NORMA TEHNICĂ din 28 august...
NORMA TEHNICĂ din 28 august...
privind cerinţele tehnice de racordare...
EMITENT
AUTORITATEA NAŢIONALĂ DE REGLEMENTARE ÎN...
Anexă Norma tehnică privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public
pentru sistemele de înaltă tensiune în curent continuu şi pentru centralele electrice formate din module generatoare care se racordează la reţelele electrice de interes public prin intermediul sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu
CAPITOLUL I
Dispoziţii generale
Secţiunea 1. Scop şi domeniu de aplicare
Art. 1. Prezenta normă tehnică stabileşte cerinţele tehnice pentru racordarea la reţelele electrice de interes public a sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a centralelor electrice formate din module generatoare care se racordează la reţelele electrice de interes public prin intermediul sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu.
Art. 2. (1) Cerinţele de racordare stabilite în prezenta normă tehnică se aplică:
a) sistemelor de înaltă tensiune...
b) sistemelor de înaltă tensiune...
c) sistemelor de înaltă tensiune...
d) sistemelor de înaltă tensiune...
e) centralelor electrice formate din...
(2) Operatorul de transport şi...
public prin sisteme de înaltă...
(3) Prezenta normă tehnică nu...
Secţiunea a 2-a. Definiţii şi abrevieri
Art. 3. (1) Termenii utilizaţi în prezenta normă tehnică au semnificaţia prevăzută în următoarele acte normative:
a) Regulamentul (UE) 2016/1447 al...
b) Legea energiei electrice şi...
c) Codul tehnic al reţelei...
d) Regulamentul privind racordarea utilizatorilor...
e) Norma tehnică privind cerinţele...
(2) Alţi termeni decât cei...
gestionar
o persoană fizică sau juridică...
capacitate maximă (Pmax)
puterea activă maximă pe care...
continuu, fără a lua în...
prevăzută în ATR/CfR sau convenită...
sistem flexibil de transport în...
un sistem bazat pe electronică...
tensiune de alimentare contractuală
în mod normal este tensiunea...
(3) În cuprinsul prezentei norme...
ANRE
Autoritatea Naţională de Reglementare în...
ATR
Aviz tehnic de racordare
CfR
Certificat de racordare
DMS-SCADA
Sistemul SCADA al operatorului de...
Management System - Supervisory Control...
EMS-SCADA
Sistemul SCADA al operatorului de...
System - Supervisory Control and...
ENTSO-E
Organizaţia Europeană a Operatorilor de...
Electricity)
FACTS
Sistem flexibil de transport în...
Current Transmission System)
LVRT
Capabilitatea de trecere peste un...
MGCCC
Modul/Module generator/generatoare sau o centrală...
înaltă tensiune în curent continuu
c.c.
Curent continuu
c.a.
Curent alternativ
OD
Operator de distribuţie; poate fi...
sau un alt operator care...
ORR
Operator de reţea relevant; operatorul...
operatorul de transport şi de...
OTS
Operatorul de transport şi de...
PIF
Punere în funcţiune
RAR
Reanclanşare Automată Rapidă
RET
Reţea electrică de transport
RED
Reţea electrică de distribuţie
RFA
Reglaj de frecvenţă activ -...
RFA-CR
Reglaj de frecvenţă activ -...
RFA-SC
Reglaj de frecvenţă activ -...
ROCOF
Rate of Change of Frequency...
Sistem HVDC
Sistem de înaltă tensiune în...
SCADA
Sistem informatic de monitorizare, comandă...
aferent unui proces tehnologic sau...
STATCOM
Compensator static sincron (Static Synchronous...
SVC
Compensator static de putere reactivă...
SEN
Sistemul electroenergetic naţional
u.r.
unitate relativă
Pmax
Capacitatea maximă
Un
Tensiunea nominală a reţelei
Norma tehnică aprobată prin Ordinul...
Norma Tehnică privind cerinţele tehnice...
Energiei nr. 208/2018
Regulament
Regulamentul (UE) 2016/1447 al Comisiei...
generatoare din centrală conectate în...
CAPITOLUL II
CERINŢE GENERALE PENTRU RACORDAREA SISTEMELOR HVDC
Secţiunea 1. Cerinţe pentru reglajul puterii active şi menţinerea frecvenţei
Art. 4. (1) Un sistem HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a rămâne conectat la reţea şi să se menţină în funcţiune în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1 pentru intervalul puterii de scurtcircuit definit conform prevederilor art. 38 alin. (4):
Tabelul 1: Duratele minime în...
Domeniu de frecvenţă
Durata de funcţionare
47,0 Hz - 47,5 Hz
60 de secunde
47,5 Hz - 49,0 Hz
Minimum 90 minute
49,0Hz - 51,0 Hz
Nelimitată
51,0 - 51,5 Hz
Minimum 90 minute
51,5 Hz - 52,0 Hz
Minimum 15 minute
(2) OTS şi gestionarul sistemului...
(3) Fără a se aduce...
(4) Nu se admite nicio...
Art. 5. În ceea ce priveşte capabilitatea de rezistenţă la viteza de variaţie a frecvenţei, un sistem HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a rămâne conectat la reţea şi în stare de funcţionare dacă frecvenţa reţelei variază cu o viteză de 2 Hz/s pentru o fereastră de timp de 500 ms, de 1,5 Hz/s pentru o fereastră de timp de 1000 ms şi de 1,25 Hz/s pentru o fereastră de timp de 2000 ms, în funcţie de puterea de scurtcircuit a sistemului în punctul de racordare.
Art. 6. (1) În ceea ce priveşte capabilitatea de a regla puterea activă transportată, un sistem HVDC trebuie să permită ajustarea puterii active transportate până la capacitatea sa maximă de transport în fiecare direcţie, conform dispoziţiilor primite de la OTS. Astfel, OTS:
a) specifică în ATR valoarea...
b) specifică în ATR capacitatea...
c) specifică în ATR perioada...
(2) Modul în care un...
(3) Sistemul HVDC trebuie să...
(4) În cazul sistemelor HVDC...
Art. 7. Un sistem HVDC trebuie să permită ajustarea valorii rampei de variaţie a puterii active, în limita capabilităţilor sale tehnice, în conformitate cu dispoziţiile transmise de OTS. În caz de modificare a puterii active în conformitate cu art. 6 alin. (2) şi (3), nu se ajustează valoarea rampei.
Art. 8. La emiterea ATR, OTS specifică, în colaborare cu OTS din ţările învecinate, dacă funcţiile de reglaj ale sistemului HVDC trebuie să fie capabile să ia măsuri de remediere, inclusiv oprirea rampei şi blocarea RFA, RFA-CR şi RFA-SC şi reglajul frecvenţei, astfel cum au rezultat din studiile dinamice care au stat la baza emiterii ATR. Criteriile de declanşare şi de blocare trebuie să respecte cerinţele impuse în condiţii de urgenţă şi restaurare a SEN.
Art. 9. (1) Un sistem HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a furniza inerţie artificială ca răspuns la variaţiile de frecvenţă. Aceasta este activată pentru o frecvenţă sub 49 Hz, respectiv peste 51 Hz, prin ajustarea rapidă a puterii active introduse sau extrase din reţeaua c.a., într-un timp mai mic sau egal cu 500 ms, pentru a limita viteza de variaţie a frecvenţei. Cerinţa are la bază studiile efectuate de OTS sau ENTSO-E, care stabilesc valoarea minimă a inerţiei sistemului propriu.
(2) Principiul sistemului de reglaj...
Art. 10. (1) În ceea ce priveşte cerinţele aplicabile răspunsului la abaterile de frecvenţă, atunci când operează în modul de răspuns automat la abaterile de frecvenţă (RFA), sistemul HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a răspunde la abaterile de frecvenţă din fiecare reţea de c.a. conectată prin ajustarea transportului puterii active, conform fig. 1 şi în conformitate cu parametrii specificaţi de către fiecare OTS, în limitele indicate în tabelul 2.
(2) Ajustarea răspunsului la frecvenţă...
Fig. 1: Capabilitatea de răspuns...
puterea activă (mod import). LP...
Tabelul 2: Parametrii pentru răspunsul...
Parametrii
Intervale
Bandă moartă pentru răspunsul la...
0 mHz
Statism s1 (reglaj crescător)
3-12 %
Statism s2 (reglaj descrescător)
3-12 %
Marjă de insensibilitate pentru răspunsul...
10 mHz
(3) În urma unei dispoziţii...
(4) Ca urmare a schimbării...
a) atât de rapid cât...
b) pe linia plină sau...
(i) sistemul HVDC trebuie să...
(ii) dacă intervalul iniţial de...
Fig. 2: Capabilitatea de răspuns...
Tabelul 3: Parametrii pentru activarea...
Parametrii
Timp
Întârzierea iniţială maximă admisibilă t1
500 ms
Valoarea maximă admisibilă a timpului...
30 secunde
(5) Pentru sistemele HVDC care...
(6) Reglajul puterii active nu...
Art. 11. În ceea ce priveşte răspunsul la abaterile de frecvenţă - creşterea frecvenţei (RFA- CR), în plus faţă de prevederile art. 4 se aplică următoarele cerinţe:
a) sistemul HVDC trebuie să...
b) sistemul HVDC trebuie să...
c) sistemul HVDC trebuie să...
d) sistemul HVDC trebuie să...
Fig. 3: Capabilitatea de răspuns...
Art. 12. În ceea ce priveşte răspunsul la abaterile de frecvenţă - scăderea frecvenţei (RFA-SC),
în plus faţă de cerinţele...
a) sistemul HVDC trebuie să...
b) în modul RFA-SC, sistemul...
c) răspunsul la abaterile de...
d) sistemul HVDC trebuie să...
Fig. 4: Capabilitatea de răspuns...
Art. 13. (1) Un sistem HVDC trebuie să fie prevăzut cu un mod de reglaj automat de frecvenţă descentralizat pentru a modifica puterea activă a staţiei de conversie HVDC în funcţie de frecvenţa din punctul de racordare al sistemului HVDC în scopul de a menţine stabilitatea frecvenţei sistemelor.
(2) Principiul de funcţionare este...
Art. 14. (1) Un sistem HVDC trebuie configurat astfel încât pierderea de putere activă injectată într- o zonă sincronă să fie limitată la o valoare specificată de OTS pentru zona lui de reglaj frecvenţă- putere, pe baza impactului sistemului HVDC asupra sistemului electroenergetic.
(2) Valoarea prevăzută la alin....
(3) În cazul în care...
Secţiunea a 2-a Cerinţe pentru reglajul puterii reactive şi menţinerea tensiunii
Art. 15. (1) Fără a se aduce atingere prevederilor art. 26-31, o staţie de conversie HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a rămâne conectată la reţea, funcţionând la valoarea maximă a curentului din sistemul HVDC, în limitele tensiunii de reţea din punctul de racordare, exprimate prin tensiunea în punctul de racordare în unităţi relative, unde 1 u.r. se referă la tensiunea contractuală şi în perioadele de timp prevăzute în tabelele 4 şi 5. Stabilirea tensiunii contractuale de 1 u.r. se face în comun de către operatorii de sistem relevanţi adiacenţi.
Tabelul 4: Duratele minime în...
Domeniu de tensiune
Durata de funcţionare
0,85 u.r. - 1,118 u.r.
Nelimitată
1,118 u.r. - 1,15 u.r.
20 de minute
Tabelul 5: Duratele minime în...
Domeniu de tensiune
Durata de funcţionare
0,85 u.r. - 1,05 u.r.
Nelimitată
1,05 u.r. - 1,0875 u.r.
2:60 de minute
1,0875 u.r. - 1,10 u.r.
60 de minute
(2) Gestionarul sistemului HVDC şi...
(3) Fără a se aduce...
(4) Pentru punctele de racordare...
Art. 16. (1) În ceea ce priveşte contribuţia la scurtcircuit în timpul defectelor, un sistem HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a furniza componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare în cazul defectelor simetrice (trifazate), în următoarele condiţii:
a) sistemul HVDC trebuie să...
(i) asigurarea furnizării componentei de...
= k * �U; sau
(ii) măsurarea variaţiilor de tensiune...
b) ORR, în colaborare cu...
(i) modul şi momentul de...
(ii) caracteristicile componentei de regim...
(iii) sincronizarea şi acurateţea componentei...
(2) ORR, în coordonare cu...
Art. 17. (1) ORR, în...
(2) Puterea reactivă suplimentară trebuie...
(3) Diagrama U-Q/Pmax prevăzută la...
a) diagrama U-Q/Pmax nu depăşeşte...
b) dimensiunile conturului diagramei U-Q/Pmax...
c) poziţionarea diagramei U-Q/Pmax se...
Fig. 5: reprezintă limitele tipice...
dimensiunea şi forma înfăşurătoarei sunt...
Tabelul 6: Parametrii pentru înfăşurătoarea...
Intervalul maxim al Q/Pmax
Intervalul maxim al nivelului de...
0,95
0,225
(4) Gestionarul sistemului HVDC trebuie...
(5) Atunci când funcţionează la...
max), staţia de conversie HVDC...
Art. 18. (1) Gestionarul sistemului HVDC se asigură că puterea reactivă a staţiei de conversie HVDC schimbată cu reţeaua în punctul de racordare este limitată la valorile specificate de ORR în cooperare cu OTS în funcţie de cerinţele locaţiei, de regulă la o valoare de 0 MVAr pentru un schimb de putere activă nul cu sistemul.
(2) Variaţia puterii reactive cauzată...
Art. 19. (1) În ceea ce priveşte modurile de reglaj al puterii reactive, o staţie de conversie HVDC trebuie să aibă capabilitatea de funcţionare într-unul sau mai multe dintre modurile de reglaj al puterii reactive, prevăzute mai jos, după cum specifică ORR în cooperare cu OTS:
a) modul de reglaj al...
b) modul de reglaj al...
c) modul de reglaj al...
(2) O staţie de conversie...
Art. 20. Fiecare staţie de conversie HVDC trebuie să fie capabilă să contribuie la reglajul tensiunii în punctul de racordare prin utilizarea capacităţilor sale, respectând în acelaşi timp dispoziţiile art. 17 şi 18, în conformitate cu următoarele caracteristici ale reglajului:
a) o tensiune de referinţă...
b) reglajul tensiunii se realizează...
c) în urma unei modificări...
(i) să atingă 90 %...
(ii) să se limiteze la...
d) modul de reglaj al...
Art. 21. În ceea ce priveşte modul de reglaj al puterii reactive, ORR indică o variaţie de putere reactivă în MVAr/minut (de regulă 20 MVAr/minut) sau în % din valoarea maximă a puterii reactive pe minut (de regulă 90% Qmax pe minut), precum şi precizia aferentă în punctul de racordare (de
regulă ±5% Qmax), utilizând capacităţile...
Art. 22. În ceea ce priveşte modul de reglaj al factorului de putere, staţia de conversie HVDC trebuie să aibă capabilitatea de regla factorul de putere în punctul de racordare la o valoare ţintă definită, respectând prevederile art. 17 şi 18. Valorile prescrise referinţei trebuie să fie disponibile în trepte care să nu depăşească o valoare maximă permisă stabilită de ORR, de regulă 0,05.
Art. 23. ORR, în cooperare cu OTS şi cu gestionarul sistemului HVDC, precizează care dintre cele trei opţiuni privind modul de reglaj al puterii reactive cu valorile de referinţă asociate trebuie aplicate, şi toate echipamentele necesare pentru a permite selectarea de la distanţă a modurilor de reglaj şi ale valorilor de referinţă. Aceste valori se transmit la faza de proiect tehnic.
Art. 24. În ceea ce priveşte ierarhizarea contribuţiei puterii active sau reactive şi ţinând cont de capabilităţile sistemului HVDC menţionate în conformitate cu prezenta normă tehnică, OTS stabileşte, în funcţie de locaţie şi concluziile studiilor de regim static şi dinamic dacă are prioritate contribuţia puterii active sau contribuţia puterii reactive în timpul funcţionării la tensiune înaltă sau joasă sau în timpul defectelor pentru care este necesară capabilitatea de trecere peste defect. În cazul în care prioritatea este acordată contribuţiei puterii active, furnizarea acesteia se stabileşte cel târziu la 150 ms de la începerea defectului.
Art. 25. (1) În ceea ce priveşte calitatea energiei electrice gestionarul sistemului HVDC trebuie să se asigure că propriul sistem de racordare la reţea nu determină variaţii rapide de tensiune mai mari de
± 5% din tensiunea nominală...
(2) Sistemul HVDC trebuie să...
Secţiunea a 3-a Cerinţe pentru capabilitatea de trecere peste defect
Art. 26. Cu respectarea prevederilor art. 15, OTS precizează o diagramă a dependenţei tensiune- timp, aşa cum este prevăzută în fig. 6 şi având în vedere modul de evoluţie a tensiunii în timp prevăzut pentru modulele generatoare din centrală în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 631/2016. Această diagramă se aplică în punctele de racordare în condiţii de defect, în care staţia de
conversie HVDC trebuie să poată...
Fig. 6: Diagrama de capabilitate...
Tabelul 7: Parametrii referitori la...
Parametrii tensiunii [u.r.]
Parametrii de timp [secunde]
Uret
0,00
Tclear
0,25
Urec1
0,25
trec1
2,5
Urec2
0,85
trec2
10,0
Art. 27. (1) La cererea gestionarului de sistem HVDC, ORR furnizează condiţiile de funcţionare înainte şi după defect care se iau în considerare pentru capabilitatea de trecere peste defect, ca rezultat al calculelor din punctul de racordare, după cum se prevede la art. 38, în ceea ce priveşte:
a) puterea minimă de scurtcircuit...
b) puterea activă şi reactivă...
c) puterea minimă de scurtcircuit...
(2) În mod alternativ, ORR...
Art. 28. Staţia de conversie HVDC trebuie să rămână conectată la reţea şi să continue să funcţioneze în mod stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunilor la borne pe nivelul de tensiune în punctul de racordare pe durata unui defect simetric, având în vedere condiţiile prevăzute la art. 38, este mai mare decât limita inferioară de evoluţie a tensiunii descrisă în diagrama de trecere peste defect prevăzută la art. 26, cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne care necesită deconectarea de la reţea a staţiei de conversie HVDC. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect solicitată de OTS.
Art. 29. OTS poate stabili...
Art. 30. Conform prevederilor art. 40, protecţia la tensiune scăzută se stabileşte de către gestionarul sistemului HVDC la capabilitatea tehnică cea mai mare posibilă a staţiei de conversie HVDC astfel încât să asigure funcţionarea HVDC în domeniul indicat în figura 6. ORR, în cooperare cu OTS, poate stabili şi valori mai reduse, pe care le stipulează în ATR sau în CfR.
Art. 31. Capabilităţile de trecere peste defect solicitate în cazul defectelor asimetrice trebuie să respecte prevederile art. 16.
Art. 32. În ceea ce priveşte restabilirea puterii active după defect, OTS precizează în ATR nivelul şi graficul în timp al restabilirii puterii active pe care sistemul HVDC este capabil să o
furnizeze, şi reprezintă restabilirea puterii...
Art. 33. În ceea ce priveşte revenirea rapidă după defect în c.c., sistemele HVDC, inclusiv liniile aeriene c.c., trebuie să permită revenirea rapidă după defectele tranzitorii apărute în sistemul HVDC, de regulă 90% din valoarea dinainte de defect în 150 milisecunde. Detaliile acestei capacităţi fac obiectul coordonării şi convenirii sistemelor de protecţie şi al setărilor stabilite conform prevederilor art. 40.
Secţiunea a 4-a Cerinţe pentru comandă şi control
Art. 34. În ceea ce priveşte punerea sub tensiune şi sincronizarea staţiilor de conversie HVDC, cu excepţia unor dispoziţii contrare din partea ORR, în cursul punerii sub tensiune sau sincronizării unei staţii de conversie HVDC la reţeaua de c.a. sau în timpul conectării unei staţii de conversie HVDC puse sub tensiune la un sistem HVDC, staţia de conversie HVDC trebuie să aibă capabilitatea să limiteze orice modificări ale nivelului de tensiune într-un regim permanent stabilit de ORR în coordonare cu OTS. Nivelul specificat nu trebuie să depăşească 5% din tensiunea de presincronizare. De regulă, amplitudinea maximă este de 5% din tensiunea de presincronizare, durata de maximum 30 s şi intervalul de măsurare a tensiunilor tranzitorii de maxim o perioadă.
Art. 35. (1) În ceea ce priveşte interacţiunile dintre sistemele HVDC şi alte centrale sau echipamente, atunci când mai multe staţii de conversie HVDC sau alte instalaţii şi echipamente se află în imediata proximitate electrică, OTS solicită un studiu suplimentar, specific, care să demonstreze că nu vor avea loc interacţiuni negative. Studiul va lua în considerare planul de dezvoltare pe termen lung, pentru toată perioada de viaţă prognozată a sistemului HVDC. Se solicită efectuarea cel puţin a studiilor privind oscilaţiile locale şi interzonale, rezonanţa subsincronă, interacţiunea torsională subsincronă (ITSS), instabilitatea de reglaj subsincronă, rezonanţa armonică, interacţiunea armonică, instabilitatea supersincronă. În cazul în care se depistează interacţiuni negative, studiile trebuie să identifice potenţiale măsuri de atenuare care trebuie implementate pentru a asigura conformitatea cu cerinţele prezentei norme tehnice.
(2) Studiile prevăzute la alin....
(3) Toate părţile identificate de...
scopului acestor studii. OTS colectează...
(4) OTS evaluează rezultatul studiilor...
(5) OTS poate revizui studiile,...
(6) Măsurile de atenuare necesare...
(7) OTS poate specifica valori...
Art. 36. În ceea ce priveşte capabilitatea de amortizare a oscilaţiilor de putere, sistemul HVDC trebuie să poată contribui la amortizarea oscilaţiilor de putere în reţelele de c.a. conectate. Sistemul de reglaj al sistemului HVDC nu reduce amortizarea oscilaţiilor de putere caracteristice amortizării interacţiunii torsionale subsincrone. OTS stabileşte, în ATR, un domeniu de frecvenţă al oscilaţiilor în care sistemul de reglaj va contribui la amortizare şi condiţiile de reţea la producerea acestui eveniment, de regulă. Acestea stau la baza studiilor de evaluare a stabilităţii dinamice efectuate de OTS pentru a identifica limitele de stabilitate şi potenţialele probleme de stabilitate în sistemele lor de transport. Selectarea setărilor parametrilor de reglaj se stabileşte de comun acord între OTS şi gestionarul sistemului HVDC, în urma simulărilor de bază, utilizând studii de regim static şi evenimente în reţea, cu metode de analiză modală, impedanţă şi metode de analiză în frecvenţă, sau a simulărilor avansate
care utilizează tranzienţi electromagnetici şi...
Art. 37. (1) În ceea ce priveşte capabilitatea de amortizare a interacţiunii torsionale subsincrone (ITSS), echipamentele HVDC trebuie să fie capabile să contribuie la amortizarea electrică a oscilaţiilor de frecvenţă torsionale.
(2) OTS precizează amploarea necesară...
(3) Toate părţile identificate de...
(4) OTS evaluează rezultatul studiilor...
(5) OTS poate revizui sau...
(6) Măsurile de atenuare necesare...
Art. 38. (1) În ceea ce priveşte caracteristicile reţelei, ORR precizează şi pune la dispoziţia publicului metoda şi condiţiile înainte şi după defect în ceea ce priveşte:
a) calculul puterii minime şi...
b) puterea activă şi reactivă...
c) calculul puterii minime şi...
(2) La solicitarea unui gestionar...
a) puterea minimă şi maximă...
b) condiţiile de funcţionare ale...
c) puterea minimă şi maximă...
(3) Sistemul HVDC trebuie să...
(4) Fiecare ORR implicat furnizează...
Art. 39. (1) În ceea ce priveşte stabilitatea în funcţionare a sistemului HVDC, sistemul HVDC trebuie să poată găsi puncte de funcţionare stabile, cu o variaţie minimă a fluxului de putere activă şi a nivelului de tensiune, în timpul şi după orice modificare planificată sau neplanificată a sistemului HVDC sau a reţelei c.a. la care acesta este racordat. Sistemul HVDC trebuie să menţină funcţionarea stabilă în orice punct al diagramei de capabilitate P-Q în cazul oscilaţiilor de putere între acesta şi punctul de racordare.
(2) Gestionarul sistemului HVDC se...
(3) Sistemul este astfel conceput...
(4) Gestionarul sistemului HVDC furnizează...
Secţiunea a 5-a Cerinţe pentru dispozitivele şi reglajele corespunzătoare
Art. 40. (1) În ceea ce priveşte schemele şi reglajele protecţiilor electrice, ORR specifică, în coordonare cu OTS, schemele de protecţie şi setările aferente, ţinând cont de caracteristicile sistemului HVDC. Schemele de protecţie relevante pentru sistemul HVDC şi reţea, precum şi setările relevante pentru sistemul HVDC trebuie să fie coordonate şi convenite între ORR, OTS şi gestionarul sistemului HVDC. Schemele de protecţie şi setările acestora pentru defectele electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa sistemului HVDC. Sistemele de protecţie şi automatizare respectă cel puţin cerinţele prevăzute la art. 139 lit. f) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.
(2) Protecţiile electrice ale sistemului...
(3) Modificările aduse schemelor de...
Art. 41. (1) În ceea ce priveşte ierarhizarea sistemelor de protecţie şi control, o schemă de protecţii-control, indicată de către gestionarul sistemului HVDC şi constând din diferite moduri de comandă, inclusiv reglajele parametrilor specifici, trebuie să fie coordonată şi convenită între OTS, ORR şi gestionarul sistemului HVDC.
(2) Cu privire la ierarhizarea...
a) protecţia reţelei electrice şi...
b) reglajul puterii active suport...
c) inerţia artificială, dacă este...
d) acţiunile corective automate, astfel...
e) RFA limitat RFA-CR şi...
f) RFA şi reglajul frecvenţei...
g) limitări privind rampa de...
Art. 42. (1) În ceea ce priveşte modificările schemelor şi reglajelor sistemelor de protecţie şi control, parametrii diferitelor moduri de comandă şi reglajele protecţiilor sistemului HVDC trebuie
să poată fi modificate în...
(2) Modificarea schemelor sau a...
(3) Selectarea modului de reglaj...
Secţiunea a 6-a Cerinţe pentru restaurarea sistemului electroenergetic
Art. 43. (1) În ceea ce priveşte pornirea fără sursă de tensiune din sistem, sistemul HVDC trebuie să asigure capabilitatea tehnică pentru utilizarea întregii puteri de transport pentru asigurarea pornirii fără sursă de tensiune din sistem.
(2) În cazul în care...
(3) ORR şi gestionarul sistemului...
a) domeniul de tensiune, ±5...
b) domeniul de frecvenţă, (47,5...
c) domeniul de defazaj mai...
d) succesiunea fazelor;
e) diferenţa de tensiune mai...
f) timpul de verificare a...
(4) OTS şi gestionarul sistemului...
CAPITOLUL III
CERINŢE PENTRU MGCCC ŞI PENTRU STAŢIILE DE CONVERSIE HVDC DIN CAPETE
Secţiunea 1. Cerinţe pentru modulele MGCCC
Art. 44. (1) În ceea ce priveşte cerinţele pentru răspunsul la abaterile de frecvenţă, MGCCC trebuie să fie capabil să primească un semnal transmis rapid, de la un punct de racordare din zona sincronă în care se furnizează răspunsul la abaterile de frecvenţă, semnal pe care trebuie să fie capabil să îl prelucreze în decurs de 0,1 secunde de la emitere şi să asigure activarea răspunsului la variaţia de frecvenţă. Frecvenţa trebuie măsurată în punctul de racordare în zona sincronă în care este furnizat răspunsul la frecvenţă.
(2) MGCCC racordate prin sistemele...
Art. 45. (1) În ceea ce priveşte domeniile de frecvenţă şi răspunsul la abaterile frecvenţă, MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a rămâne conectat la reţeaua staţiei de conversie de c.c. - c.a. din capete şi de a funcţiona în domeniile de frecvenţă şi pe duratele prevăzute în tabelul 8.
Tabelul 8: Duratele minime pentru...
c.c. trebuie să fie capabil...
Domeniu de frecvenţă
Durata de funcţionare
47,0 Hz - 47,5 Hz
20 de secunde
47,5 Hz - 49,0 Hz
Minimum 90 minute
49,0Hz - 51,0 Hz
Nelimitată
51,0 - 51,5 Hz
Minimum 90 minute
51,5 Hz - 52,0 Hz
15 minute
(2) OTS şi gestionarul MGCCC...
(3) În condiţiile respectării prevederilor...
Art. 46. MGCCC trebuie să rămână conectat la reţeaua staţiei de conversie de c.c. - c.a. din capete şi să funcţioneze la viteze de variaţie a frecvenţei din sistemul de c.a. de până la ± 2 Hz/s pentru un interval de timp de 500 ms, măsurată în orice moment ca o medie a ratei de variaţie a frecvenţei în secunda anterioară, la punctul de racordare al MGCCC din staţia de conversie de c.c. - c.a. din capete, pentru sistemul nominal de 50 Hz.
Art. 47. (1) MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR), cu respectarea prevederilor art. 157 din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.
(2) MGCCC trebuie să poată...
Art. 48. (1) În ceea ce priveşte cerinţele referitoare la capabilitatea unui MGCCC de reglaj al puterii, sistemul de reglaj al puterii active al MGCCC trebuie să permită modificarea referinţei de putere activă în conformitate cu dispoziţiile date gestionarului MGCCC de către ORR sau OTS.
(2) Timpul de atingere a...
(3) Trebuie să se permită...
Art. 49. MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă în cazul scăderii frecvenţei (RFA-SC), cu respectarea prevederilor art. 163 din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.
Art. 50. MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns la variaţiile frecvenţă în conformitate cu prevederile art. 164 lit. a) - f) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.
Art. 51. În ceea ce...
Art. 52. (1) În ceea ce priveşte domeniile de tensiune, MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a rămâne conectat la reţeaua staţiei de conversie de c.c. - c.a. din capete şi de a funcţiona în domeniile de tensiune (u.r.) şi pe duratele prevăzute în tabelele 9 şi 10. Domeniul de tensiune şi duratele specificate aplicabile sunt selectate pe baza tensiunii de referinţă de 1 u.r.
Domeniu de tensiune
Durata de funcţionare
0,85 u.r. - 0,90 u.r.
60 de minute
0,90 u.r. - 1,118 u.r.
Nelimitată
1,118 u.r. - 1,15 u.r.
20 de minute
Tabelul 9: Duratele minime în care un MGCCC trebuie să fie capabil să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunii de reţea în punctul de racordare se abate de la valoarea 1 u.r. De regulă, valoarea maximă de funcţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 110 kV este de 123 kV, respectiv pentru tensiunea nominală de 220 kV este de 245 kV, ca valori absolute. Pentru zone de reţea în care se convin alte valori pentru tensiune faţă de tensiunea nominală, se aplică valorile din tabel în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR. Acest tabel se aplică la valori ale tensiunii nominale cuprinse între 110 kV şi 220 kV.
Domeniu de tensiune
Durata de funcţionare
0,85 u.r. - 0,90 u.r.
60 de minute
0,90 u.r. - 1,05 u.r.
Nelimitată
1,05 u.r. - 1,15 u.r.
20 de minute
Tabelul 10: Duratele minime în care un MGCCC trebuie să fie capabil să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunii de reţea în punctul de racordare se abate de la valoarea 1 u.r. De regulă, valoarea maximă de fucţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 400 kV este de 420 kV, ca valoare absolută. Pentru zone de reţea în care se convin alte valori pentru tensiune faţă de tensiunea nominală, se aplică valorile din tabel în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR. Acest tabel se aplică la valoarea tensiunii nominale de 400 kV.
(2) ORR, OTS şi gestionarul...
(3) Pentru MGCCC care au...
Art. 53. În ceea ce priveşte posibilităţile de a injecta putere reactivă a MGCCC:
a) în situaţia în care...
(i) trebuie să aibă capabilitatea...
- să aibă capabilităţile puterii...
- să demonstreze şi, ulterior,...
(ii) ORR, în cooperare cu...
b) MGCCC trebuie să îndeplinească...
(i) în ceea ce priveşte...
Figura 7 reprezintă limitele tipice...
Intervalul maxim de Q/Pmax
Domeniul maxim al nivelului de...
0,75
0,200
Tabelul 11. Parametrii pentru înfăşurătoarea interioară din figura 7
În cazul în care planul...
- MGCCC trebuie să dispună...
- MGCCC trebuie să dispună...
- MGCCC trebuie să aibă...
- MGCCC trebuie să aibă...
- în ceea ce priveşte...
e) din Norma tehnică aprobată...
- în ceea ce priveşte...
- în ceea ce priveşte...
- în ceea ce priveşte...
(ii) În ceea ce priveşte...
c) În ceea ce priveşte...
Art. 54. MGCCC şi sistemele HVDC din capete trebuie să îndeplinească cerinţele generale de
control şi reglaj:.
a) în timpul sincronizării unui...
b) gestionarul MGCCC furnizează semnale...
Art. 55. În ceea ce priveşte caracteristicile reţelei, se aplică următoarele condiţii pentru MGCCC:
a) ORR precizează şi pune...
b) MGCCC trebuie să aibă...
c) fiecare ORR şi proprietar...
Art. 56. (1) Cerinţele privind schemele protecţie electrică şi setările aferente necesare pentru MGCCC sunt în conformitate cu prevederile art. 171 lit. f) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018, unde reţeaua înseamnă reţeaua zonei sincrone. Schemele de protecţie trebuie să fie proiectate ţinând seama de performanţa sistemului, de caracteristicile reţelei, precum şi de caracteristicile tehnice ale tehnologiei modulelor generatoare din centrală şi trebuie stabilite de comun acord cu ORR, în cooperare cu OTS.
(2) Ierarhizarea dispozitivelor de protecţie...
Art. 57. În ceea ce priveşte calitatea energiei electrice, gestionarii MGCCC trebuie să se asigure că racordurile lor la reţea nu determină un nivel de distorsiune sau de fluctuaţii ale tensiunii de alimentare în reţea, în punctul de racordare, peste nivelul specificat de ORR în cooperare cu OTS conform Standardelor de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem ale energiei electrice şi pentru serviciile de distribuţie a energiei electrice, aflate în vigoare. Contribuţia necesară din partea utilizatorilor de reţea la studiile conexe, nu poate fi refuzată în mod nejustificat. Procesul necesar pentru realizarea de studii şi furnizarea de date relevante de către toţi utilizatorii reţelei implicaţi, precum şi măsurile de atenuare identificate şi implementate trebuie să respecte procedura de la art. 35.
Art. 58. Gestionarii MGCCC transmit ORR datele tehnice prevăzute în Anexa nr. 2, care face parte integrantă din prezenta normă tehnică, şi îndeplinesc cerinţele generale în materie de operare a sistemului prevăzute la art. 171 din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.
Secţiunea a 2-a Cerinţe pentru staţiile de conversie HVDC din capete
Art. 59. Staţiile de conversie HVDC din capete trebuie să respecte cerinţele prevăzute la art. 4--51, sub rezerva cerinţelor prevăzute la art. 60--63.
Art. 60. În ceea ce priveşte răspunsul la frecvenţă, gestionarul staţiei de conversie HVDC din capete şi gestionarul modulului MGCCC convin cu privire la modalităţile tehnice de transmitere a
semnalului în conformitate cu prevederile...
Art. 61. (1) În ceea ce priveşte domeniile de tensiune:
a) o staţie de conversie...
b) domenii de tensiune mai...
c) pentru punctele de interfaţă...
Domeniu de tensiune
Perioadă de funcţionare
0,85 u.r. - 0,90 u.r.
60 de minute
0,90 u.r. - 1,118 u.r.
Nelimitată
1,118 u.r. - 1,15 u.r.
20 de minute
Tabelul 12: Duratele minime în care o staţie de conversie HVDC din capete trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunii de reţea în punctul de racordare se abate de la valoarea 1 u.r. De regulă, valoarea maximă de funcţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 110 kV este de 123 kV, respectiv pentru tensiunea nominală de 220 kV este de 245 kV, ca valori absolute. Pentru zone de reţea în care se convin alte valori pentru tensiune faţă de tensiunea nominală, se aplică valorile din tabel în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR. Acest tabel se aplică la valori ale tensiunii nominale cuprinse între 110 kV şi 220 kV.
Domeniu de tensiune
Perioadă de funcţionare
0,85 u.r. - 0,90 u.r.
60 de minute
0,90 u.r. - 1,05 u.r.
Nelimitată
1,05 u.r. - 1,15 u.r.
20 de minute
Tabelul 13: Duratele minime în care o staţie de conversie HVDC din capete trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunii de reţea în punctul de racordare se abate de la valoarea 1 u.r. De regulă, valoarea maximă de fucţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 400 kV este de 420 kV, ca valoare absolută. Pentru zone de reţea în care se convin alte valori
pentru tensiune faţă de tensiunea...
(2) O staţie de conversie...
a) ORR, în colaborare cu...
b) profilul U-Q/Pmax este stabilit...
Fig. 8 reprezintă limitele tipice...
Intervalul maxim de Q/Pmax
Domeniul maxim al nivelului de...
0, 95
0,225
Tabelul 14: Parametrii pentru înfăşurătoarea...
Art. 62. În ceea ce priveşte caracteristicile reţelei, gestionarul staţiei de conversie HVDC trebuie să furnizeze date pertinente oricărui proprietar de modul MGCCC, în conformitate cu art. 55.
Art. 63. În ceea ce priveşte calitatea energiei electrice, proprietarii staţiilor de conversie HVDC din capete trebuie să se asigure că racordurile lor la reţea nu determină un nivel de distorsiune sau de fluctuaţii ale tensiunii de alimentare în reţea, în punctul de racordare, peste nivelul specificat de ORR, în cooperare cu OTS conform prevederilor standardelor de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem ale energiei electrice şi pentru serviciile de distribuţie a energiei electrice, aflate în vigoare. Contribuţia necesară din partea utilizatorilor de reţea la studiile conexe, inclusiv, dar fără a se limita la acestea, la modulele MGCCC existente şi la sistemele HVDC existente, nu poate fi refuzată în mod nejustificat. Procesul necesar pentru realizarea de studii şi furnizarea de date relevante de către toţi utilizatorii reţelei implicaţi, precum şi măsurile de atenuare identificate şi implementate trebuie să respecte procedura prevăzută la art. 35.
CAPITOLUL IV
SCHIMB DE INFORMAŢII ŞI COORDONARE
Secţiunea 1. Operarea sistemelor HVDC
Art. 64. În ceea ce priveşte instrumentele de operare, fiecare unitate de conversie HVDC a unui sistem HVDC trebuie să fie echipată cu un regulator automat, capabil să primească comenzi de la ORR şi de la OTS. Acest regulator automat trebuie să poată opera unităţile de conversie HDVC ale sistemului HVDC în mod coordonat. ORR specifică ierarhia reglajului automat pentru fiecare unitate de conversie HVDC conform prevederilor articolului 139 lit. g) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.
Art. 65. Regulatorul automat al sistemului HVDC menţionat la art. 64 trebuie să poată trimite ORR următoarele tipuri de semnale:
a) cel puţin următoarele semnale...
(i) semnale de pornire;
(ii) valoarea măsurată a tensiunii...
(iii) valoarea măsurată a curentului...
(iv) valoarea măsurată a puterii...
(v) valoarea măsurată a frecvenţei...
(vi) valoarea măsurată a puterii...
(vii) operarea la nivel de...
(viii) elementele şi statutul topologiei,...
(ix) domeniul de putere activă...
(b) cel puţin următoarele semnale...
(i) blocarea de urgenţă;
(ii) blocarea rampelor;
(iii) inversarea rapidă a sensului...
(iv) poziţia elementelor de comutaţie
Art. 66. Regulatorul automat menţionat la art. 64 trebuie să poată primi următoarele tipuri de semnale de la ORR:
a) cel puţin următoarele semnale...
(i) comanda de pornire;
(ii) valorile prescrise ale puterii...
(iii) setările răspunsului la abaterile...
(iv) valorile prescrise pentru puterea...
(v) selectarea modurilor de reglaj...
(vi) reglajul amortizării oscilaţiilor de...
(vii) inerţia artificială.
b) cel puţin următoarele semnale...
(i) comanda de blocare de...
(ii) comanda de blocare a...
(iii) comanda elementelor de comuntaţie;direcţia...
(iv) comanda de inversare rapidă...
Art. 67. În ceea ce priveşte fiecare semnal, ORR poate stabili calitatea semnalului furnizat. ORR stabileşte şi comunică gestionarului, la faza de proiect tehnic cerinţele în ceea ce priveşte precizia de măsură şi protocolul de transmitere a datelor.
Art. 68. (1) Gestionarul sistemului HVDC trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare, prevăzute la art. 65 şi 66 de către ORR.
(2) Sistemul HVDC racordat/racordată la...
(3) Sistemul HVDC racordat la...
Art. 69. Gestionarul sistemului HVDC are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul EMS-SCADA, respectiv DMS-SCADA al ORR, la caracteristicile solicitate de acesta.
Art. 70. Gestionarul sistemului HVDC trebuie să asigure alimentarea cu energie electrică şi plata energiei electrice aferentă instalaţiilor de monitorizare, de reglaj şi de transmitere a datelor prevăzute la art. 65 şi 66 astfel încât acestea să fie disponibile cel puţin trei ore după pierderea sursei de alimentare.
Art. 71. Integrarea în sistemele EMS-SCADA, DMS-SCADA, după caz, şi în sistemul de monitorizare a calităţii energiei electrice se realizează prin grija gestionarului sistemului HVDC.
Art. 72. Gestionarul sistemului HVDC are obligaţia de a permite accesul ORR şi OTS 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 sistemul de control şi achiziţii de date DMS-SCADA, respectiv EMS-SCADA şi cu sistemul de telemăsurare.
Secţiunea a 2-a Parametri şi setări
Art. 73. Parametrii şi valorile prescrise ale funcţiilor principale de reglaj ale unui sistem HVDC se stabilesc de comun acord între gestionarul sistemului HVDC şi ORR, în coordonare cu OTS.
Parametrii şi valorile prescrise se...
a) inerţia artificială, dacă este...
b) răspunsurile la variaţiile de...
c) reglajul frecvenţă-putere, dacă este...
d) modul de reglaj al...
e) capabilitatea de atenuare a...
f) capabilitatea de reglaj al...
Secţiunea a 3-a Înregistrarea defectelor şi monitorizarea
Art. 74. (1) Un sistem HVDC trebuie să fie echipat cu un dispozitiv care să asigure înregistrarea defectelor şi monitorizarea comportamentului dinamic în sistem, acestea fiind de regulă, osciloperturbografe sau echipamente care pot înlocui funcţiile asigurate de osciloperturbograf. Aceste dispozitive trebuie să asigure înregistrarea următorilor parametri pentru fiecare dintre staţiile sale de conversie HVDC:
a) tensiunea c.a. pe fiecare...
b) curentul c.a. pe fiecare...
c) puterea activă pe fiecare...
d) puterea reactivă pe fiecare...
e) frecvenţa.
(2) ORR are dreptul să...
(3) Setările echipamentului de înregistrare...
(4) ORR, OTS şi gestionarul...
(5) sistemul de monitorizare a...
Art. 75. ORR poate să specifice calitatea parametrilor de măsură furnizaţi care trebuie respectaţi de sistemul HVDC, cu condiţia să se acorde un preaviz rezonabil.
Art. 76. (1) Informaţiile privind echipamentul de înregistrare a defectelor menţionat la art. 74, inclusiv canalele analoge şi digitale, setările, inclusiv criteriile de declanşare şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul sistemului HVDC, ORR şi OTS. ORR stabileşte şi comunică gestionarului, la faza de proiect tehnic cerinţele în ceea ce priveşte precizia de măsură şi protocolul de transmitere a datelor.
(2) Toate echipamentele de monitorizare...
Art. 77. Sistemul de monitorizare a calităţii furnizării şi a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să includă dispoziţii referitoare la accesul electronic la informaţii al gestionarului sistemului HVDC şi al ORR. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionarul sistemului HVDC, ORR şi OTS, la faza de proiect tehnic cerinţele şi se referă la precizia de măsură şi protocolul de transmitere a datelor.
Secţiunea a 4-a. Modele de simulare
Art. 78. (1) La solicitarea ORR sau OTS, gestionarul sistemului HVDC sau MGCCC trebuie să furnizeze modele de simulare a funcţionării sistemului HVDC sau al MGCCC, după caz, care să reflecte în mod adecvat comportamentul acestora, atât în regim staţionar, cât şi dinamic, inclusiv pentru fenomene electromagnetice tranzitorii.
(2) Formatul în care trebuie...
Art. 79. În scopul simulărilor de regim dinamic, modelele furnizate trebuie să conţină cel puţin următoarele submodele, fără a se limita însă la acestea, în funcţie de existenţa componentelor menţionate:
a) modele de unităţi de...
b) modele de componente c.a.;
c) modele de reţele c.c.;
d) reglajul de tensiune şi...
e) elemente speciale de reglaj,...
f) reglajul de putere în...
g) modele de protecţie a...
Art. 80. Gestionarul sistemului HVDC verifică modelele în raport cu rezultatele încercărilor de conformitate efectuate în conformitate cu prevederile procedurii de notificare pentru racordarea la reţelele electrice de interes public a sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a centralelor electrice formate din module generatoare, care se racordează la reţelele electrice de interes public prin intermediul sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi de verificare a conformităţii acestora, aprobată prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei şi un raport al acestei verificări se trimite OTS. Modelele se utilizează apoi cu scopul de a verifica conformitatea cu cerinţele prezentei norme tehnice, inclusiv, dar fără a se limita la acestea, simulările de conformitate, precum şi în cadrul studiilor pentru evaluarea continuă în cadrul planificării şi operării sistemului.
Art. 81. Un proprietar de sistem HVDC trimite înregistrările sistemului HVDC către ORR sau OTS, pentru a compara răspunsul modelelor cu aceste înregistrări.
Art. 82. Un proprietar de sistem HVDC emite un model echivalent al sistemului de reglaj în cazul în care se produc interacţiuni de reglaj adverse cu staţii de conversie HVDC şi alte conexiuni electrice din proximitate. Modelul echivalent trebuie să conţină toate datele necesare pentru simularea realistă a interacţiunilor negative de reglaj.
ANEXA nr. 1 la norma tehnică
Date tehnice privind sistemele HVDC / staţiile de conversie
Datele tehnice solicitate a fi...
Gestionarul sistemului HVDC trebuie să...
În funcţie de necesităţile privind...
D - date detaliate pentru...
S - date de planificare...
R - date validate si...
Descrierea datelor
Unităţi de măsură
Categoria datelor
Puterea absorbită
Frecvenţa:
Domeniul de frecvenţă în care...
Hz
D
Frecvenţa nominală
Hz
D
Viteza maximă de frecvenţă pentru...
Hz/s
Timpul de rămânere în funcţiune...
min
D
Tensiune în punctul de racord:
Tensiune nominală/tensiune contractuală
kV
S, D
Diagrama U-Q/Pmax in punctul de...
S, D
Tensiune minimă/maximă la care sistemul...
kV
D
Timpii de rămânere în funcţiune...
kV
D
Tensiune în circuitul de curent...
Tensiune nominală
kV
S, D
Tensiune minimă/maximă la care sistemul...
kV
D
Timpii de rămânere în funcţiune...
kV
D
Sistem de comandă şi achiziţie...
Calea de comunicaţie (tip, performanţe...
Text
D
Comanda la distanţă şi date...
Text
D
Transformatoare de măsurare de curent
A/A
D
Transformatoare de măsurare de tensiune
kV/V
D
Caracteristicile sistemului de măsurare
Text
R
Transformatoare de măsurare - detalii...
Text
R
Configuraţia reţelei:
Schema de racordare în c.a.
Schemă monofilară
S, D, R
Schema staţiei în c.c.
Schemă
S, D, R
Impedanţa reţelei:
Impedanţele de secvenţă pozitivă, negativă...
S, D, R
Curenţi de scurtcircuit:
Curentul maxim de scurtcircuit calculat...
kA
S, D, R
Curentul minim de scurtcircuit calculat...
kA
S, D, R
Transformatoarele în punctul de racordare:
Curba de saturaţie
Diagramă
R
Date asupra unităţilor de transformare...
Diagramă, text
S, D, R
Date/schema logică RAT pentru transformatoarele...
Date privind convertorul şi circuitul...
Tipul convertorului
Descriere tehnică, scheme
Rezistenţa liniei/legăturii c.c. cu componentele:
- rezistenta de 0% de...
- rezistenţa de 50% de...
- reziatenţa de 100% pentru...
c.c. a redresorului
Inductanţa liniei / legăturii c.c
mH
Număr de punţi convertor
Număr şi schemă de conectare
Rezistenţa la comutare - per...
Reactanţa la comutare - per...
Schema logică a circuitului de...
Valoarea minimă a unghiului de...
grade
Valoarea maximă a unghiului de...
grade
Valoarea setată a unghiului de...
grade
Transformatorul integrat
Raportul nominal al plotului al...
u.r.
Numărul de ploturi, plotul maxim/minim
Valoarea de blocare a plotului...
Modul/tipul de reglaj:
Blocat , Putere, Curent ,...
�i (fracţie prin care puterea...
u.r.
Reactanţa de comutaţie Rc,Xc
Pierderile totale de putere echivalente...
Căderile de tensiune în punţile...
V
Rezistenta faţa de pământ (de...
Date pentru studiile de interacţiune...
Date relevante de reţea c.a...
- Impedanţa caracteristică a reţelei,
- Date tehnice ale echipamentelor...
- Date tehnice ale centralelor...
- Echivalentul matematic şi electric...
- Echivalentul matematic şi electric...
Tranzienţi de supratensiune după defect
Calculul factorului de interacţiune pe...
UJF = MWHVDC(1 - SCi...
i MVAi SCtot
Unde: UIFi - factorul de...
MWHVDC - capacitatea nominala a...
SCi- puterea de scurtcircuit a...
SCtot - puterea totala de...
ANEXA nr. 2 la norma tehnică
Date tehnice privind MGCCC
Datele tehnice solicitate a fi...
Gestionarul MGCCC trebuie să pună...
În funcţie de necesităţile privind...
D - date detaliate pentru...
S - date de planificare...
R - date validate si...
Descrierea datelor
Unitatea de măsură
Categoria datelor
Punctul de racordare
Text, schemă
S, D, R
Condiţiile standard de mediu pentru...
Text
R
Tensiunea nominală în punctul de...
kV
S, D, R
Valoarea curentului maxim de scurtcircuit...
- Simetric
kA
D,R
- Nesimetric
kA
D, R
Valoarea curentului minim de scurtcircuit...
- Simetric
kA
D, R
- Nesimetric
kA
D, R
Modulele de generare
Puterea nominală aparentă
MVA
S, D, R
Factor de putere nominal (cos...
S, D, R
Putere netă
MW
S, D, R
Puterea activă nominală produsă la...
MW
S, D, R
Puterea activă maximă produsă la...
MW
S, D, R
Tensiunea nominală la borne
KV
S, D, R
Consumul serviciilor proprii/interne la puterea...
MW
S, D,R
Puterea reactivă în regim inductiv...
MVAr
S, D, R
Putere reactivă în regim capacitiv...
MVAr
S, D, R
Capabilitatea de trecere peste defect...
Diagramă
S, D,R
Raportul de scurtcircuit
D,R
Date modul de generare sincron...
Tipul unităţii eoliene (cu ax...
Descriere
S,R
Diametrul rotorului
m
S,R
Înălţimea axului rotorului
m
S,R
Sistemul de comandă a palelor...
Text
S,R
Sistemul de comandă a vitezei...
Text
S,R
Tipul de generator
Descriere
S,R
Certificate de tip pentru invertoare...
certificate
D
Tipul de convertor de frecvenţă...
S,R
Viteza de variaţie a puterii...
MW/min
P, T
Puterea reactivă
KVAr
S, T
Curentul nominal
A
S, R
Tensiunea nominală
V
S, R
Viteza vântului de pornire
m/s
S, R
Viteza nominală a vântului (corespunzătoare...
m/s
S, R
Viteza vântului de deconectare
m/s
S, R
Variaţia puterii generate cu viteza...
Tabel
S, R
Diagrama P-Q
Date grafice
S. R. P. T
Parametrii de calitate ai MGCCC
Coeficient de flicker la funcţionare...
S, T
Factorul treaptă de flicker pentru...
S, T
Factor de variaţie a tensiunii
S, T
Număr maxim de operaţii de...
S, T
Număr maxim de operaţii de...
S, T
La bara colectoare a modulelor...
Factor total de distorsiune de...
S, T
Armonice (până la armonica 50)
S, T
Factor de nesimetrie de secvenţă...
S, T
Capabilitatea din punct de vedere...
Putere reactivă în regim inductiv/capacitiv...
MVAr
generat
S, D, R
Putere reactivă în regim inductiv/capacitiv...
MVAr
generat
S, D, R
Putere reactivă în regim inductiv/capacitiv...
MVAr
generat
S, D, R