punerea în func Ţiune Şi conectarea la re Ţea a · pdf filepartea 7-1: generatoare...

Cod: MND–ITI-TE-019 ed.2

INSTRUCŢIUNE TEHNICĂ INTERNĂ

PUNEREA ÎN FUNCŢIUNE ŞI CONECTAREA LA REŢEA A

SISTEMELOR FOTOVOLTAICE DE PRODUCERE A ENERGIEI ELECTRICE

Exemplar: nr. Pag. 1/24

PUNEREA ÎN FUNCŢIUNE ŞI CONECTAREA LA REŢEA A SISTEMELOR FOTOVOLTAICE DE PRODUCERE A

ENERGIEI ELECTRICE

Cod : MND- ITI – TE - 19 ed. 2

Data intrarii in vigoare :30.04.2013

Cod : F-O-01-03-01/rev.1






Cuprins: 1. Scop...................................................................................... 3

2. Domeniu de aplicare........................................................... 3

3. Documente de referinţă...................................................... 3

4. Definiţii şi prescurtări......................................................... 4

5. Responsabilităţi.................................................................. 4

6. Gestionarea dosarului instalaţiei…………………………... 5

7. Cerinţe tehnice pentru conectarea la sistem a centralelor fotovoltaice……………………………………….

6

8. Cerinţe pentru integrarea în SCADA şi echipamentele de telecomunicaţii……………………………………………..

11

9. Verificările instalaţiilor, recepţia şi punerea în funcţiune…………................................................................

11

10. Înregistrări………………………………………………………. 13

11. Dispoziţii finale………………………………………………… 13

Anexa 1 Conţinutul dosarului CEFND – documente necesar a fi depuse cu 6 luni înaintea probelor de p.i.f.

16

Anexa 2 Conţinutul dosarului CEFND - documente necesar a fi depuse cu 30 de zile înainte de data probelor de p.i.f. ………………………………………………

18

Anexa 3 Testarea conformităţii CEFND faţă de cerinţele Normei Tehnice ANRE şi Instrucţiunii MND-ITI-TE-019 20

Anexa 4 Proces-Verbal de verificare şi punere în funcţiune în perioada de probă a CEFND…………………. 22

Anexa 5 Verificări minimale ale sistemelor fotovoltaice la punerea în funcţiune……………………………………….. 24






1. Scop

Prezenta instrucţiune tehnică stabileşte cerinţele pentru punerea în funcţiune şi conectarea la reţea a sistemelor fotovoltaice de producere a energiei electrice, racordate la RED din gestiunea SC FDEE Electrica Distribuţie Muntenia Nord SA, astfel încât să se asigure funcţionarea în siguranţă a reţelelor şi calitatea energiei electrice la consumatori în conformitate cu standardul de performanţă. În acest scop sunt stabilite condiţiile tehnice minimale, traseul documentelor şi probele la punerea în funcţiune şi conectarea la reţea a acestor sisteme.

2. Domeniu de aplicare

Instrucţiunea se aplică sistemelor fotovoltaice destinate funcţionării în paralel cu reţeaua electrică de distribuţie din gestiunea SC FDEE Electrica Distribuţie Muntenia Nord SA, alimentată din SEN, indiferent de puterea sistemului fotovoltaic sau nivelul de tensiune la care este realizat racordul la reţea.

3. Documente de referinţă 3.1. SR EN 50160:2011 – Caracteristici ale tensiunii în reţele electrice de distribuţie; 3.2. SR HD 472 S1:2002 + SR HD 472 S1:2002/A1:2002 – Tensiuni nominale ale reţelelor

electrice de distribuţie publică de joasă tensiune; 3.3. SR CEI 61836:2006 - Sisteme de conversie fotovoltaică a energiei solare. Termeni şi

simboluri; 3.4. SR EN 62446:2010 – Sisteme fotovoltaice de conectare la reţea. Prescripţii minime

pentru documentaţia sistemului, încercări de punere în funcţiune şi inspecţie; 3.5. SR CEI/TS 62257-6:2010 – Recomandări pentru sisteme cu energii regenerabile şi

hibride de mică putere pentru electrificarea rurală. Partea 6: Recepţie, funcţionare, întreţinere şi înlocuire;

3.6. SR EN 61724 (CEI 61724):2006 – Monitorizarea calităţilor de funcţionare a sistemelor fotovoltaice. Recomandări pentru măsurarea, transferul şi analiza datelor;

3.7. SR CEI/TS 62257-7-1 - Recomandări pentru sisteme cu energii regenerabile şi hibride de mică putere pentru electrificarea rurală. Partea 7-1: Generatoare – Panouri fotovoltaice;

3.8. SR EN 50438:2008 – Prescripţii pentru conectarea micro-generatoarelor în paralel cu reţelele electrice publice de distribuţie de joasă tensiune;

3.9. Legea energiei electrice nr. 123/2012; 3.10. Hotărârea Guvernului nr. 90/2008 pentru aprobarea Regulamentului privind

racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public; 3.11. Ord. ANRE nr. 20/2004 - Codului tehnic al reţelei electrice de transport, cu

modificările ulterioare; 3.12. Ord. ANRE nr. 128/2008 - Codului tehnic al reţelelor electrice de distribuţie, revizia I; 3.13. Ord. ANRE nr. 28/2007 - Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a

energiei electrice; 3.14. Ord. ANRE nr. 17/2002 – Codul de măsurare a energiei electrice; 3.15. Ord. ANRE nr. 51/2009 – Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes

public pentru centrale electrice eoliene; 3.16. Ord. ANRE nr. 25/2010 (NTE 009/11/00) – Regulament general de manevre în

instalaţiile electrice de medie şi înaltă tensiune; 3.17. Normă tehnică ANRE - Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes

public pentru centralele electrice fotovoltaice, ediţia în vigoare;






3.18. NTE 002/03/00 – Normativ de încercări şi măsurători pentru sistemele de protecţii,

comandă-control şi automatizări din partea electrică a centralelor şi staţiilor; 3.19. PE 116/94 – Normativ de încercări şi măsurători la echipamente şi instalaţii electrice; 3.20. PE 126/82 – Regulament de exploatare tehnică a echipamentelor electrice din

distribuţia primară 3.21. EDMN-PO-05-05, ed. 9 – Planificarea, achiziţia şi urmărirea lucrărilor de investiţii. 4. Definiţii şi prescurtări În prezenta instrucţiune sunt respectate definiţiile şi prescurtările din documentele

prezentate la Cap.3. 4.1. Centrală electrică fovoltaică (CEF) – sistem fotovoltaic destinat funcţionării conectate

la reţea. Ambii termeni sunt acceptaţi, în documentul ANRE nr. 3.18 utilizându-se preferenţial

termenul de “centrală fotovoltaică”, iar în standardele internaţionale menţionate la pct. 3.4÷3.8, fiind amplu utilizat termenul de “sistem fotovoltaic”.

4.2. CEFD – Centrală electrică fotovoltaică dispecerizabilă, cu puterea instalată mai mare de 10 MW;

4.3. CEFND - Centrală electrică fotovoltaică nedispecerizabilă, cu puterea instalată mai mică sau egală cu 10 MW;

4.4. EDMN – Filiala de Distribuţie a Energiei Electrice Electrica Distribuţie Muntenia Nord SA;

4.5. SEMURMTJT – Serviciul de Exploatare, Mentenanţă, Urmărire Reparaţii, Medie Tensiune şi Joasă Tensiune

4.6. SCULI - Serviciul Contractare şi Urmărire Investiţii la sucursală (Serviciul Investiţii). 4.7. PCC – Punct comun de cuplare între instalaţiile producătorului de energie şi

instalaţiile EDMN.

5.Responsabilităţi 5.1 Operatorul de Distribuţie (EDMN) 5.1.1. Primeşte, gestionează controlat şi verifică documentaţia depusă şi solicită

completarea documentaţiei în cazul în care nu este complet; 5.1.2. Întocmeşte comunicările necesare către producătorul de energie electrică în

termenele prevăzute de prezenta instrucţiune. 5.1.3. Numeşte o Comisie de recepţie formată din personal cu calificarea şi experienţa

descrisă la Cap. 6 al prezentei instrucţiuni; 5.1.4. Verifică statutul juridic al terenurilor ocupate de instalaţiile executate pe taxă de

racordare; 5.1.5. Stabileşte, propune şi aproba împreună cu solicitantul o Convenţie de exploatare şi

întocmeşte Programul de probe la propunerea acestuia. 5.1.6. Participa la probele, reglajele şi testele de punere în funcţiune precizate in prezenta

instructiune. 5.1.7. Dispune măsurile necesare pentru remedierea deficienţelor constatate la recepţie ca

urmare a echipamentului necorespunzător sau a abaterilor de la soluţia stabilită prin ATR, Proiect tehnic şi Detalii de execuţie avizate.

5.1.8. Transmite documentaţia CEFND având între 1 MW < Pi ≤ 10 MW, la UNO-DEN în vederea obţinerii acordului pentru prima punere sub tensiune a instalaţiilor şi echipamentelor CEF.






5.1.9 Aplică prevederile prezentei instrucţiuni, monitorizează CEF şi iniţiază verificarea

functionării acesteia in cazurile prevazute de Codul Tehnic RED cand nu se respecta in mod repetat una din performantele impuse, conform Cap.7.2 din Codul RED.

5.1.10. Recepţionează instalaţia de racord, semnează procesul verbal de recepţie şi asigură contorizarea adecvată a energiei în punctele de delimitare.

5.2. Producătorul de energie în gestiunea căruia se află sistemul fotovoltaic (CEF) 5.2.1. Pentru CEFD cu Pi > 10 MW va transmite la UNO-DEN şi OD documentaţia

centralei fotovoltaice cu cel puţin 6 luni înainte de data la care se prognozează punerea în funcţiune, în conformitate cu instrucţiunile OTS şi prezenta instrucţiune.

5.2.2. Pentru CEFND cu puteri instalate de 1 MW < Pi ≤ 10 MW transmite documentaţia la operatorul de distribuţie, EDMN, conform precizărilor din Anexele 1 şi 2 a prezentei instrucţiuni şi datele solicitate de UNO-DEN prin instrucţiunile proprii.

5.2.3. Depune prin personalul propriu sau prin reprezentantul său dosarul (documentaţia) menţionată la Anexele 1 şi 2 în termenele prevăzute conform prezentei instrucţiuni şi aduce completările cerute de operatorul de distribuţie.

5.2.4. Desemnează o persoană de contact cu operatorul de reţea până la întocmirea Convenţiei de exploatare şi răspunde solicitărilor EDMN referitoare la documentaţia depusă şi programul de probe.

5.2.5. Stabileşte împreună cu operatorul de distribuţie, semnează şi îndeplineşte obligaţiile ce-i revin prin Programul de probe şi Convenţia de exploatare, în termenele indicate de prezenta instrucţiune;

5.2.6. Desemneaza, de comun acord cu Executantul, un responsabil al probelor ; 5.2.7. Realizează probele împreună cu o firma autorizată ANRE, întocmeşte documentaţia

necesară şi înregistrările cerute de prezenta instrucţiune şi de normativele tehnice în vigoare. 5.2.8. Participă, prin responsabilii desemnaţi, la recepţia şi punerea în funcţiune a

instalaţiilor împreună cu reprezentanţii operatorului de reţea (EDMN). 5.2.9. După efectuarea probelor, transmite la EDMN documentaţia completă, în

conformitate cu prezenta instrucţiune. 5.2.10. Ia toate măsurile dispuse de Comisia de recepţie numită de operatorul de reţea în

conformitate cu prezenta instrucţiune în vederea respectării cerinţelor codurilor de reţea şi a soluţiei stabilite prin ATR.

6. Gestionarea dosarului instalaţiei 6.1. Racordarea la reţea a sistemului fotovoltaic se face în condiţiile prezentei instrucţiuni

cu respectarea termenului prevăzut în contractul de racordare. Dosarul instalaţiei se depune la Sucursala din componenţa FDEE Electrica Distribuţie Muntenia Nord din judeţul sau zona respectivă de reţea.

6.2. În cadrul Sucursalei de Distribuţie, conducerea Sucursalei, respectiv, Director sau Inginer Şef, vor dispune măsurile necesare privind participarea compartimentelor la întocmirea programului de lucrări, a convenţiei de exploatare, reglaje de protecţii şi probe funcţionale.

6.3. Dosarul sistemului fotovoltaic este gestionat în regim controlat şi arhivat de SEMURMTJTs din cadrul Sucursalei, care va numi o persoană de contact care să ţină legătura cu gestionarul sistemului fotovoltaic sau împuternicitul legal al acestuia.






6.4. Dosarul sistemului fotovoltaic cuprinde documentele precizate în Anexele 1 şi 2 a

prezentei instrucţiuni. Primele documente, corespunzătoare Anexei 1, se depun cu 6 luni înbainte de data prognozată de punere în funcţiune a sistemului fotovoltaic.

6.5. În cazul în care au fost solicitate prin ATR lucrări de întărire a reţelei în amonte de punctul de racordare, dosarul de lucrări specifice va conţine declaraţia executantului şi informaţiile referitoare la acestea (schemă monofilară, caracteristici echipamente, conductor, cablu, traseu);

6.6. Pentru instalaţiile de la punctul 6.5 se va anexa dosarul lucrării cu buletine, rapoarte de încercări şi procesele – verbale care confirmă efectuarea verificărilor şi recepţiei la terminarea lucrărilor cu rezultate corespunzătoare.

6.7. În cazul în care, cu 30 de zile înainte de termenul estimat de punere în funcţiune a sistemului fotovoltaic, când se depun documentele aferente Anexei 2, se constată că au apărut modificări referitoare la informaţiile transmise anterior (Anexa 1), se vor depune documentele care corespund noii situaţii, retrăgându-se cele vechi.

6.8. După completarea dosarului cu toate documentele din Anexele 1 şi 2, conţinutul dosarului va fi verificat de către Sucursala de distribuţie care îl gestionează în termen de 7 zile lucrătoare. În acest scop, Directorul sau Inginerul Şef va dispune constituirea unei Comisii de recepţie care va întocmi un proces-verbal de verificare a documentaţiei. Persoana de contact din cadrul SEMURMTJT va îndeplini sarcina de secretar al Comisiei de recepţie, întocmind corespondenţa cu gestionarul sistemului fotovoltaic.

6.9. Comisia de specialişti din partea Sucursalei de distribuţie poate fi completată cu specialişti din partea Filialei sau a altei Sucursale, în funcţie de personalul competent disponibil la un moment dat şi de specializarea acestuia. În cazul în care comisia are în componenţă personal din afara Sucursalei, componenţa acesteia este aprobată la nivelul conducerii Filialei.

6.10. În Comisiile de recepţie şi punere în funcţiune a sistemelor fotovoltaice de producere a energiei electrice vor participa cel puţin următorii specialişti: Seful Centrului de Exploatare care gestionează RED unde se va racorda sistemul fotovoltaic, şeful Centrului PRAM din zonă, Şeful Centrului de Măsurare, responsabilul activităţii de telecomunicaţii din SDEE. Dacă conducerea Sucursalei sau Filialei apreciază că persoanele respective nu pot participa din motive obiective se vor numi alţi specialişti cu experienţă adecvată în domeniile menţionate.

6.11. În cazul în care sunt necesare completări la dosar, acestea vor fi solicitate printr-un document transmisibil în mod controlat, prin fax sau e-mail, sau preluat sub semnătură de primire din partea unui delegat al gestionarului.

6.12. În cazul necesităţii unor alte completări la dosar, la termenul stabilit de verificare al dosarului se adaugă timpul suplimentar până la primirea completărilor, plus încă 3 zile lucrătoare după înregistrarea documentelor cerute în completare, pentru analizarea acestora de către specialiştii desemnaţi.

6.13. Dacă completările solicitate nu au fost aduse în termen de 10 zile lucrătoare de la confirmarea primirii notificării de la art. 6.10., sau dacă acestea au fost considerate insuficiente sau inadecvate în urma analizei comisiei, dosarul se restituie cu adresă semnată de conducerea Sucursalei.

6.14. Respingerea sau acceptarea unui dosar se realizează numai în baza unui proces-verbal de verificare a documentaţiei aprobat de conducerea Sucursalei.

6.15. În cazul în care dosarul este complet, după întocmirea procesului-verbal de verificare a documentaţiei se transmite gestionarului instalaţiei o notificare în vederea programării de






comun acord a probelor finale, a recepţiei instalaţiei de racordare şi punerii în funcţiune a instalaţiilor.

7. Cerinţe tehnice pentru conectarea la sistem a centralelor fotovoltaice. 7.1. Centralele electrice fotovoltaice dispecerizabile (CEFD) cu putere instalată mai mare

de 10 MW trebuie să respecte prevederile reglementărilor în vigoare, menţionate la cap. 3 al prezentei instrucţiuni tehnice interne.

7.2. Pentru punerea în funcţiune a CEFD se vor aplica reglementările documentului de la pct. 3.17 al ANRE redate selectiv în cele ce urmează, respectiv:

“Art.6. CEFD trebuie să fie capabile să producă pe durată nelimitată, în punctul comun de cuplare, simultan puterea activă şi reactivă maximă corespunzătoare condiţiilor meteo, în conformitate cu diagrama P-Q echivalentă, în banda de frecvenţe 49,5÷50,5 Hz şi în banda admisibilă a tensiunii.

Art.7. Toate invertoarele componente ale unei CEFD trebuie să aibă capabilitatea: a) să rămână conectate la reţea şi să funcţioneze continuu, fără limită de timp, în domeniul de frecvenţă (47,5 ÷ 52) Hz; b) să rămână conectate la reţeaua electrică atunci când se produc variaţii de frecvenţă având viteza de până la 1 Hz/secundă; c) să funcţioneze continuu la o tensiune în PCC în domeniul (0,90 ÷ 1,10) Un;

Art.8. (1) CEFD si invertoarele componente trebuie să rămână în funcţiune la apariţia golurilor şi a variaţiilor de tensiune de tipul celor din Figura 1 (sa asigure trecerea peste defect), pe una sau pe toate fazele, în punctul de racordare:

Figura 1: Amplitudinea golurilor de tensiune la care CEF si invertoarele componente trebuie să rămână în funcţiune (2) Pe durata golurilor de tensiune, toate invertoarele componente ale CEFD trebuie să

injecteze curentul electric reactiv maxim, timp de minimum 3 s, fără a depăşi limitele de funcţionare ale CEFD.

Art.9. (1) CEFD va fi prevăzută cu un sistem de reglaj automat al puterii active în funcţie de valoarea frecvenţei (reglaj automat frecvenţă/putere). Acesta va acţiona conform unei curbe de răspuns frecvenţă/putere activă exemplificată în Figura 2, unde Pm reprezintă puterea momentană. Coordonatele punctelor A, B, C, D şi E depind de valoarea frecvenţei, a puterii active pe care o poate produce centrala şi de valoarea de consemn la care este limitată puterea activă, în intervalele: A (50-47 Hz), B (50-47 Hz), C (50-52 Hz), DE (50-52 Hz). Poziţia punctelor trebuie să poată fi setată conform solicitărilor operatorului de reţea cu o eroare de maxim ±10 mHz. Eroarea de măsurare a frecvenţei nu trebuie să fie mai mare de ± 10 mHz.






(2) Modificarea puterii active generate datorită variaţiilor de frecvenţă va fi realizată, pe cât

este posibil în condiţiile momentane de radianţă solară, prin modificarea proporţională a puterii active generate la nivelul invertoarelor CEFD.

(3) Daca valoarea frecvenţei ajunge la o valoare mai mare decât cea corespunzătoare segmentului „D – E” pe curba caracteristică prezentată în figura 2, se admite ca CEFD să fie deconectata.

Art.10. (1) Puterea activă generată de o CEFD trebuie să poată fi limitată la o valoare de consemn. Mărimea valorii de consemn a puterii active trebuie să poată fi preluată automat de la distanţă.

(2) CEFD trebuie să asigure reglajul puterii active în punctul comun de cuplare într-o bandă de ±5% din puterea instalată a CEF faţă de puterea de consemn.

(3) CEFD trebuie să aibă capacitatea de a seta viteza de variaţie a puterii active generate la valoarea impusă de OTS (MW/minut), de minimum 10% Pi/minut.

Figura 2: Variatia puterii CEFD functie de frecvenţă

Art.11. (1) CEFD trebuie să fie dotată cu sisteme de protecţii fiabile şi sigure, atât contra

defectelor din reţeaua proprie, cât şi contra defectelor din SEN. (2) Operatorul de reţea poate solicita, în avizul tehnic de racordare, instalarea suplimentară în

CEFD a unor sisteme de automatizare destinate reducerii rapide a puterii, respectiv până la oprirea acesteia, în cazuri justificate, pentru protecţia instalaţiilor persoanelor şi a mediului.

Art.12. (1) Deţinătorul CEFD este obligat să asigure protejarea panourilor fotovoltaice, a invertoarelor componente ale CEFD şi a instalaţiilor auxiliare contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea corectă protecţiilor de declanşare a CEFD sau la incidentele din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor în reţea, supratensiuni tranzitorii etc.), cât şi în cazul apariţiei unor condiţii tehnice excepţionale/anormale de funcţionare.

(2) Deţinătorul CEFD trebuie să pună la dispoziţia operatorului de reţea tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, curent electric şi declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect, la interfaţa CEFD-SEN.

Art.13. (1) La valori ale tensiunii în punctul comun de conectare, situate în banda admisibilă de tensiune, puterea reactivă produsă/absorbită de o CEFD aflată în funcţiune, trebuie să poată fi reglată

0

20

40 40 40

60

80

100

47 48 49 50 51 52 53

A B C

D

E

Pm

(%)

f (Hz)






continuu corespunzător unui factor de putere în valoare absolută de maximum 0,95 capacitiv şi 0,95 inductiv.

(2) CEFD trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune - putere reactivă în PCC în oricare din modalităţile (cu utilizarea integrală a resurelor de putere reactivă ale CEF):

a) reglajul tensiunii in PCC; b) reglajul puterii reactive schimbate cu SEN in PCC. (3) Să asigure în PCC schimb de putere reactivă nulă cu sistemul în cazul în care CEFD nu

produce putere activă (la putere activă generată nulă). Art.14. În regim normal de funcţionare al reţelei, CEFD nu trebuie să producă în punctul

comun de cuplare variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 5% din tensiunea nominală a retelei la care este racordat.

Art.15. Soluţia de racordare a CEFD nu trebuie să permită funcţionarea CEFD în regim insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecţii care să declanşeze CEFD la apariţia unui asemenea regim.

Art.16. (1) Invertoarele componente CEFD, având certificate de tip conform normelor europene aplicabile, garantează respectarea cerinţelor prezentei norme tehnice referitoare la comportamentul la variaţiile de frecvenţă şi tensiune, precum şi la trecerea peste defect.

(2) Indiferent de numărul invertoarelor şi al instalaţiilor auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, CEFD trebuie să asigure în PCC calitatea energiei electrice conform cu standardele în vigoare.

Art.17 (1) În scopul efectuării studiilor de soluţie de racordare, solicitantul de ATR pune la dispoziţia OTS sau OD (după caz) un model de simulare a funcţionării centralei.

(2) Modelul trebuie să fie furnizat într-un format cerut de OTS sau OD. (3) Modelul trebuie să evidenţieze: modul de trecere peste defect (low voltage ride through –

LVRT), modul de comportare la defecte simetrice şi asimetrice în reţeaua operatorului de reţea, parametrii CEFD necesari atât pentru calculele de regimuri staţionare, pentru cele de regimuri dinamice/tranzitorii, cât şi pentru calculele valorilor curenţilor de scurtcircuit, necesare parametrizării instalaţiilor de protecţie.

Art.18. CEFD este monitorizată din punct de vedere al calităţii energiei electrice în PCC pe durata testelor. CEFD racordate in RET vor asigura monitorizarea permanenta a calitatii energiei electrice prin integrarea in sistemul de monitorizare al calitatii energiei electrice al OTS.

Art.19. (1) OD şi OTS, după caz, verifică şi asigură că racordarea şi funcţionarea CEFD nu conduce la încălcarea normelor în vigoare privind funcţionarea în domeniul de frecvenţă, de tensiune, capabilitatea de trecere peste defect şi calitatea energiei electrice în PCC.

(2) Verificarea se realizează conform unei proceduri elaborate de OTS, cu consultarea OD şi avizate de ANRE. Procedura se referă la fazele de punere în funcţiune, perioada de probe şi acceptarea în funcţionare de durată. ”

7.2. Centralele electrice fotovoltaice nedispecerizabile (CEFND), cu putere

instalată 1 MW < Pi ≤ 10 MW, vor satisface condiţiile tehnice prezentate în continuare, respectiv:

(1) CEFND trebuie să respecte integral cerinţele rezultate din Codul Tehnic al reţelelor de distribuţie şi Codul tehnic al Reţelei de Transport;

(2) Deţinătorul CEFND este obligat să asigure protejarea panourilor fotovoltaice, a invertoarelor componente ale CEFND şi a instalaţiilor auxiliare contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea corectă a protecţiilor de declanşare a CEFND sau la incidentele din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor în reţea, supratensiuni tranzitorii etc.), cât şi în cazul apariţiei unor condiţii tehnice excepţionale/anormale de funcţionare.






7.3. Studiul de solutie pentru racordarea la SEN a CEFND, supus avizarii OD, va

contine un capitol privind impactul integrarii noii centrale in RED, cuprinzând urmatoarele aspecte:

- calculul regimurilor staţionare, a regimurilor dinamice/tranzitorii si a valorilor curenţilor de scurtcircuit pentru noua schema de functionare;

- stabilirea si coordonarea sistemelor de protectii si automatizari ale CEFND si ale echipamentelor de racordare la RED;

- calculul pierderilor tehnice de energie pentru noua schema de functionare. (3) Soluţia de racordare a CEFND nu trebuie să permită funcţionarea CEFND în regim

insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecţii care să declanşeze CEFND la apariţia unui asemenea regim.

În acest sens, studiul de solutie va trata distinct stabilirea si coordonarea sistemelor de protectii si automatizari ale CEFND si ale echipamentelor de racordare la RED astfel încât sa nu se permita functionarea CEFND în regim insularizat.

7.3. Documentaţia CEFND va cuprinde în detaliu schemele de reglare a puterii active, a puterii reactive, a tensiunii, cu evidenţierea modului în care este preluată măsurarea puterii reactive în reglajul tensiunii în PCC.

7.4. Documentaţia CEFND va cuprinde modelul matematic al invertoarelor utilizate. 7.5. CEFND cu puterea instalată mai mare de 1 MW, respectiv, 1 MW< Pi ≤ 10 MW,

trebuie să respecte următoarele cerinţe: (1) CEFND trebuie să fie capabile să producă pe durată nelimitată, în punctul comun

de cuplare, simultan puterea activă şi reactivă maximă corespunzătoare condiţiilor meteo, în conformitate cu diagrama P-Q echivalentă, în banda de frecvenţe 49,5÷50,5 Hz şi în banda admisibilă a tensiunii.

(2) Toate invertoarele componente ale CEFND trebuie să aibă capabilitatea: a) să rămână conectate la reţea şi să funcţioneze continuu, fără limită de timp, în

domeniul de frecvenţă (47,5 ÷ 52) Hz; b) să rămână conectate la reţeaua electrică atunci când se produc variaţii de

frecvenţă având viteza de până la 1 Hz/secundă; c) să funcţioneze continuu la o tensiune în PCC în domeniul (0,90 ÷ 1,10) Un;

(3) Invertoarele componente trebuie să rămână în funcţiune la apariţia golurilor şi a variaţiilor de tensiune de tipul celor din Figura 1 (sa asigure trecerea peste defect), pe una sau pe toate fazele, în punctul de racordare:

(4) Pe durata golurilor de tensiune prezentate în Figura 1, toate invertoarele componente ale CEFND trebuie să injecteze curentul electric reactiv maxim, timp de minimum 3 s, fără a depăşi limitele de funcţionare ale centralei.

(5) CEFND trebuie să fie dotată cu sisteme de protecţii fiabile şi sigure, atât contra defectelor din reţeaua proprie, cât şi contra defectelor din SEN.

(6) Operatorul de reţea poate solicita, în avizul tehnic de racordare, instalarea suplimentară a unor sisteme de automatizare destinate reducerii rapide a puterii, respectiv până la oprirea acesteia, în cazuri justificate, pentru protecţia instalaţiilor persoanelor şi a mediului.

(7) Deţinătorul CEFND trebuie să pună la dispoziţia operatorului de reţea tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, curent electric şi declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect, la interfaţa cu Sistemul Energetic Naţional.






(8) La valori ale tensiunii în punctul comun de conectare, situate în banda admisibilă

de tensiune, puterea reactivă produsă/absorbită de CEFND aflată în funcţiune, trebuie să poată fi reglată continuu corespunzător unui factor de putere în valoare absolută de maximum 0,95 capacitiv şi 0,95 inductiv.

(9) În regim normal de funcţionare al reţelei, CEFND nu trebuie să producă în punctul comun de cuplare variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 5% din tensiunea nominală a retelei la care este racordat.

(10) Invertoarele componente CEFND, având certificate de tip conform normelor europene aplicabile, trebuie să garanteze respectarea cerinţelor prezentei norme tehnice referitoare la comportamentul la variaţiile de frecvenţă şi tensiune, precum şi la trecerea peste defect.

(11) Indiferent de numărul invertoarelor şi al instalaţiilor auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, CEFND trebuie să asigure în PCC calitatea energiei electrice conform standardelor în vigoare.

(12) CEFND este monitorizată din punct de vedere al calităţii energiei electrice în PCC pe durata testelor. Operatorul de distribuţie, EDMN, verifică şi se asigură că racordarea şi funcţionarea centralei fotovoltaice nu conduce la încălcarea normelor în vigoare privind funcţionarea în domeniul de frecvenţă, de tensiune, capabilitatea de trecere peste defect şi calitatea energiei electrice în PCC.

7.6. CEFND cu putere instalată între 0,2 şi 1 MW, respectiv, 0,2 MW < Pi ≤ 1 MW vor respecta următoarele cerinţe tehnice: (1) CEFND trebuie să respecte integral cerinţele Codului tehnic al reţelei electrice de transport/ Codului tehnic al reţelelor electrice de distribuţie şi prezenta instrucţiune.

(2) Deţinătorul CEFND este obligat să asigure protejarea panourilor fotovoltaice, a invertoarelor componente ale CEFND şi a instalaţiilor auxiliare contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea corectă a protecţiilor de declanşare a CEFND sau la incidentele din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor în reţea, supratensiuni tranzitorii etc.), cât şi în cazul apariţiei unor condiţii tehnice excepţionale/anormale de funcţionare.

(3) Soluţia de racordare nu trebuie să permită funcţionarea CEFND în regim insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecţii care să declanşeze la apariţia unui asemenea regim.

(4) Toate invertoarele componente trebuie să aibă capabilitatea: a) să rămână conectate la reţea şi să funcţioneze continuu, fără limită de timp, în

domeniul de frecvenţă (47,5 ÷ 52) Hz; b) să rămână conectate la reţeaua electrică atunci când se produc variaţii de frecvenţă

având viteza de până la 1 Hz/secundă; c) să funcţioneze continuu la o tensiune în PCC în domeniul (0,90 ÷ 1,10) Un; (5) Invertoarele componente trebuie să rămână în funcţiune la apariţia golurilor şi a

variaţiilor de tensiune de tipul celor din Figura 1 (sa asigure trecerea peste defect), pe una sau pe toate fazele, în punctul de racordare.

(6) Deţinătorul CEFND trebuie să pună la dispoziţia operatorului de reţea tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, curent electric şi declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect, la interfaţa CEFND-SEN.

(7) Invertoarele componente CEFND, având certificate de tip conform normelor europene aplicabile, garantează respectarea cerinţelor prezentei norme tehnice referitoare la comportamentul la variaţiile de frecvenţă şi tensiune, precum şi la trecerea peste defect.






(8) În regim normal de funcţionare al reţelei, CEFD nu trebuie să producă în punctul

comun de cuplare variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 5% din tensiunea nominală a retelei la care este racordat.

7.7. Pentru CEFND cu Pi ≤ 0,2 MW, se vor respecta următoarele cerinţe: (1) Vor fi îndeplinite cerinţele de verificări minimale din Anexa 5. (2) CEFND trebuie să respecte integral cerinţele rezultate din Codul Tehnic al reţelelor

de distribuţie şi Codul tehnic al Reţelei de Transport; (3) Deţinătorul CEFND este obligat să asigure protejarea panourilor fotovoltaice, a

invertoarelor componente ale CEFND şi a instalaţiilor auxiliare contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea corectă a protecţiilor de declanşare a CEFND sau la incidentele din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor în reţea, supratensiuni tranzitorii etc.), cât şi în cazul apariţiei unor condiţii tehnice excepţionale/anormale de funcţionare.

(4) Soluţia de racordare a CEFND nu trebuie să permită funcţionarea CEFND în regim insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecţii care să declanşeze CEFND la apariţia unui asemenea regim.

În acest sens, Studiul de solutie va trata distinct stabilirea si coordonarea sistemelor de protectii si automatizari ale CEFND si ale echipamentelor de racordare la RED astfel încât sa nu se permita functionarea CEFND în regim insularizat.

(5) În regim normal de funcţionare al reţelei, CEFD nu trebuie să producă în punctul comun de cuplare variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 5% din tensiunea nominală a retelei la care este racordat.

8. Cerinţe pentru integrarea în SCADA şi echipamentele de telecomunicaţii 8.1. Producătorii de energie electrică în centrale fotovoltaice trebuie să respecte

cerinţele din ATR referitoare la căile de comunicaţie dintre centrală şi sistemul DMS-SCADA şi protocolul stabilit prin aviz.

8.2. CEFD racordate la RED ale EDMN trebuie să poată fi comandate de la distanţă în conformitate cu soluţia stabilită prin aviz.

8.3. CEFD se integrează în DMS-SCADA. Integrarea în SCADA se asigură pentru cel puţin următorul schimb de semnale: P, Q, U, f şi mărimile de consemn pentru P,Q, U, semnale de stare şi comenzile de poziţie la întreruptor şi poziţie separatoare.

8.4. Integrarea în SCADA a CEFD se asigură prin redundanţa transmiterii semnalelor prin două căi de comunicaţie independente, dintre care cel puţin calea principală va fi asigurată prin suport de fibră optică.

8.5. Centralele electrice fotovoltaice nedispecerizabile (CEFND) cu puterea instalată mai mare de 1 MW şi mai mică sau egală cu 10 MW se integrează în sistemul SCADA al EDMN şi asigură cel puţin următorul schimb de semnale: puterea activă - EDMN având dreptul să solicite integrarea în SCADA şi a altor mărimi. Calea de comunicaţie, protocolul şi mărimile necesare de integrat sunt precizate în ATR, Proiectul Tehnic şi Detaliile de execuţie avizate.

8.6. CEFND cu putere instalată între 0,2 şi 1 MW, respectiv, 0,2 MW< Pi ≤ 1 MW, asigură cel puţin accesul EDMN la citirea la intervale de timp precizate a energiei produse.

8.7. Cerinţele pentru componentele sistemului SCADA, echipamente de comunicaţii în reţea, protocoalele utilizate, terminalele de protecţie şi analizoarele de calitate a energiei electrice vor corespunde ATR şi implicit strategiei EDMN în domeniu.






8.8. Şeful centrului PRAM-IP sau specialistul PRAM din Comisia de recepţia va

analiza documentaţia depusă, participând la probe în cadrul recepţiei, confirmând prin semnătură validitatea buletinelor de verificare la p.i.f. ale protecţiilor instalaţiei de racord, protecţiei anti-insularizare şi corespondenţa cu ATR a integrării CEF în sistemul SCADA al EDMN.

9. Verificările instalaţiilor, recepţia şi punerea în funcţiune. 9.1 Toate cerinţele tehnice rezultate din normele ANRE sau din prevederile prezentei instrucţiuni sunt obligatorii. Îndeplinirea cerinţelor tehnice ale CEF se certifică prin participarea specialiştilor EDMN la probele finale, cu completarea rapoartelor şi a procesului-verbal prevăzute la Anexele 3 şi 4 din prezenta instrucţiune. În cazul în care pentru invertoarele utilizate, identificabile prin seria echipamentului, sunt puse la dispoziţie buletine de verificări realizate de laboratoare independente atestate, acele probe nu se vor mai realiza în cadrul probelor finale.

9.2. După analiza dosarului centralei fotovoltaice sau la finalul perioadei stabilite, dacă nu au fost solicitate completări la documentaţie, producătorul de energie electrică propune un program de probe.

9.3. EDMN va propune producătorului o Convenţie de exploatare, conţinând obligaţiile reciproce ce decurg din acest document.

9.4. Programul de probe şi Convenţia de exploatare se întocmesc în colaborare de către producătorul de energie şi OD, prin subunitatea care gestionează direct reţelele la care se racordează noua capacitate de producţie şi participarea specialiştilor PRAM şi Exploatare din Comisia de recepţie.

9.5. În cazul CEFD, Convenţia de exploatare şi Programul de probe se realizează împreună cu reprezentanţii Transelectrica, care pot să adauge la condiţiile şi cerinţele prezentei instrucţiuni, cerinţele rezultate din procedurile proprii.

9.6. Prin Convenţia de exploatare se stabileşte, de asemenea, Ordinul de investire cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer.

9.7. În Programul de lucrări se vor menţiona explicit încercările, măsurătorile profilactice, reglajele, setările de protecţii şi probele funcţionale pe care comisia de specialişti desemnată de conducerea Sucursalei (Filialei) le consideră necesare în conformitate cu normativele în vigoare, PE 116/94 şi NTE 002/03/00, sau cu prevederile furnizorilor pentru fiecare categorie de echipament sau instalaţie. De asemenea, se vor menţiona responsabilii şi termenele pentru realizarea lucrărilor în conformitate cu cerinţele tehnice şi măsurile de protecţia muncii.

9.8. Dacă se constată că există diferenţe între documentaţia depusă şi situaţia din teren, lucrările pot fi oprite, notificându-se în scris reprezentanţii investitorului (Gestionar, executant de lucrări) asupra deficienţelor constatate, urmând să se comunice de către acesta un termen de remediere.

9.9. Necesitatea şi realizarea unor lucrări stabilite în derularea procedurii de recepţie nu poate să modifice soluţia stabilită anterior prin proiect, pentru care există ATR şi conform căreia a fost depus dosarul instalaţiei.

9.10. Programul de lucrări întocmit poate fi oprit în orice moment ca urmare a constatării unor echipamente necorespunzătoare sau a nerealizării măsurilor dispuse de comisia de recepţie. Orice neconcordanţă între documentaţia depusă şi situaţia din teren poate constitui motiv de întrerupere a probelor, dacă ea nu se poate remedia în cadrul programului deja convenit.






9.11. În cazul în care rezultatele încercărilor sunt corespunzătoare şi programul de

lucrări şi probe funcţionale este îndeplinit, se realizează recepţia instalaţiei de racordare, completându-se procesul-verbal de recepţie în conformitate cu legislaţia şi procedurile în vigoare.

9.12. Comisia de recepţie completează Procesul Verbal de verificare şi punere în funcţiune în perioada de probă a Centralelor Electrice Fotovoltaice Nedispecerizabile (CEFND), Anexa 2.

9.13. Subunitatea de exploatare completează fişa tehnică în aplicaţia MAR şi se listează fişa tehnică, completându-se formularul cu informaţiile necesare.

9.14. În conformitate cu procedurile în vigoare se încheie contractul de furnizare a energiei electrice şi se montează contorii adecvaţi în punctele de delimitare, conform ATR.

9.15. Monitorizarea calităţii energiei electrice se realizează în conformitate cu standardul de calitate SR EN 50160 într-un interval de 14 zile de la punerea în funcţiune (doc.3.1.). În cadrul acestui interval de timp se pot face monitorizări, alternativ, pe perioada de producţie de energie electrică şi pe perioada cât CEF este oprită, pentru comparaţie. Rapoartele de monitorizare a calităţii energiei electrice în conformitate cu standardul SR EN 50160 (EN 50160) vor fi extrase din aplicaţia specializată a analizorului.

9.16. Dacă, în urma analizării rezultatelor monitorizării, se constată o înrăutăţire a parametrilor de calitate a energiei electrice peste limitele admise în punctul de racord, acest fapt este notificat producătorului. În această situaţie Centrala fotovoltaică va fi deconectată de la reţea, stabilindu-se cu producătorul un termen în care va depune un proiect tehnic prin care se stabilesc măsuri de remediere a deficienţelor.

9.17. Reluarea funcţionării centralei se face abia după parcurgerea din nou a etapelor corespunzătoare, respectiv, avizare, primirea dosarului cu modificările în instalaţii, verificare, recepţie, punere în funcţiune.

9.18. După rezolvarea problemelor ridicate de comisia de recepţie, şi dacă în perioada de 14 zile de la punerea în funcţiune nu s-au constatat abateri în afara normelor ale parametrilor de calitate ai energiei electrice se face recepţia definitivă conform EDMN-PO-05-05, ediţia în vigoare.






10. Înregistrări

Nr. crt

Denumire formular/ înregistrare Formular

Document de reglementare Emitent

DPC (ani)

Arhi-vare (ani)

1 Proces-Verbal de verificare a documentaţiei -------- MND-ITI-TE-019 SEMURMT

JT * ---

2

Comunicari, adrese, conf. Cap.6, pentru completarea documentaţiei, întocmirea Convenţiei de exploatare şi Program de probe

-------- MND-ITI-TE-019 SEMURMTJT * ---

3

Proces-Verbal de verificare şi acceptare în funcţionare în perioada de probe a CEFND

Anexa 2 MND-ITI-TE-019 SEMURMT

JT * ---

4 Proces verbal de receptie la terminarea lucrarilor --------- EDMN-PO-05-05 SCULI * ---

5 Proces verbal de punere în funcţiune ------------ SCULI * ---

6 Bon de miscare contor --------- CM --- 7 Ordin de serviciu --------- CM ---

* durata de existenta a instalatiei 11. Dispoziţii finale 11.1. Documentele necesare pentru depunerea dosarului instalaţiei sunt prezentate în

Anexa1. 11.2. Verificările tehnice, probele şi încercările echipamentelor trebuie să fie realizate

de către firme atestate de ANRE, cu atestare corespunzătoare domeniului de tensiuni şi lucrărilor efectuate.

11.3. Verificare atestării corespunzătoare de către ANRE a proiectanţilor şi executanţilor lucrărilor se realizează de către Comisia de recepţie în etapa de pre-recepţie, odată cu verificarea dosarului instalaţiei, conform Anexei 1. Verificarea se realizează pe site-ul ANRE.

11.4. Verificările la punerea în funcţiune trebuie să fie în conformitate cu cerinţele prescripţiilor energetice şi ale normativelor în domeniul respectiv, NTE 002/03/00 şi PE 116/94, sau conform cu cerinţele producătorului de echipament atunci când prescripţiile şi normele interne nu pot fi aplicate.

11.5. La completarea Anexei 3, “Testarea conformităţii CEFND faţă de cerinţele Normei Tehnice ANRE şi Instrucţiunii MND-ITI-TE-019” şi completarea Procesului Verbal de verificare şi punere în funcţiune în perioada de probe (Anexa 4), fiecare aliniat va fi bifat de comisie în urma analizei rezultatelor buletinelor de verificare corespunzătoare, care vor fi anexate.






Anexa 1

CONŢINUTUL DOSARULUI CENTRALEI FOTOVOLTAICE NEDISPECERIZABILE - documente necesar a fi depuse cu 6 luni înaintea probelor de p.i.f.*)-

Nr. crt.

Denumire document Observaţii

0 1 2

1

□ Opis-ul documentelor Se verifica la primirea dosarului

2

□ Avizul tehnic de racordare

□ Contract de racordare

□ Statutul juridic al terenurilor pe care se află instalaţii executate pe taxă de racordare (contract de superficie)

idem

3

Informaţii de bază despre sistemul fotovoltaic: □ Denumirea proiectului

□ Proprietar

□ Plan de amplasament

□ Puterea nominală

□ Tipul şi numărul modulelor fotovoltaice

□ Tipul şi numărul invertoarelor

□ Data instalării

□ Data estimată a p.i.f.

Se verifica de catre comisia desemnata de conducerea SDEE

4

□ Schema electrică de racordare la RED şi încadrarea în reţeaua de distribuţie □ Proiectul tehnic al CEF din care să rezulte clar: Schema monofilară a

instalaţiei fotovoltaice, lungimile şi caracteristicile tehnice ale cablului, ale racordului în linie, staţie (celulă), modul de conectare al invertoarelor şi al instalaţiilor auxiliare, schema electrică a centralei şi staţiei sau punctului de racord □ Mod de alimentare a serviciilor interne - schema monofilară

□ Puterea transformatoarelor de servicii interne

□ Mod de contorizare a consumului propriu tehnologic

idem

□ Schemele de reglare în detaliu a puterii active şi reactive şi modul cum este preluată masura de putere reactivă în reglajul tensiunii în PCC

idem

5

□ Modelul matematic al invertorului/invertoarelor Se transmit cu minim 2 luni înainte de p.i.f.

6 □ Parametri electrici ai invertoarelor, scheme de reglare, protecţii Idem anterior

7 □ Studiul de reţea pentru calculul puterii reactive în punctul de racordare şi puterea reactivă la putere activă nulă. Diagrama PQ a invertoarelor.

Idem anterior

8 □ Studiul de regim dinamic al zonei pentru determinarea riscului de

insularizare □ Stabilirea coordonarea protecţiilor anti-insularizare

Idem anterior






0 1 2

9 □ Datele necesare calculelor de regimuri staţionare şi dinamice (Anexa 4) Se transmit cu

minim 2 luni înainte de p.i.f.

10

□ Datele tehnice ale echipamentelor primare din punctul de conexiuni dinspre producător şi protecţiile acestora □ Datele tehnice ale echipamentelor primare din punctul comun de

cuplare şi protecţiile acestora

Idem anterior

11

□ Pentru fiecare tip de invertor ce se va monta se vor transmite copii ale documentelor şi certificatelor de verificare cf. 7.5 (10) şi 7.6(7) al prezentei, şi înregistrării parametrilor măsuraţi la testare, realizate de firme specializate, recunoscute pe plan european, care să ateste:

- verificarea curbei de capabilitate P-Q; - trecerea peste defect; - funcţionarea invertorului în plaja de frecvenţă (47,5 ÷ 52) Hz, la viteze de

variaţie a frecvenţei de 1 Hz/sec., la variaţiile de tensiune (0,9 ÷ 1,1)xUn; Certificatele vor fi însoţite de înregistrări ale testelor. Se vor prezenta de

asemenea tipul probelor de verificare

Cu minim 6 luni înainte de p.i.f.

12 □ Datele tehnice necesare calculelor reglajelor de protecţii în punctul de racordare şi în punctul de conexiune din aval de acesta (Cf. Anexe…)

Se transmit cu minim 2 luni înainte de p.i.f.

13

□ Modul de integrare în SCADA cu parametrii transmişi la punctul central

□ Căile de comunicaţie

□ Echipamentele de comunicaţie, tip şi caracteristici

□ Protocoale de comunicaţie

□ Copia contractului de servicii de comunicaţii

□ Avize şi acorduri necesare pentru partea de telecomunicaţii şi integrare în SCADA (Transelectrica, operatori de comunicaţii)

Se verifică corectitudinea informatiilor la recepţie

14 □ Caracteristicile tehnice ale analizorului de calitate a energiei electrice care va fi montat în punctul de racordare

Idem

15 □ Procedura furnizorului pentru punerea în funcţiune a invertoarelor Idem

16

Dosarul lucrării de întărire a reţelei în amonte de punctul de racordare: □ Proiectul tehnic şi stadiul lucrarii

□ Procese verbale de recepţie

□ Declaraţia executantului

□ Schemă electrică monofilară

□ Caracteristici tehnice pentru echipament

□ Caracteristici conductor (cablu)

□ Traseul liniei

□ Buletine, rapoarte de încercări

Se verifică existenţa şi conformitatea documentelor

Notă *) – În coloana de Observaţii se precizează dacă se admite un alt termen de predare a acestor date.






Anexa 2

CONŢINUTUL DOSARULUI CENTRALEI FOTOVOLTAICE NEDISPECERIZABILE - documente necesar a fi depuse cu 30 de zile înainte de data probelor de p.i.f.-

Nr. crt.

Denumire document Observaţii

0 1 2

1 □ Opis-ul documentelor

Se verifică la primirea dosarului

2

□ Cerere de racordare a instalaţiilor la RED, din partea producătorului Se verifică la primirea dosarului

3

□ Autorizaţie de înfiinţare a CEFND

□ Cod contor OMEPA

Se verifică existenţa autorizaţiei

4

□ Schema electrică de racordare la RED şi încadrarea în reţeaua de distribuţie □ Schema punctelor de conexiune

□ Echipamentele prevăzute în punctele de conexiune şi în cele adiacente, spre producător

Se verifică la primirea dosarului şi se vor confrunta cu datele din teren

5

□ Proiectul tehnic complet al centralei fotovoltaice (circuite primare şi secundare) □ Caracteristicile electrice ale invertoarelor instalate şi ale

transformatoarelor aferente, regimurile de funcţionare, inclusiv valorile curenţilor de scurtcircuit trifazat la bornele ansamblului de invertoare şi a transformatorului pe partea de MT (JT) □ Protecţiile proprii ale invertoarelor pentru defecte interne şi externe,

reglajele şi timpii de acţionare □ Contribuţii la scurtcircuit pe barele punctului de racord pe grup de

invertoare conectate la un fider □ Caracteristicile electrice, protecţiile proprii cu reglajele lor şi

automatizările de conectare/deconectare ale elementelor de compensare a puterii reactive

Se va verifica corespondenţa cu datele din teren

6

□ Proiectul tehnic complet al instalaţiei de racord, linie, staţie, celulă, punct de conexiune, cu prezentarea circuitelor primare şi secundare □ Caracteristicile electrice ale transformatoarelor de putere şi ale

terminalelor de protecţie ale acestora □ Documentaţia completă şi software-ul aferent terminalelor de

protecţie ale instalaţiei de racord Caracteristicile tehnice ale căii de comunicaţie, caracteristicile electrice,

geometrice ale FO-OPGW pentru fiecare tronson

Se va verifica corespondenţa cu datele din teren

7

Buletine de calitate emise de producători □ Buletine de calitate ale echipamentelor instalaţiilor fotovoltaice □ Buletine de calitate ale protecţiilor

□ Buletine de calitate ale echipamentelor de măsurare □ Buletine de calitate echipamentelor instalaţiei de racord

- Se verifică în termen de 7 zile lucrătoare






0 1 2

8

□ Caracteristicile tehnice ale grupurilor de măsurare montate în punctul

sau punctele de delimitare

Se verifica concordanţa cu ATR

9 □ Caracteristicile tehnice ale analizoarelor de calitate a energiei electrice montate

Idem

10

□ Protecţiile şi reglajele realizate în punctul de racordare şi în punctul de conexiune din aval de acesta cu buletine de verificări □ Reglajele protecţiei anti-insularizare, cu buletine de verificare


11 □ Integrare în SCADA, parametrii transmişi la punctul central, verificări


12

□ Declaraţia executantului sistemului fotovoltaic prin care se confirmă respectarea datelor pentru care a fost emis avizul tehnic de racordare, a datelor din aviz privind puterea instalată a centralei, amplasamentul, schema monofilară, modul de alimentare a serviciilor interne, condiţii privind calitatea energiei electrice, ş.a.(*)

Idem

13

□ Declaraţia executantului instalaţiei de racord privind respectarea cerinţelor din avizul de racordare emis de SC FDEE Electrica Distribuţie Muntenia Nord SA şi respectarea condiţiilor şi a normelor tehnice de realizare a instalaţiei de racord(*)

Idem

14

□ Procesele-verbale care confirmă efectuarea verificărilor şi încercărilor la terminarea lucrărilor, cu rezultate corespunzătoare □ Buletine de încercări în conformitate cu normele tehnice în vigoare

pentru echipamentele electrice ale centralei fotovoltaice până la nivelul invertoarelor, ale cablurilor, tablourilor electrice, transformatoarelor, ale echipamentelor de măsurare şi de racord

Idem

15

Dosarul lucrării de întărire a reţelei în amonte de punctul de racordare: □ Proces-verbal de recepţie la terminarea lucrărilor

□ Declaraţia executantului

□ Schemă electrică monofilară

□ Caracteristici tehnice pentru echipament

□ Caracteristici conductor (cablu)

□ Traseul liniei

□ Buletine, rapoarte de încercări

Se verifică existenţa şi conformitatea documentelor

(*)Notă: Declaraţiile de la punctele 12 şi 13 ale Anexei 2 vor fi întocmite în numele firmelor

având calitatea de executant de lucrări, menţionându-se numărul de contract, numele lucrării realizate, numar de înregistrare şi dată, semnătura conducătorului unităţii şi ştampila acesteia.






Anexa 3

Testarea conformităţii CEFND faţă de cerinţele Normei Tehnice ANRE şi Instrucţiunii MND-ITI-TE-019

Nr. crt. Cerinţa

Performanţa invertoarelor

cf. catalog

Cerinţa este/nu

este asigurată Observaţii

1

Invertoarele componente ale unei CEF trebuie să aibă capabilitatea:

a) să funcţioneze continuu în domeniul de frecvenţă 47,5 ÷ 52 Hz;

b) să rămână conectate la reţeaua electrică atunci când se produc variaţii de frecvenţă având viteza de până la 1 Hz/secundă;

c) să funcţioneze continuu la o tensiune în punctul de racordare în domeniul 0,90 ÷ 1,10 •Un

2

o CEFND si invertoarele componente trebuie să rămână în funcţie la apariţia golurilor şi a variaţiilor de tensiune de tipul celor din figura (sa asigure trecerea peste defect), pe una sau pe toate fazele, în punctul de racordare:

Amplitudinea golurilor de tensiune la care CEF si invertoarele

componente trebuie să rămână în funcţiune o Pe durata golurilor de tensiune, toate invertoarele componente trebuie să injecteze curentul electric reactiv maxim, timp de minimum 3 s, fără a depăşi limitele de funcţionare ale CEFND (condiţie valabilă pentru CEFND între 1 MW < Pi ≤ 10 MW )

3

- La valori ale tensiunii în punctul comun de conectare, situate în banda admisibilă de tensiune, puterea reactivă produsă/absorbită de sistemul fotovoltaic aflat în funcţiune trebuie să poată fi reglată continuu corespunzător unui factor de putere în valoare absolută de maximum 0,95 capacitiv şi 0,95 inductiv






4

CEFND trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune - putere reactivă în PCC în modalităţile (cu utilizarea integrală a resurelor de putere reactivă): - reglajul puterii reactive schimbate cu SEN in PCC - să asigure în PCC schimb de putere reactivă nulă cu sistemul în cazul în care CEFND nu produce putere activă (la putere activă generată nulă)

5

În regim normal de funcţionare al reţelei, CEFND nu trebuie să producă în punctul comun de cuplare variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 5% din tensiunea nominală a retelei la care este racordat

6

CEFND este monitorizată din punct de vedere al calităţii energiei electrice în PCC pe durata testelor. Operatorul de distribuţie verifică şi se asigură că racordarea şi funcţionarea centralei fotovoltaice nu conduce la încălcarea normelor în vigoare privind funcţionarea în domeniul de frecvenţă, de tensiune, capabilitatea de trecere peste defect şi calitatea energiei electrice în PCC






Anexa 4

Proces-Verbal de verificare şi punere în funcţiune în perioada de probă a Centralelor Electrice Fotovoltaice Nedispecerizabile (CEFND)

În data de ………Comisia de recepţie numită prin decizia SDEE (FDEE) nr……/…….. compusă din :

___________________________________________ ___________________________________________ ___________________________________________ ___________________________________________ ___________________________________________ a procedat la verificarea, acceptarea în funcţionare şi exploatare de probă a

instalaţiilor de racord la Centrala Electrică Fotovoltaice Nedispecerizabilă ……………........ din localitatea………………... aparţinând societăţii comerciale ………………………………….

Între producătorul de energie electrică ……………………………………………şi SC FDEE Electrica Distribuţie Muntenia Nord SA este încheiat Contractul de racordare nr………../………………………………

Dosarul instalaţiei a fost depus (nr./data)...................................................... ……...., fiind examinat de Comisia de recepţie. La examinarea dosarului s-a costatat că:

□ Dosarul instalaţiei este complet, conform cerinţelor legale şi procedurilor SC FDEE Electrica Distribuţie Muntenia Nord SA, în vigoare;

□ Dosarul instalaţiilor a necesitat completări care au fost depuse prin adresele nr……./…………… ………………………………………………………………………...

□ Comisia constată că instalaţiile realizate corespund Avizului Tehnic de Racordare nr. ……............./………… .......................şi documentaţiei depuse.

Probele finale de punere in functiune a CEFND ................................. ... s-au efectuat in perioada ...................................... conform programului inaintat de catre societatea S.C. .............................................. si acceptat de SC FDEE Electrica Distribuţie Muntenia Nord SA

În cadrul probelor de punere în funcţiune s-a procedat la încercările şi verificările echipamentelor de racord, după cum urmează:

□ Identificare faze la LEA şi cabluri, verificare gabarite, continuitate □ Încercări şi măsurători de punere în funcţiune la echipamentele şi instalaţiile de

racord conform PE 116/94 sau recomandărilor fabricantului (LEA, cabluri, transformatoare, celule, bare, punct ce conexiune)

□ Verificarea instalaţiei de legare la pământ (rezistenţe de dispersie, continuitate, tensiuni de atingere şi de pas, măsuratori conf. PE 116/94)

□ Verificare circuite secundare conf. NTE 002/03/00 □ Lista reglajelor protecţiilor prin relee stabilite de OD (anexată la prezentul proces

verbal). Se vor completa reglajele pe linia punctată: □ Secţionare de curent.......................................................................................... □ Protecţia maximală temporizată......................................................................... □ Protecţia homopolară temporizată.....................................................................






□ Protecţie maximală homopolară sensibilă de curent ……………………………. □ Protecţia maximală homopolară de tensiune ...................................... ……….. □ Protecţia maximală de curent de succesiune inversă……………………………. □ Altă protecţie stabilită prin ATR sau proiecte .......................................... ......... □ Funcţionare RAR…………………………………………………………………….. Verificarea protecţiilor anti-insularizare în punctul de racord prin: □ protecţia de maximă/minimă tensiune……….………………………… ………. □ protecţia de maximă/minimă frecvenţă……………….………………… ……… □ derivata de frecvenţă ........................................................................ …….. □ semnal de declanşare de la alte protecţii, conf. ATR………….………. ………

□ Corectitudinea reglajelor protecţiilor prin relee se confirmă prin semnătura inginerului PRAM al OD din Comisia de recepţie, pe Buletinul de verificare al protecţiilor.

□ Verificarea existenţei componentelor sistemului SCADA în conformitate cu ATR □ Transmiterea corectă a semnalelor la DEZ (DEL) şi integrarea în SCADA □ Probe funcţionale în gol şi în sarcină □ Buletine de verificare metrologică pentru TC, TT, contoare electrice din punctele de

delimitare □ Verificarea funcţionării analizorului de calitate a energiei electrice conform

standardului SR EN 50160 în intervale de 1 h, la 3 h, şi setarea pentru un interval de 7 zile □ Efectuarea măsurătorilor şi probelor minimale pentru verificarea panourilor, cutiilor

de distribuţie ale CEF, invertoarelor, conf. Anexa 3 □ Îndeplinirea condiţiilor prevăzute la Cap. 7 al MND-ITI-TE-019 pentru centrale de

puterea ………………….. ........................................prin buletine de verificări anexate

……………………………………………………………………………………………………

Având în vedere realizarea probelor specificate şi îndeplinirea condiţiilor prevăzute de instrucţiunea MND-ITI-TE 019 se pune în funcţiune în perioada de probă Centrala Electrică Fotovoltaică Nedispecerizabilă …………………………………………………………....

Prin analizorul de calitate a energiei electrice de tip……………………, montat în punctul…………………………………………………………se va monitoriza calitatea energiei electrice în PCC.

În cazul constatării, după o perioadă de funcţionare de 14 zile, că prin funcţionarea centralei electrice fotovoltaice parametri de calitate ai energiei electrice, prevăzuţi în standard, nu sunt îndepliniţi ca urmare a perturbaţiilor şi distorsiunilor introduse de aceasta, se va proceda la întreruperea funcţionării pe baza rapoartelor de monitorizare în conformitate cu standardul de calitate a energiei electrice SR EN 50160 (EN 50160) în vigoare.

Comisia de recepţie OD : Reprezentanţi CEFND: (Nume şi semnături) (Nume şi semnături)

Preşedinte__________________ _______________________ Membri __________________

__________________ ________________________ __________________ __________________ _______________________






Anexa 5

VERIFICĂRI MINIMALE ALE SISTEMELOR FOTOVOLTAICE

LA PUNEREA ÎN FUNCŢIUNE

1. Corespondenţa datelor cu cele din proiect (denumirea proiectului, proprietar, plan de

amplasament, puterea nominală, tipul şi numărul modulelor fotovoltaice, tipul şi numărul invertoarelor) 2. Verificarea montajului conform schemelor din proiectul de execuţie 3. Verificarea corectitudinii conexiunilor şi continuitatea schemei 4. Verificarea electrică a continuităţii şirului (engl. string) prin măsurarea tensiunii de

ieşire 5. Existenţa buletinului de verificare pe ştand al invertoarelor, emis de către executantul

CEF, conţinând: - test de funcţionare; - test de cuplare la reţea; - absenţa tensiunilor la masă; - absenţa ambalării termice; - decuplarea la dispariţia tensiunii reţelei; - forma de undă; 6. Masurarea rezistenţei de izolaţie a panourilor fotovoltaice cf. SR EN 62446 7. Buletine de verificări conf. PE 116/94 pentru instalaţiile din interiorul CEF (cutii de

distribuţie, conexiuni, circuite sau echipamente primare şi secundare, instalaţii de legare la pământ, sisteme de back-up – redresoare, baterii de acumulatoare, iluminat de siguranţă)

8. Absenţa tensiunilor la masă în circuitele de c.c. 9. Verificarea dispozitivelor de deconectare şi a protecţiilor la supracurent,

supratensiuni, şi împotriva punerilor la pământ 10. Tensiune de ieşire, cuplare automată la detectarea tensiunii reţelei 11. Măsurare termică a punctelor de contact şi a echipamentelor în funcţionare –

absenţa încălzirilor periculoase 12. Funcţionarea sistemelor de ventilaţie şi aer condiţionat 13. Funcţionarea corectă a sistemelor de back-up (dacă există) 14. Monitorizarea funcţionării invertoarelor, indicarea corectă a puterilor generate sau a

curenţilor, repartiţia echilibrată între faze.

punerea în func Ţiune Şi conectarea la re Ţea a · pdf filepartea 7-1: generatoare...

Documents