memoriu studiu romenergy

Obiectiv: Studiu

Beneficiar/client: S.C. ROMENERGY S.R.L.

Denumire lucrare: Studiu de soluţie faza - 1- privind racordarea la sistem a

unei centrale electrice eoliene cu o putere instalată de 44

MW, amplasată în zona localităţii Seaca, com. Seaca, jud.

Teleorman

Denumire document: MEMORIU

Număr lucrare: .25. / .2011.

Comandă/ contract: ..... / .........

Şef serviciu proiectare: ing. Vasile Andrei

Şef proiect: ing. Vasile Andrei

Proiectanţi: ing. Gh. Palade

ing. I. Drăghia

ianuarie 2011

Aviz C.T.A. DTV Proiect nr. .....

STUDIU DE SOLUTIE FAZA 1 PRIVIND RACORDAREA LA SISTEM A UNEI

CENTRALE ELECTRICE EOLIENE CU O PUTERE INSTALATA DE 44 MW,

AMPLASATA IN ZONA loc. SEACA, com. SEACA, judetul TELEORMAN

studiu de soluţie faza 1

STUDIU faza 1 RACORDAREA LA SITEM A UNEI CENTRALE ELECTRICE EOLIENE CU O PUTERE INSTALATA DE 44 MW AMPLASATA IN ZONA loc. SEACA, jud. TELEORMAN

Lucrarea nr. 25 /2011 Faza: Studiu

2

RACORDAREA LA SISTEM A UNEI C.E.E. CU O PUTERE INSTALATĂ DE 44 MW, AMPLASATĂ ÎN ZONA loc. SEACA, jud. TELEORMAN

STUDIU DE SOLUŢIE faza 1:

Şef serviciu proiectare : ing. Vasile Andrei Şef proiect : ing. Vasile Andrei Proiectanţi : ing. Gh. Palade ing. I. Drăghia

Beneficiar: S.C. ROMENERGY S.R.L.

Ianuarie 2011

Ex. nr…1…



3

CUPRINS Cuprins A. PIESE SCRISE

A1. Foaie de semnături A2. Foaie de cuprins

A3. Memoriu Tehnic – Studiu faza 1 B. PARTE ECONOMICA B1. Deviz General Solutia 1A

B.1.1 Obiectul 1 B.1.2 Obiectul 2 B.1.3 Obiectul 3

B.1.4 Obiectul 4 B2. Deviz General Solutia 1B

B.2.1 Obiectul 1 B.2.2 Obiectul 2


B3. Deviz General Solutia 1B B.3.1 Obiectul 1


B.3.4 Obiectul 4 B.3.5 Obiectul 5 C. PIESE DESENATE

C.1. Plan de încadrare în teritoriu a CEE < pl. E-1

C.2 Plan de încadrare cu amplasamentul instalaţiilor ex. şi proiecate SOL.1A < pl. E-2 C.3 Plan de încadrare cu amplasamentul instalaţiilor ex. şi proiecate SOL.1B < pl. E-3

C.4 Plan de încadrare cu amplasamentul instalaţiilor ex. şi proiecate SOL.2 < pl. E-4 C.5 Sch. el. monofil. de încadrare în sistem 110kV a staţiei Seaca SOL.1A şi 1B pl. E-5

C.6 Sch. el. monofil. de încadrare în sistem 110kV a staţiei Seaca SOL.2 < pl. E-6 C.7 Sch. el. monofil. Staţie 110/30kV Seaca şi racord electric 110kV SOL. 1A < pl. E-7 C.8 Sch. el. monofil. Staţie 110/30kV Seaca şi racord electric 110kV SOL. 1B < pl. E-8

C.9 Sch. el. monofil. ST. 110/30kV Seaca, ST. conex. şi racord el. 110kV SOL. 2 pl. E-9 C.10 Sch. el. monofil. a reţelei electrice de distribuţie internă Parc SOL. 1A < pl. E-10

C.11 Sch. el. monofil. a reţelei electrice de distribuţie internă Parc SOL. 1B < pl. E-11 C.12 Sch. el. monofil. a reţelei electrice de distribuţie internă Parc SOL. 2 < pl. E-12

C.13 Schema principala de teleconducere < pl. E-13 C.14 Schema bloc comandă/control a sistemului de compensare a puterii reactive pl. E-14

D. ANEXE Anexa A1 - Circulaţii de puteri active şi reactive până în PCC regim staţionar fără noua CEE ; Anexa A2 - Circulaţii de puteri active şi reactive până în PCC regim staţionar cu



4

considerarea noii noua CEE (regim cu N elemente în funcţie) ; Anexa A3 - Circulaţii de puteri active şi reactive până în PCC regim staţionar cu considerarea noii noua CEE (regim cu N-1 elemente în funcţie) ; Anexa A4 – Circulaţii de puteri active şi reactive în SEN cu considerarea noii CEE (palier GNV 2012) ; Anexa A5 – Determinarea solicitărilor la scurtcircuit trifazat şi aportul CEE la curentul de scc. din PCC ; Anexa A6 – Determinarea indicatorilor de fiabilitate la PCC ; Anexa A7 – Date pentru CEED – Parc de Vânt Seaca ; Anexa A8 – Caracteristicile energetice privind calitatea energiei şi interconectarea cu reţeaua a CEE Seaca.



5

STUDIU DE SOLUŢIE FAZA 1, PENTRU RACORDAREA UNEI CENTRALE ELECTRICE EOLIENE CU O PUTERE INSTALATĂ DE 44 MW (GENERATOARE ELECTRICE EOLIENE) ÎN ZONA LOCALITĂŢII SEACA, JUDEŢUL TELEORMAN

1. SCOPUL LUCRĂRII

Prezenta lucrare reprezintă faza 1 a studiului de soluţie pentru stabilirea

posibilităţilor de racordare la reţelele electrice din zona Turnu Măgurele a centralei electrice eoliene de numită în continuare „CEE Seaca” cu o putere instalată de 44 MW, amplasată în extravilanul comunei Seaca, jud. Teleorman. După avizarea soluţiei de către beneficiar şi obţinerea de la Operatorul de Sistem a

unui acord de principiu (preliminar) se va elabora documentaţia, conform prevederilor Codurilor Tehnice ale Reţelelor Electrice de Distribuţie/ Transport şi care va reprezenta documentaţia pe baza căreia operatorii de reţea vor emite Avizul Tehnic de Racordare. Studiul stabileşte şi soluţiile generale de conectare ale generatoarelor electrice eoliene la barele colectoare de MT ale staţiei proprii, aceste instalaţii fiind în exploatarea şi

gestiunea utilizatorului. În prezenta lucrare se vor analiza următoarele:

- analiza situaţiei energetice actuale şi de perspectivă (2012) în zona în care va fi amplasată noua sursă;

- variante de racordare la reţelele SEN a noii centrale, ţinând seama de posibilităţile oferite de accesul în zonă;

- regimuri permanente de dimensionare cu N şi N-1 elemente în funcţiune pentru soluţia propusă;

- circulaţia de puteri (P/ Q) pe instalaţia de racordare a noii surse; - calculul solicitărilor maxime la scurtcircuit şi aportul CEE la solicitările date de

curenţii de scurtcircuit asupra instalaţiilor din punctul comun de cuplare; - analiza tehnico-economică comparativă şi prezentarea soluţiei optime de racordare.

2. ANALIZA SITUAŢIEI ENERGETICE ACTUALE

2.1 Reţelele electrice

Zona analizată în care este amplasată CEE Seaca are reţelele electrice de distribuţie în gestiunea S.C. CEZ Distribuţie S.A. Interfaţa între reţeaua electrică de 110 kV a S.C. CEZ Distribuţie, din zona studiată,

cu reţeaua electrică de transport se realizează prin staţiile: � Turnu Măgurele 220/110/20 kV 3x 200 MVA (cu AT2 în funcţiune pe plotul

12 iar AT1 220/110 kV şi AT3 220/110 kV în rezervă); � Ghizdaru 220/110 kV 2x 200 MVA (cu AT1 în funcţiune pe plotul 13 iar AT2

220/110 kV în rezervă)

Zona parcului de vânt Seaca este supratraversată de LEA 220 kV Tr. Măgurele – Ghizdaru, LEA 110 kV Tr. Măgurele – Viişoara şi LEA 20 kV Pompe. Amplasamentele



6

liniilor şi zonele de siguranţă impuse pentru G.E.E. (conf. Ord. 49/2007) sunt redate în planurile E-2 ÷ E-4.

În zona RED Alexandria consumul conform citirilor din ziua caracteristică iarnă

2010, defalcat pe staţii este:

Nume nod Pc 2010 (MW)

Amoniac 14,0

Azot 6,0

Bogdana 0,0

Blejeşti 3,8

Conţeşti+Bujoru 0,0

Drăgăneşti Vlasca 1,8

Hârleşti 8,5

Olt 2,5

Port Zimnicea 1,4

Pirite 0,0

Roşiori 10,5

CFR Roşiori 2,0

Rulmentul 0,0

Sybetra 0,0

Segarcea Deal 0,0

Videle 7,0

CFR Videle 0,0

Vedea 8,1

Viişoara 0,9

Viişoara SRA 0,0

Zimnicea 8,0

Poiana 0,0

Panciu 0,0

Tr. Măgurele-st. Zonă 7,4

Preajba 5,0

Traianu 7,0

Rulm. Alexandria 14,0

Alexandria 4,5

~ 121

Surse de putere suplimentare luate în considerare anterior, cum este cazul

racordării la RET a CTE Turnu Măgurele 1320MW, nu vor fi incluse în calcule deoarece

proiectele asociate privind racordarea la reţea nu au mai fost susţinute de utilizatorii potenţiali.



7

2.2 Amplasamentul Noua CEE Seaca (fig. 2.1) se află amplasată la:

- la ~ 10,9 km de staţia 220/110/20 kV Tr. Măgurele; - la ~ 8,6 km de staţia 110 kV Viişoara; - înafara zonelor de siguranţă aferente GEE faţă de LEA 220 kV Tr. Măgurele –

Ghizdaru;

- înafara zonelor de siguranţă aferente GEE faţă de LEA 110 kV Tr. Măgurele – Viişoara;

- la ~ 2,3 km de culuarul fostei LEA 110 kV Cioara;

Fig. 2.1

Caracteristici specifice amplasamentului : Echipamentele şi instalaţiile tehnologice proiectate, necesare realizării noii

capacităţie energetice de producţie, se vor alege, respectiv dimensiona pentru funcţionarea în următoarele condiţii de mediu ambiant:

- zona meteo B; - altitudine (peste nivelul mării) max. 2000 m; - temperaturi ale mediului ambiant conf. IEC 60068-2-1:

la exterior max. +40 oC;

min. -30 oC; max. a mediei în 24h: +35 oC;

- umiditate relativă conf. IEC 60068-2-3: la exterior max. 100 %;

- grosimea stratului de chiciură 22 mm; - viteza maximă a vântului:

fără chiciură 33 m/s; cu chiciură 19 m/s;

- nivel de seismicitate (acceleraţie la sol) 3 m/s2;

- vibraţii conf. IEC 60255-21-1 clasa 1; - şocuri conf. IEC 60255-21-2 clasa 1; - cutremure conf. IEC 60255-21-3 clasa 1.

CEE Seaca 44 MW

Viişoara LEA 110 kV s.c.

Tr. Măgurele

Ghizdaru

LEA 220 kV s.c.

Culuar ex. al LEA 110 kV Cioara



8

3. DATE PRIVIND C.E.E.

Conform informaţiilor puse la dispoziţie de ordonatorul de credite, centrala electrică eoliană „Seaca” este realizată din grupuri generatoare cu putere instalată de 2 MW, debitând la tensiunea de 690V c.a. (cos φcapacitiv/ inductiv= 0,98/ 0,96), de producţie Vestas Wind Systems – tip V90.

Racordarea pe medie tensiune la reţeaua electrică de distribuţie internă parc se realizează cu transformatoare Sn= 2100/2100/200 kVA, MT/0,69/0,48 kV , uk= 7,4 %, DYn5. Alegerea tensiunii de distribuţie la nivel de parc face obiectul soluţiilor 1A şi 1B. Date privind CEED Seaca (date referitoare la grupuri şi la unităţile de transformare ÎT/MT) sunt prezentate în Anexa: A7.

Caracteristicile energetice ale consumatorului:

� tipul viitorului consumator: consumator terţiar / ag. economic;

� puterea activă maxim simultan absorbită de punctul de consum: (22 G.E.E. x 35 kW)+ (1 T.S.I. x 44 kW)= 814 kW;

� tensiunea de utilizare: 400/230V, +5% ; � frecventa: 50 Hz ; � factorul de putere : 0.9 ;

� timpul maxim de intrerupere – max. 20,5 ore (2 întreruperi / an).

Caracteristicile energetice ale producătorului de energie electrică: � utilizator: S.C. Romenergy S.R.L.

� numărul de grupuri generatoare eoliene: 22 buc.; � putere nominală a unui grup eolian: 2 MW / 2,083 MVA (pt. cosφ= 0,96); � putere nominală instalată: 44 MW / 45,83 MVA; � tensiunea nominală în punctul de racordare: 110 kV (în oricare din soluţiile propuse).

Clasa de importanţă a utilizatorului în funcţie de puterea maxim absorbită/ evacuată în punctul de delimitare: cl. B (conf. Ord. 129/ 2008 al ANRE) .

Conform codurilor tehnice al RED/RET şi Ordinului nr. 51/2009 Norma tehnică “Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centrale electrice eoliene” orice grup generator/ centrală cu o putere în bara colectoare mai mare de 10MW se vor considera grupuri dispecerizabile.

Grupurile eoliene a căror producţie este intermitentă şi aleatorie pot fi astfel clasificate ca dispecerizabile din punct de vedere al conducerii operative iar din punct de vedere al pieţei de energie, numai la solicitarea producătorului. Din cele prezentate anterior, CEE analizată în studiul de faţă va fi considerată o sursă de putere dispecerizabilă şi va trebui să fie dotată tehnic pentru a corespunde cerinţelor din Codul

Tehnic al RET pentru centrale eoliene dispecerizabile.



9

3.1 Date privind generatoarele electrice eoliene Tip generator: V90 2MW (Vestas) – conform datelor primite de la beneficiar.

Date Generator Putere nominală activă 2000 kW

Putere nominală aparentă 2083 kVA (Cosφ= 0,96)

Tip generator asincron cu rotorul bobinat

Factor de protecţie (Gen) IP54

Tensiune la borne generator 690 V

Tensiune la borne convertor 480 V

Frecvenţa 50 Hz

Nr. poli 4

Conexiune stator stea/triunghi

Randament nominal generator+convertor 96%

Factor de putere neutral (necomandat de controller) 1,0

Reglaj continuu cosφ capacitiv / inductiv 0,98 / 0,96

Curent sarcină maximă la 20,0 kV 58/60 A (cosφ= 1/0,96)

Curent sarcină maximă la 30,0 kV 38/40 A (cosφ= 1/0,96)

Sistemul de generatoare cu turbine de vânt a fost proiectat în conformitate cu: - IEC 61400; - norme DIBT (institutul german pentru tehnologii de construcţie); - Ghidul pentru certificare a sistemelor de generatoare cu turbine de vânt

2003 (Lloyd Germania); - DIN EN 50308 (martie 2005).

Sistemul este cu viteză variabilă, bazat pe interacţiunea dintre dintre generator şi un convertor de frecvenţă cu structură modulară şi comandă electronică.

Rezultă o generare continuă cu o mare flexibilitate şi adaptabilitate la cerinţele reţelei în care este racordat generatorul, pentru întreg domeniul de variaţie al vitezei vântului (4 m/s ÷ 25 m/s). Orice modificare intempestivă de sarcină, datorită variaţiei de viteză a vântului,

este compensată lin, minimizând totodată efectul de flicker la bornele generatorului. Date Convertor Colectare nominală 12%

RPM nominale 1680 RPM

Putere nominală 214 kW

Capabilitatea asigurării puterii reactive

Graficul după care se asigură capabilitatea privind puterea reactivă / generator la bornele de jt.:



10

Producţia de reactiv (de natură capacitivă) este realizată de convertor, motiv pentru care nu este necesară soluţia clasică de compensare cu baterii de condesatoare (la turbină). G.E.E. tip V90 este capabilă să funcţioneze la un factor de putere reglabil continuu în

gama 0,98 capacitiv ..... 0,96 inductiv în funcţie de „necesităţile” reţelei la acel moment. Dacă puterea reactivă este prioritară se reduce puterea activă şi invers.

În funcţie de opţiunea utilizatorului acesta poate să ofere conform procedurii operaţionale de calificare a furnizorilor de STS (cod. TEL-07 V OS-DN/154) servicii de

sistem; altfel utilizatorul va respecta condiţiile impuse prin Ord. 51/2009 Norma tehnică “Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centrale electrice eoliene” şi Ord. 35/2005 “Procedura privind asigurarea energiei electrice reactive şi modul de plată al acesteia”.

Prin modul constructiv de realizare a GEE aceasta nu este capabilă să asigure ±Q în condiţii de lipsă vânt „wind free” (adică P= 0), motiv pentru care la bara de medie tensiune a staţiei colectoare se va racorda o instalaţie de compensare a puterii reactive cu min. 10MVAr (capacitiv) şi 5MVAr (inductiv).

Dimensionarea exactă a echipamentelor se va realiza la faza Studiu de Fezabilitate, în baza schemei exacte de funcţionare a Parcului pe medie şi înaltă tensiune.

Informaţiile din reţea vor fi primite prin sistemul SCADA „Staţie + Parc” din PCC (Punctul Comun de Cuplare) – schema de principiu privind funcţionarea sistemului de

compensare „±Q” este dată în planşa E-14.



11

3.2 Date privind transformatoarele MT/JT

Transformatoarele MT/0,69/0,48 kV sunt parte componentă din furnitură, localizate

în nacela turbinei. Sunt realizate in construcţie uscată, în conexiune „∆” pe partea de MT şi „Y” pe ambele înfăşurări de joasă tensiune cu schema de legare la pământ tip TN, punctul neutru al alimentării este legat direct la pământ. La transformatoare sunt montaţi senzori de temperatură şi vibraţii (conf. EN 60751-

DIN 43760). Transformator 30 kV / 50 Hz Simbol Unitatea de măsură Descrierea Valoarea

Sr,S1 kVA Puterea nominală pe 688 V 1900


f Hz Frecvenţa 50

Up kV Tensiunea nominală în primar 30

Us1 V Tensiunea nominală în secundar 688

Us2 V Tensiunea nominală în terţiar 482

P0 kW Pierderi la mers în gol 3,9

PCu (75oC) kW Pierderi la mers în sarcină T=75o 11,5


uk % Tensiunea de scurtcircuit 7,4

I A Curent nominal (cosφ= 1/ 0,96) 40,4/ 42,1

ntp % Comutator de ploturi ±2x2,5

Um kV Tensiunea de maximă de funcţionare 36

Up kV Tensiunea de ţinere la impuls de trăsnet 170

Grupa de conexiuni Dyn5

Transformator 20 kV / 50 Hz Simbol Unitatea de măsură Descrierea Valoarea



f Hz Frecvenţa 50

Up kV Tensiunea nominală în primar 20

Us1 V Tensiunea nominală în secundar 688

Us2 V Tensiunea nominală în terţiar 482

P0 kW Pierderi la mers în gol 3,9



uk % Tensiunea de scurtcircuit 7,4

I A Curent nominal (cosφ= 1/ 0,96) 58/ 60

ntp % Comutator de ploturi ±2x2,5

Um kV Tensiunea de maximă de funcţionare 24

Up kV Tensiunea de ţinere la impuls de trăsnet 125

Grupa de conexiuni Dyn5



12

4. VARIANTE DE RACORDARE LA SEN A NOII CEE

Având în vedere puterea instalată în CEE sunt eliminate soluţiile de evacuare pe

medie tensiune în LEA 20 kV din zonă. În baza dispunerii CEE faţă de reţelele electrice din zonă s-au identificat două soluţii de

racordare la SEN:

Soluţia 1A : Racordarea CEE Seaca într-o staţie proprie 110/MT, realizată în zona

amplasamentului (numită în continuare Staţie Seaca) şi racordarea acesteia printr-o nouă linie mixtă: LES 110kV (2,3 km) + LEA 110kV (10,28 km) la bara III 110 kV a staţiei Turnu Măgurele.

Linia de racord nouă LEA 110kV va utiliza culuarul existent al fostei LEA 110kV Cioara.

Racordul la bara 110kV din staţia Transelectrica 220/110/20 kV Tr. Măgurele se poate realiza în celula de linie existentă a fostei LEA Cioara (bara 3 – staţie Zonă 110kV).

Schema de încadrare şi schema electrică monofilară de racord se regăsesc în planşele nr. E-5 şi E-7.

Extras din E-5 în figura 4.1:

Fig. 4.1

CEE Seaca 44 MW

Viişoara LEA 110 kV s.c.

Tr. Măgurele

Ghizdaru

LEA 220 kV s.c.

Culuar ex. al LEA 110 kV Cioara

Reprezentare dispunere CEE conf. Fig. 2.1



13

Soluţia 1B : aceeaşi soluţie de racordare. Variantă distinct analizată privind reţeaua

electrică din Parc (Ureţea parc= 20kV). Soluţia 2 : Având în vedere că amplasamentul CEE este în imediata apropiere a

LEA 110kV Tr. Măgurele – Viişoara (secţiune 185 mm2, capacitate maximă 80MVA) conduce la o soluţie de racordare în această linie, care la actualele încărcări existente pe LEA (consum în Viişoara : 0,9 MW,

consum în SRA Viişoara: 0,0 MW, consum Alexandria: 4,5 MW) permite preluarea surplusului de putere fără necesitatea unei reconductorări.

Soluţia presupune realizarea (pe tarif de racordare) sub LEA 110kV Viişoara a unei staţii de conexiuni 110kV echipată cu trei celule, în varianta GIS (modul compact în SF6) şi

racordarea prin LES 110kV proiectată în lungime de cca. 1,7 km la Staţia Seaca. Schema de încadrare şi schema electrică monofilară de racord se regăsesc în

planşele nr. E-6 şi E-9. Extras din E-6 în figura 4.2:

Fig. 4.2



14

Conform articolului nr.16, punctul 1 din Norma Tehnică „Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene”, la valori ale tensiunii în punctul de racordare situate în banda admisibilă de tensiune (pt. 110kV

intervalul: 99kV până la 121kV), puterea reactivă produsă/ absorbită de CEE dispecerizabilă trebuie să poată fi reglată continuu în PCC corespunzător unui factor de putere situat cel puţin în gama 0,95 capacitiv şi 0,95 inductiv. Considerând respectată această condiţie şi luând în considerare pierderile în linii şi

transformatoare, puterea produsă de CEE Seaca în punctul de conectare ar trebui să fie: SOL. 1A: [42,92+j(-14,07÷14,07)]MVA SOL. 1B: [42,70+j(-14,00÷14,00)]MVA SOL. 2: [43,22+j(-14,18÷14,18)]MVA

Conform articolului 16 din Norma Tehnică, reglajul tensiune-putere reactivă în punctul comun de cuplare al centralei trebuie să poată fi realizat automat prin:

(a) reglajul tensiunii; (b) reglajul puterii reactive schimbate cu sistemul; (c) reglajul factorului de putere.

Conform schemelor electrice propuse ale CEE şi a Staţiei Seaca, în ipoteza în care beneficiarul va opta pentru aceeaşi configuraţie a reţelei electrice de distribuţie internă Parc (configuraţia reţelei din Parc poate suferi modificări, în funcţie de disponibilitatea drumurilor, terenurilor, etc.), reglajul U/Q se poate realiza prin:

- sistem RAT la nivel de staţie; - reglaj Q la nivel de GEE-uri şi la nivel de staţie; - reglaj cosφ la nivel de GEE-uri.

Este necesar ca după ce beneficiarul va cunoaşte schema electrică de racordare,

caracteristicile electrice ale cablurilor de MT, ale transformatorului 110/MT şi ale liniei

110kV de racord, din instalaţia proprie (de utilizare) să se analizeze condiţiile necesare pe

care trebuie să le respecte generatoarele electrice eoliene şi/sau instalaţia de compensare

±Q instalată la nivelul Staţiei Seaca.

Notă: Este recomandat ca beneficiarul să analizeze oportunitatea achiziţionării

pachetelor opţionale ale grupurilor eoliene de fabricaţie Vestas în scopul creşterii performanţelor acestora, pentru a evita costuri ulterioare suplimentare (Reactive Power Regulation, Active Power Control, Frequency Control, Voltage Drop Protection).

Din analiza soluţiilor rezultă că puterea de 44MW poate fi evacuată în SEN la 110kV prin ambele soluţii. Consumul în zona RED Alexandria (citiri ian. 2010) este de cca. 120,8MW, conform

prognozei de consum a OTS pentru anul 2012 este de : 151,28 MW şi 2017: 185,51 MW.

În ipoteza apariţiei în zonă a altor producători (la acest moment nu există ATR-uri sau

Contracte de Racordare emise pentru zona analizată) sau creşterii consumului în zona RED Alexandria este propusă soluţia 1 (A şi B) de racordare la sistem.



15

Pentru soluţia propusă, care constă în evacuarea puterii produse de CEE pe bara III 110kV a Staţiei Tr. Măgurele, analiza regimului staţionar de dimensionare pentru palierul „vârf de consum seară iarnă” (VSI) nu conduce la suprasarcini sau violări ale

limitelor admisibile de tensiune. Încărcarea AT2 Tr. Măgurele fără considerarea CEE (la vârf de sarcină 2010)

raportată la Sn (200 MVA) este de: S/Sn [%]= 27,35, adică 54,7 MW. Prin considerarea CEE racordată la bara 110kV Tr. Măgurele scade încărcarea AT2 la cca. 6%.

Regimul de gol de sarcină (GNV) în regim cu N elemente în funcţiune în zona RET

Teleorman nu conduce la depăşiri ale încărcării elementelor de reţea şi la ieşire înafara limitelor admisibile de tensiune (Ubara 110Tr. Măgurele fără CEE= 115,7kV; Ubara 110Tr. Măgurele cu

CEE= 116kV). Se vor lua toate măsurile de către utilizator pentru ca în punctul comun de cuplare

să nu se realizeze injecţie de putere reactivă (decât dacă acest lucru este cerut de OTS), pentru a împiedica situaţiile de deconectare a CEE datorită injecţiei de reactiv din RED în RET.

Regim semnificativ cu N-1 elemente în funcţiune în zona analizată şi considerarea CEE, conduce la: - element deconectat: LEA 220kV Craiova-Tr. Măgurele => tens. de 194 kV în staţiile

220kV Tr. Măgurele şi 220kV Ghizdaru, iar în reţeaua de 110kV: cca. 100kV în

zona Alexandria (98 kV fără CEE);

5. SOLICITĂRI LA SCURTCIRCUIT

Determinarea solicitărilor la scurtcircuit s-a efectuat pentru scurtcircuit trifazat, în aplicaţia de analiză a sistemelor energetice: ETAP (produs de Operation Technology Inc. US) – vezi Anexa A5.

Din analiza la solicitări de scurtcircuit trifazat a rezultat: - aportul maxim al CEE asupra elementelor sistemului, astfel verificându-se

instalaţiile existente; - s-au dimensionat noile instalaţii la solicitările dinamice şi termice care pot

apărea în reţea. Sinteza rezultatelor analizei privind „Determinarea solicitărilor la scurtcircuit şi

aportul CEE la Ik3 în PCC” sunt:

110 kV Ik3 (kA) Aport Sistem Ik3 (kA) Aport CEE Seaca Ik3 (kA) total

Tr. Măgurele 12,15 0,665 12,8

Staţie Seaca 5,55 0,71 6,2

Din analiza datelor nu se depăşesc valorile plafon ale curenţilor de scurtcircuit

pentru care sunt dimensionate echipamentele din staţia de racord (40kA) şi nici din staţiile adiacente.



16

6. ANALIZA INDICATORILOR DE SIGURANŢĂ A SOLUŢIEI PROPUSE ÎN PUNCTUL DE DELIMITARE

Pentru racordarea în staţia Tr. Măgurele, evacuarea puterii din CEE Seaca este condiţionată de LES 110kV (2,3 km) + LEA 110kV (10,28 km), care sunt elemente nerezervate. Indicatorii de siguranţă determinaţi cu programul Sigmark (ISPE) şi ETAP (vezi Anexa A6) în punctul de delimitare (la bara 110kV Tr. Măgurele) coverg spre următoarele

rezultate:

Denumire nod Turnu Magurele 110kV

Psucces 0.996343

Pmanevra 0.002979

Pinsucces 0.000679

Dur. medie insucces 5.945

Nr. mediu intreruperi 0.380

Nr. mediu manevre 1.080

Lambda 0.433647

Miu 639.0

Lambda man 1.2332

Nr. max. intr. 2

Nr. max. man. 3

Durata max. a unei intr. 20.50

Indicatorii de siguranţă la utilizator, sunt mult diminuaţi datorită elementelor

nerezervate (liniile de racord), astfel nr. maxim de întreruperi de durată / an la bara 110kV Seaca este de 6,05 într./an. 7. DESCRIEREA SOLUŢIILOR CONSTRUCTIVE

7.1 Soluţia 1A Soluţia 1A reprezintă şi soluţia propusă, ea constând în realizarea la utilizator a

unei staţii colectoare 110/30 kV, 1x63 MVA, denumită anterior Staţia Seaca. Schema electrică monofilară propusă a staţiei de utilizator se regăseşte în planşa E-7. Racordarea acesteia din urmă în celula existentă (aflată în rezervă) a fostei LEA Cioara din staţia 110kV Zonă – ST. 220/110/20kV Tr. Măgurele se va face printr-o LEA

110kV nou proiectată, care va urma (până la borna 63) culuarul fostei LEA 110kV Cioara (dezafectată), după care prin intermediul LES 110kV se întregeşte linia mixtă de racord în Staţia Seaca. LEA 110kV s.c. proiectată, în lungime de cca. 10,28 km, va fi realizată cu conductoare active ACSR Al/OL 185/32 mm2 şi conductor de protecţie tip OPGW 70 mm2

(cu număr de fibre stabilit la fazele ulterioare de proiectare). LES 110kV s.c. proiectată, în lungime de cca. 2,3 km, va fi realizată cu cablu monopolar uscat tip A2XS(FL)2Y 1x300/120 mm2 (modul de legare la pământ a ecranului,



17

va fi tratat în documentaţia tehnică aferentă LES ÎT). În canalizaţie comună cu cablurile de energie vor fi pozate şi cablul de fibră optică tip ADSS şi conductorul de echipotenţializare (în general tip NYY 1x150 mm2).

Staţia Seaca va fi bloc linie-trafo. în sistem de tip S.R.A. (cu întreruptor pe 110kV) realizată cu echipament modern cu izolaţie în aer.

Punctul de delimitare de gestiune şi patrimonial al instalaţiilor este la bornele celulei existente a fostei LEA Cioara din Staţia Tr. Măgurele. Măsurarea energiei consumate/

produse de CEE se va realiza în celula aferentă liniei de racord a centralei din staţia Tr. Măgurele.

Schema staţiei de 30kV este cu bară simplă secţionată prin cuplă longitudinală, echipată cu 13 celule de tip închis (capsulate) izolate în gaz, prevăzute cu întreruptoare cu

stingerea arcului în vid şi separatoare de bare în SF6. Celulele se montează în două containere metalice care formează două secţii de

bare, la secţia A de bare se racordează 8 celule cu următoarele destinaţii: - 1 celulă de transformator; - 1 celulă de cuplă (CL);

- 1 celulă pentru racordare TSI; - 4 celule de LES 30kV destinate racordării feeder-ilor de conex. GEE; - 1 celulă de LES 30kV (rezervă echipată); - pentru măsură se montează deasupra celulei de transformator câte un

modul de măsură, izolat în gaz, prevăzut cu separator şi transformatoare de tensiune.

la secţia B de bare se racordează 5 celule cu următoarele destinaţii: - 1 celulă de cuplă (CL);

- 2 celule pentru racord baterii de condensatoare; - 2 celule pentru racord bobine de inductanţă (shunt reactor).

Reţeaua electrică MT la nivel de parc, în soluţia 1A are tensiunea de 30kV în primarul transformatoarelor MT/JT aferente GEE. Alegerea tensiunii de 30kV a fost dictată

de optimizarea pierderilor de putere care apar datorită lungimilor apreciabile ale cablurilor din reţeaua electrică colectoare a parcului.

Schema electrică monofilară de principiu a reţelei electrice la nivel de parc (inclusiv bilanţul pierderilor de P) este prezentată în planşa E-10.

7.2 Soluţia 1B Soluţia 1B presupune aceeaşi soluţie de racordare ca şi varianta anterioară.

Tensiunea în reţeaua electrică de MT, în soluţia 1B, a fost considerată 20kV. Utilizarea tensiunii de 20kV în reţeaua electrică de distribuţie internă parc, conduce la pierderi de putere (până în PCC) de cca. 3% (faţa de 2,5% în sol.1A) şi la un aport

semnificativ mai mare de curent capacitiv (determinat de necesitatea folosirii secţiunilor mari de cablu).

Schema electrică monofilară de principiu a reţelei electrice la nivel de parc (inclusiv bilanţul pierderilor de P) este prezentată în planşa E-11.



18

7.3 Soluţia 2 Soluţia 2 de presupune racordarea în LEA 110kV Viişoara prin realizarea (pe tarif

de racordare) „sub” LEA existentă a unei staţii de conexiuni 110kV, în tehnologie GIS, constând într-un modul compact complex 110kV capsulat în SF6. Prin această soluţie sunt eliminate neajunsurile date de soluţia de racord în derivaţie pe LEA (tip „agăţat”) şi de funcţionarea protecţiei diferenţiale longitudinale la trei

capete. Schema modulului compact propus în planşa E-9 poate suferi modificări, în funcţie de furnizorul echipamentului. Modulul capsulat va îngloba minim următoarele funcţii:

- 2 celule de linie cu: SEP 123 kV + clp, întreruptor 2500 A, 3xTC 800/400/1/1/1/1 A;

- 1 celulă cu separator 123 kV (sau întreruptor, dacă tehnologia furnizorului o permite) ;

- terminale în SF6 cablu monopolar;

- terminale de racordare SF6/aer la cordoanele de 110 kV. Schema de principiu propusă pentru modulul compact 110kV:

Fig. 7.1

Dimensiuni constructive orientative pentru modulul 110kV:

Fig. 7.2

~



19

Suplimentar modulului compact este necesară realizarea unei celule de măsură şi grup de măsură pregătit pentru implementarea în sistemul de telegestiune implementat la O.D.

Asigurarea serviciilor proprii c.a. staţiei de conexiuni se va realiza prin intermediul unui transformator de servicii interne 20/0,4 kV alimentat din LEA 20kV din zonă.

Staţia 110/30 kV Seaca se va racorda în staţia de conexiuni 110kV proiectată printr-o LES 110 kV (cu caracteristici similare sol. 1A) în lungime de 1,7 km.

Punctul de delimitare de gestiune şi patrimonial al instalaţiilor este la capetele terminale de exterior ale LES 110kV montate pe suporţi comuni cu DRV 110kV.

8. CALITATEA ENERGIEI ELECTRICE

Funcţionarea centralelor electrice eoliene poate ridica probleme privind calitatea

energiei electrice în PCC, astfel: (a) încadrarea în banda admisibilă a tensiunii în punctul comun de cuplare Unom=

±10%;

(b) încadrarea în limita de emisie planificată de flicker Pst<0,35, Plt<0,25 (conform CEI 61000-3-7);

(c) încadrarea în limitele admisibile pentru emisia de curenţi armonici şi ai factorului de distorsiune (THD) – conf. CEI 61000-3-6.

Caracteristricile energetice privind Calitatea Energiei şi interconectarea cu reţeaua a Parcului de Vânt Seaca se găsesc în Anexa A8.

9. CONSIDERENTE PRIVIND CONDIŢIILE DE STABILITATE TRANZITORIE ALE

GENERATOARELOR EOLIENE Generatoarele electric eoliene, de fabricaţie Vestas, sunt generatoare asincrone cu

dublă alimentare din reţea, conectate la bornele de j.t. ale transformatoarelor ridicătoare cu

două înfăşurări secundare: una de legătură la circuitul statoric, cealaltă de legură, printr-un convertor la circuitul rotoric.

Conform datelor prezentate în documentaţia tehnică a turbinelor fabricaţie Vestas, aceste generatoare pot suport un gol de tensiune de 25%Un timp de 1 secundă. Acest gol

de tensiune poate fi provocat de un scurtcircuit localizat la o anumită distanţă de generatorul respectiv. Pentru defecte mai apropiate (de generator), care conduc la goluri de tensiune mai profunde sau cu o durată de peste 0,14 sec. (treapta 1 de protecţie), generatorul eolian este deconectat de protecţiile proprii (în baza planului de coordonare a

protecţiilor se vor realiza temporizări pentru fiecare echipament de comutaţie comandat prin terminale de protecţie).

De exemplu, dacă tensiunea pe partea de m.t. a transformatorului scade sub valoarea de 75% Un, generatorul va fi deconectat cu o temporizare reglabilă între 0 şi 1 s. De asemenea se indică faptul că dacă ulterior acestei deconectări parametrii reţelei revin

la cei nominali şi timp de 5 min. nu se mai detectează alt defect în reţea, generatorul eolian respectiv se reporneşte automat.



20

Versiunea avansată de invertor pentru acest generator asigură posibilitatea unui reglaj de tensiune şi are capacitatea de a funcţiona pe defect pe durate de până la 0,14 sec., timp aferent pentru protecţia în treapta întâi. Constructiv, din experienţa furnizorului,

chiar la deconectarea la defect a legăturii circuitului statoric, poate continua livrarea de putere reactivă pentru susţinerea sistemului prin convertorul de reţea racordat pe circuitul rotoric.

La această etapă fără, a avea posibilitatea efectuării unor calcule cu utilizarea unor

modele verificate, se poate considera că, din punct de vedere al stabilităţii tranzitorii, racordarea noilor CEE nu va ridica probleme deosebite.

În etapele ulterioare de proiectare, în baza informaţiilor complete privind modelul de calcul al generatorului se va realiza un calcul de regim tranzitoriu, necesar pentru reglarea

protecţiilor şi a automatizărilor. 9. INVESTIŢII NECESARE

Valorile investiţiilor au caracter orientativ şi nu au la bază o antemăsurătoare ci un

deviz estimativ. Valoarea investiţiilor se stabileşte la faza de studiu de fezabilitate a instalaţiilor. În conformitate cu variantele de racordare descrise la cap. 4, se prezintă în Partea Economică costurile estimative necesare derulării investiţiei.

*

* *

memoriu studiu romenergy

Documents