Sistemul Energetic National

1. SISTEMUL ENERGETIC NAȚIONAL

1.1 Structura sistemului electroenergetic

Planificarea, proiectarea și funcționarea sistemelor electroenergetice necesită analize elaborate cu scopul de-a evalua performanțele, eficiența, siguranța, fiabilitatea și economicitatea acestora. Astfel de analize ajută la identificarea potențialelor deficiențe ale unei configurații de sistem propuse. Într-un sistem electroenergetice se mai pot evalua, de asemenea, și limitele de funcționare și posibilele creșteri ale nivelului de consum. De asemenea, se pune un accent deosebit pe dezvoltarea și extinderea sistemelor electroenergetice, corespunzător transformărilor sociale și economice actuale, reducerea consumului de combustibili, reducerea costurilor specifice ale investițiilor și ridicarea gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor.

Rețeaua electrică cuprinzând liniile și stațiile care asigură legătura între bornele generatoarelor, până la bornele consumatorilor, se încadrează într-un ansamblu mai mare, denumit sistem electroenergetic. Un sistem electric de putere este constituit din trei divizii principale: generare, transport și distribuție, și furnizare. Puterea electrică poate fi produsă de modalități: surse hidro, centrale termice și centrale nucleare. Producere izolată de energie se mai poate obține cu ajutorul generatoarelor diesel, panouri solare și pile de combustie. Puterea este generată la tensiune medie (10 kV, 15 kV, 20 kV) și apoi transformată în nivele înalte pentru transportul acesteia. Consumatorii sunt, de obicei, localizați la distanță de centralele electrice, motiv pentru care, puterea este transmisă la centrele de consum și este coborâtă la nivelele de distribuție. Consumatorii sunt plasați la toate nivelele de tensiune și pot fi: rezidențiali, industriali și comerciali.

Sistemul electroenergetic sau sistemul electric de putere reprezintă ansamblul instalațiilor destinate procedurii, transportului, distribuției și utilizării energiei electrice având drept unic scop, alimentarea consumatorilor. Evoluția sau involuția unui sistem electroenergetic este univoc determinată de dezvoltarea consumatorilor (sarcinii). Particularitatea acestei stricte dependențe este legată de anticipare, bazată pe studiile de prognoză. Deoarece investițiile în sistemul electroenergetic sunt cele mai mari din toate ramurile economiei naționale, duratele de execuție ale obiectivelor variind între câteva luni și câțiva ani, dificultățile legate de dezvoltare prin incertitudinile studiilor de sarcină fac necesar și obligatoriu utilizarea unui instrument matematic foarte complex cu destinație prezentă și proiectivă în viitor.

Extinderea instalațiilor electrice ale SEE la nivelul suprafeței unui stat se datorează în primul rând neconcordanței poziției zonelor de ocurență ale purtătorilor de energie cu cele ale centrelor de consum. În al doilea rând, protecția mediului înconjurător impune amplasamente cu restricții mai ales pentru centralele nuclearo-electrice și-n al treilea rând, necesitățile de cooperare externă reclamă artere de interconexiune cu statele vecine.

Se pot distinge trei mari categorii de sisteme: cu dezvoltare planificată, sisteme intermediare și sisteme cu dezvoltare naturală.

Țările sărace, cu economie planificată și plan de dezvoltare economico-socială cunosc evoluția sarcinii cu suficientă precizie – firme industriale și agricole, cartiere de locuințe, obiective edilitare, etc. Componenta neprevăzută în plan, din punctul de vedere al puterii cerute de consumatori, este foarte mică. Dezvoltarea SEE acestor țari face parte din planul de dezvoltare și bineînțeles obiectivele sunt proiectate și executate cu avansul de timp corespunzător.

Sistemele cu dezvoltare naturală sunt proprii țărilor evoluate care nu dispun de un plan de dezvoltare economico-socială, la care sarcina are o componentă planificată foarte mică, trebuind în ansamblu să fie anticipată pe baza prognozelor. Cu toate că prognozele pe durate medii sau lungi sunt efectuate cu precizie redusă sunt unicele informații primare de bază pentru proiectarea sistemului.

Sistemele electroenergetice cu dezvoltare intermediară au atât o componentă planificată de evoluție a sarcinii cât și o importantă componentă naturală, necesitând metode hibride în ceea ce privește proiectarea.

Compoziția SEE poate fi sistematizată prin: surse, rețeaua de transport, rețele de distribuție și consumatori (Fig.1.1). Sursele sunt centralele termo, hidro, nuclearo-electrice sau alte tipuri de centrale electrice. Rețeaua de transport cuprinde stațiile de evacuare (SE), stațiile de conexiune (SC) și liniile de transport de înaltă și foarte înaltă tensiune (LT). În țara noastră transportul energiei electrice se face la tensiunile nominale de 110, 220, 400 și 750 kV. Prima arteră de 750 kV din țara noastră realizează interconexiunea între sistemul electroenergetic ucrainean, cel românesc și cel bulgar. Stația de conexiune Isaccea reprezintă primul nod al SEE românesc cu tensiune de 750 kV.

Fig.1.1 Sistemul electroenergetic.

Rețelele de distribuție cuprind stațiile de distribuție (SD) IT/MT, liniile de distribuție de medie tensiune (LD), posturile de transformare (PT) și liniile de distribuție de joasă tensiune. Consumatorii de puteri individuale mai mari – sute kW sau de ordinul MW – au tensiunea de alimentare 6 kV. Aceștia reprezintă motoare sincrone ce antrenează pompe, compresoare sau ventilatoare.

Creșterea consumului de energie electrică, industrial și casnic, diversificarea tipurilor de consumatori, apariția unor receptori electrici cu funcționare specifică au impus dezvoltarea rețelelor electrice de distribuție și restructurarea celor existente astfel încât ele să răspundă unor exigențe tot mai mari atât în ceea ce privește siguranța în funcționare, cât și cu privire la aspectele economice și sociale noi, care se impun.

În prezent, pe plan mondial, în dezvoltarea rețelelor electrice de alimentare și de distribuție din aglomerările urbane se manifestă următoarele tendințe:

a) proiectarea acestor rețele se face pentru intervale de timp de 15 – 20 de ani, în strânsă corelație cu planurile urbanistice și luând în considerare cerințele ecologice și caracteristicile arhitectonice ale localităților;

b) se utilizează acele scheme și se realizează o astfel de dimensionare a rețelelor electrice de distribuție încât să se asigure un grad ridicat de siguranță în alimentarea consumatorilor conform principiului “incidentului simplu“, adică, în ipoteza că avarierea unui element de rețea nu trebuie să conducă la întreruperea alimentării cu energie electrică a consumatorilor;

c) eliminarea nivelului de tensiune intermediar, atât la înaltă tensiune, cât și la medie tensiune, preferându-se utilizarea transformatoarelor cu două tensiuni. Rețelele noi se dezvoltă grefate pe vechea rețea, până la dispariția completă a acesteia;

d) limitarea folosirii unor tensiuni care, în prezent, sunt depășite și nu se încadrează în normele internaționale.

e) în studiile de dezvoltare și restructurare a rețelelor de alimentare și de distribuție, în toate orașele mari din lume, se caută soluții de punere a lor în concordanță cu dezvoltarea consumului de energie electrică utilizându-se principii și metode noi de calcul, noi scheme electrice și soluții constructive, abandonându-se toate conceptele vechi.

Conform acestor principii sunt descrise pe scurt în continuare, structurile rețelelor de alimentare și de distribuție din mediul urban [2].

• Structura rețelelor de alimentare de înaltă tensiune. Orașele sunt alimentate cu energie electrică atât din sistemul electroenergetic, cât și din centrale electrice locale (în special centrale electrice de termoficare).

Valorile tensiunilor de alimentare utilizate în aglomerările urbane sunt de: 500; 400 (380); 275; 230; 225-220; 132; 110 kV, iar pe viitor se urmărește ca marile orașe să fie alimentate la 400-500 kV, iar orașele mici și mijlocii la 60 – 110 kV.

Rețelele de înaltă tensiune din marile orașe sunt realizate pentru o treaptă sau pentru două trepte de tensiune, dar sistemul cu o singură treaptă de tensiune este mai avantajos datorită pierderilor mai reduse de energie și a costurilor de investiții mai mici.

Rețeaua de alimentare de înaltă tensiune este constituită dintr-un inel cu eventuale diagonale pentru asigurarea rezervei în caz de avarii. Unele orașe mari sunt alimentate prin două inele concentrice, unul în interiorul orașului, format din cablu subteran la 225 kV sau 110 kV, în care debitează centralele electrice locale și un alt inel exterior orașului, format din linii aeriene de 275 kV sau 400 kV, care este alimentat din sistemul electroenergetic. Cele două inele sunt legate între ele prin stații de transformare alimentate, la rândul lor, cel puțin din două surse independente.

În prezent, se remarcă tendința de a se pătrunde cu rețeaua de alimentare de înaltă tensiune în interiorul orașelor, cât mai aproape de zonele importante de consum, prin realizarea stațiilor de racord adânc. Penetrările în interiorul orașelor se fac de obicei, cu linii în cablu subteran.

Stațiile de alimentare sunt echipate cu două sau mai multe transformatoare cu puteri între 200-600 MVA, iar în interiorul orașelor, aceste stații sunt interconectate între ele prin cabluri subterane monopolare sub presiune (de ulei sau gaz).

• Structura rețelelor electrice de distribuție de medie tensiune. Tensiunile utilizate în rețelele de distribuție de medie tensiune sunt diferite de la o țară la alta. Se folosesc tensiuni de la 6 kV la 35

kV cu tendința eliminării celor două tensiuni extreme și dezvoltarea rețelelor cu tensiuni de 10 kV și 20 kV. Se remarcă intenția de a se folosi un număr cât mai mic de trepte de tensiune sau chiar a unei singure tensiuni de distribuție la medie tensiune.

Configurația cea mai des întâlnită în rețelele de distribuție de medie tensiune din Europa este cea în buclă cu funcționare radială (buclă deschisă).

Rețeaua de medie tensiune buclată (tip plasă) se folosește numai în cazuri speciale, pentru alimentarea unor consumatori importanți și se întâlnește în special în SUA.

Rețelele de distribuție de medie tensiune pot fi executate atât cu alimentare directă, cât și cu puncte de alimentare, dar tendința este să fie eliminate punctele de alimentare.

Rețeaua de distribuție de medie tensiune se realizează, aproape în întregime, din cabluri subterane cu secțiuni cuprinse între 150-185 mm2Al. Puterile de scurtcircuit se limitează la următoarele valori:

• 250 MVA pentru tensiunea de 10 kV ;

• 750 MVA pentru tensiunea de 20 kV.

Pentru limitarea puterii de scurtcircuit se împarte rețeaua de medie tensiune în zone sau se montează bobine de reactanță pe feederii de plecare din stațiile de transformare IT/MT.

În majoritatea țărilor, rețelele de medie tensiune funcționează cu neutru tratat (pus la pământ, fie prin bobine de stingere, fie prin rezistoare, în fiecare stație de transformare).

• Structura rețelelor electrice de distribuție de joasă tensiune. Tensiunile utilizate în rețelele de distribuție de joasă tensiune ale marilor aglomerări urbane sunt: 400/230 V; 415/240 V, iar în SUA, pe lângă tensiunea de 208/120V se mai folosesc în ultimul timp tensiunile de 460/265V și 480/280V.

Rețelele de joasă tensiune sunt realizate în scheme strâns buclate (tip plasă) în marile orașe și în zonele cu densitate mare de consum, de la 3 la 5 MVA/km2 în sus. Prima rețea strâns buclată (tip plasă) a fost realizată la New York în 1922, dar în prezent, majoritatea marilor orașe din SUA au adoptat această soluție.

În Europa, prima rețea strâns buclată a fost construită la Berlin în 1930, iar în prezent soluția este pe cale să se generalizeze în toată Europa de Vest și Centrală.

Rețelele electrice radiale se prevăd, în prezent, numai pentru zonele cu densitate de sarcină redusă, în cartierele periferice ale orașelor în zone cu consumatori dispersați, care pot fi alimentate prin linii aeriene.

În locul rețelelor aeriene cu conductori neizolați se folosesc acum rețele aeriene cu conductori izolați (torsadați), montate pe fațadele clădirilor sau pe stâlpi. Această soluție este utilizată în aglomerările urbane mici și mijlocii, secțiunea conductorilor fiind limitată la 70 mm2Al.

În marile orașe se generalizează, în prezent, dispunerea subterană a rețelei de joasă tensiune, secțiunea cablurilor utilizate fiind cuprinsă între 120-240 mm2Al.

În rețelele complex buclate în cablu, pe partea de joasă tensiune se folosesc siguranțe fuzibile de mare putere de rupere (MPR), iar la plecările din posturile de transformare, întrerupătoare echipate cu relee de curent invers.

Rețelele de joasă tensiune funcționează, în majoritatea țărilor, cu neutrul legat direct la pământ.

În Fig.1.1 se prezintă un detaliu al zonei deservite de o stație de conexiune până la nivelul liniei de joasă tensiune. Sarcina poate fi considerată la nivelul natural la care se află – joasă sau medie tensiune – respectiv, pentru mai multă conciziune și simplificare, la nivel de înaltă tensiune. Dacă se analizează numai nodurile sursă și consumator la nivelul tensiunii maxime de transport, reprezentarea simplificată a sistemului din Fig.1.1 poate fi acceptată sub forma din Fig.1.2.

Fig.1.2. Schema simplificată a sistemului cu puteri injectate în nodurile de IT.

Puterile injectate ale nodurilor sursă rezultă prin bilanțul la nivelul nodului considerat:

Sarcina se reprezintă în mod similar:

În relațiile (1.1) și (1.2) semnificația notațiilor este următoarea:

– puterea activă injectată în nod;

– puterea activă debitată de generatoarele sincrone ale centralei electrice;

– puterea activă absorbită de serviciile proprii;

– pierderile de putere activă în transformatoarele stației de evacuare;

– puterea activă a consumatorului echivalent reprezentat în nodul de IT considerat;

– puterea totală a consumatorilor individuali alimentați la joasă sau medie tensiune;

– pierderile de putere activă din rețeaua de distribuție și cea de transport ce deservește sarcina din aval.

Pentru puterea reactivă semnificația notațiilor se păstrează.

1.2 Cerințe impuse sistemelor electroenergetice

Proiectarea si exploatarea SEE are la bază principalele cerințe de ordin general: siguranța în alimentarea consumatorilor, calitatea energiei electrice și soluția tehnico-economică optimă.

Pretențiile consumatorilor sunt foarte diferite în legătură cu durata întreruperilor și numărul acestora. Categoriile și clasele consumatorilor precizează cu exactitate exigențele care determină soluția de alimentare, nivelul rezervare și condițiile speciale de încadrare în sistem.

Un sistem electroenergetic trebuie astfel proiectat încât să fie puțin probabil ca un consumator să fie lăsat fără alimentare, sau sistemul să sufere o perturbație ulterioară datorită defectării unui element individual. În proiectarea sistemului, noțiunea de risc acceptat este firească și de aceea s-a făcut precizarea calitativă prin…să fie puțin probabil… O alimentare a unui consumator poate fi considerată sigură spre exemplu dacă se întrerupe o dată la 20 de ani.

1.3 Sistemul Energetic Național

Sistemul energetic național (vezi Anexa 1) are la baza structurii sale conceptele de dezvoltare și dotare dinainte de 1989.

Gândit să satisfacă – la acea etapă – consumul de vârf de aproximativ 12000 MW, în funcționare izolată (conform normelor de proiectare PE 026), cu cerințe deosebite de continuitate în alimentarea marilor consumatori industriali, concentrați în diferite zone ale țării, sistemul este “robust”, cu rezerve mari în puterea nominală instalată și în rețelele de transport. În perioada respectivă, cu o curbă de sarcină cu un număr de ore de utilizare a puterii maxime de 6300 – 6500 ore/an și fără obligații deosebite privind schimburile internaționale, disponibilitatea totală a CHE cu lacuri de acumulare pentru servicii de sistem și existența unor centrale funcționând pe gaze și păcură ( 30% din putere) asigurau Operatorului de Transport și Sistem condiții de reglare a frecvenței satisfăcătoare chiar dacă, în unele perioade, sarcina impusă pe centrale electrice de termoficare (CET) sau CHE pe firul apei crea unele dificultăți.

După 1989, scăderea masivă a consumului (de la circa 12000 MW în 1989 la circa 9000 MW în 2007), modificarea caracteristicii curbei de sarcină, au condus la modificarea structurii grupurilor în funcțiune. Practic, în afara grupurilor 1 și 2 de la CNE Cernavodă puse în funcțiune în anii 1996 și 2007, se funcționează numai cu grupurile existente înainte de 1989, puterea nou instalată în alte centrale fiind nesemnificativă (și acestea cu caracter de centrale de bază, CHE pe

firul apei, CET cu regim de termoficare). De regulă, sunt grupuri pe cărbune, gaze (păcură), central pe firul apei. Dezvoltarea interconexiunilor și deschiderea pieței de energie electrică a limitat într-o măsură considerabilă disponibilitatea centralelor hidroelectrice cu lacuri de acumulare la serviciile de sistem (în principal reglaj frecvență), o mare cantitate de energie din CHE făcând obiectul unor contracte de export sau contracte bilaterale. Rețeaua de transport s-a dezvoltat pentru întărirea interconexiunilor cu Ungaria (Arad – Sandorfalva, Nădab – Beckescsaba). Liniile noi de transport interne Arad – Nădab și Oradea – Nădab sunt corelate cu noile interconexiuni. Cu toate acestea “congestii” de rețea apar datorită regimului de funcționare a centralelor electrice în cadrul pieței de energie electrică și nu datorită strangulărilor – lipsei de capacitate – a rețelei.

La sfârșitul anului 2005, puterea disponibilă ȋn sistemul electroenergetic a fost de 14.714 MW. În anul 2006, productia brută de energie electricǎ a fost de 62,21 TWh fațǎ 51,9 TWh, ȋn anul 2000. La sfǎrșitul anului 2005 numărul consumatorilor de energie electricǎ a fost de 8.600.000, din care 8.040.000 consumatori casnici.

Producția de energie electricǎ ȋn anul 2005 , dintr-un total de 59,413 GWh se ȋmparte astfel: 5.548 GWh(9,3%) ȋn centrala nuclearoelectricǎ, 21,915 GWh (36,9%) ȋn centrale electrice pe cǎrbune, 20,540 GWh (34,5%) ȋn centrale hidroelectrice și RER și ȋn cele din urmǎ 11,429GWh (19,02%) ȋn centrale electrice pe hidrocarburi.

Puterea disponibilǎ a centralelor electrice aflate la dispoziția SEN ȋn anul 2005 (din total 14.714 MW) este pe categorii urmatoarea: 4,514 MW (30,7%) ȋn centrale pe bazǎ de hidrocarburi, 3.627 MW (24,6%) ȋn centrale hidroelectrice, 5,918 MW (40,2%) ȋn centrale electrice pe cǎrbune și 655 MW (4,5%) ȋn centrala nuclearoelectricǎ.

În concluzie, actuala structură a surselor din SEN, în condițiile limitării participării la reglaj a CHE cu lacuri de acumulare și a numărului de generatoare participante la reglajul frecvență – putere, este deficitară din punct de vedere al asigurării serviciilor de sistem. După cum se știe, conform Directivelor Uniunii Europene și angajamentelor statului român, în următorii ani urmează să se utilizeze surse regenerabile. Acestea, în condițiile României, sunt cu prioritate centrale electrice eoliene și – tot cu prioritate – sunt prevăzute a fi amplasate – cel puțin într-o primă etapă – în Dobrogea.

1.4 Consumul și consumatorii de energie electrică

Consumul de energie electrică reprezintă valoarea totală a energiei electrice absorbite de la rețea de diverși beneficiari, într-un timp specificat (consum zilnic, lunar, anual etc.).

Consumatorul final de energie este orice persoană fizică sau juridică, care cumpără și consumă energie electrică pentru uzul propriu și eventual, pentru un alt consumator racordat la instalațiile sale.

În funcție de alegerea furnizorului, consumatorii de energie electric se împart în:

 consumatori eligibili – au primit dreptul de la ANRE să-și aleagă furnizorul și să contracteze direct cu acesta (și îndeplinește anumite condiții numite condiții de eligibilitate);

 consumatori captivi – consumator care cumpără energie electrică de la Electrica la un tarif fix și nu îndeplinește condițiile de eligibilitate –exemplu: consumatorii casnici;

Din punct de vedere al modului în care efectuează consumul de energie, consumatorii pot fi:

 constanți – asigură o cerere constantă de energie într-un an (marii consumatori industriali);

 sezonieri –cererea se face în anumite perioade ale anului (irigațiile și alți consumatori agricoli);

 variabili – cererea de energie electrică există pe parcursul întregului an, dar este variabilă sau apare în perioade scurte de timp (iluminatul urban, încălzirea electrică, transportul în comun).

Fig.1.3 Producția de energie electrică

O problemă foarte importantă pentru dezvoltarea în perspectivă a sistemului energetic național o reprezintă prognozarea necesarului de energie electrică. În funcție de intervalul de timp, pot exista prognoze pe termen scurt (până în 5 ani), mediu (între 5 și 15-20 ani) și lung (mai mari de 15-20 ani).

1.5 Variația consumului de energie electrică. Curba de sarcină.

Este necesar să se cunoască modul în care cererea de energie electrică variază în timp, deoarece aceeași cantitate de energie electrică se poate obține în mai multe moduri și valorile maxime și minime ale puterii consumate pentru un interval dat sunt foarte importante pentru funcționarea unei centrale hidroelectrice.

Reprezentarea grafică a puterii cerute de consumatori în timp se numește graficul sau curba de sarcină. Pentru fiecare țară, curbele de consum prezintă aspecte caracteristice care depind de structura economiei și de ponderea diferitelor categorii de consumatori.

Însemnarea consumului tuturor consumatorilor dintr-o zi reprezintă graficul de sarcină zilnică P(t), iar energia zilnică consumată este:

Curba de sarcină este variația sarcinii electrice într-un timp specificat, de obicei o zi (24 ore). Sarcina electrică reprezintă energia necesară a fi alocată către consumatorii sistemului energetic. Consumatorii legați la rețea au nevoie de energie electrică pentru a putea funcționa în condiții optime. Problema reprezintă cantitatea de energie momentană necesar a fi produsă pentru a satisface în orice moment cererea. În cazul în care cantitatea de energie cerută de consumatori este mai mare sau mai mică decât cantitatea de energie livrată de producători, în rețea apar perturbații de tensiune și de frecvență, care pun în pericol funcționarea consumatorilor, ducând la avarii grave ale acestora.

Cantitatea de putere livrată (energie produsă) trebuie să fie egală, în orice moment cu cantitatea de putere consumată (energie consumată). Pentru a se putea realiza acest lucru, curba de sarcină a fost împărțită în mai multe zone de consum (vezi fig.de mai jos):

– zonă de bază – este zonă care trebuie asigurată în permanență; aici producătorii de energie sunt centralele termoelectrice și nuclearelectrice (centrale cu flexibilitate scăzută în pornire/oprire, care au o funcționare continuă, de obicei cu o putere constant–CNE, CTE, centrale de cogenerare, CTE cu grupuri de condensație, CHE pe firul apei);

Fig.1.4 Curba de sarcină (Vezi Anexa 2)

Zona puterilor variabile -centralele au o funcționare intermitentă (cu întreruperi) și chiar în timpul funcționării puterea poate fi variabilă. Cu cât zona de încadrare se deplasează spre vârf, cu atât se reduce durata de funcționare zilnică. În zona puterilor variabile avem două subzone:

–zona de semivârf -funcționarea se întrerupe o singură dată;

–zona de vârf – avem două întreruperi.

–Acoperirea zonei puterilor variabile de către alte centrale în afară de CHE se poate face:

–în zona de semivârf -centrale termice în condensație;

–în zona de vârf -centrale cu turbine cu gaze.

Centralele hidroelectrice pot fi încadrate în zona puterilor variabile având în vedere posibilitatea de pornire rapidă a grupurilor (câteva minute).

Centralele hidroelectrice funcționează eficient în zona de vârf dacă sunt centrale cu acumulare. Centralele hidroelectrice pe firul apei funcționează eficient în zona de bază a graficului de sarcină.

Se poate alege o zonă optimă pentru încadrarea centralelor hidroelectrice în graficul de sarcină.

Sistemul electroenergetic este avantajat prin existența în sistem a unor CHE, dar și CHE sunt avantajate de sistem.

CHE în afară de producere de energie activă în sistem pot aduce și alte avantaje cum ar fi reglarea frecvenței, a tensiunii și a producerii puterii reactive.

CHEAP (centrale de acumulare prin pompare) au rolul de a acoperi o parte din zona de vârf a graficului de sarcină, consumând în zona de bază a graficului de sarcină.

Pentru CHE fără acumulare: indiferent de caracterul hidrologic al debitului afluent (ani ploioși, normali sau secetoși), funcționarea optimă a acestei centrale este în zona de bază.

Pentru CHE cu acumulare este mai avantajoasă încadrarea în zona de vârf, deoarece se elimină pierderile și se obține un prețmai ridicat. Este avantajos și ca centrala, chiar dacă are acumulare, să funcționeze și în zona de bază a graficului de sarcină pentru că funcționează cu puterea instalată (puterea maximă).

Producția de energie electrică în hidrocentrale, denumită generic energie hidro, are numeroase particularități care influențează funcționarea întregului Sistem Electroenergetic Național .

Timpul scurt de pornire și viteza mare de încărcare/descărcare a hidroagregatelor conferă flexibilitate în exploatare centralelor hidroelectrice. Acest lucru este determinant pentru furnizarea următoarelor servicii tehnologice de sistem :

 reglajul secundar frecvență-putere;

 rezerva turnantă;

 rezerva terțiara rapidă;

 reglajul tensiunii.

În prezent, centralele hidro sunt principalele furnizoare de servicii tehnologice de sistem acoperind aprox. 80% din rezerva minut a SEN.

Alt aspect legat de marea flexibilitate în exploatare a centralelor hidroelectrice este rolul centralelor hidro în profilarea curbei zilnice de sarcină (consum).

Centralele termoelectrice au o viteză de încărcare/descărcare mult mai mare decât centralele hidroelectrice ceea ce le situează funcționarea optimă în zona de bază a curbei de sarcină, zonele de vârf și intermediară a curbei de consum fiind acoperite, în principal, de centralele hidroelectrice. Acest lucru se realizează cu amenajările în cascada cu regularizare cel puțin zilnică. Diferențele dintre zona de vârf și golul de noapte ( cea mai descărcată zonă a curbei) variază în funcție de sezon și se situează în jurul valorii de 1200 MW. Deci producția hidro trebuie să acopere curba de consum prin modularea sarcinii ca în figura de mai jos.

Serviciile tehnice de sistem, la nivelul producției și transportului, sunt elementele necesare pentru garantarea calității, securității și economiei furnizării de electricitate la barele colectoare de la granița dintre sistemul de transport și cel de distribuție. Conceptul de calitate a serviciilor este asociat cu menținea în limite acceptabile a nivelurilor de tensiune și frecvență la punctele de livrare. Conceptul de securitate este legat de continuitatea furnizării. Conceptul de economie este legat de furnizarea de electricitate la un cost minim.

Pentru menținerea unei exploatări în condiții de siguranță Operatorul de Sistem trebuie să poată:

 să controleze frecvența între anumite limite;

 să controleze profilul tensiunii între anumite limite;

 să mențină stabilitatea sistemului;

 să prevină suprasarcinile de transport;

 să restaureze sistemul la nevoie;

 să restaureze sistemul la nevoie;

 să asigure reserve pentru condiții normale de exploatare și să facă față situațiilor și evenimentelor neprevăzute.

Fig.1.5 Curba de sarcină a SEN în intervalul 23.05.2012-25.05.2012

1.6 Aspecte ale siguranței și costurilor de evaluare

Pe piața energiei electrice mai mulți jucători au acces la rețelele de transport chiar într-un mod regulat. Aceasta înseamnă că relațiile comerciale și relațiile tranzacționale bidirecționale în rețelele de distribuție devin sarcini din ce în ce mai frecvente, depașind în acest fel condiția inițială a rețelei și anume de a satisface cererea de energie.

Sarcina de evaluare a meritelor tranzacțiilor bidirecționale devine o funcție importantă a utilității planificării și operării sistemului. Aceasta deoarece afectează funcții vitale ale sistemului (securitatea, siguranța, pierderile de energie, etc) și tensionează rețelele de transport actuale, și pot să restricționeze utilitățile de distribuție economice.

Mai departe, siguranța performanțelor rețelelor de transport cosnstituie unul din aspectele importante care ne interesează. Este deci evident că este nevoie de o planificare și considerații operaționale care trebuie urmate atât de către producător dar și de către consumator cu scopul de a asigura o utilizare în siguranța a rețelei de către ambii menționați anterior.

O tranzacție de transfer se referă la componentele tranzacției serviciului oferit de către o utilitate electrică și în asociere cu o vânzare de energie, o cumpărare de energie sau cu o tranzacționare bidirecțională. Următoarele două categorii sunt în principal folosite deoarece afectează diferențiat siguranța evaluării a transmisiei energiei electrice.

 Tranzacțiile de transport ale unei firme: nu sunt subiectul întreruperilor discrete și mențin o rezervă a capacității facilităților pentru a acoperii eventualele nevoi. Ele sunt rezultatul unui contract de înțelegere între producători și utilizatori.

 Tranzacțiile de transport nonfirme: pot fi subiectul unor întreruperi la cererea producătorului.

Un client poate fi conectat oriunde în sistemul de transport care trebuie să transmită puterea injectată la nodurile de încăracre din apropiere. Oricum, în condiții dificile, producătorul nu este capabil să transmită energia care să acopere întreaga cerere de energie datorită limitărilor în rețeaua de transport după ce defectul a trecut.

Tiparul generării energiei pentru fiecare client poate fi modelat ținând cont de faptul că fiecărui consumator i se poate asocia o curbă de sarcină zilnică, dar care s-ar putea să nu existe în anumite zile din anumite săptămâni sau în cadrul unor săptămâni dintr-un anumit an.

Această curbă indică capacitatea ce trebuie să fie trimisă ca urmare a unei înțelegeri și care este determinată de un anumit număr de nivele de capacitate pe o durată de timp de 24h, împarțita pe intervale de timp.

Rețeaua de transport trebuie să asigure o competiție corectă în servicile de generare, cu scopul de a obține asta, trebuie să asigure tarife adecvate care să remunereze investițiile și să urmărească o utilizare cât mai eficientă a resurselor sistemului.

Transportul de energie electrică trebuie oferită și tarifată separat, iar transportul de energie trebuie să consituie o afacere în sine.Mai multe criterii au fost folosite pentru a justifica tarifarea schemelor de transport după cum ar fi: simplitatea, onestitatea sau costurile alocate, teoria economică, și altele. Cunoștințele clare despre costurile actuale în ceea ce privește transportul de energie electrică este vitală pentru operarea rețelelor de transport ținând cont de un anumit număr de motive cum ar fi aspectele economice ale deciziilor operaționale și deciziile de afacericu privire la operații, investiții și onestității față de clienți.

Costul puterii livrate de către rețeaua de transport la un nod de rețea variază de la un loc la altul și poate fi calculată folosind următoarele servicii:

Costul total=costul energiei+costul de transport+costul pierderilor+costul de serviciilor de sistem+costurile de expediere+costurile de congestie

 Costul energiei este costul sistemului de producere (fix și variabil) care variază ținând cont de perioada de timp a zilei și de generatoarele care sunt în funcțiune.

 Costul de transport include costul capitalului recuperat a echipamentului sistemului și costul de mentenanță.

 Costul de pierderi este costul producerii energiei adiționale pentru asigurarea pierderilor de energie din rețelele de transport care variază cu încărcarea, locația, tipul de circulație și distanță. Toți utilizatorii rețelei trebuie să plătească acest scop.

 Costul servicilor auxiliare este costul care asigură toate serviciile care sunt cerute pentru siguranța și eficiența operațiilor sistemului și care include rezerva de putere, controlul frecvenței, controlul nivelului de tensiune, etc. Cel mai important element al acestui cost este rezerva de putere care are două părți: costul variabil al modificării generatoarelor folosite pentru producerea energiei și costul fix al tuturor generatoarelor de rezervă. Acest cost este alocat tuturor nodurilor sistemului în proporție cu cererea de energie.

 Costul de expediere include taxele pentru serviciile orarului sistemului operațional de transport, control și expediere ale sistemului de transport.

 Costul de congestie este asociat cu echipamentul rețelei de transport și de securitate și privește acțiunile sistemului de operare de a redistribui generarea cu scopul de a găzdui tranzacțiile de transport suplimentare. Acest cost schimbă costul marginal al puterii la câteva noduri ale sistemului și este alocat la fiecare nouă tranzacție.

Structura complexă a rețelei de transport oferă un număr destul de variat de posibile cai pe care puterea poate circula de la sursă la consumatori. Până de curând, întrebarea de a urmării circulația de puteri a avut un interes limitat. Oricum piața de tranzacționare a energiei electrice din întreaga lume a oferit noi aspecte ale sistemului de operare iar problema urmăririi circulașiei de puetri a prins contur din ce în ce mai mult.

Tehnicile de evaluare au fost publicate și permit monitorizarea circulației de puteri prin rețeaua de transport. Aceste tehnici permit alcătuirea de tabele care arată cât de mult din puterea generată de un anumit generator merge la un anumit nod precum și contribuția fiecărui generator la încărcarea liniilor de transport.

Pe lângă faptul că oferă informații adiționale în ceea privește circulația de putere prin rețeaua de transport, aceste tehnici pot fi folosite ca și o unealtă pentru determinarea costurilor pentru pierderile de putere și încărcarea actuală a sistemului de către un anumit generator.