ORDIN   Nr. 128 din 11 decembrie 2008

pentru aprobarea Codului tehnic al retelelor electrice de distributie

ACT EMIS DE: AUTORITATEA NATIONALA DE REGLEMENTARE IN DOMENIUL ENERGIEI

ACT PUBLICAT IN: MONITORUL OFICIAL  NR. 43 din 26 ianuarie 2009

Având în vedere Referatul de aprobare întocmit de Departamentul acces la reţea şi Autorizare în domeniul energiei electrice,

în temeiul art. 9 alin. (2), (8) şi (9), al art. 11 alin. (1) şi alin. (2) lit. a) şi h) din Legea energiei electrice nr. 13/2007, cu modificările şi completările ulterioare, precum şi al art. 12 alin. (1) lit. c)din Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 90/2008,

preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei emite următorul ordin:

Art. 1. - Se aprobă Codul tehnic al reţelelor electrice de distribuţie, prevăzut în anexa care face parte integrantă din prezentul ordin.

Art. 2. - Prezentul ordin se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I.

Art. 3. - Operatorii de reţea şi utilizatorii reţelelor electrice vor duce la îndeplinire prevederile prezentului ordin.

Art. 4. - Departamentele de specialitate din cadrul Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei vor urmări respectarea prevederilor prezentului ordin.

Art. 5. - La data intrării în vigoare a prezentului ordin se abrogă Decizia preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 101/2000 pentru aprobarea Codului tehnic al reţelelor electrice de distribuţie, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 276 din 19 iunie 2000.

p. Preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei,

Nicolae Opriş

ANEXĂ

CODUL TEHNIC

al reţelelor electrice de distribuţie

Revizia I

1. INTRODUCERE

1.1. Autoritate

1.1.1. Codul tehnic al reţelelor electrice de distribuţie, denumit în continuare Cod, este elaborat în conformitate cu prevederile Legii energiei electrice nr. 13/2007, cu modificările şi completările ulterioare, şi cu competenţele şi atribuţiile stabilite prin lege pentru Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei - A.N.R.E. (denumită în continuare Autoritatea competentă).

1.1.2. Codul este o reglementare de interes general şi se aprobă prin ordin al Autorităţii competente.

1.1.3. Codul este act normativ care face parte din sistemul de reglementări specific sectorului energiei electrice.

1.1.4. Prevederile prezentului cod sunt în concordanţă cu Codul tehnic al reţelei de transport şi au prioritate faţă de interesele individuale de natură economică sau financiară ale utilizatorilor reţelelor electrice de distribuţie RED.

1.2. Scop

1.2.1. Scopul prezentului cod este de a stabili şi a impune regulile şi cerinţele minime de ordin tehnic pentru operatorii de distribuţie (OD) şi utilizatorii RED în vederea realizării unei funcţionări sigure, stabile şi economice a acestor reţele.

1.2.2. Codul stabileşte procedurile şi principiile care statuează relaţiile dintre OD şi utilizatorii RED;

1.2.3. Codul are următoarele obiective:

a) stabilirea unui set de reguli şi norme în vederea asigurării accesului utilizatorilor la RED;

b) stabilirea responsabilităţilor şi obligaţiilor OD şi ale tuturor utilizatorilor RED;

c) stabilirea cerinţelor tehnice pentru racordarea utilizatorilor la RED;

d) stabilirea principiilor pentru dezvoltarea RED.

e) stabilirea interfeţelor şi a fluxurilor informaţionale dintre OD şi Operatorul de transport şi de sistem (OTS) şi utilizatorii RED.

1.3. Domeniul de aplicare

1.3.1. Codul se aplică nediscriminatoriu atât OD, cât şi utilizatorilor RED.

1.3.2. OD situaţi pe teritoriul României şi utilizatorii RED au obligaţia de a respecta prevederile prezentului cod.

1.4. Atribuţii şi competenţe

1.4.1. OD prestează servicii pentru toţi utilizatorii RED, în condiţii nediscriminatorii, asigurând accesul la RED oricărui solicitant care îndeplineşte condiţiile legislaţiei în vigoare şi cerinţele tehnice prevăzute în prezentul cod.

1.4.2. OD, potrivit prezentului cod, asigură următoarele activităţi specifice:

a) proiectarea, planificarea, modernizarea si dezvoltarea RED;

b) exploatarea şi asigurarea mentenanţei RED;

c) organizarea şi desfăşurarea activităţii de dispecerizare a RED în relaţie cu OTS şi cu utilizatori care au capacităţi energetice sau instalaţii electrice sub comanda operaţională a OD;

d) urmărirea permanentă şi sistematică a comportării construcţiilor, echipamentelor şi instalaţiilor energetice componente ale RED;

e) realizarea de alte activităţi în domeniul energiei, conform licenţelor;

f) asigurarea accesului la RED al utilizatorilor;

g) organizarea şi funcţionarea sistemului de relaţii cu utilizatorii RED;

h) prestarea de servicii utilizatorilor RED, pe baza unor contracte specifice;

i) asigurarea pentru utilizatori a unui serviciu la niveluri calitative şi cantitative corespunzătoare, cel puţin la nivelul prevederilor standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice;

j) prestarea serviciului de măsurare a energiei electrice pentru utilizatorii RED, direct sau prin intermediul unui operator de măsurare independent.

In relaţiile OD cu utilizatorii RED, Codul stabileşte cerinţele tehnice de racordare la RED, obligaţiile şi responsabilităţile reciproce din punct de vedere tehnic de utilizare a RED pe durata contractuală.

1.5. Administrarea Codului

1.5.1. Autoritatea competentă este administratorul Codului. In această calitate autoritatea competentă urmăreşte şi controlează aplicarea prevederilor Codului de către OD şi utilizatorii RED şi iniţiază actualizarea Codului ori de câte ori este necesar.

1.5.2. Oricare dintre OD, la cererea Autorităţii competente şi în conformitate cu programul de reglementări al acesteia sau din proprie iniţiativă şi cu acordul Autorităţii competente, revizuieşte, actualizează, modifică, dezvoltă şi supune spre aprobare Autorităţii competente textul Codului şi modul său de implementare, consultând şi alţi titulari de licenţă din sectorul energiei electrice interesaţi.

1.5.3. OD au dreptul să ceară utilizatorilor RED să facă dovada respectării reglementărilor prezentului cod, utilizatorii fiind obligaţi să facă această dovadă.

1.6. Acte normative de referinţă

1.6.1. Aplicarea Codului obligă la respectarea prevederilor din actele normative, reglementările şi normele tehnice energetice cuprinse în anexa nr. 1, care face parte integrantă din prezentul cod.

1.6.2. Aplicarea Codului se face cu respectarea tuturor normelor din sectorul energiei electrice şi/sau din legislaţia sectoarelor adiacente, aplicabile în România, referitoare la RED şi la încadrarea lor în mediul înconjurător.

1.6.3. Prin acte normative şi norme se înţelege cele în vigoare sau înlocuitoarele acestora.

1.6.4. In aplicarea Codului, fiecare OD poate elabora prescripţii şi instrucţiuni tehnice energetice specifice, a căror aplicare este obligatorie pentru activităţile aferente RED, indiferent cine le exercită. Acestea se publică şi se pun la dispoziţia tuturor celor interesaţi.

2. TERMINOLOGIE

2.1. Definiţii

Termenii şi expresiile definite în acest capitol se regăsesc în textul Codului.

Acces la reţeaua electrică de interes public: dreptul operatorilor economici care produc şi/sau furnizează energie electrică, precum şi al consumatorilor de energie electrică de a se racorda şi de a folosi, în condiţiile legii, reţelele electrice de transport şi distribuţie.

Acord de confidenţialitate: document semnat în comun de către OD şi solicitantul de acces la reţea în privinţa obligaţiilor reciproce pe care şi le asumă fiecare de a respecta confidenţialitatea unor date şi informaţii.

Autoritatea competentă: Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei -ANRE.

Autoritatea de conducere prin dispecer: ansamblul atributelor cu care este învestit un centru de dispecer, în scopul realizării conducerii eficiente a Sistemului electroenergetic naţional {SEN): autoritatea de decizie, comanda de coordonare, competenţa, comanda nemijlocită, care sunt stabilite prin ordinul de învestire.

Autorizaţie de înfiinţare: actul tehnic şi juridic emis de ANRE, prin care, la solicitarea unei persoane juridice române sau străine, acesteia i se acordă permisiunea de a înfiinţa sau a retehnologiza şi a pune în funcţiune capacităţi de producere, transport sau distribuţie a energiei electrice.

Avarie: evenimentul care se manifestă prin abateri periculoase de la parametrii funcţionali prevăzuţi de normele tehnice în vigoare.

Aviz de amplasament: răspuns scris al operatorului de reţea la cererea unui solicitant, în care se precizează punctul de vedere faţă de propunerea de amplasament al obiectivului solicitantului referitor la îndeplinirea condiţiilor de coexistenţă a obiectivului cu reţelele electrice ale operatorului.

Aviz tehnic de racordare: avizul scris valabil numai pentru un anumit amplasament, care se emite de către operatorul de reţea, la cererea unui utilizator, asupra posibilităţilor şi condiţiilor de racordare la reţeaua electrică a locului de producere/consum respectiv, pentru satisfacerea cerinţelor utilizatorului, precizate în cerere.

Capacitate de distribuţie a RED: încărcarea maximă (A sau kVA) în condiţii de dimensionare şi funcţionare date, cu satisfacerea parametrilor de calitate ai energiei electrice în punctele de delimitare.

Centru de dispecer: structura organizatorică care este învestită cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer asupra unor echipamente şi instalaţii din SEN.

Centrală electrică: ansamblul de instalaţii, construcţii şi echipamente care are ca scop producerea energiei electrice.

Cerere de racordare: documentul prin care se solicită accesul la reţeaua electrică şi emiterea avizului tehnic de racordare.

Comanda operaţională a RED: componenta conducerii prin dispecer a SEN, prin care se realizează, în timp real, ierarhizat, de către personalul de comandă operaţională din centrele de dispecer, funcţionarea sigură şi economică a echipamentelor şi instalaţiilor din RED.

Consumator (de energie electrică): clientul final, persoană fizică sau juridică, ce cumpără energie electrică pentru consumul propriu.

Sunt definiţi ca mici consumatori cei cu puteri aprobate/contractate de 100 kW sau mai mici pe loc de consum, cu excepţia consumatorilor casnici.

Sunt definiţi ca mari consumatori cei cu puteri aprobate/contractate de peste 100 kW pe loc de consum.

Consumator casnic de energie electrică: consumatorul care cumpără energie electrică pentru consumul propriu al gospodăriei, excluzând consumul aferent activităţilor comerciale sau profesionale.

Consum propriu tehnologic: integrala în funcţie de timp, pe un interval determinat, a diferenţei dintre puterea activă totală la intrarea şi, respectiv, la ieşirea dintr-o reţea, dintr-o parte de reţea sau dintr-un element de reţea.

Contingenţă simplă: ieşirea din funcţiune a unui singur element (linie, transformator, autotransformator, grup generator) din SEN, în condiţiile funcţionării corecte a echipamentelor de comutaţie, protecţie şi automatizare din SEN.

Convenţie de exploatare: actul cu caracter juridic stabilit între operatorul de reţea şi un utilizator, prin care se precizează modul de realizare a conducerii operaţionale prin dispecer, condiţiile de exploatare şi întreţinere reciprocă a instalaţiilor, reglajul protecţiilor, executarea manevrelor, intervenţiile în caz de incidente etc. în cadrul stabilit prin avizul tehnic de racordare. Convenţia de exploatare este anexă la contractul de distribuţie şi la contractul de furnizare a energiei electrice.

Criteriul (N-1): regula conform căreia, după defectarea unui singur element de reţea (cum ar fi: o linie electrică, un transformator, un grup generator sau în unele cazuri o bară de staţie electrică), reţeaua în ansamblul ei şi fiecare dintre elementele rămase în funcţiune trebuie să poată funcţiona în parametrii normali timp nelimitat în condiţiile modificării valorilor circulaţiilor de curenţi în reţea provocate de această singură defectare.

Criteriul este satisfăcut dacă o contingenţă simplă nu are ca efect:

- întreruperi în alimentarea consumatorilor de energie electrică;

- trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care există depăşiri ale limitelor admisibile ale curentului (stabilite pentru durată nedeterminată şi, respectiv, pe durată limitată de timp) şi tensiunii care au drept consecinţă deteriorări de echipamente;

- trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care valorile tensiunii nu se încadrează în benzile admisibile;

- depăşiri ale limitelor admisibile ale puterii de scurtcircuit în noduri;

- pierderea stabilităţii SEN;

- declanşarea altor echipamente din reţea, cu excepţia celor care declanşează prin automatizări prevăzute special împotriva extinderii unei avarii în situaţia respectivă;

- pierderea caracterului unitar al SEN.

Dispecer de distribuţie: treapta de conducere prin dispecer care, prin atribuţiile sale, realizează planificarea operaţională şi programarea operaţională, exercită autoritatea de conducere prin dispecer şi comanda nemijlocită asupra echipamentelor şi instalaţiilor din RED, în conformitate cu ordinul de învestire cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer asupra instalaţiilor.

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

Distribuţie de energie electrică: transportul energiei electrice prin reţele de distribuţie de înaltă tensiune, medie tensiune şi joasă tensiune, cu tensiune de linie nominală până la 110 kV inclusiv, în vederea livrării acesteia către clienţi, fără a include furnizarea.

Fiabilitate: proprietatea unui dispozitiv de a îndeplini o funcţie impusă în condiţii date, într-un interval de timp dat.

Frontieră economică: limita economică de folosire intensivă a unui echipament electric de distribuţie aflat în exploatare, care reprezintă sarcina la depăşirea căreia este economică o investiţie într-un circuit suplimentar (beneficiul scontat prin reducerea pierderilor de putere şi de energie depăşeşte investiţia suplimentară).

Furnizare de energie electrică: activitatea de comercializare a energiei electrice către clienţi.

Furnizor de energie electrică: persoana juridică, titulară a unei licenţe de furnizare.

Grup electric (generator): ansamblul de echipamente (de regulă rotative) destinat producţiei de energie electrică prin transformarea unei alte forme de energie.

Grup de măsurare: ansamblul format din contor şi transformatoarele de măsurare aferente acestuia, precum şi toate elementele intermediare care constituie circuitele de măsurare a energiei electrice, inclusiv elementele de securizare.

Grup dispecerizabil: grupul generator care poate fi programat pe piaţa angro 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: perturbaţia 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 ori 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.

Instalaţie de racordare: instalaţia electrică realizată între punctul de racordare la reţeaua electrică de interes public şi punctul de delimitare dintre instalaţiile operatorului de reţea şi instalaţiile utilizatorului. Instalaţia de racordare cuprinde şi grupul de măsurare a energiei electrice, inclusiv în cazurile de excepţie, când punctul de măsurare este diferit de punctul de delimitare.

Instalaţie de utilizare: instalaţia electrică a utilizatorului, în aval de punctul/punctele de delimitare; în cazul mai multor puncte de delimitare se consideră o singură instalaţie de utilizare numai dacă instalaţiile din aval aferente fiecărui punct de delimitare sunt legate electric între ele prin reţele ale utilizatorului. Prin excepţie, sursele de iluminat public sau alte sarcini distribuite, de acelaşi tip şi ale aceluiaşi utilizator, racordate la un circuit de joasă tensiune din postul de transformare sau dintr-o cutie de distribuţie (sau, în cazurile particulare, de puteri foarte mici faţă de capacitatea elementului RED, cum ar fi, de exemplu, amplificatoarele de semnal ale operatorilor de telecomunicaţii, racordate la instalaţiile dintr-o zonă a localităţii sau din localitate), se pot considera o singură instalaţie de utilizare.

Intărirea RED: executarea de lucrări pentru realizarea în instalaţiile din amonte de punctul de racordare a tuturor condiţiilor tehnice pentru asigurarea capacităţii necesare în vederea preluării consumului suplimentar solicitat de utilizator, la parametrii calitativi corespunzători normelor în vigoare.

Licenţă: actul tehnic şi juridic emis de Autoritatea competentă, prin care, la solicitarea unei persoane juridice, acesteia i se acordă permisiunea de exploatare comercială a unor capacităţi energetice din sectorul energiei electrice şi al energiei termice produse în cogenerare sau de a presta servicii necesare funcţionării coordonate a SEN, respectiv pieţei de energie electrică.

Loc de consum: incinta sau zona în care se consumă, printr-o singură instalaţie de utilizare, energie electrică furnizată prin una sau mai multe instalaţii de racordare. Un consumator poate avea mai multe locuri de consum, după caz, în incinte/zone diferite sau în aceeaşi incintă/zonă.

Loc de producere: incinta în care sunt amplasate instalaţiile de producere a energiei electrice ale unui utilizator al reţelei electrice.

Mentenanţă: ansamblul tuturor acţiunilor tehnice şi organizatorice care se execută asupra structurilor, instalaţiilor (sistemelor) şi componentelor considerate mijloace fixe aflate în exploatare şi care sunt efectuate pentru menţinerea sau restabilirea stării tehnice necesare îndeplinirii funcţiilor pentru care au fost proiectate.

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, pentru schema normală de funcţionare.

Normativul de deconectări manuale: documentul emis de operatorii de reţea, care cuprinde consumatori grupaţi pe tranşe de deconectare şi puterile deconectate şi se aplică în situaţii excepţionale apărute în funcţionarea SEN, situaţii care necesită reducerea consumului de energie electrică pe zone de reţea sau la nivelul SEN.

Normativul de limitări: documentul emis de operatorii de reţea, care cuprinde consumatori grupaţi pe tranşe de limitare şi valorile reducerilor de puteri ale acestor consumatori şi se aplică în cazul penuriei naţionale de combustibil sau în alte situaţii excepţionale caracterizate prin deficite de putere/energie electrică în SEN.

Norme: standardele, codurile, regulamentele, reglementările, instrucţiunile, prescripţiile energetice, hotărârile şi alte acte normative, precum şi contractele sau alte documente oficiale.

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

Operator de distribuţie (OD): orice persoană care deţine, sub orice titlu, o reţea electrică de distribuţie şi este titulară a unei licenţe de distribuţie prin care răspunde de operarea, asigurarea întreţinerii şi, dacă este necesar, dezvoltarea reţelei de distribuţie într-o anumită zonă şi, acolo unde este aplicabil, interconectarea acesteia cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului de a răspunde cererilor rezonabile privind distribuţia energiei electrice.

Operator de măsurare: persoana juridică atestată care efectuează servicii de măsurare a energiei electrice în SEN.

Operator de transport şi de sistem (OTS): orice persoană care deţine, sub orice titlu, o reţea electrică de transport şi este titulară a unei licenţe de transport prin care răspunde de operarea, asigurarea întreţinerii şi, dacă este necesar, dezvoltarea reţelei de transport într-o anumită zonă şi, acolo unde este aplicabilă, interconectarea acesteia cu alte sisteme electroenergetice, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului de a acoperi cererile rezonabile pentru transportul energiei electrice.

Operator de reţea: după caz, OTS sau un OD.

Ordinul de învestire a centrelor de dispecer cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer asupra instalaţiilor (ordinul de învestire): documentul prin care se stabileşte autoritatea de conducere prin dispecer asupra instalaţiilor şi modul de exercitare a acesteia.

Parametrii normali de funcţionare a RED: parametrii care respectă simultan toate valorile-limită de funcţionare de durată impuse de standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice.

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

Perturbaţie majoră: scurtcircuite, declanşări de linii, unităţi de transformare sau grupuri generatoare care determină abateri semnificative ale parametrilor de funcţionare a SEN.

Piaţa de energie electrică: cadrul de organizare înăuntrul căruia se tranzacţionează energia electrică şi serviciile asociate.

Planificarea operaţională a RED: activitatea constând în planificarea de către OD, pe diferite orizonturi de timp (anual, semestrial, lunar) a schemei normale de funcţionare a RED din autoritatea sa de decizie, a schemei de funcţionare pe diferite orizonturi de timp (lunar, anual etc), cu respectarea standardului de performanţă pentru distribuţia energiei electrice.

Planul de apărare a SEN împotriva perturbaţiilor majore: măsurile tehnice şi organizatorice, cu rol de a împiedica extinderea perturbaţiilor în sistem şi de a limita consecinţele acestora.

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

Producător de energie electrică: persoană fizică sau juridică, titulară de licenţă, având ca specific activitatea de producere a energiei electrice, inclusiv în cogenerare.

Programare operaţională: activitate constând în programarea pe un orizont de timp de cel mult o săptămână, de către OD, 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.

Proiectant de specialitate: persoana fizică autorizată în domeniu sau juridică atestată în domeniu, potrivit legii.

Punct de delimitare: locul în care instalaţiile utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalaţiile operatorului de reţea.

Punct de măsurare: locul de racordare a transformatoarelor de măsurare sau la care este conectată aparatura şi ansamblul instalaţiilor care servesc la măsurarea puterii şi energiei electrice tranzacţionate.

Punct de racordare (la reţeaua electrică): punctul fizic din reţeaua electrică la care se racordează un utilizator.

Putere aprobată: putere activă (aparentă) maximă pe care utilizatorul o poate simultan absorbi sau evacua prin instalaţia de racordare la reţeaua electrică pentru care se emite aviz tehnic de racordare. Se trece în avizul tehnic de racordare şi este puterea luată în considerare la dimensionarea instalaţiei de racordare a utilizatorului respectiv şi la rezervarea de capacitate în reţeaua electrică.

Putere disponibilă: puterea activă maximă brută, de durată, pe care un grup generator o poate da, cu respectarea condiţiilor de siguranţă mecanică şi electrică.

Putere instalată: puterea activă (aparentă) nominală indicată în documentaţia tehnică a fabricii constructoare pentru un generator/receptor, care este înscrisă pe plăcuţa indicatoare sau care este indicată de producător.

Putere instalată totală: suma puterilor instalate ale tuturor generatoarelor/receptoarelor pentru un loc de producere/ consum.

Puterea-limită de stabilitate statică într-o secţiune a SEN (P/imita) [MW]: Puterea activă maximă transferabilă printr-o secţiune a SEN, pentru care se păstrează stabilitatea statică.

Puterea maximă admisibilă (P_{max adm} )- puterea activă maximă transferabilă printr-o secţiune a SEN, pentru care sunt respectate rezervele de stabilitate statică normate.

Putere minimă de avarie: puterea strict necesară consumatorului pentru menţinerea în funcţiune a agregatelor care condiţionează securitatea instalaţiilor şi a personalului.

Putere minimă tehnologică: cea mai mică putere necesară unui consumator pentru menţinerea în funcţiune, în condiţii de siguranţă, numai a acelor echipamente şi instalaţii impuse de procesul tehnologic, pentru a evita pierderi de producţie prin deteriorare.

Putere netă: puterea activă pe care un grup o poate injecta în reţeaua electrică. Se obţine prin scăderea din puterea disponibilă a consumului necesar pentru serviciile proprii ale grupului.

Putere neutilizabilă: parte din puterea instalată totală, la nivel SEN, care nu poate fi produsă la un moment dat datorită lipsei energiei primare, unor limitări temporare, lipsei capacităţii de evacuare, producţiei în cogenerare, insuficientei dimensionări a sistemelor de răcire, unor restricţii ecologice etc.

Regim de limitare sau de restricţie: situaţia în care este necesară reducerea la anumite limite a puterii electrice absorbite de consumatori, cu asigurarea de către furnizor a puterii minime stabilite prin contract, pentru menţinerea în limite normale a parametrilor de funcţionare a sistemului electroenergetic.

Reglaj primar (de frecvenţă): reglajul automat descentralizat cu caracteristică statică, repartizat pe un număr mare de grupuri generatoare, care asigură corecţia rapidă (în cel mult 30 de secunde) a diferenţelor dintre producţie şi consum, la o frecvenţă apropiată de valoarea de consemn.

Reglaj secundar (frecvenţă-putere): reglarea automată şi centralizată a puterii active a unor grupuri generatoare desemnate, în scopul readucerii frecvenţei şi soldului SEN la valorile de consemn în cel mult 15 minute.

Reţea electrică: ansamblul de linii, inclusiv elementele de susţinere şi de protecţie a acestora, staţiile electrice şi alte echipamente electroenergetice conectate între ele, prin care se transmite energie electrică de la o capacitate energetică de producere a energiei electrice la utilizator. Reţeaua electrică poate fi reţea de transport sau reţea de distribuţie.

Refea electrică de distribuţie: reţeaua electrică cu tensiunea de linie nominală până la 110 kV inclusiv.

Reţea electrică de interes public: reţeaua electrică la care sunt racordaţi cel puţin 2 utilizatori. Reţeaua prin care se alimentează un consumator temporar nu poate fi de interes public decât dacă face parte din instalaţia finală de racordare a unui viitor consumator permanent sau aparţine unui operator de reţea.

Reţea electrică de transport: reţeaua electrică de interes naţional si strategic, cu tensiunea de linie nominală mai mare de 110 kV.

SCADĂ: sistemul informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date ale unui proces tehnologic/unei instalaţii.

Schemă de funcţionare: schema electrică de conexiuni ale echipamentelor şi aparatajului primar dintr-o instalaţie, reţea sau sistem electroenergetic, inclusiv starea protecţiilor prin relee şi automatizările de sistem aferente.

Schemă normală de funcţionare: schema de funcţionare aprobată de centrul de dispecer cu autoritate de decizie pentru o perioadă de timp determinată.

Schemă programată de funcţionare: schema de funcţionare aprobată de centrul de dispecer cu autoritate de decizie pentru ziua lucrătoare următoare şi, după caz, pentru zilele nelucrătoare care o preced, ţinând cont de situaţia energetică, retragerile din exploatare şi indisponibilităţile din SEN.

Scurtcircuit: legătura galvanică accidentală sau intenţionată printr-o impedanţă de valoare relativ redusă între două sau mai multe puncte ale unui circuit care, în regim normal, au tensiuni diferite.

Sector al energiei electrice: ansamblul activităţilor de producere a energiei electrice şi a energiei termice în cogenerare, de transport, de servicii de sistem, de distribuţie şi de furnizare a energiei electrice, importul şi exportul energiei electrice, schimburile naturale şi/sau de avarie cu sistemele electroenergetice ale ţărilor vecine, precum şi instalaţiile aferente acestora.

Serviciu de distribuţie: serviciul asigurat de operatorul de distribuţie, care constă în asigurarea transmiterii, în condiţii de eficienţă şi siguranţă, a energiei electrice între două sau mai multe puncte ale reţelei de distribuţie, cu respectarea standardelor de performanţă în vigoare.

Serviciu de sistem: serviciul asigurat de operatorul de transport şi de sistem pentru menţinerea nivelului de siguranţă în funcţionare a sistemului electroenergetic, precum şi a calităţii energiei electrice, conform reglementărilor în vigoare.

Serviciu tehnologic de sistem: serviciul de sistem asigurat, de regulă, de către producători, la cererea operatorului de transport şi de sistem.

Serviciu public de distribuţie: obligaţia titularului de licenţă de distribuţie de a asigura accesul reglementat la reţeaua de distribuţie, în condiţii nediscriminatorii pentru toţi utilizatorii, cu respectarea normelor şi standardelor de performanţă prevăzute în reglementările tehnice în vigoare.

Sistem electroenergetic: ansamblul instalaţiilor electroenergetice interconectate, prin care se realizează producerea, transportul, conducerea operaţională, distribuţia şi utilizarea energiei electrice.

Sistem electroenergetic naţional - SEN: sistemul electroenergetic situat pe teritoriul ţării. SEN constituie infrastructura de bază utilizată în comun de participanţii la piaţa de energie electrică.

Solicitant: persoana fizică sau juridică, potenţial sau actual utilizator al reţelei electrice, care solicită racordarea la reţeaua electrică a unui loc de producere/consum, respectiv actualizarea avizului tehnic de racordare emis pentru acel loc de producere/consum.

Stabilitate statică (Stabilitate la perturbaţii mici): capacitatea unui sistem electroenergetic de a ajunge într-o stare de regim permanent, identic cu regimul iniţial sau foarte aproape de acesta, în urma unei perturbaţii mici oarecare.

Stabilitate tranzitorie: capacitatea unui sistem electroenergetic de a reveni la o stare de funcţionare sincronă, după una sau mai multe perturbaţii majore.

Standard de performanţă: reglementările care stabilesc indicatori cantitativi şi niveluri calitative pentru fiecare activitate inclusă în serviciul de distribuţie a energiei electrice.

Stare normală de funcţionare: starea de funcţionare care îndeplineşte următoarele criterii:

1. parametrii de funcţionare sunt parametri normali de funcţionare;

2. este stare sigură de funcţionare.

Stare perturbată de funcţionare: orice stare diferită de starea normală de funcţionare.

Stare sigură de funcţionare: starea de funcţionare în care sunt satisfăcute criteriul de siguranţă (n-1), criteriul de stabilitate statică şi condiţiile de stabilitate tranzitorie.

Subordonarea de dispecer constă în stabilirea unor relaţii ierarhice între centrele de dispecer, precum şi între centrele de dispecer şi personalul operaţional din centrale, staţii electrice şi zone de reţea, în exercitarea autorităţii conducerii prin dispecer, conform ordinului de învestire cu atributele autorităţii de conducere operativă asupra instalaţiilor. Subordonarea de dispecer este independentă şi are prioritate faţă de subordonarea tehnico-administrativă sau de altă natură.

Unitatea gestionară: persoana fizică sau juridică căreia îi revine obligaţia să asigure efectuarea lucrărilor de gestionare, exploatare şi mentenanţă, precum şi conducerea prin dispecer a instalaţiilor electrice pe care le gestionează sau pe care Ie-a preluat prin convenţie de exploatare sau sub orice altă formă.

Utilizator de reţea electrică: producătorul, operatorul de transport şi de sistem, operatorul de distribuţie, furnizorul, consumatorul de energie electrică, racordaţi la o reţea electrică.

2.2. Abrevieri

ANRE:Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei

Cod:Codul tehnic al reţelelor electrice de distribuţie

CPT:consum propriu tehnologic

DASF:deconectarea automată a sarcinii la frecvenţă (scăzută)

DASU:deconectarea automată a sarcinii la tensiune (scăzută)

DMS:sistem de management al distribuţiei

DEC:Dispecerul Energetic Central

DED:dispeceri energetici de distribuţie

DEDL:dispeceri energetici de distribuţie locali

DELC:dispeceri energetici locali ai consumatorilor

DET:dispeceri energetici teritoriali

DHE:dispeceri energetici de hidroamenajare

DLC:dispeceri energetici locali pe centrală

MT:medie tensiune

NDM: Normativul de deconectări manuale

NL: Normativul de limitări

OD:operator/operatori de distribuţie

OTS:operator de transport şi de sistem

RAT:regulator automat de tensiune

RAV:regulator automat de viteză

RCD:Regulamentul pentru conducerea prin dispecer a

SEN RED:reţea electrică de distribuţie

RET:reţea electrică de transport

SEN:sistemul electroenergetic naţional

SCADĂ: sistem de monitorizare, comandă şi achiziţie de date (Supervisory Control and Data Aquisition).

3. SERVICIUL DE DISTRIBUŢIE

3.1. Introducere

3.1.1. Serviciul de distribuţie constituie serviciu public, în condiţiile Legii nr. 13/2007, cu modificările şi completările ulterioare.

3.1.2. Operatorii de distribuţie asigură serviciul de distribuţie în condiţii nediscriminatorii pentru toţi utilizatorii RED, cu respectarea normelor şi prevederilor standardului de performanţă.

3.2. Activităţi desfăşurate de OD

3.2.1. OD desfăşoară următoarele activităţi principale conform Legii nr. 13/2007, cu modificările şi completările ulterioare, şi licenţei de distribuţie:

a) gestionarea, exploatarea, modernizarea şi dezvoltarea instalaţiilor proprii din RED (linii, staţii de transformare şi de conexiune, puncte de alimentare, posturi de transformare, inclusiv clădiri tehnologice şi elementele de construcţii speciale aferente, instalaţii de protecţie şi automatizare etc);

b) asigurarea serviciului de distribuţie prin RED, pentru toţi utilizatorii RED, în conformitate cu contractele încheiate; OD încheie cu OTS şi utilizatorii convenţii de exploatare prin care se precizează:

- punctele de delimitare a instalaţiilor din punctul de vedere al exploatării şi mentenanţei lor;

- modul de exploatare a instalaţiilor;

- modul de executare a mentenanţei;

- modul de realizare a conducerii operaţionale a instalaţiilor;

- reglajele protecţiilor şi corelarea lor;

- persoanele implicate în exploatarea instalaţiilor;

- ordinele de învestire cu atribuţiile autorităţii de conducere prin dispecer;

- condiţiile de participare la reducerea consumului (DASF, DASU, normative de deconectări manuale şi de limitare);

- alte aspecte privind colaborarea celor două părţi pentru realizarea exploatării în condiţii tehnice de siguranţă şi economicitate a instalaţiilor de distribuţie şi de utilizare;

c) asigurarea tranzitării energiei electrice prin reţelele sale, la cererea şi cu informarea OTS, în următoarele cazuri:

- pentru acele zone ale ţării în care OTS nu are capacitate suficientă prin reţelele sale;

- pentru evacuarea puterii din centrale electrice, inclusiv din centralele electrice de cogenerare;

- pentru conectarea la sistemul energetic al unei ţări vecine, în condiţiile existenţei unui acord bilateral în acest sens;

- în cazul incidentelor în SEN;

- în cazul executării lucrărilor de exploatare şi mentenanţă sau al lucrărilor noi în reţelele de transport, care pun în indisponibilitate temporară reţelele de transport din zonă;

d) realizarea de lucrări de dezvoltare a RED prin:

- programe de dezvoltare optimă a RED pe baza studiilor de perspectivă, prin consultare, după caz, cu OTS, în conformitate cu prevederile cap. 5 din prezentul cod;

- programe specifice de modernizare pentru instalaţiile din RED;

e) conducerea operaţională în cadrul zonei de servire, în condiţiile licenţei de distribuţie;

f) propunerea de tarife pentru serviciul de distribuţie, conform metodologiei aprobate de autoritatea competentă;

g) asigurarea accesului reglementat la RED al utilizatorilor şi stabilirea condiţiilor tehnice de racordare pentru instalaţiile acestora;

h) proiectarea şi executarea de lucrări pentru realizarea racordării la RED, la solicitarea oricărui utilizator, în baza unor contracte specifice;

i) prestarea serviciului de măsurare a energiei electrice pentru utilizatorii RED, în mod nemijlocit sau prin intermediul unui operator de măsurare independent desemnat de aceştia, cu condiţia încadrării în costurile recunoscute de Autoritatea competentă;

j) difuzarea, în mod nediscriminatoriu, a informaţiilor referitoare la propriile sale activităţi, necesare utilizatorilor RED, nefiindu-i permisă divulgarea informaţiilor comerciale cu caracter confidenţial obţinute pe parcursul activităţii sale;

k) asigurarea perfecţionării şi specializării personalului propriu pentru desfăşurarea activităţii în conformitate cu cerinţele licenţei de distribuţie;

l) realizarea, modernizarea, dezvoltarea, verificarea şi întreţinerea periodică a sistemelor proprii de măsurare-contorizare a energiei electrice, potrivit reglementărilor în vigoare;

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

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

o) realizarea, întreţinerea, modernizarea şi dezvoltarea, în zona deţinută conform licenţei, a unui sistem SCADĂ centralizat şi de sisteme informatice de interfaţă cu sistemele SCADĂ locale, care să permită monitorizarea şi conducerea operaţională a RED, corelat şi cu cerinţele OTS;

p) monitorizarea şi evaluarea siguranţei în funcţionare a RED şi a indicatorilor de performanţă ai serviciului de distribuţie, în conformitate cu standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie;

q) realizarea şi menţinerea cerinţelor fundamentale ce decurg din legislaţia privind calitatea în construcţii pentru toate construcţiile din patrimoniu, inclusiv pentru construcţiile specifice energetice.

3.2.2. OD sunt responsabili pentru administrarea documentaţiei tehnice şi a normelor care reglementează proiectarea, funcţionarea, mentenanţă şi dezvoltarea instalaţiilor componente ale RED. In acest sens OD reexaminează periodic normele şi fac propuneri Autorităţii competente, atunci când este cazul, pentru revizuirea lor sau pentru adoptarea de noi norme.

3.2.3. OD sunt responsabili pentru administrarea informaţiilor necesare pentru funcţionarea şi dezvoltarea RED.

3.2.4. In baza programului de asigurare a mentenanţei, OD întocmesc programe anuale de retragere din exploatare a instalaţiilor cu tensiunea nominală de linie de 110 kV, care vor fi detaliate prin programe lunare. Aceste programe se înaintează, prin centrele de dispecer cu competenţă, centrelor de dispecer cu autoritate de decizie spre aprobare.

In mod similar, OTS informează OD asupra programului de lucrări de mentenanţă planificate în RET care influenţează siguranţa în funcţionare a RED, impun modificarea schemei normale de funcţionare a RED sau influenţează regimul de funcţionare al RED prin modificarea circulaţiilor de puteri şi creşterea consumului propriu tehnologic.

3.2.5. Prin servicii specializate, OD oferă, la cerere, consultanţă şi informaţii privind orice problemă sau incidente, care afectează sau pot afecta continuitatea în alimentarea cu energie electrică şi/sau alţi indicatori din standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie.

3.2.6. OD vor furniza Autorităţii competente datele şi informaţiile care îi sunt necesare în exercitarea atribuţiilor sale, în conformitate cu cerinţele licenţei şi ale reglementărilor în vigoare.

3.3. Consumul propriu tehnologic în RED

Achiziţia energiei electrice necesare pentru acoperirea consumului propriu tehnologic din RED şi gestionarea acestuia sunt asigurate conform reglementărilor în vigoare.

4. CONDIŢII DE RACORDARE LA REŢELELE ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE

4.1. Introducere

OD au obligaţia de a asigura accesul nediscriminatoriu al utilizatorilor la reţelele electrice de interes public pentru distribuţia energiei electrice în condiţii reglementate.

4.2. Etapele procesului de racordare la RED

4.2.1. Etapele procesului de racordare la RED sunt stabilite în Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, denumit în continuare Regulament, şi sunt, după caz, următoarele:

a) etapa preliminară de documentare şi informare a viitorului utilizator;

b) depunerea de către viitorul utilizator a cererii de racordare şi a documentaţiei aferente pentru obţinerea avizului tehnic de racordare;

c) emiterea de către operatorul de reţea a avizului tehnic de racordare, ca ofertă de racordare;

d) încheierea contractului de racordare între operatorul de reţea şi utilizator;

e) încheierea contractului de execuţie între operatorul de reţea şi un executant şi realizarea instalaţiei de racordare la reţeaua electrică;

f) punerea în funcţiune a instalaţiei de racordare;

g) punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare.

4.2.2. Procedurile pentru racordarea utilizatorilor la RED, precum şi responsabilităţile OD şi ale utilizatorilor în procesul de racordare, pentru fiecare etapă, sunt stabilite în Regulament şi în reglementările de completare şi detaliere a acestuia, elaborate de Autoritatea competentă.

4.2.3. Racordarea unui loc de producere/consum al unui utilizator la RED se face în baza unui aviz tehnic de racordare emis de către OD, în care sunt stabilite condiţiile de racordare.

4.2.4. Avizul tehnic de racordare constituie oferta de racordare a OD la cererea de racordare a utilizatorului.

4.2.5. Documentaţia anexată cererii de racordare pentru obţinerea avizului tehnic de racordare cuprinde şi datele tehnice şi energetice caracteristice locului de producere/consum al utilizatorului, care, în funcţie de tipul şi categoria acestuia, conţin cel puţin următoarele informaţii:

a) pentru grupurile generatoare ale producătorilor, dispecerizabile sau racordate la RED de 110 kV, conform cerinţelor prevăzute în Codul RET: datele standard de planificare (notate cu S) cuprinse în anexa nr. 2 - tabelul 1 şi anexa nr. 2 - tabelul 3, care fac parte integrantă din prezentul cod;

b) pentru grupurile generatoare ale producătorilor, nedispecerizabile sau care nu sunt racordate la RED de 110 kV, datele necesare din anexa nr. 2 vor fi stabilite de către OD în funcţie de puterea şi tipul grupurilor;

c) pentru instalaţiile consumatorilor racordaţi la RED: datele prevăzute în formularele-cadru din anexa nr. 2 - Chestionar energetic 1, pentru mici consumatori, respectiv din anexa nr. 2 - Chestionar energetic 2, pentru mari consumatori;

d) pentru instalaţiile consumatorilor racordaţi la RED cu tensiunea de 110 kV: datele prevăzute la lit. c) şi datele standard de planificare (notate cu S) cuprinse în anexa nr. 2 - tabelul 2 şi anexa nr. 2 - tabelul 3;

e) pentru instalaţiile de compensare a puterii reactive ale utilizatorilor: datele aferente acestor instalaţii, respectiv datele standard de planificare (notate cu S) cuprinse în anexa nr. 2 - tabelul 4 şi în anexa nr. 2 - tabelul 3.

4.2.6. In vederea emiterii avizului tehnic de racordare, OD analizează, după caz, următoarele:

a) încadrarea în capacitatea de distribuţie a RED;

b) posibilităţile tehnice de realizare a racordării;

c) soluţiile de racordare a locului de producere/consum în amplasamentul solicitat, din punctul de vedere al:

(i) nivelului de siguranţă în alimentarea cu energie electrică;

(ii) curentului de scurtcircuit;

(iii) efectelor asupra CPTdin RED;

(iv) alimentării serviciilor proprii ale grupului generator;

d) evaluarea, în stabilirea soluţiilor de racordare, a modului de utilizare a capacităţii de distribuţie a RED existente;

e) selectarea celei mai avantajoase soluţii de racordare pentru ansamblul RED - utilizatori, din punct de vedere tehnic şi economic, ţinând seama de:

- interesele justificate ale utilizatorului care solicită racordarea;

- cerinţele tehnice privind utilizarea, funcţionarea şi siguranţa RED;

- necesitatea menţinerii calităţii serviciului de transport sau de distribuţie a energiei electrice prestat pentru toţi utilizatorii din zonă;

f) identificarea necesităţii de întărire a RED în amonte de punctul de racordare;

g) evaluarea costurilor pentru modificarea RED, cauzate de racordarea instalaţiei utilizatorului, şi stabilirea tarifului de racordare;

h) îndeplinirea cerinţelor tehnice de racordare; i) îndeplinirea prevederilor prezentului cod, ale Regulamentului şi ale altor reglementări referitoare la racordare.

4.2.7. OD nu poate încheia contract de execuţie pentru realizarea instalaţiei de racordare a unui utilizator decât după încheierea cu acesta din urmă, în prealabil, a contractului de racordare.

4.2.8. La solicitarea OD, un utilizator încheie cu acesta o convenţie de exploatare conform prevederilor pct. 3.2.1 lit. b).

4.2.9. Convenţia de exploatare se încheie înainte de punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare.

4.3. Cerinţe tehnice de racordare la RED

4.3.1. Cerinţele tehnice de racordare specifică:

a) condiţii tehnice asigurate de OD;

b) cerinţe tehnice de racordare, proiectare şi de funcţionare pentru instalaţiile utilizatorilor racordaţi la RED sau pentru instalaţiile viitorilor utilizatori ai RED;

c) condiţiile şi cerinţele menţionate la lit. a) şi b) trebuie asigurate în punctele de delimitare.

4.3.2. Cerinţele tehnice de racordare trebuie să fie identice pentru instalaţiile tuturor utilizatorilor RED din categorii echivalente, amplasate în condiţii geografice şi de mediu înconjurător similare.

4.3.3. Echipamentul şi aparatajul prin care instalaţiile de utilizare se racordează la RED trebuie să corespundă normelor tehnice în vigoare în România.

4.3.4. Conexiunile dintre instalaţiile utilizatorilor şi RED trebuie să fie controlate prin aparate de comutaţie capabile să întrerupă curentul maxim de scurtcircuit în punctul de racordare şi să nu producă supratensiuni de comutaţie în afara limitelor prevăzute de normele tehnice în vigoare.

4.3.5. Analizele în vederea determinării solicitărilor la scurtcircuit şi a curentului nominal al echipamentelor primare de comutaţie în punctele de racordare se fac de către OD pentru fiecare cerere de racordare.

4.3.6. Protecţiile instalaţiilor în punctele de delimitare a instalaţiilor trebuie să îndeplinească cerinţele minime conform normelor tehnice în vigoare, astfel încât să fie redus la minimum impactul asupra RED al incidentelor din instalaţiile utilizatorilor.

4.3.7. Timpii de eliminare a defectelor prin protecţiile de bază şi de rezervă ale utilizatorilor RED se stabilesc de către OD şi se specifică în convenţia de exploatare.

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

4.4. Cerinţe tehnice impuse utilizatorilor RED

4.4.1. Grupuri generatoare dispecerizabile (în corelare cu prevederile Codului tehnic al RET)

4.4.1.1. Fiecare grup generator trebuie să fie capabil să furnizeze puterea activă nominală la frecvenţe ale SEN între 49 şi 50,5 Hz.

4.4.1.2. Fiecare grup generator trebuie să fie capabil să producă simultan puterea activă şi puterea reactivă conform diagramei de funcţionare P-Q, în banda de frecvenţe 49-50,5 Hz şi pentru întreaga gamă de tensiuni prevăzute în prezentul cod.

4.4.1.3. Fiecare grup generator trebuie să fie capabil să furnizeze puterea reactivă solicitată de OTS, în conformitate cu diagrama sa de funcţionare P-Q.

4.4.1.4. Grupurile generatoare trebuie să fie prevăzute cu echipamente care să asigure declanşarea automată de la sistem în cazul pierderii stabilităţii.

4.4.1.5. Grupurile dispecerizabile trebuie să fie capabile să participe la reglajul primar al frecvenţei prin variaţia continuă a puterii active furnizate. Se exceptează grupurile cu turbine cu contrapresiune.

4.4.1.6. Fiecare grup generator trebuie să fie dotat cu RAV capabil să asigure în orice moment siguranţa turbinei şi să mobilizeze puterea în reglaj primar cu viteză mare de răspuns (timp< 30s).

4.4.1.7. In situaţia izolării de SEN a unui grup generator pe un consum local, RAV trebuie să fie capabil să asigure reglajul frecvenţei în gama 49-52 Hz.

4.4.1.8. Pentru grupurile dispecerizabile termoenergetice variaţia de putere comandată de RAV trebuie susţinută de către cazan prin funcţionarea pe automat a buclei de reglare sarcină bloc în regimul „turbina conduce cazanul". Consemnul principalelor bucle de reglare ale cazanului ţine seama de variaţia de putere cerută de RAV la o variaţie de frecvenţă.

4.4.1.9. RAV al grupurilor generatoare prevăzute la pct. 4.4.1.6 trebuie să permită o valoare reglabilă a statismului între 2% şi 12%, zona de insensibilitate a întregului sistem de reglaj să fie mai mică decât ±10mHz, iar valoarea de consemn a frecvenţei să fie ajustabilă între 47,5 şi 52 Hz.

4.4.1.10. Grupurile dispecerizabile trebuie să fie capabile să funcţioneze stabil pe o durată nelimitată la o putere cuprinsă cel puţin în intervalul 40%-100% din puterea nominală. Se exceptează cele cu cogenerare.

4.4.1.11. Pentru fiecare grup generator precizat la pct. 4.4.1.6 valorile de statism, insensibilitate - pentru regulatoarele numerice, rezerva de reglaj primar şi valoarea de consemn a frecvenţei prevăzute în prezentul cod se setează conform dispoziţiilor OTS.

4.4.1.12. Pentru grupurile generatoare prevăzute a funcţiona în reglaj secundar, valoarea vitezei de încărcare/descărcare în reglaj secundar, valoarea benzii de reglare în limitele declarate şi intrarea în reglaj secundar sunt dispuse de OTS.

4.4.1.13. Grupurile generatoare care funcţionează în reglaj secundar trebuie să fie capabile să funcţioneze simultan şi în reglaj primar.

4.4.1.14. Fiecare grup generator va fi capabil să încarce/descarce în mai puţin de 30 de secunde rezerva de reglaj primar la o abatere cvasistaţionară a frecvenţei de ±200 mHz şi să menţină aceasta pentru cel puţin 15 minute.

4.4.1.15. Fiecare grup generator dispecerizabil trebuie să fie dotat cu sistem de reglaj al excitaţiei capabil să contribuie la reglajul tensiunii prin variaţia continuă a puterii reactive generate/absorbite.

4.4.1.16. Fiecare grup generator dispecerizabil trebuie să fie dotat cu RAT care să fie permanent în funcţiune.

4.4.1.17. Sistemul de reglaj al excitaţiei, inclusiv RAT şi sistemele de stabilizare cu rol de atenuare a oscilaţiilor de putere activă, atunci când acestea sunt necesare din condiţii de sistem, se specifică în avizul tehnic de racordare. Setările sistemelor de stabilizare se fac conform dispoziţiei OTS.

4.4.1.18. Grupurile generatoare noi trebuie să fie capabile să se separe de SEN din orice punct de funcţionare din diagrama P-Q a grupului generator şi să funcţioneze cu alimentarea serviciilor proprii cel puţin o oră şi în condiţii de insularizare peste minimul tehnic cel puţin 3 ore, în vederea restaurării funcţionării SEN. Fac excepţie grupurile cu turbine cu gaz şi cele cu contrapresiune.

4.4.1.19. OD, la solicitarea OTS, poate impune în avizul tehnic de racordare cerinţa ca un grup generator să fie capabil de pornire fără sursă de tensiune din sistem, dacă grupul generator se află într-un amplasament care necesită acest lucru.

4.4.1.20. Producătorii capabili din punct de vedere tehnic să ofere servicii de sistem tehnologice au obligaţia să furnizeze aceste servicii la solicitarea OTS, chiar dacă nu au fost contractate.

4.4.1.21. OD, la solicitarea OTS, poate impune în avizul tehnic de racordare instalarea echipamentelor de supraveghere în timp real pentru anumite generatoare, pentru a asigura în timp real sau cu o întârziere mică informaţii asupra:

a) indicatorilor de stare;

b) acţionarilor protecţiilor;

c) mărimilor măsurabile.

4.4.1.22. OD, la solicitarea OTS, poate impune în avizul tehnic de racordare instalarea de echipamente de telecomandă în timp real pentru anumite generatoare, în scopul asigurării reglajului asupra puterii active şi reactive produse, încărcării/descărcării, pornirii/opririi, trecerii din regim compensator în regim generator şi invers.

4.4.1.23. Producătorul racordat la SEN are obligaţia să comunice OTS orice modernizare sau înlocuire a RAV şi RAT şi să transmită documentaţia tehnică a noilor regulatoare încă din faza de contractare, precum şi programele de probe de performanţă detaliate.

4.4.1.24. Pentru grupurile generatoare nedispecerizabile operatorul de reţea va stabili care dintre condiţiile de mai sus trebuie îndeplinite.

4.4.2. Instalaţiile celorlalţi utilizatori ai RED

4.4.2.1. Infăşurările de tensiune superioară ale transformatoarelor trifazate racordate la RED la tensiunea nominală de 110 kV trebuie să aibă conexiune stea cu punct neutru accesibil cu posibilitate de legare rigidă la pământ. Necesitatea legării la pământ şi modul de funcţionare sunt stabilite de OTS.

4.4.2.2. Grupa de conexiuni a transformatoarelor racordate la RED va fi precizată de către OD la instalaţiile căruia se face racordarea în avizul tehnic de racordare, în funcţie de necesităţile acestuia sau în conformitate cu cerinţele operatorului de sistem.

4.4.2.3. OD şi consumatorii au obligaţia să asigure deconectarea automată la frecvenţă şi/sau tensiune scăzută şi/sau pe alte criterii a unui volum de consum stabilit de operatorul de sistem. OD repartizează acest consum pe instalaţiile racordate la RED. Deconectarea automată a sarcinii (DAS) este componentă a Planului de apărare a SEN împotriva perturbaţiilor majore şi constituie o măsură de siguranţă în beneficiul tuturor utilizatorilor SEN.

4.4.2.4. OD au obligaţia să realizeze şi să menţină în funcţiune instalaţiile care să asigure deconectarea automată a unui consum pe criteriul scăderii frecvenţei. Volumul (puterea) pe tranşe, reglajele şi logica de acţionare sunt dispuse de OTS şi sunt repartizate pe instalaţii racordate la RED de către OD în colaborare cu OTS, prin Planul de apărare a SEN împotriva perturbaţiilor majore.

4.4.2.5. OD au obligaţia să realizeze şi să menţină în funcţiune instalaţiile care să asigure deconectarea automată a unui consum pe criteriul scăderii tensiunii. Volumul (puterea) pe tranşe, reglajele şi logica de acţionare sunt dispuse de OTS şi sunt repartizate pe instalaţii racordate la RED de către OD, în colaborare cu OTS, prin Planul de apărare a SEN împotriva perturbaţiilor majore.

4.4.2.6. OD au obligaţia să realizeze şi să menţină în funcţiune instalaţiile care să asigure deconectarea automată a unui consum şi pe alte criterii. Volumul (puterea) pe tranşe, reglajele şi logica de acţionare sunt dispuse de OTS şi sunt repartizate pe instalaţiile racordate la RED de către OD, în colaborare cu OTS, prin Planul de apărare a SEN împotriva perturbaţiilor majore.

4.4.2.7. OD şi consumatorii au obligaţia, la solicitarea OTS, să aplice prevederile reglementărilor în vigoare:

a) Normativul de deconectări manuale;

b) Normativul de limitare a consumului.

4.4.2.8. Consumatorii sunt obligaţi să se încadreze în reglementările în vigoare privind compensarea puterii reactive.

4.4.2.9. Utilizatorii sunt obligaţi să respecte clauzele contractului încheiat cu OD pentru serviciul respectiv, precum şi prevederile avizului tehnic de racordare şi ale reglementărilor în vigoare aplicabile.

4.4.2.10. Utilizatorul nu va racorda alte persoane fizice sau juridice la instalaţiile sale decât în condiţiile prevăzute în Regulament.

4.4.2.11. Utilizatorul va asigura, pe propria lui cheltuială, funcţionarea instalaţiilor sale în condiţii de maximă securitate, pentru a nu influenta negativ si a nu produce avarii în instalaţiile OD.

4.4.2.12. Utilizatorul va menţine, în conformitate cu normele în vigoare şi clauzele contractuale, nivelul perturbaţiilor provocate RED de receptoarele sale (nesimetrie, regim deformant, flicker etc).

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

4.4.2.14. Utilizatorul va permite OD sau împuternicitului acestuia accesul în incinta sa pentru a verifica şi a remedia defecţiunile în instalaţiile din proprietatea sau exploatarea OD ori pentru a racorda un alt utilizator, în condiţiile legii.

4.4.2.15. In cazul în care este necesar, datorită propriului proces tehnologic, utilizatorul va pune la dispoziţia personalului autorizat al OD echipament de protecţie adecvat, pentru a asigura accesul în siguranţă în incinta sa.

4.4.2.16. Utilizatorul va asigura, în condiţiile legii, culoarul aferent zonei de protecţie, respectiv de siguranţă a instalaţiilor OD în incinta sa. El nu va efectua lucrări, construcţii, săpături etc. şi nu va stoca materiale în vecinătatea reţelelor electrice de distribuţie decât cu avizul OD.

4.4.2.17. In cazul în care utilizatorul a efectuat lucrări sau construcţii neavizate în zonele de protecţie ale instalaţiilor OD, utilizatorul va suporta urmările legii şi va fi obligat:

a) să demoleze şi să îndepărteze construcţiile şi instalaţiile neconforme; sau

b) să suporte cheltuielile de mutare, atunci când este posibil, a instalaţiilor OD, pentru respectarea distanţelor prescrise.

4.4.3. Sisteme de telecomunicaţii şi achiziţii de date

4.4.3.1. In scopul asigurării conducerii şi controlului instalaţiilor din SEN, instalaţiile de telecomunicaţii între utilizatorii RED şi operatorii de reţea vor respecta normele specifice în vigoare. Detaliile referitoare la racordarea la sistemul de telecomunicaţii se stabilesc în avizul tehnic de racordare.

4.4.3.2. Utilizatorii au obligaţia de a permite accesul la ieşirile din sistemele de măsurare proprii pentru tensiune, curent, frecvenţă, puteri active şi reactive şi la informaţiile referitoare la echipamentele de comutaţie care indică starea instalaţiilor şi a semnalelor de alarmă, în scopul transferului acestor informaţii către interfaţa cu sistemele de comandă si de achiziţie de date (SCADĂ) ale SEN.

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

4.4.3.4. Utilizatorii îşi vor compatibiliza intrările de date în terminalele RED, respectiv RET, la punctele stabilite de comun acord cu OD, respectiv OTS, în scopul facilitării schimburilor de informaţii.

4.4.3.5. Grupurile generatoare dispecerizabile trebuie să aibă asigurată alimentarea cu energie electrică pentru instalaţiile de monitorizare şi reglaj, astfel încât acestea să fie disponibile cel puţin 3 ore după pierderea sursei de alimentare a acestora.

4.4.3.6. Pentru grupurile generatoare dispecerizabile producătorul trebuie să asigure, la performanţele cerute de OTS/OD, căi de comunicaţie cu rezervare, de la instalaţiile de monitorizare şi instalaţiile de reglaj secundar ale oricărui grup până la interfaţa cu OTS/OD aflată într-o amplasare acceptată de OTS/OD. Construirea şi întreţinerea căii de comunicaţie între utilizator şi interfaţa OTS/OD sunt în sarcina utilizatorului.

4.4.3.7. Pentru grupurile generatoare dispecerizabile sistemul de telecomunicaţii de la interfaţa grupului generator cu OTS este în responsabilitatea OTS.

4.4.4. Prevederi generale

4.4.4.1. La cererea justificată a OTS sau pentru necesităţi proprii, OD are dreptul să solicite unor utilizatori instalarea unor echipamente de producere/absorbţie locală a energiei reactive sau/şi a altor echipamente, în scopul asigurării serviciilor de sistem necesare funcţionării SEN în condiţii de siguranţă.

4.4.4.2. Utilizatorii RED trebuie să furnizeze, la solicitarea OD, date tehnice necesare pentru planificarea dezvoltării şi conducerea prin dispecer, în conformitate cu prevederile prezentului cod.

5. PLANIFICAREA DEZVOLTĂRII REŢELELOR ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE

5.1. Atribuţii şi competenţe

5.1.1. Planificarea dezvoltării şi modernizării RED în cadrul SEN se realizează de către fiecare OD în conformitate cu atribuţiile şi competenţele stabilite prin Legea nr. 13/2007, cu modificările şi completările ulterioare.

5.1.2. Fiecare OD realizează lucrări de dezvoltare a RED prin programe de dezvoltare optimă a acestora şi prin programe specifice de modernizare/retehnologizare pentru instalaţii.

5.1.3. Datele necesare activităţii de planificare a dezvoltării RED, aparţinând unui OD, sunt furnizate în mod obligatoriu acestuia de către utilizatorii RED respective, după cum urmează:

a) toţi producătorii autorizaţi şi/sau licenţiaţi de către Autoritatea competentă sau în curs de autorizare;

b) OTS şi alţi OD racordaţi la RED a OD respectiv;

c) toţi consumatorii de energie electrică racordaţi la RED;

d) toţi furnizorii de energie electrică, licenţiaţi de către Autoritatea competentă, care utilizează respectiva RED.

5.1.4. Planul de perspectivă pe termen mediu (5 ani), respectiv actualizările sale anuale se supun spre avizare Autorităţii competente şi reprezintă document cu caracter public.

5.1.5. Pe baza planului de perspectivă, OD întocmeşte programul de investiţii anual pentru dezvoltarea şi modernizarea RED, în conformitate cu prevederile reglementărilor în vigoare.

5.2. Scopul activităţii de planificare a RED

5.2.1. Dezvoltarea si modernizarea RED sunt determinate de:

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

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

c) apariţia unor noi locuri de producere/consum racordate la RED sau modificarea celor existente;

d) consideraţii de stabilitate statică sau tranzitorie;

e) dezvoltarea unui utilizator existent sau apariţia unuia nou;

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

5.2.2. Planificarea dezvoltării RED trebuie să asigure:

a) distribuţia întregii cantităţi necesare de energie electrică pentru acoperirea consumului de energie în zona prevăzută prin licenţă, în condiţii de siguranţă şi eficienţă economică, precum şi realizarea serviciului public de asigurare a accesului la RED în mod corect, transparent şi nediscriminatoriu;

b) corelarea acţiunilor între OD 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 OD cu prevederile planului de dezvoltare în perspectivă al RET, privind oportunităţile zonale pentru racordare şi utilizare a RED, în funcţie de prognoza de dezvoltare a consumului şi necesităţile de capacităţi nou-instalate, în scopul funcţionării în condiţii de siguranţă şi eficienţă a SEN;

d) evacuarea puterii din instalaţiile producătorilor, inclusiv din instalaţiile locale de producere distribuită.

5.3. Obiectivele activităţii de planificare a dezvoltării RED

Activitatea de planificare a dezvoltării RED urmăreşte realizarea următoarelor obiective:

a) asigurarea dezvoltării RED astfel încât acestea să fie corespunzător dimensionate pentru distribuţia energiei electrice prevăzute a fi tranzitată şi elaborarea unui plan de dezvoltare în perspectivă;

b) asigurarea funcţionării economice, în condiţii de siguranţă şi securitate a RED, şi permiterea distribuţiei energiei electrice la niveluri de calitate corespunzătoare, în toate punctele de delimitare, în conformitate cu standardul de performanţă;

c) concretizarea rezultatelor activităţii de planificare a dezvoltării RED prin:

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

(ii) furnizarea de date şi informaţii necesare stabilirii tarifelor de distribuţie în conformitate cu reglementările în vigoare.

5.4. Elaborarea planului de dezvoltare a RED

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

a) prognoza de consum, pe o perioadă de minimum 5 ani, pusă la dispoziţie anual de către furnizori şi consumatori (inclusiv curbe de sarcină-tip pentru zile caracteristice);

b) prognozele de producţie de energie electrică ale producătorilor existenţi (maximum 10 ani);

c) prognozele de producţie şi de consum de energie electrică ale altor utilizatori RED existenţi şi viitori (maximum 10 ani);

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

e) strategia dezvoltării infrastructurii sistemului de telecomunicaţii.

5.4.2. Alte categorii de date necesare planificării dezvoltării RED vor fi furnizate la cererea expresă a OD de către toţi utilizatorii RED.

5.4.3. Datele menţionate la pct. 5.4.1 şi 5.4.2 sunt supuse prevederilor pct. 8.1.

5.4.4. Planificarea dezvoltării RED se face corelat cu cea a RET.

5.4.5. OD şi OTS vor colabora pentru corelarea planificării şi realizării dezvoltării şi modernizării/retehnologizării reţelelor proprii. Colaborarea se va realiza în conformitate cu procedura elaborată de OTS, cu consultarea OD, şi aprobată de Autoritatea competentă.

5.5. Principii pentru planificarea dezvoltării RED

5.5.1. Planificarea dezvoltării RED se face avându-se 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, până la frontiera economică a acesteia;

b) alegerea variantei de dezvoltare cu eficienţă economică maximă, care să ţină cont de impactul asupra tarifelor de distribuţie a energiei electrice;

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

d) asigurarea funcţionării economice a RED în condiţiile variaţiei sarcinii;

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

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

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

b) agresivitatea mediului (umiditate, chiciură excesivă, gheaţă, salinitate, vânturi 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.

5.5.3. Planificarea dezvoltării RED se face pe baza unui studiu de dezvoltare în perspectivă, pe o durată medie de 5 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 (soluţiile să fie autostructurante).

Studiile se actualizează anual.

5.6. Criterii pentru verificarea dimensionării RED

5.6.1. Verificarea soluţiei de dezvoltare a RED, respectiv a dimensionării elementelor componente ale RED se face conform normelor tehnice energetice în vigoare, ţinându-se seama de următoarele criterii de proiectare:

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.

5.6.2. 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.

5.6.3. Pentru dimensionarea RED de 110 kV care funcţionează într-o schemă cu posibilităţi de buclare, 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 radialede 110 kV şi instalaţiile de MT, gradul de rezervare se va stabili pe criterii economice.

5.7. Alte prevederi

5.7.1. Eficienţa investiţiilor în RED pe termen scurt şi mediu trebuie să fie justificată în faza de planificare cel puţin pe baza duratei de recuperare actualizată.

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

6. CONDUCEREA PRIN DISPECER A REŢELELOR ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE

6.1. Cadrul general

6.1.1. Conducerea prin dispecer a SEN este o activitate specifică sectorului energiei electrice exercitată prin unităţi specializate, denumite centre de dispecer, care au relaţii ierarhizate de autoritate, competenţă, comandă şi subordonare între ele şi în relaţiile cu participanţii la piaţa energiei electrice concepute şi aplicate pentru a asigura securitatea şi siguranţa funcţionării SEN. Aceste relaţii sunt distincte de cele administrative.

Conducerea prin dispecer a RED este componentă a conducerii prin dispecer a SEN, este organizată şi se desfăşoară în conformitate cu Codul tehnic al RET - partea a III-a - Regulamentul pentru conducerea prin dispecer a sistemului electroenergetic naţional (RCD).

6.1.2. Conducerea prin dispecera SEN se realizează unitar şi este organizată ierarhizat, la nivel central, teritorial, zonal şi local.

6.1.3. Scopul conducerii prin dispecer a RED este asigurarea funcţionării acestora, conform normelor, în condiţii de siguranţă, calitate şi economicitate, prin exploatarea coordonată a instalaţiilor şi echipamentelor componente ale RED care necesită o conducere si comandă unitară.

6.1.4. Funcţiile principale ale conducerii prin dispecera RED sunt:

a) planificarea operaţională a funcţionării RED;

b) conducerea operaţională la nivel local a RED, în conformitate cu ordinul de învestire a centrelor de dispecer cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer asupra instalaţiilor. Conducerea operaţională constă în programarea operaţională şi comanda operaţională.

6.1.5. Centrul de dispecer este structura organizatorică care este învestită cu atributele autorităţii de conducere prin dispecer asupra unor echipamente şi instalaţii din RED prin ordinul de învestire. Centrele de dispecer aflate la acelaşi nivel ierarhic formează o treaptă de conducere prin dispecer.

6.1.6. Conducerea prin dispecer se bazează pe reglementări specifice de organizare şi funcţionare şi se aplică de către personalul treptelor de dispecer şi de către personalul operaţional din staţiile electrice, centralele electrice, instalaţiile OD şi ale consumatorilor.

6.1.7. Respectarea reglementărilor specifice privind atribuirea autorităţii de conducere prin dispecer asupra echipamentelor şi instalaţiilor din RED este obligatorie pentru toţi participanţii la SEN.

6.1.8. Treptele de conducere prin dispecer din SEN sunt:

a) Dispecerul Energetic Central (DEC);

b) dispeceri energetici teritoriali (DET);

c) dispeceri energetici de distribuţie (DED); dispeceri energetici de hidroamenajare (DHE); dispeceri energetici locali pe centrală (DLC); dispeceri energetici locali ai consumatorilor (DELC);

d) dispeceri energetici de distribuţie locali (DEDL).

6.1.9. Un centru de conducere prin dispecer cuprinde:

a) o structură de comandă operaţională, cu personal organizat în ture, care conduce în timp real funcţionarea instalaţiilor, prin asigurarea regimurilor de funcţionare şi coordonarea manevrelor;

b) o structură de conducere funcţională care asigură planificarea operaţională şi programarea operaţională, precum şi urmărirea şi analiza funcţionării instalaţiilor şi elaborează reglementările specifice.

Termenul de structură folosit mai sus are drept scop delimitarea responsabilităţilor şi activităţilor distincte ce se desfăşoară în cadrul centrului de dispecer. Formele organizatorice ale acestor structuri pot fi diferite de la un centru de dispecer la altul, în raport cu volumul, importanţa şi specificul activităţii lor.

6.1.10. DED-urile sunt organizate în cadrul OD şi exercită atribute ale conducerii prin dispecer a RED la tensiunile de până la 110 kV inclusiv, în conformitate cu ordinul de învestire.

6.1.11. Fiecare OD, în raport cu condiţiile specifice, are numărul corespunzător de centre de dispecer.

6.1.12. Organizarea comenzii operaţionale pentru RED va fi stabilită de OD respectiv, ţinându-se seama de volumul şi specificul instalaţiilor, nivelul de dotare tehnică şi reglementările în vigoare, şi va fi aprobată la nivelul administrativ ierarhic superior şi de DEN din punctul de vedere al conducerii prin dispecer.

6.1.13. Centrele DEDL sunt organizate în cadrul OD şi asigură conducerea prin dispecer a instalaţiilor şi RED de MT şi a liniilor de înaltă tensiune radiale, în conformitate cu ordinul de învestire.

6.1.14. Numărul centrelor DEDL în cadrul aceluiaşi OD se stabileşte în funcţie de particularităţile RED de MT şi de importanţa consumatorilor.

6.1.15. Principiile de organizare, de stabilire a autorităţii de conducere prin dispecer şi a relaţiilor de subordonare în cadrul conducerii prin dispecer a SEN se aprobă de DEN.

6.1.16. Organizarea centrelor de dispecer se realizează cu avizul DEN, în funcţie de structura instalaţiilor, volumul si importanţa lor, sistemul teleinformaţional propriu şi alte mijloace tehnice, astfel încât să se asigure eficienţa conducerii prin dispecer. In funcţie de nivelul centrului de dispecer şi atribuţiile ce îi revin, structura de conducere funcţională poate cuprinde şi alte activităţi: informatică, telecomunicaţii etc.

6.1.17. Utilizatorii RED au obligaţia de a asigura în instalaţiile lor dotarea corespunzătoare cu echipamente şi personal care să asigure realizarea conducerii prin dispecer a RED.

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

6.2. Activităţi desfăşurate de OD

6.2.1. OD are obligaţia de a asigura nediscriminatoriu activităţile de dispecerizare pentru participanţii la piaţa de energie electrică.

6.2.2. OD desfăşoară următoarele activităţi:

a) autorizează personalul operaţional propriu în conformitate cu reglementările în vigoare şi asigură instruirea acestuia;

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

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

d) realizează schimb de informaţii cu OTS 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 Programul energetic naţional, 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, mentenanţă şi dezvoltarea unui sistem DMS/SCADA la nivelul propriei RED, în concordanţă şi cu cerinţele OTS, care să permită monitorizarea şi conducerea prin dispecer a RED şi în acest scop:

(i) dezvoltă, modernizează şi întreţine sistemele DMS/SCADA şi de telecomunicaţii proprii;

(ii) solicită utilizatorilor RED realizarea sistemelor locale SCADĂ în concordanţă cu cerinţele conducerii prin dispecer a RED la care aceştia sunt racordaţi;

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

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

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

k) colaborează, la cererea Autorităţii competente, 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 la DELC;

n) acordă consultanţă pe probleme de comandă, control, protecţii şi automatizări la DELC.

6.3. Planificarea operaţională

6.3.1. Introducere

6.3.1.1. Activitatea de planificare operaţională, corelată cu ordinele de învestire, cuprinde următoarele componente: a) planificarea schemei normale de funcţionare;

b) planificarea retragerilor din exploatare ale instalaţiilor din RED;

c) planificarea sistemelor de protecţii si automatizări aferente RED;

d) planificarea tensiunilor aferente RED.

6.3.1.2. OD înregistrează, prelucrează şi arhivează datele necesare si suficiente pentru analiza si planificarea funcţionării RED.

6.3.1.3. OD analizează şi avizează programele de probe cu echipamentele racordate la RED sau care au influenţă asupra funcţionării acesteia ori asupra siguranţei funcţionării SEN. Programele de probe ce afectează reţeaua buclată de 110 kV se avizează de OTS.

6.3.1.4. OD analizează oportunitatea şi avizează retragerea definitivă din exploatare a instalaţiilor şi echipamentelor din RED sau racordate la aceasta. In cazul instalaţiilor ce afectează reţeaua buclată de 110 kV, retragerea definitivă din exploatare va fi aprobată de OTS.

6.3.2. Planificarea schemei normale de funcţionare

6.3.2.1. OD propune spre aprobare la OTS semestrial (vara, iarna) schema normală de funcţionare a RED de 110 kV cu posibilităţi de buclare şi/sau a grupurilor dispecerizabile. Propunerile OD se aplică după aprobarea de către OTS.

6.3.2.2. OD stabileşte schema normală de funcţionare a reţelelor de MT şi 110 kV radiale.

6.3.2.3. 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;

f) funcţionarea economică a sistemului sau a zonei de reţea.

6.3.3. Planificarea lucrărilor de mentenanţă şi exploatare a instalaţiilor de distribuţie din SEN

6.3.3.1. OD întocmeşte şi transmite la OTS pentru avizare planificarea anuală, trimestrială şi lunară a lucrărilor de mentenanţă şi exploatare pentru echipamentele din RED de 110 kV buclabile care influenţează funcţionarea SEN.

6.3.3.2. OD avizează planurile anuale, trimestriale şi lunare de lucrări pentru reţelele radiale de 110 kV şi de MT.

6.3.3.3. OD va ţine seama atât de necesitatea efectuării lucrărilor, cât şi de asigurarea funcţionării normale a RED.

6.3.4. Planificarea sistemelor de protecţii şi automatizări

6.3.4.1. OD stabileşte şi coordonează reglajele, logica de funcţionare şi stările operaţionale ale sistemelor de protecţie şi automatizări din RED, precum şi ale sistemelor de protecţie ale utilizatorilor RED, altele decât cele coordonate de OTS, şi care nu influenţează siguranţa în funcţionare a SEN.

6.3.4.2. OD dispune utilizatorilor reglarea protecţiilor şi automatizărilor la interfaţa cu RED.

6.3.5. Planificarea tensiunilor

Benzile de tensiune din staţiile reţelei de distribuţie se planifică semestrial de către centrul de dispecer cu autoritate de decizie, astfel încât să se menţină niveluri de tensiune normale în toate nodurile reţelei şi să se obţină reducerea consumului propriu tehnologic în reţea.

6.4. Conducerea operaţională a RED

6.4.1. Conducerea operaţională a RED este realizată de către OD şi cuprinde următoarele componente:

a) programarea operaţională (subcap. 6.5 din prezentul cod);

b) comanda operaţională (subcap. 6.6 din prezentul cod).

6.4.2. Conducerea operaţională a RED implică realizarea următoarelor activităţi specifice:

a) supravegherea funcţionării RED;

b) conducerea funcţionării RED;

c) conducerea grupurilor care nu sunt în comanda operativă aOTS;

d) conducerea sistemelor de protecţii si automatizări din RED.

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

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

b) utilizarea economică a resurselor sistemului.

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

6.4.5. OD analizează funcţionarea RED din punctul 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.

6.4.6. OD furnizează în timp util OTS informaţiile necesare conducerii operaţionale, conform reglementărilor în vigoare.

6.4.7. OD 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 întârziere informaţia solicitată.

6.5. Programarea operaţională a funcţionării RED

6.5.1. Programarea operaţională a funcţionării RED are următoarele componente:

a) programarea schemei de funcţionare;

b) programarea grupurilor prevăzute la pct. 6.4.2 lit. c), conform graficelor stabilite;

c) programarea tensiunilor;

d) programarea sistemelor de proiecţii şi automatizări.

6.5.2. Programarea operaţională a funcţionării RED se realizează în conformitate cu prevederile prezentului cod şi ale normelor tehnice specifice.

6.5.3. Activităţile specifice ale OD sunt coordonate cu activităţile utilizatorilor RED şi OTS, în conformitate cu normele şi contractele în vigoare.

6.5.4. OD are obligaţia de a remedia neîntârziat, la solicitarea OTS, acele indisponibilităţi ale instalaţiilor care pun în pericol siguranţa funcţionării SEN sau a alimentării consumatorilor.

6.5.5. Prin OD se urmăreşte frecvenţa RED, conform normelor tehnice energetice specifice.

6.5.6. OTS programează banda de tensiune în nodurile RED, ţinând 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.

6.5.7. OD stabileşte şi coordonează reglajele, logica de funcţionare şi stările operative ale sistemelor de protecţie şi automatizări conform pct. 6.3.4.1.

6.5.8. OD realizează în timpul cerut dispoziţiile OTS 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 încât să garanteze siguranţa funcţionării acestora.

6.5.9. OD nu are dreptul să modifice regimul, reglajele şi logica de acţionare a sistemelor de protecţii şi automatizări decise de OTS fără aprobarea acestuia.

6.5.10. Criteriile de retragere din exploatare în regim normal sunt în funcţie de:

a) condiţii de siguranţă în funcţionare;

b) condiţii de protecţie a muncii;

c) condiţii de reducere a consumului propriu tehnologic.

6.5.11. Criteriile de retragere din exploatare în regim accidental sunt în funcţie de:

a) condiţiile de siguranţă în funcţionare şi de reducere a duratei de remediere;

b) condiţiile de protecţie a muncii.

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

a) programele lunare de lucrări planificate;

b) coordonarea retragerilor din exploatare între unităţile gestionare ale instalaţiilor, în scopul reducerii duratei întreruperilor şi a numărului de manevre.

6.6. Comanda operaţională a RED

6.6.1. OD aplică programul de funcţionare rezultat în urma activităţii de programare operaţională în condiţii de funcţionare normală a RED.

6.6.2. OD 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 dintre punctele de racordare RET;

b) energiile schimbate în punctele de delimitare cu RET si cu alte RED;

c) configuraţia RED;

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

e) depăşirea limitelor admisibile ale unor parametri de funcţionare;

f) evenimentele care au avut loc în RED sau care se pot produce.

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

6.6.4. OTS are autoritatea să dea dispoziţii, conform reglementărilor în vigoare, OD, iar aceştia la utilizatori, referitoare la regimul de funcţionare a echipamentelor şi instalaţiilor din SEN.

6.6.5. Dispoziţiile OTS vor fi îndeplinite fără întârziere, cu excepţia cazurilor în care este periclitată securitatea oamenilor sau integritatea echipamentelor.

6.6.6. OD dispun şi coordonează manevrele în RED proprii, în conformitate cu normele în vigoare.

6.6.7. Manevrele se execută de personalul operaţional în conformitate cu normele specifice tehnice şi de protecţia muncii în vigoare.

6.6.8. OD sunt obligaţi şi autorizaţi 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.

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

6.6.10. OD au dreptul, în condiţii de funcţionare în stare perturbată, să limiteze consumul prin deconectări manuale, conform normativelor în vigoare şi dispoziţiilor OTS, în scopul readucerii SEN în stare normală de funcţionare.

6.7. Controlul sarcinii: întreruperea/limitarea furnizării energiei electrice în situaţii excepţionale apărute în funcţionarea SEN

6.7.1. Intreruperea furnizării energiei electrice în situaţii excepţionale este justificată pentru a păstra funcţionarea sistemului electroenergetic atât la nivel zonal, cât şi pe ansamblu, ca o ultimă opţiune sau atunci când urgenţa situaţiei nu permite luarea altor măsuri. Intreruperea trebuie să se facă în condiţii tehnice prestabilite şi cu asigurarea reluării furnizării cât mai curând posibil.

6.7.2. OD este autorizat să întrerupă, pentru un grup cât mai restrâns de consumatori şi pe o durată cât mai scurtă, distribuţia de energie electrică în următoarele situaţii:

a) când se periclitează viaţa sau sănătatea oamenilor ori integritatea bunurilor materiale;

b) pentru prevenirea sau limitarea extinderii avariilor echipamentelor energetice în zone de reţea electrică sau la nivelul întregului SEN;

c) pentru executarea unor manevre şi lucrări care nu se pot efectua fără întreruperi.

6.7.3. Deconectarea automată a sarcinii

6.7.3.1. OD şi consumatorii au obligaţia să asigure deconectarea automată la frecvenţă şi/sau la tensiune scăzută ori după alte criterii a unui consum, în conformitate cu cerinţele OTS.

6.7.3.2. OD şi consumatorii au obligaţia să realizeze şi să asigure buna funcţionare a instalaţiilor care realizează deconectarea automată a unui consum pe criteriul scăderii frecvenţei, tensiunii sau pe alte criterii, în conformitate cu cerinţele OTS.

6.7.3.3. Puterea pe tranşe, reglajele şi logica de acţionare ale instalaţiilor care realizează deconectarea automată a unui consum prevăzute la pct. 6.7.3.2 se stabilesc de către OTS şi se comunică OD/consumatorilor.

6.7.4. Deconectarea manuală a consumului

6.7.4.1. Deconectarea manuală a sarcinii se face de către OD, prin aplicarea tranşelor prevăzute în NDM, la dispoziţia OTS transmisă operativ prin treptele de dispecer subordonate.

6.7.4.2. Decizia reducerii consumului prin aplicarea NDM se ia de către OTS, în situaţii în care apar deficite de putere şi energie electrică de scurtă durată, pentru prevenirea sau limitarea extinderii avariilor echipamentelor energetice, în zone de reţea electrică sau la nivelul întregului SEN.

6.7.4.3. In NDM sunt incluşi, pe tranşe, consumatori din toate categoriile, cu excepţia celor casnici, astfel încât consumul total ce poate fi deconectat simultan să fie în conformitate cu cerinţele de siguranţă ale SEN impuse de OTS. Nu se pot include în NDM consumatorii a căror deconectare ar pune în pericol vieţi omeneşti sau ar provoca distrugeri de utilaje sau explozii.

6.7.4.4. Realimentarea consumatorilor deconectaţi se face numai la dispoziţia OTS.

6.7.4.5. Consumatorii prevăzuţi în NDM cu putere minimă tehnologică se vor realimenta ulterior deconectării cu această putere, după epuizarea timpului minim de realimentare prevăzut în normativ, fără aprobarea prealabilă a OTS, dar cu informarea lui ulterioară. In acest caz, OD este obligat să anunţe operativ consumatorul privind reconectarea şi obligaţia funcţionării la putere minimă tehnologică.

6.7.4.6. Consumatorii realimentaţi la puterea minimă tehnologică trebuie să se încadreze în această putere până la ridicarea restricţiei de către OTS. Consumatorii care depăşesc puterea minimă tehnologică vor fi preavizaţi iniţial şi apoi deconectaţi după 15 minute de la primirea preavizului.

6.7.4.7. Evidenţa tranşelor de deconectări se ţine la DEC, la nivelul centrelor de dispecer cu autoritate de decizie asupra echipamentelor prin care se deconectează consumatori şi în staţiile în care se află echipamentele prin care se deconectează consumatori.

6.7.4.8. OD transmit de două ori pe an, până la 1 august, respectiv 1 februarie, la OTS listele cu consumatorii care sunt/pot fi incluşi în NDM, alimentaţi din staţiile SEN. Listele vor fi completate cu datele necesare actualizării volumului tranşelor NDM pentru perioada de iarnă, respectiv vară, conform cerinţelor OTS.

6.7.5. Limitarea alimentării cu energie electrică

6.7.5.1. In cazul penuriei naţionale de combustibili sau în situaţii excepţionale caracterizate prin deficite cronice de energie, determinate de evoluţia economiei internaţionale, de necesităţile de apărare sau de protecţie a mediului înconjurător ori de alte cauze, OTS propune ministerului de resort punerea în aplicare a NL. Punerea în aplicare a NL şi perioada în care acesta se aplică se aprobă prin hotărâre a Guvernului.

6.7.5.2. Limitarea alimentării cu energie electrică se face de către OD, prin aplicarea tranşelor prevăzute în NL.

6.7.5.3. Dispoziţia de aplicare a prevederilor NL se dă de către conducerea OD, la solicitarea OTS.

6.7.5.4. OD au obligaţia anunţării consumatorilor, direct sau prin intermediul furnizorilor, cu minimum 24 de ore înainte de aplicarea NL. Comunicarea se face prin e-mail, fax sau notă telefonică.

6.7.5.5. Consumatorii care nu respectă dispoziţia de reducere a puterii prevăzută în NL vor fi deconectaţi.

6.7.5.6. Ridicarea restricţiilor în alimentarea cu energie electrică şi realimentarea consumatorilor la nivelul puterilor contractate se face de către Guvern, la propunerea ministerului de resort.

6.7.5.7. OD transmit de două ori pe an, până la 1 august, respectiv 1 februarie, la OTS listele cu consumatorii care sunt/pot fi incluşi în NL, alimentaţi din staţiile SEN. Listele vor fi completate cu datele necesare actualizării volumului tranşelor NL pentru perioada de iarnă, respectiv vară, conform cerinţelor OTS.

6.7.5.8. Evidenţa tranşelor de limitări aplicate se ţine la nivelul centrelor de dispecer cu autoritate de decizie asupra echipamentelor prin care se deconectează consumatorii.

6.7.5.9. In situaţii de urgenţă, pentru menţinerea în funcţiune a SEN, OD au dreptul să aplice limitări de putere şi consumatorilor care nu au tranşe de reducere prin contract.

6.7.6. Modul de stabilire a parametrilor din NDM şi NL

6.7.6.1. Modul în care consumatorul poate deveni obiectul deconectărilor manuale şi limitărilor de consum, puterile care se pot deconecta, puterea minimă tehnologică, puterea minimă de avarie, timpul minim şi maxim de realimentare, alţi parametri şi alte condiţii legate de deconectări şi limitări se stabilesc de comun acord între consumator şi OD.

6.7.6.2. Valorile stabilite vor fi prevăzute în convenţia de exploatare, care se încheie între consumator şi OD şi care este anexă la contractele de furnizare şi de distribuţie a energiei electrice.

6.7.6.3. In situaţia în care nu se ajunge la un acord, consumatorul este obligat să pună la dispoziţia OD un studiu efectuat de un proiectant tehnolog, convenit cu OD, care să fundamenteze valorile parametrilor în divergenţă.

6.7.5.4. La consumatorii care au echipamente sau instalaţii la care întreruperea alimentării cu energie electrică peste o durată critică poate conduce la explozii, incendii, distrugeri de utilaje sau accidente cu victime umane, puterea absorbită de aceştia se reduce până la nivelul puterii minime de avarie.

7. TESTARE, CONTROL Şl MONITORIZARE

7.1. Scop şi domeniu de aplicabilitate

7.1.1. In vederea prestării serviciului de distribuţie a energiei electrice în concordanţă cu condiţiile din licenţă şi din standardul de performanţă, OD desfăşoară activitatea de testare, control şi monitorizare pentru a stabili dacă:

a) grupurile generatoare dispecerizabile funcţionează în concordanţă cu parametrii tehnici înregistraţi, în conformitate cu anexa nr. 2;

b) furnizorii serviciilor de sistem tehnologice prestează acele servicii pentru care au fost calificaţi, respectând caracteristicile tehnice de furnizare declarate în documentele de calificare şi reglajele dispuse de către OTS. Producătorii sunt calificaţi ca furnizori de servicii de sistem tehnologice pe grupuri;

c) viitorii utilizatori RED respectă condiţiile care sunt prevăzute în avizul tehnic de racordare şi care condiţionează punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare;

d) utilizatorii respectă, după racordarea la RED şi punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare, condiţiile de funcţionare prevăzute în avizul tehnic de racordare şi/sau în norme;

e) RED asigură în punctele de delimitare condiţiile tehnice conform standardului de performanţă.

7.1.2. Aceste prevederi se aplică, după caz, tuturor utilizatorilor RED.

7.1.3. Pentru grupurile generatoare dispecerizabile şi furnizorii serviciilor de sistem tehnologice se aplică prevederile codului RET.

7.2. Proceduri

7.2.1. Necesitatea de a face teste, control sau monitorizare în diferite noduri ale RED sau la utilizatori, în punctele de delimitare, se stabileşte de către OD.

7.2.2. O testare specifică şi/sau monitorizare se iniţiază în mod obligatoriu în cazul înregistrării unei reclamaţii privind calitatea alimentării unui utilizator sau a unui grup de utilizatori.

7.2.3. Rezultatele testului/controlului/monitorizării care se execută într-un punct de delimitare se comunică în scris utilizatorului de către OD.

7.2.4. Atunci când se constată că un utilizator nu respectă condiţiile din avizul tehnic de racordare/norme, acesta are obligaţia de a corecta situaţia într-un anumit interval de timp convenit cu OD. Nerezolvarea situaţiei poate conduce la deconectarea utilizatorului în conformitate cu reglementările legale.

7.2.5. OD verifică periodic respectarea de către utilizatori a prevederilor convenite privind protecţiile şi reglajele acestora.

8. SCHIMBURI DE INFORMAŢII

8.1. Schimburi de informaţii între titularii de licenţe pentru distribuţie şi între aceştia şi ceilalţi titulari de licenţe din sectorul energiei electrice

8.1.1. Schimbul de informaţii dintre OD, precum şi cele dintre OD şi ceilalţi titulari de licenţe din sectorul energiei electrice se vor desfăşura în conformitate cu reglementările privind achiziţia şi circulaţia datelor între entităţile din sectorul energiei electrice şi cu respectarea celorlalte norme în vigoare.

8.1.2. Titularii de licenţe de distribuţie se vor asigura că informaţiile confidenţiale obţinute de ei în cursul desfăşurării activităţilor ce fac obiectul licenţei nu pot fi transmise unor persoane neautorizate să primească astfel de informaţii, altfel decât în condiţiile legii, fapta constituind contravenţie conform art. 86 alin. (1) lit. m) din Legea nr. 13/2007, cu modificările şi completările ulterioare. Constituie excepţie cazurile când:

a) se dispune de consimţământul scris al persoanei ale cărei interese pot fi afectate de diseminarea informaţiei;

b) informaţia este deja publică;

c) titularul licenţei este obligat sau are permisiunea de a divulga informaţia în scopul respectării condiţiilor licenţei, a unui ordin al Autorităţii competente sau a unei legi în vigoare;

d) informaţia trebuie transmisă în cursul îndeplinirii normale a activităţilor autorizate prin licenţă.

8.2. Schimburi de informaţii între OD şi utilizatorii RED

8.2.1. OD vor institui sisteme prin care să poată primi sau oferi informaţii privind orice problemă sau incident care afectează sau poate afecta indicatorii de performanţă ai serviciului de distribuţie. Schimburile de informaţii se realizează în conformitate cu licenţele emise şi cu respectarea celorlalte norme în vigoare.

8.2.2. La solicitarea OD, utilizatorii vor transmite toate informaţiile necesare pentru realizarea conducerii prin dispecer şi planificarea dezvoltării reţelelor de distribuţie.

8.3. Informarea Autorităţii competente

Titularii de licenţe pentru distribuţie a energiei electrice vor furniza Autorităţii competente datele şi informaţiile care îi sunt necesare în exercitarea atribuţiilor sale, în conformitate cu cerinţele precizate în licenţă şi în reglementările în vigoare.

8.4. Furnizări de informaţii

8.4.1. Utilizatorii RED sunt obligaţi să furnizeze la cerere OD toate informaţiile tehnice relevante necesare acestora pentru analiza incidentelor din RED în conformitate cu reglementările în vigoare.

8.4.2. OD trebuie să furnizeze utilizatorilor RED, la cererea acestora şi în condiţiile stabilite prin reglementări, acele informaţii privind instalaţiile lor care:

a) sunt necesare utilizatorilor pentru a identifica şi a evalua corect posibilităţile pe care le au de a se racorda şi utiliza RED;

b) reflectă influenţele funcţionării RED asupra instalaţiilor electroenergetice ale utilizatorilor.

8.4.3. OD furnizează în timp util OTS toate informaţiile necesare privind orice problemă sau eveniment care afectează siguranţa SEN sau regimul de funcţionare al RET şi, invers, OTS furnizează în timp util OD toate informaţiile necesare privind orice problemă sau eveniment care afectează siguranţa SEN sau regimul de funcţionare al RED.

8.4.4. OD furnizează la cererea OTS toate informaţiile relevante necesare acestuia pentru analiza avariilor din SEN şi, invers, OTS furnizează la cererea OD toate informaţiile relevante necesare acestuia pentru analiza avariilor din RED.

9. DISPOZIŢII FINALE

9.1. Bazele legale

9.1.1. OD, în calitate de titulari ai licenţelor pentru distribuţie, şi utilizatorii RED vor aplica şi respecta prevederile prezentului cod. In caz de nerespectare, Autoritatea competentă sau OD, după caz, vor aplica măsuri în conformitate cu normele în vigoare.

9.1.2. OD 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 Autoritatea competentă conform procedurilor în vigoare.

9.1.3. In termen de 4 luni de la intrarea în vigoare a prezentului cod, Compania Naţională „Transelectrica" - S.A., în calitate de OTS, va elabora procedura prevăzută la pct. 5.4.5.

9.2. Situaţii neprevăzute în Cod

Orice măsura luată de OD pentru situaţii neprevăzute în prezentul cod care îi va afecta pe ceilalţi utilizatori ai RED va fi luată de aşa manieră încât să afecteze cât mai puţin funcţionarea acestora, urmând ca ulterior să fie obţinute acordurile celor implicaţi.

9.3. Derogări

Indiferent de modificările aduse cu ocazia revizuirilor, prevederile prezentului cod se aplică tuturor utilizatorilor racordaţi sau în curs de racordare la RED, oricare ar fi versiunea Codului sub care aceasta s-a produs sau a început. In situaţii speciale un utilizator poate cere derogarea de la îndeplinirea anumitor condiţii. In această situaţie utilizatorul adresează OD o cerere însoţită de un memoriu justificativ. In cazul în care este de acord cu acordarea derogării, OD avizează favorabil cererea şi va solicita Autorităţii competente aprobarea derogării. Solicitarea va fi însoţită, de asemenea, de un memoriu justificativ al OD.

9.4. Anexa nr. 1 „Acte normative în vigoare, obligatorii la aplicarea Codului" şi anexa nr. 2 „Detalii tehnice care se anexează cererii de racordare la RED şi date referitoare la instalaţiile producătorilor şi consumatorilor racordaţi la RED (corelat cu prevederile Codului tehnic al RET)" fac parte integrantă din prezentul cod.

ANEXA Nr. 1 la cod

Acte normative în vigoare, obligatorii la aplicarea Codului

1. Legea energiei electrice nr. 13/2007, cu modificările şi completările ulterioare

2. Regulament privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 867/2003

3. Regulament de furnizare a energiei electrice la consumatori, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 1.007/2004

4. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004 pentru aprobarea Codului tehnic al reţelei electrice de transport

5. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 17/2002 pentru aprobarea Codului de măsurare a energiei electrice

6. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 35/2002 pentru aprobarea Regulamentului de conducere şi organizare a activităţii de mentenanţă

7. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 45/2006 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea soluţiilor de racordare a utilizatorilor la reţelele electrice de interes public

8. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 28/2007 privind aprobarea Standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice

9. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 28/2003 pentru aprobarea Metodologiei de stabilire a compensaţiilor băneşti între utilizatorii racordaţi în etape diferite, prin instalaţie comună, la reţele electrice de distribuţie

10. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 29/2003 pentru aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor de racordare a utilizatorilor la reţelele electrice de distribuţie de medie şi joasă tensiune, cu modificările ulterioare

11. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 43/2004 privind aprobarea Contractului-cadru privind distribuţia de energie electrică, cu modificările ulterioare

12. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 23/2005 privind aprobarea Contractului-cadru de vânzare/cumpărare a energiei electrice ppentru acoperirea consumului propriu tehnologic al reţelelor electrice de distribuţie încheiat între [producător de energie] şi [operator de distribuţie], cu modificările ulterioare

13. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 35/2005 pentru aprobarea Procedurii privind asigurarea energiei electrice reactive şi modul de plată a acesteia

14. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 37/2005 pentru aprobarea avizelor tehnice de racordare - conţinut-cadru

15. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 9/2006 pentru aprobarea contractelor-cadru de racordare la reţelele electrice de distribuţie

16. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 24/2006 pentru aprobarea Procedurii privind corecţia energiei electrice în cazul în care punctul de măsurare diferă de punctul de decontare - Revizia I

17. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 3/2007 privind aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifului pentru distribuţia energiei electrice de către persoane juridice, altele decât operatorii principali de distribuţie a energiei electrice, precum şi a condiţiilor pentru retransmiterea energiei

18. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 4/2007 pentru aprobarea Normei tehnice privind delimitarea zonelor de protecţie şi de siguranţă aferente capacităţilor energetice - revizia I, cu modificările şi completările ulterioare

19. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei şi al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare pentru Serviciile Publice de Gospodărie Comunală nr. 5/93/2007 pentru aprobarea Contractului-cadru privind folosirea infrastructurii sistemului de distribuţie a energiei electrice pentru realizarea serviciului de iluminat public

20. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 38/2007 pentru aprobarea Procedurii de soluţionare a neînţelegerilor legate de încheierea contractelor dintre operatorii economici din sectorul energiei electrice, a contractelor de furnizare a energiei electrice şi a contractelor de racordare la reţea

21. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 39/2007 privind aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice - Revizia I

22. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 48/2008 privind aprobarea Metodologiei pentru emiterea avizelor de amplasament de către operatorii de reţea

23. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 2/2003 pentru aprobarea Normativului privind alegerea izolaţiei, coordonarea izolaţiei şi protecţia instalaţiilor electroenergetice împotriva supratensiunilor- indicativ NTE 001/03/00

24. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 34/2003 privind aprobarea Normativului de încercări şi măsurători pentru sistemele de protecţii, comandă-control şi automatizări din partea electrică a centralelor şi staţiilor

25. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 32/2004 privind aprobarea Normativului pentru construcţia liniilor aeriene de energie electrică cu tensiuni peste 1.000 V

26. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 8/2005 privind aprobarea normei tehnice energetice „Normativ pentru analiza şi evidenţa evenimentelor accidentale din instalaţiile de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice şi termice"

27. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 7/2006 pentru aprobarea Normei tehnice energetice (NTE) „Normativ privind metodologia de calcul al curenţilor de scurtcircuit în reţelele electrice cu tensiunea sub 1 kV"

28. Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 38/2008 pentru aprobarea Normativului pentru proiectarea şi executarea reţelelor de cabluri electrice

ANEXA Nr. 2 - tabelul 1 la cod

Date pentru grupurile generatoare

Descrierea datelor (simbol)	Unităţi de măsură	Categoria datelor
Centrală electrică:
Punctul de racordare la reţea	Text, schemă	S, D
Tensiunea nominală la punctul de racordare	kV	S, D
Grupuri generatoare:
Puterea nominală aparentă	MVA	S, D, R
Factor de putere nominal (cos φ n)		S, D, R
Putere netă	MW	S, D, R
Puterea activă nominală	MW	S, D, R
Puterea activă maximă produsă la borne	MW	S, D, T
Tensiunea nominală	kV	S, D, R
Frecvenţa maximă/minimă de funcţionare la parametrii nominali	Hz	D, R
Consumul serviciilor proprii la putere maximă produsă la borne	MW	S, D, R, T
Putere reactivă maximă la borne	MVAr	S, D, R, T
Putere reactivă minimă la borne	MVAr	S, D, R, T
Puterea activă minimă produsă	MW	S, D, R, T
Constanta de inerţie a turbogeneratorului (H) sau momentul de inerţie (GD2)	MWs/MVA	D, R
Turaţia nominală	rpm	S
Raportul de scurtcircuit		D, R
Curent statoric nominal	A	D, R
Reactanţe saturate şi nesaturate ale grupurilor generatoare:
Reactanţa nominală [tensiune nominală2/putere aparentă nominală]	ohm	S, D, R
Reactanţa sincronă longitudinală % din reactanţa nominală	%	S, D, R
Reactanţa tranzitorie longitudinală % din reactanţa nominală	%	D, R
Reactanţa supratranzitorie longitudinală % din reactanţa nominală	%	S, D, R
Reactanţa sincronă transversală % din reactanţa nominală	%	D, R
Reactanţa tranzitorie transversală % din reactanţa nominală	%	D, R
Reactanţa supratranzitorie transversală % din reactanţa nominală	%	S, D, R
Reactanţa de scăpări statorică % din reactanţa nominală	%	D, R
Reactanţa de secvenţă zero % din reactanţa nominală	%	D, R
Reactanţa de secvenţă negativă % din reactanţa nominală	%	D, R
Reactanţa Potier % din reactanţa nominală	%	D, R
Constante de timp ale grupurilor generatoare:
Tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul închis (Td')	s	D, R
Supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul închis (Td")	s	D, R
Tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis (Td0')	s	D, R
Supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis (Td0")	s	D, R
Tranzitorie a înfăşurării de excitaţie cu statorul deschis, pe axa q (Tq0')	s	D, R
Supratranzitorie a înfăşurării de amortizare cu statorul deschis, pe axa q (Tq0")	s	D, R
Diagrame pentru grupurile generatoare:
Diagrama de capabilitate	Date grafice	D, R
Diagrama P-Q	Date grafice	D, R, T
Curba eficienţei în funcţionare	Date grafice	D, R

Descrierea datelor (simbol)	Unităţi de măsură	Categoria datelor
Capabilitatea grupului generator din punctul de vedere al puterii reactive:
Putere reactivă în regim inductiv la putere maximă generată	MVAr generat	S, D, R, T
Putere reactivă în regim inductiv la putere minimă generată	MVAr generat	D, R, T
Putere reactivă în regim inductiv pe timp scurt la valorile nominale pentru putere, tensiune şi frecvenţă	MVAr	D, R, T
Putere reactivă în regim capacitiv la putere maximă/minimă generată	MVAr absorbit	S, D, R, T
Sistemul de excitaţie al generatorului:
Tipul sistemului de excitaţie	Text	D, R
Tensiunea rotorică nominală (de excitaţie)	V	D, R
Tensiunea rotorică maximă (plafonul de excitaţie)	V	D, R
Durata maximă admisibilă a menţinerii plafonului de excitaţie	Sec.	D, R
Schema de reglaj a excitaţiei	VA/	D, R
Viteza maximă de creştere a tensiunii de excitaţie	V/s	D, R
Viteza maximă de reducere a tensiunii de excitaţie	V/s	D, R
Dinamica caracteristicilor de supraexcitaţie	Text	D, R
Dinamica caracteristicilor de subexcitaţie	Text	D, R
Limitatorul de excitaţie	Schemă bloc	D, R
Regulatorul de viteză:
Tipul regulatorului	Text	S, D
Funcţiile de reglaj realizate de regulator (scheme funcţionale, funcţii combinate de reglaj, timpi de comutaţie, modul de alegere şi condiţiile comutării automate între regimuri)	Scheme, text	S, D, R
Funcţia de transfer standardizată cu blocuri funcţionale a regulatorului, a elementelor de execuţie şi a instalaţiei reglate (generator, turbină, cazan)	Scheme	D, R
Plaja de reglaj a statismului permanent	%	S, D, R
Valoarea actuală a statismului permanent bp - între frecvenţa şi poziţia deschiderii admisiei - între putere şi frecvenţă	%	D, R, T
Plaja de reglaj a parametrilor de acord Kp, Td şi Tv	%, s	S, D
Valoarea actuală a parametrilor de acord Kp, Td şi Tv	%, s	D, R, T
Plaja de reglaj a consemnului de frecvenţă	Hz	S, D, R, T
Viteza de variaţie a semnalelor de consemn • de frecvenţă • de putere • de deschidere	mHz/s MW/s %/s	S, D, R
Insensibilitatea întregului sistem de reglaj • în frecvenţă • în putere	± mHz ±MW	S, R, T
Timpul mort al regulatorului	s	S, D, R, T
Timpii de deschidere/închidere a servomotorului	s/s	S, D, R, T
Precizia de măsură a reacţiei de • frecvenţă/turaţie • putere • poziţie servomotor • liniaritate traductor poziţie servomotor	%	S
Supraturarea maximă la aruncarea de sarcină (nmax)	%nN	S, D, R
Timpul de menţinere a puterii comandate de RAV la o treaptă de frecvenţă menţinută (pentru grupurile termoenergetice)	min	S, D, R, T

Descrierea datelor (simbol)	Unităţi de măsură	Categoria datelor
Regulatorul de tensiune (RAT):
Tipul regulatorului	Text	D
Funcţia de transfer echivalentă, eventual standardizată a regulatorului de tensiune, valori şi unităţi de măsură	Text	D, R
Funcţiile de reglaj realizate de regulator (scheme funcţionale, funcţii combinate de reglaj, timpi de comutaţie, modul de alegere şi condiţiile comutării automate între regimuri)	Scheme, text	D, R
Acurateţea regulatorului de tensiune	%	S, D, R, T
Valoarea minimă a referinţei de tensiune care poate fi setată în RAT	%Un	S, D, R, T
Valoarea maximă a referinţei de tensiune care poate fi setată în RAT	%Un	S, D, R, T
Tensiunea maximă de excitaţie	%Un	S, D, R, T
Timpul de susţinere a tensiunii maxime de excitaţie	sec.	S, D, R, T
Curentul maxim de excitaţie care poate fi susţinut timp de 10 secunde	% în exc	S, D, R, T
Date asupra reglajului secundar frecvenţă/putere:
Banda de reglaj secundar maximă/minimă	MW	S, D, R, T
Viteza de încărcare/descărcare a grupului în reglaj secundar: • plaja de reglaj • valoare actuală	MW/min	S, D, R, T
Modul de acţionare asupra RAV	Schema	S, D
Timpul de atingere a consemnului de putere	s	S, D, R, T
Timpul mort al reglajului secundar	s	S, D, R, T
Pentru grupurile termoenergetice: • schema cu blocuri funcţionale a buclei de sarcină bloc, apa alimentare, combustibil, aer, temperaturi • parametrii de acord ai buclelor de reglare menţionate •funcţiile de transfer • răspunsul principalilor parametri (presiune, debit, temperatura abur viu) la variaţia ordinului de reglare de 100%	scheme înregistrări	S, D, R
Sistemele de protecţie ale grupurilor şi valorile de reglaj	Text	S, D
Stabilirea următoarelor reglaje:
Limitatorul de excitaţie maximă	Text, diagramă	D
Limitatorul de excitaţie minimă	Text, diagramă	D
Limitatorul de curent statoric	Text, diagramă	D
Unităţi de transformare:
Număr de înfăşurări	Text	S, D
Puterea nominală pe fiecare înfăşurare	MVA	S, D, R
Raportul nominal de transformare	kV/kV	S, D, R
Tensiuni de scurtcircuit pe perechi de înfăşurări	% din Unom	S, D, R
Pierderi în gol	kW	S, D, R
Pierderi în sarcină	kW	S, D, R
Curentul de magnetizare	%	S, D, R
Grupa de conexiuni	Text	S, D
Domeniu de reglaj	kV-kV	S, D
Schema de reglaj (longitudinal sau longo-transversal)	Text, diagramă	D, R
Mărimea treptei de reglaj	%	D
Reglaj sub sarcină	DA/NU	D
Tratarea neutrului	Text, diagramă	S, D
Curba de saturaţie	Diagramă	R

ANEXA Nr. 2 - tabelul 2 la cod

Date pentru consumatori şi instalaţii în punctul de racordare

Descriere	Unităţi de măsură	Categoria datelor
Tensiuni:
Tensiune nominală	kV	S, D
Tensiune maximă/minimă	kV	D
Coordonarea izolaţiei:
Tensiune de ţinere la impuls de trăsnet	kV	D
Tensiune de ţinere la frecvenţa industrială a reţelei (50 Hz)	kV	D
Tensiune de ţinere la impuls de comutaţie	kV	D
Curenţi:
Curentul maxim	kA	S, D
Curentul maxim de încărcare pe termen scurt	kA pentru timpi de ordinul secundelor	D
Condiţii ambientale pentru care se aplică aceşti curenţi	Text	S, D
Legare la pământ:
Modul de legare la pământ	Text	D
Performanţele izolaţiei în condiţii de poluare - nivelul de poluare	IEC815	D
Sistem de comandă şi achiziţie de date:
Comanda la distanţă şi date transmise	Text	D
Transformatoare de măsurare de curent	A/A	D
Transformatoare de măsurare de tensiune	kV/V	D
Caracteristicile sistemului de măsurare	Text	R
Transformatoare de măsurare - detalii privind certificatele de testare	Text	R
Configuraţia reţelei:
Schema de funcţionare a circuitelor electrice a instalaţiilor existente şi propuse inclusiv dispunerea barelor, tratarea neutrului, echipamente de comutaţie şi tensiunile de funcţionare	Diagrama monofilară	S, D, R
Impedanţele reţelei:
Impedanţele de secvenţă pozitivă, negativă şi zero	Ω	S, D, R
Curenţi de scurtcircuit:
Curentul maxim de scurtcircuit	kA	S, D, R
Capabilitatea de transfer:
Consumator sau grupe de consumatori alimentaţi din puncte de racordare alternative	Text	D, R
Consum alimentat normal din punctul de racordare X	MW	D, R
Consum alimentat normal din punctul de racordare Y	MW	D, R
Comutaţii de transfer în condiţii planificate sau în condiţii de incident	Text	D
Transformatoarele în punctul de racordare:
Curba de saturaţie	Diagramă	R
Date asupra unităţilor de transformare	Diagramă	S, D, R

ANEXA Nr. 2 - tabelul 3 la cod

Date asupra protecţiilor în punctul de racordare

Descriere	Unităţi de măsură	Categoria datelor
Numărul protecţiilor pe fiecare tip	Text	D
Reglajul protecţiilor	ms	D, R
Timpii de anclanşare/declanşare întreruptor (inclusiv stingerea arcului electric)	ms	D, R
Tipul instalaţiilor de automatizare şi reglajele (RAR, AAR)	Text, ms	D, R

ANEXA Nr. 2 - tabelul 4 la cod

Date asupra instalaţiilor de compensare a puterii reactive

Descriere	Unităţi de măsură	Categoria datelor
Localizarea bobinelor de reactanţă	Text	S, D, R
Puterea reactivă nominală a bobinelor de reactanţă	Mvar	S, D, R
Tensiunea nominală a bobinelor de reactanţă	kV	S, D, R
Localizarea bateriilor de condensatoare	Text	S, D, R
Puterea nominală a bateriilor de condensatoare	Mvar	S, D, R
Tensiunea nominală a bateriilor de condensatoare	kV	S, D, R
Localizarea compensatoarelor	Text	S, D, R
Puterea nominală a compensatoarelor (inductiv/capacitiv)	± Mvar	S, D, R
Tensiunea nominală a compensatoarelor	kV	S, D, R
Modul de comutare/reglaj	Text	S, D, R

ANEXA Nr. 2 - Chestionar energetic 1 la cod

Date pentru mici consumatori

1. Date de identificare a consumatorului şi a proiectantului de specialitate atestat

1.1. Denumirea unităţii consumatoare, cu specificarea modului legal de organizare (S.R.L., S.C. etc), adresa, numele reprezentantului, telefon, fax

1.2. Idem pentru proiectantul de specialitate atestat (dacă este cazul)

2. Date generale asupra obiectivului (locului de consum) pentru care se solicită racordarea (avizul tehnic de racordare)

2.1. Denumirea obiectivului (locului de consum)

2.2. Localizarea obiectivului (locului de consum), adresa. Se anexează plan de încadrare în zonă a obiectivului (locului de consum).

2.3. Specificul activităţii la locul de consum (producţie, comerţ, servicii etc.) şi modul de lucru (număr de schimburi, zile lucrătoare săptămânal)

2.4. Data prevăzută pentru punerea în funcţiune a obiectivului la locul de consum respectiv

2.5.*) Felul în care este alimentat locul de consum în prezent (schema instalaţiei, caracteristici, legături la reţeaua electrică de distribuţie, punctul/punctele de delimitare a instalaţiilor, punctul de măsurare a energiei electrice şi modul în care este realizată măsurarea energiei electrice etc.)

3. Date energetice

3.1. Tipul de branşament solicitat (monofazat sau trifazat)

3.2. Lista receptoarelor ce se instalează, cu precizarea puterii şi tensiunii nominale. Unde este cazul, se va indica şi regimul generat de receptor (cu şocuri, deformant, cu sarcini dezechilibrate etc).

3.3. Puterea celui mai mare motor, regimul şi modul de pornire

3.4. Puterea totală instalată (kW) - în primii 5 ani

3.5. Puterea maximă simultan absorbită (activă şi aparentă - kW/kVA) - în primii 5 ani

3.6. Factorul de putere mediu la care va funcţiona consumatorul

3.7. In cazul în care la reţeaua aparţinând consumatorului există racordaţi şi alţi consumatori, situaţia energetică se va prezenta pe total şi defalcat pentru fiecare consumator.

3.8. Precizări privind sursele de alimentare proprii ale consumatorului (tip, putere, timp de pornire, durata maximă de funcţionare, schemă de racordare etc.)

4. Alte informaţii privind consumatorul, activitatea acestuia, elementele energetice ale instalaţiilor şi receptoarelor, condiţii de funcţionare etc. care se consideră necesare pentru definirea şi caracterizarea punctului de consum şi care să permită o analiză completă din punct de vedere energetic

*) Punctul 2.5 se completează numai pentru locurile de consum existente pentru care se solicită spor de putere sau separare de consumatori prin racordare directă la RED.

ANEXA Nr. 2 - Chestionar energetic 2 la cod

Date pentru mari consumatori

1. Date de identificare a consumatorului şi a proiectantului de specialitate atestat

1.1. Denumirea unităţii consumatoare, adresa, numele reprezentantului, telefon, telex, fax

1.2. Idem pentru proiectantul de specialitate atestat (dacă este cazul)

2. Date generale asupra obiectivului (locului de consum) pentru care se solicită racordarea (avizul tehnic de racordare)

2.1. Denumirea obiectivului (locului de consum)

2.2. Localizarea obiectivului (locului de consum), adresa. Se anexează plan de încadrare în zonă a obiectivului (locului de consum)

2.3. Specificul activităţii la locul de consum (producţie, servicii etc.) şi modul de lucru (număr de schimburi, zile lucrătoare)

2.4. Data prevăzută pentru punerea în funcţiune a obiectivului la locul de consum respectiv

2.5. *) Felul în care este alimentat locul de consum în prezent (schema instalaţiei, caracteristici, legături la reţeaua electrică de distribuţie, punctul/punctele de delimitare a instalaţiilor, punctul de măsurare a energiei electrice şi modul în care este realizată măsurarea energiei electrice etc.)

3. Date energetice

3.1. Cerinţe privind continuitatea alimentării cu energie electrică

3.2. Numărul de căi de alimentare solicitat de consumator pentru racordarea locului de consum

3.3. Precizări privind sursele de alimentare proprii ale consumatorului (tip, putere, timp de pornire, durata maximă de funcţionare, schemă de racordare etc.)

3.4. Factorul de putere mediu la care va funcţiona consumatorul

3.5. Detalii privind receptoarele, caracteristicile acestora, regim de funcţionare, puteri instalate şi absorbite etc. - conform tabelului următor:

Nr. crt.	Date energetice ale consumatorului		U.M.	Situaţia existentă1)	Puterea cerută pe ani 2)				Situaţia finală	Observaţii
0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.	Puterea totală instalată		MW
2.	Puterea maximă simultan absorbită (activă şi aparentă)		MW MVA
3.	Puterea absorbită în orele de vârf de sarcină (activă şi aparentă)		MW MVA
4.	Puterea absorbită pe schimburi (% din Pmax)	Schimb 1 Schimb 2 Schimb 3	% % %
5.	Puterea receptoarelor cu regim de şocuri3)	Pinst Pabs	MW MW
6.	Puterea receptoarelor cu regim deformant4)	Pinst Pabs	MW MW
7.	Puterea receptoarelor cu regim nesimetric	Pinst Pabs	MW MW
8.	Puterea absorbită şi instalată la tensiunile de utilizare a energiei electrice (Pa/Pi)	U-, kV U2 kV U3 kV	MW MW MW MW MW MW
9.	CET propriu	Pi W anuală	MW MWh

1) Conform contractelor existente.

2) Se evidenţiază şi puterile aprobate anterior, cu precizarea avizelor tehnice de racordare respective. Se vor indica separat:

- pentru punctul 3)

- instalaţia cu regim de şocuri

- caracteristicile fenomenului:

- durata şocului în secunde;

- frecvenţa în şocuri pe minut;

- amplitudinea maximă a şocului;

- pentru punctul 4)

 - instalaţia cu regim nesimetric sau deformant;

- caracteristicile fenomenului.

3.6. Curbe de sarcină-tip pentru consumul existent şi final, în cazul consumatorilor cu putere maximă simultan absorbită în situaţia finală de peste 1 MW

3.7. In cazul în care la reţeaua aparţinând consumatorului există racordaţi şi alţi consumatori, situaţia energetică se va prezenta pe total şi defalcat pentru fiecare consumator.

4. Alte informaţii privind consumatorul, activitatea acestuia, elemente energetice ale instalaţiilor şi receptoarelor, condiţii de funcţionare etc. care se consideră necesare pentru definirea şi caracterizarea locului de consum şi care să permită o analiză completă din punct de vedere energetic.

*) Punctul 2.5 se completează numai pentru locurile de consum existente pentru care se solicită spor de putere sau separare de consumatori prin racordare directă la RED.