Hotărîre cu privire la aprobarea Normelor tehnice ale reţelelor electrice de distribuţie nr. 267 din 20.11.2007

Scopul Normelor este de a promova şi impune regulile şi cerinţele de ordin tehnic pentru o funcţionare sigură, stabilă şi economică a reţelelor electrice de distribuţie, în beneficiul tuturor utilizatorilor acestora.
Normele au ca obiective stabilirea:
a) unui set de norme tehnice în vederea asigurării accesului nediscriminatoriu la reţelele electrice de distribuţie;
b) responsabilităţilor şi obligaţiilor Unităţilor de Distribuţie (UD) pentru realizarea Normelor;
c) cerinţelor tehnice pentru racordare la reţelele electrice de distribuţie;
d) cerinţelor pentru dezvoltarea reţelelor electrice de distribuţie;
e) interfeţelor şi a fluxurilor informaţionale dintre Unităţile de Distribuţie şi Operatorul de Sistem (OS).


 

AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ

  H O T Ă R Î R E

cu privire la aprobarea Normelor tehnice ale reţelelor electrice de distribuţie

 nr. 267  din  20.11.2007

 

Monitorul Oficial nr.188-191/695 din 07.12.2007

* * *

Acţionînd în temeiul art.5 alin.(1), art.7 lit.g) din Legea cu privire la energia electrică nr.137-XIV din 17 septembrie 1998 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 1998, nr.111-113 art.681) în scopul stabilirii şi promovării regulilor şi cerinţelor de ordin tehnic pentru o funcţionare sigură, stabilă şi economică a reţelelor electrice de distribuţie, Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică

HOTĂRĂŞTE

1. Se aprobă Normele tehnice ale reţelelor electrice de distribuţie expuse în anexă, parte integrantă la prezenta hotărîre.

2. Titularii de licenţe pentru distribuţia de energie electrică în procesul de activitate se vor conforma regulilor şi cerinţelor stabilite de Normele menţionate în pct.1.

3. Direcţia Reglementări şi Licenţiere va monitoriza respectarea prezentei hotărîri.

Directorul general al ANRE             Vitalie IURCU

Director                                               Nicolae Triboi

Director                                               Anatol Burlacov

 

Chişinău, 20 noiembrie 2007.
Nr.267.

 

NORMELE TEHNICE
ale reţelelor electrice de distribuţie

 

I. INTRODUCERE

1. Normele tehnice ale reţelelor electrice de distribuţie, denumite în continuare Norme, sînt elaborate în conformitate cu prevederile Legii cu privire la energetică nr.1525-XIII din 19 februarie 1998 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 1998, nr.50-51, art.366), Legii cu privire la energia electrică nr.137-XIV din 17 septembrie 1998 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 1998, nr.111-113, art.681), Regulamentul Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică, Hotărîrea Guvernului nr.574 din 21 iunie 1999 cu privire la aprobarea Regulamentului şi bugetului Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică (Monitorul Oficial al Republicii Moldova 1999, nr.67-69, art.611), alte acte normative tehnice.

2. Normele reprezintă un document normativ-tehnic care face parte din sistemul de reglementări pentru funcţionarea pieţei energiei electrice.

 Scop

3. Scopul Normelor este de a promova şi impune regulile şi cerinţele de ordin tehnic pentru o funcţionare sigură, stabilă şi economică a reţelelor electrice de distribuţie, în beneficiul tuturor utilizatorilor acestora.

4. Normele au ca obiective stabilirea:

a) unui set de norme tehnice în vederea asigurării accesului nediscriminatoriu la reţelele electrice de distribuţie;

b) responsabilităţilor şi obligaţiilor Unităţilor de Distribuţie (UD) pentru realizarea Normelor;

c) cerinţelor tehnice pentru racordare la reţelele electrice de distribuţie;

d) cerinţelor pentru dezvoltarea reţelelor electrice de distribuţie;

e) interfeţelor şi a fluxurilor informaţionale dintre Unităţile de Distribuţie şi Operatorul de Sistem (OS).

Atribuţii şi competenţe

5. Unităţile de Distribuţie sînt responsabile pentru starea tehnică a reţelelor electrice de distribuţie, permiţînd accesul nediscriminatoriu la reţelele electrice de distribuţie, potrivit legii, oricărui solicitant care îndeplineşte cerinţele tehnice prevăzute în Norme.

6. Unităţile de Distribuţie, potrivit prezentelor Norme asigură următoarele activităţi specifice:

a) proiectarea, planificarea, modernizarea şi dezvoltarea (extinderea) reţelelor electrice de distribuţie (RED);

b) exploatarea şi asigurarea mentenanţei RED;

c) conducerea operativă a reţelelor electrice de distribuţie în relaţiile cu Operatorul de Sistem;

d) realizarea de alte activităţi în domeniul energiei electrice, conform condiţiilor licenţelor;

e) asigurarea accesului la RED al utilizatorilor.

În relaţiile Unităţilor de Distribuţie cu utilizatorii reţelelor electrice de distribuţie, Normele stabilesc cerinţele tehnice de racordare la RED, obligaţiile şi responsabilităţile reciproce din punct de vedere tehnic de utilizare a RED pe durata contractuală.

7. Oricare dintre Unităţile de Distribuţie, sînt în drept să solicite Agenţiei actualizarea, modificarea şi dezvoltarea prevederilor Normelor.

 Administrarea Normelor

8. Agenţia este administratorul Normelor. În această calitate Agenţia urmăreşte şi monitorizează aplicarea prevederilor Normelor de către Unităţile de Distribuţie şi utilizatorii RED şi iniţiază actualizarea Normelor ori de cîte ori este necesar.

9. Unităţile de Distribuţie au dreptul şi obligaţia, să ceară utilizatorilor reţelelor electrice de distribuţie să respecte reglementările din Norme.

10. Unităţile de Distribuţie au dreptul şi obligaţia să urmărească şi să verifice că fluxurile de informaţii să fie în conformitate cu prevederile din Norme.

 Reglementări conexe

a) Normele de amenajare a instalaţiilor electrice;

b) Regulamentul privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale aprobat prin Hotărîrea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.211 din 14 aprilie 2006 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2006, nr.102-105, art.369);

c) Regulile pieţei energiei electrice aprobate prin Hotărîrea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.75 din 12 decembrie 2002 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2003, nr.30-34, art.115);

d) Regulamentul cu privire la protecţia reţelelor electrice aprobat prin Hotărîrea Guvernului nr.514 din 23 aprilie 2002 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2002, nr.59-61, art.603);

e) Regulamentul pentru furnizarea şi utilizarea energiei electrice aprobat prin Hotărîrea Guvernului nr.1194 din 22 noiembrie 2005 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2005, nr.168-171, art.1367);

f) Regulamentul cu privire la extinderea reţelelor de distribuţie a energiei electrice aprobat prin Hotărîrea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.93 din 19 mai 2003 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2003, nr.215-217, art.291);

g) Regulamentul cu privire la indicatorii de calitate pentru serviciul de furnizare a energiei electrice la tarife reglementate aprobat prin Hotărîrea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.90 din 13 martie 2003 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2003, nr.215-217, art.290);

h) Regulamentul privind funcţionarea în paralel cu sistemul electroenergetic a centralelor electrice destinate uzului intern aprobat prin Hotărîrea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.227 din 29 noiembrie 2006 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2006, nr.199-202, art.702).

II. TERMINOLOGIE
Definiţii

Acces la reţea: dreptul agenţilor economici care produc şi furnizează energie electrică, precum şi al consumatorilor de energie electrică de a racorda instalaţiile şi de a li se presta , în condiţiile legii, serviciile de distribuţie a energiei electrice.

Autoproducător de energie electrică: agent economic care are în proprietate centrală electrică de uz intern cu o putere de pînă la 20 MW. Autoproducătorul poate să livreze surplusul de energie electrică, pe bază de contract, în reţeaua de transport sau în reţeaua de distribuţie şi poate să primească energie electrică, tot pe bază de contract, în cazuri de necesitate.

Agenţie: Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică (ANRE).

Autoritatea de dirijare operativă: ansamblul atributelor cu care este investită o treaptă de dirijare prin dispecer, în scopul realizării conducerii operative.

Capacitate de distribuţie a reţelei: încărcarea maximă în condiţii de dimensionare şi funcţionare a RED, cu satisfacerea parametrilor de calitate ai energiei electrice în punctele de delimitare.

Comanda Operativă a RED: componentă a conducerii prin dispecer a RED, care constă în comanda exercitată ierarhizat, în timp real de către Unitatea de Distribuţie, referitoare la acţiunile asupra echipamentelor şi instalaţiilor din RED, în scopul coordonării acestora şi menţinerii RED în stare normală de funcţionare.

Conducerea prin dispecer a RED: activitate tehnică specifică sectorului energiei electrice, care este efectuată de unităţi specializate ce au relaţii de autoritate asupra utilizatorilor RED, în scopul exploatării coordonate a instalaţiilor şi echipamentelor componente ale RED, care necesită o comandă unitară.

Consum tehnologic: cantitatea de energie electrică ce se consumă irecuperabil şi inevitabil în reţeaua de distribuţie, pentru transformarea şi transportarea energiei electrice consumatorilor şi exprimată în procente faţă de cantitatea totală de energie electrică intrată în reţeaua de distribuţie pe parcursul unei perioade de timp.

Criteriul (n-1): Criteriu de dimensionare şi verificare a unui sistem electroenergetic, care este satisfăcut dacă, în urma unei deteriorări simple:

– nu au loc întreruperi în alimentarea consumatorilor de energie electrică;

– sistemul rămîne unitar;

– nu declanşează alte echipamente;

– SE trece într-un regim staţionar cu parametri normali de funcţionare;

– nu sînt afectate contractele şi convenţiile încheiate privind transferul de putere prin RED.

Pentru RED, criteriul (n-1) este îndeplinit dacă întregul consum dintr-o zonă poate fi asigurat în condiţiile ieşirii din funcţiune a unui element din reţea (deteriorare simplă), fără a ieşi din limitele parametrilor stării normale de funcţionare.

Decizie de împărţire a autorităţii de conducere operativă asupra instalaţiilor: documentul prin care se stabileşte autoritatea de conducere operativă asupra instalaţiilor şi modul de exercitare a acesteia.

Deranjament: eveniment accidental care conduce la întreruperea furnizării energiei electrice consumatorilor alimentaţi din reţeaua de joasă tensiune (sub 1 kV).

Deteriorare simplă: ieşirea din funcţiune ca urmare a unei perturbaţii a unui singur element din Sistemul Electroenergetic (SE), care poate fi un circuit de linie, o unitate de transformare dintr-o staţie electrică, un grup generator sau un consumator concentrat, în condiţiile funcţionării corecte a protecţiilor şi automatizărilor din SE.

Dispecer de distribuţie: treaptă de conducere prin dispecer care, prin atribuţiile sale, realizează planificarea operaţională şi programarea operativă, asigură autoritatea de conducere operativă şi comandă operativă asupra echipamentelor şi instalaţiilor din reţelele electrice de distribuţie, în conformitate cu Ordinul de împărţire a autorităţii de conducere operativă asupra instalaţiilor.

Dispecerizare: conducerea SE cu luarea în considerare a programării şi cu respectarea condiţiilor tehnice de siguranţă şi calitate a funcţionării SE.

Grup (generator): ansamblu de maşini rotative destinat să transforme energia de altă formă în energie electrică.

Grup dispecerizabil: grup generator care poate fi programat pe piaţa energiei electrice şi a cărui putere se încadrează în următoarele categorii:

– grupuri generatoare hidroelectrice cu putere mai mare de 10 MW;

– grupuri generatoare termoelectrice cu putere mai mare de 20 MW.

Incident: perturbaţie accidentală care apare în instalaţiile de producere a energiei electrice şi termice, în reţelele de transport şi de distribuţie a energiei electrice cu tensiunea peste 1 kV, care se manifestă prin modificarea stării anterioare a ansamblurilor funcţionale, prin abateri ale parametrilor funcţionali ai acestora, în afara limitelor prevăzute prin reglementări sau contracte, sau prin reduceri ale puterii electrice produse pe centrală sau pe grupuri energetice, indiferent de efectul lor asupra consumatorilor şi indiferent de momentul în care se produc.

Mentenanţă: ansamblul tuturor acţiunilor tehnice şi organizatorice care se execută asupra instalaţiilor şi componentelor acestora pentru menţinerea sau restabilirea capacităţii de a-şi îndeplini funcţia pentru care au fost proiectate şi instalate.

Nivel de siguranţă: capacitatea RED de a asigura continuitatea în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor, caracterizată prin indicatori (medii sau maximi, corespunzători unui anumit nivel de risc) determinaţi în punctele de delimitare.

Normele tehnice ale reţelelor electrice de distribuţie: ansamblu de reglementari cu caracter tehnic prin care se stabilesc reguli şi proceduri obligatorii pentru toţi participanţii la piaţa energiei, pentru planificarea, proiectarea, dezvoltarea, exploatarea, administrarea şi întreţinerea reţelelor electrice de distribuţie.

Norme tehnice ale reţelei electrice de transport: ansamblu de reglementări cu caracter tehnic prin care se stabilesc reguli şi proceduri obligatorii pentru toţi participanţii la piaţa energiei, pentru planificarea, proiectarea, dezvoltarea, exploatarea, administrarea şi întreţinerea reţelelor electrice de transport.

Obiectiv energetic: ansamblul instalaţiilor, construcţiilor şi echipamentul aferent, care este proiectat să producă, să transporte şi/sau să distribuie energie electrică.

Parametri normali de funcţionare a RED: parametri care respectă simultan toate valorile limită de funcţionare de durată impuse de parametrii de calitate a serviciilor de furnizare (distribuţie) a energiei electrice.

Perturbaţie: modificare de origine externă sau internă, care apare într-un echipament sau într-un sistem electroenergetic şi care afectează starea normală de funcţionare.

Perturbaţii majore: scurtcircuite, declanşări de linii, unităţi de transformare sau grupuri generatoare, care determină abateri semnificative ale parametrilor de funcţionare ai SEM.

Pierderi comerciale de energie: pierderi de energie electrică, de altă natură decît cele tehnice.

Planificarea operaţională a RED: activitate constînd în planificarea de către Operatorul de distribuţie, pe diferite orizonturi de timp (anual, semestrial, lunar) a schemei normale de funcţionare a RED şi a modului de echilibrare a balanţei de putere şi energie, cu respectarea standardului de performanţă pentru distribuţia energiei electrice.

Planul de protejare a SE împotriva perturbaţiilor majore: măsuri tehnice şi organizatorice, cu rol de a împiedica extinderea perturbaţiilor în sistem şi de a limita consecinţele acestora.

Planul de restaurare a funcţionării SE după rămînerea parţială sau totală fără tensiune: procedura de revenire la starea normală de funcţionare după o cădere parţială sau totală a sistemului.

Programare operativă: activitate constînd în programarea pe un interval de timp de cel mult 7 zile calendaristice, de către Unitatea de Distribuţie, a schemei de funcţionare a RED şi a modului de echilibrare a balanţei de putere şi energie, cu respectarea standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice.

Putere instalată: puterea activă nominală, a utilajelor şi aparatelor utilizatoare de energie electrică, indicată în documentaţia tehnică a fabricii constructoare.

Regim de limitare sau de restricţie: condiţii în care este impusă reducerea forţată pînă la anumite limite a puterii şi energiei electrice consumate de consumatori, în scopul menţinerii parametrilor admisibili de funcţionare a sistemului electroenergetic.

SCADA: sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date pentru un proces tehnologic/instalaţie.

Schema normală de funcţionare: schema electrică de conexiuni a echipamentelor şi aparatajului primar dintr-o instalaţie, reţea sau sistem electroenergetic, inclusiv starea protecţiilor prin relee şi automatizările de sistem aferente, aprobată de Operatorul de Sistem pentru o perioadă de timp determinată. Schema normală de funcţionare rezultă din activitatea de planificare operaţională.

Servicii de sistem tehnologice: servicii asigurate de regulă de către producători, la cererea Operatorului de Sistem, pentru menţinerea nivelului de siguranţă în funcţionare al sistemului electroenergetic, precum şi a calităţii energiei transportate la parametrii ceruţi de normele în vigoare.

Serviciul de distribuţie a energiei electrice: serviciu care constă în exploatarea, întreţinerea şi dezvoltarea reţelei de distribuţie în scopul transmiterii energiei electrice de la centralele electrice /reţeaua de transport/ alţi distribuitori la consumatori, conform contractelor încheiate, în condiţii corespunzătoare de siguranţă şi calitate.

Subordonare operativă: relaţii de subordonare stabilite din punct de vedere operativ, între treptele de dispecer, precum şi între treptele de dispecer şi personalul de deservire operativă din centrale şi staţii electrice, în exercitarea autorităţii conducerii operative asupra instalaţiilor şi echipamentelor cuprinse în decizia de împărţire a autorităţii de conducere operativă asupra instalaţiilor.

Treapta de dispecer: organ operativ care, prin atribuţiile sale, realizează conducerea prin dispecer asigurînd autoritatea de dirijare operativă şi comandă operativă asupra unor echipamente şi instalaţii din SE.

Utilizator RED: orice persoană juridică sau fizică instalaţiile căreia sînt racordate la RED şi căreia i se prestează serviciul de distribuţie a energiei electrice.

 III. SERVICIUL DE DISTRIBUŢIE

11. Unităţile de distribuţie asigură serviciul de distribuţie a energiei electrice în condiţii nediscriminatorii pentru toţi utilizatorii RED.

12. Unităţile de Distribuţie desfăşoară următoarele activităţi:

a) gestionarea, exploatarea, mentenanţa, modernizarea şi dezvoltarea (extinderea) RED (linii, staţii de transformare, puncte de alimentare, posturi de transformare, instalaţii de protecţie şi automatizare etc.);

b) asigurarea serviciului de distribuţie a energiei electrice pentru toţi utilizatorii RED, în conformitate cu contractele încheiate;

c) asigurarea tranzitării energiei electrice prin reţelele sale de distribuţie;

d) realizarea de lucrări de dezvoltare a reţelelor electrice de distribuţie prin:

– programe de dezvoltare optimă a RED pe baza studiilor de perspectivă, prin consultare, după caz, cu Unitatea de Transport (UT);

– programe specifice de modernizare pentru instalaţiile din RED;

e) dispecerizarea energiei electrice în cadrul zonei deservite, în condiţiile Licenţei de distribuţie;

f) asigurarea accesului şi stabilirea condiţiilor tehnice de racordare pentru utilizatorii RED;

g) executarea de lucrări pentru realizarea racordării la RED;

h) realizarea, modernizarea, dezvoltarea, verificarea şi întreţinerea periodică a sistemelor de măsurare, potrivit reglementărilor în vigoare;

i) realizarea, exploatarea, modernizarea şi dezvoltarea sistemelor de protecţii şi automatizări din RED, corelat cu sistemele aferente RET;

j) realizarea, întreţinerea, modernizarea şi dezvoltarea infrastructurii proprii de informatică şi telecomunicaţii;

k) realizarea, întreţinerea, modernizarea şi dezvoltarea, în zona autorizată conform licenţei, a unui sistem SCADA centralizat şi de sisteme informatice de interfaţă cu sistemele SCADA locale, care să permită monitorizarea şi conducerea operativă a RED, corelat şi cu cerinţele Operatorului de Sistem;

l) monitorizarea şi evaluarea siguranţei în funcţionare a instalaţiilor din RED.

13. Unităţile de Distribuţie sînt responsabile pentru administrarea documentaţiei tehnice şi a normelor care reglementează proiectarea, funcţionarea, întreţinerea şi dezvoltarea instalaţiilor componente ale RED. În acest sens Unităţile de Distribuţie reexaminează periodic normele şi fac propuneri Agenţiei pentru revizuirea lor atunci cînd este cazul.

14. Unităţile de Distribuţie sînt responsabile pentru administrarea informaţiilor necesare pentru funcţionarea şi dezvoltarea reţelelor electrice de distribuţie.

15. Unităţile de Distribuţie informează Operatorul de Sistem asupra programului de reparaţii şi de lucrări de mentenanţă planificate în instalaţiile de 110 kV buclabile, în scopul obţinerii avizelor necesare din partea Operatorului de Sistem.

16. Unităţile de Distribuţie asigură un sistem de legătură prin care să poată primi informaţii şi să ofere consultanţă şi informaţii privind orice problemă sau incidente, care afectează sau pot afecta siguranţa, disponibilitatea şi/sau alţi indicatori din standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice.

17. Consumul tehnologic de energie electrică în RED (pierderi tehnice şi pierderi comerciale imputabile) este acoperit de Unităţile de Distribuţie.

18. Unităţile de Distribuţie gestionează energia electrică pentru acoperirea consumului tehnologic de energie electrică în RED.

 IV. MĂSURAREA ENERGIEI ELECTRICE

19. Măsurarea energiei electrice se efectuează de către producător, proprietarul centralei electrice, unitatea transportatoare în relaţiile cu Unitatea de Distribuţie, precum şi de către Unitatea de Distribuţie în relaţiile cu utilizatorii.

20. Unitatea de distribuţie este în drept să instaleze contoare de energie electrică de control pentru a determina cantităţile de energie electrică intrată în reţeaua de distribuţie, iar cu acordul producătorului (proprietarului centralei electrice) sau Unităţii Transportatoare/Operatorului de Sistem şi în alte puncte de măsurare a fluxurilor de energie electrică.

21. Pentru îndeplinirea activităţii de măsurare Unitatea de Distribuţie are următoarele obligaţii:

a) să asigure, în conformitate cu legislaţia, dotarea cu echipamente de măsurare legalizate, adecvate, verificate metrologic, în toate punctele de măsurare aflate în responsabilitatea sa;

b) să asigure configurarea, instalarea, verificarea metrologică periodică şi exploatarea echipamentelor de măsurare în conformitate cu prevederile legislaţiei;

c) să asigure măsurarea tuturor parametrilor necesari, în funcţie de categoria punctelor de măsurare aflate în responsabilitatea sa;

d) să asigure funcţionarea echipamentelor de măsurare în clasa de precizie indicată pentru categoria pentru care a fost conceput;

e) să asigure respectarea cerinţelor de securitate, aşa cum sînt ele definite pentru fiecare punct de măsurare.

22. Contoarele electronice şi cu inducţie trebuie să fie legalizate şi verificate metrologic în modul stabilit de Sistemul Naţional de Metrologie (incluse în Registrul de Stat al mijloacelor de măsurare permise spre utilizare în Republica Moldova), iar caracteristicile tehnice ale contoarelor electronice trebuie să corespundă prevederilor standardelor în vigoare.

23. Transformatoarele de curent şi transformatoarele de tensiune prin care se conectează contoarele electronice şi cu inducţie de energie electrică trebuie să fie legalizate şi verificate metrologic în modul stabilit de Sistemul Naţional de Metrologie (incluse în Registrul de Stat al mijloacelor de măsurare permise spre utilizare în Republica Moldova), iar caracteristicile tehnice ale transformatoarelor trebuie să corespundă prevederilor standardelor în vigoare.

24. Cerinţe tehnice şi de securitate detaliate, precum şi alte prevederi legate de exploatarea echipamentelor de măsurare sînt specificate în Regulamentul privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale.

V. CONDIŢII DE RACORDARE LA REŢELELE ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE

25. Unitatea de distribuţie are obligaţia de a asigura în mod reglementat accesul la reţelele electrice de distribuţie.

26. Activităţile, competenţele şi responsabilităţile detaliate pentru realizarea racordării la RED a utilizatorilor sînt reglementate prin Regulamentul pentru furnizarea şi utilizarea energiei electrice.

Cerinţe tehnice de racordare la RED

27. Cerinţele tehnice de racordare specifică:

a) condiţiile tehnice asigurate de Unitatea de Distribuţie în punctele de delimitare în conformitate cu Regulamentul cu privire la indicatorii de calitate pentru serviciul de furnizare a energiei electrice la tarife reglementate;

b) cerinţele tehnice de racordare, proiectare şi de funcţionare pentru utilizatorii racordaţi la RED sau pentru viitorii utilizatori ai RED.

28. Echipamentul şi aparatajul din instalaţiile de racordare a utilizatorilor la RED trebuie să corespundă normelor tehnice în vigoare.

29. Conexiunile între instalaţiile utilizatorilor şi RED trebuie să fie controlate prin întrerupătoare capabile să întrerupă curentul maxim de scurtcircuit în punctul de racordare şi să nu producă supratensiuni de comutaţie în afara normelor tehnice în vigoare.

30. Analizele în vederea determinării mărimilor la scurtcircuit şi a curentului nominal al echipamentelor primare de comutaţie în punctele de racordare se fac de către Unitatea de Distribuţie pentru fiecare racord.

31. Protecţiile instalaţiilor în punctele de delimitare a instalaţiilor trebuie să îndeplinească cerinţele minime astfel încît să fie redus la minimum impactul asupra RED a incidentelor din instalaţiile utilizatorilor.

32. Timpul de eliminare a defectelor prin protecţia de bază şi de rezervă sînt stabiliţi utilizatorilor RED, pentru instalaţiile de interfaţă cu RED, de către Unităţile de Distribuţie, pentru protejarea instalaţiilor din RED.

33. Condiţiile tehnice minime pentru legarea la pămînt a instalaţiilor trebuie să respecte cerinţele tehnice stipulate în normele în vigoare şi corelate cu modul de tratare a neutrului în zona respectivă.

Cerinţe tehnice pentru utilizatorii RED

Centrale electrice nedispecerabile

34. Orice generator trebuie să fie capabil să furnizeze puterea activă nominală la frecvenţe ale SE între 49,6 şi 50,4 Hz.

35. Orice generator racordat la RED trebuie să fie capabil să producă simultan puterea nominală activă şi reactivă în banda de frecvenţe 49,6 – 50,4 Hz pentru întreaga gamă de tensiuni cuprinsă între (90 ÷ 110) % din tensiunea nominală a reţelei respective.

36. Generatorul trebuie să aibă posibilitatea să fie declanşat automat de la RED în cazul pierderii stabilităţii.

37. Punctul de racordare între generator şi reţeaua de distribuţie se stabileşte de comun acord şi se menţionează în Avizul de racordare dat de Unitatea de Distribuţie.

38. În cazul în care într-o centrală electrică alimentarea serviciilor proprii se asigură printr-un transformator conectat la alt punct de racordare decît cel la care sînt racordate grupurile generatoare/generatorul din centrala electrică, acest producător va fi tratat în conformitate cu reglementările în vigoare ca un consumator pentru locul de consum respectiv.

39. Înfăşurările de tensiune superioară ale transformatoarelor trifazate racordate la RED la tensiunea nominală de 110 kV trebuie să aibă conexiune în stea cu punct neutru accesibil sau punct neutru rigid legat la pămînt.

40. Grupa de conexiuni a transformatoarelor racordate la RED va fi precizată de către Unitatea de Distribuţie la instalaţiile căruia se face racordarea, în Avizul de racordare în funcţie de necesităţile acestuia sau în conformitate cu cerinţele Operatorului de Sistem.

41. Fiecare Unitate de Distribuţie şi consumator eligibil va asigura deconectarea automată la frecvenţă şi/sau tensiune scăzută a unui volum de consum dispus de Operatorul de Sistem. Unitatea de Distribuţie repartizează acest consum pe instalaţiile racordate la RED. Prin Avizul de racordare Unitatea de Distribuţie va specifica modul în care consumul este subiectul deconectării la frecvenţă şi/sau tensiune scăzută în cadrul tranşelor discrete (în MW), asociate cu reglajul releelor de deconectare.

42. Deconectarea automată a sarcinii (putere activă) este componentă a Planului de protecţie a SE la perturbaţii majore şi constituie o măsură de siguranţă în beneficiul tuturor participanţilor la SE.

43. Unităţile de Distribuţie care se racordează au obligaţia să realizeze şi să menţină în funcţiune instalaţiile care să asigure deconectarea automată a unui consum pe criteriul scăderii tensiunii şi frecvenţei. Volumul (puterea) pe tranşe, reglajele şi logica de acţionare sînt dispuse de OS şi sînt repartizate pe instalaţii racordate la RED de către Unitatea de Distribuţie în colaborare cu Operatorul de Sistem prin Planul de protecţie a SE împotriva perturbaţiilor majore.

44. Unităţile de Distribuţie vor realiza şi menţine în funcţiune instalaţiile care să asigure deconectarea automată a unui consum şi pe alte criterii. Volumul (puterea) pe tranşe, reglajele şi logica de acţionare sînt dispuse de OS şi sînt repartizate pe instalaţiile racordate la RED de către Unitatea de Distribuţie în colaborare cu Operatorul de Sistem prin Planul de protecţie a SE împotriva perturbaţiilor majore.

45. Instalaţiile utilizatorilor vor fi menţinute în condiţii de maximă securitate pentru a nu influenţa şi produce avarii în instalaţiile Unităţii de Distribuţie.

46. Nivelul perturbaţiilor provocate RED de receptoarele utilizatorilor (nesimetrie, regim deformant, flicker etc.) vor fi menţinute, în limitele valorilor alocate de furnizor şi în conformitate cu clauzele contractuale.

47. Instalaţiile electrice ale utilizatorului, inclusiv sistemele de protecţie şi automatizare, vor fi adecvate şi coordonate în permanenţă cu caracteristicile reţelelor electrice ale Unităţii de Distribuţie.

48. În scopul asigurării dirijării şi controlului instalaţiilor din SE, instalaţiile de telecomunicaţii între utilizatorii RED şi operatorii din RED şi RET vor respecta normele specifice în vigoare. Detaliile referitoare la racordarea la sistemul de telecomunicaţii se stabilesc în Avizul de racordare.

49. Sistemele de măsurare vor dispune de ieşiri pentru tensiune, curent, frecvenţă, puteri active şi reactive precum şi echipamentele de comutaţie care indică starea instalaţiilor şi a semnalelor de alarmă, în scopul accesului şi transferului acestor informaţii către interfaţa cu sistemele de comandă şi de achiziţie de date SCADA ale SE.

50. Instalaţiile de comandă şi achiziţie de date ca sisteme de interfaţă între utilizator, RED şi RET se stabilesc prin Avizul tehnic de racordare.

51. Utilizatorii îşi vor compatibiliza intrările de date în terminalele RED, respectiv RET la punctele stabilite de comun acord cu Unitatea de Distribuţie, respectiv de Transport, în scopul facilitării schimburilor de informaţii.

 VI. PLANIFICAREA DEZVOLTĂRII REŢELELOR ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE

52. Planificarea dezvoltării şi modernizării reţelelor electrice de distribuţie în cadrul Sistemului Energetic al Republicii Moldova se realizează de către fiecare Unitate de Distribuţie.

53. Pe baza contractelor încheiate cu utilizatorii, a prognozelor de consum, prin consultare, după caz, cu UT, OS şi orice alt titular de licenţă, fiecare Unitate de Distribuţie planifică în condiţii de eficienţă dezvoltarea şi modernizarea RED pe care o deţine conform licenţei.

54. Planul de perspectivă pe termen mediu (3 ani), respectiv actualizările sale anuale, se prezintă spre avizare Agenţiei şi reprezintă document cu caracter public.

55. Dezvoltarea şi modernizarea reţelelor electrice de distribuţie este determinată de:

a) creşterea cererii de consum a energiei electrice şi depăşirea capacităţii RED;

b) dezvoltarea, modernizarea şi sistematizarea localităţilor urbane şi rurale;

c) introducerea unor noi puncte de racordare la RED sau modificarea celor existente;

d) necesitatea îmbunătăţirii valorilor indicatorilor de performanţă ai serviciului de distribuţie.

56. Planificarea dezvoltării RED trebuie să asigure:

a) acoperirea consumului de energie electrică cu costuri minime, în condiţii de siguranţă şi realizarea serviciului public de asigurare a accesului la RED;

b) corelarea acţiunilor între Operatorii de Distribuţie şi restul participanţilor la piaţă, referitor la orice serviciu solicitat care poate avea impact asupra performanţelor de siguranţă a SEN sau asupra racordării utilizatorilor la RED;

c) corelarea acţiunilor Unităţilor de Distribuţie cu prevederile planului de perspectivă a Unităţii de Transport, pentru fiecare 10 ani financiari consecutivi, privind oportunităţile zonale pentru racordare şi utilizare a RED, în funcţie de prognoza de dezvoltare a consumului şi necesităţile de capacităţi noi instalate, în scopul funcţionării eficiente, în condiţii de siguranţă a SE.

57. Activitatea de planificare a dezvoltării RED urmăreşte realizarea următoarelor obiective:

a) să asigure dezvoltarea RED astfel încît acestea să fie corespunzător dimensionate pentru distribuţia energiei electrice prevăzută a fi tranzitată şi să elaboreze un plan de dezvoltare în perspectivă;

b) să asigure funcţionarea în condiţii de siguranţă şi securitate a RED şi să permită distribuţia energiei electrice la niveluri de calitate corespunzătoare în toate nodurile RED, în conformitate cu standardul de performanţă;

c) să concretizeze rezultatele activităţii de planificare a dezvoltării RED prin:

I) iniţierea procedurilor necesare promovării investiţiilor noi în RED rezultate ca eficiente;

II) furnizarea de informaţii pentru elaborarea sistemelor de tarife de distribuţie.

58. Elaborarea planului de dezvoltare a RED are la bază următoarele date de intrare:

a) prognoza de consum, pe o perspectivă de 3 ani, pusă la dispoziţie anual de către furnizori şi consumatori eligibili (inclusiv curbe de sarcină tip pentru zile caracteristice);

b) ofertele de producţie de energie electrică ale producătorilor existenţi (maxim 10 ani);

c) ofertele de producţie şi necesităţile de consum de energie electrică ale altor utilizatori RED existenţi şi viitori (maxim 10 ani);

d) nivelul de siguranţă care trebuie asigurat în funcţionarea SE în ansamblu şi pe fiecare nod conform normelor în vigoare;

e) strategia dezvoltării infrastructurii sistemului de telecomunicaţii.

59. Alte categorii de date necesare planificării dezvoltării RED vor fi furnizate la cererea expresă a Unităţilor de Distribuţie de către toţi utilizatorii RED.

60. Planificarea dezvoltării RED se face corelat cu cea a RET, cu balanţa echilibrată pentru funcţionarea interconectată sincronă a tuturor instalaţiilor la frecvenţa nominală de 50 Hz şi care se verifică de către OS la funcţionare interconectată sincronă cu alte sisteme electroenergetice.

61. Planificarea dezvoltării RED se face avînd în vedere o funcţionare sigură, stabilă, cu respectarea standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice şi cu aplicarea următoarelor principii:

a) utilizarea capacităţii disponibile a RED, pînă la limita economică a acesteia;

b) alegerea variantei de dezvoltare cu eficienţă economică maximă;

c) îndeplinirea condiţiilor impuse prin standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie;

d) asigurarea funcţionării economice a reţelelor de distribuţie în condiţiile variaţiei sarcinii;

e) încadrarea în prevederile normelor de securitate a personalului, de prevenire a incendiilor şi în legislaţia privind protecţia mediului.

62. Planificarea dezvoltării RED are în vedere şi prevenirea /limitarea impactului mediului asupra RED, manifestat în principal prin:

a) poluarea chimică, urmarea acţiunii compuşilor/agenţilor chimici prezenţi în aer, apă, sol sau datoraţi activităţii umane;

b) agresivitatea mediului (umiditate, chiciură excesivă, gheaţă, salinitate, vînturi puternice, curenţi verticali – turbionari de aer etc.),

c) calamităţi naturale (cutremure, inundaţii, alunecări de teren);

d) influenţe ale altor instalaţii învecinate şi ale regimurilor de funcţionare nesincronă şi/sau nesimetrică a consumatorilor industriali;

e) descărcări atmosferice;

f) acţiuni cu efecte negative ale unor elemente antisociale/terţe persoane asupra instalaţiilor electrice, concretizate prin furturi de materiale şi echipamente din instalaţii, respectiv intervenţii neautorizate în instalaţii.

63. Planificarea dezvoltării RED se face pe baza unui studiu de dezvoltare în perspectivă, pe o durată medie de 3 ani şi maximă de 10 ani a reţelei electrice respective, studiu fundamentat tehnico-economic. Soluţiile alese trebuie să permită dezvoltarea instalaţiilor şi după această perioadă, fără modificări esenţiale, cu integrarea elementelor principale ale reţelelor existente.

64. Verificarea dimensionării RED se face conform normelor tehnice energetice în vigoare, ţinînd seama de următoarele 4 criterii de proiectare şi anume:

a) criteriul economic;

b) criteriul stabilităţii termice în regim de durată;

c) criteriul stabilităţii termice şi dinamice în regim de scurtcircuit;

d) criteriul căderii de tensiune admisibile.

65. Criteriul economic are în vedere, de regulă, minimizarea unui ansamblu de cheltuieli actualizate la un acelaşi an de referinţă, ansamblu care însumează efortul de investiţii, cheltuieli anuale datorate pierderilor de putere şi energie şi cheltuieli anuale ulterioare de exploatare, precum şi eventuale daune.

66. Pentru dimensionarea RED de 110 kV cu posibilităţi de funcţionare în schemă buclabilă, se utilizează şi criteriul (n-1). Pentru liniile care evacuează energie de la centrale electrice la acest nivel de tensiune, centralele se consideră cu maxim şi minim de putere în funcţiune. Pentru liniile radiale de 110 kV şi instalaţiile de MT, rezervarea se va stabili pe criterii economice.

67. În conceptul punctului 66, Criteriul (n-1) în RED este satisfăcut dacă:

a) parametrii de funcţionare a RED se încadrează în parametrii limită ai tensiunii de funcţionare şi curentului de sarcină, astfel încît să nu se pericliteze securitatea funcţionării sau integritatea echipamentelor, respectiv să nu se reducă inacceptabil durata de viaţă a acestora;

b) nu au loc întreruperi în alimentarea utilizatorilor RED racordaţi la nodurile de 110 kV;

c) nu are loc declanşarea altor instalaţii prin dispozitivele de protecţie ale echipamentelor care nu sînt direct afectate de perturbaţie, implicînd riscul extinderii acesteia;

d) nu are loc modificarea sau întreruperea transferului de putere rezultat din convenţii pe termen lung.

68. Planificarea investiţiilor în RED pe termen scurt şi mediu se va face prioritar, în funcţie de durata de recuperare actualizată şi asigurarea nivelului normat de calitate a energiei electrice.

69. Studiile de planificare a RED pe termen lung (10 ani) trebuie să prezinte soluţii de dezvoltare ierarhizată pe criterii economice.

 VII. CONDUCEREA PRIN DISPECER A RED

70. Dirijarea (administrarea) prin dispecer a RED este o activitate specifică domeniului energiei electrice, efectuată prin unităţi specializate (trepte de dispecer), care au relaţii ierarhizate de autoritate asupra participanţilor la piaţa energiei electrice.

71. Scopul dirijării prin dispecer a RED este asigurarea funcţionării acestora în condiţii de siguranţă, calitate şi economicitate, prin exploatarea coordonată a instalaţiilor şi echipamentelor componente ale RED care necesită o dirijare unitară.

72. Dirijarea prin dispecer a SE se realizează unitar şi este organizată ierarhizat, la nivel central, teritorial şi local.

73. Funcţiile principale ale dirijării prin dispecer a RED sînt:

a) planificarea operaţională a funcţionării RED;

b) dirijarea operativă la nivel local a RED, în conformitate cu decizia de împărţire a autorităţii de dirijare operativă asupra instalaţiilor.

74. Treapta de dirijare prin dispecer este organul operativ care, prin atribuţiile sale, realizează conducerea prin dispecer, asigurînd autoritatea de dirijare operativă şi comanda operativă asupra unor echipamente şi instalaţii din RED, în conformitate cu decizia de împărţire a autorităţii de conducere operativă asupra instalaţiilor.

75. Dirijarea prin dispecer se bazează pe reglementări specifice de organizare şi funcţionare şi se aplică de către personalul treptelor de dispecer şi de către personalul de servire operativă din staţiile electrice, centralele electrice şi instalaţiile consumatorilor.

76. Respectarea reglementărilor specifice privind atribuirea autorităţii de dirijare operativă şi a comenzii operative asupra echipamentelor şi instalaţiilor din RED este obligatorie pentru toţi participanţii la SE.

77. Dirijarea prin dispecer a RED este realizată prin:

a) dispeceri energetici de distribuţie (DED);

b) dispeceri energetici locali ai consumatorilor (DELC).

(1) Fiecare UD va avea propriul său DED. Pentru supravegherea şi comanda reţelelor de medie şi joasă tensiune se va avea în vedere organizarea şi dotarea unor puncte de supraveghere şi comandă a acestor reţele (PSC).

(2) Organizarea comenzii operative pentru RED va fi stabilită de UD respectiv ţinînd seama de volumul şi specificul instalaţiilor, nivelul de dotare tehnică şi reglementările în vigoare.

78. O treaptă de dirijare prin dispecer cuprinde:

a) un compartiment de comandă operativă, cu personal organizat în ture, care conduce în timp real funcţionarea instalaţiilor, prin coordonarea regimurilor şi a manevrelor;

b) un compartiment care asigură planificarea operaţională şi programarea operativă, precum şi urmărirea şi analiza funcţionării şi elaborează reglementările specifice.

79. UD are obligaţia să ia măsuri de corelare a regimului şi schemei de funcţionare în RED cu regimul şi schema de funcţionare în RET.

80. UD desfăşoară activităţile de planificare operaţională, conducere operativă, prin treptele sale de conducere prin dispecer, respectiv dispeceri energetici de distribuţie, precum şi prin puncte de supraveghere şi comandă.

81. UD are obligaţia de a asigura nediscriminatoriu activităţile de dispecerizare pentru participanţii la piaţa de energie electrică.

82. UD desfăşoară următoarele activităţi:

a) autorizează personalul de comandă operativă propriu în conformitate cu reglementările în vigoare;

b) culege, înregistrează, asigură evidenţa, prelucrarea şi arhivarea datelor statistice privind funcţionarea RED în cadrul SE, conform reglementărilor;

c) asigură evidenţa, prelucrarea şi arhivarea datelor privind evenimentele din RED în cadrul SE, conform reglementărilor;

d) realizează schimb de informaţii cu OS şi utilizatorii RED şi cu alţi colaboratori în domeniul energetic;

e) colaborează cu utilizatorii RED la elaborarea studiilor şi analizelor de funcţionare;

f) planifică, dezvoltă, reabilitează şi modernizează, în conformitate cu prognozele de consum/dezvoltare, cu evoluţia tehnologică şi cu normele în vigoare, sistemele de dispecerizare proprii, în condiţii rezonabile de eficienţă economică şi energetică;

g) coordonează realizarea, mentenanţa şi dezvoltarea unui sistem de management al distribuţiei (DMS)/SCADA la nivelul propriei RED, în concordanţă şi cu cerinţele OS, care să permită monitorizarea şi conducerea prin dispecer a RED şi în acest scop dezvoltă, modernizează şi întreţine sistemele DMS/SCADA şi de telecomunicaţii proprii;

h) coordonează dezvoltarea, modernizarea şi întreţinerea sistemelor de protecţii şi automatizări ale RED, cu respectarea cerinţelor OS, astfel încît să prevină avariile extinse de sistem şi să fie respectate normele de calitate a serviciului;

i) analizează şi avizează racordarea instalaţiilor şi echipamentelor noi la RED;

j) elaborează sau revizuieşte, cînd este cazul, norme şi reglementări tehnice specifice necesare pentru realizarea eficientă a activităţii de conducere operativă, cu consultarea şi altor factori interesaţi, conform reglementărilor în vigoare;

k) colaborează, la cererea Agenţiei, conform unui program stabilit de comun acord, la elaborarea sau revizuirea reglementărilor emise de aceasta;

l) formulează puncte de vedere şi avizează studiile, programele şi lucrările privind dezvoltarea şi modernizarea RED;

m) acordă consultanţă pe probleme de conducere prin dispecer, dispecerilor locali ai consumatorilor;

n) acordă consultanţă pe probleme de comandă, control, protecţii şi automatizări dispecerilor locali ai consumatorilor.

83. Activitatea de planificare operaţională, corelată cu ordinele de împărţire, cuprinde următoarele componente:

a) planificarea schemei normale de funcţionare;

b) planificarea lucrărilor de mentenanţă şi exploatare ale instalaţiilor din RED;

c) planificarea sistemelor de protecţii şi automatizări aferente RED;

d) planificarea tensiunilor aferente RED.

84. UD înregistrează, prelucrează şi arhivează datele necesare şi suficiente pentru analiza şi planificarea funcţionării RED.

85. UD analizează şi avizează programele de probe cu echipamentele racordate la RED sau care au influenţă asupra funcţionarii acesteia sau asupra siguranţei funcţionării SE. Programele de probe ce afectează reţeaua buclată de 110 kV vor fi avizate de OS.

86. UD analizează oportunitatea şi avizează retragerea definitivă din exploatare a instalaţiilor şi echipamentelor din RED sau racordate la aceasta. În cazul instalaţiilor ce afectează reţeaua buclată de 110 kV, retragerea definitivă din exploatare va fi aprobată de OS.

87. UD propune spre aprobare la OS semestrial (vara, iarna) schema normală de funcţionare a RED de 110 kV buclabile şi/sau de racordare la RED a grupurilor dispecerizabile. Propunerile UD se aplică după aprobarea de către OS.

88. Unitatea de Distribuţie stabileşte schema normală de funcţionare a reţelelor de MT şi 110 kV radiale.

89. Schema normală de funcţionare a RED se analizează pe baza calculelor de verificare în ceea ce priveşte:

a) circulaţiile de puteri, cu respectarea criteriilor de siguranţă;

b) nivelurile de tensiune;

c) curenţii de scurtcircuit;

d) modul de tratare a neutrului;

e) siguranţa în funcţionare a sistemelor de protecţie şi automatizări.

90. UD întocmeşte şi transmite la OS pentru avizare planificarea anuală, trimestrială şi lunară a lucrărilor de mentenanţă şi exploatare pentru echipamentele din RED de 110 kV buclabile care influenţează funcţionarea SEM.

UD avizează planurile anuale, trimestriale şi lunare de lucrări pentru reţelele radiale de 110 kV şi de medie tensiune.

91. UD va ţine seama de necesitatea efectuării lucrărilor, cît şi de asigurarea funcţionării normale a RED.

92. UD stabileşte şi coordonează reglajele, logica de funcţionare şi stările operative ale sistemelor de protecţie şi automatizări din RED precum şi ale sistemelor de protecţie ale utilizatorilor RED, altele decît cele coordonate de UT, şi care nu influenţează siguranţa în funcţionare a SE.

93. UD dispune utilizatorilor reglarea protecţiilor şi automatizărilor la interfaţa cu RED.

94. UD planifică semestrial benzile de tensiune de funcţionare ale reţelei de 110 kV şi de medie tensiune care asigură menţinerea nivelurilor de tensiune normale în toate nodurile reţelei şi reducerea pierderilor tehnice de energie în reţea.

95. UD urmăreşte benzile de tensiune menţionate mai sus.

 Conducerea operativă a RED

96. Conducerea operativă a RED este realizată de către UD şi cuprinde următoarele componente:

a) programarea operativă;

b) comanda operativă.

97. Conducerea operativă a RED implică realizarea următoarelor activităţi specifice:

a) supravegherea funcţionării RED;

b) conducerea funcţionării RED;

c) conducerea grupurilor care nu sînt în comanda operativă a OS;

d) conducerea sistemelor de protecţii şi automatizări din RED.

98. Conducerea operativă exercitată asupra grupurilor menţionate la pct.97 c). conectate la RED urmăreşte respectarea programării, conform graficelor convenite.

99. Conducerea operativă exercitată asupra RED se referă la modificarea schemei normale de funcţionare şi coordonarea cu OS a utilizării mijloacelor de reglaj al tensiunii din RED şi urmăreşte:

a) realizarea şi menţinerea unei stări normale de funcţionare a RED;

b) utilizarea economică a resurselor sistemului.

100. Conducerea operativă exercitată asupra protecţiilor şi automatizărilor din RED are rolul de a corela, după caz, reglajul, logica de funcţionare şi starea operativă a protecţiilor şi automatizărilor cu regimul şi schema de funcţionare curente.

101. UD analizează funcţionarea RED din punct de vedere al îndeplinirii programului de funcţionare şi al respectării standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie şi stabileşte măsurile necesare pentru încadrarea în acestea.

102. UD furnizează în timp util la OS informaţiile necesare şi suficiente conducerii operative, conform reglementărilor în vigoare.

103. UD are dreptul să solicite oricărui utilizator orice informaţie tehnică necesară pentru asigurarea condiţiilor de siguranţă şi calitate ale funcţionării RED, iar acesta este obligat să furnizeze fără întîrziere informaţia solicitată.

 Programarea operativă a funcţionării RED

104. Programarea operativă a funcţionării RED are următoarele componente:

a) programarea schemei de funcţionare;

b) programarea grupurilor prevăzute la pct.97 c), conform graficelor stabilite;

c) programarea tensiunilor;

d) programarea sistemelor de protecţii şi automatizări.

105. Programarea operativă a funcţionării RED se realizează în conformitate cu prevederile din prezentele Norme şi a normelor tehnice specifice.

106. Activităţile specifice ale UD sînt coordonate cu activităţile utilizatorilor RED şi OS, în conformitate cu reglementările tehnice şi contractele în vigoare.

107. UD are obligaţia de a remedia neîntîrziat, la solicitarea OS, acele indisponibilităţi ale instalaţiilor care pun în pericol siguranţa funcţionarii SE sau a alimentării consumatorilor.

108. Prin UD, se urmăreşte frecvenţa RED conform normelor tehnice energetice specifice.

109. OS programează banda de tensiune în nodurile RED ţinînd seama de benzile de tensiune în nodurile reţelei de transport şi de posibilităţile de reglaj al tensiunii în nodurile RED respective precum şi de influenţa acestora asupra regimului de funcţionare în zonă.

110. UD realizează în timpul cerut dispoziţiile OS cu privire la starea sistemelor de protecţii şi automatizări şi efectuează verificările periodice sau ca urmare a acţionărilor necorespunzătoare ale sistemelor de protecţie şi automatizări, astfel încît să garanteze siguranţa funcţionării acestora.

111. UD nu are dreptul să modifice regimul, reglajele şi logica de acţionare a sistemelor de protecţii şi automatizări decise de OS, fără aprobarea acestuia.

112. Criteriile de retragere din exploatare în regim normal sînt în funcţie de:

a) condiţii de siguranţă în funcţionare;

b) condiţii de protecţie a muncii;

c) condiţii de reducere a pierderilor tehnice de energie.

113. Criteriile de retragere din exploatare în regim accidental sînt în funcţie de:

a) condiţii de siguranţă în funcţionare şi de micşorare a duratei de remediere;

b) condiţii de protecţie a muncii.

114. Programarea retragerilor din exploatare se efectuează conform reglementărilor în vigoare urmărindu-se:

a) programele de lucrări;

b) coordonarea retragerilor din exploatare între gestionarii de instalaţii, în scopul reducerii duratei întreruperilor şi a numărului de manevre.

 Comanda operativă a RED

115. UD aplică programul de funcţionare rezultat în urma activităţii de programare operativă în condiţii de funcţionare normală a RED.

116. UD supraveghează funcţionarea RED prin colectarea şi prelucrarea informaţiilor necesare referitoare la:

a) parametrii caracteristici ai regimului de funcţionare:

– frecvenţa;

– tensiunea în nodurile RED;

– circulaţiile de putere activă şi reactivă prin elementele RED;

– puterea activă şi reactivă injectată în fiecare din punctele de racordare RET;

b) energiile schimbate în punctele de racordare cu RET şi cu alte RED;

c) configuraţia RED;

d) starea echipamentelor din circuitele primare şi secundare din RED;

e) depăşirea limitelor admisibile ale unor parametri de funcţionare;

f) evenimentele care au avut loc în RED sau care sînt de aşteptat.

117. Supravegherea RED se realizează de către UD printr-un sistem propriu informatic şi de telecomunicaţii, specific pentru colectarea, prelucrarea şi transmiterea în timp util a datelor şi comenzilor necesare conducerii UD.

118. OS are autoritatea să dea dispoziţii conform reglementărilor în vigoare Unităţilor de Distribuţie, iar aceştia la utilizatori, referitoare la regimul de funcţionare a echipamentelor şi instalaţiilor din SE.

119. Dispoziţiile OS vor fi îndeplinite fără întîrziere, cu excepţia cazurilor reglementate cînd sînt periclitate securitatea oamenilor sau integritatea echipamentelor.

120. Unităţile de Distribuţie dispun şi coordonează manevrele în RED proprii în conformitate cu normele în vigoare.

121. Manevrele se execută de personalul serviciului operativ în conformitate cu normele specifice tehnice şi de protecţia muncii în vigoare.

122. Unităţile de distribuţie sînt obligate şi autorizate să ia măsurile tehnice necesare pentru a limita extinderea perturbaţiilor şi pentru revenirea la funcţionarea normală în cazul trecerii într-o stare de funcţionare perturbată ca urmare a dispoziţiilor OS.

123. Măsurile tehnice pentru limitarea extinderii perturbaţiilor şi pentru revenirea la starea normală de funcţionare au prioritate faţă de interesele individuale ale consumatorilor.

124. Unităţile de distribuţie au dreptul, în condiţii de funcţionare în stare perturbată, să limiteze consumul prin deconectări manuale, conform normativelor în vigoare şi dispoziţiilor OS, în scopul readucerii SE în stare normală de funcţionare.

Deconectarea manuală a consumului poate fi necesară pentru a permite menţinerea funcţionării SE în situaţii speciale caracterizate prin apariţia unor deficite temporare de energie sau putere.

125. Deconectarea manuală a consumului se face conform unor proceduri specifice:

a) normativul de deconectări manuale ale unor categorii de consumatori de energie electrică;

b) programul de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe în situaţii deosebite în SE;

c) instrucţiuni privind aplicarea Programului de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe, în situaţii deosebite în SE.

126. Unităţile de Distribuţie revizuiesc anual “Normativul de deconectări manuale ale unor categorii de consumatori de energie electrică” şi “Programul de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe în situaţii deosebite în SE” şi le comunică la OS.

127. Unităţile de Distribuţie vor institui sisteme prin care să poată primi sau oferi informaţii privind orice problemă sau incident care afectează sau poate afecta siguranţa, disponibilitatea şi/sau alţi indicatori de performanţă ai serviciului de distribuţie. Schimburile de informaţii se realizează în conformitate cu licenţele emise şi cu respectarea celorlalte norme în vigoare.

128. Unităţile de Distribuţie furnizează în timp util Operatorului de Sistem toate informaţiile necesare privind orice problemă sau eveniment care afectează siguranţa SEN sau regimul de funcţionare al RET.

 VIII. PROTECŢIA MEDIULUI

129. În vederea reducerii/limitării/eliminării impactului reciproc între instalaţiile electrice de distribuţie şi mediu, este obligatorie respectarea atît a Normelor de amenajare a instalaţiilor electrice şi standardelor tehnice cît şi a actelor normative şi standardelor aplicabile în domeniul protecţiei mediului.

130. Tipurile definite de impact al reţelelor electrice de distribuţie asupra mediului sînt următoarele:

a) impactul ecologic, concretizat prin efecte asupra solului, subsolului, aerului, apelor subterane şi de suprafaţă, vegetaţiei, florei şi faunei, aşezărilor umane;

b) impactul electromagnetic, concretizat prin perturbaţii ale emisiilor radio şi de televiziune, posibile influenţe ale cîmpurilor electrice şi magnetice asupra sănătăţii oamenilor şi animalelor, probleme de compatibilitate electromagnetică (cîmpuri electrostatice şi curenţi induşi), efecte ale supratensiunilor de trăsnet şi de comutaţie etc.;

c) impactul sonor, concretizat prin nivel crescut al zgomotului datorat vibraţiilor echipamentelor, zgomot produs de mijloacele auto sau alte utilaje din dotare şi folosite în activităţile suport;

d) impactul vizual/estetic, concretizat prin modul de încadrare în mediul ambiant/peisaj a liniilor electrice aeriene de distribuţie, a staţiilor electrice şi a posturilor de transformare, a sistemului de iluminat public.

131. Coexistenţa reţelelor de distribuţie cu aşezările umane, alte utilităţi, alte instalaţii electrice, drumuri, căi ferate, rîuri şi lacuri, construcţii etc. trebuie să fie concepută şi executată în conformitate cu cerinţele şi prin încadrarea în valorile limită ale diverselor mărimi fizice ori factori poluanţi, impuse de normele tehnice energetice şi actele normative în vigoare, precum şi cu prevederile acordurilor internaţionale la care Republica Moldova a aderat.

132. Amplasarea reţelelor electrice de distribuţie, a surselor proprii de producere de energie electrică, precum şi toate activităţile de mentenanţă, retehnologizare, modernizare, reabilitare, dezvoltare, extindere, ocupare definitivă şi/sau temporară a unor suprafeţe de teren, acţiunile de defrişare pentru culoare de lucru, de protecţie şi de siguranţă etc. trebuie să fie concepute, executate sau dezvoltate în conformitate cu prevederile normelor tehnice energetice, actelor normative în vigoare şi cu cerinţele acordurilor internaţionale la care Republica Moldova a aderat.

133. Tensiunile de atingere şi de pas trebuie menţinute, obligatoriu, în limitele admisibile specificate în actele normative în vigoare; astfel sînt prevenite şi evitate accidentele ce pot apare în imediata apropiere a echipamentelor instalaţiilor electrice de distribuţie.

134. Pentru iluminatul public, vor fi respectate prevederile legislaţiei şi normelor tehnice energetice în vigoare.

135. Este interzisă deversarea substanţelor toxice şi a deşeurilor industriale şi neindustriale, periculoase (bifenili policloruraţi PCB, ulei electrolizant, acid sulfuric etc.) în reţelele de canalizare publică, sol, ape, puţuri absorbante etc., fiind obligatorie respectarea legislaţiei de protecţia mediului.

136. Este interzisă arderea substanţelor prevăzute la pct.135 în alte condiţii decît cele specificate de legislaţia în vigoare, condiţie impusă şi pentru alte substanţe şi materiale (ex. cauciucuri uzate, emailuri etc.).

137. Pentru prevenirea producerii avariilor/exploziilor în caz de incendiu sau cataclisme naturale, instalaţiile de baterii de acumulatoare cu acid sulfuric şi/sau de baterii de condensatoare trebuie obligatoriu amplasate în încăperi prevăzute cu cămine de neutralizare, pardoseală şi plinte placate cu gresie antiacidă, sisteme de aerisire şi iluminat naturale şi artificiale, precum şi dotate cu echipamente corespunzătoare şi conforme normelor antiincendiare.

138. Importanţa acţiunilor de limitare/eliminare a impactului reciproc între instalaţiile electrice de distribuţie impune realizarea de acţiuni de monitorizare a factorilor poluanţi, a efectelor acestora de uzură prematură a instalaţiilor, cu stabilirea nivelului de risc.

 XI. DISPOZIŢII FINALE

139. Unităţile de Distribuţie vor asigura revizuirea tuturor normelor tehnice referitoare la funcţionarea RED şi vor propune norme noi, pe baza programelor de revizuire şi completare a reglementărilor tehnice, elaborate de Agenţie.

140. Orice măsura luată de Unităţile de Distribuţie pentru situaţii neprevăzute în Norme care îi va afecta pe utilizatori ai RED va fi luată în aşa mod încît să afecteze cît mai puţin funcţionarea acestora, urmînd ca ulterior să fie obţinute acordurile celor implicaţi.
__________
Agenţia Naţională Reglementare în Energetică
Hotărîre nr.267 din 20.11.2007 cu privire la aprobarea Normelor tehnice ale reţelelor electrice de distribuţie //Monitorul Oficial 188-191/695, 07.12.2007

 


Leave a Reply