transport (RET): reţea electrică de înaltă tensiune, de 220 kV şi mai mult, prin care se transportă la distanţă puteri electrice importante.

SCADA: sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date pentru un proces tehnologic/instalaţie.

Mai 200015/75


Schema normală de funcţionare: schema electrică de conexiuni a echipamentelor şi aparatajului primar dintr-o instalaţie, reţea sau sistem electroenergetic, inclusiv starea protecţiilor prin relee şi automatizările de sistem aferente, aprobată de Operatorul de Sistem pentru o perioadă de timp determinată.Schema normală de funcţionare rezultă din activitatea de planificare operaţională.

Scurtcircuit: legătură galvanică accidentală sau intenţionată printr-o impedanţă de valoare relativ redusă între două sau mai multe puncte ale unui circuit care, în regim normal, au tensiuni diferite.

Sectorul energiei electrice: ansamblul activităţilor de planificare, dezvoltare, construire, exploatare şi de mentenanţă a instalaţiilor de producere, transport, distribuţie şi de furnizare a energiei electrice, inclusiv importul şi exportul energiei electrice, precum şi schimburile de energie electrică cu sistemele electroenergetice ale ţărilor vecine.

Servicii de sistem tehnologice: servicii asigurate de regulă de către producători, la cererea Operatorului de Sistem, pentru menţinerea nivelului de siguranţă în funcţionare al sistemului electroenergetic, precum şi a calităţii energiei transportate la parametrii ceruţi de normele în vigoare.

Serviciul de distribuţie: serviciu care constă în exploatarea, întreţinerea, dezvoltarea reţelei de distribuţie în scopul transmiterii energiei electrice de la producători / operator de transport/ alţi distribuitori la consumatorii finali, conform contractelor încheiate, în condiţii corespunzătoare de siguranţă şi calitate.

Serviciul public de distribuţie: obligaţia titularului de licenţă de distribuţie de a asigura accesul reglementat la reţeaua de distribuţie, în condiţii nediscriminatorii pentru toţi utilizatorii.

Sistem electroenergetic: ansamblul instalaţiilor electroenergetice interconectate, prin care se realizează producerea, transportul, distribuţia şi utilizarea energiei electrice.Sistem electroenergetic naţional - SEN: sistemul electroenergetic situat pe teritoriul ţării. SEN constituie infrastructura de bază utilizată în comun de participanţii la piaţa de energie electrică.

Solicitant: persoană fizică sau juridică, actual sau potenţial utilizator RED, care solicită un aviz tehnic de racordare la reţeaua electrică de distribuţie.

Stabilitate statică (Stabilitate la perturbaţii mici): capacitate a unui sistem electroenergetic de a ajunge într-o stare de regim permanent, identic cu regimul iniţial sau foarte aproape de acesta, în urma unei perturbaţii mici oarecare.

Mai 200016/75


Stabilitate tranzitorie: capacitate a unui sistem electroenergetic de a reveni la o stare de funcţionare sincronă, după una sau mai multe perturbaţii majore.

Standard de performanţă: reglementări care stabilesc indicatori cantitativi şi niveluri calitative pentru fiecare activitate inclusă în serviciul de distribuţie a energiei electrice.

Stare normală de funcţionare: stare de funcţionare care îndeplineşte următoarele criterii:

1) parametrii de funcţionare sunt parametri normali de funcţionare;2) este stare sigură de funcţionare.

Stare perturbată de funcţionare: orice stare diferită de starea normală de funcţionare.

Stare sigură de funcţionare: stare de funcţionare în care sunt satisfăcute criteriul de siguranţă (n-1), criteriul de stabilitate statică şi condiţiile de stabilitate tranzitorie. Subconsumator: consumatorul de energie electrică alimentat din instalaţiile unui alt consumator aflat în apropierea sa.

Subordonare operativă: relaţii de subordonare stabilite din punct de vedere operativ, între treptele de dispecer, precum şi între treptele de dispecer şi personalul de deservire operativă din centrale şi staţii electrice, în exercitarea autorităţii conducerii operative asupra instalaţiilor şi echipamentelor cuprinse în ordinul de împărţire a autorităţii de conducere operativă asupra instalaţiilor.

Treapta de dispecer: organ operativ care, prin atribuţiile sale, realizează conducerea prin dispecer asigurând autoritatea de conducere operativă şi comandă operativă asupra unor echipamente şi instalaţii din SEN.

Utilizator RED: producători, furnizori, distribuitori, consumatori eligibili, orice persoană juridică care este racordată direct la RED şi care beneficiază de tranzite de energie electrică prin RED.

2.2 ABREVIERI

ANRE : Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei.

Mai 200017/75


CHEMP : Centrale hidroelectrice de mică putere.MHC : Microhidrocentrale.COD :DMS :DED:

DELC: PSC:

Codul Tehnic al Reţelelor Electrice de Distribuţie.Sistem de management al distribuţiei.Dispeceri energetici de distribuţie.Dispeceri energetici locali ai consumatorilor.Punct de supraveghere şi comandă.

FIT : Foarte înaltă tensiune.IT : Înaltă tensiune.

MT : Medie tensiune.JT : Joasă tensiune.

LEA : Linie electrică aeriană.LES : Linie electrică subterană.

NPSI :OC :

Normativ de prevenirea şi stingerea incendiilor.Operator Comercial.

OD : Operator/operatori de distribuţie.OS : Operator de sistem.OT : Operator de transport.PA : Punct de alimentare. PT : Post de transformare.PE : Prescripţie energetică.

RED : Reţea electrică de distribuţie.RET :

SCADA :Reţea electrică de transport.Sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date pentru un proces tehnologic / instalaţie.

SEN :

Sistem electroenergetic naţional.

SR : Standard român de recomandare.ST : Staţie de transformare.

3. SERVICIUL DE DISTRIBUŢIE 3.1 Introducere

Mai 200018/75


3.1.1 Serviciul de distribuţie constituie serviciu public, în condiţiile licenţei de distribuţie.

3.1.2Operatorii de distribuţie asigură serviciul de distribuţie în condiţii nediscriminatorii pentru toţi utilizatorii RED, cu respectarea normelor şi performanţelor prevăzute în cap.4 din prezentul Cod.

3.2 Activităţi desfăşurate de Operatorii de Distribuţie

3.2.1 Operatorii de Distribuţie desfăşoară următoarele activităţi :a) Gestionarea, exploatarea, mentenanţa, modernizarea şi dezvoltarea

instalaţiilor proprii din RED (linii, staţii de transformare, puncte de alimentare, posturi de transformare, instalaţii de protecţie şi automatizare, reţea de iluminat public etc) ;

b) Asigurarea serviciului de distribuţie prin RED, pentru toţi utilizatorii RED, în conformitate cu contractele încheiate;

c) Asigurarea tranzitării energiei electrice prin reţelele sale de 110 kV buclabile, la cererea şi cu informarea Operatorului de Sistem, în următoarele cazuri:- pentru acele zone ale ţării în care Operatorul de Transport nu

are capacitate suficientă prin reţelele sale;- pentru evacuarea puterii din centrale electrice dispecerizabile;- pentru conectarea la sistemul energetic al unei ţări vecine, în

condiţiile existenţei unui acord bilateral în acest sens;- incidente în SEN;- executarea de lucrări de exploatare şi mentenanţă sau lucrări noi

în reţelele de transport, care pun în indisponibilitate temporară reţelele de transport din zonă.

d) Realizarea de lucrări de dezvoltare a reţelelor electrice de distribuţie prin :- programe de dezvoltare optimă a RED pe baza studiilor de

perspectivă, prin consultare, după caz, cu Operatorul de Transport, în conformitate cu prevederile din cap.6 din prezentul Cod;

- programe specifice de modernizare pentru instalaţiile din RED;e) Dispecerizarea energiei electrice în cadrul zonei de servire, în

condiţiile Licenţei de distribuţie;f) Propunerea de tarife pentru Serviciul de Distribuţie, conform

metodologiei aprobate de Autoritatea Competentă;g) Asigurarea accesului şi stabilirea condiţiilor tehnice de racordare pentru

utilizatorii RED;h) Consultanţa, finanţarea şi executarea unor anumite lucrări la

consumatori, în conformitate cu prevederile codului şi în baza unor contracte specifice;

Mai 200019/75


i) Proiectarea şi executarea de lucrări pentru realizarea racordării la RED, la solicitarea oricărui furnizor, consumator sau producător de energie electrică, în baza unor contracte specifice;

j) Asigurarea de echipamente de măsurare şi servicii de colectare, prelucrare şi transmitere a datelor de la aceste echipamente, la solicitarea altor titulari de licenţe, din sectorul energiei electrice;

k) Furnizarea, la cerere şi respectând principiul confidenţialităţii, a unor informaţii privind reţeaua electrică de distribuţie, necesare utilizatorilor pentru racordarea lor la RED şi pentru siguranţa lor în funcţionare;

l) Asigurarea perfecţionării şi specializării personalului propriu pentru desfăşurarea activităţii în conformitate cu cerinţele Licenţei;

m)Realizarea, modernizarea, dezvoltarea, verificarea şi întreţinerea periodică a sistemelor proprii de măsurare – contorizare a energiei electrice, potrivit reglementărilor în vigoare;

n) Realizarea, exploatarea, modernizarea şi dezvoltarea sistemelor de protecţii şi automatizări din RED, corelat cu sistemele aferente RET;

o) Realizarea, întreţinerea, modernizarea şi dezvoltarea infrastructurii proprii de informatică şi telecomunicaţii;

p) Realizarea, întreţinerea, modernizarea şi dezvoltarea, în zona deţinută conform licenţei, a unui sistem SCADA centralizat şi de sisteme informatice de interfaţă cu sistemele SCADA locale, care să permită monitorizarea şi conducerea operativă a RED, corelat şi cu cerinţele Operatorului de Sistem;

q) Monitorizarea şi evaluarea siguranţei în funcţionare a instalaţiilor din RED şi a standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie.

3.2.2Operatorii de Distribuţie sunt responsabili pentru administrarea documentaţiei tehnice şi a normelor care reglementează proiectarea, funcţionarea, întreţinerea şi dezvoltarea instalaţiilor componente ale RED. În acest sens Operatorii de Distribuţie reexaminează periodic normele şi fac propuneri Autorităţii Competente pentru revizuirea lor atunci când este cazul.

3.2.3Operatorii de Distribuţie sunt responsabili pentru administrarea informaţiilor necesare pentru funcţionarea şi dezvoltarea reţelelor electrice de distribuţie.

3.2.4Operatorii de Distribuţie informează Operatorul de Sistem asupra programului de reparaţii şi de lucrări de mentenanţă planificate în instalaţiile de 110 kV buclabile, în scopul obţinerii avizelor necesare din partea Operatorului de Sistem.

3.2.5Operatorii de Distribuţie asigură un sistem prin care să poată primi informaţii şi să ofere consultanţă şi informaţii privind orice problemă sau incidente, care afectează sau pot afecta siguranţa, disponibilitatea

Mai 200020/75


şi / sau alţi indicatori din standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie.

3.2.6Operatorii de Distribuţie sunt obligaţi ca în termen de maximum 7 zile calendaristice de la primirea unei solicitări de contractare a serviciului de distribuţie din partea unui titular de licenţă din sectorul energiei electrice sau consumator eligibil racordat la RED , să facă o ofertă şi în cazul acceptării acesteia, să încheie contractul.

3.2.7Operatorii de Distribuţie vor furniza Autorităţii competente datele şi informaţiile care îi sunt necesare în exercitarea atribuţiilor sale, în conformitate cu cerinţele Licenţei.

3.3 Pierderi tehnice de energie în RED

3.3.1Pierderile de energie în RED (pierderi tehnice şi pierderi comerciale imputabile) sunt acoperite de producătorii care au contracte în acest sens cu Operatorii de Distribuţie.

3.2.2Operatorii de Distribuţie gestionează energia electrică pentru acoperirea pierderilor tehnice de energie din RED.

Mai 200021/75


4. STANDARD DE PERFORMANŢĂ PENTRU SERVICIUL DE DISTRIBUŢIE A ENERGIEI ELECTRICE

4.1 Scop

4.1.1Prezentul standard de performanţă reglementează indicatorii de performanţă în asigurarea serviciului de distribuţie a energiei electrice.

4.2 Domeniul de aplicare

4.2.1Prin standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice se stabilesc indicatorii şi nivelurile de performanţă privind:

a) racordarea utilizatorilor la reţeaua electrică de distribuţie; b) asigurarea continuităţii în alimentare şi a calităţii energiei

electrice distribuite;c) întreruperile programate, ca urmare a lucrărilor planificate de

exploatare şi mentenanţă;d) soluţionarea reclamaţiilor utilizatorilor referitoare la calitatea

energiei electrice; e) soluţionarea sesizărilor utilizatorilor;f) asigurarea unor relaţii transparente între OD şi utilizatorii RED,

care să conducă la rezolvarea eficientă şi obiectivă a problemelor, cu respectarea drepturilor si obligaţiilor fiecărei părţi.

4.2.2 Standardul se aplică în relaţiile dintre OD şi utilizatorii RED care: a) au instalaţiile la tensiunea nominală alternativă în gama 0,4-110

kV şi la frecvenţa din SEN de 50 Hz; b) prin regimul lor de funcţionare nu introduc perturbaţii în

alimentarea altor utilizatori RED din zonă; c) se încadrează în puterea maximă prevăzută în avizul de

racordare şi respectă condiţiile prevăzute în contract.

Mai 200022/75


4.2.3 Standardul nu se aplică în condiţii de: a) forţă majoră; b) funcţionare anormală a RED determinată de OS/OT;c) condiţii meteorologice deosebite (inundaţii, înzăpeziri, alunecări

de teren, viscole etc.); d) evenimente accidentale determinate de terţi; e) nepermitere a accesului OD la utilizatorii RED.

4.3 Atribuţii şi competenţe

4.3.1 În vederea urmăririi respectării standardului de performanţă OD trebuie să asigure:

a) evidenţa şi soluţionarea reclamaţiilor şi sesizărilor utilizatorilor RED;

b) evidenţa solicitărilor de racordare la reţea şi a avizelor tehnice de racordare emise;

c) evidenţa rezultatelor activităţilor privind calitatea energiei electrice tranzitate către utilizatorii RED;

d) programarea lucrărilor planificate de exploatare şi mentenanţă;e) continuitatea serviciului de distribuţie prestat utilizatorilor .

4.4 Indicatori de performantă generali pentru activitatea de distribuţie a energiei electrice

4.4.1 Racordarea utilizatorilor RED

4.4.1.1La solicitarea scrisă a oricărui utilizator al RED, existent sau potenţial (neracordat la reţea), OD care deţine licenţa pentru distribuţie în zona respectivă este obligat să emită un aviz tehnic de racordare.

4.4.1.2Termenul pentru emiterea avizului tehnic de racordare este de 90 de zile calendaristice de la înregistrarea cererii de racordare la 110 kV şi de 30 de zile calendaristice de la înregistrarea cererii pentru alte categorii de solicitări.

4.4.1.3Tensiunea nominală de alimentare se stabileşte cu acordul ambelor părţi.

4.4.1.4Răspunderea OD privind alimentarea cu energie electrică a utilizatorului RED este până la punctul de delimitare a instalaţiilor între părţi, specificat în contractul pentru serviciul de distribuţie. Locul şi numărul punctelor de delimitare se propun de către OD şi se stabilesc de comun acord cu utilizatorul RED.

4.4.1.5 Indicatori anuali de performanţă:

Mai 200023/75


a) numărul de solicitări ale utilizatorilor pentru un nou racord sau pentru modificarea racordului existent la RED, diferenţiat pe niveluri de tensiune şi tipuri de utilizatori;

b) numărul de solicitari la care intervalul de timp dintre momentul înregistrării cererii de racordare din partea utilizatorului RED până la primirea de către acesta a avizului tehnic de racordare este mai mic de 30/90 zile calendaristice.

4.4.2 Contractarea serviciului de distribuţie

4.4.2.1 Contractarea serviciului de distribuţie cuprinde activităţi de: a) analiza tehnică şi economică a documentaţiilor depuse de către

utilizatorii RED în vederea contractării serviciului de distribuţie la RED conform reglementărilor în vigoare;

b) concilierea divergenţelor precontractuale (dacă este cazul); c) analiza tehnică a instalaţiilor în conformitate cu prescripţiile în

vigoare înainte de punerea în funcţiune;d) încheierea contractelor serviciului de distribuţie a energiei

electrice între OD şi utilizatorii RED cu respectarea prevederilor legale.

4.4.2.2 Termenul standard pentru încheierea contractului este de 15 zile lucrătoare de la

depunerea completă a documentaţiei.

4.4.2.3 Indicatori anuali de performanţă : a) numărul de solicitări de contracte pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice pe niveluri de tensiune si categorii de utilizatori;

b) numărul de solicitări de contracte de la pct. a) rezolvate favorabil în termen de 15 zile lucrătoare.

4.4.3 Întreruperi în alimentarea cu energie electrică

4.4.3.1 Întreruperi accidentale

4.4.3.1.1 OD trebuie să urmăreasca realimentarea în cel mai scurt timp posibil a utilizatorilor

RED afectaţi de evenimentele accidentale care au ca efect întreruperea alimentării.

4.4.3.1.2 OD va înregistra toate reclamaţiile, iar reclamantul va fi informat privind numărul de înregistrare. Orice reclamaţie ulterioară se va referi la numărul de înregistrare.

Mai 200024/75


4.4.3.1.3 Personalul OD va indica reclamantului durata aproximativă până la restabilirea alimentării.

4.4.3.1.4 OD asigură permanenţa echipelor de intervenţie pentru eliminarea întreruperilor într-un timp minim.

4.4.3.1.5 OD asigură sosirea echipei de intervenţie în minimum de timp din momentul anunţării întreruperii în alimentare:

a) pentru mediul urban durata limită este de o oră în marile oraşe şi de 4 ore în restul oraşelor;

b) pentru mediul rural durata limită este de 24 ore din momentul anunţării.

4.4.3.1.6 Indicatori anuali de performanţă: a) numărul de incidente, respectiv deranjamente pe niveluri de

tensiune; b) numărul de incidente/deranjamente rezolvate într-un interval

mai mic de 4 ore, pe niveluri de tensiune (mediu urban); c) numărul de incidente/deranjamente rezolvate într-un interval

mai mic de 24 ore, pe niveluri de tensiune (mediu rural);

4.4.3.2 Întreruperi programate

4.4.3.2.1 OD va anunţa întreruperea necesară pentru lucrări planificate de exploatare şi mentenanţă.

4.4.3.2.2 Anunţarea se va face de OD, în funcţie de mărimea zonei afectate, prin afişare la imobile sau prin mass media, cu minim 24 ore înainte, indicându-se intervalul de întrerupere.

4.4.3.2.3 Întreruperile programate neanunţate în prealabil vor putea fi reclamate de utilizatorul RED, iar OD va suporta daunele corespunzătoare conform contractului de distribuţie.

4.4.3.2.4 Indicatori anuali de performanţă :a) numărul de întreruperi programate, pe niveluri de tensiune; b) durata totală exprimată în ore a acestor întreruperi, pe niveluri

de tensiune;

Mai 200025/75


c) numărul de utilizatori afectaţi de aceste întreruperi pe niveluri de tensiune şi categorii de consumatori.

4.4.4 Calitatea energiei electrice

4.4.4.1 Frecvenţa - în 95% din săptămână trebuie să se încadreze în banda 50Hz ± 1% şi în 100% din săptămână în banda 50Hz + 4% până la 50Hz - 6%, conform

SR EN 50160 .

OD urmăresc îndeplinirea acestei condiţii şi sesizează OS în caz de nerespectare.

4.4.4.2 În punctele de delimitare,tensiunea - în 95% din săptămână trebuie să nu aibă abateri mai mari de ± 10% din tensiunea contractată, conform SR EN 50160 .

4.4.4.3 Calitatea curbelor de tensiune în punctele de delimitare trebuie să corespundă valorilor indicate în tabelul de mai jos:

Obiectul reglementării PrevedereaForma curbei de tensiune Coeficientul global de distorsiune

admis:8 %,determinat conform SR EN 50160Valorile admise ale armonicilor : conform SR EN 50160

Nesimetria tensiunii de alimentare

Coeficientul de nesimetrie de secvenţă inversă *) admis:2 % , determinat conform SR EN 50160.

NOTĂ: *) – în unele zone unde instalaţiile utilizatorilor sunt conectate parţial

la una sau două faze, nesimetria inversă poate atinge 3 % la punctele de

racordare trifazate.

4.4.4.4 La reclamaţia scrisă privind nivelul de tensiune, OD va verifica acest parametru în

punctul de delimitare cu utilizatorul RED, va analiza şi va informa utilizatorul de rezultatele analizei efectuate şi măsurile luate.

Mai 200026/75


4.4.4.5 Termenul standard pentru răspuns la reclamaţii privind nivelul de tensiune este de 15 zile calendaristice.

4.4.4.6 Fiecare reclamaţie se va înregistra, iar reclamantul va fi informat privind numărul de înregistrare. Orice sesizare ulterioară se va referi la numărul de înregistrare.

4.4.4.7 Indicatori anuali de performanţă pe niveluri de tensiuni: a) numărul de reclamaţii privind nivelul tensiunii; b) numărul de reclamaţii la care s-a răspuns în termenul de 15 zile

calendaristice; c) numărul de reclamaţii care nu au putut fi rezolvate.

4.4.5 Sesizări ale utilizatorilor RED

4.4.5.1 Fiecare OD este obligat să răspundă (prin rezolvarea sesizării, confirmată de solicitant sau prin răspuns scris) la toate sesizările efectuate în scris de către utilizatorii RED.

4.4.5.2 Termenul standard pentru răspuns la aceste sesizări, altele decât cele prevăzute explicit în prezentul document, este de 30 de zile calendaristice.

4.4.5.3 Fiecare sesizare se va înregistra, iar cel care a făcut sesizarea va fi informat privind numărul de înregistrare. Orice sesizare ulterioară se va referi la numărul de înregistrare.

4.4.5.4 Indicatori anuali de performanţă: a) numărul de sesizari scrise, altele decât cele la care se referă

explicit prezentul standard de performanţă; b) numărul de sesizări de la pct.a) la care s-a răspuns într-un

termen mai mic de 30 de zile calendaristice.

4.5 Indicatori de performanţă garantaţi prin licenţa de distribuţie a energiei

electrice

4.5.1 Fiecare OD este obligat să răspundă la orice solicitare, pentru realizarea unui nou

racord la RED sau pentru modificarea unui racord existent, formulată în scris de un

utilizator, potenţial sau existent, aflat pe teritoriul pentru care deţine licenţa de

Mai 200027/75


distribuţie.

4.5.2 Fiecare OD este obligat să asigure alimentarea cu energie electrică a utilizatorilor RED în condiţiile în care acesta se afla pe teritoriul pentru care OD deţine licenţa de distribuţie, este racordat la RED şi se încadrează în condiţiile prevăzute prin contract.

4.5.3. Indicatori anuali de performanţă: a) număr de sesizări scrise privind nerespectarea obligaţiilor din

licenţă; b) tipuri de obligaţii încălcate.

4.6 Urmărirea şi înregistrarea indicatorilor de performanţă

4.6.1 Pentru înregistrarea sesizărilor şi reclamaţiilor utilizatorilor RED, fiecare OD va organiza:

a) un centru de relaţii cu clienţii prevăzut cu registratură la fiecare subunitate

teritorială;b) un serviciu telefonic;c) un compartiment specializat pentru înregistrarea şi sinteza datelor.

4.6.2Pentru ceilalţi indicatori prevăzuţi în prezentul standard, OD va garanta urmărirea lor prin compartimentele sale specializate.

4.6.3 Informaţiile privind indicatorii de performanţă prevăzuţi în prezentul standard vor fi transmise anual pentru analiză la Autoritatea competentă până la sfârşitul primului trimestru al anului următor, conform modelului anexat.

4.6.4Titularul licenţei de distribuţie a energiei electrice va elabora şi va transmite Autorităţii Competente informaţiile privind indicatorii de performanţă, cu detaliere pe sucursalele de distribuţie cuprinse în structura sa organizatorică.

4.7 Dispoziţii finale şi tranzitorii 4.7.1Prezentul standard de performanţă modifică toate prevederile contrare

privind performanţele serviciului de distribuţie din alte standarde, prescripţii sau regulamente în vigoare.

4.7.2OD vor face anual propuneri de revizuire a prevederilor standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice pe care le vor supune spre aprobare Autorităţii Competente.

Mai 200028/75


Mai 200029/75


Informaţii privind realizarea indicatorilor de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice

Nr. Indicatori de performanţă Valoare realizată lunar / anualcrt. pct. Denumire 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Anual1. 4.4.1.5 Nr. de solicitări ale utilizatorilor JT casnici

pentru un racord nou sau pentru

JT mici consumatori

modificarea racordului existent MT mici consumatori JT mari consumatoriMT mari consumatoriIT mari consumatori

Nr. de solicitări la care intervalul de timp dintre momentul înregistrării cererii de racordare din partea

30 zile calendaristice

utilizatorului şi primirea de către acesta a avizului tehnic de

90 zile calendaristice

racordare este mai mic de:2. 4.4.2.3 Nr. de solicitări de contracte

pentru JT casnici

serviciul de distribuţie a energiei JT mici consumatorielectrice pe niveluri de tensiune şi

MT mici consumatori

categorii de utilizatori JT mari consumatoriMT mari consumatoriIT mari consumatori

Mai 200025/75


Nr. de solicitări de contracte rezolvate în termen de 15 zile lucrătoare

3. 4.4.3.1.6

Nr. de incidente şi deranjamente JT

MTIT

Nr. de incidente şi deranjamente JTrezolvate într-un interval mai mic de

MT

4 ore IT

Nr. Indicatori de performanţă Valoare realizată lunar / anualcrt. pct. Denumire 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Anual

Nr. de incidente şi deranjamente JTrezolvate într-un interval mai mic de

MT

24 ore IT4. 4.4.3.2.

4Nr de întreruperi programate JT

MTIT

Durata totală a întreruperilor JTprogramate (ore) MT

ITNr. de utilizatori afectaţi de JT casniciîntreruperile programate JT mici consumatori

MT mici consumatori JT mari consumatoriMT mari consumatori

Mai 200026/75


IT mari consumatori

5. 4.4.4.7 Nr. de reclamaţii privind nivelul casnicitensiunii mici consumatori

mari consumatoriNr. de reclamaţii la care s-a răspuns

casnici

în termen de 15 zile calendaristice

mici consumatori

mari consumatoriNr. de reclamaţii care nu au putut fi

casnici

rezolvate mici consumatorimari consumatori

6. 4.4.5.4 Nr. de sesizări scrise, altele decât

casnici

cele la care se referă explicit prezen-

mici consumatori

tul standard de performanţă mari consumatori

Nr. Indicatori de performanţă Valoare realizată lunar / anualcrt. pct. Denumire 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Anual

Nr. de sesizări scrise, altele decât

casnici

cele la care se referă explicit prezen-

mici consumatori

tul standard de performanţă la care s-a răspuns într-un termen mai mic de 30 de zile calendaristice

mari consumatori

7. 4.5.3 Nr. de sesizări scrise privind casnici

Mai 200027/75


nerespectarea obligaţiilor din licenţă

mici consumatori

mari consumatoriTipuri de obligaţii încălcate (conform prevederilor din licenţă)

Mai 200028/75


5. CONDIŢII DE RACORDARE LA REŢELELE ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE

5.1. Introducere

5.1.1 Operatorii de distribuţie au obligaţia de a asigura în mod reglementat accesul la reţelele electrice de distribuţie.

5.2. Etapele procesului de racordare la reţelele electrice de distribuţie

5.2.1 La cererea făcută de orice solicitant (producător de energie electrică, alt Operator de Distribuţie, alt titular de licenţă de furnizare decât Operatorul de Distribuţie pe zona respectivă, consumator) cu privire la realizarea unui nou racord sau modificarea unui racord existent la RED, Operatorul de Distribuţie realizează, după caz, următoarele operaţiuni principale:

a) analizează cererea de racordare şi documentaţia tehnică anexată ; b) emite Avizul tehnic de racordare ;c) propune contractul de racordare (pe baza contractului cadru de

racordare elaborat de Autoritatea competentă, a Avizului tehnic de racordare eliberat de Operatorul de Distribuţie, a proiectului tehnic, elaborat prin grija solicitantului şi avizat de Operatorul de Distribuţie şi după caz, a autorizaţiei emise de Autoritatea competentă) care conţine cel puţin următoarele:i) lucrările ce trebuie efectuate pentru realizarea racordului la RED;ii) lucrările ce trebuie efectuate pentru extinderea sau întărirea

RED impuse de realizarea sau modificarea racordului respectiv;iii) variante de eşalonare pentru lucrările de racordare;iv) condiţiile privind accesul şi desfaşurarea lucrărilor de realizare /

modificare a racordului şi, atunci când se impune, condiţiile necesare desfaşurării lucrărilor de extindere / întărire a RED, pentru cazul în care solicitantul va încredinţa unui terţ execuţia lucrărilor.

v) serviciile asigurate de către Operatorul de Distribuţie în exploatarea racordului şi, respectiv, tariful de racordare reglementat, calculat pe baza metodologiei emise de Autoritatea Competentă.

d) propune solicitantului, în regim concurenţial, un contract de execuţie.

5.2.2 Cererea de racordare impune specificarea cel puţin a următoarelor informaţii:

a) numele, adresa şi telefon/fax/e-mail ale solicitantului ;b) obiectul solicitării de racordare (grupuri generatoare, instalaţii de

distribuţie, instalaţii consumatoare etc., inclusiv amplasamentul) ;c) angajamentul solicitantului de a respecta Codul ;d) lista documentaţiilor anexate cererii de racordare.

Mai 200028/75


5.2.3 Documentaţia tehnică aferentă cererii de racordare va cuprinde dupa caz, următoarele:

a) avizul de amplasament ;b) studiul de soluţie pentru racordarea la RED ;

În situaţii particulare, când soluţia de racordare este unica şi evidentă, este suficientă o fişă de soluţie.

c) pentru grupurile generatoare dispecerizabile (corelat cu prevederile Codului Tehnic al RET): datele standard de planificare (notate cu S) cuprinse în Anexa nr. 2 (Tabelul 1 şi Tabelul 3) şi avizul Operatorului de Transport şi Operatorului de Sistem ;Pentru grupuri generatoare nedispecerizabile, datele necesare din anexa 2 vor fi stabilite de către OD, în funcţie de puterea grupurilor.

d) pentru instalaţii de distribuţie, instalaţii consumatoare la 110 kV: datele standard de planificare (notate cu S) cuprinse în Anexa nr. 2 (Tabelul 2 şi Tabelul 3);Pentru instalaţii consumatoare racordate la tensiuni sub 110 kV: datele prevăzute în formularele cadru de chestionar din Anexa nr.2 ( Chestionar 1 - mici consumatori respectiv Chestionar 2 – mari consumatori) şi în conformitate cu Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la RED, emis de Autoritatea Competentă.

e) pentru instalaţii de compensare a puterii reactive: datele standard de planificare (notate cu S) cuprinse în Anexa nr. 2 (Tabelul 4 şi Tabelul 3);

f) pentru toate categoriile de instalaţii valoarea daunelor pe care solicitantul racordării le solicită în cazul întreruperii funcţionării datorită indisponibilităţilor din RED.

5.2.4 Operatorii de distribuţie vor solicita date suplimentare ori de câte ori este necesar. De asemenea vor renunţa la o parte din datele de la 5.2.3., dacă nu le consideră necesare şi relevante pentru solicitantul respectiv.

5.2.5 În vederea emiterii Avizului tehnic de racordare, Operatorii de Distribuţie analizează, după caz, următoarele:

a) încadrarea în capacitatea de distribuţie a RED;b) posibilităţile de racordare;c) soluţii privind instalaţia de racordare în amplasamentul solicitat din

punct de vedere al:i) nivelului de siguranţă;ii) curentului de scurtcircuit;iii) efectelor asupra pierderilor tehnice de energie electrică din RED;iv) alimentării serviciilor proprii.

d) evaluarea modului de utilizare a capacitaţii de distribuţie a RED existente;

e) selectarea soluţiei optime din punct de vedere al ansamblului RED;f) identificarea unor necesitaţi de întărire a RED;g) evaluarea costurilor în RED în urma racordării instalaţiilor solicitanţilor;

Mai 200029/75


h) îndeplinirea condiţiilor de racordare;i) respectarea prevederilor Codului.

5.2.6 Avizul tehnic de racordare emis de către Operatorul de Distribuţie conţine, după caz, următoarele:

a) puterea maximă avizată pentru racordare şi evoluţia acesteia;b) descrierea soluţiei de racordare, care include precizarea privind punctul

de delimitare şi descrierea lucrărilor ce trebuie efectuate pentru extinderea sau întărirea RED impuse de realizarea sau modificarea racordului respectiv;

c) condiţii specifice pentru racordare;d) cerinţele Operatorului de Distribuţie privind instalaţiile de racordare ale

utilizatorilor RED;e) cerinţele de monitorizare şi reglaj, inclusiv interfaţă cu sistemele

SCADA (Sistemul de Supraveghere, Control şi Achiziţie de Date) şi de telecomunicaţii;

f) date înregistrate care necesită verificarea în timpul funcţionării;g) evaluarea costurilor care vor fi suportate de solicitant pentru realizarea

racordului la RED;h) nivelul de siguranţă al RED în punctul de delimitare;i) obligaţii legate de participarea solicitantului la Planul de Apărare şi

Planul de Restaurare a SEN;j) cerinţe şi condiţii specifice pentru furnizarea de servicii de sistem către

Operatorul de Sistem şi/sau Operatorii de Distribuţie;k) cerinţe privind protecţiile şi automatizările la interfaţa cu RED;l) parametrii de alimentare cu energie electrică;m)condiţiile în care utilizatorul poate fi decuplat de la RED de către

Operatorul de Distribuţie;n) cerinţe pentru echipamentele principale de măsură, control, protecţie şi

automatizare din instalaţiile utilizatorului;o) alte condiţii, în funcţie de natura şi cerintele solicitantului, posibilitaţile

oferite de caracteristicile şi starea reţelelor existente sau impuse de reglementări în vigoare la data emiterii avizului.

5.2.7 Conţinutul Avizului tehnic de racordare şi condiţiile impuse prin acesta se vor corela cu tipul şi caracteristicile obiectului solicitării.

5.2.8 Pentru utilizatorii racordaţi la tensiunea de 110 kV, emiterea Avizului tehnic de racordare se face cu consultarea Operatorului de Sistem, respectiv a Operatorului de Transport.

5.2.9 Emiterea Avizului tehnic de racordare se face în maxim 90 de zile calendaristice de la înregistrarea de către Operatorul de Distribuţie a cererii de racordare la tensiunea de 110 kV şi a documentaţiei aferente.

5.2.10Emiterea Avizului tehnic de racordare se face în maxim 30 de zile calendaristice de la înregistrarea de către Operatorul de Distribuţie a cererii

Mai 200030/75


de racordare şi a documentaţiei aferente pentru alte categorii de solicitări decât cele prevazute la 5.2.9.

5.2.11Activităţile, competenţele şi responsabilităţile detaliate pentru realizarea racordării la RED a utilizatorilor sunt reglementate prin Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la RED, emis de Autoritatea Competentă.

5.3 Cerinţe tehnice de racordare la RED

5.3.1 Cerinţele tehnice de racordare specifică:a) condiţiile tehnice asigurate de Operatorul de Distribuţie în punctele de

delimitare în conformitate cu Standardul de performanţă prezentat în Capitolul nr.4 din prezentul Cod ;

b) cerinţele tehnice de racordare, proiectare şi de funcţionare pentru utilizatorii racordaţi la RED sau pentru viitorii utilizatori ai RED.

5.3.2 Cerinţele tehnice de racordare trebuie sa fie similare pentru toţi utilizatorii RED de categorii echivalente.

5.3.3 Echipamentul şi aparatajul din instalaţiile de racordare a utilizatorilor la RED trebuie să corespundă normelor tehnice în vigoare în România.

5.3.4 Conexiunile între instalaţiile utilizatorilor şi RED trebuie să fie controlate prin întreruptoare capabile să întrerupă curentul maxim de scurtcircuit în punctul de racordare şi să nu producă supratensiuni de comutaţie în afara normelor tehnice în vigoare.

5.3.5 Analizele în vederea determinării solicitărilor la scurtcircuit şi a curentului nominal al echipamentelor primare de comutaţie în punctele de racordare se fac de către Operatorul de Distribuţie pentru fiecare cerere de racordare.

5.3.6 Protecţiile instalaţiilor în punctele de delimitare a instalaţiilor trebuie să îndeplinească cerinţele minime conform normelor tehnice în vigoare, astfel încât să fie redus la minimum impactul asupra RED a incidentelor din instalaţiile utilizatorilor.

5.3.7 Timpii de eliminare a defectelor prin protecţia de baza şi de rezervă sunt impuşi utilizatorilor RED, pentru instalaţiile de interfaţă cu RED, de către Operatorii de Distribuţie, pentru protejarea instalaţiilor din RED.

5.3.8 Condiţiile tehnice minime pentru legarea la pământ a instalaţiilor utilizatorilor trebuie să respecte cerinţele tehnice stipulate în normele în vigoare şi corelate cu modul de tratare a neutrului în zona respectivă.

5.4 Cerinţe tehnice impuse utilizatorilor RED

Mai 200031/75


5.4.1 Grupuri generatoare dispecerizabile (în corelare cu prevederile Codului Tehnic al RET)

5.4.1.1 Orice grup generator trebuie să fie capabil să furnizeze puterea activă nominală la frecvenţe ale SEN între 49,5 şi 50,5 Hz.

5.4.1.2 Orice grup generator racordat la RED trebuie să fie capabil să producă simultan puterea nominală activă şi reactivă în banda de frecvenţe 49.5 – 50.5 Hz pentru întreaga gamă de tensiuni cuprinsă între (85 110) % din tensiunea nominală a reţelei respective.

5.4.1.3 Orice grup generator trebuie să fie capabil să furnizeze puterea reactivă solicitată de Operatorul de Sistem, în conformitate cu diagrama sa P-Q de funcţionare.

5.4.1.4 Grupurile generatoare trebuie să aibă posibilitatea să fie declanşate automat de la sistem în cazul pierderii stabilitaţii.

5.4.1.5 Fiecare grup generator (cu excepţia celor cu turbine cu contrapresiune) trebuie să fie capabil să contribuie la reglajul primar al frecvenţei prin variaţia continuă a puterii active furnizate în sistemul de distribuţie.

5.4.1.6 Fiecare grup generator trebuie să fie dotat cu regulator automat de viteză pentru a asigura răspunsul la variaţiile de frecvenţă. Când aceste grupuri generatoare se izolează de restul SEN pe un consum local, regulatorul de viteză trebuie să fie capabil să asigure reglajul frecvenţei sub 52 Hz. Toate turbinele acestor grupuri generatoare trebuie să răspundă regulatorului automat de viteză. La grupurile generatoare termoelectrice se va aplica principiul “turbina conduce cazanul”.

5.4.1.7 Regulatorul automat de viteză al grupurilor generatoare cu putere mai mare sau egala cu 50 MW trebuie să permită o valoare reglabilă a statismului, zona de insensibilitate să fie mai mică decât ±10 mHz iar valoarea de consemn a frecvenţei să fie ajustabilă între 47,5 şi 52 Hz.

5.4.1.8 Orice grup generator va fi capabil să încarce / descarce în mai puţin de 30 secunde rezerva de reglaj primar la o abatere cvasi-staţionară a frecvenţei de ±200 mHz şi să menţină aceasta pentru cel puţin 15 minute.

5.4.1.9 Fiecare grup generator dispecerizabil trebuie să fie dotat cu sistem de reglaj al excitaţiei capabil să contribuie la reglajul tensiunii prin variaţia continuă a puterii reactive generate / absorbite în reţeaua electrică de Distribuţie.

Mai 200032/75


5.4.1.10 Fiecare grup generator dispecerizabil trebuie să fie dotat cu regulator automat de tensiune care să fie permanent în funcţiune.

5.4.1.11 Sistemul de reglaj al excitaţiei, inclusiv regulatorul automat de tensiune şi sistemele de stabilizare cu rol de atenuare a oscilaţiilor de putere activă, atunci când acestea sunt necesare din condiţii de sistem, se vor specifica în Avizul tehnic de racordare.

5.4.1.12 Grupurile generatoare noi trebuie să fie capabile să se separe de SEN din orice punct de funcţionare din diagrama P-Q a generatorului electric şi să funcţioneze cu alimentarea serviciilor proprii cel puţin 1 oră şi în condiţii de insularizare peste minimul tehnic cel puţin 3 ore, în vederea restaurării funcţionarii SEN. Fac excepţie grupurile cu turbine cu gaz şi cele cu contrapresiune.

5.4.1.13 Este o cerinţă esenţială ca SEN să încorporeze grupuri generatoare cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem. Operatorul de Distribuţie, la solicitarea Operatorului de Sistem poate să impună această cerinţă în Avizul tehnic de racordare dacă grupul generator se află într-un amplasament care necesită realizarea acestui serviciu. Participarea la Planul de restaurare a SEN după rămânerea parţială sau totală fără tensiune constituie serviciu de sistem tehnologic conform Codului Tehnic al Reţelei Electrice de Transport.

5.4.1.14 Producătorii capabili, din punct de vedere tehnic, să ofere servicii de sistem au obligaţia să furnizeze aceste servicii de sistem la solicitarea Operatorului de Sistem, chiar dacă aceste servicii nu au fost contractate.

5.4.1.15 Instalarea echipamentelor de supraveghere în timp real este impusă prin Avizul tehnic de racordare pentru anumite generatoare în funcţie de cerinţele Operatorului de Sistem pentru a asigura în timp real (sau cu o întârziere mică) informaţii asupra:

a) indicatorilor de stare; b) acţionării protecţiilor; c) mărimilor măsurabile.

5.4.1.16 Instalarea echipamentelor de reglaj în timp real este impusă prin Avizul tehnic de racordare pentru anumite generatoare în funcţie de cerinţele Operatorului de Sistem pentru a asigura reglajul asupra puterii active şi reactive produse.

5.4.1.17 Punctul de racordare între generator şi reţeaua de distribuţie se stabileşte de comun acord şi se menţionează în Avizul tehnic de racordare dat de Operatorul de Distribuţie.

5.4.1.18 În cazul în care într-o centrală electrică alimentarea serviciilor proprii se asigură printr-un transformator conectat la alt punct de racordare decât cel la care sunt racordate grupurile generatoare din centrala

Mai 200033/75


electrică, acest producător va fi tratat în conformitate cu reglementările în vigoare ca un consumator pentru locul de consum respectiv.

5.4.1.19 Cerinţe asupra echipamentelor de telecomunicaţii:a) grupurile generatoare trebuie să asigure alimentarea cu energie

electrică pentru instalaţiile de monitorizare şi reglaj astfel încât acestea să fie disponibile cel puţin trei ore după pierderea alimentării la punctul de racordare a respectivului grup generator;

b) producătorul trebuie să asigure partea de comunicaţii de la instalaţiile de monitorizare şi reglaj secundar, cu rezervare, la oricare dintre grupurile generatoare către interfaţa cu Operatorul de Sistem, într-o amplasare acceptată de Operatorul de Transport şi respectiv de Distribuţie;

c) sistemul de telecomunicaţii de la interfaţa grupului generator cu Operatorul de Sistem este în responsabilitatea Operatorului de Transport şi respectiv de Distribuţie.

5.4.2 Grupuri generatoare nedispecerizabile

5.4.2.1 Cerinţele tehnice impuse tuturor grupurilor generatoare nedispecerizabile sunt cele prevăzute la punctele 5.4.1.1., 5.4.1.2., 5.4.1.4., 5.4.1.6., 5.4.1.17., 5.4.1.18.

5.4.3 Instalaţiile celorlalţi utilizatori ai RED.

5.4.3.1 Înfăşurările de tensiune superioară ale transformatoarelor trifazate racordate la RED la tensiunea nominală de 110 kV trebuie să aibă conexiune stea cu punct neutru accesibil sau punct neutru rigid legat la pământ.

5.4.3.2 Grupa de conexiuni a transformatoarelor racordate la RED va fi precizată de către Operatorul de Distribuţie la instalaţiile căruia se face racordarea, în Avizul tehnic de racordare în funcţie de necesităţile acestuia sau în conformitate cu cerinţele Operatorului de Sistem.

5.4.3.3 Fiecare Operator de Distribuţie şi consumator eligibil este obligat să asigure deconectarea automată la frecvenţă şi/sau tensiune scazută a unui volum de consum dispus de Operatorul de Sistem. Operatorul de distribuţie repartizează acest consum pe instalaţiile racordate la RED. Prin Avizul tehnic de racordare Operatorul de distribuţie va specifica modul în care consumul este subiectul deconectării la frecvenţă şi/sau tensiune scazută în cadrul tranşelor discrete (în MW), asociate cu reglajul releelor de deconectare. Deconectarea constituie serviciu de sistem tehnologic şi este tratată şi plătită conform Codului tehnic al Reţelei Electrice de Transport.

Mai 200034/75


5.4.3.4 Deconectarea automată a sarcinii (putere activă) este componentă a Planului de apărare a SEN la perturbaţii majore şi constituie o măsură de siguranţă în beneficiul tuturor participanţilor la SEN.

5.4.3.5 Operatorii de Distribuţie care se racordează au obligaţia să realizeze şi să menţină în funcţiune instalaţiile care să asigure deconectarea automată a unui consum pe criteriul scăderii frecvenţei. Volumul (puterea) pe tranşe, reglajele şi logica de acţionare sunt dispuse de OS şi sunt repartizate pe instalaţii racordate la RED de către Operatorul de Distribuţie în colaborare cu Operatorul de Sistem prin Planul de apărare a SEN împotriva perturbaţiilor majore.

5.4.3.6 Operatorii de Distribuţie care se racordează au obligaţia să realizeze şi să menţină în funcţiune instalaţiile care să asigure deconectarea automată a unui consum pe criteriul scăderii tensiunii. Volumul (puterea) pe tranşe, reglajele şi logica de acţionare sunt dispuse de OS şi sunt repartizate pe instalaţii racordate la RED de către Operatorul de Distribuţie în colaborare cu Operatorul de Sistem prin Planul de apărare a SEN împotriva perturbaţiilor majore.

5.4.3.7 Operatorii de Distribuţie au obligaţia să realizeze şi să menţină în funcţiune instalaţiile care să asigure deconectarea automată a unui consum şi pe alte criterii. Volumul (puterea) pe tranşe, reglajele şi logica de acţionare sunt dispuse de OS şi sunt repartizate pe instalaţiile racordate la RED de către Operatorul de Distribuţie în colaborare cu Operatorul de Sistem prin Planul de apărare a SEN împotriva perturbaţiilor majore.

5.4.3.8 Operatorii de Distribuţie şi consumatorii au obligaţia, la solicitarea Operatorului de Sistem, să aplice prevederile reglementărilor în vigoare:

a) normativ de deconectare manuală a unor categorii de consumatori de energie electrică;

b) programul de limitare a consumului de energie electrică în situaţii deosebite în SEN.

5.4.3.9 Consumatorii sunt obligaţi să se încadreze în reglementările în vigoare privind compensarea puterii reactive.

5.4.3.10Pe toată durata derulării activităţii, utilizatorul va respecta prevederile Avizului tehnic de racordare şi clauzele contractului încheiat cu Operatorul de Distribuţie pentru serviciul respectiv.

5.4.3.11Utilizatorul nu va permite altor persoane fizice sau juridice să se racordeze şi să se alimenteze cu energie electrică din insatalaţiile sale fără aprobarea prealabilă a Operatorului de Distribuţie.

Mai 200035/75


5.4.3.12Utilizatorul va menţine, pe propria lui cheltuială, instalaţiile sale în condiţii de maximă securitate pentru a nu influenţa şi produce avarii în instalaţiile Operatorului de Distribuţie.

5.4.3.13Utilizatorul va menţine, în limitele valorilor alocate de furnizor şi în conformitate cu clauzele contractuale, nivelul perturbaţiilor provocate RED de receptoarele sale (nesimetrie, regim deformant, flicker etc.).

5.4.3.14 Instalaţiile electrice ale utilizatorului inclusiv sistemele de protecţie şi automatizare vor fi adecvate şi coordonate în permanenţă cu caracteristicile reţelelor electrice ale Operatorului de Distribuţie.

5.4.3.15Utilizatorul va permite Operatorului de Distribuţie sau împuternicitului acestuia accesul în incinta sa pentru a verifica şi remedia defecţiunile în instalaţiile din proprietatea sau exploatarea Operatorului de Distribuţie, pentru a verifica instalaţiile utilizatorului sau pentru a racorda un alt utilizator.Racordarea unui alt utilizator la instalaţiile care nu sunt în proprietatea Operatorului de Distribuţie se face cu acordul scris al proprietarului acestor instalaţii.

5.4.3.16 În cazul în care este necesar, datorită propriului proces tehnologic, utilizatorul va pune la dispoziţia personalului autorizat al Operatorului de Distribuţie echipament de protecţie adecvat pentru a asigura un acces în siguranţă în incinta sa.

5.4.3.17Utilizatorul va asigura în condiţiile legii culoarul aferent zonei de protecţie, respectiv siguranţă a instalaţiilor Operatorului de Distribuţie în incinta sa. El nu va efectua lucrări, construcţii, săpături etc. şi nu va stoca materiale în vecinătatea reţelelor electrice de distribuţie, decât cu avizul Operatorului de Distribuţie.

5.4.3.18 În cazul în care utilizatorul a efectuat lucrări sau construcţii neavizate în zonele de protecţie ale instalaţiilor Operatorului de Distribuţie, utilizatorul va suporta urmările legii şi este obligat:

a) să demoleze şi să îndepărteze construcţiile şi instalaţiile neconforme sau

b) să suporte cheltuielile de mutare, atunci când este posibil, a instalaţiilor Operatorului de Distribuţie, pentru respectarea distantelor prescrise.

5.4.4 Sisteme de telecomunicaţii şi achiziţii de date

5.4.4.1 În scopul asigurării conducerii şi controlului instalaţiilor din SEN, instalaţiile de telecomunicaţii între utilizatorii RED şi operatorii din RED şi RET vor respecta normele specifice în vigoare. Detaliile referitoare

Mai 200036/75


la racordarea la sistemul de telecomunicaţii se stabilesc în Avizul tehnic de racordare.

5.4.4.2Utilizatorii au obligaţia de a permite accesul la ieşirile din sistemele de măsurare proprii pentru tensiune, curent, frecvenţă, puteri active şi reactive şi la informaţiile referitoare la echipamentele de comutaţie care indică starea instalaţiilor şi a semnalelor de alarmă, în scopul transferului acestor informaţii către interfaţa cu sistemele de comandă şi de achiziţie de date ( SCADA) ale SEN.

5.4.4.3 Instalaţiile de comandă şi achiziţie de date ca sisteme de interfaţă între utilizator, RED şi RET se stabilesc prin Avizul tehnic de racordare.

5.4.4.4Utilizatorii îşi vor compatibiliza intrările de date în terminalele RED, respectiv RET la punctele stabilite de comun acord cu Operatorul de Distribuţie, respectiv de Transport, în scopul facilitării schimburilor de informaţii.

5.4.5 Prevederi generale

5.4.5.1La cererea justificată a Operatorului de Sistem sau pentru necesităţi proprii, Operatorul de Distribuţie are dreptul să solicite unor utilizatori, instalarea unor echipamente de reglaj al puterii reactive sau/şi altor echipamente, în scopul asigurării serviciilor de sistem necesare funcţionării SEN în condiţii de siguranţă, servicii care vor fi plătite.

5.4.5.2Utilizatorii RED trebuie să furnizeze la solicitarea Operatorului de Distribuţie date tehnice necesare pentru planificarea dezvoltării şi conducerea prin dispecer, în conformitate cu prevederile Codului.

6. PLANIFICAREA DEZVOLTĂRII REŢELELOR ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE

6.1 Atribuţii şi competenţe

6.1.1 Planificarea dezvoltării şi modernizării reţelelor electrice de distribuţie în cadrul Sistemului Energetic Naţional se realizează de către fiecare Operator de Distribuţie.

6.1.2 Pe baza contractelor încheiate cu utilizatorii, a prognozelor de consum, prin consultare, după caz, cu OT, OS şi orice alt titular de licenţă, fiecare Operator de Distribuţie planifică în condiţii de eficienţă dezvoltarea şi modernizarea RED pe care o deţine conform licenţei.

Mai 200037/75


6.1.3 Datele necesare activităţii de planificare a dezvoltării RED, aparţinând unui Operator de Distribuţie, sunt furnizate obligatoriu acestuia de către utilizatorii RED respective, după cum urmează:

a) toţi producătorii autorizaţi şi/sau licenţiaţi de către Autoritatea Competentă sau în curs de autorizare;

b) Operatorul de Transport şi Operatori de Distribuţie la care este racordată RED a Operatorului de Distribuţie;

c) toţi consumatorii de energie electrică racordaţi la RED;d) toţi furnizorii de energie electrică, licenţiaţi de către Autoritatea

Competentă, care utilizează respectiva RED.

6.1.4 Planul de perspectivă pe termen mediu (3 ani), respectiv actualizările sale anuale, se supun spre avizare Autorităţii Competente şi reprezintă document cu caracter public.

6.2 Scopul activităţii de planificare a RED

6.2.1 Dezvoltarea şi modernizarea reţelelor electrice de distribuţie este determinată de :

a) creşterea cererii de consum a energiei electrice şi depăşirea capacităţii RED;

b) dezvoltarea, modernizarea şi sistematizarea localităţilor urbane şi rurale;

c) introducerea unor noi puncte de racordare la RED sau modificarea celor existente;

d) necesitatea îmbunătăţirii valorilor indicatorilor de performanţă ai serviciului de distribuţie.

6.2.2 Planificarea dezvoltării RED trebuie să asigure :a) acoperirea consumului de energie electrică cu costuri minime, în

condiţii de siguranţă şi realizarea serviciului public de asigurare a accesului la RED;

b) corelarea acţiunilor între Operatorii de Distribuţie şi restul participanţilor la piaţă, referitor la orice serviciu solicitat care poate avea impact asupra performanţelor de siguranţă a SEN sau asupra racordării utilizatorilor la RED;

c) corelarea acţiunilor Operatorilor de Distribuţie cu prevederile planului de perspectivă al Companiei Naţionale de Electricitate S.A., pentru fiecare 10 ani financiari consecutivi, privind oportunităţile zonale pentru racordare şi utilizare a RED, în funcţie de prognoza de dezvoltare a consumului şi necesităţile de capacităţi noi instalate, în scopul funcţionării eficiente, în condiţii de siguranţă a SEN.

6.3 Obiectivele activităţii de planificare a dezvoltării RED

6.3.1 Activitatea de planificare a dezvoltării RED urmăreşte realizarea următoarelor obiective :

Mai 200038/75


a) să asigure dezvoltarea RED astfel încât acestea să fie corespunzător dimensionate pentru distribuţia energiei electrice prevăzută a fi tranzitată şi să elaboreze un plan de dezvoltare în perspectivă;

b) să asigure funcţionarea în condiţii de siguranţă şi securitate a RED şi să permită distribuţia energiei electrice la niveluri de calitate corespunzătoare în toate nodurile RED, în conformitate cu standardul de performanţă;

c) să concretizeze rezultatele activităţii de planificare a dezvoltării RED prin :

I) iniţierea procedurilor necesare promovării investiţiilor noi în RED rezultate ca eficiente;

II) furnizarea de informaţii pentru elaborarea sistemelor de tarife de distribuţie.

6.4 Elaborarea planului de dezvoltare a RED

6.4.1 Elaborarea planului de dezvoltare a RED are la bază următoarele date de intrare:

a) prognoza de consum, pe o perspectivă de 3 ani, pusă la dispoziţie anual de către furnizori şi consumatori eligibili (inclusiv curbe de sarcină tip pentru zile caracteristice);

b) ofertele de producţie de energie electrică ale producătorilor existenţi (maxim 10 ani);

c) ofertele de producţie şi necesităţile de consum de energie electrică ale altor utilizatori RED existenţi şi viitori (maxim 10 ani);

d) nivelul de siguranţă care trebuie asigurat în funcţionarea SEN în ansamblu şi pe fiecare nod conform normelor în vigoare;

e) strategia dezvoltării infrastructurii sistemului de telecomunicaţii.

6.4.2 Alte categorii de date necesare planificării dezvoltării RED vor fi furnizate la cererea expresă a Operatorilor de Distribuţie de către toţi utilizatorii RED.

6.4.3 Datele menţionate la cap. 6.4.1. şi 6.4.2. sunt supuse prevederilor de la cap. 9.1.

6.4.4 Planificarea dezvoltării RED se face corelat cu cea a RET, cu balanţa echilibrată pentru funcţionarea interconectată sincronă a tuturor instalaţiilor la frecvenţa nominală de 50 Hz şi care se verifică de către OS la funcţionare interconectată sincronă cu alte sisteme electroenergetice.

6.5 Principii pentru planificarea dezvoltării RED

6.5.1 Planificarea dezvoltării RED se face având în vedere o funcţionare sigură, stabilă, cu respectarea standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice şi cu aplicarea următoarelor principii :

a) utilizarea capacităţii disponibile a RED, până la limita economică a acesteia;

Mai 200039/75


b) alegerea variantei de dezvoltare cu eficienţă economică maximă;c) îndeplinirea condiţiilor impuse prin standardul de performanţă

pentru serviciul de distribuţie;d) asigurarea funcţionării economice a reţelelor de distribuţie în

condiţiile variaţiei sarcinii;e) încadrarea în prevederile normelor de securitate a personalului, de

prevenire a incendiilor şi în legislaţia privind protecţia mediului.

6.5.2Planificarea dezvoltării RED are în vedere şi prevenirea /limitarea impactului mediului asupra RED, manifestat în principal prin:

a) poluarea chimică, urmarea acţiunii compuşilor/agenţilor chimici prezenţi în aer, apă, sol sau datoraţi activităţii umane;

b) agresivitatea mediului (umiditate, chiciură excesivă, gheaţă, salinitate, vânturi puternice, curenţi verticali - turbionari de aer etc.),

c) calamităţi naturale (cutremure, inundaţii, alunecări de teren);d) influenţe ale altor instalaţii învecinate şi ale regimurilor de funcţionare

nesincronă şi/sau nesimetrică a consumatorilor industriali;e) descărcări atmosferice;f) acţiuni cu efecte negative ale unor elemente antisociale/terţe

persoane asupra instalaţiilor electrice, concretizate prin furturi de materiale şi echipamente din instalaţii, respectiv intervenţii neautorizate în instalaţii.

6.5.3 Planificarea dezvoltării RED se face pe baza unui studiu de dezvoltare în perspectivă, pe o durată medie de 3 ani şi maximă de 10 ani a reţelei electrice respective, studiu fundamentat tehnico-economic. Soluţiile alese trebuie să permită dezvoltarea instalaţiilor şi după această perioadă, fără modificări esenţiale, cu integrarea elementelor principale ale reţelelor existente (soluţiile să fie autostructurante).

6.6 Criterii pentru verificarea dimensionării RED

6.6.1 Verificarea dimensionării RED se face conform normelor tehnice energetice în vigoare, ţinând seama de următoarele 4 criterii de proiectare şi anume:

a) criteriul economic;b) criteriul stabilităţii termice în regim de durată;c) criteriul stabilităţii termice şi dinamice în regim de scurtcircuit;d) criteriul căderii de tensiune admisibile.

6.6.2 Criteriul economic are în vedere, de regulă, minimizarea unui ansamblu de cheltuieli actualizate la un acelaşi an de referinţă, ansamblu care însumează efortul de investiţii, cheltuieli anuale datorate pierderilor de putere şi energie şi cheltuieli anuale ulterioare de exploatare, precum şi eventuale daune.

6.6.3 Pentru dimensionarea RED de 110 kV cu posibilităţi de funcţionare în schemă buclabilă, se utilizează şi criteriul (n-1). Pentru liniile care evacuează energie de la centrale electrice la acest nivel de tensiune,

Mai 200040/75


centralele se consideră cu maxim şi minim de putere în funcţiune. Pentru liniile radiale de 110 kV şi instalaţiile de MT, rezervarea se va stabili pe criterii economice.

6.6.4 Criteriul (n-1) în RED este satisfăcut dacă :a) parametrii de funcţionare a RED se încadrează în parametrii limită

ai tensiunii de funcţionare şi curentului de sarcină, astfel încât să nu se pericliteze securitatea funcţionării sau integritatea echipamentelor, respectiv să nu se reducă inacceptabil durata de viaţă a acestora;

b) nu au loc întreruperi în alimentarea utilizatorilor RED racordaţi la nodurile de 110 kV;

c) nu are loc declanşarea altor instalaţii prin dispozitivele de protecţie ale echipamentelor care nu sunt direct afectate de perturbaţie, implicând riscul extinderii acesteia;

d) nu are loc modificarea sau întreruperea transferului de putere rezultat din convenţii pe termen lung.

6.7 Alte prevederi

6.7.1 Planificarea investiţiilor în RED pe termen scurt şi mediu se va face prioritar, în funcţie de durata de recuperare actualizată .

6.7.2 Studiile de planificare a RED pe termen lung (10 ani) trebuie să prezinte soluţii de dezvoltare ierarhizată pe criterii economice.

7. CONDUCEREA PRIN DISPECER A RED

Mai 200041/75


7.1 Cadrul general

7.1.1 Conducerea prin dispecer a RED este o activitate specifică domeniului energiei electrice, efectuată prin unităţi specializate (trepte de dispecer), care au relaţii ierarhizate de autoritate asupra participanţilor la piaţa energiei electrice.

7.1.2 Scopul conducerii prin dispecer a RED este asigurarea funcţionării acestora în condiţii de siguranţă, calitate şi economicitate, prin exploatarea coordonată a instalaţiilor şi echipamentelor componente ale RED care necesită o conducere unitară.

7.1.3 Conducerea prin dispecer a SEN se realizează unitar şi este organizată ierarhizat, la nivel central, teritorial şi local.

7.1.4 Funcţiile principale ale conducerii prin dispecer a RED sunt:a) planificarea operaţională a funcţionării RED;b) conducerea operativă la nivel local a RED, în conformitate cu

Ordinul de împărţire a autorităţii de conducere operativă asupra instalaţiilor.

7.1.5 Treapta de conducere prin dispecer este organul operativ care, prin atribuţiile sale, realizează conducerea prin dispecer, asigurând autoritatea de conducere operativă şi comanda operativă asupra unor echipamente şi instalaţii din RED, în conformitate cu Ordinul de împărţire a autorităţii de conducere operativă asupra instalaţiilor.

7.1.6 Conducerea prin dispecer se bazează pe reglementări specifice de organizare şi funcţionare şi se aplică de către personalul treptelor de dispecer şi de către personalul de servire operativă din staţiile electrice, centralele electrice şi instalaţiile consumatorilor.

7.1.7 Respectarea reglementărilor specifice privind atribuirea autorităţii de conducere operativă şi a comenzii operative asupra echipamentelor şi instalaţiilor din RED este obligatorie pentru toţi participanţii la SEN.

7.1.8 Conducerea prin dispecer a RED este realizată prin:a) dispeceri energetici de distribuţie (DED);b) dispeceri energetici locali ai consumatorilor (DELC).Fiecare OD va avea propriul său DED. Pentru supravegherea şi

comanda reţelelor de medie şi joasă tensiune se va avea în vedere organizarea şi dotarea unor puncte de supraveghere şi comandă a acestor reţele (PSC).

Organizarea comenzii operative pentru RED va fi stabilită de OD respectiv ţinând seama de volumul şi specificul instalaţiilor, nivelul de dotare tehnică şi reglementările în vigoare.

Mai 200042/75


7.1.9 O treaptă de conducere prin dispecer cuprinde :a) un compartiment de comandă operativă, cu personal organizat în

ture, care conduce în timp real funcţionarea instalaţiilor, prin coordonarea regimurilor şi a manevrelor ;

b) un compartiment care asigură planificarea operaţională şi programarea operativă, precum şi urmărirea şi analiza funcţionării şi elaborează reglementările specifice.

7.1.10 Utilizatorii RED au obligaţia de a asigura în instalaţiile lor dotarea corespunzătoare cu echipamente şi personal care să asigure realizarea conducerii prin dispecer a RED.

7.1.11 OD are obligaţia să ia măsuri de corelare a regimului şi schemei de funcţionare în RED cu regimul şi schema de funcţionare în RET.

7.2 Activităţi desfăşurate de treptele de dispecer din cadrul OD

7.2.1 OD desfăşoară activităţile de planificare operaţională (subcapitolul 7.3), conducere operativă (subcapitolul 7.4) şi alte activităţi specifice, prin treptele sale de conducere prin dispecer, respectiv dispeceri energetici de distribuţie (DED), precum şi prin puncte de supraveghere şi comandă (PSC).

7.2.2 OD are obligaţia de a asigura nediscriminatoriu activităţile de dispecerizare pentru participanţii la piaţa de energie electrică.

7.2.3 OD desfăşoară următoarele activităţi:a) autorizează personalul de comandă operativă propriu în conformitate

cu reglementările în vigoare;b) culege, înregistrează, asigură evidenţa, prelucrarea şi arhivarea datelor

statistice privind funcţionarea RED în cadrul SEN, conform reglementărilor;

c) asigură evidenţa, prelucrarea şi arhivarea datelor privind evenimentele din RED în cadrul SEN, conform reglementarilor;

d) realizează schimb de informaţii cu OS şi utilizatorii RED şi cu alţi colaboratori în domeniul energetic;

e) colaborează cu utilizatorii RED la elaborarea studiilor şi analizelor de funcţionare;

f) planifică, dezvoltă, reabilitează şi modernizează, în conformitate cu Programul energetic naţional, cu prognozele de consum/dezvoltare, cu evoluţia tehnologică şi cu normele în vigoare, sistemele de dispecerizare proprii, în condiţii rezonabile de eficienţă economică şi energetică;

g) coordonează realizarea, mentenanţa şi dezvoltarea unui sistem DMS/SCADA la nivelul propriei RED, în concordanţă şi cu cerinţele OS,

Mai 200043/75


care să permită monitorizarea şi conducerea prin dispecer a RED şi în acest scop:

1) dezvoltă, modernizează şi întreţine sistemele DMS/SCADA şi de telecomunicaţii proprii;

2) solicită utilizatorilor RED realizarea sistemelor locale SCADA în concordanţă cu cerinţelor conducerii prin dispecer a RED la care aceştia sunt racordaţi;

h) coordonează dezvoltarea, modernizarea şi întreţinerea sistemelor de protecţii şi automatizări ale RED, cu respectarea cerinţelor OS, astfel încât să prevină avariile extinse de sistem şi să fie respectate normele de calitate a serviciului;

i) analizează şi avizează racordarea instalaţiilor şi echipamentelor noi la RED;

j) elaborează sau revizuieşte, când este cazul, norme şi reglementări tehnice specifice necesare pentru realizarea eficientă a activităţii de conducere operativă, cu consultarea şi altor factori interesaţi, conform reglementărilor în vigoare;

k) colaborează , la cererea Autorităţii competente, conform unui program stabilit de comun acord, la elaborarea sau revizuirea reglementărilor emise de aceasta;

l) formulează puncte de vedere şi avizează studiile, programele şi lucrările privind dezvoltarea şi modernizarea RED;

m) acordă consultanţă pe probleme de conducere prin dispecer la DELC;n) acordă consultanţă pe probleme de comandă, control, protecţii şi

automatizări la DELC.

7.3 Planificarea operaţională

7.3.1 Introducere

7.3.1.1 Activitatea de planificare operaţională, corelată cu ordinele de împărţire, cuprinde următoarele componente:

a) planificarea schemei normale de funcţionare;b) planificarea lucrărilor de mentenanţă şi exploatare ale instalaţiilor din RED;c) planificarea sistemelor de protecţii şi automatizări aferente RED;

d) planificarea tensiunilor aferente RED.

7.3.1.2 OD înregistrează, prelucrează şi arhivează datele necesare şi suficiente pentru analiza şi planificarea funcţionării RED.

7.3.1.3 OD analizează şi avizează programele de probe cu echipamentele racordate la RED sau care au influenţă asupra funcţionarii acesteia sau asupra siguranţei funcţionării SEN. Programele de probe ce afectează reţeaua buclată de 110 kV vor fi avizate de OS.

Mai 200044/75


7.3.1.4 OD analizează oportunitatea şi avizează retragerea definitivă din exploatare a instalaţiilor şi echipamentelor din RED sau racordate la aceasta. În cazul instalaţiilor ce afectează reţeaua buclată de 110 kV, retragerea definitivă din exploatare va fi aprobată de OS.

7.3.2 Planificarea schemei normale de funcţionare

7.3.2.1 OD propune spre aprobare la OS semestrial (vara, iarna) schema normală de funcţionare a RED de 110 kV buclabile şi/sau de racordare la RED a grupurilor dispecerizabile. Propunerile OD se aplică după aprobarea de către OS.

7.3.2.2 OD stabileşte schema normală de funcţionare a reţelelor de MT şi 110 kV radiale.

7.3.2.3 Schema normală de funcţionare a RED se analizează pe baza calculelor de verificare în ceea ce priveşte :

a) circulaţiile de puteri, cu respectarea criteriilor de siguranţă;b) nivelurile de tensiune;c) curenţii de scurtcircuit;d) modul de tratare a neutrului; e) siguranţa în funcţionare a sistemelor de protecţie şi automatizări.

7.3.3 Planificarea lucrărilor de mentenanţă şi exploatare ale instalaţiilor de distribuţie din SEN. 7.3.3.1 OD întocmeste şi transmite la OS pentru avizare planificarea anuală,

trimestrială şi lunară a lucrărilor de mentenanţă şi exploatare pentru echipamentele din RED de 110 kV buclabile care influenţează funcţionarea SEN.

7.3.3.2 OD avizează planurile anuale, trimestriale şi lunare de lucrări pentru reţelele radiale de 110 kV şi de medie tensiune.

7.3.3.3 OD va ţine seama de necesitatea efectuării lucrărilor, cât şi de asigurarea funcţionării normale a RED.

7.3.4 Planificarea sistemelor de protecţii şi automatizări

7.3.4.1 OD stabileşte şi coordonează reglajele, logica de funcţionare şi stările operative ale sistemelor de protecţie şi automatizări din RED precum şi ale sistemelor de protecţie ale utilizatorilor RED, altele decât cele coordonate de OT, şi care nu influenţează siguranţa în funcţionare a SEN.

7.3.4.2 OD dispune utilizatorilor reglarea protecţiilor şi automatizărilor la interfaţa cu RED.

Mai 200045/75


7.3.5 Planificarea tensiunilor

7.3.5.1 OD planifică semestrial benzile de tensiune de funcţionare ale reţelei de 110 kV şi de medie tensiune care asigură menţinerea nivelurilor de tensiune normale în toate nodurile reţelei şi reducerea pierderilor tehnice de energie în reţea.

7.3.5.2 OD urmăreşte benzile de tensiune menţionate mai sus.

7.4 Conducerea operativă a RED

7.4.1 Conducerea operativă a RED este realizată de către OD şi cuprinde următoarele componente:

a) programarea operativă (subcapitolul 7.5 din Cod);b) comanda operativă (subcapitolul 7.6 din Cod).

7.4.2 Conducerea operativă a RED implică realizarea următoarelor activităţi specifice:

a) supravegherea funcţionării RED;b) conducerea funcţionării RED;c) conducerea grupurilor care nu sunt în comanda operativă a OS;d) conducerea sistemelor de protecţii şi automatizări din RED.

7.4.3 Conducerea operativă exercitată asupra grupurilor menţionate la pct. 7.4.2.b. conectate la RED urmăreşte respectarea programării, conform graficelor convenite.

7.4.4 Conducerea operativă exercitată asupra RED se referă la modificarea schemei normale de funcţionare şi coordonarea cu OS a utilizării mijloacelor de reglaj al tensiunii din RED şi urmăreşte:

a) realizarea şi menţinerea unei stări normale de funcţionare a RED; b) utilizarea economică a resurselor sistemului.

7.4.5 Conducerea operativă exercitată asupra protecţiilor şi automatizărilor din RED are rolul de a corela, după caz, reglajul, logica de funcţionare şi starea operativă a protecţiilor şi automatizărilor cu regimul şi schema de funcţionare curente.

7.4.6 OD analizează funcţionarea RED din punct de vedere al îndeplinirii programului de funcţionare şi al respectării standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie şi stabileste măsurile necesare pentru încadrarea în acestea.

7.4.7 OD furnizează în timp util la OS informaţiile necesare şi suficiente conducerii operative, conform reglementărilor în vigoare.

Mai 200046/75


7.4.8 OD are dreptul să solicite oricărui utilizator orice informaţie tehnică necesară pentru asigurarea condiţiilor de siguranţă şi calitate ale funcţionării RED, iar acesta este obligat să furnizeze fără întârziere informaţia solicitată.

7.5 Programarea operativă a funcţionării RED

7.5.1 Programarea operativă a functionarii RED are următoarele componente:a) programarea schemei de funcţionare;b) programarea grupurilor prevăzute la pct.7.4.2.b, conform graficelor

stabilite;c) programarea tensiunilor;d) programarea sistemelor de protecţii şi automatizări.

7.5.2 Programarea operativă a funcţionării RED se realizează în conformitate cu prevederile din prezentul Cod şi a normelor tehnice specifice.

7.5.3 Activităţile specifice ale OD sunt coordonate cu activităţile utilizatorilor RED şi OS, în conformitate cu reglementările tehnice şi contractele în vigoare.

7.5.4 OD are obligaţia de a remedia neîntârziat, la solicitarea OS, acele indisponibilităţi ale instalaţiilor care pun în pericol siguranţă funcţionarii SEN sau a alimentării consumatorilor.

7.5.5 Prin OD, se urmăreşte frecvenţa RED conform normelor tehnice energetice specifice.

7.5.6 OS programează banda de tensiune în nodurile RED ţinând seama de benzile de tensiune în nodurile reţelei de transport şi de posibilităţile de reglaj al tensiunii în nodurile RED respective precum şi de influenţa acestora asupra regimului de funcţionare în zonă.

7.5.7 OD stabileste şi coordonează reglajele, logica de funcţionare şi starile operative ale sistemelor de protecţie şi automatizări conform pct. 7.3.4.1.

7.5.8 OD realizează în timpul cerut dispoziţiile OS cu privire la starea sistemelor de protecţii şi automatizări şi efectuează verificările periodice sau ca urmare a acţionărilor necorespunzătoare ale sistemelor de protecţie şi automatizări, astfel încât să garanteze siguranţa funcţionării acestora.

7.5.9 OD nu are dreptul să modifice regimul, reglajele şi logica de acţionare a sistemelor de protecţii şi automatizări decise de OS, fără aprobarea acestuia.

7.5.10 Criteriile de retragere din exploatare în regim normal sunt în funţie de :

a) condiţii de siguranţă în funcţionare;

Mai 200047/75


b) condiţii de protecţia muncii;

c) condiţii de reducere a pierderilor tehnice de energie.

7.5.11 Criteriile de retragere din exploatare în regim accidental sunt în funţie de :

a) condiţii de siguranţă în funcţionare şi de micşorare a duratei de remediere;

b) condiţii de protecţia muncii.

7.5.12 Programarea retragerilor din exploatare se efectuează conform reglementărilor în vigoare urmărindu-se:

a) programele de lucrări;

b) coordonarea retragerilor din exploatare între gestionarii de instalaţii, în scopul reducerii duratei întreruperilor şi a numărului de manevre.

7.6 Comanda operativă a RED

7.6.1 OD aplică programul de funcţionare rezultat în urma activităţii de programare operativă în condiţii de funcţionare normală a RED.

7.6.2 OD supraveghează funcţionarea RED prin colectarea şi prelucrarea informaţiilor necesare referitoare la:

a) parametrii caracteristici ai regimului de funcţionare:1) frecvenţa;2) tensiunea în nodurile RED;3) circulaţiile de putere activă şi reactivă prin elementele RED;4) puterea activă şi reactivă injectată în fiecare din punctele de

racordare RET. b) energiile schimbate în punctele de racordare cu RET şi cu alte RED; c) configuraţia RED; d) starea echipamentelor din circuitele primare şi secundare din RED; e) depăşirea limitelor admisibile ale unor parametri de funcţionare; f) evenimentele care au avut loc în RED sau care sunt de aşteptat.

7.6.3 Supravegherea RED se realizează de către OD printr-un sistem propriu informatic şi de telecomunicaţii, specific pentru colectarea, prelucrarea şi transmiterea în timp util a datelor şi comenzilor necesare conducerii OD.

7.6.4 OS are autoritatea să dea dispoziţii conform reglementărilor în vigoare Operatorilor de Distribuţie, iar aceştia la utilizatori, referitoare la regimul de funcţionare a echipamentelor şi instalaţiilor din SEN.

7.6.5 Dispoziţiile OS vor fi îndeplinite fără întârziere, cu excepţia cazurilor reglementate când sunt periclitate securitatea oamenilor sau integritatea echipamentelor.

Mai 200048/75


7.6.6 OD dispun şi coordonează manevrele în RED proprii în conformitate cu normele în vigoare.

7.6.7 Manevrele se execută de personalul de servire operativă în conformitate cu normele specifice tehnice şi de protecţia muncii în vigoare.

7.6.8 OD sunt obligaţi şi autorizaţi să ia măsurile tehnice necesare pentru a limita extinderea perturbaţiilor şi pentru revenirea la funcţionarea normală în cazul trecerii într-o stare de funcţionare perturbată ca urmare a dispoziţiilor OS.

7.6.9 Măsurile tehnice pentru limitarea extinderii perturbaţiilor şi pentru revenirea la starea normală de funcţionare au prioritate faţă de interesele individuale ale consumatorilor.

7.6.10OD au dreptul, în condiţii de funcţionare în stare perturbată, să limiteze consumul prin deconectări manuale, conform cu normativele în vigoare şi dispoziţiile OS, în scopul readucerii SEN în stare normală de funcţionare .

7.7 Disponibilitatea consumatorilor de a-şi reduce sarcina, manual sau automat

7.7.1 Deconectarea manuală a consumului poate fi necesară pentru a permite menţinerea funcţionării SEN în situaţii speciale caracterizate prin apariţia unor deficite temporare de energie sau putere.

7.7.2 Deconectarea manuală a consumului se face conform unor proceduri specifice:

a) normativul de deconectări manuale ale unor categorii de consumatori de energie electrică ;

b) instrucţiune privind aplicarea Normativului de deconectări manuale ale unor categorii de consumatori de energie electrică;

c) programul de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe în situaţii deosebite în SEN;

d) instrucţiuni privind aplicarea Programului de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe,în situaţii deosebite în SEN.

7.7.3 OD revizuiesc anual “Normativul de deconectări manuale ale unor categorii de consumatori de energie electrică” şi “Programul de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe în situaţii deosebite în SEN” şi le comunică la OS.

7.7.4 OD şi utilizatorii RED sunt obligaţi să respecte procedurile specifice de la pct. 7.7.2.

Mai 200049/75


8. TESTARE, CONTROL ŞI MONITORIZARE

8.1 Scop şi domeniu de aplicabilitate

8.1.1Scopul activităţii de testare, control şi monitorizare este de a stabili dacă:a) grupurile generatoare dispecerizabile funcţionează în concordanţă cu

parametrii tehnici înregistraţi, în conformitate cu Anexa nr. 2;b) grupurile generatoare dispecerizabile sunt disponibile conform

declaraţiilor;

Mai 200050/75


c) toţi utilizatorii RED respectă instrucţiunile Operatorului de Sistem respectiv Operatorilor de Distribuţie în cadrul conducerii operative a SEN;

d) furnizorii de servicii de sistem tehnologice sunt în măsură să presteze aceste servicii;

e) viitorii utilizatori RED respectă condiţiile de racordare la RED prevăzute în Avizul tehnic de racordare;

f) utilizatorii RED respectă prevederile privind efectuarea verificărilor, încercărilor şi probelor instalaţiilor energetice (grupuri generatoare şi elemente de reţea) în fazele de construcţie, punere în funcţiune, dare în exploatare şi după reparaţii.

8.1.2 Aceste prevederi se aplică, după caz, tuturor utilizatorilor RED.

8.2 Principii de testare, control şi monitorizare

8.2.1 Operaţiunile de testare, control şi monitorizare sunt executate de către Operatorii de Distribuţie, respectiv Operatorul de Sistem, după caz, în conformitate cu normele tehnice energetice în vigoare, în condiţiile prezentului Cod şi în corelare cu prevederile Codului Tehnic al RET.

8.2.2 În situaţia în care :a) pentru un grup generator dispecerizabil nu se respectă parametrii de

funcţionare înregistraţi, saub) un utilizator RED nu respectă instrucţiunile Operatorului de Sistem,

respectiv ale Operatorilor de Distribuţie, sauc) un utilizator RED nu furnizează serviciile de sistem tehnologice solicitate

de Operatorul de Sistem, respectiv de Operatorii de Distribuţie, Operatorii de Distribuţie, respectiv Operatorul de Sistem au dreptul şi obligaţia să ceară informaţiile relevante de la utilizatorul RED în cauză. Acesta este obligat să furnizeze cât mai curând posibil, informaţiile cerute şi un plan concret de remediere a situaţiei create.

8.2.3 Operatorul de Sistem, respectiv Operatorii de Distribuţie şi utilizatorul RED în cauză vor stabili de comun acord măsurile care trebuie luate în vederea remedierii situaţiei şi termenele în care aceste măsuri trebuie să atingă efectele scontate.

8.2.4 Dacă în termen de 10 zile de la apariţia uneia dintre situaţiile menţionate la paragraful 8.2.2. nu se ajunge la un acord de remediere a acesteia, atât Operatorul de Sistem / Operatorul de Distribuţie cât şi utilizatorul RED în cauză pot solicita efectuarea unui test în conformitate cu prevederile din prezentul Cod.

8.3. Testarea capacităţii de răspuns la solicitările Operatorului de Sistem / Operatorilor de Distribuţie, precum şi de furnizare a serviciilor de sistem tehnologice (în corelare cu prevederile Codului Tehnic al RET)

Mai 200051/75


8.3.1 Testarea capacităţii de generare/absorbţie a puterii reactive

8.3.1.1 Testarea capacităţii de generare/absorbţie a puterii reactive se execută obligatoriu la punerea în funcţiune a unui grup generator.

8.3.1.2 Operatorul de Sistem / Operatorul de Distribuţie poate oricând (dar nu mai mult de două ori pe an pentru fiecare grup generator) să solicite unui producător, pentru un grup generator efectuarea unui test pentru a se face dovada că grupul generator respectiv are capacitatea de generare/absorbţie a puterii reactive conform parametrilor săi de înregistrare. Solicitarea se va face cu cel puţin 48 ore înainte de efectuarea testului.

8.3.1.3 Testarea amintită în paragraful 8.3.1.1 poate fi făcută de către Operatorul de Sistem / Operatorul de Distribuţie doar în perioadele în care producătorul a declarat disponibilă capacitatea grupului generator de generare/absorbţie a puterii reactive.

8.3.1.4 Dacă grupul generator nu trece în mod favorabil testul, producătorul respectiv trebuie să redacteze către Operatorul de Sistem, respectiv Operatorul de Distribuţie, în termen de trei zile lucrătoare, un raport detaliat în care să specifice motivele pentru care grupul generator nu corespunde declaraţiilor de disponibilitate.

8.3.1.5 Soluţionarea eventualelor dispute se va face în concordanţă cu termenii contractului şi cu reglementările în vigoare.

8.3.2 Testarea capacităţii de reglaj primar şi secundar

8.3.2.1 Testarea capacităţii de reglaj primar şi secundar se execută obligatoriu la punerea în funcţiune a unui grup generator dispecerizabil.

8.3.2.2 Această testare va fi realizată în mod periodic corelat cu activităţile de control şi supraveghere a funcţionării grupurilor generatoare dispecerizabile. Operatorul de Sistem va notifica producătorului intenţia de a realiza testul cu cel puţin 48 de ore înainte de efectuarea acestuia.

8.3.2.3 Criteriile de absolvire a testului sunt stabilite prin reglementări specifice.

8.3.2.4 Dacă grupul generator nu trece în mod favorabil testul, producătorul respectiv trebuie să redacteze către Operatorul de Sistem , în termen de trei zile lucrătoare, un raport detaliat în care să specifice motivele pentru care grupul generator nu corespunde declaraţiilor de disponibilitate.

Mai 200052/75



8.3.3 Testarea capacităţii de pornire rapidă

8.3.3.1 Testarea capacităţii de pornire rapidă se execută obligatoriu la punerea în funcţiune a unui grup generator dispecerizabil.

8.3.3.2 Operatorul de Sistem poate oricând (dar nu mai mult de două ori pe an pentru fiecare grup generator) să solicite unui producător, pentru un grup generator dispecerizabil efectuarea unui test pentru a se face dovada că grupul generator respectiv are capacitatea de pornire rapidă conform parametrilor săi declaraţi la înregistrare. Solicitarea se va face cu cel puţin 48 ore înainte de efectuarea testului.

8.3.3.3 Solicitarea de testare amintită în paragraful 8.3.3.1 poate fi făcută de către Operatorul de Sistem doar în perioadele în care grupul generator dispecerizabil a fost declarat disponibil.

8.3.3.4 Dacă grupul generator nu trece în mod favorabil testul, producătorul respectiv trebuie să redacteze către Operatorul de Sistem , în termen de trei zile lucrătoare, un raport detaliat în care să specifice motivele pentru care grupul generator nu corespunde declaraţiilor de disponibilitate.


8.3.4 Testarea capacităţii de participare la restaurarea funcţionării SEN

8.3.4.1 Operatorul de Sistem poate să solicite unui producător, pentru un grup generator dispecerizabil participant la Planul de restaurare a SEN după o avarie majoră, efectuarea unui test (nu mai mult de o dată pe an pentru fiecare grup generator) pentru a se face dovada că grupul generator respectiv are capacitatea de pornire conform cerinţelor Planului de restaurare a SEN.

8.3.4.2 Testarea se poate face în una din următoarele situaţii :a) pornirea grupului generator izolat de orice sursă externă de alimentare cu

energie electrică din sistem;b) izolarea grupului generator pe servicii proprii.

8.3.4.3 Solicitarea de testare amintită în paragraful 8.3.4.1 trebuie făcută de către Operatorul de Sistem cu cel puţin 7 zile înainte de momentul realizării testului.

Mai 200053/75


8.3.4.4 Dacă grupul generator nu trece în mod favorabil testul, producătorul respectiv trebuie să redacteze către Operatorul de Sistem, în termen de cinci zile lucrătoare, un raport detaliat în care să specifice motivele pentru care grupul generator nu corespunde declaraţiilor de disponibilitate.


8.3.5 Testarea disponibilităţii altor servicii de sistem tehnologice.

8.3.5.1 Disponibilitatea celorlalte servicii de sistem tehnologice nu va fi testată dar va fi urmărită şi monitorizată în cursul procesului descris la paragraful 8.2.

8.4. Testarea disponibilităţii declarate

8.4.1 La solicitarea Operatorului Comercial, Operatorul de Sistem, respectiv Operatorul de Distribuţie programează un grup generator să efectueze un test de disponibilitate în conformitate cu prevederile prezentului Cod şi Codului Tehnic al RET. În acest scop grupul generator va fi programat chiar şi în afara ordinii de merit.

8.4.2 Operatorul Comercial va determina modul în care grupul generator respectiv a absolvit testul, în concordanţă cu reglementările în vigoare ale pieţei de electricitate.

8.5. Testarea parametrilor de funcţionare înregistraţi

8.5.1 Operatorul de Sistem poate oricând (dar nu mai mult de două ori pe an pentru fiecare grup generator) să solicite efectuarea unui test asupra unui grup generator dispecerizabil pentru a se face dovada că grupul generator respectiv are într-adevăr caracteristicile tehnice declarate la înregistrarea sa la Operatorul Comercial sau la Operatorul de Sistem dacă este calificat ca furnizor de servicii de sistem tehnologice. Solicitarea se va face cu cel puţin 48 ore înainte de efectuarea testului.

8.5.2 Solicitarea de testare amintită în paragraful 8.5.1 poate fi făcută de către Operatorul de Sistem doar în perioadele în care grupul generator dispecerizabil a fost declarat disponibil.

8.5.3 Criteriile de absolvirea testului vor fi definite în proceduri specifice.

8.5.4 Dacă grupul generator nu trece în mod favorabil testul, producătorul respectiv trebuie să redacteze către Operatorul de Sistem, în termen de trei zile lucrătoare, un raport detaliat în care să specifice motivele pentru care grupul generator nu corespunde declaraţiilor de disponibilitate.

Mai 200054/75


8.5.5 Soluţionarea eventualelor dispute se va face în concordanţă cu termenii contractului şi cu reglementările în vigoare.

9. SCHIMBURI DE INFORMAŢII

9.1 Schimburi de informaţii între titularii de licenţe pentru distribuţie şi între aceştia şi ceilalţi titulari de licenţe din sectorul energiei electrice

9.1.1 Schimbul de informaţii între titularii de licenţe de distribuţie şi cele dintre aceştia şi ceilalţi titulari de licenţe din sectorul energiei electrice se vor desfăşura în conformitate cu Regulamentul privind achiziţia şi circulaţia datelor între entităţile din sectorul energiei electrice şi cu respectarea celorlalte norme în vigoare.

9.1.2 Titularii de licenţe de distribuţie se vor asigura că informaţiile confidenţiale obţinute de ei în cursul desfăşurării activităţilor ce fac obiectul licenţei nu pot fi transmise unor persoane neautorizate să primească astfel de informaţii, fapta constituind contravenţie conform OUG/63/28.12.98 art. 79, alin. (1), litera p). Fac excepţie cazurile când:

a) se dispune de consimţământul scris al persoanei ale cărei interese pot fi afectate de diseminarea informaţiei;

b) informaţia este deja publică;c) titularul licenţei este obligat sau are permisiunea de a divulga

informaţia în scopul respectării condiţiilor licenţei, al unui ordin al Autorităţii Competente sau a unei legi în vigoare;

d) informaţia trebuie transmisă în cursul îndeplinirii normale a activităţilor autorizate prin licenţă.

9.2 Schimburi de informaţii între Operatorii de Distribuţie şi utilizatorii RED

9.2.1 Operatorii de Distribuţie vor institui sisteme prin care să poată primi sau oferi informaţii privind orice problemă sau incident care afectează sau poate afecta siguranţa, disponibilitatea şi/sau alţi indicatori de performanţă ai serviciului de distribuţie. Schimburile de informaţii se realizează în conformitate cu licenţele emise şi cu respectarea celorlalte norme în vigoare.

9.2.2 Operatorii de Distribuţie vor transmite şi titularilor licenţelor pentru furnizarea energiei electrice care acţionează în zona definită prin licenţa pentru distribuţie, valorile indicatorilor de performanţă prevăzuţi în Standardele de performanţă, stabilite pe baza schimburilor reciproce de informaţii.

Mai 200055/75


9.3 Informarea Autorităţii Competente

9.3.1 Titularii de licenţe pentru distribuţie a energiei electrice vor furniza Autorităţii Competente datele şi informaţiile care îi sunt necesare în exercitarea atribuţiilor sale, în conformitate cu cerinţele precizate în licenţă şi în reglementările în vigoare.

9.3.2 Titularii de licenţe pentru distribuţie vor întocmi şi supune anual Autorităţii Competente un Raport anual cu privire la activităţile desfaşurate în anul precedent. În funcţie de natura activităţii acesta va cuprinde:

a) un rezumat şi o analiză a:i) activităţilor desfăşurate pe baza licenţei deţinute;ii) respectării Standardului de performanţă a serviciului de

distribuţie şi a măsurilor luate pentru îmbunătăţirea calităţii acestuia;

iii) problemelor deosebite existente în RED;iv) reclamaţiilor şi sesizărilor ce i-au fost adresate şi nu au fost

soluţionate la nivelul său;v) modificărilor intervenite în instalaţiile proprii şi în activele

societăţii;vi) modificărilor survenite în structura pe specialităţi a

personalului;b) statistici legate de activitatea titularului licenţei pentru distribuţie;c) o strategie privind evoluţia instalaţiilor proprii pe termen mediu şi

pe anul curent, cu detalii privind intenţiile de instalare a noi capacităţi, de transferare parţială, totală, a unor instalaţii, sau de încetare a activităţii.

9.3.3 De la caz la caz, Autoritatea Competentă poate cere rapoarte periodice asupra activităţii titularilor de licenţe pentru distribuţie. Informaţiile de la paragraful 9.3.1., sunt considerate publice şi, la cererea Autorităţii Competente, titularii licenţelor sunt obligaţi să le publice.

9.3.4 Modul de raportare precum şi conţinutul detaliat al rapoartelor vor face obiectul unei proceduri de raportare propusă de titularul licenţei şi aprobată de Autoritatea Competentă.

9.3.5 Autoritatea Competentă poate cere, examina şi copia orice informaţii, înregistrări şi documente ale titularilor de licenţe pentru distribuţie, pe care le consideră legate în vreun fel de activităţile sau afacerile acestuia în sectorul energiei electrice. Informaţiile solicitate pot conţine secrete de stat, de serviciu sau de afaceri.Autoritatea Competentă va utiliza aceste informaţii numai în scopul pentru care au fost furnizate şi nu va dezvălui nici unei alte persoane neautorizate conţinutul acestora.

9.4 Furnizări de informaţii

Mai 200056/75


9.4.1 Utilizatorii RED sunt obligaţi să furnizeze la cerere Operatorilor de Distribuţie toate informaţiile tehnice relevante necesare acestora pentru analiza incidentelor din RED, în conformitate cu licenţele pentru distribuţia energiei electrice şi cu acordul Autorităţii Competente.

9.4.2 Operatorii de Distribuţie trebuie să furnizeze utilizatorilor RED, la cererea acestora şi în condiţiile stabilite prin licenţele pentru distribuţia energiei electrice, acele informaţii privind instalaţiile lor care:

a) sunt necesare utilizatorilor pentru a identifica şi a evalua corect posibilităţile pe care le au de a se racorda şi utiliza partea/părţile de reţea precizate în cererile adresate Operatorilor de Distribuţie;

b) reflectă influenţele funcţionării RED asupra instalaţiilor electroenergetice ale utilizatorilor.

9.4.3 Operatorii de Distribuţie furnizează în timp util Operatorului de Sistem toate informaţiile necesare privind orice problemă sau eveniment care afectează siguranţa SEN sau regimul de funcţionare al RET .

9.4.4 Operatorii de Distribuţie furnizează la cererea Operatorului de Sistem toate informaţiile relevante necesare acestuia pentru analiza avariilor din SEN.

Mai 200057/75


10. PROTECŢIA MEDIULUI 10.1 Introducere

10.1.1În vederea reducerii/limitării/eliminării impactului reciproc între instalaţiile electrice de distribuţie şi mediu, este obligatorie respectarea atât a normelor tehnice energetice şi standardelor tehnice cât şi a actelor normative şi standardelor aplicabile în domeniul protecţiei mediului [ANEXA NR. 1].

10.1.2Tipurile definite de impact al reţelelor electrice de distribuţie asupra mediului sunt următoarele:

a) impactul ecologic, concretizat prin efecte asupra solului, subsolului, aerului, apelor subterane şi de suprafaţă, vegetaţiei, florei şi faunei, aşezărilor umane ;

b) impactul electromagnetic, concretizat prin perturbaţii ale emisiilor radio şi de televiziune, posibile influenţe ale câmpurilor electrice şi magnetice asupra sănătăţii oamenilor şi animalelor, probleme de compatibilitate electromagnetică (câmpuri electrostatice şi curenţi induşi), efecte ale supratensiunilor de trăsnet şi de comutaţie etc.;

c) impactul sonor, concretizat prin nivel crescut al zgomotului datorat vibraţiilor echipamentelor, zgomot produs de mijloacele auto sau alte utilaje din dotare şi folosite în activităţile suport;

d) impactul vizual/estetic, concretizat prin modul de încadrare în mediul ambiant/peisaj a liniilor electrice aeriene de distribuţie, a staţiilor electrice şi a posturilor de transformare, a sistemului de iluminat public;

e) impactul psihic, concretizat prin sentimente de teamă provocate populaţiei sau turiştilor prin simpla prezenţă a instalaţiilor sau în urma unor incidente cu efecte nedorite, psihoze în rândul personalului operativ/de intervenţie în caz de accidente etc.

Mai 200058/75


10.2 Reglementări privind impactul instalaţiilor electrice de distribuţie asupra mediului

10.2.1 Pentru toate modificările de amplasament datorate devierilor de trasee, resistematizărilor şi reparaţiilor, precum şi definitivarea amplasamentelor în cazul investiţiilor noi este obligatorie obţinerea acordului şi/sau autorizaţiei de mediu, după caz, conform prevederilor legislaţiei în vigoare.

10.2.2 Elaborarea documentaţiilor aferente obţinerii acordurilor şi/sau autorizaţiilor de mediu, a studiilor de impact, a bilanţurilor de mediu nivel 0, 1 şi 2, a evaluărilor de risc se face de către persoane juridice care îndeplinesc cerinţele legislaţiei în vigoare.

10.2.3 Coexistenţa reţelelor de distribuţie cu aşezările umane, alte utilităţi, alte instalaţii electrice, drumuri, căi ferate, râuri şi lacuri, construcţii etc. trebuie să fie concepută şi executată în conformitate cu cerinţele şi prin încadrarea în valorile limită ale diverselor mărimi fizice ori factori poluanţi, impuse de normele tehnice energetice şi actele normative în vigoare, precum şi cu prevederile acordurilor internaţionale la care România a aderat.

10.2.4 Amplasarea reţelelor electrice de distribuţie, a surselor proprii de producere de energie electrică (MHC, CHEMP, surse neconvenţionale), precum şi toate activităţile de mentenanţă, retehnologizare, modernizare, reabilitare, dezvoltare, extindere, ocupare definitivă şi/sau temporară a unor suprafeţe de teren, acţiunile de defrişare pentru culoare de lucru, de protecţie şi de siguranţă etc. trebuie să fie concepute, executate sau dezvoltate în conformitate cu prevederile normelor tehnice energetice, actelor normative în vigoare şi cu cerinţele acordurilor intenaţionale la care România a aderat.

10.2.5 Tensiunile de atingere şi de pas trebuie menţinute, obligatoriu, în limitele admisibile specificate în actele normative în vigoare; astfel sunt prevenite şi evitate accidentele ce pot apare în imediata apropiere a echipamentelor instalaţiilor electrice de distribuţie.

10.2.6 Pentru iluminatul public, vor fi respectate prevederile legislaţiei şi normelor tehnice energetice în vigoare.

10.2.7 Este interzisă deversarea substanţelor toxice şi a deşeurilor industriale şi neindustriale, periculoase (bifenili policloruraţi PCB, ulei electrolizant, acid sulfuric etc.) în reţelele de canalizare publică, sol, ape, puţuri absorbante etc., fiind obligatorie respectarea legislaţiei de protecţia mediului.

Mai 200059/75


10.2.8 Este interzisă arderea substanţelor prevăzute la paragraful 10.2.7 în alte condiţii decât cele specificate de legislaţia în vigoare, condiţie impusă şi pentru alte substanţe şi materiale (ex. cauciucuri uzate, emailuri etc.).

10.2.9 Pentru prevenirea producerii avariilor/exploziilor în caz de incendiu sau cataclisme naturale, instalaţiile de baterii de acumulatoare cu acid sulfuric şi/sau de baterii de condensatoare trebuie obligatoriu amplasate în încăperi prevăzute cu cămine de neutralizare, pardoseală şi plinte placate cu gresie antiacidă, sisteme de aerisire şi iluminat naturale şi artificiale, precum şi dotate cu echipamente corespunzătoare şi conforme NPSI.

10.2.10Importanţa acţiunilor de limitare/eliminare a impactului reciproc între instalaţiile electrice de distribuţie impune realizarea de acţiuni de monitorizare a factorilor poluanţi, a efectelor acestora de uzură prematură a instalaţiilor, cu stabilirea nivelului de risc.

10.2.11Bugetul de venituri şi cheltuieli al Operatorului de Distribuţie trebuie să includă o poziţie distinctă pentru cheltuielile de protecţia mediului.

11. DISPOZIŢII FINALE

11.1 Bazele legale

11.1.1Operatorii de Distribuţie, în calitate de titulari ai licenţelor pentru distribuţie, vor urmări aplicarea prevederilor Codului şi se vor asigura că acesta este respectat de către toţi utilizatorii RED. În caz de nerespectare, Operatorii de Distribuţie vor aplica măsuri în conformitate cu reglementările în vigoare.

11.1.2Operatorii de Distribuţie vor asigura revizuirea tuturor normelor tehnice referitoare la funcţionarea RED şi vor propune norme noi, pe baza programelor de revizuire şi completare a reglementărilor tehnice, elaborate de Autoritatea Competentă.

11.2 Situaţii neprevăzute în Cod

11.2.1Orice măsura luată de Operatorii de Distribuţie pentru situaţii neprevăzute în Cod, care îi va afecta pe ceilalţi utilizatori ai RED va fi luată de aşa manieră încât să afecteze cât mai puţin funcţionarea acestora, urmând ca ulterior să fie obţinute acordurile celor implicaţi.

Mai 200060/75


ANEXA NR.1. Norme tehnice energetice în vigoare

Nr.crt.

Indicativ Titlu Revizuiri /

republicări

1 PE 003Nomenclator de verificări, încercări şi probe privind montajul, punerea în funcţiune şi darea în exploatare a instalaţiilor energetice.

1984

2 PE 005 - 2

Regulament pentru analiza şi evidenţa evenimentelor accidentele din instalaţiile de producere, transport şi distribuţie ale energiei electrice şi căldurii.

1999

3 PE 009Norme de prevenire, stingere şi dotare împotriva incendiilor pentru producerea, transportul şi distribuţia energiei electrice şi termice.

1993

4 PE 011Normativ privind calculele comparative tehnico - economice la instalaţiile de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice şi termice.

1982

5 PE 013 Normativ privind metodele şi elementele de 1994

Mai 200061/75


calcul al siguranţei în funcţionare a instalaţiilor electrice.

6 PE 016 Normativ tehnic de reparaţii la echipamentele şi instalaţiile energetice.

1996

7 PE 017 Regulament privind documentaţia tehnică în exploatare.

1997

8 PE 022-3 Prescripţii generale de proiectare a reţelelor electrice.

1993

9 PE 023 Regulament privind îndatoririle personalului de deser-vire operativă în tură, din centrale şi reţele electrice.

1982

10 PE 024Regulament privind instruirile pentru formarea, întreţinerea şi perfecţionarea profesională a personalului din RENEL.

1996

11 PE 029 Normativ de proiectare a sistemelor informatice pentru conducerea prin dispecer a instalaţiilor energetice din SEN

1997

12 PE 101 Normativ pentru construcţia instalaţiilor electrice de conexiuni şi transformare cu tensiuni peste 1 kV.

1993

13 PE 101 AInstrucţiuni privind stabilirea distanţelor normate de amplasare a instalaţiilor electrice cu tensiunea peste 1 kV în raport cu alte construcţii.

1993

14 PE 102Normativ pentru proiectarea şi executarea instalaţiilor de conexiuni şi distribuţie cu tensiuni până la 1000 V c.a. în unităţile energetice.

1993

15 PE 103Instrucţiuni pentru dimensionarea şi verificarea instalaţiilor electroenergetice la solicitări mecanice şi termice în condiţiile curenţilor de scurtcircuit.

1992

16 PE 104 Normativ pentru construcţia liniilor aeriene de energie electrică cu tensiuni peste 1000 V.

1993

Nr.crt.


republicări

17 PE 106 Normativ pentru construcţia liniilor electrice aeriene de joasă tensiune.

1995

18 PE 107 Normativ pentru proiectarea şi execuţia reţelelor de cabluri electrice.

1995

19 PE 109 Normativ privind alegerea izolaţiei, coordonarea izolaţiei şi protecţia instalaţiilor electroenergetice împotriva supratensiunilor.

1992

20 PE 111 - Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de 1992

Mai 200062/75


1 conexiuni şi transformare. Întreruptoare de înaltă tensiune.

21 PE 111 - 2

Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Transformatoare de tensiune.

1992

22 PE 111 - 4

Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Conductoare neizolate rigide.

1993

23 PE 111 - 5

Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Separatoare de înaltă tensiune.

1992

24 PE 111 - 6

Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Conductoare neizolate flexibile.

1975

25 PE 111 - 7

Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Reprezentarea şi marcarea instalaţiilor electrice.

1985

26 PE 111 - 8

Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Servicii proprii de curent alternativ.

1988

27 PE 111 - 9

Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Elemente de construcţii din staţiile exterioare.

1986

28 PE 111-10

Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Staţii electrice de distribuţie de 6 - 20 kV.

1978

29 PE 111-11

Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Baterii de condensatoare şunt.

1994

30 PE 111-12

Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Bobine de reactanţă.

1978

31 PE 112 Normativ pentru proiectarea instalaţiilor de curent continuu din centrale şi staţii electrice.

1993

32 PE 114 Regulament de exploatare tehnică a surselor de curent continuu.

1993

33 PE 115 Regulament de exploatare tehnică a instalaţiilor auxiliare din staţii.

1993

34 PE 116 Normativ de încercări şi măsurători la echipamente şi instalaţii electrice.

1994

35 PE 116 - 2

Instrucţiuni de încercări şi măsurători la instalaţiile de automatizare a părţii electrice din centrale şi staţii.

1992

36 PE 117 Regulament pentru conducerea prin dispecer în Sistemul Energetic Naţional.

1992

37 PE 118 Regulament general de manevre în instalaţiile 1995

Mai 200063/75


electrice.Nr.crt.


republicări

38 PE 122Instrucţiuni privind reglementarea coexistenţei liniilor electrice aeriene cu tensiuni peste 1 kV cu sistemele de îmbunătăţiri funciare.

1982

39 PE 123Normativ privind sistematizarea, amplasarea, construirea şi repararea liniilor electrice care trec prin păduri şi prin terenuri agricole.

1978

40 PE 124 Normativ pentru stabilirea soluţiilor de alimentare cu energie electrică a consumatorilor industriali şi similari.

1995

41 PE 125 Instrucţiuni privind coordonarea coexistenţei instalaţiilor electrice de 1 - 750 kV cu liniile de telecomunicaţii.

1989

42 PE 126 Regulament de exploatare tehnică a echipamentelor electrice din distribuţia primară.

1982

43 PE 127 Regulament de exploatare tehnică a liniilor electrice aeriene.

1983

44 PE 128 Regulament de exploatare tehnică a liniilor electrice în cablu.

1990

45 PE 132 Normativ pentru proiectarea reţelelor electrice de distribuţie publică.

1995

46 PE 134 Normativ privind metodologia de calcul al curenţilor de scurtcircuit în reţelele electrice cu tensiunea peste 1 kV.

1995

47 PE 134 - 2

Normativ privind metodologia de calcul al curenţilor de scurtcircuit în reţelele electrice cu tensiunea sub 1 kV.

1996

48 PE 135Instrucţiuni privind determinarea secţiunii economice a conductoarelor în instalaţiile electrice de distribuţie de 1 - 110 kV.

1991

49 PE 139 Instrucţiuni privind determinarea CPT în reţelele electrice.

1997

50 PE 141 Regulament pentru executarea lucrărilor sub tensiune la liniile electrice aeriene de 110-400 kV.

1979

51 PE 142 Normativ privind combaterea efectului de flicker în reţelele de distribuţie.

1993

52 PE 143 Normativ privind limitarea regimului nesimetric şi deformant în reţelele electrice.

1994

53 PE 148 Instrucţiuni privind condiţiile generale de proiectare an-tiseismică a instalaţiilor

1994

Mai 200064/75


tehnologice din staţiile electrice.54 PE 152 Metodologie de proiectare a fundaţiilor LEA

peste 1000 V.1990

55 PE 155 Normativ privind proiectarea şi executarea branşamentelor electrice pentru clădiri civile.

1992

56 PE 306 Normativ cadru pentru proiectarea microhidrocentrale-lor şi a centralelor hidroelectrice de mică putere.

1990

57 PE 307 Regulament de exploatare tehnică a microhidrocentrale-lor şi a centralelor electrice de mică putere.

1990

Nr.Crt.


republicări

58 PE 501 Normativ privind proiectarea protecţiilor prin relee şi automatizărilor electrice ale centralelor şi staţiilor.

1985

59 PE 503 Normativ de proiectare a instalaţiilor de automatizare a părţii electrice a centralelor şi staţiilor.

1995

60 PE 504 Normativ pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare ale staţiilor electrice.

1996

61 PE 505 Regulament de exploatare tehnică a camerelor de comandă şi de supraveghere a instalaţiilor electrice.

1995

62 PE 506 Regulament de exploatare tehnică a instalaţiilor de circuite secundare.

1983

63 PE 602 Regulament de exploatare tehnică a instalaţiilor de telecomunicaţii.

1980

64 PE 709 Regulament de exploatare a construcţiilor şi amenajărilor de pe teritoriul obiectivelor energetice.

1994

65 PE 721Normativ departamental pentru stabilirea încărcărilor de calcul de rezistenţă la construcţii energetice. Termocentrale şi staţii de transformare.

1980

66 PE 741Norme tehnice pentru întocmirea instrucţiunilor şi proiectelor de urmărire a comportării construcţiilor de reţele electrice.

1989

67 PE 864 Condiţii tehnice pentru grupuri hidroenergetice de mică putere.

1992

68 SCE-01Instrucţiune privind atestarea furnizorilor de bunuri şi / sau servicii, precum şi omologarea produselor pentru S.C. ELECTRICA S.A. şi sucursalele din componenţa sa.

1998

Mai 200065/75


69 OU-I-217Instrucţiune privind stabilirea taxei pentru puterea aprobată consumatorilor, realizarea lucrărilor de alimentare cu energie electrică şi punerea în funcţiune a acestora (GTDEE-MARK).

1996

70 Ord. MMPS855

Norme specifice de securitate a muncii în transportul şi distribuţia energiei electrice.

1997

71 STAS 831 “Utilizarea în comun a stâlpilor pentru linii de energie electrică, de tracţiune şi de telecomunicaţii”.

1988

72 STAS 83 “Influenţe ale instalaţiilor electrice de înaltă tensiune asupra liniilor de telecomunicaţii”.

1979

73 SR EN 12604/1-

5

“Instalaţii de legare la pământ”.

74 O.U.G. 95

“Reglementări privind regimul silvic”. 1998

75SR EN

ISO familia 14000

“Sisteme de management de mediu”.

76 SR CEI 38 + A1

“Tensiuni standardizate”. 1997

Nr.crt.


republicări

77 SR EN 50160

“Caracteristici ale tensiunii furnizate de reţelele publice de distribuţie”.

78 SR 13433 “Iluminatul public”. 1999

79Ord.

MAPPM nr. 125

“Ordin pentru aprobarea Procedurii de reglementare a activităţilor economice şi sociale cu impact asupra mediului înconjurător”.

1996

80Ord.

MAPPM nr. 184

“Ordin privind aprobarea Procedurii de realizare a bilanţurilor de mediu”. 1997

81 ITU (CCITT)

Blue book - vol. 8 - “ Reţele de transmisiuni date”

82Decret nr. 237

“Sistematizarea, amplasarea, construirea şi repararea liniilor electrice care trec prin păduri şi terenuri agricole”.

1978

83SR EN

61000 - 3 - 2 + A12

“Compatibilitate electromagnetică (CEM). Partea3. Limite. Secţiunea 2: Limite pentru emisiile de curent armonic”.

1997

Mai 200066/75


84 CEI - 870 “Echipamente şi sisteme de teleconducere”85 CEI –

1085“Consideraţii generale asupra serviciilor de telecomunicaţii pentru Companiile de Electricitate”.

86 H. G.R. nr. 526

Aprobarea Regulamentului General de Urbanism;

1996

87 Legea nr. 137

Legea protecţiei mediului. 2000

88Ord.

MAPPM nr. 278

Regulamentul de atestare pentru elaborarea studiilor de impact asupra mediului şi a bilanţurilor de mediu.

1996

89 Legea nr. 98

Lege privind stabilirea şi sancţionarea contravenţiilor la normele legale de igienă şi sănătate publică.

1994

90Ord.

MAPPM nr. 938

Ordin privind aprobarea Metodologiei pentru calculul preţului terenului, al climei, al contravalorii pierderii de creştere şi al celorlalte cheltuieli determinate de ocuparea definitivă sau temporară a unor terenuri din fondul forestier.

1998

91H.G.R. nr. 730

Hotărâre pentru aprobarea Normativului privind stabilirea limitelor de încărcare cu poluanţi a apelor uzate evacuate în resursele de apă “NTPA - 0012

1997

92Ord.

MAPPM nr. 756

Ordin pentru aprobarea Reglementării privind evaluarea poluării mediului. 1997

Nr.crt.


republicări

93

Ord. 645/ I.O. –5.029 /M.N. -

7.190/S.D. MAPPM, MLPAT,

MS

Ordin pentru aprobarea Normativului privind condiţiile de evacuare a apelor uzate în reţelele de canalizare ale localităţilor. 1997

94 Legea nr. 66

Lege privind stabilirea şi sancţionarea contravenţiilor silvice.

2000

95Ord.

MAPPM Ordin pentru aprobarea Nomenclatorului de lucrări şi servicii care se prestează de către 2000

Mai 200067/75


nr. 340 autorităţile pentru protecţia mediului în regim de tarifare şi cuantumul tarifelor aferente.

96H.G.R. nr. 173

Hotărâre pentru reglementarea regimului special privind gestiunea şi controlul bifenililor policloruraţi şi ale altor compuşi similari.

2000

97 SR ISO 8402

Managementul calităţii şi asigurarea calităţii. Vocabular.

1995

98 SR EN ISO 9000

- 1

Standarde pentru managementul calităţii şi asigurarea calităţii. Partea 1: Ghid pentru selecţie şi utilizare.

1996

99SR ISO 9000-2

Standarde pentru managementul calităţii şi asigurarea calităţii. Partea 2: Ghid pentru aplicarea ISO 9001, ISO 9002 şi ISO 9003.

1995

100SR ISO 9000-3

Standarde pentru conducerea calităţii şi asigurarea calităţii. Partea 3: Ghid pentru aplicarea ISO 9001 la dezvoltarea, livrarea şi mentenanţa software-ului.

1994

101 SR EN ISO 9001

Sistemele calităţii. Model pentru asigurarea calităţii în proiectare, dezvoltare, producţie, montaj şi service.

1996

102 SR EN ISO 9002

Sistemele calităţii. Model pentru asigurarea calităţii în producţie, montaj şi service.

1996

103 SR EN ISO 9003

Sistemele calităţii. Model pentru asigurarea calităţii în inspecţii şi încercări finale.

1996

104 STAS ISO 9004

Conducerea calităţii şi elemente ale sistemului calităţii. Ghid.

1992

105 SR ISO 9004-2

Conducerea calităţii şi elemente ale sistemului calităţii. Partea 2: Ghid pentru servicii.

1994

106 SR ISO 9004-3

Conducerea calităţii şi elemente ale sistemului calităţii. Partea 3: Ghid pentru materiale procesate.

1995

107 Familia SR ISO 10011

Ghiduri pentru auditarea sistemelor calităţii.

108 SR ISO 10013

Ghid pentru elaborarea manualelor calităţii. 1997

Nr.crt.


republicări

109 Familia SR EN 45000

Criterii generale pentru funcţionarea şi evaluarea laboratoarelor de încercări şi pentru organismele lor de certificare.

Mai 200068/75


ANEXA NR. 2: Detalii tehnice care se anexează cererii de racordare la RED şi date referitoare la instalaţiile producătorilor şi consumatorilor racordaţi la RED (corelat cu prevederile Codului Tehnic al RET)

Mai 200069/75


În funcţie de etapa la care se face referire la racordarea la RED aceste date sunt:

i) date standard de planificare;ii) date detaliate pentru planificare;iii) date înregistrate.

Datele standard de planificare (S) reprezintă totalitatea datelor tehnice care caracterizează producătorii / consumatorii racordaţi la RED.

Datele detaliate pentru planificare (D) sunt date tehnice care permit analize speciale de stabilitate statică şi tranzitorie şi dimensionarea instalaţiilor de automatizare şi reglajul protecţiilor şi alte date necesare în programarea operativă.

Datele înregistrate (R) reprezintă date validate care vor fi incluse în condiţiile de racordare, agreate de producător / consumator / Operator de Transport, Operator de Sistem, Operator de Distribuţie, după caz.

Mai 200070/75


Tabelul 1: Date pentru grupurile generatoare

Descrierea datelor Unităţi de măsură

Categoria datelor

Centrala electrică:Punctul de racordare la reţea Text, schemă S,DTensiunea nominală la punctul de racordare KV S.DPuterea totală netă a centralei electrice MW S,D,RÎn punctul de racordare:Valoarea curentului maxim de scurtcircuit:- Simetric KA S,D- Nesimetric KA S,DValoarea curentului minim de scurtcircuit:- Simetric KA S,D- Nesimetric KA DGrupuri generatoare:Puterea nominală aparentă MVA S,D,RFactor de putere nominal (cos φn) S,D,RPutere netă MW S,D,RPuterea activă nominală produsă la borne MW S,DPuterea activă maximă produsă la borne MW S,DTensiunea nominală KV S,D,RFrecvenţa maximă/minimă de funcţionare la parametrii nominali

Hz D,R

Consumul serviciilor proprii la puterea produsă maximă la borne

MW S,D,R

Puterea reactivă maximă la borne Mvar S,D,RPutere reactivă minimă la borne Mvar S,D,RPutere activă minimă produsă MW S,D,RConstanta de inerţie a turbogeneratorului(H) MWs/MVA D,RRaportul de scurtcircuit D,RCurent statoric nominal A D,RReactanţe saturate şi nesaturate ale grupurilor generatoare:Reactanţa nominală [tensiune nominala 2/ putere aparentă nominală ]

S,D,R

Reactanţa sincronă longitudinală % din reactanţa nominală

% S,D,R

Reactanţa tranzitorie longitudinală % din reactanţa nominală

% D,R

Reactanţa supratranzitorie longitudinală % din reactanţa nominală

% S,D,R

Reactanţa sincronă transversală % din reactanţa nominală

% D,R

Mai 200071/75



Categoria datelor

Reactanţa tranzitorie transversală % din reactanţa nominală

% D,R

Reactanţa supratranzitorie transversală % din reactanţa nominală

% S,D,R

Reactanţa de scăpări statorică % din reactanţa nominală

% D,R

Reactanţa de secvenţă zero % din reactanţa nominală

% D,R

Reactanţa de secvenţă negativă % din reactanţa nominală

% D,R

Reactanţa Poitier % din reactanţa nominală % D,RConstante de timp ale grupurilor generatoare:Tranzitorie a înfaşurării de excitaţie cu statorul închis (Td

’) s D,R

Supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul închis (Td

”) s D,R

Tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis (Td0

’)s D, R

Supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis (Td0

”) s D,R

Tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis, pe axa q (Tq0

’) s D,R

Supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis, pe axa q (Tq0

”)s D,R

Diagrame pentru grupurile generatoare:Diagrama de capabilitate Date grafice D,RCurba eficienţei în funcţionare Date grafice D,RUnităţi de transformare:Număr de înfăşurări Text S.DPuterea nominală pe fiecare înfăşurare MVA S,D,RRaportul nominal de transformare kV/kV S,D,RTensiuni de scurtcircuit pe perechi de înfăşurări

% din Unom S.D.R

Pierderi în gol kW S,D,RPierderi în sarcină kW S,D,RCurentul de magnetizare % S,D,RGrupa de conexiuni Text S,DDomeniu de reglaj kV-kV S,DSchema de reglaj (longitudinal sau longotransversal)

Text, diagrama D,R

Mărimea treptei de reglaj şi număr prize % DReglaj sub sarcină DA/NU DTratarea neutrului Text, diagrama S,D

Mai 200072/75


Curba de saturaţie Diagrama R


Categoria datelor

Capabilitatea grupului generator din punct de vedere al puterii reactive:Putere reactivă în regim inductiv la putere maximă generată

Mvar generat S,D,R

Putere reactivă în regim inductiv la putere minimă generată

Mvar generat D,R

Putere reactivă în regim inductiv pe timp scurt la valorile nominale pentru putere,tensiune şi frecvenţă

Mvar D,R

Putere reactivă în regim capacitiv la putere maximă / minimă generată

Mvar absorbit S,D,R

Sistemul de excitaţie al generatorului:Tipul sistemului de excitaţie Text D,RTensiunea rotorică nominală (de excitaţie) V D,RTensiunea rotorică maximă (plafonul de excitaţie)

V D,R

Durata maximă admisibilă a menţinerii plafonului de excitaţie

s D,R

Schema de reglaj al excitaţiei V/V D.RViteza maximă de creştere a tensiunii de excitaţie

V/s D,R

Viteza maximă de reducere a tensiunii de excitaţie

V/s D,R

Dinamica caracteristicilor de supraexcitaţie Text D,RDinamica caracteristicilor de subexcitaţie Text D,RLimitatorul de excitaţie Schema bloc D,RRegulatorul de viteză:Funcţia de transfer echivalentă, eventual standardizată a regulatorului de viteză, valori şi unităţi de măsură

Text D,R

Timpul de închidere / deschidere al ventilului de reglaj al turbinei

s D,R

Răspunsul susţinut la variaţia de frecvenţă MW/Hz D,RRaspunsul nesusţinut la variaţia de frecvenţă MW/Hz D,RStatism maxim % S,D,RStatism normal % D,RStatism minim % D,RZona maximă de insensibilitate la frecvenţă Hz D,RZona normală de sensibilitate la frecvenţă Hz D,RZona minimă de insensibilitate la frecvenţă Hz D,RZona de insensibilitate MW D,R

Mai 200073/75


Capabilitatea de aruncare a sarcinii MW D,RDetalii asupra regulatorului de viteză prezentat în schema bloc referitor la funcţiile de transfer a elementelor individuale şi unităţile de măsură

Schema D,R

Schema bloc şi parametrii pentru regulatorul automat de viteză generator-turbină, (eventual cazan), la grupurile termoelectrice şi nuclear.

Text D.R


Categoria datelor

Regulatorul de tensiune (RAT):Tipul regulatorului Text DFuncţia de transfer echivalentă, eventual standardizată a regulatorului de tensiune, valori şi unităţi de măsură

Text D,R

Date asupra protecţiilor:Posibilitatea funcţionării în regim asincron fără excitaţie (pierderea excitaţiei) – puterea activă maximă şi durata

Text D

Excitaţie minimă Text, diagrama DExcitaţie maximă Text, diagrama DDiferenţiala Text DProtecţia contra funcţionării în regim asincron cu excitaţia conectată

Text D

Stabilirea următoarelor reglaje:Limitatorul de excitaţie maximă Text, diagrama DLimitatorul de excitaţie minimă Text, diagrama DLimitatorul de curent statoric Text, diagrama D

Mai 200074/75


Tabelul 2: Date pentru consumatori şi instalaţii în punctul de racordare1

Descriere Unităţi de măsură

Categoria datelor

Tensiuni:Tensiune nominală KV S, DTensiune maximă/minimă KV DCoordonarea izolaţiei:Tensiune de ţinere la impuls de trăsnet kV max DTensiune de ţinere la frecvenţa industrială a reţelei (50 Hz)

KVef D

Tensiune de ţinere la impuls de comutaţie kV max DCurenţi:Curentul maxim KA S, DCurent maxim de încărcare pe termen scurt kA pentru timpi

de ordinul secundelor

D

Condiţii ambientale pentru care se aplică aceşti curenţi

Text S, D

Legare la pământ:Modul de legare la pământ Text DPerformanţele izolaţiei în condiţii de poluare – nivelul de poluare

IEC 815 D

Sistem de comandă şi achiziţie de date:Comandă la distanţă şi date transmise Text DTransformatoare de măsurare de curent A/A DTransformatoare de măsurare de tensiune KV/V DCaracteristicile sistemului de măsurare Text RTransformatoare de măsurare – detalii privind certificatele de testare

Text R

Configuraţia reţelei:Schema de funcţionare a circuitelor electrice a instalaţiilor existente şi propuse inclusiv dispunerea barelor, tratarea neutrului, echipamente de comutaţie şi tensiunile de

Diagrama monofilara

S, D, R

Mai 200075/75


funcţionareImpedanţele reţelei:Impedanţele de secvenţă pozitivă, negativă şi zero

Ω S, D, R

Curenţi de scurtcircuit:Curentul maxim de scurtcircuit kA S, D, RCapabilitatea de transfer:Consumator sau grupe de consumatori alimentaţi din puncte de racordare alternative

Text D, R

Consum alimentat normal din punctul de racordare X

MW D, R


Categoria datelor

Consum alimentat normal din punctul de racordare Y

MW D, R

Comutaţii de transfer în condiţii planificate sau în condiţii de incident

Text D

Transformatoarele în punctul de racordare:Curba de saturaţie Diagrama RDate asupra unităţilor de transformatoare Diagrama S, D, R

1) Datele pentru instalaţiile consumatorului sunt în conformitate cu norma tehnică energetică din ANEXA nr. 1, poziţia 39.

Tabelul 3: Date asupra protecţiilor în punctul de racordare


Categoria datelor

Numărul protecţiilor pe fiecare tip Text DReglajul protecţiilor ms D, RTimpii de anclaşare / declanşare întreruptor (inclusiv stingerea arcului electric)

ms D, R

Tipul instalaţiilor de automatizare şi reglajele (RAR, AAR)

Text, ms D, R

Tabelul 4: Date asupra instalaţiilor de compensare a puterii reactive

Descriere Unităţi de

măsurăCategoria

datelorLocalizarea bobinelor de compensare Text S, D, RPuterea reactivă nominală a bobinelor de compensare

Mvar S, D, R

Mai 200076/75


Tensiunea nominală a bobinelor de compensare

kV S, D, R

Localizarea bateriilor de condensatoare Text S, D, RPuterea nominală a bateriilor de condensatoare

Mvar S, D, R

Tensiunea nominală a bateriilor de condensatoare

kV S, D, R

Localizarea compensatoarelor Text S, D, RPuterea nominala a compensatoarelor (inductiv / capacitiv)

±Mvar S, D, R

Tensiunea nominală a compensatoarelor kV S, D, RModul de utilizare a instalaţiei de reglaj a puterii reactive :

- reglaj automat (descriere, criterii);- reglaj manual (trepte).

Text S, D, R

Chestionar 1: Date pentru mici consumatori

2. Date de identificare a consumatorului şi a consultantului de specialitate.

1.1. Denumirea unităţii consumatoare cu specificarea modului legal de organizare (SRL, SC, etc.), adresa, numele reprezentantului, telefon, fax.

1.2. Idem pentru consultant (electrician autorizat).

2. Date generale asupra obiectivului (locului de consum) pentru care se solicită avizul de racordare.

2.1. Denumirea obiectivului (locului de consum).2.2. Localizarea obiectivului, adresa. Se anexează plan de încadrare în zonă a obiectivului.2.3. Specificul activităţii (producţie, comerţ, servicii, etc.) şi modul de lucru

(număr schimburi, zile lucrătoare saptămânal).2.4. Data prevazută pentru punerea în funcţiune a obiectivului.2.5.*) Felul în care obiectivul este alimentat în prezent ( schemă, caracteristici, căi de

alimentare şi modul în care se face măsura energiei electrice). Se anexează copie după avizul de racordare (acord energetic) obţinut anterior, iar pe planul de încadrare în zonă de la punctul 2.2. se trasează instalaţiile de alimentare existente de la reţeaua din zonă la punctul de primire şi masură al consumatorului.

3. Date energetice.3.1. Tipul de racord solicitat (monofazat sau trifazat).3.2. Lista receptoarelor ce se instalează cu precizarea puterii şi tensiunii

nominale. Unde este cazul se va indica şi regimul generat de receptor (cu şocuri, deformant, cu sarcini dezechilibrate, etc.).

Mai 200077/75


3.3. Puterea celui mai mare motor, regimul şi modul de pornire.3.4. Puterea totală instalată (kW) – în primii cinci ani.3.5. Puterea maximă simultan absorbită (kW/kVA) – în primii cinci ani.3.6. Timpul maxim de întrerupere acceptat în procesul tehnologic este cel

necesar remedierii defecţiunilor din instalaţiile furnizorului.3.7. Factorul de putere mediu la care va funcţiona consumatorul.3.8. În cazul existenţei unor subconsumatori, situaţia energetică se va prezenta

pe total şi defalcat pentru consumator şi pentru fiecare din subconsumatori.

4. Alte informaţii privind consumatorul, activitatea acestuia, elementele energetice ale instalaţiilor şi receptoarelor, condiţii de funcţionare, etc. care se consideră necesare pentru definirea şi caracterizarea punctului de consum şi care să permită o analiză completă din punct de vedere energetic.

*) Punctul 2.5. se completează numai pentru obiectivele existente pentru care se solicită spor de putere sau separare de consum.Chestionar 2: Date pentru mari consumatori

1. Date de identificare a consumatorului şi a consultantului de specialitate.

1.1. Denumirea unităţii consumatoare, adresa, numele reperezentantului, telefon, telex, fax.

1.2. Idem pentru consultant.

2. Date generale asupra obiectivului (locului de consum) pentru care se solicită avizul de racordare.

2.1. Denumirea obiectivului (locului de consum) .2.2. Localizarea obiectivului. Adresa. Se anexează plan de încadrare în zonă a

obiectivului.2.3. Specificul activităţii (producţie, servicii, etc.) şi modul de lucru (număr

schimburi, zile lucrătoare).2.4. Data de punere în funcţiune a obiectivului.2.5. *) Felul în care obiectivul este alimentat în prezent (schema, caracteristici,

căi de alimentare şi modul de măsură a energiei electrice). Se anexează în copie avizul de racordare (acordul energetic) obţinut anterior şi planul de situaţie al instalaţiilor de alimentare, al punctelor de primire şi măsură existente.

3. Date energetice

Mai 200078/75


3.1. Durata maximă de restabilire a alimentării cu energie electrică acceptată de consumator.

3.2. Numărul de căi de alimentare a noului consum solicitate de consumatori.3.3. Precizări privind sursele de alimentare proprii ale consumatorului (tip,

putere, timp de pornire, durata maximă de funcţionare etc.)3.4. Factorul de putere mediu la care va funcţiona consumatorul.3.5. Detalii privind receptoarele, caracteristicile acestora, regim de funcţionare,

puteri instalate şi absorbite etc. – conform tabelului următor:

Nr. crt.

Date energetice ale consumatorului U.M.

Situaţia existentă

1)

Puterea

cerută pe ani

2)

Situaţia finală Obs

.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1. Puterea totală instalată MW 2. Puterea maximă

simultan absorbităMW

3. Puterea absorbită în orele de vârf de sarcină

MW

4. Puterea absorbită pe schimburi ( % din Pmax )

Schimb 1Schimb 2Schimb 3

%%%

5. Puterea receptoarelor cu regim de şocuri 3)

Pinst

Pabs

MWMW

6. Puterea receptoarelor cu regim deformant 4)

Pinst

Pabs

MWMW

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 7. Puterea receptoarelor

cu regim nesimetricPinst

Pabs

MWMW

8. Puterea absorbită şi instalată la tensiunile de utilizare a energiei electrice ( Pa / Pi )

U1…..kV

U2…..kV

U3…..kV

MW MW MW MW MW MW

9. CET propriu Pi

Wanuală

MWMWh

1) Date din contractul de furnizare existent.

Mai 200079/75


2) Se evidenţiază şi puterile obţinute anterior, cu precizarea avizelor de racordare respective.

Se vor indica separat:

pentru punctul 3) - instalaţia cu regim de şocuri - caracteristicile fenomenului: - durata şocului în secunde

- frecvenţa în şocuri pe minut - amplitudinea maximă a şocului

pentru punctul 4) - instalaţia cu regim nesimetric sau deformant - caracteristicile fenomenului.

3.6. Curbe de sarcină tip pentru consumul existent şi final, în cazul consumatorilor cu putere maximă simultan absorbită în situaţia finală de peste 1 MW.

3.7. În cazul existenţei unor subconsumatori, situaţia energetică se va prezenta pe total şi defalcat pentru consumator şi pentru fiecare dintre subconsumatori.

4. Alte informaţii privind consumatorul, activitatea acestuia, elemente energetice ale instalaţiilor şi receptoarelor, condiţii de funcţionare etc. care se consideră necesare pentru definirea şi caracterizarea locului de consum şi care să permită o analiză completă din punct de vedere energetic.

*) Punctul 2.5 se completează numai pentru obiectivele existente pentru care se solicită spor de putere sau separare de consum.

Mai 200080/75

Documents

Codul Tehnic Al Reţelelor Electrice de Distribuţie