Studiul Teoretic Si Experimental al Impactului Autovehicul Pieton

Contributii la cresterea eficientei energetice a

„TRANSELECTRICA” S.A.

Propusă de Departamentul

Electronică, Telecomunicații și Inginerie Electrică ca

Lucrare de Licență

la

Facultatea de Inginerie Electrică

Universitatea VALAHIA din Târgoviște

susținută de :

Florian BREABAN

iulie 17, 2014

SUPERVIZATĂ DE Prof.. OTILIA NEDELCU

Târgoviște, 2014

Florian BREABAN

AUTOR LUCRARE / AUTHOR OF THESIS

Inginer diplomat (B.Sc.)

GRAD / DEGREE

Inginerie Energetica

DOMENIU / DOMAINE

Contributii la cresterea eficientei energetice a

„TRANSELECTRICA” S.A.

TITLUL LUCRĂRII / TITLE OF THESIS

Otilia NEDELCU

COORDONATOR LUCRARE / THESIS SUPERVISOR

CO-SUPERVIZOR LUCRARE / THESIS CO-SUPERVISOR

EXAMINATORI LUCRARE / THESIS EXAMINERS

Magdalena MATEI

Marcel IONEL

Cornel SALISTEANU

Valentin DOGARU

Diana ENESCU

Otilia NEDELCU

Henri – George COANDĂ

DECAN FACULTATEA DE INGINERIE ELECTRICĂ / DEAN OF ELECTRICAL ENGINEERING FACULTY

Universitatea Valahia Târgoviște Promoația 2013-2014

Facultatea Inginerie Electrică

Specializarea Energetica Industriala

RAPORT

asupra proiectului de diplomă

al absolventului BREABAN Florian

Titlul lucrării:

Contributii la cresterea eficientei energetice a „Transelectrica” S.A.

Proiectul întocmit răspunde temei propuse:

[ ] Da [ ] Nu

Conținutul și calitatea memoriului scris:

[ ] foarte bine [ ] bine [ ] suficient [ ] insuficient

Conținutul și calitatea materialului grafic:

[ ] foarte bine [ ] bine [ ] suficient [ ] insuficient

Documentare, listă bibliografică:

[ ] foarte bine [ ] bine [ ] suficient [ ] insuficient

Contribuția personală:

[ ] foarte bine [ ] bine [ ] suficient [ ] insuficient

Ritmicitatea elaborării lucrării:

[ ] 90-100% [ ] 80-90% [ ] 70-80%

[ ] 60-70% [ ] 50-60% [ ] <50%

Nota generală propusă lucrării :

Conducător proiect :

Prof . dr. Ing. Otilia NEDELCU

UNIVERSITATEA “VALAHIA” TÂRGOVIȘTE

FACULTATEA DE INGINERIE ELECTRICĂ

DEPARTAMENT ELECTRONICĂ, TELECOMUNICAȚII ȘI INGINERIE ENERGETICĂ

Specializarea: Energetică Industrială Anul universitar: 2009-2010

TEMA

CONTRIBUTII LA CRESTEREA EFICIENTEI ENERGETICE A

„TRANSELECTRICA” S.A.

Florian BREABAN

1.Tipul proiectului :

2.Tema proiectului:

CONTRIBUTII LA CRESTEREA EFICIENTEI ENERGETICE A

„TRANSELECTRICA” S.A.

3.Conținutul proiectului:

Capitolul I –

Capitolul II –

Capitolul III –

Capitolul IV –

Capitolul V –

4. Memoriul justificativ va cuprinde:

Calcule referitoare la studiul de caz;

Justificarea calculelor si a soluțiilor propuse;

5. Locul unde va fi implementat proiectul: Baile Olanesti, Județul Vâlcea

6. Bibliografie

Matei M., Dezvoltarea durabila a sectorului energetic, note de curs, EI III, 2008-2009

Matei M., Utilizarea energiei termice, note de curs, EI IV, 2009-2010

Matei M., Managementul energiei, note de curs, EI IV, 2009-2010.

Ambros, T. – Surse regenerabile de energie, Ed. Tehnica – Info, Chisinau 1999

Zaides, E.P. – Conversia energiei, tehnologii si resurse, Ed. ICPE, Bucuresti 2001

Athanasovici V., Utilizarea căldurii în industrie, Ed. Tehnică, Buc., 1995, 352 p.

Athanasovici V., Mușătescu V., Dumitrescu I., S., Termoenergetică industrială și termoficare, Ed. Didactică și Pedagogică, Buc., 1981, 495 p.

Athanasovici V., Dumitrescu I., S.,, Carobogdan I. GH., Manualul Inginerului Termoenergitician, vol. 3, pag 513 – 640, Ed. Tehnică, Buc., 1986.

I., Mircea, Instalații și echipamente electrice – Ghid teoretic și practic, Ediția a-II- a Editura Didactică și Pedagogică, București, 2002.

Colecția revistei Energetica, 2000…2010.

Armin Themebl, Werner Weib, Instalații solare, Editura M.A.S.T.,București, 2008

Colecția revistei Instalatorul, 2007…2010

Dicționar Tehnic Englez-Român, EDITURA TEHNICĂ, București, 2004;

Mădărășan, T. Bazele termotehnicii, Editura Sincron, Cluj-Napoca, 1998;

Mihai, I.C. Mașini și instalații termice, Editura Universității Suceava, 2004

www.lpelectric.ro

www.consumerenergycenter.org

www.viesswmann.ro

www.nrel.gov

www.eurelectric.ro

www.energyatlas.org

www.arceonline.ro

www.minind.ro

www.anre.ro

www.enero.ro

www.cnr-cme.ro

CONDUCĂTOR PROIECT

Prof. dr. ing. Otilia NEDELCU

Tema a fost dată spre împlinire la data de 15.10.2013

SEMNĂTURA STUDENTULUI

Florian BREABAN

CONTRIBUTII LA CRESTEREA EFICIENTEI ENERGETICE A

„TRANSELECTRICA” S.A.

Florian BREABAN

Rezumat

LISTĂ FIGURI

CAPITOLUL I

CAPITOLUL II

ANALIZA DIAGNOSTICA A S.C. „TRANSELECTRICA” S.A.

2.1 ISTORIC, OBIECTIVE, STRUCTURA ACTUALA, PLANURI DE REFERINTA

2.1.1 Infiintarea Emitentului.Retrospectiva istorica

Compania Nationala de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica” S.A. s-a infiintat in anul 2000, prin Hotararea de Guvern 627/2000 privind reorganizarea Companiei Nationale de Electricitate S.A.. Aceasta hotarare este emisa in conformitate cu Hotararea de Guvern nr. 138/2000 privind programul de restructurare in domeniul energetic. Prin aceasta, activitatea de transport si dispecerizare a energiei electrice s-a separat complet de cea de producere, distributie si furnizare.Hotararea de Guvern nr. 647/2001 privind aprobarea Strategiei nationale de dezvoltare energetica a Romaniei pe termen mediu, intareste si confirma aceasta restructurare a domeniului energiei electrice.

Transelectrica, persoana juridica romana, este organizata si functioneaza in conformitate cu dispozitiile legale in vigoare, respectiv cu Legea Societatilor Comerciale, cu Legea Energiei Electrice, precum si cu prevederile statutului aprobat prin Hotararea de Guvern nr.627/2000. In conformitate cu prevederile Ordonantei de Urgenta a Guvernului nr. 88/2001, O.P.S.P.I deruleaza, in numele MEC, activitatile legate de exercitarea calitatii de actionar al statului la societatile si companiile nationale si la celelalte societati comerciale din portofoliul acestuia. De asemenea,O.P.S.P.I exercita, in numele MEC, atributiile acestuia de institutie publica implicata in domeniul privatizarii.

Momentele de referinta ale evolutiei sectorului energetic in perioada 1948-1989 vi le prezint in cele ce urmeaza:

-10.07.1948 – se infiinteaza Centrala Industriala a Energiei Electrice in Ministerul Industriei

-10.08.1948 – prin decizia Ministerului Industriei 7359/06.08.1948, in baza Decretului nr.140/10.07.1948 se infiinteaza:

-Societatea Generala de Electricitate Bucuresti;

-Societatile Regionale de Electricitate Brasov, Cluj, Timisoara, Craiova, Constanta, Galati, Iasi;

-Intreprinderile Regionale de Electricitate Slanic Prahova si Targoviste;

-28.07.1949 – prin Decretul Marii Adunari Nationale nr. 316/23.07.1949 (M.Of.48/25.07.1949) se infiinteaza Ministerul Energiei Electrice si Industriei Electrotehnice;

-13.06.1955 – se infiinteaza Dispecerul Energetic National;

-01.06.1957 – se infiinteaza Ministerul Industriei Grele;

-01.03.1961 – se infiinteaza Ministerul Minelor si Energiei Electrice;

-19.08.1965 – prin Decretul nr.62/1965 se infiinteaza Ministerul Energiei Electrice;

-01.05.1969 – prin HCM nr.583/1969 se infiinteaza in cadrul Ministerului Energiei Electrice Centrala Industriala de Transport si Distributie a Energiei Electrice;

-10.09.1977 – prin Decretul nr. 334/1977 se infiinteaza in cadrul Ministerului Energiei Electrice, Centrala Industriala de Retele Electrice.

Etapele de restructurare, dupa anul 1990 au fost urmatoarele:

-02.02.1990 – prin Hotararea de Guvern nr.452/1990 se desfiinteaza Centrala Industriala de Retele Electrice si se infiinteaza in cadrul Ministerului Energiei Electrice, Directia Generala de Transport si Distributie a Energiei Electrice;

-01.08.1990 – prin ordinul Ministerului Resurselor si Industriei nr.610/1990, Ministerul Energiei Electrice se transforma in Departamentul Energiei Electrice si Termice din cadrul acestui Minister;

-12.11.1990 – prin Hotararea de Guvern nr. 1199/1990 se infiinteaza Regia Autonoma de Electricitate „RENEL”-care acoperea intreaga gama de activitati din ramura energiei electrice si termice;

-3.07.1998 – in cadrul programului de restructurare al sectorului energetic romanesc, prin Hotararea de Guvern nr. 365/1998 privind reorganizarea Regiei Autonome de Electricitate „RENEL” s-au infiintat urmatoarele :

-Compania Nationala de Electricitate-S.A.

-Societatea Nationala „Nuclearelectrica”-S.A.

-Regia Autonoma pentru Activitati Nucleare.

Compania Nationala de Electricitate –S.A. avea ca obiect principal de activitate producerea de energie electrica, transportul, dispecerizarea, distributia si vanzarea acesteia, producerea si vanzarea energiei termice, exploatarea si dezvoltarea Sistemului Electroenergetic National. Compania avea in componenta trei filiale, organizate ca societati comerciale pe actiuni, la care era actionar unic, si anume:

-Filiala de producere a energiei electrice in hidrocentrale S.C. „Hidroelectrica” S.A.;

-Filiala de producere a energiei electrice si termice in termocentrale S.C. „Termoelectrica”

-Filiala de distributie a energiei electrice S.C. „Electrica” S.A. Compania Nationala de Electricitate S.A. avea in structura activitatea de transport- dispecer energie electrica, desfasurata in sedii cu statut de sucursala.

-31.07.2000 – prin Hotararea de Guvern nr. 627, Compania Nationala de Electricitate a fost divizata in patru entitati distincte. Actul normativ referit dispune divizarea totala a Companiei Nationale de Electricitate S.A. („CONEL”),actiune corporativa care a avut ca efect desfiintarea CONEL si infiintarea a patru societati comerciale pe actiuni, respectiv :

-Compania Nationala de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica” S.A.

-Societatea Comerciala de Producere a Energiei Electrice si Termice „Termoelectrica” S.A.

-Societatea Comerciala de producere a Energiei Electrice „Hidroelectrica” S.A.

-Societatea Comerciala de Distributie si Furnizare a Energiei Electrice „Electrica” S.A.

La infiintare, Transelectrica avea in componenta sa, opt Sucursale de transport al energiei electrice, Sucursala de formare si perfectionare a personalului din sectorul energetic si Dispecerul Energetic National – ca unitate operationala.

Sucursalele nu au personalitate juridica, efectuand operatiuni contabile pana la nivelul balantei de verificare in conditiile Legii contabilitatii nr. 82/1991 cu modificarile ulterioare. In cadrul Transelectrica se afla si Societatea Comerciala „Operatorul Pietei de Energie Electrica” – „OPCOM” S.A.,filiala cu personalitate juridica.”OPCOM” are ca scop administrarea pietei de electricitate prin asigurarea desfasurarii continue, ordonate,eficiente si transparente a tranzactiilor si a contractelor comerciale in conditii de reglementare, cu privire la protectia participantilor licentiati pentru producere sau furnizare, precum si a consumatorilor eligibili.

Transelectrica a devenit membru UCTE la Adunarea Generala anuala a UCTE din 08.05.2003 iar membru ETSO in luna noiembrie 2004. Prin aceasta Transelectrica este prima companie din Romania care a fost integrata intr-o structura europeana, ca prim pas spre aderarea la UE.

Sistemul energetic national a fost pe deplin integrat in infrastructura europeana la 10.11.2004, cand cele doua zone sincrone UCTE au fost reconectate, dupa succesul unei serii de investitii, teste si adaptari de reglementari tehnice. Functionarea Transelectrica la standarde europene a reprezentat un argument semnificativ in favoarea eforturilor Romaniei de a adera la UE si de a realiza armonizarea institutionala la acquis-ul comunitar.

Viziunea Emitentului este aceea de a deveni autoritatea tehnica si operativa a SEN precum si principalul operator de transport in Europa de sud-est, actionand totodata ca pivot al pietei regionale. Transelectrica este promotorul pietei regionale de electricitate din Europa de sud-est si a bursei regionale de energie electrica le in conditii de reglementare, cu privire la protectia participantilor licentiati pentru producere sau furnizare, precum si a consumatorilor eligibili.

Transelectrica a devenit membru UCTE la Adunarea Generala anuala a UCTE din 08.05.2003 iar membru ETSO in luna noiembrie 2004. Prin aceasta Transelectrica este prima companie din Romania care a fost integrata intr-o structura europeana, ca prim pas spre aderarea la UE.

Sistemul energetic national a fost pe deplin integrat in infrastructura europeana la 10.11.2004, cand cele doua zone sincrone UCTE au fost reconectate, dupa succesul unei serii de investitii, teste si adaptari de reglementari tehnice. Functionarea Transelectrica la standarde europene a reprezentat un argument semnificativ in favoarea eforturilor Romaniei de a adera la UE si de a realiza armonizarea institutionala la acquis-ul comunitar.

Viziunea Emitentului este aceea de a deveni autoritatea tehnica si operativa a SEN precum si principalul operator de transport in Europa de sud-est, actionand totodata ca pivot al pietei regionale. Transelectrica este promotorul pietei regionale de electricitate din Europa de sud-est si a bursei regionale de energie electrica cu scopul de a valorifica experienta acumulata in domeniul gestionarii pietei interne de electricitate. In aceste conditii, companiile romanesti producatoare de energie electrica vor avea posibilitatea de a deveni exportatori importanti de electricitate catre tarile invecinate,Reteaua Electrica de Transport (RET) urmand sa asigure tranzitelede pe piata europeana de electricitate.

Principalele activitati ale Emitentului sunt:

-Conducerea tehnica si operativa a SEN cu asigurarea sigurantei si stabilitatii acestuia

-Exploatarea si intretinerea activelor RET

-Planificarea SEN si dezvoltarea RET

-Administrarea pietei prin intermediul filialei sale independente OPCOM

-Gestionarea interconexiunilor si a tranzitelor de electricitate cu tarile invecinate

In urma reorganizarii CONEL, Emitentul a devenit operator al sistemului de transport de energie electrica si operator de sistem al SEN, exercitandu-si astfel activitatea separat de cea de distributie si productie de energie electrica.Prin aceasta separare a activitatilor principale din domeniul energetic au fost create premisele dezvoltarii unei piete concurentiale pentru producerea si furnizarea energiei electrice. In urma acestei reorganizari Emitentul a obtinut dreptul de a dezvolta instalatiile de transport al energiei electrice pe baza unei planificari proprii in aplicarea strategiei energetice a sectorului si s-au creat conditiile pentru facilitarea gestionarii si intretinerii eficiente a retelei de transport de energie electrica si stabilirea clara a costurilor implicate de activitatea de transport a energiei electrice. Trebuie subliniat faptul ca in compunerea retelei electrice de transport sunt incluse si active care Guvern 627/2000, iar Emitentul, desi le exploateaza si intretine, nu este proprietarul acestora, dar le are in concesiune.

In considerarea statutului de societate comerciala pe actiuni si, implicit, a incidentei Legii Societatilor Comerciale, Emitentul a parcurs formalitatile de inregistrare la Oficiul Registrului Comertului de pe langa Tribunalul Bucuresti fiind inregistrat sub nr. J40/8060/05.09.2000. Emitentul are o durata de functionare nelimitata incepand de la data inregistrarii la Oficiul Registrului Comertului. Insa, Emitentul este guvernat in egala masura si de prevederile Legii Energiei Electrice si de reglementarile emise in aplicarea acesteia. Potrivit actului normativ referit, autoritatea de reglementare a Emitentului este Autoritatea Nationala de Reglementare in domeniul Energiei (A.N.R.E.). A.N.R.E. este o institutie publica autonoma de interes national, cu personalitate juridica ale carei misiuni principale constau in aceea ca elaboreaza, stabileste si urmareste aplicarea ansamblului de reglementari obligatorii la nivel national, necesar functionarii sectorului si pietei energiei electrice, in conditii de eficienta, concurenta, transparenta si protectie a consumatorilor. Activitatea Emitentului se desfasoara pe baza de licenta acordata de A.N.R.E.

In conformitate cu cadrul normativ incident la momentul infiintarii sale, Emitentul a solicitat si obtinut la A.N.R.E. in anul 2000 o licenta de transport a energiei electrice (licenta 161/22.12.2000) si o licenta pentru dispecerizarea energiei electrice (licenta 162/22.12.2000), licente care au mai inregistrat o revizuire aprobata de A.N.R.E. in cursul anului 2002. In data de 27.09.2005, in conformitate cu Legea Energiei Electrice (adoptata ulterior infiintarii Emitentului) si cu reglementarile specifice emise de A.N.R.E. a fost modificata licenta acordata pentru transportul de energie electrica (licenta 161/22.12.2000), intre modificari fiind si extinderea gamei de activitati licentiate la serviciul de sistem prin utilizarea sistemelor de conducere prin dispecer proprii (activitate care anterior facuse obiectul unei licente distincte, respectiv licenta 162/22.12.2000), ca atare licenta anterioara pentru dispecerizarea energiei electrice (162/22.12.2000) a fost abrogata.

2.1.2 Functiile pe care Transelectrica le indeplineste pe piata de electricitate, fiedirect, fie prin sucursalele sau filialele sale.

Aceste functii sunt in numar de patru si anume :

-Operator de Transport si de Sistem al Sistemului Electroenergetic National

-Operator al pietei de echilibrare a functionarii Sistemului Electroenergetic National

-Operator Comercial al pietei de electricitate, prin filiala OPCOM S.A.

-Operator de Masurare al energiei electrice tranzactionate pe piata angro de electricitate, prin Sucursala de Masurare – OMEPA

Emitentul are dreptul de a efectua tranzactii cu energie electrica exclusiv pentru : a acoperi consumul propriu tehnologic aferent retelei electrice de transport, a elimina restrictiile de sistem interne sau pe liniile de interconexiune si de a compensa abaterile de la valorile programate ale productiei si consumului de energie electrica in cadrul SEN, a face schimb in natura, de energie electrica, cu sistemele electroenergetice vecine, in scopul intrajutorarii.

Obiectivele principale ale Emitentului sunt catalogate astfel :

-sa realizeze si sa promoveze reglementarea tehnica necesara functionarii in conditii de siguranta a SEN;

-sa realizeze echilibrarea in timp real a productiei cu consumul, cat si managementul tehnic al SEN, utilizand mecanisme specifice de piata;

-sa furnizeze serviciile de transport cu respectarea standardelor de calitate si de siguranta in functionare, in conformitate cu Conditiile asociate Licentei nr. 161 pentru transportul de energie electrica si furnizarea serviciului de sistem;

-sa faca propriile servicii competitive acolo unde este posibil si sa presteze aceste servicii cu un cost minim;

-sa fundamenteze tarifele serviciilor intr-o maniera corespunzatoare principiilor de tarifare pentru energie electrica, asa cum se evidentiaza in ordinele emise de A.N.R.E. privind tarifele pentru serviciile de transport al energiei electrice si serviciile de sistem.

Obiectivul pe termen lung este dezvoltarea pietei de energie electrica pentru asigurarea dezvoltarii durabile a Romaniei.

Transelectrica are in componenta sa noua sucursale si anume : opt Sucursale de Transport al energiei electrice si Sucursala, Operatorul de masurare a energiei electrice tranzactionata pe piata angro – „OMEPA”. Transelectrica are in componenta sa ca Unitate Operationala, Dispecerul Energetic National. Activitatea operationala a Companiei se realizeaza de catre Unitatea Operationala-Dispecerul Energetic National (UNO-DEN) si de cele opt sucursale teritoriale de transport.

2.1.3 Filialele si Sucursalele Emitentului.

Emitentul detine in proportie de 100% sase filiale. Dintre acestea, OPCOM a luat fiinta si a fost organizata ca filiala a Transelectrica in baza H.G.626/2000. Ulterior, SMART, TELETRANS si FORMENERG au devenit filiale ale Emitentului prin externalizarea unor activitati ale acestuia, iar ICEMENERG a fost infiintata ca filiala a Transelectrica in baza H.G. 1065/2003. Ulterior prin H.G. 2294/2004 s-a aprobat transferul pachetului de actiuni detinut de ICEMENERG la ICEMENERG Service catre Transelectrica, ICEMENERG Service devenind astfel la randul sau filiala a Transelectrica. In prezent ICEMENERG Service este detinuta direct de catre Emitent.

Prin Ordinul Ministrului Economiei si Comertului nr. 855/2004 s-a instituit procedura de administrare speciala si supraveghere financiara la ICEMENERG Service, demers facut in vederea stabilirii modului de administrare si gestionare, precum si a masurilor ce trebuie luate pentru accelerarea procesului de privatizare la ICEMENERG Service. Pe duratac administrarii speciale si a supravegherii financiare in perioada de privatizare administratorul special are atributiile stabilite prin mandatul special acordat prin ordin al Ministrului Economiei si Comertului. Procedura de administrare speciala si de supraveghere financiara in perioada de privatizare inceteaza la data transferului dreptului de proprietate asupra actiunilor, in situatia privatizarii societatii comerciale, sau la data stabilita prin ordin al Ministrului Economiei si Comertului.

Filialele Emitentului sunt persoane juridice romane, organizate ca societati pe actiuni si care desfasoara activitati adiacente obiectului principal de activitate al Emitentului, respectiv :

-S.C.OPCOM S.A. care are drept scop asigurarea unui cadru organizat de desfasurare a tranzactiilor comerciale cu energie electrica;

-S.C. SMART S.A. care presteaza in principal serviciile de mentenanta pentru Reteaua Electrica de Transport, realizand reviziile si reparatiile echipamentelor primare si secundare din retelele electrice, prestari de servicii in domeniul energetic, microproductie de echipamente electrice in conditiile functionarii in siguranta a SEN;

-S.C. FORMENERG S.A. a carei activitate consta in formarea profesionala a personalului din sectorul energetic;

-Societatea Comerciala pentru servicii de telecomunicatii si tehnologia informatiei in retelele electrice „TELETRANS” S.A. care asigura servicii de telecomunicatii si IT pentru conducerea prin dispecer a SEN si pentru necesitati interne ale Transelectrica;

-S.C. ICEMENERG S.A. care presteaza servicii in domeniul centralelor termoelectrice, statiilor si retelelor electrice si are ca obiect de activitate cercetarea stiintifica, asistenta tehnica si service in domeniile mentionate;

-S.C. ICEMENERG Service S.A. al carei obiect de activitate consta in productia de aparate pentru distributia energiei electrice si comanda echipamentelor energetice.

Un numar de trei dintre aceste filiale, OPCOM S.A., SMART S.A. si TELETRANS S.A. au o activitate strans legata de obiectul de activitate al Emitentului.

La fiecare dintre cele sase filiale Emitentul are calitatea de actionar unic, fiind prin urmare detinatorul tuturor drepturilor de vot in cadrul adunarii generale a actionarilor. Emitentul va initia privatizarea filialelor sale. In prima etapa se vor privatiza filialele FORMENERG, ICEMENERG si ICEMENERG Service, a caror activitate nu este strans legata de cea a C.N. Transelectrica.

Emitentul are organizate in componenta sa un numar de opt sucursale regionale de transport (Bacau, Bucuresti, Cluj, Craiova, Timisoara, Constanta, Pitesti, Sibiu), precum si o sucursala de masurare a energiei pe piata angro de energie electrica-OMEPA. Elementele de identificare detaliate ale fiecareia dintre filialele si sucursalele Emitentului sunt prezentate in Anexa 1.

2.1.4 Planul de Perspectiva al RET pentru perioada 2010 – 2014 si in perspectiva 2019

1.Scopul si obiectivele Planului de Perspectiva al RET

În conformitate cu competențele și atribuțiile stabilite prin Legea Energiei Electrice nr.13/2007 republicată cu toate modificările și completările ulterioare, Codul Tehnic al RET– Revizia I, aprobat prin Ordin ANRE nr. 20/2004, modificat si completat prin Ordin ANRE nr.35/2004 și Condițiile asociate Licenței nr.161 pentru transportul de energie electrică și furnizarea serviciului de sistem, Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica” S.A. planifică dezvoltarea RET, ținând seama de stadiul actual și evolutia prognozată a consumului, parcului de producție și schimburilor de energie electrică și elaborează la fiecare 2 ani un Plan de perspectivă pentru următorii 10 ani succesivi, avizat de către autoritatea competentă și aprobat de către ministerul de resort.

Planificarea dezvoltării RET urmărește următoarele obiective:

a.siguranța în funcționare a SEN, conform condițiilor normate de Codul tehnic al RET și Standardul de performanță pentru serviciile de transport și de sistem ale energiei electrice;

b.satisfacerea cererii de energie electrică a sistemului și garantarea continuității furnizării către clienți;

c.dezvoltarea RET astfel încât aceasta să fie dimensionată la un nivel justificat din punct de vedere al eficienței tehnico-economice la nivel național pentru transportul energiei electrice prognozate a fi produsă, consumată, importată, exportată și tranzitată;

d.asigurarea accesului la rețeaua de interes public tuturor solicitanților, în condițiile prevăzute de normele în vigoare;

e.adaptabilitatea RET la abateri față de prognoză ale evoluției consumului, producției și schimburilor de energie electrică, având în vedere caracterul incert al acestora, astfel încât să fie menținută, cu costuri rezonabile, siguranța în funcționare a SEN;

f.minimizarea pierderilor de energie electrică în rețeaua de transport și în rețelele de distribuție de interes public.

Aspectele principale referitoare la necesitățile de dezvoltare a RET, justificarea acestora și planul de mentenanță și dezvoltare a RET pe zece ani sunt prezentate periodic în Planul de Perspectivă.

Obiectivele principale ale Planului de Perspectivă al RET sunt:

-Asigurarea în condiții de eficiență a unui nivel corespunzător al adecvanței rețelei de transport, ținând seama de politica și programul energetic al statului, stabilite în conformitate cu Legea Energiei Electrice nr. 13/2007 și cu alte documente strategice în vigoare;

-Corelarea acțiunilor între OTS și participanții la piață referitoare la orice serviciu solicitat care poate avea impact asupra performanțelor de siguranță a SEN;

-Corelarea acțiunilor între OTS și participanții la piață referitoare la planurile de investiții pe termen mediu și lung;

-Prezentarea oportunităților zonale pentru racordarea la RET și utilizarea RET, funcție de prognoza de dezvoltare a consumului și necesitățile de capacități noi instalate, în scopul funcționăriieficiente, în condiții de siguranță

-Identificarea și prezentarea oportunităților de dezvoltare a capacităților de interconexiune

pentru susținerea dezvoltării pieței interne europene de electricitate;

-Identificarea necesarului de resurse financiare pentru dezvoltarea și operarea RET în condiții de siguranță în funcționare, modul de obținere și asigurare a acestor resurse, corelat cu proiecțiile asupra evoluției tarifelor urmând să fie detaliat și precizat prin planul de afaceri.

2.Principii care au stat la baza elaborarii Planului de Perspectiva

Planul de Perspectivă al RET a fost elaborat pornindu-se de la necesitatea satisfacerii cerințelor utilizatorilor în condițiile menținerii calității serviciului de transport și de sistem și a siguranței în funcționare a sistemului electroenergetic național, în conformitate cu reglementarile în vigoare și cu standardele impuse de funcționarea interconectată în cadrul ENTSO-E.

Elementele determinante în elaborarea Planului au fost:

• Necesitățile utilizatorilor SEN;

• Strategia și politica energetică a guvernului;

• Direcțiile strategice ale CNTEE “Transelectrica” – S.A.;

• Contractele și angajamentele ferme ale companiei la data elaborării Planului;

• Disponibilitățile financiare ale companiei;

• Integrarea în piața de energie electrică europeană.

Direcțiile strategice de dezvoltare avute în vedere la stabilirea soluțiilor tehnice și la elaborarea programelor de investiții de mentenanță sunt următoarele:

−Realizarea mentenanței, modernizarii și dezvoltarii RET și a capacităților de interconexiune, în scopul menținerii siguranței funcționării SEN în ansamblu, în conformitate cu Licența nr.161/2000, rev.2/2005, modificată prin decizia ANRE

867/30.04.2009.;

−Introducerea tehnologiilor performante existente pe plan mondial;

−Promovarea teleconducerii instalațiilor din stațiile RET;

−Susținerea unui rol major în piața de energie electrică regională și europeană;

−Creșterea capacității de interconexiune cu sistemele vecine;

−Creșterea volumului energiei transportate;

−Promovarea soluțiilor care conduc la reducerea pierderilor în RET;

−Reducerea congestiilor în RET.

S-a urmărit dezvoltarea și exploatarea cu costuri minime a RET, în condițile aplicării principiului dezvoltării și utilizării optime a sistemului de transport. La realizarea acestui deziderat contribuie semnalele transmise prin tariful zonal de transport privind:

−amplasarea noilor consumatori, de preferință, în zonele excedentare ale sistemului;

−amplasarea noilor producători, de preferință, în zonele deficitare ale sistemului;

−utilizarea cât mai eficientă a capacităților de transport existente;

−integrarea în piața de energie electrică europeană.

3.Metodologii si programe de calcul utilizate

Elaborarea Planului de Perspectivă al RET presupune parcurgerea următoarelor etape de analiză:

−Prognoza cererii de energie electrică și termică (termoficarea urbană și consumul industrial) pe ansamblul SEN pentru perioada analizată;

−Prognoza consumului de energie și a nivelului de putere electrică (activă și reactivă) pe paliere caracteristice ale curbei de sarcină (vârf și gol de sarcină în sezoanele de iarnă și vară), în profil teritorial;

−Prognoze de import/export/tranzit de energie și putere electrică;

−Evaluarea stării tehnice actuale a capacităților de producere a energiei electrice (și termice), a inatalațiilor din rețeaua de transport a energiei electrice și a instalațiilor de interconexiune cu sistemele vecine;

−Evaluarea importanței stațiilor de transport;

−Stabilirea disponibilității capacităților de producție, considerând programele de casări, reabilitări și instalare de grupuri noi;

−Evaluarea necesarului de servicii de sistem pentru SEN și a modului de asigurare a acestora;

−Elaborarea balanțelor de puteri active și reactive pe noduri ale RET și zone energetic ale SEN, la palierele caracteristice ale curbei de sarcină;

−Analiza regimurilor de funcționare a RET în perioada de referință:

– circulațiile de putere la palierele caracteristice ale curbei de sarcină;

-pierderile de putere pe palierele caracteristice ale curbei de sarcină și pierderile anuale de energie electrică în RET;

-nivelul admisibil de tensiune și reglajul acesteia în nodurile RET;

-nivelul puterilor de scurtcircuit în nodurile RET;

-condițiile de stabilitate statică și tranzitorie a funcționării SEN;

−Analiza performanțelor actuale și stabilirea programelor necesare de modernizare/dezvoltare a infrastructurii asociate RET;

−Stabilirea investițiilor necesare pentru satisfacerea cerințelor de ordin tehnic impuse de funcționarea interconectată a SEN cu rețeaua ENTSO-E și pentru participarea la piața de energie electrică regională;

−Stabilirea măsurilor necesare pentru reducerea impactului RET asupra mediului;

−Prognoza tarifelor de transport în conformitate cu conținutul Planului de Perspectivă al RET si a Planului de Afaceri al companiei;

−Evidențierea oportunităților pentru conectarea la RET a noilor utilizatori: mari consumatori racordațil direct la rețelele de foarte înaltă tensiune și producători de energie electrică.

Principalele metodologii și programe de calcul utilizate sunt prezentate în Anexele A-1, A-2, A-3.

La elaborarea Planului de Perspectivă al RET, Transelectrica utilizează următoarele programe de calcul:

−Pentru prognozarea modului de acoperire a sarcinii de către capacitatile de producere a energiei electrice – PowrSym3;

-simularea regimului staționar de funcționare a SEN – Power Systems Simulator / Engineers – PSS/E și NEPLAN;

-simularea regimurilor dinamice – EUROSTAG 4.4;

-optimizarea automata a parametrilor PSS NETOMAC;

-prognoza necesarului de energie electrică pe ansamblul SEN și în repartiție teritorială – ConStat;

−Evaluarea stării tehnice actuale a capacităților de producere a energiei electrice (și termice), a inatalațiilor din rețeaua de transport a energiei electrice și a instalațiilor de interconexiune cu sistemele vecine;

−Evaluarea importanței stațiilor de transport – DINLAP, parte componentă a pachetului de programe utilizate în cadrul proiectului RCM;

−Program integrat de calcul al tarifelor de transport zonale – Tarif IT.

2.2 REZULTATE COMPETITIONALE SI FUNCTIONALE

2.2.1 Piata energiei electrice

Cererea de energie este influentata de stadiul de dezvoltare economica, care se reflecta in intensitatea energetica a sectoarelor industriale si in puterea de cumparare a populatiei. Intensitatea energetica, definita ca energia consumata pentru a genera o unitate de PIB, a scazut la mai mult de jumatate fata de anii 90, fiind insa de trei ori mai mare fata de media UE.Tendinta de scadere a intensitatii energetice ar putea continua in cazul in care vor fi inlocuite tehnologiile energofage utilizate in prezent de catre consumatorii mari industriali. Pe de alta parte, consumul populatiei este considerat o sursa a cresterii cererii de energie, pe masura dezvoltari ieconomice si a cresterii venitului pe gospodarie.

Cea mai mare parte a energiei electrice furnizate provine de la producatorii pe baza de carbune chiar daca România dispune de o gamă diversificată, dar redusă cantitativ, de resurse de energie primară fosile și minerale: țiței, gaze naturale, cărbune, minereu de uraniu, precum și de un important potențial valorificabil de resurse regenerabile. Utilizarea in continuare a acestor resurse va presupune investitii pentru protectia mediului din partea producatorilor, aceasta in conditiile in care costurile energiei produse in termocentrale pe carbune sunt mari.

O evaluare corectă a posibilităților de acoperire a necesarului de resurse energetice primare în perspectivă trebuie să pornescă de la situația actuală a rezervelor certe, corelată cu estimarea realistă a resurselor potențiale și în strânsă corelație cu

previziunile privind consumul de resurse determinat de cererea de energie finală. Din acest punct de vedere în momentul de față pot fi făcute următoarele estimări:

Rezervele de lignit pot asigura exploatarea eficientă a lor pentru încă aproximativ 40 ani la un nivel de producție de circa 30 mil. tone/an. În sectorul de extracție a lignitului nivelul de intervenție a statului este redus, fiind rezumat la acordarea de subvenții doar pentru exploatarea din subteran, subvenție care va fi eliminată în timp.

Referitor la huilă, restrângerea perimetrelor și închiderea minelor neperformante a condus la situația în care numai circa 30% din totalul rezervelor geologice de huilă se mai regăsesc în perimetrele aflate în concesiunea CNH-SA. Conform Directivei UE adoptată recent, UE permite continuarea subvenției pentru exploatarea huilei până în 2018 și condiționează acest fapt de aplicarea strictă a unui program de închidere a minelor care generează pierderi. Se poate estima că evoluția costurilor de producție, costurile suplimentare cu emisiile de CO2 și eliminarea subvențiilor pentru producție (cerută de UE) va conduce la reducerea tot mai accentuată a competitivității huilei din producție internă și deci la restrângerea semnificativă a producției. Zăcămintele din România sunt situate în condiții geo-miniere complexe, iar caracteristicile mineralogice, ce influențează calitatea se situează la limita inferioară. Din punct de vedere economic și energetic pentru producția de energie electrică, huila indigenă, fără subvenții devine sursă marginală.

Contributia productiei hidrocentralelor la totalul energiei electrice produse este ridicata si numarul de capacitati de productie ar putea creste pe termen mediu, datorita avantajelor economice (costuri de productie reduse) in utilizarea acestor resurse.

Grupurile hidroenergetice având durata de viață normată depășită, totalizează o putere instalată de 6.450 MW ce reprezintă circa 31% din puterea instalată totală, dintre care cele mai mari unitati sunt cele de pe Dunare (Portile de fier I si II), cu o putere instalata de aproape 1.300 MW, amenajarea Lotru-Ciunget cu o putere instalata de 600 MW si hidrocentrala Raul-Mare Retezat cu o putere instalata de 335 MW.

În perioada de după 2000 până în prezent au fost reabilitate, prin retehnologizare și modernizare, capacități de producție a căror putere însumează circa 1.000 MW. Programul de reabilitare a grupurilor hidroenergetice vizează până în 2020 retehnologizarea și modernizarea unor capacități de producție a căror putere instalată însumează circa 2.400 MW.

Figura 2. Puterea disponibilă brută a centralelor electrice aflate la dispoziția SEN la 01.01.2010

Total 17.693 MW

Figura 3. Producția de energie electrică în anul 2009* (57,5 TWh)

Sursa: Institutul Național de Statistică – Romania în Cifre – 2010

Emitentul transporta in RET aproximativ 67% din cantitatea de energie electrica consumata in economia romaneasca, restul de 33% reprezentand energie electrica generata de producatorii racordati direct la retelele de distributie si care ajunge la consumatori prin intermediul retelelor de distributie.

Piata de energie din România a optat pentru modelul de piață descentralizată de energie electrică, în care participanții sunt liberi să încheie tranzacții de vânzare-cumpărare a energiei electrice.

Piața de energie electrică se compune din două secțiuni:

Piața angro, în care energia electrică este cumpărată în vederea revânzării iar tranzacțiile se desfășoară între producători și furnizori licențiați (figura 5);

Piața cu amănuntul, în care energia electrică este cumpărată în vederea consumului propriu iar tranzacțiile se desfășoară între furnizori și consumatorii de energie.

Figura 5. Structura schematică a pieței angro de energie electrică

Sursa: ANRE

De la inceputul procesului de liberalizare (2000–separarea activitatilor monopoliste de cele comerciale), Opcom, operatorul pietei de energie electrica din Romania, a administrat o piata zilnica. Operatorul pietei asigura pretul de referinta si accesul concurential, transparent, nediscriminatoriu la energie. In 2005 au fost lansate mecanisme noi de tranzactionare spot (piata pentru ziua urmatoare) la Opcom, permitand ofertare bilaterala vanzare-cumparare, care va asigura pana in prezent cea mai buna lichiditate in estul Europei.

In anul 2005 a fost creata la Opcom o platforma de tranzactionare care furnizeaza licitatii publice (PCCB) pentru contracte forward fizice. Au fost proiectate licitatiile electronice (PCCB-NC) pentru contracte de 1 MW saptamanale, lunare, trimestriale, anuale pentru baza, varf si gol in vederea sporirii performantelor acestei platforme incepand din 2007.

Din 2008, Opcom furnizeaza serviciul de contraparte in Piata pentru Ziua Urmatoare. Cu procedura sa de plata in doua zile bancare, aceasta contributie este cu atat mai valoroasa pe parcursul crizei financiare. In afara de tranzactionarea energiei electrice, Ministerul Economiei, Comertului si Mediului de Afaceri a sustinut lansarea de catre Opcom a platformei pentru certificatele de emisii de gaze cu efect de sera (iunie 2010) si totodata a incurajat cooperarea Opcom cu Bursa de Valori Bucuresti in vederea crearii pietei derivativelor pentru energie electrica care sa asigure protejare impotriva riscului sporit de volatilitate datorat cresterii cantitatilor tranzactionate in piata spot. Lichiditatea actuala a pietelor Opcom este de circa 25% din consum.

2.2.2 Transportul, tranzitul energiei electrice si conducerea SEN.

Principalele contracte incheiate pe piata reglementata legate de activitatea Emitentului sunt:

-Contractul-cadru pentru prestarea serviciului de transport, a serviciilor de system si de administrare a pietei incheiat de Transelectrica cu producatorii si furnizorii de energie electrica si consumatorii de energie electrica la preturi reglementate ANRE;

-Contractul-cadru pentru achizitia de servicii de sistem tehnologice, incheiat cu producatorii de energie electrica;

-Conventia-cadru pentru asumarea responsabilitatii echilibrarii, incheiata de Transelectrica cu producatorii si furnizorii de energie electrica constituiti in parti responsabile cu echilibrarea;

-Conventia-cadru pentru participarea la piata de echilibrare, incheiata de Transelectrica cu participantii la piata de echilibrare, de regula producatori de energie electrica;

-Contractul-cadru pentru alocarea capacitatii de transport pe liniile de interconexiune, incheiat de Transelectrica cu furnizorii de energie electrica romani si straini.

CAPITOLUL III

FORMULAREA ALTERNATIVELOR DE SCHIMBARE PENTRU REZOLVAREA PROBLEMELOR

3.1 PROPUNERI DE PROIECTE DE SCHIMBARE CU EFECTE ESTIMATE

3.1.1 Fundamentarea programului de dezvoltare

Programul de dezvoltare a fost elaborat pornindu-se de la necesitatea mentinerii calitatii serviciului de transport si de sistem si a sigurantei in functionare a SEN la standardele impuse de functionarea interconectata cu UCT.

Elementele care au stat la baza realizarii programului au fost urmatoarele:

-Directiile strategice de dezvoltare ale Transelectrica S.A.

-Caracteristicile tehnice ale RET – aspectele semnificative cu referire la programul de modernizare.

-Proiecte semnificative in SEN

-Contractele si angajamentele ferme existente la data elaborarii programului, alte proiecte angajate de companie

-Disponibilitatile financiare ale Transelectrica S.A.

Directiile strategice de dezvoltare a Transelectrica S.A.

Pentru perioada mentionata (2008 – 2019) directiile strategice de dezvoltare a Transelectrica S.A. sunt urmatoarele:

-Introducerea celor mai noi si performante tehnologii existente pe plan mondial.

-Dezvoltarea cu precadere a instalatiilor cu tensiunea nominala de 400 kV.

-Obtinerea unui rol major in piata de energie electrica regionala si europeana.

Proiecte semnificative in SEN

Din acest punct de vedere se mentioneaza:

-Dezvoltarea centralei nucleare de la Cernavoda prin instalarea grupurilor 2 si 3 chiar in perioada analizata (2008 – 2019);

-Cresterea cu aproape 50% a puterii consumate la ALRO Slatina;

-Realizarea CHEAP Tarnita;

-Realizarea unei interconexiuni cu SE al Turciei prin cablu submarin;

-Realizarea statiei back – to – back la Isaccea.

Proiecte in RET

In perioada analizata este planificata realizarea urmatoarelor proiecte noi:

-LEA 400 kV de interconexiune cu Ungaria: Oradea (RO) – Nadab (RO) – Bekescsaba (HU) – Arad (RO);

-LEA 400 kV de interconexiune cu Republica Moldova: Gadalin (RO) – Suceava (RO) – Balti (MO), proiect care include si trecerea la 400 kV a axei Gutinas – Bacau – Roman – Suceava;

-Trecerea la 220 kV a centralei Portile de Fier II;

-LEA 400 kV Portile de fier – Resita;

-Trecerea la 400 kV a axei Resita – Timisoara – Arad.

Contractele si angajamentele ferme angajate de companie la data elaborarii programului

Elaborarea programului de modernizare trebuie sa tina seama de angajamentele asumate anterior si alte proiecte de dezvoltare rezultate din necesitatile de siguranta in functionare a SEN. In ceea ce priveste perioada analizata, trebuie avute in vedere urmatoarele:

-Statii construite sau retehnologizate/reparate capital (in ceea ce priveste echipamentele primare) de mai putin de 10 ani.

-Proiectele de retehnologizare si modernizare sau reparatii majore aflate in derulare.

-Proiectele de retehnologizare si modernizare pentru care exista la ora actuala angajamente ferme.

-Racordarea CHE Portile de Fier II la 220 kV

-Realizarea LEA 400kV Portile de Fier – Resita si trecerea la 400 kV a axei Resita – Timisoara – Arad.

Proiectelor de retehnologizare si RK aflate in derulare la ora actuala sunt urmatoarele: retehnologizare – Constanta Nord 400/110 kV, Oradea Sud 400/110 kV, Slatina 400/220 kV, Brazi Vest 400/220 kV, Rosiori 400/220 kV, Fantanele 110 kV, Gutinas 400/220 kV, Iernut 400/220/110 kV, Fundeni 220 kV, Sibiu Sud 400/110 kV, Bucuresti Sud 400/220 kV, Cernavoda 400 kV, Paroseni 220 kV; repartitii majore – Vetis 220 kv/110 kV, Pitesti Sud 200 kV/110 kV.

3.1.2. Coordonatele programului de dezvoltare

In conformitate cu aspectele prezentate in paragrafele anterioare, programul de modernizare se va canaliza pe urmatoarele coordonate:

-Volumul mare al instalatiilor care necesita modernizari si retehnologizari coroborat cu situatia relativ favorabila (incarcari relative reduse) existenta in RET in urmatorii 5 ÷ 7 ani, justifica un effort investitional si financiar sporit in aceasta perioada.

-Volumul mare al institutiilor de 220 kV existente la ora actual fac imposibila renuntarea la aceasta tensiune in urmatorii 30 de ani, ceea ce impune realizarea actiunilor de modernizare si retehnologizare a acestor instalatii in aceeasi masura ca si la cele 400 kV.

-In urmatorii 20 de ani este necesar sa fie modernizate toate instalatiile RET (400 kV, 220 kV si 110 kV) pentru a putea mentine standardele de calitate impuse de functionarea interconectata cu UCTE.

-Utilizarea unor echipamente primare modern si fiabile creaza conditiile pentru renuntarea la bara de transfer in toate statiile la care se realizeaza reparatii majore sau retehnologizari.

-Statiile care au fost retehnologizate sau reparate capital nu vor mai fi luate in considerare la elaborarea analizelor cel putin 10 ani de la anul finalizarii actiunii de mentenanta/modernizare.

-Dezvoltarea CNE Cernavoda pana la 3 -3 grupuri (grupul 3 este planificat sa intre pe piata de energie electrica in 2011) impune reparatia capital sau retehnologizarea cu prioritate a statiilor care asigura legatura centralei cu sistemul inainte ca puterea instalata in central sa conduca la ridicarea costurilor acestor operatii prin cerintele sporite de siguranta in functionare.

-Statiile 220 kV Resita, Timisoara si Sacalaz vor fi retehnologizate o data cu trecerea la 400 kV a axei Resita – Timisoara – Arad.

-Statiile cu alimentare radial, indifferent de tensiunea nominal, de regula nu se vor retehnologiza ci vor intra in programul de reparatii majore.

-Unitatile de transformare si liniile electrice nu fac obiectul acestei planificari.

3.1.3. Stabilirea ordinii de prioritate in derularea actiunilor de modernizare a instalatiilor RET

Se precizeaza ca analiza a avut in vedere numai acele statii electrice pentru care nu au fost asumate de catre C.N. Transelectrica S.S. angajamente ferme. In vederea stabilirii ordinii de prioritate a actiunilor de retehnologizare si modernizare a fost realizata o analiza pe baza urmatoarelor criterii:

-Starea tehnica

-Importanta

-Deservirea uni client strategic

In cadrul fiecarui criteriu statiile electrice avute in vedere la analiza au primit un punctaj dat la 1 ÷ 100. Ponderea criteriilor a fost: starea tehnica – 50%, importanta – 40%. In plus fata de punctajele acordate pe baza acestor criterii, a fost acordat un bonus de 10 puncte (0 sau 100 puncte cu pondere 10%) statiilor electrice care sunt direct implicate in buna functionare a CNE Cernavoda, ALRO Slatina, SIDEX Galati si alimentarea Munincipiului Bucuresti, aceste zone, prin valoarea mare a puterii instalate concentrate (generare sau consum), solicitand in cea mai mare masura reteaua electrica de transport.

In cadrul criteriului Stare tehnica punctajele au fost acordate tinandu-se seama de anul de PIF al statiei. In cazul in care acest an difera pentru nivelurile de tensiune a fost luat in considerare cel mai indepartat (instalatia cea mai veche)

In cadrul criteriului Importanta punctajele au fost acordate pe baza unei analize multicriteriale complexe care a avut in vedere impactul statiei electrice respective asupra aspectelor semnificative ale functionarii SEN: circulatii de puteri in regimuri stationare, limitele de stabilitate in sectiunile caracteristice ale SEN, stabilitatea dinamica. In acest scop a fost utilizat programul de calcul DIMPEQ, parte component a pachetului de programe utilizate in cadrul proiectului RCM.

3.1.4. Programul de modernizare si retehnologizare a statiilor electrice din RET

Se face precizarea ca la elaborarea programului de lucrari de modernizare si retehnologizari un factor determinant a fost localizarea geografica a statiilor. In acest sens s-a elaborate un program care sa nu conduca (pe cat posibil) la lucrari simultane in statii situate in aceasi zona geografica. Aceasta cerinta rezulta din obligatia C.N. Transelectrica S.A. de a asigura siguranta in functionare SEN, pe durata lucrarilor in statii, la nivelul standard. In aceste conditii planificarea in acelasi timp a mai multor lucrari in aceasi zona a SEN ar conduce la necesitatea realizarii de lucrari provizorii (cabluri, stalpi de subtraversare etc.) care maresc nejustificat devizul lucrarilor (fig. 3.1.1.).

Statiile electrice, pe toate nivelurile de tensiune existente in statia respective, sunt considerate un singur proiect. In aceasta abordare cand se demareaza lucrarile intr-o statie, acestea se realizeaza pentru toate nivelurile de tensiune. Se face mentiunea ca acest tip de abordare necesita minimizarea cheltuielilor pentru nivelurile de 110 kV si MT, respective doar schimbarea echipamentelor, fara modificari majore ale configuratiei statiei.

Graficul proiectelor de retehnologizare 2010 – 2014 si orientativ pana in 2019

CAPITOLUL IV

DEZVOLTAREA UNUI PUNCT TEHNOLOGIC DIN CADRUL

RET

4.1. FUNCTII, CARACTERISTICI, DIRECTII SI OBIECTIVE ALE ACTIVITATILOR IN CADRUL STATIEI ELECTRICE DE TRANSPORT FUNDENI

Statia Fundeni face parte din Sucursala de Transport a energiei electrice Bucuresti care impreuna cu celelalte sapte sucursale ale managerului etnic al Sistemului Electroenergetic National ,,CN Transelectrica SA” asigura functionarea in conditii de calitate, siguranta, eficienta economica si protective a mediului, a sistemului national energetic.

Activitatea desfasurata in statia electrica Fundeni cuprinde mai multe directii:

-profesionale cu privire la exploatarea, mentenanta, modernizare/retehnologizare a echipamentelor si instalatiilor electrice;

-protectia mediului in cadrul locului de munca;

-aspecte cu privire la securitatea si protectia muncii;

-asigurarea calitatii la furnizarea energiei electrice la beneficiar si in cadrul lucrarilor de mentenanta, modernizare/retehnologizare;

-ASPECTE CU PRIVIRE LA PREVENIREA SI STINGEREA INCENDIILOR (psi);

-aspecte cu privire la instalatiile si dispozitivele care intra sub incidenta ISCIR;

Intr-o statie electrica se realizeaza cel putin una din urmatoarele functii:

-Evacuarea puterii produse in central;

-Conexiunea unor linii in vederea efectuarii unui transit de putere;

-Distribuirea energiei electrice unor consumatori la aceeasi tensiune sau la alte tensiuni prin intermediul transformatoarelor.

Echipamentul electric sau aparatajul electric asigura functionarea in bune conditii a transportului energiei electrice si permite:

-Reglarea parametrilor;

-Controlul parametrilor;

-Protejarea automata sau neautomata a instalatiilor;

-Modificarea functionarii statiilor si posturilor de transformare;

Activitatea profesionala din statie se desfasoara in baza normelor tehnice, instructiunilor tehnice, fiselor tehnologice, procedurilor operationale si are ca obiective generale urmatoarele:

-imbunatatirea continua a proceselor prin masurarera performantei si eficacitatii acestora;

-inlocuirea echipamentelor si instalatiilor neperformante cu aparatura moderna si performanta care sa duca la marirea sigurantei si fiabilitatii in exploatare;

-reducerea costurilor de mentenanta si exploatare prin imbunatatirea continua a calitatii energiei electrice furnizate prin modernizari si retehnologizari in statie;

-cresterea satisfactiei clientilor in furnizarea de energie electrica prin asigurarea calitatii parametrilor energiei electrice;

-tinerea sub control a riscurilor privind sanatatea si securitatea in munca;

-prevenirea poluarii si reducerea impactului negative al retelelor electrice de transport asupra mediului;

-asigurarea resurselor si informatiilor necesare pentru operarea si monitorizarea proceselor;

-monitorizarea, masurarea si analizarea proceselor;

-pregatirea pentru situatii de urgent si accidente;

-implementarea actiunilor necesare pentru obtinerea rezultatelor planificate in cadrul lucrarilor de mentenanta, modernizare, retehnologizare si imbunatatire continua a acestora;

-urmarirea eficientei actiunilor vizind imbunatatirea continua a acestor lucrari si propunerea de actiuni corrective;

-rezolvarea operativa si reducerea evenimentelor accidentale care apar in activitatea de exploatare a statiei.

4.2. DESCRIEREA STATIEI FUNDENI INAINTE DE RETEHNOLOGIZARE

4.2.1. Statia de 110 kV

Statia de 110 kV avea doua sisteme de bare colectoare sectionate si o bara de transfer (realizata numai pentru circuitele de linie si de autotransformator), la statie fiind racordate urmatoarele circuite:

-11 linii electrice – LEA Pipera 1, LEA Brazi, LEA Afumati, LEA Titan 1, LEA Titan 2, LEA Solex, LES Obor 1, LES Pipera 2, LES Obor 2, LES Morari 2, LES Morari 1;

-3 autotransformatoare 220/110 kV, 200MVA – AT1, AT2, AT3;

-4 transformatoare 110/10 kV, 25MVA – T1 si T2 (dezafectate), T3 si T4 (functionale);

-2 cuple transversale –CTv1 si CTv2;

-1 cupla de transfer – CTf;

-2 cuple longitudinale – CL1 si CL2;

-4 circuite de masurare si descarcatoare – M-1A, DRV01A, M-2A, MD-2B, MD_1B;

-1 circuit de bobina de compensare 110/3 kV, 100MVAr – BC (dezafectata)

Dispunerea constructiva era realizata clasic, cu sisteme de bare colectoare flexibile si structura de constructii de beton, cu intrerupatoare pe doua siruri, dar iesiri alternante, astfel ca intr-un pas celular era amplasat un singur circuit. (fig. 4.2.1. Statia de 110 kV. Anterioara).

4.2.2. Statia de 220 kV

Statia de 220 kV avea doua sisteme de bare colectoare si o bara de transfer, la care erau racordate urmatoarele circuite:

-4 linii electrice aeriene – LEA Bucuresti Sud 1 si LEA Bucuresti Sud 2, LEA Brazi Vest 1 si LEA Brazi Vest 2;

-3 autotransformatoare 220/110 kV, 200 MVA – AT1, AT2, AT3;

-1 cupla transversala – CTv;

-1 cupla de transfer – CTf;

-2 circuite de masurare-descarcatoare – MD1, MD2.

Dispunerea constructiva era realizata clasic, cu sisteme de bare colectoare flexibile si structura de constructii de beton, cu intrerupatoare pe doua siruri, cu doua circuite amplasate intr-un pas celular (fig. 4.2.2. Statia de 220 kV. Anterioara).

Echipamente

Echipamentul precedent in statia de 220/110 kV si-a depasit durata normala de viata. Acesta corespunde nivelului tehnologic de acum patruzeci de ani si prezinta un comportament inrautatit in exploatare.

Pentru majoritatea separatoarelor, actionarea se face cu mecanisme cu aer comprimat. Odata cu realizarea lucrarii de “metering”, in statia de 110 kV au fost montate in decursul anului 2004, in celulele de autotransformator AT1, AT2 si AT3, transformatoare noi de masurare pentru curent si tensiune.

Lanturile de izolatoare din statia de 220 kV au fost inlocuite in cursul anului 2002 cu lanturi cu izolatie compozit.

Instalatii auxiliare

In statia de 220/110 kV exista o instalatie de legare la pamant formata din priza naturala racordata la o priza de legare la pamant artificiala si o instalatie de dirijare a potentialelor. Protectia intregii statii 220/110 kV impotriva supratensiunilor atmosferice era realizata printr-o instalatie de paratrasnete vertical montate pe stalpii de cadre si pe stalpi independenti (in dreptul transformatoarelor de 110/10 kV T1 ÷ T4), fiecare paratrasnet vertical va fi prevazut cu priza artificiala individuala de legare la pamant.

4.2.3. Circuite secundare

Sistemul de comanda-protectii al statiei 110 kV era centralizat, concentrate in sala de comanda (panourile de comanda si panourile de protective, fig. 4.2.3. si 4.2.4.). In exteriorul statiei in dreptul fiecarei celule erau amplasate cutiile de cleme (MK) de la care se distribuiau comenzile si informatiile catre toate celulele de 110 kV.

Pentru statia de 220 kV sistemul de comanda-protectii era mixt, panourile de comanda fiind montate in camera de comanda, iar panourile de protectii in cabinele de relee.

Comenzile si informatiile catre celulele de 220 kV se concentreaza la nivelul celor sase cabine cu relee, de la care se distribuiau catre toate celulele de 220 kV.

Panouri comanda pentru statia de 110kv Panouri de protecti pentru statia de 110kv

4.2.4. Linii electrice aeriene

Liniile de 110 kV erau echipate astfel:

-LEA Pipera 1 – conductor de faza ACSR 250.40, conductor de protectie ACSR 95/55.2;

-LEA Brazi si LEA Afumati (pe stalp comun) – conductor de faza ACSR 240/40, conductor de protectie OPGW 70.3;

-LEA Titan 1 si 2 (pe stalp comun) – conductor de faza ACSR 240/40, conductor de protectie ACSR 95/55.4;

-LEA Scolex – conductor de faza ACRS 240/40, conductor de protectie ACSR 95/55.

Pentru statia de 220 kV echiparea liniilor este:

-LEA Brazi Vest 1 si 2 – conductor de faza ALOLN 450/74, conductor de protectie ALOLS 160/95;

-LEA Bucuresti Sud 1 si 2 – conductor de faza ALOLN 450/74, conductor de protectie OlZn 70.

4.2.5. Linii electrice subterane

Cele cinci linii electrice subterane din statia de 110 kV sunt realizate cu cabluri monofazate de 110 kV cu conductoare din aluminiu, cu sectiunea de 500 mm 2. Patru dintre cabluri sunt cu izolatie in ulei (LES Pipera 2, Obor 1 si 2, Morarilor 2) si unul cu izolatie XLPE (LES Morarilor 1).

4.2.6. Serviciile interne

Serviciile interne de c.c. erau alcatuite din cele doua baterii de acumulatoare montate la parter in doua camere special destinate si din panourile de distributie de c.c. amplasate in doua incaperi situate la etajul 1 al cladirii (fig 4.2.5.).

Ansamblul serviciilor interne de c.a. erau alcatuite din:

-doua transformatoare de servicii interne de 400 si 630 de kVA, 10/0,4 kV (400/230 V), 50 Hz, amplasate in zona transformatoarelor T3 si T4 (fig 4.2.6.).

-grupul electrogen de 80 kVA, 400/230 V, 50 Hz. cu pornire automata, amplasat la parterul cladirii de comanda;

-trei redresori de 15 kVA, 220 Vc.c., 63 A, amplasati la parterul cladirii corpului de comanda;

-panourile de distributie de c.a., amplasate in sala destinata acestui scop de la etajul 1 al cladirii.

Camera baterii, baterii ce s-au inlocuit

Fig.4.2.5.

Zona transformatoarelor T3 si T4

Fig. 4.2.6.

4.3. STATIA FUNDENI DUPA RETEHNOLOGIZARE

4.3.1. Circuite primare

4.3.1.1. Situatia actuala

Noua statie de 220/110 kV ocupa un spatiu mai mic decat cea precedenta datorita dimensiunilor mici ale noilor echipamente, cum este cazul intreruptorului debrosabil procurat de beneficiar. Datorita reducerii dimensiunilor statiei a fost necesara construirea a doi stalpi noi de linie in statia de 220 kV, care sa permita conectarea in statie a celor doua linii dublu circuit.

Cele trei autotransformatoare de 200 MVA, 220/110 kV au fost inlocuite cu doua autotransformatoare de 400 MVA, 220/110 kV. 0 noua bobina de compensare de 100 MVAr a fost monta in statia de 110 kV prevazuta cu sistem de stingere incendiu tip Sergi.

Noua statie de 220/110 kV este amplasata astfel:

-statia noua de 110 kV este amplasata pe locul statiei de 110 kV anterioare, mai exact in spatiul ocupat de bara de transfer, bara colectoare BC-2A si partial de bara colectoare BC-2B;

-autotransformatoarele noi sunt amplasate in spatiul ocupat in trecut de cele precedente, iar pentru al treilea spatial a ramas liber putand fi folosit pentru o eventual extindere;

-statia noua de 220 kV este amplasata pe locul barei de transfer de 220 kV precedente pe partea dinspre autotransformatoare;

-noii stalpi de linie sunt amplasati in spatiul ocupat in trecut de sistemul 1 de bare colectoare de 220 kV (pe partea dinspre linii);

-transformatoarele precedente de 25 MVA, 110/10 kV, nu se demonteaza si vor fi racordate la noua statie de 110 kV;

-spatiul ramas neocupat intra in zona de siguranta.

4.3.1.2. Schema de conexiuni

Noile statii de 220 kV si 110 kV au o schema de conexiuni constand intr-un sistem de bare colectoare simplu sectionat.(fig.4.3.1. Schema generala.)

La barele statiei de 110 kV sunt racorda urmatoarele circuite : (fig 4.3.2. Statia de 110kv.)

– 11 linii electrice —LEA Pipera 1, LEA Brazi, LEA Afumati, LEA Titan 1, LEA Titan 2, LEA Solex, LES Obor 1, LES Pipera 2, LES Obor 2, LES Moran 2, LES Moran 1;

-2 autotransformatoare 220/110 kV, 400 MVA — AT1, AT2;

-2 transformatoare 110/10 kV, 25 MVA — T3 si T4;

-1 cupla longitudinala;

-1 bobina de compensare 100MVAr;

-2 celule de masurare cu separatoare de punere la pamant a barelor si descarcatoare;

– 2 celule de legare la pamant a barelor colectoare.

De asemenea, s-au prevazut celule de rezerva neechipate pentru:

-1 transformator 110/10 kV;

– 9 circuite de linie.

A fost prevazut spatiu pentru o viitoare extindere:

-1 celula de autotransformator de 220/110 kV, 400 MVA — AT3

Statia de 110kv

Fig 4.3.2.

La barele statiei de 220 kV sunt racordate urmatoarele circuite (fig.4.3.1. Schema generala)

– 4 linii electrice aeriene — LEA Bucuresti Sud 1 si LEA Bucuresti Sud 2, LEA Brazi Vest 1 si LEA Brazi Vest 2;

– 2 autotransfotmatoare 220/110 kV, 400MVA — AT1, AT2;

– 1 cupla longitudinala;

– 2 circuite de masurare — descarcatoare;

– 2 separatoare de legare la pamant pentru barele colectoare.

De asemenea, s-a prevazut celula de rezerva neechipata pentru:

-1 autotransformator de 220/110 kV, 400 MVA — AT3;

4..3.1.3. Dispunerea constructiva

Dispunerea constructiva a celor doua statii este realizata cu un sistem de bare colectoare rigide, structuri de constructii metalice, cu intreruptoare pe doua siruri (pentru aceeasi sectie de bare de 110 kV), cu iesiri alternante catre circuite, astfel incat intr-un pas celular sunt amplasate doua circuite. Pasul celular pentru statia de 110 kV este de 9 m iar pentru statia de 220 kV de 12 m.

O particularitate a acestui proiect o reprezinta utilizarea intreruptoarelor debrosabile de fabricatie ABB, tip LTB Compact. Acest tip de echipament consta dintr-un modul de intreruptor debrosabil ce integreaza, din punct de vedere electric, functiile de separator si intreruptor (fig. 4.3.3.)

Modulul de intreruptor cuprinde structura metalica pe care sunt montate intreruptorul (fixat pe un carucior care se deplaseaza pe o sina), izolatoarele de sustinere a contactelor fixe si a transformatoarelor de curent. Functia de separator este obtinuta prin debrosarea intreruptorului cu ajutorul caruciorului, operatiune ce permite separarea contactelor mobile de cele fixe (fig.4.3.4.Contacte in pozitia "BROSAT".)

Fig. 4.3.4.

Intreruptor debrosabil

Fig.4.3.3.

Echipamentul utilizat pentru realizarea celor doua statii precum si dispunerea liniilor electrice anterioare au impus moduri diferite de abordare a realizarii constructive pentru fiecare statie in parte.

Realizarea statiei de 110 kV a presupus:

– Construirea cadrelor ce sustin atat barele colectoare cat si barele de derivatie. Barele colectoare sunt sustinute de izolatoare suport montate pe riglele pozitionate perpendicular pe directia barelor colectoare. Barele de derivatie sunt sustinute de izolatoare suport (tip atarnat) montate pe riglele pozitionate paralel cu directia barelor colectoare. Pentru celulele de LEA, tot pe aceiasi rigla sunt prinse si lanturile de izolatoare. Acest mod de dispunere a barelor colectoare si de derivatie permite ca intr-un pas celular sa fie racordate doua celule la aceeasi sectie de bare.

– Montarea transformatoarelor de tensiune, separatoarelor de legare la pamant sI a descarcatoarelor (pentru LEA) sau a transformatoarelor de tensiune si a separatoarelor de legare la parnant (pantru LES) pe acelasi suport pentru celulele de linie si masurare.

– Construirea unor cadre metalice intermediare pentru a facilita racordarea la noua statie a liniilor electrice aeriene (LEA), (auto)transformatoarelor si a bobinei de compensare. Racordul a fost realizat cu conductoare flexibile.

-Refacerea drumului de acces existent care va asigura accesul la cabinele de relee realizarea unui drum de acces nou, plasat sub barele colectoare. Noul drum asigura accesul la modulele de intreruptor. .

Realizarea statiei de 220 kV a presupus:

-Montarea barelor colectoare pe structura metalica a modulului de intreruptor. Acest mod de dispunere a barelor colectoare permite ca intr-un pas celular sa fie racordate doua celule la sectii de diferite bare in cazul celulelor neechipate, barele colectoare vor fi sustinute de structuri separate, care vor putea fi ulterior echipate cu module debrosabile (fig.4.3.5. Bare colectoare ). Structurile metalice de intreruptor sunt echipate cu suporti pentru transformatoarele de curent.

-Montarea transformatoarelor de tensiune, separatoarelor de legare la pamant descarcatoarelor pe suporti independenti.

Construirea unor cadre metalice pentru a facilita racordarea la noua statie a liniilor electrice aeriene (LEA), autotransformatoarelor si supratraversarii pentru cupla longitudinala. Pentru LEA racordul a fost realizat cu conductoare flexibile iar pentru autotransformatoare cu conductoare rigide.

-Refacerea drumului de acces existent care asigura legatura dintre statia de 110 kV si statia de 220 kV. Realizarea unui drum de acces nou, plasat intre cele doua sectii de bare colectoare. Noul drum asigura accesul la modulele de intreruptor.

Autotransformatoarele not sunt amplasate astfel:

– AT1 in apropierea stalpului terminal al LEA Solex

– AT2 in spatiul dintre autotransformatoarele precedente AT3 si AT2.

Transformatoarele existente T3 si T4 raman in actualele pozitii si se vor pastra cadrele din beton existente (deasupra cuvei). A fost inlocuita doar legatura din conductor flexibil de la noile cadre ale statiei de 110 kV la cele existente.

Bare colectoare

Fig.4.3.5.

Noile separatoare de legare la pamant tip LT, fabricatie VATECH Coelme, sunt echipate cu dispozitive de actionare trifazate pentru 110 kV si cu dispozitive de actionare monofazata, functionand in schema master-slave, pentru 220 kV.

Descarcatoarele noi de 96 kV si 192 kV, tip SB, de fabricatie TRIDELTA, sunt echipate cu contoare de inregistrare a descarcarilor. Masurarea curentului de descarcare se va face cu dispozitive portabile.

Intre statiile de 220 kV si 110 kV sunt racordate autotransformatoare noi de 220/110/10.5 kV, 400/400/60 MVA, de fabricatie VATECH Elin Transformers, ce asigura transferul de enerie in ambele sensuri. Autotransformatorul permite reglajul tensiunii in domeniul ±12 x 1.25% din tensiunea nominala. Reglajul tensiunii este realizat intre sfarsitul infasurarii de 220kV si bornele de 110kV (fig. 4.3.6. Autotransformator )

Reglajul tensiunii este integrat in sistemul SCADA si cuprinde:

– selectorul si ruptorul imersat in ulei,

– mecanismul de actionare cu motor,

-dispozitivul de control protectie,

– indicator de pozitie la distanta,

-dispozitivul de actionare manuala.

Infasurarea tertiara a autotransformatorului poate fi utilizata pentru alimentarea serviciilor auxiliare. Pentru compensarea energiei reactive, in statia de 110 kV a fost racordata o bobina de compensare de 110 kV, 100 MVAr, de fabricatie VA TECH Elin Transfouners. Atat bobina de compensare cat si noile autotransformatoare, sunt prevazute cu:

– separatoare de ulei,

– instalatie de stins incendiul cu azot (tip SERGI).

Autotransformator

Fig.4.3.6.

4.3.1.4. Instalatia de legare la pamant

A fost realizata o instalatie de legare la pamant noua, comuna pentru cele doua statii 110 si 220 kV, compusa din:

-priza de pamant naturald;

– priza de pamant artificiala;

-instalatia de dirijare a distributiei potentialelor.

Ca prize de pamant naturale s-au considerat armaturile metalice ale constructiei de beton armat, respectiv armaturile stalpilor, fundatiilor, care sunt legate galvanic intre ele pentru asigurarea continuitatii electrice.

La instalatia de legare la pamant a statiei sa racordeaza intregul echipament, precum si toate elementele conductoare care nu fac parte din circuitele curentilor de lucru, dar care in mod accidental ar putea intra sub tensiune printr-un contact direct, prin defect de izolatie sau prin intermediul unui arc electric (suportii metalici ai echipamentelor, usile metalice ale cabinelor de relee, containerul grupului Diesel, ingradirile din plasa metalica, porti metalice).

4.3.1.5. Instalatia de protectie impotriva loviturilor directe de trasnet si a supratensiunilor atmosferice

In statia de 110kV, pentru protectia statiei, pe stalpii cadrelor de sustinere aferenti barelor colectoare, plecarilor LEA, racordurilor spre cele doua transformatoare T3 si T4, spre bobina de compensare si racordului spre autotransformatorul prevazute cu tronsoane metalice cu h = 3,75 m au fost montate tije de paratrasnet avand h =4 m.

Pe stalpii cadrelor de sustinere in zona AT2 200/110 kV, prevazuti cu tronsoane metalice cu h = 3,75 m sau montat tije de paratrasnet avand h=7m. Protejarea zonei de amplasare a transformatoarelor T3 T4, sa realizat prin amplasarea a doi stalpi metalici tot cu h=11, pe care sau montat tije de paratrasnet avand h=4m.

In statia de 220kV, protectia la supratensiuni atmosferice a legaturilor aeriene, aferente iesirilor de linie se asigura prin conductoarele de protectie ale LEA care sunt prinse de cadrele statiei pe care au fost fixate tronsoane metalice cu h = 3,8 m. Pentru protectia statiei de 220kV pe stalpii cadrelor de sustinere aferenti barelor colectoare prevazuti cu tronsoane metalice cu h = 3,8 m sau monta tije de paratrasnet avand h =4 m.

4.3.1.6. Instalatia de stins incendiu

Atat autotransformatoarele cat si bobina de compensare sunt prevazute cu instalatie de stins incendiul pe baza de azot, tip SERGI. Aceste echipamente au fost livrate din fabrica cu adaptarile necesare. Dulapul Sergi care include butelia de azot pentru injectia azotului in transformator, a fost amplasata cit mai aproape de transformator, pentru a reduce lungimea conductelor DN 25. Pe Dulap exista flanse DN 25 pentru conectarea conductelor pentru injectia azotului si care pleaca la cuva autotransformatorului/bobinei, la rezervor, la comutatorul de ploturi.

Pe transformator/bobina, conductele DN 25 se conecteaza la robinetele prevazute de catre fabricantul de transformator. intre dulap si transformator si, intre dulap si rezervor, conductele de injectie azot trebuie sa fie pozate la nivelul solului, pentru a nu fi distruse in cazul unui eveniment, ceea ce ar duce la imposibilitatea indeplinirii rolului de a conduce azotul la transformator/bobina. SERGI livreaza cablul, cu izolatie cu intirziere la flacara, pentru conectarea detectoarelor de incendiu. Ca urmare, la fiecare detector, cu exceptia ultimului, vine si pleaca un cablu, prin presetupe.

Sistemul SERGI necesita urmatoarele patru tipuri de conducte:

-conducta de drenare ulei – conecteaza setul de depresurizare la rezervorul de separare ulei-gaze (aceasta conducta este goala cand sistemul SERGI este in regimul „asteptare");

-conducta de evacuare gaze explozive – conducta prin care gazele explozive din rezervorul de separare ulei-gaze sunt expulzate in atmosfera (aceasta conducta este goala cand sistemul SERGI este in regimul „asteptare");

-conducta de injectie azot in rezervorul de separare ulei-gaze – conducta prin care se injecteaza azot de la butelia din dulap in rezervorul de separare ulei-gaze atunci cand sistemul SERGI este activat (aceasta conducta este goala cand sistemul SERGI este in regimul „asteptare").

conducte de injectie azot in cuva autotransformatorului, in comutatorul de ploturi, conducte prin care se injecteazd azot de la butelia din dulap in cuva autotransformatorului, in comutatorul de ploturi (aceste conducte contin ulei cand sistemul SERGI este in regimul „asteptare").

Sistemul SERGI consta in principal din:

-setul de depresurizare – ansamblul de componente care asigura descarcarea presiunii si evita explozia autotransformatorului/bobinei, a comutatorului de ploturi ca urmare a unui defect intern;

-setul de eliminare a gazelor explozive – ansamblul care asigura injectia de azot necesara racirii, izolarii si evacuarii gazelor explozive din autotransformator/bobina, din comutatorul de ploturi;

-setul de separare ulei = gaze – rezervorul care colecteaza uleiul depresurizat amestecul de gaze explozive si inflamabile, separa aceste gaze de ulei si le evacueaza la distanta, intr-o zona in care pot arde in siguranta;

-clapeta de separare conservator (Shutter) — clapeta, plasata intre conservator si cuva autotransformatorului/bobinei, care se inchide automat in cazul unui defect
intern in cuva, urmat de inceperea golirii de ulei a cuvei, in scopul impiedicarii alimentarii cu ulei a defectului din cuva.

In cazul unui defect intern in cuva autotransformatorului, urmat de cresterea rapida a presiunii uleiului din cuva, sistemul SERGI functioneaza astfel:

– se depresurizeaza cuva prin ruperea discului aferent setului de depresurizare, intre 0,5 si citeva milisecunde;

– se amorseaza setul de eliminare a gazelor explozive, prin injectia de azot, din butelie, in partea de jos a cuvei autotransformatorului/bobinei, comutatorului de ploturi, ceea ce provoaca racirea uleiului, izolarea si oprirea generarii de gaze explozive;

– se inchide automat clapeta de separare dintre conservator si cuva, evitandu-se astfel alimentarea cu ulei a defectului;

– se deschide clapeta de izolare aer se evacueaza uleiul si gazele la distanta, unde pot fi arse in siguranta;

– se continua injectia de azot timp de 45 de minute pentru izolarea racirea uleiului din cuva si pentru crearea unui mediu sigur inauntrul cuvei autotransformatorului, al cuvei comutatorului cu ploturi si al rezervorului de separare gaze de ulei.

4.3.1.7. Linii electrice aeriene (LEA)

Stalpii terminali existenti ai LEA 110 kV sunt amplasati in incinta statiei 110 kV Fundeni, iar stalpii terminali existenti ai LEA 220 kV sunt amplasati la cca. 31m de gardul actual al statiei de 220 kV Fundeni, in exteriorul acesteia.

Conditii meteorologice de calcul

Liniile electrice de 110 kV au fost proiectate in conformitate cu prevederile "Normativ pentru constructia liniilor aeriene de energie electrice peste 1000V" in vigoare la data proiectarii acestora. LEA 220 kV Bucureti Sud-Fundeni si LEA 220 kV FundeniBrazi Vest au fost proiectate in conformitate cu prevederile "Normativ pentru constructia liniilor aeriene de energie electrice peste 1000V" .

Conditiile meteorologice adoptate pentru calculul liniilor sunt:

– viteza vantului simultan cu chiciura – 20 m/s

– viteza maxima a vantului – 40 m/s

– grosimea stratului de chiciura – 25 mm

– greutatea specifiea a chiciurei – 0,9 kg/dm3
– temperatura aerului:

In conformitate cu prevederile normativului actual NTE 003/04/00 "Normativ pentru constructia liniilor aeriene de energie electrice cu tensiuni peste 1000 V", intrarile LEA 110 kV si 220 kV in statia 220/110 kV Fundeni se incadreaza in zona meteorologica "B" caracterizata de urmatoarele conditii meteo:

– presiunea dinamică de bază la vânt maxim "Pv" (daN/m2) 42

– presiunea dinamică de bază la vânt simultan cu chiciură "Pv+ch" (daN/m2) 16

– grosimea stratului de chiciură "b" (mm) 20 la 110kV

24 la 220kV

– greutatea volumică a chiciurei (daN/dm3) 0,75

4.3.2.Circuite secundare

Date generale

În stația Fundeni sau montat trei sisteme digitale după cum urmează:

– Sistemul de control și semnalizare,

– Sistemul de protecție,

– Sistemul de telegestiune.

Sistemul de control și semnalizare precum și sistemul de protecție vor fi definite în cele ce urmează ca sistem de conducere digital (DCS). Arhitectura sistemului de conducere precum și cea a sistemului de telegestiune din stația Fundeni este prezentata în fig.4.3.7. (Schemă generală echipamente).

Arhitectura sistemului de conducere din stația Fundeni este structurată pe diferite protocoale de comunicații intre diferite nivele și echipamente, după cum urmează:

– O rețea, de tip Scada-LAN proiectată pentru comunicațiile dintre unitățile de comandă și control de la nivelul celulelor și unitatea centrală de comandă, din fibră optică, având o configurație de tip inel (prevăzută la nivelul stației).

– O rețea de parametrizare a protecțiilor de tip LAN, din fibră optică, cu o configurație de tip inel, prin care să se realizeze parametrizarea protecțiilor pentru toate celulele de 110 kV și 220 kV din stație, prin intermediul stației de lucru centrale sau a calculatoarelor portabile.

– O rețea serială pentru dispozitivele de protecție conform protocolului ScadaLAN (la nivelul stației) proiectată pentru comunicațiile dintre stațiile de 110 kV și 220 kV la nivel de celulă și unitatea centrală. Comunicațiile dintre echipamentele de protecție și sistemul de comandă și control se va efectua prin intermediul unităților de comandă și control de la nivelul fiecărui dulap de protecție.

– O rețea de comunicații intre stație și dispecerul teritorial și național .

Configurația sistemului de telegestiune este bazată pe comunicații seriale de tipul RS 485 folosind protocolul DLMS pentru comunicațiile dintre contoare si unitatea centrală și de asemenea pentru contoarele beneficiarului (OMEPA – MMS)

Sistemul de conducere trebuie să îndeplinească următoarele funcții:

-comanda cu interblocare și sincronizare, măsurare și semnalizare pentru toate echipamentele primare din stațiile de 110 kV și 220 kV

– protecția echipamentelor primare din stațiile de 110 și 220 kV

-supravegherea și semnalizarea eventualelor evenimente apărute la cele doua autotransformatoare de 220/110/10.5 kV 400 MVA precum și a celor două transformatoare de 110/10 kV de 25 MVA

– supravegherea și semnalizarea serviciilor interne din stație.

Fig. 4.3.7

Datorită faptului că stația de 10 kV din stația Fundeni va fi retehnologizată într-un alt proiect viitor al beneficiarului, sistemul de comandă și control va trebui să poată integra în funcțiile sale și această stație.

Lista de evenimente

Lista de evenimente va fi realizată la nivelul calculatorului din camera de comandă (nu este posibilă realizarea listei de evenimente la unitatea centrală a stației). Evenimentele vor fi stocate într-o listă de tipul FIFO (first in first out) pe o perioadă de 1.5 ani (perioada de timp pe care se pot stoca evenimentele se poate modifica în funcție de

capacitatea Hard disk-ului calculatorului din camera de comandă). În mod opțional se poate limita numărul de evenimente memorate pe durata unei zile. Lista de evenimente va fi întotdeauna asociată și cu o bază de timp.

4.3.2.1. Sistemnul de comandă, control și semnalizare

Descriere generală

Sistemul de comandă control și semnalizare este alcătuit din patru elemente de bază conectate în diferite combinații:

– Unități de comandă și control utilizând protocolul de automatizare AM 1703 prevăzute în dulapurile de protecție ale celulelor

– Dispozitiv de comandă conținând unul sau mai multe componente de automatizare de tip AK 1703 pentru centralizarea datelor de la unitățile de comandă și control

– Interfețe Om-Mașina (HMI) pentru vizualizare a evenimentelor și stării operative a echipamentelor dispuse în camera de comandă a stației și echipate cu protocoale de tip SAT250 SCALA

– Posibilitate de comunicație cu echipamente de protecție de la diverși furnizori Nivele de comandă posibile

În stația Fundeni sunt prevăzute trei nivele de comandă posibile:

– Nivel local: Comandă locală de la panoul de comandă prevăzut la nivelul dulapului de protecție al celulelor prin intermediul unității de comandă și control (BCU)

– Nivel stație: Comandă de la nivelul camerei de comandă a stației (SAT250 SCALA)

– Nivelul dispecer: Comandă de la distanță de la dispecerul teritorial sau central
(DET/DEN) Întotdeauna au prioritate comenzile de la nivelul ierarhic inferior.

Comenzile de blocare ale nivelelor de comandă sunt efectuate de către sistemul de comandă și control în funcție de nivelul de comandă active. De exemplu dacă se execută comenzi de la Nivelul local (închidere întreruptor) celelalte nivele de comandă (Nivel stație și nivel dispecer) vor fi blocate.

În figura de mai jos este prezentat schematic principiul de comunicație al sistemului de control al stației (fig. 4.3.8.).

Fig.4.3.8.

– Nivelul local – comenzile sunt efectuate prin intermediul panoului de comandă local atunci când sistemul de comandă de la nivelul stației (stația de lucru de la nivelul camerei de comandă) este indisponibil. Interblocările de la nivelul celulei sunt realizate de către unitatea de comandă și control a celulei (BCU).

– Nivelul stație – toate comenzile și monitorizarea se face prin intermediul stațiilor de lucru (Workstation 1 sau 2 din camera de comandă). Interblocările la nivelul stației sunt realizate de către sistemul de comanda și control.

– Nivelul dispecer – toate comenzile și monitorizarea se vor face de la centrele de comandă DET sau DEN. Interblocările la nivelul stației sunt realizate de către sistemul de comanda și control.

Funcția de sincronizare

Pentru a fi posibilă închiderea întreruptoarelor, cu sau fără îndeplinirea condițiilor de sincronizare prin intermediul unităților de comandă (BCU) sau a releelor de protecție s-a montat în fiecare dulap de protecție, pentru celulele de linie și cuplă, câte o cheie

cu trei poziții (selector de sincronizare). Selectorul este independent de unitatea de comandă și control (BCU). Dacă comutatorul Local/Distanță este pe poziția Local, operatorul poate să folosească selectorul de sincronizare pentru îndeplinirea următoarelor funcții:

– Sincronizare prin intermediul unităților de comandă și control (BCU)

– Sincronizare prin intermediul releelor de protecție

Fără sincronizare

Dacă comutatorul Local/Distanță este pe poziția Distanță atunci selectorul de sincronizare este inactiv, iar operatorul (HMI sau dispecer) poate folosi unul din comutatoarele prevăzute prin soft, cu următoarele funcții:

Sincronizare prin intermediul unităților de comandă și control (BCU)

– Sincronizare prin intermediul releelor de protecție

– Fără sincronizare

În cazul în care "selectorul de sincronizare" este pe poziția Sincronizare prin intermediul unităților de comandă și control (BCU) funcția de verificare a condițiilor de sincronizare, pentru celulele 220/110 kV și cuplă, este îndeplinită de sistemul de comandă și control. Datorită faptului că faza, frecventă și amplitudinea tensiunii pot fi diferite de o parte și de alta a unui întreruptor, comanda de închidere a acestuia poate fi dată doar în condițiile în care parametrii mai sus precizați sunt între limitele acceptate.

În cazul unei comenzi de închidere sistemul de comandă și control verifică condițiile de sincronizare și așteaptă maxim 20 s. În acest interval de timp pe monitorul stației de lucru din camera de comandă a stației este afișat mesajul "funcția de sincronizare activă pentru celula xxx".

Sincronizarea functiei de timp

Sincronizarea funcției de timp pentru sistemul de comandă și control este realizată în concordanță cu rețeaua externă de timp prin intermediul NPT de gestiune a timpului (NPTprotocol de timp de rețea) la nivelul stației. Acest protocol folosește pentru sincronizarea funcției de timp o antenă GPS. Informația de timp este transmisă de la ceasul extern al sistemului, prin intermediul ceasului intern al stației la dispozitivele de comandă ale stației, unitățile de comandă și protecții:

– când are loc un demaraj al unui echipament,

– după o schimbare a orarului de vară și de iarnă,

– dacă diferența între ceasul extern și ceasul stației este mai mare de 2 secunde,

– automat după erori ale sistemului.

Dacă protocolul NTP de gestiune a timpului nu mai funcționează datorită unei erori, atunci dispozitivul de comandă al stației va genera un mesaj de eroare și va continua sa funcționeze cu precizia proprie (cu un decalaj de maxim 6 ms la 1 minut).

Dacă protocolul NTP de gestiune a timpului nu a suferit nici un defect dar funcționează independent de ceasul etalon (fără sa primească informații de la dispozitivul GPS) va fi generat un mesaj de avertizare într-un interval de 1 oră, iar sincronizarea va fi realizată de precizia proprie a NPT de gestiune a timpului.

Decalajul maxim al NPT de gestiune a timpului când funcționează independent: 60 ns/min Precizia maximă a etichetei de timp ± 1 ms

Arhitectura sistemului de comandă si control

Principiul de funcționare:

Cele două sisteme (sistemul A și B) redundante de comandă și control trebuie să funcționeze cu același tipuri de programe de aplicare (fig. 4.3.9.). Datele privind monitorizarea echipamentelor din stația Fundeni sunt trimise întotdeauna către ambele sisteme. Datele privind comenzile echipamentelor (comandă, parametrizare protecții etc.) sunt trimise doar către sistemul de comandă activ.

Fig. 4.3.9.

Cele două sisteme trebuie să ofere o funcționare continuă a echipamentelor și a transferului de date din stație.

Pierderea de date datorită trecerii de la funcționarea unui sistem de comandă la celălalt este prevenită prin existența unui protocol general de interogații (GI) care aduce sistemul aflat în rezervă la stare curentă de operare. Trecerea de la un sistem de comandă la celălalt se realizează prin două chei de alegere independente și SCA-RS. În cazul în care are loc un defect al sistemului de comandă și control în funcțiune, controlul stației va fi trecut în totalitate (toate comunicațiile de date, ….) pe cel de al doilea sistem de comandă și control aflat în rezervă. Nu este implementat un protocol de rotire în funcționare între cele două sisteme redundante de comandă. Această rotire se va efectua numai după apariția unui defect în funcționare. Timpul minim de trecere a funcționării de pe un sistem de comandă pe celălalt este de cel puțin100 ms de la sesizarea defectului.

Funcțiile cheilor SCA-RS:

trecere manuală la funcționarea sistemului A

trecere manuală la funcționarea sistemului B

Autotrecere automată la funcționarea sistemului A sau B în funcție de erorile apărute În funcție de poziția aleasă a cheii SCA-RS se poate trece de la starea activă la cea inactivă a unui sistem de comandă starea operativă a sistemului.

Interblocări

Interblocările la nivelul stației Fundeni sunt realizare prin soft. Toate verificările interblocărilor sunt realizate prin soft la nivelul unităților de comandă și control (BCU). Informațiile necesare pentru interblocările dintre celule ("Cuplă în funcțiune", "Bară colectoare legată la pământ", etc.) sunt transmise instantaneu la unitatea de control ce urmează să efectueze o operație de comandă. Realizarea interblocărilor este garantată și în cazul defectării rețelei de comunicații seriale LAN. La realizarea condițiilor de interblocare se va ține cont de precizările standardului "IEC-quality". Se va putea realiza o singură comandă in același timp de la un singur nivel de comandă pentru o anumită celulă și un anumit nivel de tensiune.

Semnalele de declanșare și blocare sunt integrate în software-ul de interblocări. Nu se pot efectua operații cu întreruptorul QO atâta timp cât releul de declanșare și blocare nu a fost resetat. Pentru a avea posibilitatea de a nu ține cont de soft-ul de interblocare se va monta în fiecare celulă un comutator de interblocare (selecționare a interblocării) cu două poziții. Acest comutator este independent de unitatea de comandă și control. Poziția comutatorului va fi precizată în sistemul de comandă și control. Dacă comutatorul Local/Distanță este pe poziția Local, operatorul poate folosi selectorul de interblocare pentru a alege următoarele stări operative:

– Interblocări activate

– Interblocări dezactivate

Dacă comutatorul Local/Distanță este pe poziția Distanță atunci selectorul de interblocare nu este disponibil și operatorul de la distanță (de la stația de lucru din camera de comandă sau dispecer) poate folosi un comutator prevăzut de soft cu aceleași stări operative:

– Interblocări activate

– Interblocări dezactivate

Toate interblocările la nivel de stație stabilite de nivel superior vor fi implementate în cele două unități redundante centrale de conducere a stației. Informațiile respective vor fi transmise către unitatea de comandă control a celulei prin intermediul rețelei SCADA-LAN împreună cu toate condițiile aferente de interblocare.

În cazul în care rețeaua de comunicație devine indisponibilă, interblocările celulei rămân disponibile și va fi semnalizată în unitatea de comandă și control a celulei indisponibilitatea comunicațiilor.

În cazul unei erori în sistemul de comunicații, spre exemplu, deconectarea BCU de la SCADA-LAN ce poate cauza informații necorespunzătoare pentru interblocările stației stabilite de nivelul superior, va duce la trecerea BCU 1a modul de lucru "Interblocare Localr. Aceasta înseamnă că interblocările valide vor cele de la nivelul local. Modul de lucru "Interblocare Locală" este indicat la nivelul celulei printr-un led și pe monitor la nivelul stației de lucru din camera de comandă.

În cazul unei erori datorate unor comenzi simultane (de la diverse nivele ierarhice) acesta va duce la trecerea la modul de lucru "Interblocare Locală".

4.3.2.2 Descrierea unității de comandă și control de tip AM 1703

Unitatea de comandă și control de tip AM 1703 este un echipament modular, pe bază de microprocesor, configurabil ce se poate folosi pentru a combina funcțiile de parametrizare și comandă cu tehnologii de teletransmisii (automatizare distribuită folosita local cât și la scara larga). Acest echipament își găsește utilitatea la nivel de proces intr-o structură distribuită, descentralizată.

În funcționare locală, descentralizată se înțelege că întregul proces automatizat va putea fi împărțit în câteva subprocese separate ce vor putea fi executate independent unul de altul (subsistem, celulă, câmp, mașină, buclă de comandă). Din această cauză, pentru fiecare subsistem va fi prevăzută câte o unitate de comandă și control de tip AM 1703 care să îndeplinească anumite funcții. Pentru aceasta AM 1703 va fi prevăzută atât cu posibilitatea realizării funcțiilor de automatizare locală cât și a funcțiilor de teleconducere cum ar fi:

– Funcții locale de automatizare (procesare periodică);

– Achiziția și procesarea stărilor sistemului în formă analogică și digitală;

– Monitorizare;

– Comandă secvențială a buclelor de deschidere;

– Comandă a buclelor de închidere;

– Interblocări de protecție;

– Funcții matematice;

– Funcții de sincronizare;

Funcții de teletransmisii (procesate instantaneu):

– procesarea semnalelor analogice și binare,

– procesarea informațiilor de stare – simple cu posibilitatea stocării temporare a acestora,

– procesarea informațiilor de stare – duble,

– controlul protejat al datelor de ieșire,

– achiziția de date și informații de timp cu o acuratețe de până la lms.

Unitățile de comandă și control vor fi alimentate de la ambele baterii de 220 V c.c. printr-un releu automat de comutare. În cazul în care una din cele două surse de alimentare se defectează releul de comutare va trece automat pe cealaltă sursă de alimentare.

Pentru comanda locală a unei anumite celule este folosit un panou de comandă cu display, de tipul CM-0881. Acest panou este conectat cu unitatea de comandă și control prin fibră optică, pentru a permite montarea panoului pe fața dulapului de protecție, așa cum se poate vedea și în fig. 4.4.0.

Fig. 4.4.0.

1 – Ecran de afișare

2 – Leduri de semnalizare

3 – Tastatura de comandă

4 – Conector pentru interfață de parametrizare

5 – Local, distanta, actionat cu ajutorul unei chei

6 – Cheie pentru șuntarea interblocajelor

7 – chei de funcționare (On/Off)

Panoul local de comandă și control permite realizarea următoarelor funcții și operații:

– Vizualizarea schemei monofilare a respectivei celule;

– Vizualizarea diverselor valori măsurate pentru respectiva celulă (putere activă, reactivă, nivel de tensiune, defazaj, factor de putere etc.);

– Semnalizări ale alarmelor prin intermediul ledurilor;

– Operații cu echipamentele primare (întreruptor, separatoare)

Ecranul de afișare este organizat pe mai multe pagini.

– Prima pagină afișează schema monofilară a celulei respective, prezentând starea actuală a echipamentelor din celulă;

– Pagina a doua afișează date legate de mărimile măsurate în respectiva celulă;

– Pagini adiționale sunt folosite pentru controlul comutatorului de ploturi.

4.3.2.3 Descrierea dispozitivului de comandă al stației tipul AK 1703

Dispozitivul AK1703 este un echipament modular, multi-procesor, care are ca și caracteristică principală faptul ca toate funcțiile pe care le realizează sunt independente una de cealaltă și distribuite în concordanță cu procesul. Varietatea de procesoare ale diverselor componente ale sistemului formează un sistem paralel de procesare, care realizează la rândul său o multitudine de procese în paralel. Avantajul acestui sistem este că în condiții de stare operațională el are o comportare dinamică, contrar comportării sistemului cu un procesor central. Un alt avantaj important este acela al posibilității extinderii sistemului fără a fi nevoie de modificări de soft. Chiar și adaptarea la anumite cerințe ale procesului nu necesită modificări ale softului, ci doar configurări individuale ale echipamentelor individuale și prin încărcareaparametrilor care influențează comportarea elementului din sistem, între niște limite definite.

Arhitectura dispozitivului AK 1703 are următoarele caracteristici:

– unitatea centrală de comandă și control, sistemul A și sistemul B

-periferice pentru legătura cu sistemul ierarhic superior

– periferice pentru legătura cu echipamentele de proces.

4.3.2.4 Descriere interfeței om-mașină de tipul SAT 250 SCALA

În stația Fundeni vor fi prevăzute două stații de lucru (PC) de tip SAT250 SCALA folosite ca interfață Om-Mașină (HMI), fiecare prevăzute cu monitoare color de 19" TFT, tastatură și mouse.

Sistemul de comandă SAT250 SCALA dispune de următoarele funcții:

– Vizualizarea proceselor

– Semnalizare

-Arhivare

– Înregistrator de evenimente

-Trasarea curbelor de sarcină

– Procesare de date

-Parametrizare de la distanță în timp real (on-line)

Mediul de comunicații va fi tradus în limba română după aprobarea proiectului. Sistemul de operare SAT250 SCALA este foarte ușor de operat utilizându-se doar mouse-ul

poate fi folosit atât pentru a selecta un obiect afișat (separator, întreruptor) cât și pentru a realiza operații primare (luare la cunoștintă, selecție și meniu de context) Pentru toate aceste funții este necesar un mouse cu două butoane, funcțiile acestora fiind similare cu cele ale altor interfețe standard de lucru cu operatorul.

Butonul Stânga al mouse-ului

– Selecție în general a unui obiect sau eveniment

– Ștergerea unei bare de meniu, selectarea unui câmp dintr-un tabel

– Trage și lasă (drag and drop)

Butonul Dreapta la mouse-ului

– Deschide un meniu de context

Meniul de context reprezintă un meniu ce se deschide lângă obiectul selectat și conține funcții referitoare la operațiile ce pot fi efectuate cu obiectul în cauză. Meniul de context depinde de tipul de obiect selectat si conține doar funcții specifice acestuia astfel încât operatorul beneficiază doar de operațiile necesare, fapt care duce la simplificare execuției unei comenzi. În cazul unei operații greșite va fi afișat un mesaj de eroare.

Fiecare stație de lucru SAT250 este prevăzută cu două monitoare. În mod normal fiecare monitor poate să afișeze imagini, liste, curbe de sarcină, etc. În mod uzual monitorul din stânga afișează o imagine de ansamblu a schemei monofilare a stației iar monitorul din dreapta o imagine detaliată cu listele de evenimente. Datorită faptului că sistemul fiincționează sub o platformă MS-Windows este posibilă deschiderea mai multor imagini în paralel, dar din motive de siguranță în funcționare numărul acestora a fost limitat (fig.4.4.1. Exemplu de fereastră din HMI.).

Pag 87……………………………………………….

Listele de evenimente detaliate prezintă o singură linie în dreapta sus a ecranului împreună cu toate evenimentele ce au avut loc pe respectivul circuit, oferindu-se posibilitatea de comanda aparatele de pe acest circuit. În josul paginii sunt afișate în ordine cronologică, prin intermediul unor filtre, evenimentele cele mai importante (fig.4.4.2. Lista cu evenimente). Se recomandă deschiderea ferestrei cu schema monofilară a stației pe monitorul din stânga deoarece imaginile detaliate ale circuitelor sunt accesibile doar din această schemă și ele au o poziție fixă pe monitor — ele vor fi dispuse centrat pe monitor împreună cu listele filtrate de alarme și de evenimente ce vor fi afișate pe monitorul din dreapta.

4.3.2.5. Sistemul de protecție

Descriere generală

Pentru stația 220/110 kV Fundeni va fi prevăzut un sistem de protecție, complet independent de sistemul de comandă și control, numai cu echipamente digitale. Sistemul de protecție va deservi următoarele tipuri de celule:

-LEA

-LEC

– Transformatoare și Autotransformatoare

– Bare colectoare și Celulă de cuplă

-Bobină de compensare.

Releele de protecție de bază și de rezervă pentru celulele de linie sunt de tip Siprotec, realizate de Siemens. Cele pentru protecția de bază a transformatoarelor și autotransformatoarelor (cum ar fi protecția diferențială pentru transformator) sunt de tipul DRS, realizate de VA TECH SAT iar protecția de rezervă este realizată cu relee de tip Siprotec-Siemens. Protecția de bare (PDB) precum și a bobinei de compensare sunt realizate de tipul DRS-VATECH SAT. Mai există și alte componente, menite să completeze sistemul de protecții prin relee, pentru o mai bună și sigură funcționare, după cum urmează:

-Relee de supraveghere a circuitelor de declanșare;

-Servere terminale sau modemuri de rețea;

– Blocuri de testare;

– Alte relee auxiliare.

Protecțiile de bază și protecțiile de rezervă vor fi alimentate de la surse independente de 220 V c.c.

Telecomunicații

O caracteristică specială a releelor de protecție digitale este aceea că este posibilă comunicația cu fiecare dispozitiv digital din orice punct al rețelei care oferă posibilitatea de conectare la așa numită „Rețea LAN de Protecție. Se va face o diferențiere din punct de vedere al comunicațiilor între cele două sisteme protecție:

1.Releele de protecție Siprotec

Pe PC (stațiile de lucru sau pe calculatorul portabil) trebuie să fie instalat programul DIGSI4. Pentru comunicațiile dintre releele de protecții Siprotec și Rețeaua de protecții este necesar un modem de rețea, special realizat de Siemens, care să fie conectat între rețeaua de protecții și PC. Doar după selectarea din meniul programului DIGSI4 a unei conexiuni LAN se poate stabili legătura între releele de protecție conectate la Rețeaua LAN de Protecție și PC prin intermediului modemului Siemens.

2.Releele de protecție DRS

Pe PC (stațiile de lucru sau pe calculatorul portabil) trebuie să fie instalat programul DRS-WIN. Pentru a se putea realiza comunicațiile între PC și releele de protecție de tip DRS este necesar ca PC-ul să fie legat direct la rețeaua de protecție. Din meniu este posibilă selectarea serverului terminal din cabina de relee. O dată realizată legătura pot fi accesate toate releele de protecție conectate la rețea. Trebuie specificat că orice modificare a parametrilor protecțiilor prin relee poate fi efectuată doar după introducerea unei parole, în acest fel mărindu-se gradul de siguranță a sistemului.

Interfețe

Interfața sistemului digital de comandă si control

Sistemul de protecție este complet independent de sistemul de comandă și control. Toate semnalele necesare operațiilor realizate de sistemul de protecții sunt transmise direct de la echipamentele primare (întreruptoare, separatoare, transformatoare de măsurare, MCB-uri, …) către releele de protecție prin intermediul cablurilor, fără a exista interacțiune directă cu sistemul de comandă și control. De asemenea toate semnalele de la sistemul de protecție cum ar fi cele de declanșare a întreruptoarelor sunt transmise direct prin cabluri către echipamentele primare. Singurele semnale care sunt trimise de la sistemul de protecții la sistemul de comandă și control sunt cele de alarmă care anunță înregistrarea unui eveniment ce va fi semnalat pe monitoarele stațiilor de lucru din camera de comandă. Interfața sistemului de protecție permite transmiterea semnalelor de timp de la sistemul de comandă către sistemul de protecție, ceea ce permite înregistrarea corectă a evenimentelor.

Interfața de protecție a celulelor

Unitățile de comandă și control ale celulelor comunică cu releele de protecție prin intermediul sistemului de comandă și control are loc sincronizarea funcționării protecțiilor. În plus se pot transmite semnale de alarmă și alte semnalizări de la sistemul de protecții către stațiile de lucru din camera de comandă a stației.

Interfața PDB

Releul de protecție pentru PDB este legat prin fibră optică la sistemul de comandă și control, care sincronizează funcționarea protecției. În plus se pot transmite semnale de alarmă și alte semnalizări de la protecție către stațiile de lucru din camera de comandă a stației.

Înregistratorul de evenimente defecte

O caracteristică comună releelor de protecție digitale este aceea că se pot înregistra în ordine cronologică evenimentele și defectele apărute în timpul funcționării. Odată ce a avut loc un defect, aceasta este introdus în lista de evenimente și în funcție de severitatea sa, el este introdus și în lista internă de evenimente a releului de protecție care a sesizat defectul. Listele cu evenimentele și defectele inregistrate pot fi descărcate și afișate pe monitoarele stațiilor de lucru din camera de comandă prin intermediul programelor DRSWIN sau DIGSI4.

Configurația sistemului folosit în stația Fundeni este cea a unui sistem distribuit, adică unitățile de comandă și control nu sunt dispuse toate într-un dulap ci fiecare în dulapul de protecție alături de releele de protecție aferente fiecărui circuit în parte.

Fiecare unitate de comandă și control pentru PDB are următoarele funcții:

-Măsurare a valorilor curentului;

-Detectarea saturației;

-Contacte auxiliare de separator;

-Conexiuni directe cu bobinele de declanșare ale întreruptoarelor;

-Pornire DRRI;

-Defectarea protecției întreruptoarelor.

De la unitățile distribuite la unitatea centrală a PDB se transmit prin fibră optica următoarele informații:

-Poziție separatoare;

-Informatia de curent;

-Semnalizări către sistemul SCADA;

-Autotestare.

Protecția celulelor de 220 kV

PDB folosită pentru stația de 220 kV este de tipul DRS-BB. Sistemul de PDB este compus dintr-o unitate centrală DRS-MBB și pentru fiecare celulă în parte câte o unitate DRS-CBB. Toate unitățile din celule sunt conectate între ele și cu unitatea centrală printr-o rețea de fibră optică de tip dublu- ring (două fire într-un singur cablu).

Fiecare unitate de comandă și control pentru PDB are următoarele funcții:

-Măsurare a valorilor curentului

-Detectarea saturației

-Contacte auxiliare de separator

-Conexiuni directe cu bobinele de declanșare ale întreruptoarelor

-Demarare DRRI

-Defectarea protecției întreruptoarelor

De la unitățile distribuite la unitatea centrală a PDB se transmit prin fibră optica următoarele informații:

-Poziție separatoare;

-Informatia de curent;

-Semnalizări către sistemul SCADA;

-Autotestare.

Configurăția sistemului folosit în stația Fundeni este cea a unui sistem distribuit, adică unitățile de comandă și control nu sunt dispuse toate într-un dulap ci fiecare în dulapul de protecție alături de releele de protecție aferente fiecărui circuit în parte.

4.3.3. Servicii Auxiliare

Descriere generala.

Echipamentul anterior pentru serviciile interne de 400/230 V, 50 Hz. și 220 V c.c. a fost înlocuit cu un nou echipament ce va asigura rezerva operativă pentru consumatorii auxiliari ai stației, pentru echipamentul nou instalat, ca și pentru echipamentul rămas nedemontat ca de exemplu, transformatoarele de 110/10 kV, stația de 10 kV, iluminatul interior din clădirile stației Fundeni 220/110kV.

4.3.3.1. Grup Electrogenerator

Situația anteioara

Serviciile interne de curent alternativ ale stației Fundeni erau alimentate din stația de 10kV prin intermediul a două transformatoare 10/0,4kV de 460kVA și respectiv 630kVA iar în caz de avarie, de la grupul Diesel cu puterea instalată de 80 kVA cu pornire manuală.

Lucrări efectuate

Ca urmare a lucrărilor de retehnologizare și a importanței deosebite a stației Fundeni în alimentarea cu energie electrică a orașului București a rezultat necesitatea măririi puterii instalate a grupului electrogen și a integrării acestuia în sistemul de automatizare complex al stației inclusiv prin prevederea unei instalații de AAR.

Grupul electrogen a fost înlocuit cu unul nou cu parametri superiori celui existent. Acesta are puterea instalată de 150 kVA, pornire automată în cca 15sec. și este integrat în automatizarea AAR. Grupul este dotat cu un rezervor exterior de combustibil ce îi asigura acestuia o autonomie de minim 48 de ore de funcționare.

Furnitura grupului va include:

a) Grupul electrogen prefabricat în anvelopă grad protecție IP 54 compus din: – motor diesel

generator

– tablou electric

– pupitru de comandă, având următoarele caracteristici tehnice:

– putere – 150 kVA;

-tensiune – 3×400/230V;

-frecvență – 50Hz;

-turație – 1500 rot/min;

– greutate – max.2,2 tone.

Accesoriiile pentru alimentarea cu motorină a grupului.

b) Rezervor suplimentar pentru a asigura rezerva de combustibil de minim 48 de ore de funcționare.

c) Electropompa cu clapă Dn32 pentru umplerea rezervorului de combustibil, traductorii de nivel și automatizarea acesteia.

Caracteristici funcționale pentru grupul electrogen

Grupul electrogen funcționeaza individual, intrând în funcțiune automat, 1a dispariția tensiunii pe barele colectoare de c.a., prin comanda dată de instalația de AAR și va atinge sarcina maximă în timp de max. 15 sec. de la primirea comenzii de pornire. La revenirea tensiunii în rețea după o temporizare stabilită de beneficiar, grupul va fi oprit prin impuls de la instalația AAR 0,4kV. Instalația de pornire, control, comandă, avertizare și protecție este montată într-un dulap propriu. Dulapul de automatizare are gradul de protecție IP54. Generatorul este prevăzut cu regulator automat de tensiune încorporat. Echipamentul montat în dulapul de automatizare și forță asigura toate funcțiunile necesare pentru funcționarea tuturor instalațiilor auxiliare:

-ventilator grup răcire;

-agregat de preîncălzire a motorului Diesel;

-redresor încărcare baterii;

-pompă de umplere a rezervorului de combustibil;

-pompă electrică pentru preungere a motorului Diesel;

-întreruptor automat tripolar de cuplare/decuplare a grupului în circuit;

-pornirea și oprirea automată a motorului Diesel;

-controlul funcționării normale a preungerii, preîncălzirii și redresorului;

-controlul nivelului de ulei;

-controlul parametrilor electrici ai generatorului (tensiune, frecvență curent)

-controlul parametrilor motorului Diesel (presiune ulei, temperatură ulei, temperatură apă);

-cuplarea/decuplarea întreruptorului principal;

-transmiterea la distanță a semnalelor de alarmă și declanșare.

Următoarele semnale se vor transmite nivelului superior de monitorizare:

-defect grup Diesel;

-nivel minim combustibil;

-defect redresor;

-grup Diesel în funcțiune;

Pe pupitrul de comandă se semnalizeaza următorii parametri funcționali; -protecția generatorului sincron;

-protecție la tensiune maximă;

-protecție la putere inversă;

-protecție la saturație;

-grup pregătit pentru intervenție.

Grupul Diesel se va opri automat, când parametrii de funcționare ating valori mai periculoase decât pragul la care s-a realizat semnalizarea de alarmare.

Motorul Diesel este prevăzut pentru pornire cu o baterie de acumulatoare, fără întreținere, precum și cu redresorul de încărcare aferent. Acesta este un redresor automat alimentat la tensiunea de 230V, 50Hz, cu regim de funcționare floating.

Pentru asigurarea pornirii și funcționării motorului Diesel, agregatul este echipat cu o instalație anexă pentru preungere, pornire, alimentare cu aer, alimentare cu combustibil, răcire, ventilare și evacuare a gazelor de ardere. Rezervorul propriu de combustibil al grupului trebuie să asigure cantitatea necesară de combustibil pentru a funcționa 8 ore.

Pentru umplerea acestui rezervor dintr-un rezervor exterior se utilizează o pompă electrică, montată pe perete, cu amorsare manuală (inclusă în furnitură), cu pornire și oprire automată în funcție de nivelul motorinei din rezervorul de combustibil al grupului. Grupul este prevăzut cu un sistem de oprire a alimentării cu combustibil a motorului în cazul detectării unui incendiu.

4.3.2.2. Servicii interne de curent alternativ și curent continuu inaintea retehnologizari.

Prezentul capitol tratează realizarea sistemului instalațiilor de servicii interne (alimentare și distribuție) de curent continuu și de curent alternativ aferente stației de 220/110/10 kV Fundeni.

Serviciile interne c.a.

Serviciile interne de c.a. ale stației Fundeni erau alimentate din stația de 10kV prin intermediul a două transformatoare 10/0,4kV și în caz de avarie, de la grupul Diesel.

Acestea erau împărțite pe două secții de bare, ce funcționau cu cupla închisă, un transformator în funcțiune și celălalt în rezervă. Nu exista AAR pe alimentări, comutarea de pe o alimentare pe cealaltă se realiza manual. Serviciile interne de 0,4kV erau constituite din panouri de distribuție de curent alternativ (PSI c.a.), amplasate dispersat în mai multe camere, dezvoltate pe durata celor patruzeci de ani de existență ai stației în funcție de necesități ivite astfel:

-nouă panouri într-o cameră de la etajul unu al blocului de comandă, adiacentă camerei de comandă. Panourile erau echipate cu întreruptoare de sarcină manuale, siguranțe și întreruptoare de tip USOL, aparate uzate fizic și moral, ce aveau deja o durată mare de funcționare,

-trei panouri într-o cameră de la parterul blocului de comandă, cu echipare asemănătoare.

Serviciile interne c.c.

Instalația de alimentare în curent continuu a stației de 220/110/10 kV era compusă din 2 sisteme independente de 220 V c.c., fiecare sistem fiind alcătuit dintr-o baterie, un redresor și un dulap de distribuție. Bateriile de acumulatoare anterioare nu confera consumatorilor stației de 220/110/10kV o alimentare sigură pentru sistemele de comandă-

control și protecție fiind aproape de a ieși din durata de viață. Tensiunea nominală a serviciilor proprii de curent continuu era de 220 Vc.c. Instalația funcționeaza cu ambii poli izolați față de pământ.

Sursele de alimentare a consumatorilor de curent continuu erau:

-doua bucati baterii de acumulatoare acide cu 105 elemete staționare, de tip Hoppecke respectiv Sonenschein de construcție etanșă, 250 Ah capacitate (C10).

-trei bucati redresoare automate, de 60 A 3x400Vc.a/220 Vc.c. (doua în funcțiune și unul în rezervă rece). Redresoarele funcționau în tampon cu bateriile fiind montate odată cu cele două baterii de acumulatoare.

4.3.2.3. Servicii interne de curent alternativ dupa retehnologizare

Tensiunea nominală de alimentare a consumatorilor de curent alternativ este 3×400/230 V, 50 Hz. Instalația funcționeaza cu neutrul legat direct la pământ.

Sursele de alimentare a serviciilor interne de curent alternativ sunt cele 2 transformatoare existente de servicii proprii de 10/0,4 kV- amplasate unul în boxa situata in cladirea corpului de comanda la parter și celălalt în exterior. De asemenea este asigurată o alimentare separată (ca sursă de siguranță), provenită de la grupul Diesel automat de 400/230 V — 150 kVA. montat în exteriorul clădirii corpului de comandă în fața camerei în care se află grupul vechi existent.O alimentare de c.a. de siguranță va fi asigurată de la noul invertor în scopul de a alimenta componentele principale ale sistemului SCADA, contoare, sistemul de sesizare și avertizare incendiu și efracție.

Schema monofilară a serviciilor interne de curent alternativ este reprezentată în fig.4.3.3.1.

Regimul de functionare

Schema de alimentare este cu bară simplă, secționată printr-o cuplă cu două întreruptoare. Fiecare secție de bare este racordată la un transformator de servicii proprii, printr-un întreruptor de câte 1000 A. La cele două secții sunt racordați consumatorii importanți din stație — barele de vitali. Pentru celelalte categorii de consumatori mai puțin importanți (iluminat exterior, centrala termică, etc. ), s-au prevăzut două subsecții care vor fi deconectate printr-o comandă a instalației AAR, urmând ca 1a revenirea la situația normală de funcționare aceștia să fie reconectați manual sau automat.Grupul Diesel este conectat la ambele secții de bare prin două întreruptoare automate de 630A fiecare.

Fig.

Regimul normal de funcționare este cu unul din cele două transformatoare de servicii interne conectat și întreruptoarelel cuplei închise (alimentarea de J.T de la celălalt transformator de 10/0,4 kV deconectată — transformator aflat în regim de rezervă caldă). Consumatorii principali precum dulapurile de c.a. din cabinele cu relee și de la autotransformatoare se vor echipa cu comutatoare ce vor permite selectarea sursei de alimentare cu c.a..

Anclanșarea automată a alimentării de rezervă 0.4 kV (AAR)

În regim normal de funcționare, serviciile proprii ale stației 220/110/10kV vor fi alimentate de unul din cele două transformatoare de S.I., cupla dintre secțiile de bare 0,4kV fiind închisă.

La pierderea alimentării transformatorului de 10/0,4 kV, în funcțiune, instalația AAR, comandă declanșarea întreruptorului de J.T aferent alimentării defecte și apoi anclanșarea întreruptorului de J.T a transformatorului de 10/0,4 kV aflat în stand-bay, verificând în prealabil dacă acest întreruptor este deschis precum si dacă celălalt tranformator este sub tensiune, asigurând astfel continuitatea alimentării consumatorilor de c.a. La funcționarea schemei AAR cupla va rămâne în permanență închisă.

În cazul avarierii ambelor surse de alimentare (transformatoare) aferente serviciilor proprii de c.a.ale stației 220/110/10 kV instalația AAR comandă deconectarea barelor ce alimentează consumatorii nevitali și intrarea automată în funcțiune a grupului Diesel. În acest caz (căderea ambelor transformatoare de servicii proprii ale stației), grupul Diesel va putea prelua sarcina aferentă consumatorilor vitali de c.a. ai stațiilor de 220 kV, 110 kV și 10 Kv (consumatori aflați pe cele două bare de vitali). Îtreruptorii ce alimentează cele două bare de consumatori mai puțin importanți vor fi în stare deconectat. Instalația de AAR supraveghează întreruptoarele surselor și ale cuplei și împiedică funcționarea în paralel a celor 2 transformatoare și a grupului Diesel. Consumatorii de c.a. se vor alimenta radial sau în buclă de la cele 2 secții de bare. Întreruptoarele de cuplă 0,4 kV vor rămâne închise în toate secvențele de automatizare descrise mai sus. Printr-o cheie de selecție se pot alege în mod suplimentar următoarele regimuri de funcționare pentru automatica AAR:

-AAR deconectat,

-AAR cu cupla deschisă și ambele transformatoare în funcțiune. În acest caz la deconectarea unuia din cele două transformatoare automatica AAR va închide cupla.

-AAR cu cupla închisă și unul din transformatoare în funcțiune.

4.3.2.4. Servicii interne de curent continuu dupa retehnologizare

Tensiunea nominală a serviciilor proprii de curent continuu este de 220 Vc.c. Instalația funcționează cu ambii poli izolați față de pământ și este prevăzută cu protecție împotriva defectelor cu pământul ce va semnaliza la sistemul SCADA. Sursele de alimentare a consumatorilor de curent continuu sunt:

-doua baterii de acumulatoare acide cu 105 elemete staționare, de construcție etanșă, având electrolitul înglobat în gel de 300 Ah capacitate (C10).

-patru redresoare automate, de 75 A 3x400Vc.a/220 Vc.c. (2 în funcțiune și 2 în rezervă caldă).

Schema monofilară a serviciilor interne de curent alternativ este reprezentată în fig. 4.3.3.2.

Fiser Vaualare Opeream Fere .3 Aiutur

Fig. 4.3.3.2.

Regimul de functionare

Instalația de servicii proprii de curent continuu este un sistem independent de alimentare, având ca surse de energie baterii de acumulatoare, ceea ce conferă consumatorilor din stațiile de 220/110/10kV o alimentare sigură pentru sistemele de comandă-control și protecție. Serviciile interne de curent continuu ale stației Fundeni sunt realizate din doua sisteme independente de 220 V c.c., fiecare sistem fiind alcătuit dintr-o baterie, două redresoare și trei dulapuri de distribuție.

Fiecare baterie este dimensionată să asigure un timp de minim 3 ore incazul unei

avarii în rețeaua de 0,4 kV) consumul în curent continuu al tuturor echipamentelor aferente stațiilor de 220 kV, 110 kV, 10kV, inclusiv 10% capacitate suplimentară pentru compensarea uzurii în timp a bateriei și dezvoltări ulterioare. Bateriile împreună cu redresoarele aferente alimentează prin intermediul întreruptoarelor manuale, câte o secție de bare de distribuție. La fiecare secție de bare sunt racordați consumatorii de curent continuu, alimentările făcându-se radial. Secțiile de bare sunt racordate la cutiile bateriilor. Cutiile bateriilor sunt echipate cu trei întreruptoare debroșabile acționate electric, unul pentru conectarea la dulapul de c.c., celelalte pentru conectarea la redresoare. Întreruptoarele pot fi acționate manual sau prin sistemul SCADA, dacă comutatorul este pe poziția "de la distanța”. În regim normal de funcționare, ambele baterii sunt în funcțiune independent. Redresoarele funcționează în regim de încărcare "floating" cu bateria aferentă. Fiecare cutie a bateriei va alimenta un dulap de distribuție de c.c. printr-o legătură la fiecare din cele două întreruptoare al unei bare de distribuție. Fiecare bară va fi echipată cu 10 bucăți de întreruptoare de 63 A și 8 de 32A, pentru alimentarea consumatorilor. Toate întreruptoarele vor fi acționate manual, și vor avea contacte de semnalizare pentru SCADA.

Fiecare cabină cu relee este prevăzută cu distribuție de c.c. în același dulap de c.a./c.c. Distribuția de c.c. constă din două sisteme (1 și 2 ). Fiecare sistem va fi alimentat din două surse (Bateria 1 și Bateria 2). Sursele pot fi selectate manual cu ajutorul unui comutator. Comutatorul se va afla pe fața dulapului pentru a permite selectarea celor două surse.

CAPITOLUL V
DIMENSIONAREA INSTALATIEI DE ILUMINAT DIN
CAMERA DE COMANDA

5.1. ASPECTE GENERALE

Iluminatul artificial reprezina o componenta a realizarii conditiilor normale de viata in interiorul sau in afara constructiilor, in perioadele in care iluminatul natural nu este satisfacator. Pe de alta parte, in functie de aspectele cantitative si calitative ale iluminatului, activitatea umana poate fi mult influentata. Astfel, in incaperile sau spatiile de productie, se poate constata o relatie de dependenta intre iluminatul artificial si productivitatea muncii, evitarea rebuturilor sau erorilor, producerea accidentelor de munca.

Ideea realizarii unui microclimat luminos confortabil capata astazi o semnificatie deosebita prin implicatiile importante in conditiile economosirii energiei electrice. Astfel problema realizarii unui microclimat luminos, care sä respecte conditiile elementare ale confortului vizual cu un consum minim de energie electrica, devine o conditie de baza in proiectarea instalatiilor de iluminat interior.

Atat aspectele cantitative (nivel de iluminare) cat si cele calitative ce pot fi controlate printr-un raport cantitativ (uniformitatea iluminarii in plan util, distributia luminantelor in campul vizual si la periferia sa, modul de distributie spatiala a fluxului luminos) sau cele calitative la care inca nu exista decat partial posibilitatea unor cifre de control (culoarea surselor suprafetelor reflectante), reprezinta componentele esentiale ce se influenteaza reciproc si care, in anasmblu, concura la realizarea unui iluminat artificial corespunzator.

Proiectarea instalatiilor de iluminat cuprinde urmatoarele etape:

-alegerea nivelului de iluminare pe suprafata de lucru si a parametrilor de calitate a iluminatului;

-alegerea sistemului, a tipului Si mediului de iluminat;

-alegerea surselor de lumina si a corpurilor de iluminat;

-calculul parametrilor iluminatului pe suprafata de lucru, care permite stabilirea tipului si a puterilor nominale ale corpurilor de iluminat, ca distributia corpurilor de
iluminat pe tavanul incaperii.

Pentru proiectare este necesara cunoasterea urmatoarelor date initiale:

-dimensiunile, forma si alte detalii ale arhitecturii zonei ce urmeaza a fi iluminata;

-date privind caracteristicile specifice din punctul de vedere al iluminatului (umiditate, pericol de incendiu sau explozie, cantitatea de praf din atmosfera etc.);

-caracteristici ale procesului tehnologice, care determind conditiile specifice impuse sistemului de iluminat;

– tipul de iluminat adoptat : general, mixt, local.

Camera de comanda in care trebuie dimensionata instalatia de iluminat, are urmatoarele date:

-dimensiuni: H = 5 [m]; L = 30 [m]; I= 20 [m];

-culoarea suprafetelor: tavan alb;

-pereti: 20 % geamuri: 20 % lemn mat; 60 % culoare crem;

-conditiile de intretinere a iluminatului bune.

5.2. METODA FACTORULUI DE UTILIZARE

Prin definitie, factorul de utilizare U reprezinta raportul dintre fluxul incident pe suprafata utila Φu si fluxul emis de sursa Φe:

(1.1)

unde:

Em — nivelul de iluminare impus [lx];

S — suprafata utila [m2];

U — factorul de utilizare care depinde de: timpul utilizarii iluminarii,, tipul corpului de iluminat si modul de distributie a fluxului luminos de catre acesta, pozitia sursei fata de planul util dimensiunile incaperii considerate, reflexia suprafetelor peretilor si tavanului, considerate prin factorii de reflexie ρP si ρt.

In valoarea factorului de utilizare poate fi cuprins sau nu factorul de depreciere A al sursei de lumina si a corpului de iluminat.

Deci:

(1.2)

Indicele localue determind cu relatia:

(1.3)

in care:

L – lungimea incaperii [m];

1 – latimea incaperii [m];

h – inaltimea sursei deasupra planului util, masurata in general de la axul orizontal al sursei la planul util [m];

h = H – (hu+ha)= 5 – (1+0,1) = 3,9 [m]

unde:

hu – nivelul planului util [m];

ha – inaltimea de atarnare [m]

Deci:

Se recomanda iluminatul cu lampi fluorescente, corpul de iluminat find cu repartitie semidirecta a fluxului, de tip FIAG-01-265.

Coeficientii de reflexie sunt:

ρpodea = 0,2 ÷ 0,4; alegem ρpodea = 0,3;

ρsticla = 0,1;

ρlemn = 0,25 ÷ 0,45; alegem ρlemn = 0,35;

ρperete alb = 0,5;

ρtavan = 0,7;

ρtb = 0,04

ρp * Sp + ρf * Sf + ρu * Su + ρtb * Stb +ρc * Sc

(1.4)

Spodea = L×1 = 30×20 = 600 [m2]

S1 = 2(H×1 + H×L) =2H(L+1)=2×5(30+20)=500 m2 (pentru latimea salii)

Sperete alb = 60% × S1=(60/100)×500 = 300 [m2]

Slemn mat = 20% × S1= (20/100)×500 = 100 [m2]

Sgeamuri = 20% × S1= 100 [m2]

Stabla = 7,2 [m2]

Coeficientul de utilizare:

U = f(I; ρperete m) = f(3,076; 0,56),

Deci U = 0,54

Φnec (1.5)

5.3.DETERMINAREA NUMARULUI DE CORPURI DE ILUMINAT

Numarul de corpuri de iluminat se determine cu relatia:

(1.6)

unde:

Ønec = fluxul luminos necesar

Øl = fluxul unei lampi

Astfel, in incapere este necesar sa se monteze 54 de corpuri de iluminat tip FIAG-01-265/2.

5.4.VERIFICAREA CANTITATIVA A INSTALATIEI DE ILUMINAT PRIN METODA PUNCT CU PUNCT

Pentru lampile fluorescente, care au suficienta precizie, se poate considera luminanta constanta. Se calculeaza intensitatea luminoasa:

(1.7)

unde:

11— lungimea unei lampi; 11= 1,5 [m];

Φc — fluxul unei lampi;

I0 — intensitatea luminoasa data de unitatea de lungime a liniei luminoase;

n — numarul de corpuri de iluminat dintr-un sir

Dar distanta dintre doua corpuri λ = 0,8 [m]

2×11 = 2×1,5 = 3 [m] rezulta λ < 2.11,

deci se poate considera ca sirul de lampi formeaza o linie luminoasa fictiva, care are intensitatea luminoasa:

5.4.1. Calculul iluminarii punctului A1

Calculul iluminarii se realizeaza numai pentru punctele Al si A2, restul find considerat identic, conform figurii 5.4.1.

Figura 5.4.1. Amplasarea corpurilor de iluminat in sala

Conform figurii 5.4.2. iluminarea in punctul P1 este:

(1.8)

unde pentru P1 notatiile au urmatoarele semnificatii:

α – reprezinta unghiul de asimetrie vertical al corpului de iluminat cu directia intensitatii luminoase .

Figura 5.4.2. — Elemente de calcul ale iluminarii in punctul P1

a = 0

h = 5 – (0,1 + 1) = 3,9 [m]

Δ = 0,714 pentru degajari reduse de praf

I’ε = 165 [cd] pentru ε = arc tg a/b = 0o

(1.9)

(1.10)

5.4.2. Calculul iluminarii punctului A2

Iluminare in punctual A2 este:

tg α1 = 0,51

tg α2 = 1,53

deci:

[lx]

[lx]

5.4.3. Iluminarea medie totala

Iluminarea medie directa:

Contributia componentei reflectate:

(1.11)

unde :

(1.12)

(1.13)

(1.14)

(1.15)

(1.16)

Δ = 0,714

deci :

Iluminarea medie totala :

deci :

0 714 0 628 0 54 0 7 – 326480

= 137,4

[1— 0,62(1— 0,54)] • 600 [lx]

Iluminarea medie totala:

E med.totala = Emed.directa

+ E =196,29 +137,47 = 333,7 [lx]

Emed.impus = 300 [lx]

Deci: Emed.totala > Emed.impus

kE. = mm 1 Erna kl> klimpus

klimpus = 0,7

E

n

Emax

k2 > k2impus k2impus = 0,5

= E 1,2+ Er.

Emin =177,9 +137,4 =315,3 [lx]

Emed = 333,7 lx

Emax = E + Er

E. = 205,46 +137,4 = 342,8 [lx]

315,3

k1 = = 0,94

333,7

315,3

k = = 0,91

2

342,8

Deci: k1 > klimpus si k2 > k2impus

5.5.VERIFICAREA CALITATIVA A INSTALATIEI DE ILUMINAT PRIN METODA INDICILOR DE ORBIRE

Evaluarea unui indice global (indicele global depinde de luminanta sursei Si a fondului, de unghiul sub care se vede sursa din ochiul observatorului si de pozitia sursei in camp vizual).

Principalele etape ale acestei metode sunt:

a.incadrarea corpului de iluminat intr-o anumita categorie de clasificare BZ, care este in functie de tipul corpului de iluminat Si de indicele incaperii

Corpul de iluminat tip FIAG are indicele de utilizare BZ6.

Indicele localului pentru luminanta este dat de relatia:

hL = H — ha — 1,6 — pentru incdperi unde oamenii lucreaza in picioare;

hL = H — ha — 1,2 — pentru incdperi unde oamenii lucreazd stand pe scaun. In acest caz, pentru ca oamenii lucreazd stand pe scaun: hL=H—ha-1,2=H-1,3=5-1,3=3,7m

.30 .20 600

= = 3,24

3,7(30 + 20) 3,7 .50

b.determinarea indicelui de orbire de 'laza Ib in functie de dimensiunile incdperii L 1 (exprimate ca multiplii de proportiile de flux i factorii de reflexie ai suprafetelor reflectante:

p t=70%

p p=50%

p d=14%

Cu aceste elemente se determine indicele de orbire de baza I'b=19,9 termenul de corectie al acestuia pentru corpuri liniare paralele cu linia vederii:

T'c=-1,3

Ib=I'b+T'e

Ib=19,9-1,3=18,6

c.determinarea indicelui de orbire initial prin insumarea indicelui de bazd cu un termen de corectie functie de fractiunea de flux superior/inferior

= Ib + Tc

= 18,6 + 0,1 = 18,7

d.determinarea indicelui final de orbire

If = TCD + TS ± TH (1.18)

unde:

– termen de corectie functie de fluxul luminos emis de un singur corp de iluminat in emisfera inferioard;

— termen de corectie functie de suprafata echivalenta a corpului de iluminat (suprafata care se determine prin proiectia corpului pe un plan paralel cu el);

TH — termen de corectie functie de inaltimea de suspensie a corpului

= 3,1 Ts = -6,3 TH = 0,3 Deci: If= 18,7 + 3,1 — 6,3 + 0,3 = 15,8

e.compararea indicelui final cu cel admisibil:

dace If < Iad instalatia este corect proiectata;

dace If > Iad — instalatia trebuie imburatatita.

Iad = 16 deci If < 'ad

Din acest punt de vedere instalatia este corect proiectata.

5.6. DIMENSIONAREA CONDUCTOARELOR

Pentru eliminarea efectului stroboscopic i pentru compensarea factorului de putere alegem montajul „duo", figura 5.6.1, unde:

T1 T2 — lampi (tuburi) fluorescente;

C2 — balast capaeitiv;

Stl i St2 — startere;

B21 si B22 — balast inductiv.

Figura 5.6.1. — Montajul „duo"

Lampa T1 functioneazd ca si in cazul unui montaj mono, lampa T2 are un balast capacitiv care face ca, in functionare normald, curentul din acest tub sd fie defazat cu 1200 hid de curentul care parcurge lampa Tl. Balasturile B21 si B22, la deschiderea starteruli St2, dupd incalzirea filamentelor, asigura circuitului un caracter inductiv, realizand in acest fel supratensiunea necesard amorsdrii lampii T2. Montajul „duo"(lead-lag circuit) asigurd reducerea efectului stroboscopic si un factor de putere cosq = 0,95. In cazul acestui montaj curentul este in fazd cu tensiunea, deci cosq = 1.

Pentru determinarea sectiunii conductoarelor se poate folosi urntatoarea relatie:

unde:

p — rezistivitatea materialului din care este confectionat conductorul [C2 mm2/m];

1— lungimea conductorului [m];

Ik — curentul care strabate conductorul [A];

91( — unghiul de defazaj; cos (plc = 1; sin (plc = 0;

x0 — reactanta specified a materialului din care este confectionat conductorul [S2/km]; Au — caderea de tensiune pe conductor [V].

Pentru lampile tip LFA 40/2 curentul nominal este: In = 0,43 A

Ik= 0,43 • 24 = 10,32 A

s = 2 0'3030 .1 0-6 •100.10,32 =11,37 mm2 5,5

Avand in vedere neuniformitatile conductorului i coturile neluate in calcul, se poate aplica sectiunii obtinute un coeficient de siguranta si rezultd:

s' = 1,1 • 11,37 = 12,507 mm2

Se alege un conductor cu sectiunea standardizatd s = 16 mm2.

CAPITOLUL 6
INDICATORII TEHNICO-ECONOMICI AI INVESTITIEI

6.1 VALOAREA TOTALA A INVESTITIEI

Valoarea totala a investitiei aferente prezentului proiect este obtinuta in urma calculelor realizate in cadrul devizului general (anexa 2)

RON Echiv. mil. EURO

– valori fara TVA 108.744.873 30.840.

– valori cu TVA 147.205.373 41.748

In cadrul valorii totale, valoarea estimata a lucatilor de C+M este:

Miliarde lei Echiv. mil. EURO

– valori fara. TVA 637,20 16,55

– valori cu TVA 758,26 19,70

Se precizeaza urmatoarele particularitati pentru estimarea investitiei asociate prezentului proiect de retehnologizare:

– Pentru costul echipamentelor, au fost considerate ofertele maximale de pret primite de la furnizorii care au transmis oferte.

Valoarea totala a investitiei cuprinde toate costurile aferente refacerii legaturilor in cablu, la 110 kV si 10 kV, in noua configuratie de scheme de conexiuni si de amplasare in teren a statiilor electrice.

Valoarea totala de deviz general include si costul asociat unei statii mobile de 110 kV cu trei celule, care sa asigure implementarea lucrarilor de retehnologizare in statia de 110 kV, cu respectarea conditiilor stabilite impreuna cu Electrica SA si Termoelectrica SA. Precizam ca aceasta statie mobila, achizitionata in cadrul acestui proiect, se va putea utiliza de catre Transelectrica pentru oricare dintre proiectele de retehnologizare destinate statiilor de 110 kV aflate in exploatare i pentru care trebuie asigurate conditii de continuitate in alimentare pe perioada de realizarea a respectivelor lucrari.

6.2 DURATA DE REALIZARE A INVESTITIEI

Se apreciaza ca realizarea acestei investitiei se va putea face in 32 luni, cu urmatoarea defalcare:

-Camera de comanda 3 luni,

-Statia 220 kV 12 luni,

-Statia 110 kV 13 luni,

-Statia 10 kV 4 luni.

6.3 ESALONAREA INVESTITIEI

Se estimeaza ca realizarea investitiei care face obiectul prezentului proiect se va face pe parcursul a trei ani calendaristici, intr-o proportie de circa 45% pentru primul an, 30% pentru al doilea an si 25% pentru al treilea an.

6.4 ANALIZA TEHNICO-ECONOMICA A FEZABILITATII REALIZARII INVESTITIEI

6.4.1 Criterii utilizate in acord cu practica actuala pentru evaluarea eficientei economice a investitiilor, s-au utilizat criteriile VNA, RIR, DRA si Ip.

Venitul net actualizat (VNA)

VNA Vt —(It + Ct)

t=i (1+ a)t (7.1)

unde:

Vt – beneficiul anual obtinut in urma realizarii investitiei

It — investitia anuala

Ct – cheltuieli anuale de exploatare

D – durata de studiu

a – rata de actualizare.

VNA reprezinta intr-o forma sintetica eficienta intrinseca a investitiei analizate, pentru o perioada de studiu considerate si o rata de actualizare aleasa. Conditia pentru acceptarea investitiei este VNA > 0.

Rata interna de rentabilitate (RIR)

Reprezinta rata de actualizare pentru care, pe durata de studiu considerate, venitul net actualizat este nul (VNA = 0)

VNA Evt _(/t±ct)= 0

t=1 0+ RIRY

(7.2)

unde Vt, It, Ct si D au semnificatiile de mai sus.

Rata interna de rentabilitate (RIR) indica in ce masura investitia este profitabila fata de rate mai mari de actualizare decat rata aleasa in calcul. Conditia necesara pentru acceptarea investitiei este RIR > a.

Durata de recuperare actualizata. (DRA)

Reprezinta durata pentru care, cu rata de actualizare aleasa, venitul net actualizat are valoarea zero (VNA = 0)

DRA Vt – (It + Ct) VNA = = 0

t=1 (1+ a)t

(7.3)

unde: Vt, It, Ct si a au semnificatiile de mai sus.

Durata de recuperare actualizata (DRA) exprima capacitatea obiectivului de a restitui capitalul investit pentru realizarea sa din beneficiile obtinute prin exploatare, cu considerarea valorii in timp a banilor (a actualizarii), respectiv numarul de ani in care acestea egaleaza valoarea investitiei. Conditia pentru acceptarea investitiei este ca DRA sa fie mai mica decat o durata de recuperare minima admisa.

Indicele de profitabilitate (Ip)

Reprezinta raportul dintre suma beneficiilor si suma tuturor cheltuielilor, actualizate pe durata de studiu.

D vt

Ip = t=1(1 a)t

~(It+Ct)

t =1 (1 + a)t

(7.4)

unde: Vt, It, Ct si a au semnificatiile de mai sus.

Conditia pentru acceptarea investitiei este ca Ip sä fie mai mare decat 1(fig.641). 6.4.2 Date de intrare

Investitia propusa in cadrul acestui studiu de fezabilitate reprezinta obiectul unui proiect care se inscrie in strategia generala a Transelectrica de retehnologizare a statiilor electrice si care este determinat in primul rand de necesitatea inlocuirii / modernizarii instalatiilor ca urmare a indeplinirii duratei de viata a echipamentelor si aparatelor, de modernizare a sistemelor de comanda — control, prin introducerea unui sistem integrat de comanda, control protectie etc. De altfel, aceste elemente referitoare la scopul proiectului sunt precizate inca de la faza de prefezabilitate a proiectului.

Pentru a evalua performantele economice ale acestui proiect, in acord cu prevederile legislative in vigoare, am realizat analiza economica uzuala, in conditiile precizate mai jos.

Mentionam ca analiza economica a fost realizata pe baza evidentierii variatiilor elementelor de cost de venituri intre situatia actuala a statiei 220/110/10 kV Fundeni si situatia propusa, obtinuta prin implementarea proiectului analizat in cadrul prezentului studiu de fezabilitate.

Principalele ipoteze si particulariati pentru calculul criteriilor de eficienta economica pentru aceasta investitie sunt precizate mai jos.

Conturul de analiza

Analiza economica s-a realizat la nivelul global al instalatiilor statiilor de 220 kV, 110 kV Si 10 kV Fundeni, inclusiv camera noua de comanda, cladirea noua pentru statia de 10 kV si echipamentele de putere AT1, AT2, T1, T2, Bobina de compensare.

Date de intrare

S-au considerat aceleasi date de intrare privind tranzitul de sarcina, costul energiei electrice, puterile nelivrate, pe nivele de tensiune, costul asociat intreruperilor etc. ca si in cazul elaborarii studiilor :

– Alegerea schemelor electrice si a aparatajului pentru statiile 110-220 kV cuprinse in programul de retehnologizare a Transelectrica, tinand seama de functiile pe care le indeplinesc in RET si de posibilitatile din teren (Etapa 2004-2015).

Studiu de prefezabilitate privind Marirea gradului de siguranta a instalatiilor aferente statiei electrice 220/110/10 kV Fundeni.

S-au folosit urmatoarele valori pentru datele economice cu caracter general :

– rata de actualizare i=10%;

– costul energiei nelivrate c=840 Euro/MWh (de 8 ori costul energiei ponderat pe tipuri de consumator);

– costul de productie al CNE 25 Euro/MWh;

durata de restabilire a unui consum de 1300MW — l0 ore;

– numar de intreruperi datorat refuzului de intrerupator — 0.24 intreruperi/an

c) Modul de estimare a elementelor de cost fi de venit

Valoarea investitiei

Valoarea investitiei totale considerate este cea rezultata din estimarea devizului general (Anexa 1). Eplonarea acesteia s-a prevazut pe parcursul a trei ani calendaristici, intr-o proportie de circa 45% pentru primul an, 30% pentru al doilea an si 25% pentru al treilea an.

Costuri si beneficii anuale

Asa cum am precizat anterior, s-au estimat variatiile de costuri si beneficii ce se obtin prin implementarea proiectului de retehnologizare, fata de situatia actuala. Economiile mentionate, fata de situatia actuala, se obtin integral dupa realizarea completa a investitiei. Daca se considera ca realizarea investitiei incepe in anul de referinta notat 0, atunci economiile obtinute datorita cresterii performantelor fiabilistice ale echipamentului primar secundar, precum si cele asociate costurilor de intretinere si reparatii vor aparea esalonat, in proportie de 20%, 40%, 40%, ajungand la valoarea totala in anul 3. Pentru cazul in care nu s-ar realiza investitia, s-a considerat o crestere in timp a costurilor de operare, in principal datorita cresterii uzurii echipamentelor existente (ceea ce conduce la inrautatirea indicatorilor fiabilistici ai acestora). Valorile considerate pentru scenariul de baza, pentru principalii parametri de influenta sunt sintetizate in tabelul 6.4.2.1.

Tabelul 6.4.2.1 Valori pentru principalii parametri al analizei economice, cu referire

la performantele instalatiilor

Toate aceste diferente intre situatia actuala si cea obtinuta in urma retehnologizarii s-au estimat, pentru usurinta, ca beneficii, dupa cum urrneaza:

– Economii la intreruperi in functionarea instalatiilor electrice

Asa cum s-a precizat in studiile mentionate la punctul B, echipamentele noi si moderne, primare si secundare, precum si autotransformatoarele (AT), sunt caracterizate de indicatori de siguranta mult superiori celor aferenti echipamentului existent. Intreruperile considerate in evaluarea beneficiilor se refera pentru aparatajul primar si secundar al statiilor, precum si pentru AT1, AT2, T1 si T2.. Beneficiile care apar sunt :

– Economii la intreruperile in alimentare in schemele propuse pentru statiile electrice. Pentru exemplificare, precizam urrnatoarea comparatie, pentru timpii de intrerupere, pentru statia de 110 kV:

Timpi de intrerupere, Wan

Pentru situatia actuala, indicatorii de mai sus au fost calculati pornind de la valorile statistice informative pentru intensitatile de defectare si duratele de revenire, multiplicate pe baza considerarii varstei si uzurii avansate a echipamentelor existente. Exista multe situatii in care intensitatea de defectare pentru echipamentele existente in instalatii este mai ridicata decat valorile precizate anterior, mai ales pentru cazuri in care nu este posibila repararea la timp a echipamentelor in cauza.

In mod similar, valorile pentru echipamentul propus au fost estimate pe baza indicatiilor furnizorilor de echipamente.

Pentru scenariul de baza, nivelul acestor economii pentru anul 3 de analiza, este estimat ca find 0,74 mil EURO/an. In cazul in care nu s-ar implementa proiectul, s-a considerat ca se infautateste comportamentul fiabilistic al aparatajului existent primar. Pentru scenariul de baza al analizei economice, s-a considerat ca aceasta infautatire este de 5%/an fata de anul precedent, incepand din anul 4.

-Economii la intreruperile in functionarea autotransformatoarelor si transformatoarelor.

Datorita modului de dimensionare a AT si T din statia Fundeni, .2 x 100% pentru fiecare dintre unitatile de transformare aflate in discutie, nu se inregistreaza asemenea economii

– Economii datorate modernizarii sistemului de comanda, control, protectie.

Pentru sistemele clasice de protectie PE 013/1994 indica o intensitate de defectare de circa 0,175 defecte/an; pentru sistemele moderne (numerice) intensitatea de defectare este de 1/62 (0,016) defecte/an.

Procedand in mod similar cu cazul studiilor de fezabilitate elaborate recent pentru statiile Bucuresti-Sud si Cernavoda, s-au considerat probabilitatile de declansare totala a protectiilor, probabilitatile de nefunctionare si probabilitatile de functionare gresita, pentru sistemele aferente fiecarei statii de inalta tensiune. Nivelul estimat al economiilor mentionate anterior, pentru anul 3 de analiza, este de 2,37 mil. EURO/an . In cazul in care nu s-ar implementa proiectul de retehnologizare, s-a considerat ca se inrautateste comportamentul fiabilistic at aparatajului existent secundar. Pentru scenariul de baza al analizei economice, s-a considerat ca aceasa inrautatire este de 5%/an fata de anul precedent, incepand din anul 4.

Economii la pierderile de putere ii energie

Acestea se refera la:

– economii la pierderile in AT, datorita inlocuirii unitatilor AT1, AT2, cu unitati noi, de putere mai mare, mai compacte, cu nivel mai redus al pierderilor in fier si al pierderilor in infasurari, economii la pierderile in T, datorita inlocuirii unitatilor T1, T2 2 x 25 MVA cu unitati noi, 2 x 40 MVA, cu nivel mai redus al pierderilor in fier si al pierderilor in infasurari. Valoarea anuala a acestora este de 0,48 mil EURO/an.

In cazul in care nu s-ar implementa proiectul de retehnologizare, s-a considerat ca se inrautateste nivelul pierderilor de energie, acestea crescand cu 5%/an fata de anul precedent, incepand din anul 4.

Economii la costurile de intretinere si exploatare

Prin implementarea noului proiect, se instaleaza echipamente moderne, caracterizate de costuri mult mai reduse de intretinere si exploatare. S-au considerat urmatoarele valori anuale ale cheltuielilor de intretinere si exploatare :

– pentru situatia actuala. : 6% din valoarea instalatiilor existente pentru anul 2 si o valoare cu 10%/an mai mare decat in anul precedent pentru fiecare an urmator;

pentru situatia propusa : 1% din valoarea investitiei.

Valoarea acestor economii este de 0,21 mil. EURO/an, la nivelul anului 3.

In cazul in care nu s-ar implementa proiectul de retehnologizare, s-a considerat ca costurile de intretinere si exploatare cresc cu 10%/an fata de anul precedent, incepand din anul 4.

Economii la costurile anuale pentru reparatii capitale

In cazul in care nu s-ar implementa proiectul, ar fi necesar sa se realizeze lucrari de reparatii capitale, care sa asigure functionarea instalatiilor, macar la nivelul actual. Pentru aceste lucrari, s-a estimat o cheltuiala de 4 mil. EURO, o data la trei ani.

Beneficii datorita eliberarii de teren

Prin implementarea proiectului de retehnologizare, spatiul ocupat de instalatii devine mai redus, in zona dintre statiile 220 kV si 400 kV, respectiv in statia de 400 kV. Valorile estimate pentru suprafetele acestor zone eliberate sunt:

Pentru zona dintre 220 kV si 400 kV – (105 x 87 ) m2,

Pentru zona din statia 400 kV – (135 x 125) m2.

Deoarece la acest moment nu s-a pus problema modului de reutilizare a acestui spatiu, in analiza economica s-a considerat ca acesta se vinde la un pret de 20 EURO/m2. De mentionat insa ca aceasta valoare este nesemnificativa in raport cu celelalte componente de beneficii (0,52 mil. EURO) si practic nu influenteaza valorile indicatorilor de eficienta economica.

Finantare

Nu s-au considerat costuri suplimentare pentru finantare.

6.4.3 Rezultate obtinute

Pentru scenariul de baza, s-au obtinut urmatoarele valori ale indicatorilor din criteriile precizate mai sus:

VNA : 23,96 mil. EURO,

RIR : 17,78%/an,

DRA : 6,99 ani,

Ip : 1,5.

Valorile acestor indicatori demonstreaza ca investitia analizata este eficienta din punct de vedere economic si ca se poate promova.

CALCUITIL, INDICATORII_CIRDE EFICIENTAEOCNOVIC.A.- SE

CAPITOLUL VII
CONCLUZII

Am luat in considerare un mecanism de sustinere a unei investitii importante, avand urmatoarele caracteristici ale pietei de energie electrica:

-Vor fi necesare investitii mari in productia de energie electrica;

-Limitarile tehnologice arata ca pretul nu poate fi utilizat pentru a compensa cererea si consumul in timp real, cel putin in viitorul previzibil;

-Exista un risc semnificativ (politic / de reglementare) ca preturile sa nu poata sa creasca suficient pentru a acoperi costurile investitiei.

Furnizorii nu sunt participanti experimentati in piata de energie electricd si este putin probabil sa aibd capabilitatea de a elabora prognoze de pret.

Lucrarea prezinta eel mai avansat experiment din Europa privind alocarea capacitatilor de interconexiune, utilizand licitatii explicite coordonate. Acoperirea consumului de energie electrica cu costuri minime, in conditii de siguranta si cu respectarea politicii si programului energetic al statului

-stabilirea programului de investitii si reparatii majore in RET rezultate ca necesare in perioada analizata;

ICI––––––––identificarea oportunitatilor de amplasare a noilor capacitati de productie;

-fundamentarea si prognoza evolutiei tarifelor de transport.

Cresterea tranzitului in retelele tarilor europene determina cresterea pierderilor in transport si necesita consolidarea si extinderea infrastructurii de transport prin noi investitii, ceea ce atrage dupa sine necesitatea de compensari acordate de statele beneficiare ale tranzactiilor transfrontiere sistemelor gazda tranzitate de fluxurile generate. Pentru stimularea si fluidizarea tranzactiilor transfrontiere in conditii de eficienta, transparenta si echidistanta in contextul sustinerii tranzactionarii libere a energiei electrice intre tarile europene, s-a impus stabilirea unui mecanism comun care sa colecteze taxe dupa anumite criterii de la participantii la schimburile transfrontiere de energie electrica si sa le redistribuie acestora corespunzator pentru acoperirea cheltuielilor suplimentare generate de tranzite (tranzitul reprezinta fluxul de energie care rezulta din schimburile de energie atunci cand injectia si consumul sunt localizate in afara tarii tranzitate).

Daca la nivel national aceasta masura este suficienta, pentru crearea unei piete unice la nivel European mai sunt de solutionat alte trei probleme, pentru fiecare existand o serie de actiuni in curs:

a)Uniformizarea tarifelor de transport, activitate ce a inceput cu limitarea superioara a valorii componentei de injectie;

b)Eliminarea platilor multiple pentru tranzitul energiei electrice prin mai multe retele de transport prin utilizarea mecanismului de compensare intre operatorii de transport si sistem pentru costurile suplimentare generate de tranzitele de energiemecanismul ITC;

c)Punerea pe baze concurentiale a alocarii capacitatilor de interconexiune. Am obsevat ca la realizarea acestui deziderat contribuie semnalele transmise prin tariful zonal de transport privind:

– amplasarea noilor consumatori, de preferinta, in zonele excedentare ale sistemului;

– amplasarea noilor producatori, de preferinta, in zonele deficitare ale sistemului;

– utilizarea cat mai eficienta a capacitatilor de transport existente;

– identificarea de oportunitati de import/export de energie electrica.

– integrarea in piata de energie electrica europeana.

S-a luat la cunostinta identificarea de oportunitati pentru conectarea la RET a noilor utilizatori: consumatori si producatori de energie electrica.

Tariful de transport al energiei electrice practicat de Emitent este la un nivel mai scazut fata de cele practicate de alte companii de transport din Europa

Se face precizarea ca la elaborarea programului de lucrari de modernizare si retehnologizari, un factor determinant a fost localizarea geografica a statiilor. In acest sens s-a elaborat un program care sa nu conduca (pe cat posibil) la lucrari simultane in statii situate in aceeasi zona geografica.

Ca urmare a lucrarilor de retehnologizare si a importantei deosebite a statiei Fundeni in alimentarea cu energie electrica a orasului Bucuresti a rezultat necesitatea maririi puterii instalate a grupului electrogen si, a integrarii acestuia in sistemul de automatizare complex al statiei inclusiv prin prevederea unei instalatii de AAR.

Cresterea tranzitului in retelele tarilor europene determina cresterea pierderilor in transport si necesita consolidarea si extinderea infrastructurii de transport prin noi investitii, ceea ce atrage dupa sine necesitatea de compensari acordate de statele beneficiare ale tranzactiilor transfrontiere sistemelor gazda tranzitate de fluxurile generate. Pentru stimularea si fluidizarea tranzactiilor transfrontiere in conditii de eficienta, transparenta si echidistanta in contextul sustinerii tranzactionarii libere a energiei electrice intre tarile europene, s-a impus stabilirea unui mecanism comun care sa colecteze taxe dupa anumite criterii de la participantii la schimburile transfrontiere de energie electrica si sa le redistribuie acestora corespunzator pentru acoperirea cheltuielilor suplimentare generate de tranzite (tranzitul reprezinta fluxul de energie care rezulta din schimburile de energie atunci cand injectia si consumul sunt localizate in afara tarii tranzitate).

Rezerva de putere totala necesara pentru acoperirea cererii de energie electrica in conditii de siguranta are tendinta de micsorare in timp (ca procent din puterea de varf), pe masura ce indicatorii de fiabilitate ai grupurilor disponibile in sistem se vor imbunatati prin valorificarea sau casarea grupurilor vechi neperformante, prin reabilitarea unor grupuri existente si prin instalarea unor grupuri noi.

Astfel, necesarul de rezerva de putere va scadea de la circa 32% din puterea de varf in perioada 2004-2008 la circa 25% la nivelul anului 2017.

Programul de modernizare se va canaliza pe urmatoarele coordonate:

-Volumul mare al instalatiilor care necesita modemizari si retehnologizari coroborat cu situatia relativ favorabila (incarcari relative reduse) existente in RET in urmatorii 5 ± 7 ani, justificand un efort investitional si financiar sporit in aceasta perioada.

-Volumul mare al instalatiilor de 220 kV existente la ora actuala fac imposibila renuntarea la aceasta tensiune in urmatorii 30 ani, ceea ce impune realizarea actiunilor de modernizare si retehnologizare a acestor instalatii in aceeasi masura ca si la cele de 400 kV.

-In urmatorii 20 ani este necesar sa fie modernizate toate instalatiile RET (400 kV, 220 kV si 110 kV) pentru a putea mentine standardele de calitate impuse de functionarea interconectata cu UCTE.

-Utilizarea unor echipamente primare moderne si fiabile creeaza conditiile pentru renuntarea la bara de transfer in toate statiile la care se realizeaza reparatii majore sau retehnologizari.

-Statiile care au fost retehnologizate sau reparate capital nu vor mai fi luate in considerare la elaborarea analizelor cel putin 10 ani de la anul finalizarii actiunii de mentenanta / modernizare.

– Dezvoltarea CNE Cernavoda pana la 3 — 4 grupuri (grupul 3 este planificat sa intre pe piata de energie electrica in 2011) impune reparatia capitala sau retehnologizarea cu prioritate a statiilor care asigura legatura centralei cu sistemul inainte ca puterea instalata in centrala sa conduca la ridicarea costurilor acestor operatii prin cerintele sporite de siguranta in functionare.

Se face precizarea ca la elaborarea programului de lucrari de modernizare retehnologizare un factor determinant a fost localizarea geografica a statiilor. In acest sens s-a elaborat un program care sa nu conduca (pe cat posibil) la lucrari simultane in statii situate in aceeasi zona geografica.

Ca urmare a lucrarilor de retehnologizare si a importantei deosebite a statiei Fundeni in alimentarea cu energie electrica a orasului Bucuresti a rezultat necesitatea maririi puterii instalate a grupului electrogen si a integrarii acestuia in sistemul de automatizare complex al statiei inclusiv prin prevederea unei instalatii de AAR.

Asa cum am evidentiat in lucrare, avantajele sunt foarte crescute atat pentru echipamente cat si pentru protectia salariatilor, nemaiavand pericole, accidente soldate cu ranirea sau moartea lor. Retehnologizarea aducand multe beneficii in privinta costurilor, pierderilor, utilizand un program adecvat. Contributii atat in plan intern cat si in plan extern din punct de vedere tehnologic si legal deoarece extinderea devine mult mai mare.

BIBLIOGRAFIE

ABELLAN, A. BENAVENT, J. M. (2001). "A New Combined Control Method for Shunt Active Filters applied to Four-Wire Power Systems", EPE 2001 — Graz;

A. BILC — „Sistem de monitorizare a calitatii energiei electrice conform standardului EN 50160",octombrie 2003;

ANRE, S.C. ELECTRICA SA — "Codul tehnic al retelelor electrice de distributie", Mai 2000;

ANRE — Standardul de performanta in activitatea de furnizare la tarife reglementate", 1999, Monitorul Oficial 503/1999, www.anre.ro;

AREDES, M. WATANABE, E. H. (1995) "New Control Algorithms for Series and Shunt Three-phase Four-Wire Active Power Filters", IEEE Transaction on Power Delivery, Vol. 10, No. 3;

Determinarea indicatorilor nodali de fiabilitate pentru reteaua electrice de transport, ISPE S.A., 2003;

Establishment of the Romanian National Grid Company/Bussiness Plan — Fichtner & Mazars — 2000;

Establishment of the NPGC — Market Analysis and Forecasts—Fichtner & Mazars -2001;

Electricity Information, IEA Statistics, 2003;

Energy Prices and Taxes, Quarterly Statistics, Third Quarter, IEA Statistics, 2003;

Electricity Information, IEA Statistics, 2003;

Energy Prices and Taxes, Quarterly Statistics, Third Quarter, IEA Statistics, 2003;

I. CONECINI —„ imbunatatirea calitatii energiei electrice", Ed. AGIR, Bucureti 1999;

M. IORDACHE, I. CONECINI — "Calitatea energiei electrice" Ed. Tehnica., Bucureti 1997;

Mircea EREMIA, Ion TRISTIU, C-tin BULAC s.a. — „Infiuente ale productiei de energie electrice distribuita asupra retelelor electrice de distributie. Analiza si studiu de caz", Bucureti 2004;

Planul de Afaceri pentru perioada 2004-2013, Transelectrica S.A., mai 2004;

Planul de Perspectivd al RET. Perioada 2002-2005 °i orientativ 2012, Transelectrica S.A., octombrie 2002;

PE 013/94 — Normativ privind metodele si elementele de calcul ale sigurantei in functionare a instalatiilor energetice;

PE 134-2/96 — „Normativ privind metodologia de calcul a curentilor de scurtcircuit in retelele electrice cu tensiunea sub 1 kV";

PE 134 — 95 — „Normativ privind metodologia de calcul a curentilor de scurtcircuit in retelele electrice cu tensiunea peste 1 kV";

Procedura Operabionald Transelectrica „Aplicarea mecanismului SEE CBT de compensare a utilizarii retelelor electrice de transport pentru tranzite de energie electrice in perioada de simulare", martie 2004;

Rapoarte ANRE, martie 2004;

Raportul "UCTE System Adequacy Forecast, 2004 – 2010", decembrie 2003

SEE CBT Clearing and Settlement Agreement, BPD SEE CBT Mechanism for July —December 2004;

Traian G. IONESCU, 0. POP — " Ingineria sistemelor de distributie a energiei electrice", Ed. Tehnica, Bucureti 1998;

Bibliografie

[1] Analiza dinamicii accidentelor rutiere la contactul autovehicul-pieton***, București, 2005;

[2] Bețiu, G., Procedura de stabilire a elementelor dinamicii accidentului în cauzistica impactului autovehicul-pieton;

[3] Boboș, B., Cercetări privind reconstituirea coliziunii autovehiculelor, Cluj-Napoca, Risoprint, 2008;

[4] Datentechnik, S., Operating and Technical Manual PC Crash, Mea Forensic, 2014;

[5] Dima, D., Șoica, A., Țărulescu, S., Rușitoru, F., Experimental study of the vehicle-pedestrian collisions, Helsinki, 2006;

[6] Gaiginschi, R., Reconstrucția și expertiza accidentelor rutiere, Tehnică, 2009;

[7] Hausmann, R., Traffic Environment and Safety Management, Stuttgart, DEKRA Automobil GmbH, 2006;

[8] Ordonanța de urgență nr. 195 / 2000 privind circulația pe drumurile publice***, București, Monitorul Oficial al României, 2000;

[9] Popa, V., Stabilirea dinamicii accidentelor rutiere în funcție de mărimea avariilor și gravitatea leziunilor înregistrate la ocupanții autovehiculelor, Brașov, Universității Transilvania din Brașov, 2013;

[10] Rușitoru, F., Analiza realizată cu programele de calculator specializate în cauzistica impactului autovehicul-pieton;

Surse web

[11] http://andreivocila.wordpress.com/2010/04/22/accidentele-de-trafic-rutier/;

[12] http://autotehnic.wordpress.com/2012/02/23/siguranta-activa/;

[13] http://autotehnic.wordpress.com/2012/02/26/siguranta-pasiva/;

[14] http://biblioteca.regielive.ro/cursuri/mecanica/mecanisme-223885.html.

[15] http://dsd.at/index.php?option=com_content&view=article&id=16:pic-daq&catid=37&lang=en&Itemid=159