Archive for the ‘energia electrica’ Category

Responsabil Tehnic cu Executia: RTE_ISC & RTE_ANRE

18/11/2017

ISC si ANRE au convenit asupra impartirii competentelor de autorizare a Responsabililor Tehnici cu Executia (RTE) pentru instalatii si retele electrice. Astfel Regulamentul de autorizare a electricienilor aprobat Ordinul ANRE 11/2013 care prevedea autorizarea RTE in competenta exclusiva a ANRE a fost inlocuit cu Regulamentul aprobat prin Ordinul ANRE 116/2016 care este corelat cu Ordinul  MDRAP 1895/2016.

In baza acestor Ordine autorizarea RTE (si pentru instalatii si retele electrice) a trecut din competenta ANRE in competenta ISC.

Legitimatiile emise pana in 2016 de ANRE pentru RTE raman valabile pana data de valabilitate inscrisa pe ele. In paralel incapand cu 2017 ISC a demarat aplicarea procedurilor proprii de autorizare RTE.

Ord ANRE 116/2016 ART. 45
(1) Legitimatiile de responsabil tehnic cu executia de instalatii electrice emise în conditiile legii de Autoritatea competenta pana la intrarea în vigoare a prezentului regulament raman valabile pana la expirarea acestora, titularii acestora avand competentele prevazute la alin. (2) si obligatiile prevazute la alin. (3). Persoanele autorizate de ANRE ca responsabil tehnic cu executia în domeniul instalatiilor electrice pot solicita autoritatilor competente prevazute la art. 1 alin. (4) preschimbarea legitimatiilor ANRE cu documente de autorizare emise de aceasta, în conditiile reglementarilor în vigoare.
=> examen la ISC conf Ord MDRAP 1895/2016
(2) Legitimatia de responsabil tehnic cu executia eliberata de ANRE, confera titularul acesteia urmatoarele competente:
a) aproba executia lucrarilor de instalatii electrice numai pe baza proiectelor si a detaliilor de executie verificate de specialisti verificatori de proiecte autorizati în conditiile prezentului regulament;
b) verifica si avizeaza fisele si proiectele tehnologice de executie a lucrarilor de instalatii electrice, procedurile de realizare a acestor lucrari, planurile de verificare a executiei, inclusiv cele de control si încercari din planul de control de calitate aferent proiectului, proiectele de organizare a executiei lucrarilor, precum si programele împreuna cu graficele aferente acestora;
c) verifica respectarea cerintelor de personal calificat si autorizat în conformitate cu cerintele
Legii securitatii si sanatatii în munca nr. 319/2006, cu modificarile ulterioare, si de echipamente specifice tipului de lucrari de instalatii electrice executate.
(3) Responsabilul tehnic cu executia autorizat de ANRE are urmatoarele obligatii:
a) sa admita executia lucrarilor de instalatii electrice numai pe baza proiectelor si a detaliilor de executie verificate de specialisti verificatori de proiecte atestati;
b) sa verifice si sa avizeze fisele si proiectele tehnologice de executie a lucrarilor de montaj, procedurile de realizare a acestor lucrari, planurile de verificare a executiei, proiectele de organizare a executiei lucrarilor, precum si programele împreuna cu graficele aferente lucrarilor de instalatii electrice;
c) sa puna la dispozitia organelor de control toate documentele necesare pentru verificarea respectarii prezentului regulament;
d) sa opreasca executia lucrarilor de instalatii electrice în cazul în care s-au produs defecte grave de calitate sau abateri de la prevederile proiectului de executie a montajului si sa permita reluarea lucrarilor numai dupa remedierea acestora;
e) sa întocmeasca si sa tina la zi un registru de evidenta a lucrarilor de instalatii electrice pe care le coordoneaza tehnic si de care raspunde.
(4) La expirarea legitimatiilor de electrician autorizat, respectiv de verificator de proiecte în domeniul instalatiilor electrice tehnologice sau de expert tehnic de calitate si extrajudiciar în domeniul instalatiilor electrice tehnologice, calitatea conferita de acestea nu se pierde. În aceasta situatie autoritatea competenta emite adeverinte în locul acestor legitimatii, la cererea titularului, în conditiile art. 16, respectiv art. 17 si 18. Cererea se transmite la autoritatea competenta împreuna cu documentele prevazute la art. 16 alin. (3), respectiv art. 17 alin. (5) si art. 18 alin. (5) cu cel putin 60 de zile înainte de data expirarii legitimatiilor, dar nu mai mult de 120 de zile înainte de aceasta si se solutioneaza în cadrul celor doua sesiuni de autorizare stabilite de catre ANRE.
(5) Titularii legitimatiilor prevazute la alin. (4) nu au dreptul de a desfasura activitatile ce fac obiectul acestora de la data expirarii valabilitatii lor si pana la data emiterii adeverintei în conditiile prezentului regulament.
(6) Avizele emise de Autoritatea competenta în baza Procedurii de avizare a furnizorilor de formare profesionala în domeniul instalatiilor electrice, aprobata prin Ordinul presedintelui Autoritatii Nationale de Reglementare în domeniul Energiei nr. 97/2014, pentru organizarea si desfasurarea cursurilor de pregatire teoretica de catre societati de formare profesionala, raman valabile pana la expirare.

ISC a infiintat Registrul electronic al RTE_ISC unde sunt evidentiati pe judete si domenii de autorizare RTE autorizati ISC.

ANRE tine evidenta pesoanelor autorizate inclusiv evidenta RTE_ANRE intr-o baza de date dedicata accesibila pe pagina de web a institutiei.

Situatia numarului de RTE_ISC pentru domeniile 6.1 Instalatii Electrice si 8.1 Retele Electrice asa cum a rezultat dupa etapa de recunoastere/prelungire a legitimatiilor RTE_ISC emise anterior aparitiei Ordinului MDRAP 1895/2016 respectiv dupa sesiunea de autorizare RTE din septembrie 2017 este urmatoarea:

Remarcam numarul total insuficient de RTE pentru a putea acoperi toate lucrarile de instalatii si retele electrice care se desfasoara simultam in tara. Avem pentru domeniul 6.1 Instalatii Electrice 20 de judete fara RTE iar pentru domeniul 8.1 Retele Electrice 24 de judete fara RTE.

Activitatea poate insa continua in conditii normale intrucat sunt in termen de valabilitate cca 1400 de legitimatii RTE enise de ANRE.

Anual, pana in 2021, inceteaza valabilitatea a cca 300-400 de legitimatii RTE_ANRE timp in care este de presupus sa cresca numarul persoanelor care vor da examen de RTE la ISC astfel incat sa poata sa fie acoperite de/cu RTE toate santierele pe care se executa lucrari de Instalatii si Retele Electrice.

Probabil ca ar fi util ca de pe paginile de web ale celor doua registre cu evidenta RTE_ISC si RTE_ANRE sa existe trimiteri reciproce astfel incat cei interesati sa isi gasesca RTE pentru lucrarea proprie sa poata sa aiba acces la ambele liste cu RTE autorizati: RTE_ISC si RTE_ANRE

Va recomand sa cititi pe blog:

Biblografia 2017 pentru examen RTE_ISC domeniile 6.1 si 8.1: instalatii si retele electrice

Regulamentul privind receptia constructiilor

Anunțuri

Indezirabilele reparatii accidentale

28/10/2017

pe site ANRE a fost publicat noul regulament de mentenanta care inlocuieste editia precedenta dupa 15 ani de aplicabilitate. Ordinul ANRE 96_2017 regulament de mentenanta

Suntem prin definitie optimisti si ne asteptam ca noul regulament sa inspire operatorii economici titulari de licenta sa isi sintetizeze regulamente proprii de asigurare a mentenantei (PAM) care sa asigure lucrarea potrivita de mentenanta la momentul potrivit astfel incat starea tehnica a instalatiilor si retelelor sa sa se mentina la un nivel optim din pdv al efortului financiar si respectiv al performantelor.

Este de asemenea de dorit ca informatiile rezultate din aplicarea PAM sa le permita operatorilor licentiati sa investeasca la momentul, locul si in masura potrivita astfel incat cheltuielile de mentenanta sa se poata inscrie pe un trend descendent iar iar performantele retelelor sa se inscrie pe un trend ascendent mentinand in acelasi timp tarifele platite de clientul final la valori decente, suportabile.

Aceste asteptari pentru mireni pot parea un miracol imposibil de regasit in practica. Pentru specialisti ar trebui sa fie o „simpla” provocare!

Subiectul este generos, probabil ca il voi aborda in mai multe articole. Acum as vrea sa ma refer la reparatiile accidentale (RA) vizand semnificatia pe care le-o putem acorda, modul in care ne raportam la ele, modul in care le-am putea controla si ce o mai rezulta din acesta analiza preliminara!

Conform Ordinului ANRE 92/2017 avem urmatoarele doua definitii relevante pentru noi in aceasta analiza:

„Intervenții accidentale (IA)– ansamblul serviciilor/lucrărilor de mentenanță corectivă efectuate în regim de urgență, minim necesare pentru repunerea în funcțiune în cel mai scurt timp posibil a SISC (structurilor, instalaţiilor, sistemelor şi componentelor) scoase din funcțiune ca urmare a incidentelor și deranjamentelor. În cazul în care prin intervenție accidentală nu se poate realiza remedierea defectului în soluție definitivă (reparație provizorie), acest lucru se realizează prin programarea cu prioritate a lucrărilor de reparație accidentală” si

Reparație accidentală (RA)– ansamblul serviciilor/lucrărilor de mentenanță corectivă de complexitate mărită, efectuate în regim de urgență pentru eliminarea defectelor și restabilirea stării tehnice inițiale a SISC. Se execută pentru repunerea în funcțiune a SISC scoase din funcțiune ca urmare a incidentelor și deranjamentelor, pentru remedierea în soluție definitivă a SISC repuse în funcțiune în urma unor intervenții accidentale, dar și pentru a preveni producerea iminentă a unui defect.”

Din punctul unora de vedere RA sunt indezirabile si enervante. Ele pot fi privite si ca o masura a:

  1. (in)succesului celorlalte categorii de lucrari de mentenanta,
  2. (in)suficientei fondurilor de mentenata
  3. (in)suficienta si oportunitatea lucrarilor de investitii
  4. (non)calitatii celorlalte lucrari de mentenanta
  5. (non)calitatii lucrarilor de investitii
  6. gradului de (ne)cunoastere a deficientelor din instalatii
  7. (in)abilitatii de stabilire prioritati de mentenanta etc

Cele cateva idei de mai sus pot justifica indezirabilitatea RA in ochii persoanelor cu responsabilitati legate de succesul mentenantei.

Sa vedem ce poate insemna RA pentru o politica de mentenata care pune baza pe lucrarile programate:

  1. costuri necontrolabile sau greu controlabile
  2. dezordine in aprovizionare care s-ar dori sa functioneze fara stocuri si cu preturi de achizitie cat mai mici respectiv sa se ghideze dupa sloganul englezesc „just in time” si sa asigure materialele necesare la momentul potrivit
  3. dificultati in a asigura forta de munca de calitate pentru efectuarea RA
  4. dezordine in prognozarea eficienta a investitiilor
  5. intreruperea consumatorilor cu frecventa si durata aleatoare, neanuntata, suparatoare,. Etc!

Ei si!? Vin alti specialisti care stiu sa gestioneze raportul dintre mentenanta si investitii astfel incat sa asigure performate pe toata linia: costuri, calitate, eficienta, eficacitate aplicand solganul american (o fi american!) „run to fail” care presupune sa nu faci nici o lucrare de mentenanta (sau poate un minim minimorum absolut necesar) si sa intervii cand se produce o defectiune si sa o repari de preferat temeinic!

Daca iti permiti sa fii adeptul solutiei de mentenanta „run to fail” si faci si reparatii de mantuiala evident ca esti special. Sa presupunem ca nu mai sunt multi specialisti care activeaza pe aceasta zona.

Pana la urma tot sistemul de mentenanta preventiva se bazeaza pe ideea de a interveni inainte de a se produce un eveniment. Cum anticipam momentul alocarii de costuri preventive: „dumnezeu cu mila”! E clar ca in practica putem fi intr-o zona a empirismului chiar daca o tratam cu programe informatice si cu alte metode care sa ne ascunda nepriceperea, indolenta si lipsa de viziune.

RA-ul vine sa ne trezeasca la realitate fiind masura eficientei si eficacitatii sistemului de mentenanta preventiva, predictiva etc. Nu ne place sa fim treziti brusc sau in ghionturi!

RA-ul face oarecum legatura intre cele doua abordari „just in time” respectiv „run to fail” Adica intre pur preventiv/predictiv si corectiv!

Performanta poate exista in amandoua zonele. La mijloc e o zona de amatorism suparator pentru toata lumea. Tehnica de obtinere a performantelor depinde foarte mult de filozofia de mentenanta adoptata si evident de consecventa si profesionalismul cu care adopti reteta tehnica si manageriala adecvata fiecarei abordari a mentenantei pe care o ai.

Daca in cazul mentenatei preventive factorul uman apreciaza care ar fi momentul potrivit de efectuare a unei lucrari de mentenanta care sa previna deteriorarea accelerata a unor componente si producerea avariilor, in cazul mentenantei pur corective intervenim atinci cand „crapa ceva”. E clar ca, in acest caz, am exploatat la limita maxim, fizic permisa de instalatia, subansamblele respective sau cel putin pana la linita permisa de „zaua” / componeta cea mai slaba a unei instalatii /a retelei respective.

Pana la producerea avariei in cazul mentenantei pur corective am evitat/amanat efectuarea de costuri. Cumva suntem pe plus cel putin din perspectiva costurilor operationale. Diferenta o poate face modul in care abordam reparatia propriu-zisa respectiv modul in care reusim sa mobilizam „pe loc” / operativ fonduri de investitii.

In conditiile legislatiei din Romania practic nu exista conceptul de a mobiliza „pe loc” / operativ fonduri de investitii. Investitia prin definitie insemnand documentatie, avize acorduri, autorizatii, licitatii etc, etc de uiti ce vrei sa faci!

E clar ca subiectul este generos si nu poate fi elucidat intr-un singur / simplu articol de blog!

Ma limitez sa punctez cativa factori care pot duce la scaparea de sub control a costurilor de RA in viata reala:

  1. periodicitati necorespunzatoare (de regula prea mari) intre doua lucrari de mentenata programate asupra unui echipament/instalatie
  2. tipuri de lucrari de mentenanta inadecvate prinse in PAM penuru anumite echipamente/instalatii
  3. calitatea slaba lucrailor de mentenanta preventiva / corectiva
  4. calitatea slaba a informatiilor rezultate din aplicarea PAM pe care ar trebui ulterior sa se bazeze alegerea prioritatilor
  5. calitatea slaba a selectarii / identificarii  prioritatilor pentru urmatoarele programe de mentenanta vizand ata instalatia/echipamentele care necesita lucrari cat si tipul lucrarii necesare
  6. neefectuarea lucrarilor de mentenanta programate. Cel mai adestea in unele zone de retea se renunta la efectuarea controlului periodic  In multe situatii oamenii, chiar „bine intentionati” nu mai au timp pentru ca sunt napaditi de RA-uri care au asociate intrerupera distributiei respectiv diverse riscuri suparatoare: accidente, incendii, pagube, compensatii etc
  7. neluarea niciunei masuri (sau luarea de prea putine masuri) pentru eliminarea cauzelor care duc la cresterea RA / mentinerea RA la valori suparatoare
  8. subfinantarea mentenantei
  9. promovarea inadecvata a lucrarilor de investitii netinand cont de prioritatile reale rezultate din activitatea de mentenanta.
  10. subfinantarea investitiilor.

Evident ca se pot identifica multe alte cauze care duc la cresterea ponderii RA-urilor in costurile de mentenanta si impicit la performante slabe ale retelelor. Pentru fiecare cauza deja nominalizata se pot identifica exemple concrete unele vizibile cu ochiul liber altele ceva mai subtile.

Regulamentul de mentenanta al ANRE asigura doar un cadru organizatoric larg in care fiecare operator licentiat trebuie sa isi seteze propria strategie de mentenanta  si propriul program de asigurare a mentenantei. Din acest punct incep diferentele. Din acest punct ar trebui sa conteze viziunea, experienta, capacitatea de sinteza, pregatirea profesionala care sa se concretizeze in eficiente si eficacitate si sa asigure prestatii apreciate de clientul final obtinute in conditii de eficienta economica pentru operatori.

Viata reala este complexa si uneori este aparent greu de explicat lipsa de performanta. In viata reala performatele modeste sunt foarte usor de realizat. Adeseori (prea des!) gandirea de grup inhiba obtinerea performatelor superioare pe termen atat de lung incat oamenii nici macar nu isi mai pot imagina ca s-ar putea si mai bine!

Va recomand sa cititi si urmatoarele articole cu mare legatura cu subiectul abordat. Acestea au afirmatiile sutinute cu poze, multe relevante:

Investitii preventive vs corective

LEA 110 kV prezinta un avansat grad de uzura.

Despre defrisari … fara cuvinte!

Defrisarile sunt lucrari de mentenata? Culoarul de siguranta este parte a LEA?

Defrisarile in lungul liniilor electrice trebuie sa devina prioritate nationala

Necesitatea culoarelor de siguranta LEA 20 si 0.4 kV defrisari si decoronari

Live, efectele defrisarilor neefectuate!

Caut parlamentar pentru initiativa legislativa privind coexistenta LEA cu vegetatia

Amenajamentele silvice in apropierea retelelor electrice

Dupa 36 de ani Decretul 237/1978 trebuie abrogat

Profil standardizat pentru culoarul de siguranta LEA 20 kV

Mutilarea arborilor, constrangere sau compromis!

Stalpi cu barba in mediu urban by Radu Mihai

Abordarea intretinerii culoarelor de siguranta LEA ca problema de comunicare

Retele la „drumul mare” (1)

Retele la „drumul mare” (2)

Retele la „drumul mare” (3)

Retele la „drumul mare” (4)

LEA versus LES inconsecvente legislative

Tehnologiile noi impun redefinirea zonelor de protectie si de siguranta

Dezastre previzibile!

Ce sa fie, ce sa fie?

Automatizarea distributiei noi frontiere

Imbunatatirea planificarii serviciului de distributie de catre un operator

Coexistanta LEA cu pasarile practica internationala

Asupra zonelor de protectie si siguranta

Posturi de transformare cerinte tehnice

LES mt cerinte tehnice

LEA mt cerinte tehnice

LES jt cerinte tehnice

LEA jt performante: cerinte tehnice

Asupra solutiilor de imbunatatirea nivelului tensiunii in RED 0.4 kV (1)

Interpretarea rezultatelor sondajului de opinie referitor la protectia LEA jt prin sigurante MPR

Lucrari proaste cu materiale de buna calitate

Tehnologii moderne de constructie LEA 20 si o.4 kV

Declansator OEZ pentru linii electrice lungi cod MTV7

Optiuni strategice de limitare a lungimii circuitelor jt – studiu de caz

Legaturi de intindere in liniile aeriene de 20 kV

Calamitati in retelele electrice

Indrumar de proiectare si executie LEA mt cu conductoare torsadare 1LI-Ip4/17-2012

Ordinea de merit investitionala in contextul strategiei de dezvoltare RED

Algoritm pentru fundamentarea programelor investitionale centrate pe obiective

Lucrari in apropierea LEA aflata sub tensiune

Separator versus intreruptor telecomandat pentru buclarea a doua LEA mt

Studiu de caz privind cerintele tehnice impuse conductorului preizolat XLPE destinat constructiei LEA 20 kV (partea 2)

Studiu de caz fazare si sens de rotire a motoarelor in RED mt

Studiu de caz (partea 1 din 3): strapungerea izolatiei pe coloana generala a unui PTA

Studiu de caz (partea 2 din 3): Strapungerea izolatiei unei faze la un stalp al retelei jt fara pp, si fara legatura a conductorului de nul la armatura stalpului

Studiu de caz (partea 3 din3) :Scurtcitcuite la PTA si in Ljt, concluzii finale

Studiu de caz, ca altfel nu pot sa-i zic!

CPT in LEA jt

Influenta asupra CPT a echilibrarii sarcinii in lungul retelele stradale

Bransament monofazat sau trifazat?

Pledoarie pentru benchmarking

Separatoare orizontale vs verticale!

Ce trebuie sa stiu despre bransamentul meu?

Supratensiuni atmosferice & cele 1000 de cuvinte asociate pozei

Supratensiunile atmosferice nu respecta regulile!

Influenta sarcinii dezechilibrate asupra valorii supratensiunilor de frecventa industriala.

Izolator compozit vs #izolator ceramic / sticla

#Problemele_Puterii din nou in actualitate!

Compatibilitatea instalatiilor electrice interioare cu retelele electrice de distributie publica in reglementarile ANRE

Asupra documentarii masurilor corective in Ljt.

Asupra elementelor care impun diversificarea conventiilor de exploatare

Referinte europene privind nivelul de performanta reglementat al tensiunii

Stalpul lui Stanica!

Reanclansatorul lui Claudiu

Berze in retelele 20 kV

Improvizatii in RED (1) by Radu Mihai

Lucrul dupa ureche compromite orice tehnologie!

Calitatea energiei electrice _ actualizat 12.12.2016

Cablurile torsadate de mt au inceput sa produca incidente

Stalpi cu barba in mediu urban by Radu Mihai

Sefii care aplica micromanagementul

Benchmarking-ul intern by Eugen Rades

Matricea vitalitatii companiei: benchmarking intern

CE ÎNSEAMNĂ SĂ FII MANAGER by Romulus Modoran

Managerul actor

Gandirea de grup

Pana de curent a paralizat America de Nord mai rau decat un atentat terorist

Cod Rosu: explozia unui intrerupator 110 kV

Blocurile de masura si protectie nu se pot proteja nici pe ele la supratensiuni atmosferice

 

 

 

PE 127/83 Regulament de exploatare tehnica a liniilor electrice aeriene

29/09/2017

Aseara am avut nevoie de PE 127/83. Nu l-am gasit pe net si am apelat la ajutorul prietenului nostru Andras la care mereu am gasit cate un normativ cand am avut nevoie!

Pentru accesibilitate il postez pe blog! PE 127_83 Normativ Regulament de Exploatare Tehnica a Liniilor Electrice Aeriene

Toate cele bune!

Retele la „drumul mare” (4)

12/08/2017

sa vedem cum se mai poate face derivatia dintr-un coronament 20 kV orizontal de sustinere. Evident ca ne agatam de consola de sustinere si improvizam o consola de derivatie „economica”.

Sa incepem ca de obicei cu o superba panorama a zonei (clik pe poze pentru a putea fi vazute mai clar):

Si acum  detaliul relevant:

In figura urmatoare avem modalitatea reglementata de instructiunea 1 LI-Ip 4/5-1988 de realizare a derivatiei dintr-un coronament orizontal echipat cu izolatoare de sustinere:

Sa punem „fata in fata” reglementarea vs improvizatie:

Credeti ca aici improvizatiile s-au terminat. Nici pe departe!

Va propun sa constatati ca stalpul (sper sa sa nu fie un SC 15006 (stalp care nu poate avea rol decat de stalp de sustinere), dar nici SC 15015 (stalp de 14m)!) SC 15014 cu CSO in varf s-a infipt „voiniceste” sub conductoare in mijlocul unei deschideri existente fortand intinderea consuctoarelor care la stalpii de sustinere adiacenti sunt coronament triunghi!!! Un superb efort de vointa creativa!

Va dati seama, daca conductorul de pe varful coronamentului triunghi este vizibil tensionat, la ce efort mecanic au fost supuse conductoarele de la baza coronamentului triunghi care au fost ridicate la acelasi nivel cu cel de pe varf!? Izolatoarele IsNs sunt supuse la momente de incovoiere semnificatice la stalpii A, B si C!

In figura urmatoare avem dovada ca stalpul „C” a fost plantat in deschiderea A-B fara desfacerea clemelor de fixare a conductoarelor pe izolatoarele stalpilor A si B. Prezentam pozitia conductorului in deschiderea B-D:

Ca incalcarea reglementarilor sa fie mai consistenta „Dorel” a decis sa extinda de la 15m cat se recomanda a fi deschiderea realizata dintr-un CDV si o tractiune redusa de 75 daN la tractiunea necesara unei deschideri normale de 70m suprasolicitand deosebit de mult CDV si consola de sutinere CSO de care s-a agatat din simpatie.

In mod evident din solutia de racordare lipseste un stalp, cel care conform instructiunii 1 LI-Ip 4/5-1988 ar fi trebuit sa fi fost plantat in apropiera stalpului de racord la cca 15 m si pe care trebuia sa avem montat separatorul de racord.

Respectiv:

In acest caz concesia facuta prin acceptarea montarii separatorului de racord pe stalpul PTA este una nejustificata.

Montarea separatorului orizontal agraveaza cazul prin faptul ca se asigura conditii de electrosecuritate mai proaste la lucrari respectiv mareste gama lucrarilor la PT la care este necesara retragerea din exploatare a axului cu afectarea unui numar semnificativ de PT de agenti economici cu nevoi reale de continuitate sporita!!

Ca diversitatea sa fie completa pe stalpul asupra caruia ne-am oprit s-a decis sa se monteze si o trecere LEA/LES cu separator vertical si capetele terminale ale cablului dar si o fibra optica in axul LEA 20 kV.

Despre trecerea LEA/LES in lipsa unor fotografii de la fata locului nu pot spune decat ca s-ar fi putut realiza in conditii mult mai bune daca deficientele detaliate mai sus n-ar fi existat si derivatia s-ar fi realizat corect.

Paralel cu racordul analizat avem alta fibra optica la o distanta indecent de mica fata de conductoarele 20 kV

As fi vrut sa dau si un exemplu bun din zona. N-am gasit in schimb am vazut alte lucruri interesante!

Va recomand sa cititi si”

Retele la „drumul mare” (1)

Retele la „drumul mare” (2)

Retele la „drumul mare” (3)

Cauta „retele la drumul mare” sa vezi seria „completa”!

Iluminatul public – dezbatere initiata de Badea Romulus

06/08/2017

Dl Badea Romulus a initiat o discutie legata de problematica iluminatului public. Pentru vizibilitate consider util sa o salvez ca articol astfel incat sa putem comenta si dezvolta subiectul.

Badea Romulus Says:

Este interesant ca legea 123/2012 prevede aceasta permisivitate doar pentru OD. Personal m-am confruntat cu aceasta problema in cazul extinderii retelelor de iluminat public. Acest domeniu de nisa este foarte interesant datorita situatiilor de-a dreptul ciudate existente in teren.

Astfel, din punct de vedere patrimonial, pana acum am identificat urmatoarele situatii:

1. punctul de aprindere este in proprietatea OD si in exploatarea primariei, stalpii sunt ai OD, reteaua de distributie este a OD, lampile de iluminat sunt ale OD.

2. punctul de aprindere este in proprietatea OD si in exploatarea primariei, stalpii sunt ai OD, reteaua de distributie este a OD, lampile de iluminat sunt ale primariei.

3. punctul de aprindere este in proprietatea si in exploatarea primariei, stalpii sunt ai OD, reteaua de distributie este a OD, lampile de iluminat sunt ale primariei.

4. punctul de aprindere este in proprietatea OD si in exploatarea primariei, stalpii sunt ai OD, reteaua de distributie este a primariei, lampile de iluminat sunt ale primariei.

Bineinteles ca factura de energie pentru iluminat este platita de primarie.

Partea interesanta este cand primaria doreste sa reabiliteze sau sa extinda sistemul de iluminat.

Cum poate face asta atat timp cat nu este proprietarul sistemului?

Ca urmare, face solicitare la OD de extindere a sistemului de iluminat, dar OD-ul considera ca nu este eficient sa investeasca in asa ceva (foarte corect de altfel din punct de vedere eficienta economica), dar necesitatea publica o cere.

Si ca sa fie lucrurile si mai complicate, doamne fereste sa se doreasca un sistem inteligent de iluminat, care presupune si interventia in punctul de aprindere!

Cand se doreste extinderea, dupa realizarea investitiei stalpii, reteaua de distributie si lampile ar trebui sa ramana in patrimoniul primariei, dar OD-ul le solicita sa ii fie predate lui.

Pana acum s-au facut o serie de artificii pentru a se asigura iluminatul public la un nivel cel putin rezonabil, dar de notorietate este cazul primariei Mangalia, unde se pare ca s-a lasat chiar cu arestarea celor din primarie pentru ca au investit intr-un sistem care nu este al lor – si asta doar pentru ca au dorit sa faca ceva pentru comunitate.

Are cineva vreo solutie reala pentru aceste situatii? intereseaza in fapt pe cineva sa clarifice aceste lucruri?

Daca ne uitam pe planurile de investitii se aloca bani pe POR, PNDL si/sau alte programe pentru primarii in scopul modernizarii/reabilitarii/extinderii sistemelor de iluminat, dar nimeni nu este preocupat de intrarea in legalitate si dpdv al patrimoniului.

Este ceva de genul: daca sunteti gospodari si vreti sa faceti, noi va dam bani, ca oricum sunteti in culpa, daca respectati legea si nu faceti, nu sunteti gospodari si nici interesati de problemele comunitatii! – cum iesim din aceasta dilema existentiala?

SGC: aveti un tabel care poate clarifica o parte din intrebarile dlui Badea Romului sau poate baza pentru discutii pe cazuri punctuale (clik pe tabel pentru a fi lizibil, se deschide intr-o pagina web dedicata unde poate fi marit pana devine lizibil):

Variantele care definesc situatia juridica, delimitarile si particularitatile de exploatare rezulta prin concatenarea celor 7 capitole din tabelul de mai sus.

Retele la „drumul mare” (1)

04/08/2017

SGC 2010 Google Earth ne permite sa facem cu usurinta excursii virtuale . Mi-am propus sa vad cateva retele electrice din zone foarte intens circulate.

Astazi am gasit un separator montat pe un stalp de colt la traversarea peste un drum european intr-o localitate.  Presupun ca este vorba de un racord sau in cazul mai general de o trecere LEA/LES

Trecere LEA_LES cu STEPNo detaliu 2

Google Earth permite accesul facil la imagini insa rezolutia si posibilitatile de detaliere sunt limitate! Daca am putea detalia mai mult am putea vedea ca nu avem clar separata „intrarea” in sepator de „iesire”.

Consider „intrare” traversarea peste drumul europen iar „iesirea” partea cu CLP (cutite de legare la pamant) a separatorului. In poza „intrarea” este in dreapta iar „iesirea” in stanga separatorului

Din necesitatea de a schimba directia prin izolatoare de sutinere, in cazul nostru tip IsNs, cu rol de dirijare, conductorul unei faze este adus de la „iesirea” din separator in zona conductoarelor de „intrare”

Vezi puntele A, B si C unde fazele de intrare sunt in apropierea celor de iesire si pe aceesi parte in raport cu separatorul. De aici rezulta posibilitatea de producere a accidentelor de munca

Trecere LEA_LES cu STEPNo detaliu 1

Din imagini rezulta ca montarea separatorului pe stalpul de colt la 90 de grade este o decizie gresita care, in cazul analizat, putea fi usor evitata apeland la solutia de montare verticala pe stalpul cu cutia terminala de exterior

Supratensiuni atmosferice & cele 1000 de cuvinte asociate pozei

29/07/2017

 

Probabil ca s-a dovedit ca uneori, cel putin, „gandim in sloganuri„!.

O poza face cat 1000 de cuvinte!” suna bine, convingator , usor de folosit, #am_mobil, #pot_comunica, #pot_fi_convingator, #efort_minim, #cool, #mite_odihnita.

Am chiar, sa zicem, un cunoscut care a ridicat la nivel de arta utilizarea sloganului „o poza face cat 1000 de cuvinte!”. Are evident mobil, poate solicita de la colaboratorii lui poze si stie sa le distribuie pe „What_ever!”. Daca ti-a transmis poza poti considera ca si-a facut datoria intr-un mod „operativ, convingator si profesional” pt ca evident stiu si copii ca „o poza face cat 1000 de cuvinte!”

Daca insisti sa ceri explicatii constati primesti explicatii bizare care arareori rezista la o confruntare cu realitatea!

Adevarul este ca rareori o fotografi reuseste sa surprinda sugestiv o stare de fapt si sa fie atat de sugestiva incat sa nu necesite explicatii suplimentare. Suntem diferiti, vedem lumea din unghiuri diferite si de cele mai multe ori daca privim aceeasi magine intelegem lucruri diferite.

NB: prietenul vizat, va citi mesajul nu pentru ca el cauta activ noi surse de informare profesionala dar are la randul sau prieteni care se documenteaza si care vor comenta!

Mi-am propus sa vin in sprijinul celor interesati de subiectul protectiilor la supratensiuni atmosferice si sa comentez o imagine utlizata in cateva articole legate de supratensiunile de origine atmosferica:

Schema protectii STA 2

Schita arata modul in care o lovitura directa in paratraznetul unei cladiri propaga supratensiuni atat in cladirea respectiva dar si in cladirile invecinate si cum descracarea se produce la nivelul instalatiei electrice/receptoarelor electrice dinspre sistemul de pegare la pamant spre conductoarele active.

Remarcam ca lovituara de traznet este creditata cu un curent de 100 kA. Curent mare: 100000 A! Este insotit si de o incalzire importanta a cailor de scurgere la pamant parcurse. Stim ca incalzirea este proportionala cu patratul curentului deci vorbim de cantitati mari de energie termica, dar asta e legat de riscul de incendii, care nu ne intereseaza acum.

Acest curent de descarcare parcurge toate caile prin care se poate scurge la pamant. In primul rand se duce la pamant prin priza de pamant proprie a paratraznetului care a captat lovitura de traznet dar si pe alte cai legate galvanic cu priza de pamant „lovita” de ex prin echipotentiere: conducte de apa, gaz, canalizare, etc

Astfel unda de supratensiunie si curentul asociat ajung in cladirile invecinate.

Remarcam ca nu doar legaturile de echipotentiere mentionate mai sus permit ca unda de supratensiune si parte din curentul de descarcare sa ajunga in cladirile invecinate. Retelele de utilitati cu parti metalice, conductoare de energie electrica, aflate in zona de influenta a prizei/ a unor prize de pamant vor / pot asigura cai pe propagare a undei de supratensiune spre cladirile invecinate si pot fi parcurse de o parte din curentul de traznet.

Priza de pamant parcursa de curentul de traznet are un poatential ridicat. In zona electrozilor prizei de pamant au loc o serie de descarcari din aproape-in-aproape astfel incat ne putem imagina un fenomen (3D) spatial descarcari „o bila de foc” insotite de multe canale mici de descarcare. In zona respectivei/respectivelor prize de pamant apare o distributie de potentiale de la potentialul (foarte mare al) conductorului principal de descarcare lovit de traznet pana la potentialul „zero” (de referinta) al pamantului situat la distante mari de priza de pamant in discutie.

Orice obiect conductor se afla in apropiere de priza de pamant ajuge, urmare a circulatiei curentului de descarcare, sa „obtina” un potential diferit de zero, uneori un potential foarte mare, pe care il tranmite mai departe catre alte cladiri / instalatii fiind si el insotit la randul sau de parte din curentul de descarcare.

In partea din dreapta a figurii vedem ce se poate intampla in interiorul unei cladiri. Datorita potentialului mare la care ajunge instalatia de legare la pamant apar descarcari (strapungeri ale izolatiei) intre elementele legate la pamant (ex carcase, conductoare de nul de lucru si de protectie) si partie active ale receptoarelor electrice. De aici unda de supratensiune se propaga uneori in amonte spre reteaua de alimentare cu energie a cladirii, alteori spre alte receptoare electrice „in cautarea” unor noi punte de descrcare la pamant a energiei (curentului) de traznet.

Tot procesul acesta descris, „cu incetinitorul”, mai sus este foate rapid. „Scapa cine poate!” Supratensiunea de origine atmosferica „valorifica” / se propaga pe elemente conductoare ale constructiilor, ale retelelor de utilitate si /sau ale instalatiilor electrice , strapunge izolatii ale aparatelor electice „in cautarea” unor noi puncte de descarcare la pamant.

In afara de modaliatatea descrisa mai sus de descarcare a unei de supratensiune asociata unui traznet trebuie sa ne reamintin si de calea de propagare prin inductie. Curentul de descacare este insotit de un camp electromengnetic de intensitate mare care se propaga in mediul inconjurator (trece prin, aer, ziduri etc)si care induce tensiuni in orice element metalic, conductor de energie electrica, pe care il intersecteaza. Din acest moment se reia scenariul prin care unda de supratensiune „cauta” o cale de descarcare la pamant.

Cel mai adesea efectele termice & mecanice ale trecerii curentului de traznet lasa urme!

Spectaculos, nu!? Traznetele, supratensiunile de origine atmosferica asociate, sunt fenomene naturale complexe impotriva carora omul a invatat sa se protejeze cu sisteme mai mult sau mai putin sofisticate. Atunci cand aceste sisteme sunt bine concepute/dimensionate probabilitatea ca daunele sa fie limitate este una buna.

O corecta intelegere a fenomenului ne permite si o buna intelegere a efectelor acestuia respectiv o intelegere a optiunilor pe care le avem pentru gestionarea riscurilor care au un pronuntat caracter propabilistic!

De fiecare data raspunderea pentru pagubele create revine proprietarului / utilizatorului cladirii  / instalatiei  / receptoarelor afectare de o lovitura de traznet neexistand in legislatie un temei pentru „pasarea” raspunderii spre o terta parte decat prin incheierea unei polite de asigurare.

Receptoarele electrice scoase din priza pe timpul furtunilor mai greu pot fi deteriorate de supratensiuni! E o cale de protectie pe care uneori nu suntem dispusi sa o utilizam si care evident presupune sa fim acasa, sa fim vigielenti , etc (complicat si asta!). Cel mai bine ar fi ca „jocul probabilitatilor” sa ne fie favorabil!

Puteri citi pe blog articole cu tematica similara care va pot ajuta sa intelegeri mai multe aspecte legate de supratensiuni:

Stoian Constantin

Supratensiunile atmosferice nu respecta regulile!

Protectia la supratensiuni atmosferice moft sau necesitate

– Supratensiunile atmosferice o prezentare agreabila pentru aprofundarea subiectului

Supratensiunile atmosferice in viziunea lui Klaxxi

Blocurile de masura si protectie nu se pot proteja nici pe ele la supratensiuni atmosferice

Influenta sarcinii dezechilibrate asupra valorii supratensiunilor de frecventa industriala.

Intreruperea nulului in LEA jt genereaza supratensiuni

Compatibilitatea instalatiilor electrice interioare cu retelele electrice de distributie publica in reglementarile ANRE

Impact of Floating Neutral in Power Distribution

Informatia salveaza vieti!

 

 

Supratensiunile atmosferice nu respecta regulile!

23/07/2017

 

Ne plac lucrurile simple pe care sa la putem cataloga si controla. De asemenea ne place sa nu ne incarcam mintea cu date, informatii, reguli legate de accesul la reteaua de distributie, de proiectarea si realizarea corecta a instalatiei interioare, de compatibiliattea electromagnetica, etc (etc-ul este descurajant de consistent!)

Un alt lucru este cert am vrea ca ori de cate ori ni se deterioreaza receptoarele electrice sa fie altcineva „de vina” si sa isi asume despagubirea / inlocuirea si asta repede si fara comentarii!

Din pacate viata nu este asa de simpla! Supratensiunile atmosferice nu respecta intoadeauna regulile imaginate de oameni! Nu exista nimeni care sa ne poarte de grija sau sa repare in locul nostru stricaciunile ramase in urma unei/unor supratensiuni de origine atmosferica.

Toate sistemele de protectie la supratensiuni atmosferice se bazeaza pe ipoteze simplificatoare privind, frecventa loviturilor de traznet, intensitatea lor, existenta „zonelor protejate”, numarul de canale de descarcare etc.

Ori de cate ori supratensiunile respecta parametrii cu care au fost creditate si daca instalatiile / receptoarele sunt protejate corespunzator atunci putem vorbi de un deznodamant fericit. Pagubele vor fi minime!

Exista insa foarte multe cazuri in care loviturile de traznet nu respecta regulile si supratensiunile  asociate depasesc cu mult valorile de dimensionare ale echipamentelor de protectie. In aceste cazuri chiar si sistemele de protectie la supratensiuni atmosferice sofisticate si corect realizate sunt depasite si receptoarele protejate sunt distruse.

Pentru a intelege  fenomenul trebuie sa explicam cum apar supratensiunile de origine atmosferica. Traznetul reprezinte o descarcare puternica intre puncte/zone intre care se acumuleaza o diferenta foarte mare de potential care depaseste adeseori sute de kV.

Trazentul poate avea loc intre nori respectiv intre nori si sol. Putem avea lovituri de traznet in camp liber, in apropierea reteleor electrice care adesea strabat zeci de km intre localitati. Putem avea lovituri de traznet in interiorul unor localitati, direct in cladiri,  direct in diferite retele de utilitati: telefonie, energie electrica, apa, gaz, canalizare sau in apropierea acestora. Putem avea lovituri de traznet in paratraznete sau in apropierea acestora.

O constanta a traznetelor o constituie canalele de descarcare. In canalele de descarcare ia nastere un curent deosebit de mare prin care trece energia traznetului. Acest curent de descarcare este insotit de un camp elegtromagnetic in jurul canalului de descarcare si care se propaga pe distante foarte mari.

Oriunde campul electromagnetic asociat loviturilor de traznet intalneste elemente conductoare: receptoare electrice, instalatii interioare, retele electrice de diverse tensiuni si roluri in sitemul energetic, conducte de utilitati: apa, gaz, canalizare etc, induce supratensiuni de origine atmosferica.

Fulgere 1

Un caz paradoxal il constituie paratraznetele. Adesea se uita, sau nu se cunoaste, care este adevarata lor menire respectiv nu li se asociaza nici o masura de protectie impotriva supratensiunilor atmosferice.

Pratraznetul este menit sa protejeze cladirile, depozitele, sau alt fel de suprafete / construictii tehnologice considerate importante. Protectia consta in asigurarea unui ansamblu de conductoare prin care curentul asociat  loviturii de traznet preluata de paratraznet sa se scurga la pamant.

In cazul paratraznetului canalul de descarcare este asigurat de conductoarele care leaga paratraznetul de priza de pamant. Si acest curent de descarcare are asociat un camp electromagnetic puternic care induce tensiuni periculoase in toate elementele conductoare cu care se intersecteaza penetrand toate mediile inclusiv zidurile constructiilor si se propaga pe distante mari.

Fulgere 2

Paratraznetul asigura protectia cladirii impotriva loviturilor de traznet care altfel ar putea sa o distruga de exemplu prin incendiere. Paratraznetul nu asigura implicit si protectia la supratensiuni atmosferice!! Sa ne gandim la un depozit de furaje sau la un depozit de produse petroliere este clar ca nu ne dorim o lovitura directa de traznet caz in care apelam la protectia impotriva traznetelor!

Daca cladirea protejata prin partraznet adaposteste receptoare electrice atunci trebuie sa prevedem in asociere cu paratraznetul setul complet de masuri tehnice de protectie impotriva supratensiunilor de origine atmosferica!

Trebuie sa precizam ca existenta unui paratraznet reduce probabilitatea unei lovituri de traznet direct in obiectivul protejat fara insa sa poata garanta ca obiectivul protejat nu va fi lovit direct de un traznet!

In pozele incluse in articol an cautat sa va prezint cateva exemple de traznete care „nu respecta regulile” avand asociate mai multe canale de descarcare producandu-se atat intre nori cat si intre nori si pamant, lovind direct o retea de 110 kV desi acesta este protejata printr-un paratraznet orizontal (conductor de garda).

Internetul abunda de poze spectaculoase ale unor traznete care de cele mai multe ori „nu respecta regulile”

Regulile la care ma refer sunt: intensitate relativ mica a descarcarii, un singur canal de descarcare, propagare pe caile deja protejate la supratensiuni atmosferice, inducerea de tensiuni de traznet in limita tensiunilor de tinere la care au fost dimensionate protectiile sau receptoarele electrice.

In imaginea de mai sus aveti principalele tipuri de fovituri de traznet si  cai de propagare a supratensiunilor asociate.

Scopul acestui articol este de constientizare a riscurilor aparitiei supratensiunilor atmosferice si asupra  limitelor sistemelor de protectie la supratensiuni de origine atmosferica.

O realitate in Romania o constituie in fapt inexistenta cvasigeneralizata a protectiilor la supratensiuni de origine atmosferica in instalatiile interioare. Poate gresesc dar apreciez ca peste 95% din instalatiile interioare nu sunt protejate la supratensiuni atmosferice.

Foate multe supratensiuni care se propaga pe retele electrice se si „sting” pe retelele de distributie protejand instalatiile consumatorilor racordate la aceste retele. In cazul retelelor electrice aeriene tensiunea de tinere limitata la supratensiuni a izolatiei asigura cai de descarcare a energiei traznetului in lungul retelei. Pe timpul furtunilor cu descarcari electrice sunt de notorietate penele de curent de cele mai multe ori de scurta durata.

Cu tot disconfortul creat de intreruperea alimentarii cu energie electrica putem avea o mica bucurie daca ne gandin ca in fapt reteaua de distributie ne-a protejat impotriva supratensiunilor  atmosferice!

Majoritatea acestor intreruperi in alimentarea cu energie electrica se datoreaza supratensiunilor atmosferice care se induc in retelele electrice si care determina conturnarea izolatiei insotita de curenti de descarcare pe care protectiile ii „vad” ca si curenti de scurtcircuit. Dupa descarcarea undei de supratensiune rigiditatea dielectrica a izolatiei se restabileste si linia respectiva (de 20 kV sau 110 kV) poate fi repusa sub tensiune prin manevre sau printr-o automatizare (reanclasare automata rapida) reluandu-se alimentarea normala cu energie electrica a consumatorilor.

In statiile de transformare respectiv la intrarea in posturile de transformare aeriene si ocazional pe traseul liniilor electrice aeriene (LEA) 20 kV sunt montate descarcatoare cu coarne sau mai nou cu oxid de zinc care au menirea sa protejeze acipamentele scumpe din statiile si posturile de transformare asigurand puncte suplimentare, celor mentionate mai sus, de descarcare la pamant a supratensiunilor atmosferice.

In cazul retelelor electrice aeriene stradale de joasa tensiune acestea au o capacitate intrinseca ridicata de protectie la supratensiuni atmosferice prin tensiunea de tinere redusa la supratensiuni astfel incat de cele mai multe ori nu este necesara montarea unor protectii suplimentare. Conturnarea/strapungerea izolatiei retelei stradale asigura calea de scurgere spre pamant a undei de supratensiune limitand pagubele.

Tinand cont ca in cazul retelelor electrice aeriene stradale de distributie publica, noi sau modernizate, se trece pe scara tot mai larga la realizarea retelelor electrice cu conductoare torsadate se monteaza de regula la primii stalpi de iesire in posturile de transformare protectii la supratensiuni atmosferice constand in descarcatoare cu oxizi de zinc. Aceste descracatoare  au in principal scopul de evitare a cazurilor de strapungere a izolatiei conductoarelor torsadate intrucat sunt distrugeri ireversibile a caror reparare dureaza mai mult perturband alimentarea cu energie electrica a consumatorilor pe durate mai mari.

Retele de distributie in cablu au un grad de autoprotectie sportit la supratensiuni insa de fiecare data acesta „autoprotectie” este insotita de strapungeri locale ale izolatiei cablului care presupun reparatii prin indepartarea zonei avariate si inlocuirea portiunii defecte cu cablu nou care se mansoneaza cu capetele „sanatoase” ale cablului existent.

Schema protectii STA 1

Contrar perceptiei comune cele mai multe supratensiuni nu ajung in instalatia interioara dinspre reteaua electrica de distributie ci prin inductie urmare a loviturilor indirecte de traznet care se produc in vecinatatea localitatii, pe teritoriul localitatii, in paratraznete sau intre nori.

Din punctul meu de vedere ar trebui promovate mai intens necesitatea protectiei instalatiilor interioare la supratensiuni atmosferice dar si la supratensiuni de frecventa industriala. Pe langa actiuni de informare a opiniei publice sau chiar de educare prin sistemul primar de invatamant eforturile ar trebui dublate de reglementari dedicate instalatiilor interioare care reglementari in acest moment sunt destul de vagi si permisive.

Schema protectii STA 2

Subiectul compatibilitatii electromangnetice a instalatiilor interioare si a receptoarelor electrice din cladiri cu retelele de distributie publica este unul de complexitate ridicata. Va recomand sa cititi pe blog si alte articole care trateaza diferite aspecte ale competibilitatii electromangentice si in special ale protectiilor la supratensiuni.

Stoian Constantin

Protectia la supratensiuni atmosferice moft sau necesitate

– Supratensiunile atmosferice o prezentare agreabila pentru aprofundarea subiectului

Supratensiunile atmosferice in viziunea lui Klaxxi

Blocurile de masura si protectie nu se pot proteja nici pe ele la supratensiuni atmosferice

Influenta sarcinii dezechilibrate asupra valorii supratensiunilor de frecventa industriala.

Intreruperea nulului in LEA jt genereaza supratensiuni

Compatibilitatea instalatiilor electrice interioare cu retelele electrice de distributie publica in reglementarile ANRE

Impact of Floating Neutral in Power Distribution

Informatia salveaza vieti!

Delimitarea raspunderii!

 

 

Influenta sarcinii dezechilibrate asupra valorii supratensiunilor de frecventa industriala.

19/07/2017

Analiza incarcarii conductorului de nul, legat la priza de pamant, in ipoteza de consum echilibrat respectiv de consum dezechilibrat

Dupa cum se observa in figura 1 potentialul nulului legat la priza de pamant are valoarea zero. In triunghiul tensiunilor ΔRST varfurile sunt reprezentate de potentialul conductoarelor de faza. Pe suprafata triungiului tensiunilor avem puncte/valori ale potentialului pe care le poate lua nulul comun.

In cazul in care nulul comun este legat la priza de pamant, potentialul sau are valoarea zero, fiind pozitionat in centru de greutate al triunghiului echilateral ΔRST al tensiunilor.

In aceste conditii tensiunile de faza (masurate intre conductoarele active si conductorul de nul) au valori efective sensibil egale URO=UTO=USO si de regula in plaja normata Un+/-10% (230V +/-10%).

Alaturat de triunghiului tensiunilor ΔRST avem schema monofilara simplificata in care consumatorii monofazati de pe fiecare faza sunt reprezentati prin impedantele echivalente Z1, Z2 si Z3 care au ca punct comun nulul de lucru al instalatiei.

! puteti da clik pe figura si se deschide separat mai lizibil

Valoarea curentului pe nul reflecta gradul de dezechilibru al sarcinii

 

In figura 2 se demonstreaza afirmatia din titlul sectiunii: valoarea curentului pe nul reflecta  gradul de dezechilibru al sarcinii.

Analiza efectelor intreruperii legaturii nulului  la priza de pamant:

Consecinte:

  1. Devin importante valorile impedantelor racordate pe fiecare faza (in fapt intre fiecare faza si nulul comun, care in acest caz nu mai este legat la priza de pamant). Tensiunile  URO, UTO, USO care pot fi masurate la bornele receptoarelor monofazate sunt direct proportionale impedantele Z1, Z2, si Z3 ale consumatorilor monofazati (puterile consumatorilor monofazati) si respectiv cu diferenta dintre acestea/gradul de dezechilibru al sarcinii.
  2. Nulul retelei interioare nu mai are potential 0 (zero) fix. Va avea un potential variabil  ca o consecinta a raportului dintre impedantele monofazate racordate la fazele retelei interioare si respectiv la nulul comun.

Atentie ! O impedanta este echivalent cu un receptor electric monofazat respectiv cu puterea acestuia!

Grafic, in triunghiul tensiunilor, nulul poate ocupa orice pozitie.

Vom trata in continuare, 3 cazuri:

  1. Cazul ideal in care Z1= Z2= Z3 => incarcare echilibrata => acelasi numar / tip de receptoare monofazate / aceeasi putere nominala legate pe fiecare faza a circuitului trifazat, respectiv intre fiecare faza (R,S,T) si nulul comun.
  2. Exista receptoare pe fiecare faza (R,S,T) cu valori diferite ale impedantelor (numar, tip si puteri diferite) => cazul general de incarcari dezechilibrate.
  3. Un caz particular de incarcare dezechilibrata, in care avem consumatori racordati doar pe fazele R si S cu impedante diferite.

Cazul 1. Este un caz ideal care poate fi intalnit cu precadere in retelele trifazate care alimenteaza doar receptoare electrice trifazate  

Ipoteze:  Nu exista legatura nulului la priza de pamant & Incarcare echilibrata Z1=Z2=Z3=Z

  • Nulul ramane cu potential zero
  • Nul in centru de greutate al triunghiului tensiunilor
  • URO=UTO=USO= 230 V ±10%

 Cazul 2.  

Ipoteze: Nu exista legatura nulului la priza de pamant & incarcare dezechilibrata Z1≠Z2≠Z3

In acest caz conductorul de nul va avea un potential diferit de zero care „se va misca” pe suprafata triunghiului tensiunilor corelat cu schimbarea raportului dintre impedantele monofazate racordate la fazele R, S, T ale instalatiei respective

In figura 4 prezentam grafic, pentru exemplificare, doua pozitii ale potentialului nulului comun. Se observa ca tensiunile de faza URO, UTO, USO au valori diferite in cele doua exemple.

La anumite grade de dezechilibru unele din receptoarele racordate la fazele circuitului trifazat pot avea la borne tensiuni de frecventa industriala mai mari decat tensiunea lor nominala (mai mari de 230V +/- 10%)

Cazul 3

Ipoteze: Nu exista legatura nulului la priza de pamant & caz particular de incarcare dezechilibrata Z1≠Z2, Z3=0 (consumatori monofazati racordati numai la fazele R si S)

Receptoarele de pe fazele R si S „impart” tensiunea de 400 V

Caz particular teoretic

Ipoteze: Z1 >> Z& legatura nulului la priza de pamant este intrerupta

Z1 >> ZRezulta ca      UR nul tinde catre 400 V  iar     US nul tinde catre  0 V (zero)

In realitate, acest caz nu exista, dar ne permite sa trecem sa vedem cum s-ar putea obtine un set „oarecare” de valori  particulare ale tensiunilor de faza care ar putea aparea intr-un deranjament cu rupere de conductor de nul:

UR nul = 370 V si US nul = 30 V  (UR nul + US nul = intotdeauna cu 400 V)

Identificarea conditiilor in care in instalatia interioara unele receptoare monofazate pot avea la borne tensiunea de 370V

Tensiunea de 370 V am gasit-o invocata ca supratensiunie in mai multe documente emise de unele unitati de service receptoare electrice „arse”, ca supratensiune responsabila de deteriorarea echipamentelor electrice.

Pentru demonstratie, trecem prin cateva rapoarte intermediare intre Z1 si Z2

a) Z1/Z2=2

  • Avem 3 receptoare monofazate identice:
  • Un receptor este racordat la faza R
  • Doua receptoare racordate la faza S

b) Z1/Z2=4

  • Avem 5 receptoare monofazate identice:
  • Pe faza R avem 1 receptor
  • Pe faza S avem 4 receptoare

c) URnul  = 370V, determinarea raportului Z1/Z2

Pentru cazul tinta, in care unii  consumatori monofazati pot fi  alimentati cu 370 V, determinam raportul intre ZR (Z1) si ZS (Z2)

 

Ne reaminim ca am plecat de la ipoteza ca avem receptoare identice => ca pe faza R avem racordat 1 receptor monofazat iar pe faza S avem racordate 12 receptoroare monofazate in paralel=> consum puternic dezechilibrat.

De exemplu, faza R avem, 1 receptor de 2 kW => Faza S avem 12 receptoare adica 24 kW

De aici tragem concluzia, ca prin nul (portiunea comuna) circula in acest caz o putere de 26 kW (2 + 24 kW) in conditiile in care daca am avea consum echilibrat , consumul prin nul ar fi fost 0 (zero). Daca ar fi existat legatura nulului comun la priza de pamant, prin respectiva legatura ar fi circulat 26 kW, o putere foarte mare, care genereaza suprasolicitari ale legaturilor electrice.

Observatie importanta:

In cazul intreruperii nulului, ca sa existe consum, trebuie sa avem consumatori racordati pe cel putin 2 faze, conform figurii urmatoare:

Desi receptorul Z1 este sub tensiune, la borna A, datorita celor 3 intreruperi marcate pe schema, nu poate trece curent prin acest receptor.

Va recomand sa cititi pe blog:

Intreruperea nulului in LEA jt genereaza supratensiuni

Compatibilitatea instalatiilor electrice interioare cu retelele electrice de distributie publica in reglementarile ANRE

Impact of Floating Neutral in Power Distribution

Supratensiunile atmosferice in viziunea lui Klaxxi

Blocurile de masura si protectie nu se pot proteja nici pe ele la supratensiuni atmosferice

Protectia la supratensiuni moft sau necesitate

– Supratensiunile atmosferice o prezentare agreabila pentru aprofundarea subiectului

 

ANRE a actualizat #standardul_de_performanta a serviciului de distributie a energiei electrice

07/07/2017

Actualizat 11.07.2017

ANRE a emis Ordinul 49/2017 prin care aduce modificari standardului de #distributie_a_energiei_electrice aprobat anul trecut prin Ordinul 11/2016. Ordinul a fost publicat in Monitorul Oficial 535/07.07.2017

Ord 11 2016 Standard de performanta distributie ee

Ordin nr. 11-30.03.2016 var. pentru publicare

Ord ANRE 49 2017_modif standard de performanta distributie ee

Ord 11_2016_actualizat cu Ord 49_2017 standard performanta distributie ee

In principiu prin Ordinul 49/2017 se aduc clarificari / imbunatiri ale unor formulari din textul standardului de performanta in vigoare aprobat prin Ordinul ANRE 11/2016 in special asociate perioadelor de „forta majora” conform termenilor utilizati in 2016 care in noul text vor fi referite incepand cu acest an ca „perioade cu #conditii_meteo_deosebite”.

S-au reasezat unele termene in care OD trebuie sa raspunda/ sa intervina respectiv s-a actualizat anexa cu compensatii .

Apreciez ca in noul text obligatiile operatorilor de distributie sunt mai bine / mai realist definite.

 

Stabilizatoare de tensiune – Autor Raoul Trifan

30/01/2017

trl

Am placerea sa va facilitez accesul la un articol interesant scris de dl Raoul Trifan despre stabilizatoarele de tensiune (AVR – automatic voltage regulator)

Citesc in ultima vreme pe diverse bloguri tehnice si non-tehnice din ce in ce mai multe articole, pareri, reclame si comentarii referitoare la stabilizatoarele de tensiune ce se gasesc de cumparat in magazinele de profil pentru stabilizarea tensiunii de pe reteaua electrica din casele noastre. Deoarece multe dintre articole si comentarii nu reflecta neaparat necesitatile reale de electroalimentare ale aparaturii electronice si electrocasnice din gospodariile noastre am sa enunt modul de functionare ale acestor stabilizatoare cat si specificatiile principale ale celor 2 tipuri mai des intalnite la noi pe piata: cu relee si cu comanda prin servo motor. De mentionat ca ambele tipuri de stabilizatoare aduse in discutie au la baza un autotransformator de tensiune reglabil electronic.

 

Stabilizatoarele cu relee utilizeaza 2, 3, 4 sau mai multe relee care regleaza tensiunea de iesire a autotransformatorului comutand practic spirele intermediare ale acestuia, fiecare releu regland, de regula, cam +/-20-30V la iesire, functie de cum este programata electronica de comanda cat si de numarul de spire intermediare ale autotransformatorului.

fig-1-stabilizator-de-tensiune-comnadat-cu-relee

Figura 1 Stabilizator ieftin cu 3 relee: 1 asigura functia de pornire/oprire, iar celelalte 2 reglarea tensiunii

(protectie primara cu varistor, relee de 10A si LM324N pt. comanda)

 

Avantaje:

  • Sunt foarte rapide (de ordinul zecilor de milisecunde)
  • Probabil sunt cele mai ieftine
  • Nu necesita mentenanta
  • Sunt durabile in timp deoarece nu au piese in miscare (cel putin daca releele sunt de calitate)
  • In cazul unor variatii foarte mari si bruste ale tensiunii de intrare (230 > 180V, respectiv 180V > 230V) tensiunea de iesire oscileaza rapid dar se stabilizeaza imediat datorita timpului de comutare foarte mic al releelor, deci nu ar trebui sa existe supratensiuni de durata pe iesire care sa afecteze consumatorii de pe iesire.

 

Dezavantaje:

  • In timpul reglarii tensiunii functionarea releelor este insotita de un zgomot specific
  • In cazul apartiei unui defect tranzitoriu al unuia dintre releele inseriate tensiunea de pe iesire va oscila in limite mari, uneori chiar intre 0V si 230V, putand defecta aparatura conectata (AVR-urile de firma, cu relee de calitate nu vor suferi de aceasta problema).
  • Marja de stabilizare relativ modesta (+/-8% sau chiar +/-10% din valoarea tensiunii de intrare).

Exemplu pt. un AVR cu relee de 230V: Intra din retea 234V si ies tot 234V sau intra 210V si ies 235V sau intra 237V si ies 205V, dar cel mai important este ca tensiunea de pe iesire sa se incadreze in parametrii de +/-10% din cei 230V doriti.

fig-2-autotransformator-cu-tole-ei-cu-3-prize-mediane-la-iesire-pt-reglajul-tensiunii

Figura 2 Autotransformator cu tole E+I cu 3 prize mediane la iesire pt. reglajul tensiunii

(in stanga sunt 4 prize la iesire si sig. de 10A, in dreapta este autotransformatorul)

 

Acest tip de stabilizatoare se preteaza mai bine la computere personale si la aparatura electronica cu marja relativ mare a tensiunii de intrare, adica acolo unde diferente bruste de 20-30V nu afecteaza. Nu sunt recomandate la motoare (pompe, hidrofoare etc.) si nici la aparatura electrocasnica cu motoare sau pompe (masini de spalat rufe sau vase, storcatoare, frigidere etc.), cu toate ca, teoretic, le poate asigura protectia in unele cazuri.

 

Specificatii generale ale stabilizatoarelor cu relee:

  • Factor de putere: 0.6 (deci un AVR de 1.000VA la duce pe iesire o putere insumata de pana la 600W, in caz ca nu specifica altceva producatorul).
  • Precizie de stabilizare: intre +/-8% si +/-10%.
  • Timp de stabilizare: cateva zeci de ms, functie de nr. de relee si de algoritmii interni de comutare.
  • Tensiune de intrare: variaza intre minime de 145-180V si maxime de 250-270V, functie de producator.
  • Tensiune de iesire: 220V sau 230V (aleasa de producator sau selectabila de utilizator)
  • Intarziere initiala: selectabila 6s sau 180s (intarzierea la pornire poate ajuta dupa o pana de curent; pt. compresoare se alege timpul cel mai mare).

 

Stabilizatoarele cu servo-motor beneficiaza de o acuratete ridicata in reglajul tensiunii de iesire datorita reglajului foarte fin efectuat de pantograful actionat de servo-motor care regleaza autotransformatorul. Spre deosebire de cele cu relee, aici nu exista spire intermediare, iar autotroansformatorul are spirele „expuse”, un pantograf culisand liber pe aceste spire actionat de un servo-motor comandat electronic. Practic, cu o electronica si un servo-motor de calitate acest tip de stabilizator regleaza foarte fin tensiunea la iesire, din spira in spira, pana cand ajunge la tensiunea dorita de producator.

fig-3-autotroansformator-toroidal-cu-spirele-secundarului-expuse

Figura 3 Vedere de sus (autotroansformator toroidal cu spirele secundarului expuse)

 

Avantaje:

  • Acuratete foarte buna a tensiunii de iesire, avand practic o eroare de stabilizare de numai cativa volti (2.5-3%).

Exemplu pt. un AVR cu servo-motor de 230V: Intra din retea 234V si ies 230V sau intra 180V si ies 230V sau intra 260V si ies 230V.

 

Dezavantaje:

  • In cazul unor variatii mari si bruste ale tensiunii de intrare, tensiunea la iesire poate oscila brusc, dar numai pentru putin timp. Astfel, AVR-ul cu servo-motor va avea pentru fractiuni de secunda la bornele de iesire suma dintre tensiunea initiala de pe iesire si diferenta de tensiune aparuta brusc la intrare, deoarece servomotorul are nevoie de 1-2 secunde pana cand reuseste sa regleze perfect diferentele de tensiune aparute in retea.
  • Pretul ceva mai ridicat decat la cele cu relee.
  • Zgomotul destul de pronuntat pe timpul functionarii servomotorului (se aude doar cand sunt diferente de tensiune de stabilizat), altfel este silentions
  • “Periile” pantografului, find din carbuni (ca la aspirator), se uzeaza si pot fi inlocuite dupa cativa ani de utilizare.
  • Optional, spirele de cupru pot fi curatate o data la 2-3 ani, functie de caz, cu o perie antistatica. De asemenea, o carpa care nu lasa scame umezita in putin alcool izopropilic ar putea ajuta curatarea.

Nota: Orice interventie in interiorul stabilizatoarelor se efectueaza de personal autorizat si numai dupa decuplarea fisei de alimentare de la reteaua de 230V! Pe perioada de garantie stabilizatoarele pot fi trimise spre mentenanta la service autorizat de producator!

fig-4-de-praf-de-carbune-pe-bobinajul-autotransformatorului

Figura 4 Detaliu inceput de defect

In dreapta contactului, pe spirele de cupru, se vede adunata o “movilita” de praf de carbune

Un stabilizator bazat pe servo-motor cu o electronica de comanda bine proiectata este, de regula, superior celui cu relee. Totusi, inainte de achizitionarea unui astfel de stabilizator solicitati informatii de la vanzator daca stabilizatorul detine sau nu protectie la supratensiune la bornele/priza de iesire, lucru necesar in special daca aveti consumatori sensibili de alimentat si daca in zona unde locuiti exista caderi si varfuri de tensiune importante (diferente de peste 50V in intervale scurte de timp, de ordinul secundelor).

Ca sa exemplific diferentele dintre comportamentul regulator al unui AVR cu relee si al altuia cu servo-motor in situatii extreme si de ce un AVR cu servo-motor are nevoie de o electronica buna, avem un exemplu mai jos:

  • La timpul T0 scade tensiunea de pe retea la 180V, iar AVR-ul cu relee restabileste tensiunea corecta prin „adaugarea” la bornele de iesire a 50V intr-un timp de aprox. 2 perioade (40ms) / AVR-ul cu servomotor face acelasi lucru in aprox. 5-2s.
  • La timpul T1 tensiunea de pe retea revine brusc la normalul de 230V, iar AVR-ul cu relee restabileste tensiunea corecta prin „scaderea” la bornele de iesire a 50V intr-un timp de aprox. 2 perioade (40ms) / AVR-ul cu servomotor face acelasi lucru in aprox. 5-2s.

Exemplul de mai sus l-am putea intalni atunci cand cineva utilizeaza un aparat de sudura in curtea noastra sau a vecinului, in situatii unde sunt implicati consumatori mari sau atunci cand exista unele avarii pe reteaua de distributie. Practic, in scenariul prezentat anterior, intre timpul T1 si timpul final pana AVR-ul reuseste sa autoregleze tensiunea, la bornele de iesire ale acestuia vom avea pentru un timp scurt (fractiuni de secunda) tensiunea de 230V + 50V = 280V, tensiune care revine in peste 1 secunda la normalul de 230V. Un AVR cu servomotor „ideal” necesita o protectie (ex.: un comparator si un releu) capabila sa decupleze bornele de iesire pentru a asigura protectia consumatorilor conectati in caz de supratensiune pe iesire (se pare ca nu toate AVR-urile cu servomotor detin o astfel de protectie).

fig-5-pantograful-culisant-cu-carbunei

Figura 5 Pantograful culisant cu carbune

 

Specificatii generale ale stabilizatoarelor cu servo-motor:

  • Factor de putere: 0.6 (uneori 0.5)
  • Precizie de stabilizare: intre +/-2.5% si +/-3%
  • Timp de stabilizare: 1.5-2s (aprox. 1s la fiecare 20-30V de reglat)
  • Tensiune de intrare: variaza intre minime de 140-180V si maxime de 250-270V, functie de producator
  • Tensiune de iesire: 220V sau 230V (aleasa de producator sau selectabila de utilizator)
  • Intarziere initiala: selectabila 6s sau 180s (intarzierea la pornire poate ajuta dupa o pana de curent; pt. compresoare se alege timpul cel mai mare).

De mentionat ca standardul pentru tensiunea de alimentare monofazica in Romania (si-n restul Europei, dealtfel) este de 230V +10%/-15%, iar standardul, sa-i spunem „invechit”, de 220V nu mai este de actualitate. In niciun caz asta nu inseamna ca un stabilizator care scoate 220V pe iesire este superior sau inferior celui care scoate 230V, ci doar este o optiune aleasa de producatori. Totusi, uneori tensiunea de 220V este considerata de unii ca fiind ceva mai „protectiva” la posibilele variatii ale tensiunii pentru aparatele electronicele conectate. Totodata, becurile cu incandescenta ar putea avea o durata de viata putin mai mare daca sunt alimentate cu 10V mai putin, lucru posibil valabil si pt. motoare alimentate direct (fara regulatoare de turatie). Indiferent de caz, inainte de a achizitiona un stabilizator, consultati manualul aparatului pe care doriti a-l proteja si verificati plaja tensiunilor recomandate de alimentare.

Am citit pe diverse forumuri despre persoane care au achizitionat stabilizatoare de tensiune pentru centrale pe gaz sau pe lemne, pentru aparatura PC, cat si persoane care doreau sa alimenteze imprimante laser, aparate de aer conditionat, cuptoare cu microunde sau chiar masini de spalat rufe.  Pentru calculul puterilor trebuie de luat seama ca:

  • o imprimanta laser consuma din retea, in timpul functionarii „cuptorului” intern, peste 1.000W reali
  • un cuptor cu microunde ia la pornire pana la 1.500W, urmand sa scada puterea la cea inscrisa de fabricant (700W, 800W , 1.000W sau cat scrie pe el)
  • un aer conditionat consuma la pornire vreo 2.000W, urmand ca ulterior sa se stabilizeze puterea absorbita din retea la aprox. 1000W (cele de uz casnic)
  • o masina de spalat rufe ia aproximativ 2.200W atunci cand functioneaza si rezistenta de incalzire si motorul cuvei si electrica de comanda
  • o masina de spalat vase consuma instant intre 1.500 – 2.000W atunci cand functioneaza rezistenta de incalzire
  • un cuptor electric poate trage din retea chiar si 3.000W
  • o plita pe inductie are maxime de putere care pot depasi 5.500W si uneori ating si 7.000W!
  • un computer absoarbe o putere, de regula, de aprox. 400-500W cu tot cu monitor
  • o centrala termica absoarbe undeva intre 125-250W, functie de prodicator si nr. de pompe instalate (aceste date se regasesc in manualul de utilizare al centralei si al pompelor de recirculare).
  • un frigider clasic are la pornirea compresorului un consum instant de pana la 500W, urmand sa se stabilizeze ulterior catre 150-250W, functie de model

Totdata, randamentul stabilizatoarelor scade daca tensiunea de intrare se afla in afara plajei 200-250V! In consecinta, puterea necesara unui stabilizator de tensiune trebuie foarte corect calculata, pentru a preintampina posibilele defectiuni ulterioare sau chiar incendii datorate supraincalzirii autotransformatorului. De regula, daca alegeti puterea stabilizatorului de 2 ori mai mare decat suma puterilor consumatorilor de pe iesire nu ar trebui aveti probleme. Totusi,  intrebati producatorul daca stabilizatorul detine protectie termica, deoarece nu se stie niciodata ce se poate intampla (puteti intreba si ce tip de protectie termica are: ireversibila – cu siguranta termica clasica sau reversibila – cu termostat bimetal).

Sunt persoane care achizitioneaza stabilizatoare cu relee pentru centrale termice, pompe sau compresoare, dar in unele situatii acest model de stabilizator poate sa induca un comportament neadecvat pompei de recirculare sau a compresoarelor conectate, datorita curbei tensiunii de iesire stabilizata cu +/-8% sau uneori cu doar +/-10% (in special AVR-urile ieftine, cu 2-3 relee, dar cu marja mare a tensiunii de intrare). Practic, la socuri de tensiune pot exista la iesirea AVR-ului cu relee variatii bruste de pana la 20-30V (dar care se incadreaza in limitele normale de functionare, conf. specificatiilor), variatii care pot modifica totusi comportamentul aparatelor conectate. Exemplu ipotetic de caz defavorabil: acum intra 250V si ies 220V, iar peste cateva secunde tensiunea retelei scade la 210V si din stabilizator vor iesi 240V, deci avem o diferenta de 20V in mai putin de o secunda. In caz ca se doreste instalarea de stabilizatoare de tensiune pe echipamentele electrice care contin motoare, pompe sau compresoare atunci se recomanda a se utiliza stabilizatoare cu servo-motor protejate la supratensiuni, supracurent si temperatura, deoarece ofera o tensiune foarte stabila, cu precizie de doar cativa volti.

Totusi, centralele pe lemne se preteaza cel mai bine la UPS-uri dedicate cu sinusoida pura si cu baterie externa cat mai mare, deoarece daca pica tensiunea retelei v-ati dori ca pompele de recirculare sa functioneze in timpul arderii lemnelor pentru a nu se acumula temperaturi si presiuni excesive in cazan. Centralele pe gaz pot fi si ele alimentate din UPS-uri impreuna cu senzorul detector de gaze, dar si acolo trebuie UPS-uri compatibile. Practic, unele UPS-uri nu functioneaza pe centrale pe gaze deoarece au transformator pe iesire care izoleaza consumatorii de retea, deci nu va mai exista notiunea de „faza/nul”. Astfel, intre polii de iesire si impamantare se va putea masura 1/2 din tensiunea retelei atunci cand se va comuta pe baterie. Rezolvare problemei consta in montarea unei rezistente de aproximativ 500 KOhm intre impamantare si unul dintre cei 2 poli de pe iesire, fie in interiorul aparatului, fie direct in stecher (se recomanda pentru aceasta operatiune o persoana autorizata!).

Concluzie: Indiferent de modelul de stabilizator (AVR) ales, tensiunea la bornele de iesire a acestuia va fi stabilizata in limite mai bune decat cele oferite de distribuitorul de energie electrica. Totusi, inainte de achizitie verificati ca puterea maxima instalata sa fie mai mica decat puterea nominala a stabilizatorului, verificati existenta protectiei termice a acestuia, cat si a protectiei la supratensiuni care pot aparea la bornele de iesire!

 

Factorul de putere neutral (limita!) = 0.90 incepand cu 01.01.2017

29/01/2017

SGC 2010  Prin Ordinul 76/2016 ANRE dispune modificarea şi completarea Metodologiei privind stabilirea obligațiilor de plată a energiei electrice reactive și a prețului reglementat pentru energia electrică reactivă, aprobate prin Ordinul Preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 33/2014 (vezi mai jos link pt formatul Word al textului actualizat al Metodologiei)

Ordinul 76/2016 ANRE a fost publicat in Monitorul Oficial 893/08.11.2016 si a intrat in vigoare incepand de la 01.01.2017 ord-76_2016-facturare-energie-reactiva_cos-fi-neutral (factor de putere limita) = 0,90

Elementul de noutate pe care consider important sa il constientizam este legat de stabilirea unei noi valori de referinta a factorului de putere neutral (limita) 0.90 cu mentiune ca se aplica atat pentru regimul inductiv cat si pentru cel capacitiv,

Vechile limite erau 0.92 pentru factorul de putere neutral si limita de la care incepea taxarea consumului de putere reactiva inductiva. Regimul de reactiv capacitiv (supracompensarea puterii reactive inductive de ex prin baterii de condensatoare) nefiind acceptat.

In fapt conform art I alin 2 din Ord ANRE 76/2016 sintagma „factor de putere neutral” se inlocuieste cu sintagma „factor de putere limită” in articol (pt a marca schimbarea!) voi contiuna insa sa ma refer la factorul de putere neutral!

modificarile-aduse-de-ord-76_2016-ref-facturare-energie-reactiva

Pentru a ilustra grafic efectele trecerii de la factorul de putere neutral de 0.92 la cel de 0.90 va propun figura urmatoare unde realizata pentru ipoteaza in care la cele doua valori ale factorului neutral avem accesi putere aparenta Sa =Sb.

influenta-trecerii-de-la-cos-fi-neutral-092-la-0-90-la-s_constant-ed2

Punctul A (Pa,Qa) corespunde factorului de putere neutral vechi cu valoarea de 0.92

Punctul B (Pb,Qb) corespunde factorului de putere neutral nou (factorul de putere limita conf Ord ANRE 76/2016) cu valoarea de 0.90

Cu galben avem triunghiul puterilor asociat factorului de putere neutral vechi de 0.92. Cu albastru avem triunghiul puterilor asociat noului factor de putere limita de 0.90.

Stim ca arccos(0.90) > arccos(0.92). Asa cum se vede si din figura de mai sus la aceeasi putere aparenta asociata valorilor in discutie ale factorului de putere Qb>Qa si Pb<Pa. Circulatia de reactiv din retelele de distributie in urma Ord 76/2016 va creste relaxandu-se presiunea finaciara a taxarii reactivului prin setarea noii valori de referinta a factorului de putere neutral limita de 0.90 atat pentru regimul inductiv cat si pentru cel capacitiv.

De remarcat ca zona permisiva „albastra”din cadranul IV pana la 01.01.2016 nu exista. Supracompensarea consumului inductiv respectiv injectia de putere reactiva in SEN fiind descurajata prin taxare.

Ord 79/2016 permite consumatorilor se injecteze in SEN putere reactiva pana la -arccos(0.90)

Va propun doua intrebari pentru dezbatere:

  1. cum va influenta dimensionarea reteleor electrice de distributie reducerea valorii factorului de putere neutral (limita) de la 0.92 la 0.90
  2. care vor fi consecintele relaxarii tarifare a circulatiei/consumului de reactiv asupra pierderilor in retelele electrice de distributie publica?

Metodologia privind stabilirea obligatiilor de plata a energiei electrice reactive si a pretului reglementat pentru energia electrica reactiva in varianta aprobata prin Ord 33/2014 poate fi accesata utilizand urmatorul link: ord-anre-33-din-2014-metodologie-plata-energie-reactiva

Puteti accesa  textul actualizat al metodologiei in conformitate cu prevederile Ordinului ANRE 76/2017 utilizand urmatorul link: ord-anre-33_2014-metodologie-calcul-energie-reactiva-actualizat-conf-ord-76_2016

#Problemele_Puterii din nou in actualitate!

14/01/2017

SGC 2010 Gerul „cumplit” readuce in actualitate  #Problemele_Puterii!

Gama problemelor asociate „puterii” este amplu diversificata de temele din mass- media legate de „excesul de putere” al unora si modul in care altii „gestioneaza puterea” pe care o au.

Putem afirma ca interesul romanilor este captivat de #Problemele_Puterii!

Personalizand #Problemele_Puterii pe tematica blogului este destul de evident ca trebuie sa discutam despre puterea maxim simultan absorbita de receptoarele electrice!

In Sistemul Energetic National (SEN) se poate spune ca  „energia adune bani si puterea genereaza costuri„!

Pentru a sustine acesta afirmatie punctez cateva din problemele asociate cresterii puterii maxime simultan absorbite in retelele de distribuie:

  1. costuri mai mari de realizarea unor instalatii noi dimensionate pentu o putere Pmax_simultan_absorbita mai mare
  2. inrautatirea calitatii energiei electrice prin scaderea nivelului de tensiune la bornele receptoarelor
  3. incidente /deranjamente („pene de curent”) generate de supraincarcarea unor transformatoare si deteriorarea lor
  4. incidente /deranjamente, #pene de curent, generate  supraincalzirea contatelor electrice si deteriorarea lor
  5. cresterea pierderilor de energie in retelele de distributie – consumul propriu tehnologic (CPT)
  6. cresterea costurilor de productie a energiei electrice pentru acoperirea varfurilor Puterii maxime simultan absorbite care se reflecta direct in cresterea costurilor de distributie a energiei electrice prin costul CPT

Sunt convins ca Dvs puteti identifica si alte consecinte ale cresterilor puterilor maxime simultan absorbite in retelel stradale si/sau mai general in SEN si de asemenea puteti decela intre cresteri ocazionale respectiv de tendinte ale nivelului  Pmax simultam absorbita in SEN.

Probabil ca foarte interesanta este gama argumentelor prin care se poate sustine / combate afirmatia ca in SEN: „energia adune bani si puterea genereaza costuri”!

Exista scenarii  in care daca #Problemele_Puterii in SEN sunt asociate si cu o crestere a consumului de energie electrica pe termen mai lung sau in conditii meteo dificile sa determine situatii de „dificultati energetice” care ar fi de evitat sa ajunga la stadiul de  „criza energetica” care sa ne puna in situatia in care sa ne punem intrebari legate de existenta si corectitudinea „politicii energetice” !

Cred ca un subiect interesant la care merita sa ne gandim ar fi „concurenta libera (distructiva)a producatorilor de energie electrica in balanta cu utilizarea rationala a resurselor energetice a tarii  astfel incat sa nu fie cazul sa vorbim in Romania de #criza_energetica

Compatibilitatea instalatiilor electrice interioare cu retelele electrice de distributie publica in reglementarile ANRE

12/12/2016

SGC 2010 Articole complemantare publicate pe blog:

Compatibilizarea instalatiilor interioare cu blocurile de masura si protectie (BMP)

Protectia diferentiala a bransamentelor electrice

Calitatea energiei electrice _ actualizat 12.12.2016

Standardul de performanta pentru serviciul de distributie a energiei electrice

Bransament monofazat sau trifazat?

Blocurile de masura si protectie nu se pot proteja nici pe ele la supratensiuni

Calitatea energiei electrice este influentata mai mult de consumatori decat de distribuitori

Referinte europene privind nivelul de performanta reglementat al tensiunii

Analiza cerintelor din specificatiile tehnice emise de distribuitorii de energie electrica privind aparatajul de protectie by Klaxxy

Compatibilitatea dintre instalatile electrice interioare si retelele de distributie publica este menita sa asigure in egala masura buna functionare a aparetelor electrice si a retelor de distributie publica la care sunt racordate instalatiile electrice interioare.

In Art 5.1.1.5 din I7/2011 Normativ-ul pentru proiectarea, execuția și exploatarea instalațiilor electrice aferente clădirilor”, compatibilitatea electromagnetica este definita ca mixul de caracteristici de care trebuie sa se tina cont la alegerea echipamentelor „astfel încât sa nu produca efecte daunatoare asupra altor echipamente si asupra retelei de alimentare, în functionare normala, inclusiv în timpul manevrelor, în afara cazului în care se iau masuri corespunzatoare în timpul montajului.

În acest context, printre factorii care pot avea influenta se pot enumera: factor de putere, sarcina asimetrica, curent absorbit, armonici, supratensiuni tranzitorii generate de echipamentele instalatiei.”

In regulament privind racordarea utilizatorilor la retelele electrice de interes public aprobat prin ord-59_2013-regulament-de-racordare compatibilitatea dintre instalatile electrice interioare si retelele de distributie publica este tratata (doar) in articolul 11 aliniatul 2 care prevede:

„Art. 11. – (2) Utilizatorii retelelor electrice au obligatia sa adreseze cererea de racordare sau cererea de actualizare a avizului tehnic de racordare ori a certificatului de racordare inainte de a incepe realizarea instalatiei de utilizare care urmeaza a fi racordata la reteaua electrica, respectiv modificarea celei existente.”

Aceata cerinta a regulamentului de racordare este insa corelata cu structura cadru a Avizului Tehnic de Racordare (ATR) aprobata prin Ordinul ANRE 74/2014: ord-74-2014-continut-cadru-atr care rezerva spatiu pentru detaliere cerinte sau impune direct cerinte de compatibilitate la art 3, 11, 14, 15, 16(1), 16(2) si 20. In fisierul urmator in format Word am marcat articolele respective: continut-cadru-atr-consumator-casnic.docx :

„Art. 3(1) Cerinţe pentru protecţiile şi automatizările la interfaţa cu reţeaua electrică: …….. …….. ………….

Art 3(2) Alte cerinţe, nominalizate (precizate numai dacă sunt aplicabile, conform Codului tehnic al reţelei electrice de transport, aprobat prin  Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004, cu modificările ulterioare, şi Codului tehnic al reţelelor electrice de distribuţie, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 128/2008):

a)de monitorizare şi reglaj …….. ……………. ……………. ……..;

b)interfeţele sistemelor de monitorizare, comandă, achiziţie de date, măsurare a energiei electrice, telecomunicaţii …….. ……………. ……………. ……………. ………;

c)pentru principalele echipamente de măsurare, protecţie, control şi automatizare din instalaţiile utilizatorului …….. ……… .

Art 3(3) Condiţii specifice pentru racordare: …….. ……………. ……………. ……………. ……………. …….. ………….

Art 11(1) Lucrările pentru realizarea instalaţiei de utilizare se execută pe cheltuiala utilizatorului de către o persoană autorizată sau un operator economic atestat potrivit legii pentru categoria respectivă de lucrări. Valoarea acestor lucrări nu este inclusă în tariful de racordare.

Art 11(2) Executantul instalaţiei de utilizare, precum şi utilizatorul vor respecta normele şi reglementările în vigoare privind realizarea şi exploatarea instalaţiilor electrice.

Art 14(1) În cazul în care utilizatorul deţine echipamente sau instalaţii la care întreruperea alimentării cu energie electrică poate conduce la efecte economice şi/sau sociale deosebite (explozii, incendii, distrugeri de utilaje, accidente cu victime umane, poluarea mediului etc.), acesta are obligaţia ca prin soluţii proprii, tehnologice şi/sau energetice, inclusiv prin sursă de intervenţie, să asigure evitarea unor astfel de evenimente în cazurile în care se întrerupe furnizarea energiei electrice.

Art 14(2) În situaţia în care, din cauza specificului activităţilor desfăşurate, întreruperea alimentării cu energie electrică îi poate provoca utilizatorului pagube materiale importante şi acesta consideră că este necesară o siguranţă în alimentare mai mare decât cea oferită de operatorul de reţea, prezentată la pct. 13, utilizatorul este responsabil pentru luarea măsurilor necesare evitării acestor pagube, inclusiv pentru analiza şi stabilirea oportunităţii de a se dota cu surse proprii de energie electrică. Schemele de racordare a eventualelor surse de alimentare proprii se avizează de către operatorul de reţea.

Art 14(3) Utilizatorul va lua măsurile necesare de protecţie contra supratensiunilor tranzitorii de origine atmosferică sau de comutaţie, pe baza unei analize de risc.

Art 15(1) În scopul asigurării unei funcţionări selective a instalaţiilor de protecţie şi automatizare din instalaţia proprie, utilizatorul va asigura corelarea permanentă a reglajelor acestora cu cele ale instalaţiilor din amonte.

Art 15(2) Echipamentul şi aparatajul prin care instalaţia de utilizare se racordează la reţeaua electrică trebuie să corespundă normelor tehnice în vigoare în România.

Art 16(1) Utilizatorul va lua măsurile necesare pentru limitarea la valoarea admisibilă, conform normelor în vigoare, a efectelor funcţionării instalaţiilor şi receptoarelor speciale (cu şocuri, cu regimuri deformante, cu sarcini dezechilibrate, flicker etc.). Instalaţiile noi se vor pune sub tensiune numai dacă perturbaţiile instalaţiilor şi receptoarelor speciale se încadrează în limitele admise, prevăzute de normele în vigoare.

Art 16(2) În vederea reducerii consumului/injecţiei de energie reactivă din/în reţeaua electrică, utilizatorul va lua măsuri pentru menţinerea factorului de putere între limitele prevăzute prin reglementările în vigoare. Neîndeplinirea acestei condiţii determină plata energiei electrice reactive conform reglementărilor în vigoare.

Art 20 Alte condiţii (în funcţie de cerinţele specifice utilizatorului, posibilităţile oferite de caracteristicile şi starea reţelelor existente sau impuse de normele în vigoare) …….. ………… .”

Pentru discutie va propun sa verificati ce prevederi contin Avizele Tehnice de Racordare (ATR) in baza carora s-au realizat bransamentele imobilelor Dvs. referitoare la instalatiile interioare. Le-ati aplicat? Sunt utile? Sunt necesare si suficiente?

Continutul ATR referitor la instalatiile interioare justifica existenta Art 11(2) in Ordinul ANRE 59/2013?

In sustinerea prevederilor de mai sus avem prevederi legate de compatibilitate in „Normativ-ul pentru proiectarea, execuția și exploatarea instalațiilor electrice aferente clădirilor”, indicativ I 7—2011 publicat in Monitorul Oficial Al României, Partea I, Nr. 802 Bis/14.XI.2011: i7-2011-1

„Art 3.6.1 Trebuiesc luate masuri adecvate pentru micsorarea influentelor pe care anumite echipamente electrice le pot avea asupra altor instalatii electrice, asupra surselor de alimentare si asupra retelei de distributie publica.

Aceste perturbatii pot fi:

– perturbatii de tensiune din care:

  • variatii de tensiune;
  • goluri de tensiune;
  • întreruperi de tensiune de scurta durata;
  • întreruperi de tensiune de lunga durata;
  • supratensiuni temporare între faze si pamânt;
  • supratensiuni tranzitorii între faze si pamânt;
  • nesimetrii de tensiune;
  • tensiuni si curenti electrici armonici.

– componente continue;

– oscilatii de înalta frecventa;

– curenti de fuga.

Art 4.3.7. Selectivitatea protectiei

Art 4.3.7.1 În cazurile în care mai multe dispozitive de protectie se inseriaza într-o distributie, caracteristicile lor se aleg astfel încât sa fie asigurata selectivitatea protectiei . În cazul unei avarii trebuie sa functioneze protectia cea mai apropiata de aceasta, izolând doar portiunea respectiva, fara a scoate din functiune întreaga instalatie (de ex. între curentii nominali ale fuzibilelor a doua sigurante consecutive, diferenta sa fie de cel putin doua trepte).

Trebuie asigurata corelarea protectiei la supracurentii din instalatia electrica de la consumator, cu protectia instalatiei electrice de racord a furnizorului de energie electrica, astfel încât sa fie realizate conditiile de selectivitate a protectiei.

Art 5.1.1.5. Compatibilitate

Echipamentele trebuie alese astfel încât sa nu produca efecte daunatoare asupra altor echipamente si asupra retelei de alimentare, în functionare normala, inclusiv în timpul manevrelor, în afara cazului în care se iau masuri corespunzatoare în timpul montajului.

În acest context, printre factorii care pot avea influenta se pot enumera: factor de putere, sarcina asimetrica, curent absorbit, armonici, supratensiuni tarnzitorii generate de echipamentele instalatiei.”

Ordin 25/2016 metodologie de emitere avize de amplasament

07/07/2016

A fost publicat Ordinul ANRE 25/2016 in Monitorul Oficial 504/05.07.2016.

Ordinul ANRE 25/2016 aproba noua metodologie de emiterea avizelor de amplasament si abroga editia precedenta care a fost aprobata prin ordinul ANRE 48/2008 care a fost publicat in MO 436/11.06.2008

Aveti atasat formatul Word al noii metodologii: Ord ANRE 25 2016 Metodologie emiterea avizelor de amplasament

In aricolul : Comunicat ANRE ref actualizarea metodologiei de emitere avize de amplasament aveti un rezumat al schimbarilor din noua metodologie de emitere a avizelor de amplasament.

Gasiti in Ordinul 25/2016 si cateva prevederi care vin sa completeze Metodologia pentru evaluarea condiţiilor de finanţare a investiţiilor pentru electrificarea localităţilor ori pentru extinderea reţelelor de distribuţie a energiei electrice aprobata prin Ordinul nr. 75/2013

Comunicat ANRE ref actualizarea metodologiei de emitere avize de amplasament

25/06/2016

SGC 2010 ANRE a publicat un comunicat referitor la intentia de actualizare a metodologiei de emitere a avizelor de amplasament. In cateva zile este asteptat textul in varianta finala a metodologiei. Pe site ANRE fiind postata deocamdata doar versiunea pe baza careia s-au purtat discutii pentru definitivare.

Comunicat_22.06.2016_-_emitere_avize_de_amplasament_

Prin noua metodologie ANRE asigura flexibilizarea pozitiei OD in legatura cu emiterea AA si de asemenea vine cu cateva clarificari legate de extinderea retelelor electrice de distribiutie (RED) pentru alimentarea locuintelor situata la distante mai mari de 100 m de locuintele care urmeaza sa fie alimentate cu ee.

Informatiile pot fi accesate si direct din site ANRE www.anre.ro 

Standardul de performanta pentru serviciul de distributie a energiei electrice

02/05/2016

SGC 2010 Incepand din 18.04.2016 a intrat in vigoare noul standard de distributie a energiei electrice. Standardul a fost aprobat prin Ordinul ANRE 11/30.03.2016 si inlocuieste versiunea aprobata prin Ordinul ANRE 28/2008.

Ordinul ANRE 11/2016 a fost publicat in Monitorul Oficial 291/18.04.2016

Ordin nr. 11-30.03.2016 var. pentru publicare.docx

Ord 11 2016 Standard de performanta distributie ee.pdf

16.03.2016 Noi_Standarde_de_performanta_energie_electrica comunicat ANRE.doc

 

Vezi si articolul publicat in 04.08.2015:

Proiectul noului Standard de performanta pt distributia energiei electrice

 

Asupra elementelor care impun diversificarea conventiilor de exploatare

30/08/2015

SGC 2010 Rezumat managerial: configuratia instalatiilor de racordare coroborata cu particularitatile constructive ale instalatiilor si cu modul de amplasare a echipamentelor de comutatie si a celorlalte echipamente componente ale racordurilor influenteaza in mod direct masurile tehnice de electrosecuritate.

Descrierea masurilor de electrosecuritate diferite necesita texte personalizate in conventia de exploatare de unde si necesitatea existentei mai multor tipuri de conventii de exploatare. Paleta factorilor care ne conduc la texte personalizate este intregita de: optiunea treptei de dispecer cu autoritate de decizie asupra ordinului de investire, cerinte ale partenerilor, necesitatea acordarii partenerilor de drepturi de acces ai manevra largite/restranse, amplasamentul grupurilor de masura etc

In materialul urmator am desenat cu verde utilizand un editor de scheme instalatiile asupra carora se lureaza si cu mana restul instalatiilor.

Asupra diversitatii conventiilor de exploatare ed2

Generalitati

In conventie si in schemele de ma jos am identificat cele doua categorii de lucrari respectiv de „tronsoane de racord” diferite din pdv al masurilor necesare de electrosecuritate:

  1. lucrari / „tronsoane de racord” care impun luarea masurilor de electrosecuritate in axul LEA
  2. lucrari / „tronsoane de racord” la care zona de lucru se poate realiza fara sa afecteze alti consumatori in amonte de punctul de racordare si care sa nu impuna participarea OD prin manevre la realizarea conditiilor de electrosecuritate

Indirect analiza efectuata ne va perite sa identificam solutiile tehnice care ar trebui evitate deoarece pentru o gama de lucrari prea larga care se efectueaza in aval de punctele de delimitare necesita luarea masurilor in instalatiile OD cu afecterea continuitatii in alimentarea cu ee a altor utilizatori RED si implicit cu afectarea eficientei operationale a RED

Vom analiza diverse racorduti radiale din instalatiile OD cu configurarii si particularitati constructive care influenteaza masurile de electrosecuritate necesare pentru executatea lucrarilor si implicit cu prevederi adecvate si diferite in conventiile de exploatare.

In articol se vor utiliza urmatoarele acronime:

  • CLP cutite de legare la pamant
  • STE separator tripolar de exterior (fara cutite de legare la pamant (CLP) montat de regula orizontal )
  • STEv separator tripolar de exterior montat vertical
  • STEPno separator tripolar de exterior cu CLP montat orizontal
  • STEPnv separator tripolar de exterior cu CLP montat vertical

Cazurile „clasice” de la care plecam sunt, in opinia mea cele tratate la cap urmator: [1_2]

[1_2] racordurile radiale din LEA mt cu stalpi dedicati pentru separatorul de racord si pentru PTA

Scheme conventii 1_2

figura 1_2

Pe racord identificam doua „tronsoane de racord” cu necesitati diferite de electrosecuritate:

Tabelul 1_2

Cod caz Masuri de electrosecuritate si in amonte de punctul de racordare Masuri de electrosecuritate numai in aval de punctul de racordare
1 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatie vizibila inclusiv acesta: in cazul fig 1 STE de racord In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de STE de racord
2 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatie vizibila inclusiv aceste: in cazul fig 1 STEPno de racord In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de STEPno de racord

Diferenta dintre racordurile cu STE si cele dotate cu separator cu cutite de legare la pamant (montate orizontal in cazul analizat) STEPno este legata de operativitatea si respectiv costurile cu care se pot realiza conditiile de electrosecuritate pe mt in aval de separatorul de racord:

  • in cazul racordului dotat cu STE fara CLP montarea garniturii de scurtcircuitoare dureaza intre 30 si 45 minute
  • in cazul racordului dotat cu STE cu CLP (STEPno in cazul nostru) realizarea legarii la pamant prin inchiderea CPL dureaza maxim 2 minute

Precizam in mode xplicit ca masurile de electrosecuritate depind cumulativ de:

  1. configuratia schemei monofilare (solutia de racordare)
  2. particularitati constructive si mod de montare ale elementelor componente: aparate de comutatie: orizontal/vertical, pe stalpi comuni cu alte echipamente sau pe stalpi dedicati, tip solutie constructiva: aeriana/subterana etc
  3. marimea zonei de lucru precizata in cererile de retragere din exploaatre

Conventia de exploatare cadru necesara in cazurile 1_2 o vom numi provizoriu „Conventie tip A

[3_4] Racordurile radiale din LEA mt cu separatorul de racord montat vertical in axul LEA si cu PTA montat pe stalp dedicat

Scheme conventii 3_4

fig 3_4

Remarcam ca in cazurile 1 si 2 respectiv 3 si 4 separatorul de racord si postul de transformare sunt amplasati pe stalpi diferiti intre care exista o deschidere LEA

Din pdv al masurilor de electrosecuritate, pentru lucrari la separatorul de racord atat in cazurile 1 si 2 in care separatorul de racord are un stalp dedicat cat si in cazurile 3 si 4 in care separatorul de racorde ste montat vertical pe stalpul din axul LEA, sunt necesare masuri in amonte de punctul de racordare in axul LEA

Pe racord identificam doua „tronsoane de racord” cu necesitati diferite de electrosecuritate:

Tabelul 3_4

Cod caz Masuri de electrosecuritate si in amonte de punctul de racordare Masuri de electrosecuritate numai in aval de punctul de racordare
3 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatie vizibila inclusiv acesta: in cazul fig 3 STEv de racord In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de STE de racord
4 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatie vizibila inclusiv aceste: in cazul fig 4 STEPnv de racord In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de STEPnv de racord

Diferenta dintre racordurile cu STEv montat in axul LEA si cele dotate cu separator cu cutite de legare la pamant STEPno (montate vertical in cazul analizat) montat in axul LEA este legata de operativitatea si respectiv costurile cu care se pot realiza conditiile de electrosecuritate pe mt in aval de separatorul de racord:

  • in cazul racordului dotat cu STEv fara CLP montarea garniturii de scurtcircuitoare in deschiderea dintre stalpul de racord din axul LEA si stalpul PTA dureaza intre 30 si 45 minute
  • in cazul racordului dotat cu STE cu CLP (STEPnv in cazul nostru) realizarea legarii la pamant prin inchiderea CPL dureaza maxim 2 minute

Sub presiunea necesitatii de reducere a suprafetei de teren afectata/necesara constructiei racordurilor 20 kV se impun solutiile cu numar redus de stalpi. Ori de cate ori este posibil recomandam din retiuni de electrosecuritate, ca alternativa la montarea separatorului de racord pe comun stalpul PTA, montarea separatorului de racord vertical in axul LEA si a PTA de stalp dedicat

Apreciem ca pentru cazurile 1-4 se poate utiliza acelasi tip de conventie de exploatare si anime „conventia tip A „intrucat in toate cele 4 cazuri analizate echipamantul de pe racord care se poate utiliza pentru realizarea separatiilor vizibile pentru lucrarile care necesita masuri de electrosecuritate exclusiv in instalatiile consumatorului este separatorul de racord. El mai este identificat si cu expresia echipamentul prin care „se poate realiza prima separatie vizibila in aval de punctul de delimitare a gestiunii”
[5_6] Racordurile radiale din LEA mt cu stalp comun pentru separatorul de racord si pentru PTA

Scheme conventii 5_6

fig 5_6

Pe racord identificam doua „tronsoane de racord” cu necesitati diferite de electrosecuritate:

Tabelul 5_6

Cod caz Masuri de electrosecuritate si in amonte de punctul de racordare in instalatiile OD in axul LEA Masuri de electrosecuritate numai in aval de punctul de racordare
5 Lucrari intre clemele de racorare si intreruptorul general o.4 kV din CD (cutia de distributie) a PTA

In acest caz prima separatie vizibila care se poate realiza la nivelul separatorului de racord tip STE nu se poate utiliza ca echipament cu rol in pentru asigurarea masurilor tehnice de electrosecuritate din zona de lucru

In aval de intreruptorul general o.4 kV din CD (cutia de distributie) a PTA
6 _ a Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatie vizibila inclusiv acesta: in cazul fig 6 STEPno sau STEPnv de racord In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de STEPno sau STEPnv de racord

Ex de lucrari:

  • schimbare FEN-uri
  • masuratori profilactice
6 _b Lucrari care in acest caz definesc „tipul conventiei cadru”

Lucrari intre clemele de racorare si intreruptorul general o.4 kV din CD (cutia de distributie) a PTA

Ex de lucrari:

  • lucrari la separatorul de racord
  • schimbare cadru de sigurante
  • schimbare transformator
In aval de intreruptorul general o.4 kV din CD (cutia de distributie) a PTA

Amplasarea separatorului de racord pe stalp comun cu PTA-ul impune necesitati de masuri tehnice de electrosecuritate in amonte clemele de racordare, in axul LEA pentru un tonson de racord care include STE de racord in cazul 5 respectiv include si STEPno sau STEPnv de racord in cazul 6

In cazul 6 exista lucrari in aval de separatorul de racord STEPno sau STEPnv pentru care aceste tipuri de separatoare de racord pot asigura separatia vizibila. Montajul verical al separatorului de racord cu CLP (STEPnv) confera reducerea riscurilor de accidentare comparativ cu separatorul de racord in montaj orizontal (STEPno). Emitentul autorizatiei de lucari decide inca de la formularea cererii de retragere din exploatare daca dispune executarea de lucrari la care sa utilizeze CLP cu care este dotat STEPno sau dupa caz STEPnv pentru realizarea nasurilor de electrosecuritate la partea dinspre RED a zonei de lucru. In toate cazurile in care la lucrari se utilizeaza dispozitive de ridicat macara / PRB se vor dispune/solicita masuri de electrosecuritate in axul LEA, in amonte de separatoarele de racord montate pe stalpul PTA indiferent de tipul lor constructiv STEPno sau dupa caz STEPnv

Diferenta dintre racordurile cu STEPno (montate orizontal) si cele dotate cu STEPnv (montate vertical) pe stalp comun cu PTA este legata existenta unei game mai largi de lucrari in aval de separatorul de racord care permit utilizarea STEPnv pentru realizarea nasurilor de electrosecuritate la partea dinspre RED a zonei de lucru cu efecte benefice atat pentru OD cat si pentru proprietarul racordului care se reflecta in operativitatea, si respectiv costurile cu care se pot realiza conditiile de electrosecuritate.

Pentru cazurile 5 si 6 remarcam necesitatea unor prevederi in conventia de exploatare diferite fata de cazurile 1 si 2 respectiv diferite fata de cazurile 3 si 4 acesta in principiu se rezuma la echipamantul de pe racord care se poate utiliza pentru realizarea separatiilor vizibile pentru lucrarile care necesita masuri de electrosecuritate exclusiv in instalatiile consumatorului:

  • in cazul 1 – 4 acest echipament este separatorul de racord. El mai este identificat si cu expresia echipamentul prin care „se poate realiza prima separatie vizivila in aval de punctul de delimitare a gestiunii”
  • in cazurile 5 si 6 echipamentul care „defineste” masurile de electrosecuritate facand delimitarea tintre tronsoanele de racord care necesita masuri de electrosecuritate in amonte de punctele de racordare respeciv care necesita masuri de electrosecuritate care afecteaza doar racordul este Intreruptorul / sigurantele de pe circuitul general al CD a PTA (cu exceptiile / particularitatile mentionate mai sus)

Conventia de exploatare cadru necesara in cazurile 5_6 o vom numi provizoriu „Conventie tip B

[7_8] Racordurile radiale cu PTA montat in axul LEA

Scheme conventii 7_8

fig 7_8

Pe racord identificam doua „tronsoane de racord” cu necesitati diferite de electrosecuritate:

Tabelul 7_8

Cod caz Masuri de electrosecuritate si in amonte de punctul de racordare in instalatiile OD in axul LEA Masuri de electrosecuritate numai in aval de punctul de racordare
7 Lucrari intre clemele de racorare si intreruptorul general o.4 kV din CD (cutia de distributie) a PTA

In acest caz prima separatie vizibila care se poate realiza la nivelul separatorului de racord tip STE nu se poate utiliza ca echipament cu rol in pentru asigurarea masurilor tehnice de electrosecuritate din zona de lucru

In aval de intreruptorul general o.4 kV din CD (cutia de distributie) a PTA
8 _ a Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatie vizibila inclusiv acesta: in cazul fig 8 STEPnv de racord In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de STEPnv de racord

Ex de lucrari:

  • schimbare FEN-uri

masuratori profilactice

8 _b Lucrari care in acest caz definesc „tipul conventiei cadru”

Lucrari intre clemele de racorare si intreruptorul general o.4 kV din CD (cutia de distributie) a PTA

Ex de lucrari:

  • lucrari la separatorul de racord
  • schimbare cadru de sigurante
  • schimbare transformator
In aval de intreruptorul general o.4 kV din CD (cutia de distributie) a PTA

Analizand figurile 5_6 si respectiv 7_8 se constata acelasi tip de masuri de electrosecuritate pentru aceleasi tronsoane relevante respectiv lucrari care se pot executa pe racord in aval de clemele de racordare la axul LEA.

             Cazurile 7_8 si 5_6 necesita reglementare prin acelasi tip de conventie de exploatare Conventie tip B.


[9_10] Racordurile radiale din LEA cu trecere in LES cu sepratorul de racord montat pe stalp dedicat diferit de stalpul cu CTE

Scheme conventii 9-10

fig 9_10

La capatul de sarcina putem avea o diversitate relativ mare de echipamente, particularitati constructive sau posturi de transformare:

  • cu/fara separator de post
  • cu separator de post cu/fara CLP
  • cu separator de post montat orizontal/verical cu/fara CLP
  • CTE pe stalp diferit/ pe acealsi stalp cu PTA
  • PTAb/PTCZ/PTM/PTS -uri in diverse configuratii
  • celula de racord la RED in PTAb/PTCZ/PTM/PTS cu/fara CPL
  • masura montata la 20 kV sau la o,4 kV sens unic /dublu sens
  • masura la 0.4 kV in CD/TDRI sau in firida de masura jt dedicata
  • firida de masura montata in domeniu privat/in domeniu public

Tabelul 9_10

Cod caz Masuri de electrosecuritate si in amonte de punctul de racordare Masuri de electrosecuritate numai in aval de punctul de racordare
9 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatie vizibila inclusiv acesta: in cazul fig 9 STEo de racord In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de STEo de racord
10 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatie vizibila inclusiv aceste: in cazul fig 10 STEPno de racord In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de STEPno de racord

Analizand cazurile 9_10 si respectiv 1_2 si 3_4 prezinta unele similitudini privind masurile de electrosecuritate pentru tronsoane similare din racord respectiv de lucrari care se pot executa pe racord in aval de clemele de racordare la axul LEA.

             Diferentele dintre ele impun, in opinia noastra, un tip nou dedicat de conventie de exploatare Conventie tip C

[11_12] Racordurile radiale din LEA cu separatorul de racord montat in axul LEA si CTE montat pe stalp dedicat

Scheme conventii 11_12

fig 11_12

La capatul de sarcina putem avea o diversitate relativ mare de  echipamente, particularitati constructive sau posturi de transformare:

  • cu/fara separator de post
  • cu separator de post cu/fara CLP
  • cu separator de post montat orizontal/verical cu/fara CLP
  • CTE pe stalp diferit/ pe acealsi stalp cu PTA
  • PTAb/PTCZ/PTM/PTS -uri in diverse configuratii
  • celula de racord la RED in PTAb/PTCZ/PTM/PTS cu/fara CPL
  • masura montata la 20 kV sau la o,4 kV sens unic /dublu sens
  • masura la 0.4 kV in CD/TDRI sau in firida de masura jt dedicata
  • firida de masura montata in domeniu privat/in domeniu public

Tabelul 11_12

Cod caz Masuri de electrosecuritate si in amonte de punctul de racordare Masuri de electrosecuritate numai in aval de punctul de racordare
11 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatie vizibila inclusiv acesta: in cazul fig 11 STEv de racord In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de STEv de racord
12 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatie vizibila inclusiv aceste: in cazul fig 12 STEPnv de racord In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de STEPnv de racord

Analizand figurile 11_12 si respectiv si 9_10 se constata acelasi tip de masuri de electrosecuritate pentru aceleasi portiuni respectiv lucrari care se pot executa pe racord in aval de clemele de racordare la axul LEA.

                Cazurile 11_12, si 9_10 necesita reglementare prin acelasi tip de conventie de exploatare eventualele nuante putand fi incadrate in campuri de „alte precizari” numita provizoriu Conventie tip C

[13_14] Racordurile radiale din LEA cu separatorul de racord montat pe stalp nr 1 comun cu CTE

Scheme conventii 13_15

Fig 13_15

Remarcam ca pe stalpul utilizat in comun pentru CTE si separatorul de racord tip STEo, STEv si STEPno (cazurile 13 si 14) la toate lucrarile (la separatorul de racord si respectiv la CTE si cablu) sunt necesare masuri de electrosecuritate in amonte de clemele de racordare la axul LEA din cauza ca nu se asigura distantele de electrosecuritate intre conductoarele care leaga borbele de sarcina ale separatorului de racord de CTE si partea care ar ramane cu tensiune in amonte de bornele de retea ale separatorului de racord respectiv in cazul SETo si STEv nu se poate nici monta scurtcircuitor mobil intre CTE si bornele de sarcina ale separatorului de racord

Tabelul 13_15

Cod caz Masuri de electrosecuritate si in amonte de punctul de racordare Masuri de electrosecuritate numai in aval de punctul de racordare
13 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura separatia vizibila inclusiv acesta situat la capatul de sarcina al LES 20 kV In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura separatia vizibila la capatul de sarcina al LES 20 kV
14 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura separatia vizibila inclusiv acesta situat la capatul de sarcina al LES 20 kV In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura separatia vizibila inclusiv acesta situat la capatul de sarcina al LES 20 kV
15 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatia vizibila: separatorul de racord tip STEPnv In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de separatorul de racord tip STEPnv

Analizand cazurile 13 si 14 si respectiv 5_6, si 7_8 prezinta unele similitudini privind masurile de electrosecuritate pentru tronsoane similare din racord respectiv de lucrari care se pot executa pe racord in aval de clemele de racordare la axul LEA.

Diferentele dintre ele impun, in opinia noastra, un tip nou dedicat de conventie de exploatare numita provizoriu „Conventie tip D”

Analizand cazuile 15 respectiv 9_10 si 11_12 se constata acelasi tip de masuri de electrosecuritate pentru aceleasi portiuni respectiv lucrari care se pot executa pe racord in aval de clemele de racordare la axul LEA.

                Cazurile 15, 9_10 si 11_12, necesita reglementare prin acelasi tip de conventie de exploatare eventualele nuante putand fi incadrate in campuri de „alte precizari” numita provizoriu „Conventie tip C”

[16_17] Racordurile radiale din LEA cu separatorul de racord montat in axul LEA impreuna cu CTE

Scheme conventii 16_17

fig 16_17

Tabelul 16_17

Cod caz Masuri de electrosecuritate si in amonte de punctul de racordare Masuri de electrosecuritate numai in aval de punctul de racordare
16 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura separatia vizibila inclusiv acesta situat la capatul de sarcina al LES 20 kV In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura separatia vizibila la capatul de sarcina al LES 20 kV
17 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura prima separatia vizibila: separatorul de racord tip STEPnv In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura prima separatie vizibila: in aval de separatorul de racord tip STEPnv

Analizand cazuile cazurile 13 si 14 si 16 se constata acelasi tip de masuri de electrosecuritate pentru aceleasi portiuni respectiv lucrari care se pot executa pe racord in aval de clemele de racordare la axul LEA.

                Cazurile 13 si 14 si 16 necesita reglementare prin acelasi tip de conventie de exploatare eventualele nuante putand fi incadrate in campuri de „alte precizari” numita provizoriu „Conventie tip D”

Analizand cazuile 15 respectiv 9_10 si 11_12 si 17 se constata acelasi tip de masuri de electrosecuritate pentru aceleasi portiuni respectiv lucrari care se pot executa pe racord in aval de clemele de racordare la axul LEA.

                Cazurile 15, 9_10, 11_12, si 17 necesita reglementare prin acelasi tip de conventie de exploatare eventualele nuante putand fi incadrate in campuri de „alte precizari” numita provizoriu „Conventie tip C”

[18] Racord radiale din PA/PC/PTCZ/PTAb cu masura in amonte de punctul de racordare

Scheme conventii 18

fig 18

Tabelul 18

Cod caz Masuri de electrosecuritate si in amonte de punctul de racordare Masuri de electrosecuritate numai in aval de punctul de racordare
18 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura separatia vizibila inclusiv acesta situat la capatul de sarcina al LES 20 kV In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura separatia vizibila la capatul de sarcina al LES 20 kV

In cazul general la capatul de sarcina al cablului 20 kV putem avea o diversitate relativ mare de echipamente, particularitati constructive sau posturi de transformare:

  • cu/fara separator de post
  • cu separator de post cu/fara CLP
  • cu separator de post montat orizontal/verical cu/fara CLP
  • CTE pe stalp diferit/ pe acealsi stalp cu PTA
  • PTAb/PTCZ/PTM/PTS -uri in diverse configuratii
  • celula de racord la RED in PTAb/PTCZ/PTM/PTS cu/fara CPL
  • masura montata la 20 kV sau la o,4 kV sens unic /dublu sens
  • masura la 0.4 kV in CD/TDRI sau in firida de masura jt dedicata
  • firida de masura montata in domeniu privat/in domeniu public

Analizand cazul 18 si cazurile 5_6, 7_8, 13 si 14 remarcam unele similitudini privind masurile de electrosecuritate pentru tronsoane similare din racord respectiv de lucrari care se pot executa pe racord in aval de clemele de racordare la RED (PA/PC/PTCZ/PTAb respectiv la axul LEA).

Diferentele dintre ele impun, in opinia noastra, un tip nou dedicat de conventie de exploatare numita provizoriu „Conventie tip E”

 

[19] Racord radiale din PA/PC/PTCZ/PTAb cu masura in aval de punctul de racordare in instalatiile utilizatorului

Scheme conventii 19

fig 19

Tabelul 19

Cod caz Masuri de electrosecuritate si in amonte de punctul de racordare Masuri de electrosecuritate numai in aval de punctul de racordare
19 Lucrari intre clemele de racorare si echipamantul de comutatie prin care se poate asigura separatia vizibila inclusiv acesta situat la capatul de sarcina al LES 20 kV In aval de echipamentul prin care se poate asigura asigura separatia vizibila la capatul de sarcina al LES 20 kV

In cazul general la capatul de sarcina al cablului 20 kV putem avea o diversitate relativ mare de echipamente, particularitati constructive sau posturi de transformare:

  • cu/fara separator de post
  • cu separator de post cu/fara CLP
  • cu separator de post montat orizontal/verical cu/fara CLP
  • CTE pe stalp diferit/ pe acealsi stalp cu PTA
  • PTAb/PTCZ/PTM/PTS -uri in diverse configuratii
  • celula de racord la RED in PTAb/PTCZ/PTM/PTS cu/fara CPL
  • masura montata la 20 kV sau la o,4 kV sens unic /dublu sens
  • masura la 0.4 kV in CD/TDRI sau in firida de masura jt dedicata
  • firida de masura montata in domeniu privat/in domeniu public

Analizand cazul 18 si cazul 19 remarcam sunt identice din pdv al masurilor de electrosecuritate pentru lucrari in circuitele primare care se pot executa pe racord in aval de clemele de racordare la RED Diferentele sunt date de lucrarile la grupul de masura

Diferentele impun un tip nou dedicat de conventie de exploatare numita provizoriu „conventie tip F”

Recapituland pentru gama de racorduri radiale am identificat 5 tipuri distincte de conventii de exploatare. Gama de conventii cadru necesare creste semnificativ daca vom analiza cazurile de alimentari in bucla la 20 kV sau din doaua sau mai multe surse/circuite respectiv la alimentarile din statiile de transformare.

Consider ca am adus argumente suficiente si explicite care dovedesc ca problematica conventiilor de exploatare nu se poate reduce doar la un singur formular si ca elaboratorii conventiilor trebuie sa fie atenti la toate detaliile de configurarie si de particularitati constructive care pot influenta masurile de electrosecuritate pentru realizarea zonelor de lucru.

Psihologia poporului român by Romulus Modoran

23/08/2015

Modoran Romulus Prietenul nostru dl Romulus Modoran ne propune o tema foarte interesanta interesanta:

În om este atâta realitate câtă este în el energie de muncă” – Constantin Rădulescu Motru.

Constantib Rădulescu Motru, reprezentant de seamă al şcolii filozofice româneşti, gânditor cu formaţie enciclopedică, savant, dar şi remarcabil dascăl şi promotor al noului în educaţie şi învăţământ, născut la data de 15 februarie 1868 în Butoieşti, judeţul Mehedinţi şi decedat la data de 06 martie 1957 în Bucureşti, rămâne una dintre personalităţile de prim rang din istoria României moderne. A fost un filozof, psiholog, pedagog, om politic, academician şi preşedinte al Academiei Române(1938-1941). Autor a multor cărţi de filozofie şi psihologie. Este crezul unei vieţi închinate adevărului şi binelui, o viaţă pilduitoare pentru generaţia de azi şi pentru generaţiile de mâine.

Preocupările marelui filozof au fost, însă, afirmarea culturii române moderne, cunoaşterea specificului spiritualităţii noastre şi afirmarea personalităţii acesteia în contextul istoriei universale. Psihologia socială, afirma C. R. Motru, are drept scop să determine şi să explice însuşirile sufleteşti ale unei populaţii, însuşiri sufleteşti condiţionate de trei factori principali: de fondul biologic ereditar al populaţiei, de mediul geografic şi de caracterele instituţionale dobândite în timpul evoluţiei sale istorice. Nu toate populaţiile sunt capabile de cultură naţională.

Populaţiile care se ridică la o cultură naţională au în ele particularitatea de a-şi cristaliza experienţa istorică în instituţii de natură spirituală care, odată înrădăcinate, preiau conducerea vieţii lor sufleteşti. Fiecare popor cult îşi are structura şi evoluţia sufletească proprii sieşi, îşi are destinul său. Redăm câteva date privitoare la însuşirile sufleteşti ale poporului român, sub aspectul vieţii sale economice şi sociale, aşa cum arăta marele filozof.

Individualismul sufletului românesc. Românului nu-i place tovărăşia. El vrea să fie de capul lui, stăpân absolut la el în casă, cu o părticică de proprietate cât de mică, dar care să fie a lui. Cu timpul, acest individualism românesc poate fi educat şi transformat într-un individualism creator de instituţii.

O altă caracteristică a sufletului românesc este neperseverenţa la lucru început. Românului îi este greu până se apucă de ceva că de lăsat se lasă uşor. Omul din Apus face opere durabile, pe când românul improvizeză. Neperseverenţa la lucru şi-a făcut apariţia în secolul al XIX-lea odată cu apariţia mulţimii de politicieni şi slujbaşi la stat. S-au făcut din politică şi din slujbă profesiuni de muncă uşoară. Perseverenţa la lucru se obţine prin selecţia corespunzătoare a candidaţilor la profesiune. Unde profesiunile se ocupă fără astfel de selecţie, avem de-a face cu neperseverenţa la lucru. La noi, acesta a fost cazul.

Totuşi, românul este prin natura sa ereditară, perseverent la lucru, cum este şi răbdător, conservator, tradiţionist, dar această natură ereditară a lui a fost pervertită de o greşită viaţă instituţională. El este neperseverent fiindcă instituţiile statului l-au obligat la improvizaţii. Sufletului românesc i s-au mai atribuit încă alte multe caracteristici.

S-a spus că este nedisciplinat în ceea ce priveşte munca pe terenul economic. Pe când celelalte popoare din Apus păstrează muncii un ritm regulat, ca de ceasornic, poporul român cunoaşte munca dezordonată.

Românul nu munceşte metodic, ci în salturi. Pe lângă aceste caracteristici nefavorabile, sufletului românesc i se atribuie şi caracteristici favorabile. Se spune despre el că este primitor, tolerant, iubitor de dreptate şi adevăr, religios.

Trebuie să decidem ce tip de cultură formăm poporului român. Este un proces de lungă durată şi nu mai amână întârziere. Ştim că numărul responsabilităţilor indică nivelul culturii. Sufletul omenesc cunoaşte dorinţa de a consuma înainte de a o cunoaşte pe cea de a produce. Dorinţa de a produce vine cu anevoie şi cu mari sacrificii. Înfrângerea apetiturilor vine numai treptat, odată cu răspândirea culturii, cu obişnuinţa suportării îndatoririlor sociale.

Românul nu fuge de muncă, dar vrea o muncă în condiţii speciale, vrea o muncă fără liberă concurenţă, care să se răsplătescă nu după produsul ei, ci după intenţiile lucrătorului.

Omul de caracter, la români, nu este acela care e consecvent cu sine însuşi, ci acel care n-a ieşit din cuvântul grupului, adică acela care a urmat totdeauna clopotul turmei. Nu este vorba cum sună clopotul. A sunat, ai fost prezent, atunci eşti om de caracter. Cel mai anonim dintre anonimi, intrat în politică, devine dintr-odată „om mare”. Mare a devenit şi Ion, mare a devenit şi Gheorghe, mare a devenit şi Petre. S-a zăpăcit aproape tot neamul că prea are mulţi „oameni mari”.

Noi cei mici şi prea neînsemnaţi dorim: un stat care să nu mai fie proprietatea unora; criteriul de selecţie să fie talentul şi competenţa; intransigenţă morală; să eradicăm politicianismul, dezbinarea şi viclenia; să pregătim ogorul în care seminţele mirabile să de roade. „Tu doreşti, dar EI întreabă/ Omule n-ai altă treabă?”

Romulus Modoran

Defrisarile sunt lucrari de mentenata? Culoarul de siguranta este parte a LEA?

22/08/2015

SGC 2010 Dl Dan B pune in discutie  doua intrebari interesante:

  1. Sunt lucrarile de defrisare / intretinere a culoarelor de siguranta LEA  lucrari de mentenanta?
  2. Culoarul de siguranta este sau nu parte componenta a LEA?

Mai jos puteti gasi ca cateva opinii asupra acestor probleme. Suntem interesati sa cunoastem si alte puncte de vedere!

  • Dan B Says:
    Buna ziua,am urmarit si citit comentariile si legislatia aplicabila in domeniul defrisarilor. ma confrunt cu o problema profesionala (Transelectrica) in ceea ce priveste incadrarea tipului de mentenanta aferente serviciilor de intretinere culoar de trecere(functionare) al LEA.As dori sa stiu parerea dvs. pentru a ma elucida: daca defrisarile efectuate „la ras” reprezinta mentenanta a LEA, daca culoarul LEA face parte din LEA (ca SISC sau ca ansamblu functional asupra caruia se intervine), daca includerea cheltuielilor cu defrisarile sunt corect bugetate intr-un plan de mentenanta si atit, chiar daca se executa defrisari in zone care nu pun in pericol siguranta LEA.

    Multumesc!

    • stoianconstantin Says:
      Buna ziua,Interesanta tema! Raspunsul meu este afirmativ peste tot: culoarul LEA este „parte componenta” a LEA, toata gama de lucrari defrisare/decoronare arbori intra in categoria lucrarilor de mentenanta.
      Am discutat problema ridicata de Dv si cu cativa colegi din cadrul a 3 operatori de distributie si respectiv cu seful unui Centru de Exploatare Transelectrica. Cu totii impartasim aceeasi opinie.As dori sa inteleg mai bine ideea „defrisarilor in zone care nu pun in pericol siguranta LEA” Din punctul meu de vedere executam lucrari in culoar care nu trebuie comentate dar si inafara culoarului daca se identifica arbori slab ancorati in sol sau aflati in alte situatii care pot pune in pericol LEA. De exemplu cu inaltimi mai mari de H+3m unde H este distanta masurata in proiectia orizontala intre arbore si proiectia orizontala a conductorului extrem al LEA situat pe partea cu copacul. Inaltimea la care se afla varful copacului este egala cu diferenta de cota intra cota LEA si cota terenului pe care creste arborele la care se adauga inaltimea deasupra solului a arborelui. Inafara culoarului daca arborii respectivi nu pun in pericol LEA lucrarile sunt inutile /abuzive si chiar ilegale.

      Cu stima,
      SGC

  • Dan B Says:
    Multumesc pt raspuns dar incerc sa ma lamuresc aducand in discutiile din cadrul Companiei argumente scrise.Astfel, am tot cautat unde scrie „culoarul de functionare/de trecere” este parte componenta a LEA. In toate definitiile liniei electrice aeriene nu exista mentionat culoarul (NTE 003, Ordin ANRE 35/2002, etc). definitia acestui culoar (coridor dupa decret 273/78 inca in vigoare) este „fasia de teren (suprafata terestra) situata… in axul LEA” si nicidecum „componenta LEA”. LEA ca instalatie tehnologica este compusa din: stalpi, coductoare, izolatori, fundatii, cleme, etc… asupra carora intr-adevar se intervine prin mentenanta. Alt argument e ca mentenanta se executa de catre operatori asupra unui mijloc fix.Culoarul nu e in proprietatea niciunuia dintre acesti operatori. In cadrul lucrarilor de mentenanta, in cadrul reviziilor si nu numai (interventiilor accidentale) se pot executa taieri, toaletari dar numai daca prin aplicarea unor reguli de crestere(tendinta de cadere, etc) sau in urma declansarilor, se stabileste cu certitudine ca acel copac sau zona necesita taierea definitiva.

    Prin „punerea in pericol siguranta LEA”, m-am referit la siguranta in functionare – adica cresterea prognozata a unui copac, dupa ritmul de crestere stabilit ar putea ajunge in zona de siguranta .

    Pentru a dezvolta putin, expun situatia in care s-au executat defrisari in culoarul de functionare, prin taieri de arboret pe suprafate insemnate dar au fost lasati in picioare (in aceeasi zona defrisata) copaci cu diametre mai mari si mult mai inalti decit acel arboret. Sau…. latimea culoarului nu a fost respectata dupa efectuarea acestor lucrari, existand de exemplu cazuri cind la o LEA de 400kV in loc de 54m…. s-a lasat 36m. (sa nu mai vorbesc de marcajele inexistente de la Romsilva).

    Aceste lucrari se executa dupa un necesar estimativ si nu cel real stabilit in urma controalelor pe linii. ar fi trebui numarati toti copacii care ar putea afecta, in anul urmator sa zicem, functionarea LEA – lucru imposibil in unele zone din tara. deci nu se poate spune ca acele suprafete chiar sunt necesar a fi defrisate, tocmai de aceea actiunea in sine de defrisare a unor zone nu intra in conceptul de mentenanta, pt ca pur si simplu acele zone si copaci nu au afectat functioanarea LEA. Inca o situatie ar fi ca au existat declansari(destule) in zone care nu au fost trecute in acel necesar de defrisat.

    In concluzie, aceasta defrisare, dupa pararea mea, nu este mentenanta, este un serviciu de curatenie al spatiului verde.
    Cu stima,
    Dan B

    • stoianconstantin Says:
      Dl Dan. daca Dv aveti problele cu intretinerea culoarelor de siguranta cand in fapt RET beneficiaza de reglementari mai favorabile ce sa mai vorbim de intretinerea culoarelor de siguranta aferente RED.Cred ca este putin filozofica intrebarea deca culoareul de siguranta este sau nu „parte a LEA sau mai larg a capacitatii energetice”.Va propun sa discutam cazul unei statii. Probabil ca suprafata inchisa cu gard toata lumea este de acord ca apartine statiei si ca este un fel de componenta a statiei. Zonele de protectie si de siguranta sunt asociate statiei. Le zinem cum vrem parte componenta sau sa zicem asociata statiei un lucru este de necontestat sunt zone adiacente statii unde tehnic sunt necesare constituirea unor restrictii care au si sustinere legala.

      Acum costurilor cu intretinerea le putem zice oricum insa dupa mine atata timp cat conditioneaza curent buna functionare a RET/RED sunt costuri operationale strict legate de bune functioanre a retelei. Ori noi avem putine categorii de costuri operatioanle. Uzual le spunem costuri cu „lucrarile operative” cand sunt facute cu/de personalul operativ iar atunci cand implicam alt personal decat cel operativ le spunem de obicei costuri de mentenanta care poate fi detaliata in fel si chip.

      O discutie separata este legata de cum trebuie sa arate profilul unui culoar de siguranta si frecventa cu care facem intretinerea lui si aducerea la profilul standard. Se poate lua in discutie si asigurarea unui anumit grad de valorificare a culoarului LEA de catre silvicultura si/sau pomicultura pentru ca alte valorificari care tin de agricultura cred ca se practica in mod curent si nimeni nu le pune in discutie.

      Din punctul meu de vedere Transelectrica are castigat dreptul la un culoar pe care periodic sa in aduca la ras prin zonele farestiare. Legislatia lasa si loc de negociere pentru regelementarea unei valorificari superioare a culoarelor de siguranta cu conditia ca amenajamentele silvice/pomocole sa nu pune in pericol siguranta LEA respectiv sa nu ingreuneze lucrarile d ementenata si interventiile operative in caz de avarii.

      Cadastrarea RET este un lucru deosebit de bun care permite Transelectrica o foarte buna baza pentru regelementarea relatiilor cu proprietarii de teren pe care existe amplasate componentele RET.

      Sper sa reusim sa capacitam si alte puncte de vedere! O sa incerc sa salvez aceste comentarii intr-un articol pentru mai multa vizibilitate.

      SGC

    • Defrisarile in lungul liniilor electrice trebuie sa devina prioritate nationala

    • Necesitatea culoarelor de siguranta LEA 20 si 0.4 kV defrisari si decoronari

    • Live, efectele defrisarilor neefectuate!

    • Caut parlamentar pentru initiativa legislativa privind coexistenta LEA cu vegetatia

    • Amenajamentele silvice in apropierea retelelor electrice

    • Dupa 36 de ani Decretul 237/1978 trebuie abrogat

    • Profil standardizat pentru culoarul de siguranta LEA 20 kV

    • LEA versus LES

    • Abordarea intretinerii culoarelor de siguranta LEA ca problema de comunicare

Eroarea materiala din Ordinul ANRE 28/2007

16/08/2015

SGC 2010 In standardul de performanta aprobat prin ordinul 28/2007 s-a strecutat o eroare de traducere a textului standardului european EN 50 160 (publicat in limba engleza). Astfel in loc de „pe durata oricărui interval de timp de o săptămână” asa cum se intentioneaza (corect, conform cu textul standardului EN 50 160) sa se scrie la art 27 din proiectul noului standard de performanta, in standardul de performanta in vigoare din 2007 s-a scris: „în 95 % din timpul oricărei perioade a unei săptămâni

In fapt exprimarea din standardul de performanta din Romania aprobat prin ordinul 28/2007 apropie reglementarea de cerinta de a mentine in permanenta tensiunea efectiva medie pe 10 minute (U_med_10_minute) in plaja +/-10%Un ceea ce pentru Romania este o cerinta greu de indeplinit in schimb in alte tari europene deja se vorbeste de mentinerea U_med_1_minut in plaja +/-10%Un ceea ce este mult mai restrictiv vezi articolul: Referinte europene privind nivelul de performanta reglementat al tensiunii

Sa vedem textul integral al celor doua articole la care am facut referire mai sus:

Art 21 din Standardul de performanta aprobat prin Ord ANRE 28/2007: „În PD, în condiţii normale de exploatare, valoarea medie efectivă pentru 10 minute a tensiunii furnizate – în 95 % din timpul oricărei perioade a unei săptămâni – nu trebuie să aibă o abatere mai mare de ± 10% din tensiunea contractuală la MT şi IT, respectiv de ± 10% din tensiunea nominală la JT.”

Art. 27. (1) din Proiectul 2015 al Standardului de performanta: „În PD, la JT, în condiţii normale de exploatare, excluzând întreruperile, pe durata oricărui interval de timp de o săptămână, 95 % din valorile efective, mediate pe o durată de 10 minute, ale tensiunii furnizate, nu trebuie să aibă o abatere mai mare de ± 10% din tensiunea nominală. De asemenea, pe durata oricărui interval de timp de o săptămână, 100 % din valorile efective, mediate pe o durată de 10 minute, nu trebuie să aibă o abatere mai mare de + 10% – 15% din tensiunea nominală”

Pentru prezentarea mai clara a ideilor si pentru a intelege mai bine consecintele textului incriminat din Ord28/2007 va prezint o analiza asupra acestor aspecte:

Exprimarea din Ordinul 28/2007 „… 95% din timpul oricarei perioade a unei saptamani …” inseamna, in vizunea mea, citita ad literam, ca in orice interval de timp aleatoriu ales in cadrul unei sapatamani valoarea Umed_10′ trebuie sa fie in proportie de minim 95% in plaja +/- 10% Cerinta astfel exprimata este foarte dura pentru RED. Sa ne gandim ca intr-o saptamana alterneaza multe perioade de varf si gol de sarcina. Daca sunt alese varfurile de sarcina atunci exista probabilitate ridicata ca tensiunea Umed_10′ sa se depaseasca limita de -10% in mai mult de 95% din cazuri.

Daca exprimarea s-ar referi la durata intreaga a oricarei saptamani. In speta a oricaror 7 zile consecutive atunci ponderarea golurilor si varfurilor de sarcina ar permite ca in majoritatea Ljt sa avem Umed_10′ in plaja admisa de +/-10%.

Am studiat versiunile Italiana si Engleza a standardului european EN 50160/2010 (ultima versiune in vigoare). Acestea pentru limitele de variatie a Umed_10′ stabiesc la art 4.2.2.2 cerinta: „durante ciascun periodo di una settimana” sau „during each period of one week” ceea ce se traduce „in tinpul oricarei perioade de o saptamana” sau si mai clar „pe durata a oricaror 7 zile consecutive”

Consider ca avem de a face cu o eroare de traducere care ar trebui corecta de ANRE pentru a elimina confuziile.

In situatia in care actualul text al Ord 28/2007 ar fi corect referinta la saptamana din pdv logic nu s-ar mai sustine. Corect gramatical si logic ar fi ca cerinta sa se rezume la „in timpul oricarei perioade de timp” conditie greu de indeplinit!

Am facut si o analiza de detaliu pe o curba a tensiunii Umed_10′ si de exemplu de la o valoare a coeficientului de conformare la cerintele standardului de performata kUmed_10′ de 96,3% calculat pentru 7 zile consecutive in interiorul saptamanii am identificat segmente de timp in care KU scade foarte mult avand si tronsoane cu KUmed_10′ sub 75% In realitate pe 7 zile avem cca 1011 valori masurate pentru Umed_10′ din care 35 cu valori sub 207V (sub -10%Un). Aceste valori reduse ale Umed_10′ se polarizeaza de regula al varful de sarcina de seara. Evident ca daca intervalul de analiza se rezuma la varful de seara avem kU cu valori mai mici decat cele prescrise decat in standardul de performanta al serviciului de distributie aprobat prin Ordinul ANRE 28/2007

Neconformitati KU

Analiza pe care am facut-o este chiar mai complexa demonstrand ca intervalul de analiza nu poate fi mai mic de 200 minute. Pe cazul analizat am identificat cca 220 de intervale de 200′ in care avem 2 sau mai multe abateri ale tensiumii Umed_10′ sub valoarea prag de 207V

Din perspectiva intervalului mobil de 200′ majoritatea Ljt nu respecta cerinta de incadrere a Umed_10′ in plaja +/-10%Un.

La ultima actualizare a EN 50160 s-a luat in discutie trecerea de la pragul de 95% la cel de 100%. S-a mentinut totusi pragul de 95%! Unele state europene au facut deja acest pas. Altele au supralicitat mult trecand la Umed_1_minut.

Pe un studiu de caz daca Umed_10_minute are 3,5% abateri sub pragul de 207V, Umed_1_minut ajuge la 28%. Pentru noi socul in costuri si in nemultumirea clientilor ar fi foarte mare o astfel de reglementare.

U_med_10_minute vs U_med_1_minut

Starea tehnica actuala a Ljt din Romania poate sustine cerinta de 95% din timpul oricaror 7 zile consecutive in plaja +/-10%

Un alt aspect care ar trebui sa fie corectat este legat de asocierea unui an la SR EN 50160. Ultima actualizare in Romania s-a facut in 2007. In mod evident suntem cu cateva editii in urma fata de standardul european EN 50160/2010. Daca nu indicam anul editiei romanesti a SR EN 50160 ambiguitatile legislative sunt amplificate fara niciun castig.

Nu stiu in 2007, la ultima actualizare a SR EN 50160, care editie a EN 50160 a fos adoptata dar la actualizarea precedenta din 2003 s-a adoptat ca SR EN 50160/2003 editia EN 50160/1999!

In Europa exista o presiune activa din partea asociatiilor clientilor si a fabricantilor de echipamente pentru inasprirea cerintelor standardului EN 50160 si sunt de asteptat actualizari succesive. In prezent orizontul de timp pentru urmatoarea actualizare este anul 2013.

Cum fabricantii de receptoare electrice vor adera la prevederile ultimei editii a standardului EN 50160 sunt de asteptat  probleme in exploatarea receptoarelor electice in Ljt unde nivelul tensiunii nu se aliniaza atat de usor la cerintele EN 50160 in vigoare de aici o serie de litigii previzibile si/sau doar de nemultumiri ale clientilor.

Consider ca investitiile OD care au un ecart de relevanta de minim 25 de ani trebuie sa aiba in vedere tendinta de inasprire a reglementarilor pentru ca nu ne permitem sa revenim prea des pe acelasi amplasament cu lucrari de INT (Imbunatatire Nivel Tensiune).Sunt opinii care sutin ca n-am putea reveni mai devreme de 50 de ani, oricum mai repede de 30 de ani probabilitatea de a reveni programat cu investitii pe acelasi amplasament e redusa. Si din acesta perspectiva este important sa ne lamurim asupra intelesului Ord 28/2007 mai intai intre specialisti in distributia energiei electrice  si ulterior daca se sustine oportunitatea sa facem demersul de corectare a erorii de traducere din Ordinul 28/2007 sau cel putin sa obtinem confirmarea ca in caz de litigii analiza se face pe o saptamana (7 zile calendaristice consecutive).

Referinte europene privind nivelul de performanta reglementat al tensiunii

16/08/2015

SGC 2010

In proiectul noului standard de performanta la art 27 avem prevazut:

„Art. 27. (1) În PD, la JT, în condiţii normale de exploatare, excluzând întreruperile, pe durata oricărui interval de timp de o săptămână, 95 % din valorile efective, mediate pe o durată de 10 minute, ale tensiunii furnizate, nu trebuie să aibă o abatere mai mare de ± 10% din tensiunea nominală. De asemenea, pe durata oricărui interval de timp de o săptămână, 100 % din valorile efective, mediate pe o durată de 10 minute, nu trebuie să aibă o abatere mai mare de + 10% – 15% din tensiunea nominală”

Mai pe scurt avem:

  •  95% din timpul unei saptamani (7 zile consecutive) trebuie sa avem U_med_10 minute = Un ± 10% si
  • 100% din timpul unei saptamani trebuie sa avem U_med_10 minute in intervalul  Un + 10% – Un-15%

Prima conditie corespunde „spiritului” (voi explica intr-un articol dedicat ghilinelele) actualului standard de preformanta a serviciului de distributia energiei electrice aprobat prin Ordinul ANRE 28/2007.

A doua conditie: 100% din timpul unei saptamani trebuie sa avem U_med_10 minute in intervalul  Un + 10% – Un-15%  (253V- 195V) reprezinta un element de noutate adus de proiectul 2015 al noului standard de performanta a serviciului de distributie a energiei electrice.

Prin acesta cerinta noua ANRE obliga operatorii de distributie la un nivel imbunatatit al performantei de a nu avea tensiuni efective medii determinate pe intervale de 10 minute, in punctul de delimitare mai scazute de Un-15% (0,85 Un), U_med_10 minute_ minim permis > 0,85Un. (U_med_10 minute_ minim permis >195V)

Pentru OD apare un nou criteriu de prioritate a investitiilor in retelele stradale jt. Vor trebui promovate invetitii acolo unde se inregistreaza valori ale U_med_10 minute< 195V. Daca acesta conditie este asociata cu 100% din orice interval de timp vor fi extrem de multe retele stradale  care neindeplinind acesta condite vor impune lucrari de investitii

In exemplul din figura de mai jos U_med_10 minute scade sub 195V de 10 ori. Noul standard de performanta nu permite sa existe  nici un interval de 10 minute in care U_med_10 minute sa scada sub 195V

Aveti mai jos nivelul de tensiune in punctele de delimitare in diferite tari europene:

Nivelul reglementat al tensiunii in unele tari din Europa

Ca sa va dati seama cat de ridicat nivelul de performanta al regelementarii din Norvegia va prezint in figura urmatoare diferenat dintre curba U_med_10_minute si U_med_1_minut:

U_med_10_minute vs U_med_1_minut

In exemplul din figura U_med_10_minute are valori neconforme (mai mici de 207V =0,9Un) in 3,5% din intervalul de timp analizat in timp ce raportarea la U_med_1_minut scoate in evidenta abateri fata de tensiunea medie normata de minim 207V in 28,5% din intervalul de timp analizat.

In Norvegia reglementatorul a impus ca in 100% din orice interval te timp valorile efective ale tensiunii mediate pe 60 secunde sa fie riguros metinute in plaja 253V-207V

Daca ne gandim ca receptoarele electrice au un nivel comun de imunitate electromagnetica putem concluziona ca receptoarele electrice utilizate in Romania sunt mai „stresate” decat cele din Norvegia!

Cunoscand nivelul reglementat al performantelor serviciului de distributie in lume am publicat pe blog destul de multe articole legate de necesitatea reducerii lungimii retelelor de joasa tensiune in scopul asigurarii la capete a unor caderi de tensiune cat mai mici.

Remarcam din acest articol ca ANRE ridica gradual nivelul de performanta reglementat al tensiunii in punctul de delimitare intr-un proces (pe termen lung!) de alimiere la nivelul de performanta de top din unele state din Europa.

Optiunea de crestere graduala a nivelului de performanta a serviciului de distributie a energiei electrice constituie o necesitate pentru ca tine cont de posibilitatile de finantare, a investitiilor necesare in retelele stradale de alimentare cu energie electrica, din tariful de distributei incasat de OD de cca 12% din pretul energiei electrice platita de utilizatorul final.

Presiunea pe fondurile de investitii ala OD creata prin reglementarile ANRE este imensa si putin difuza pentru ca ina celasi timp:

  • cresc pretentiile de performanta si implicit necesitatile de investitii in retele mai ales in retelel 0,4 kV care la nivelul tarii probabil ca depasesc 125 000 km cu o valoare de inlocuire cca 12,5 miliarde lei!
  • creste impicarea financiara a OD pentru sustinerea electrificarilor
  • creste implicarea financiara a OD pentru sustinerea alimentarii cu energie electrica a ansamblurilor rezidentiale
  • OD va trebui pe termen scurt sa generalizeze inlocuirea actualelor contoare cu contoare care permit citirea de la distanta cca 9 milioane de contoare!

Estimez ca in acest moment mimim mimimorum 3000 de circuite de retea stradala pe judet nu indeplinesc cerinta ca in 100% din timp U_med_10_minute sa fie mai mare de 195V. Fondurile necesare reglementarii acestor neconformitati sunt imense mult peste 300 milioane lei/judet. In aceste conditii alinierea retelor stradale la acest nivel de performanta preconizez ca se va face in 10-20 ani!

Proiectul noului Standard de performanta pt distributia energiei electrice

04/08/2015

SGC 2010

A fost adoptat noul standard de performanta pentru distributia energieie electrice prin Ordinul ANRE 11/2016 vezi articolul

Standardul de performanta pentru serviciul de distributie a energiei electrice

ANRE a postat pe site http://www.anre.ro proiectul noului Standardul de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice care este supus dezbaterii publice si reprezintă varianta revizuită a Standardului de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei, aprobat prin Ordinul A.N.R.E nr. 28/2007 și are ca scop stabilirea indicatorilor de performanță în asigurarea serviciului de distribuţie, precum și a modului de urmărire și înregistrare a indicatorilor de performanță..

Standard perrormanta distributie ee documet de discutie

Aveti mai jos motivatia ANRE pentru acesta revizuire si principalele modificari
Revizuirea Standardului este determinată de necesitatea adaptării acestuia la cadrul de reglementare și la modificările legislative apărute ulterior anului 2007.
Actualizarea Standardului este în conformitate cu modificările apărute în standardul SR EN 50160:2011 Caracteristici ale tensiunii în rețelele electrice publice de distribuție, în documentele aferente legislației primare și secundare, dintre care menționăm:

  • Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, Legea privind eficiența energetică nr. 121/2014,
  • Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la rețelele electrice de interes public, aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 59/2013, cu modificările și completările ulterioare,
  • Codul Tehnic al RED Revizia I aprobat prin Ordinul ANRE nr. 128/2008,

precum și în normele tehnice privitoare la analiza și evidența evenimentelor accidentale din instalațiile de producere, transport și distribuție a energiei electrice și termice, la racordarea utilizatorilor la rețelele electrice de interes public și cele referitoare la funcționarea utilizatorilor racordați la RED, care trebuie să nu inducă perturbații în rețea.

Proiectul face referire la următoarele categorii de indicatori de performanță:
– Indicatori de performanță generali
– Indicatori de performanță specifici privind continuitatea serviciului
– Indicatori de performanță specifici privind calitatea tehnică a energiei electrice
– Indicatori de performanță specifici privind calitatea comercială a serviciului.
În cadrul documentului a fost introdus un capitol nou privitor la monitorizarea stării tehnice a rețelei electrice de distribuție, prin care sunt solicitate și informații referitoare la volumul instalațiilor retehnologizate, precum și la cele nou realizate anual.
De asemenea, s-a introdus un capitol referitor la compensaţiile pe care OD este obligat să le acorde utilizatorilor (locuri de consum și locuri de consum și de producere) pentru nerespectarea indicatorilor de performanță impuși de standard. În cazul locurilor de producere, compensațiile aferente pentru nerespectarea indicatorilor de performanță impuși de standard se determină pe baza unei formule de calcul, în funcție de puterea medie întreruptă a acestora.
Forma revizuită a Standardului aduce modificări față de cea anterioară, în ceea ce privește indicatorii de performanță ai serviciului de distribuţie a energiei electrice astfel:
– s-a modificat termenul de anunțare a întreruperilor planificate, acesta fiind prevăzut diferențiat pe categorii de clienți și niveluri de tensiune;
– s-a redus și s-a uniformizat durata întreruperilor planificate din mediul urban și din mediul rural;
– s-a prevăzut posibilitatea ca OD să efectueze într-un an calendaristic, 2 întreruperi planificate suplimentar, indiferent de zonă, în scopul realizării lucrărilor de retehnologizare a unor rețele electrice care alimentează un număr mare de utilizatori pentru care nu există condiții tehnice de alimentare prin scheme de rețea alternative;
– s-au redus termenele de restabilire a căii de alimentare/evacuare a energiei la un loc de consum și/sau de producere după o întrerupere neplanificată;
– s-a introdus obligația OD concesionar de a monitoriza un nou indicator de continuitate în alimentarea cu energie electrică referitor la numărul întreruperilor lungi neplanificate ce afectează un loc de consum și/sau de producere apărute într-un an calendaristic, în condiții normale de vreme;
– s-a introdus un indicator de continuitate cu privire la frecvenţa medie a întreruperilor momentane (de scurtă durată);
– s- a introdus termenul pentru punerea sub tensiune a instalațiilor de utilizare aferente unui loc de consum și/sau de producere, calculat de la data încheierii contractului pentru transportul, distribuția sau furnizarea energiei electrice;
– s-a introdus o secțiune referitoare la indicatorii aferenți activității de măsurare a energiei electrice;
– s-a prevăzut obligația OD concesionar de a organiza centre de relații cu utilizatorii, un serviciu permanent de voce și date, pagina proprie de internet, independente, inclusiv față de operatorii economici afiliați.
Pentru a permite OD concesionari să se adapteze la noile cerințe, în documentul Standard de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice supus anchetei publice, au fost stabiliți indicatori din ce în ce mai performanți care să fie îndepliniți progresiv.
Termenul de transmitere a observaţiilor la documentul de discuție la ANRE este 11 septembrie 2015 pe adresa de email gabriel.bucataru@anre.ro si/sau  sred@anre.ro

Nota_prezentare_proiect_Ordin

Proiect_de_Ordin_Standard_performanta_distributie_EE

 

 

Influenta asupra CPT a echilibrarii sarcinii in lungul retelele stradale

17/05/2015

SGC 2010

Mai nou ne oripilam la ideea existentei incarcarilor dezechilibrate in retelele stradale cu gandul la cresterea pierderilor tehnologice (CPT) determinate de aceste incarcari dezechilibrate. Este o realitate faptul ca regimurile dezechilibrate s-au generalizat in SEN la toate nivelurile de tensiune. Pentru a asigura o incarcare echilibrata a retelelor stradale trebuie sa ne adecvam metodele de monitorizare si solutiile pe echilibrare pe care le luam.

Practica de a emite judecati de valoare bazate pe o simpla masuratoare a incarcarii fazelor unui circuit la un moment dat denota o abordare simplista, neprofesionista,  care nu este menita sa ne conduca la rezultate corespunzatoare pe termen lung. Incarcarea fazelor unui circuit de retea stradala este un fenomen statistic cu o dinamica specifica fiecarui circuit dependenta de  receptoarele care poat fi utilizate de clientii alimentati cu energie electrica din respectivul circuit si de modul in care acestia utilizeaza respectivele receptoare electrice.

Uneori incercarea de a repartiza numeric echilibrat consumatorii pe fazele retelei poate asigura un grad rezonabil de echilibrare a incarcarii fazelor. Succesul metodei depinde de cat de mult se aseamana curbele de sarcina ale fiecarui bransament. Daca gradul de cunoastere a curbelor de sarcina ale bransamentelor care sunt alimentate dintr-o retea stradale este suficient de mare atunci se poate proiecta redistribuirea consumatorilor pe fazele Ljt in lungul liniei astfel incat sa ne asiguram optimizarea pierderilor.

Chiar si in situatia unui demers de proiectare a distributiei consumatorilor pe fazele Ljt in lungul circuitului bazat pe prognozarea curbelor de sarcina vor exista dezechilibre. Statistic poate ca ar trebui sa definim un grad rezonabil / tehnic acceptabil al dezechilibrelor in retelele stradale respectiv ar trebui sa ne gandim si la metode de echilibrare dinamica a consumului

In scopul deschiderii unei presupuse suite de articole / comentarii legate de tema echilibrarii va propun o analiza a unui circuit jt echilibrat la postul de transformare in 5 ipoteze de distribuire a sarcinii in lungul Ljt

V1 Consumul echilibrat pozitionat concentrat la distanta L/3 de postul de transformare

v1

formula v1

V2 Consumul echilibrat pozitionat concentrat la distanta 2L/3 de postul de transformare

v2

formula v2

V3 Consumul echilibrat pozitionat concentrat la capatul retelei stradale

v3

formula v3

V4 Consumul echilibrat distribuit neuniform pe cele trei faze (dezecilibrat) in lungul retelei stradale  retelei stradale

v4

formula v4

V5 Consumul echilibrat distribuit , echilibrat, in lungul retelei stradale  retelei stradale

v5

formula v5

Din exemplele date se pot formula urmatoarele concluzii:

  1. In cazurile analizate nu am avut pierderi pe conductorul de nul deoarece am analizat incarcari echilibrare fata de bara postului. Modelul complet presupune insa pe anumite setiuni de retea si circulatie pe conductor de nul
  2. Realizarea echilibrarii la bara PT poate fi una simplista care nu garanteaza atingerea obiectivului (presupus pentru acesta actiune) de minimizare a pierderilor. Dupa cum se observa pierderile depind foarte mult de modul cum este repartizata sarcina in lungul liniei. In exemplele luate pierderile variaza de la simplu la triplu!
  3. Abordarea problemei ar trebui sa fie de optimizare a repartitie a sarcinii in lungul liniei care sa ne asigure nu neaparat un consum echilibrat ci reducerea maxim posibila a pierderilor tehnologice
  4. Este posibil ca asigurand o echilibrare a momentelor sarcinii in cat mai multe din sectiunile transversale ale retelei stradale sa ne apropiem de obiectivul de optimizare a CPT
  5. Este necesar sa investim in modelarea reteleor stradale
  6. Este necesar sa fim preocupati de cunoasterea / prognozarea cat mai realista a curbelor de sarcina
  7. Este necesar sa investim in instrumente si metode de monitorizarea incarcarii RED
  8. Trebuie sa fim preocupati de promovarea solutiilor de echilibrare dinamica a sarcinii ca parte a algoritmilor de reducere CPT
  9. In proiete va trebui sa ne obisnuim sa inseram un capitol dedicat optimizarii incarcarii circuitelor prin astfel incat sa obtinem acea distributie a sarcinii pe faze si in lungul circuitului care ne asigura mimimizarea CPT

Asupra unui model hidraulic al relatiilor economice

09/04/2015

Am recitit articolul si cred ca merita continuarea dezbaterilor eventual intrun grup mai larg!

Impact of Floating Neutral in Power Distribution

21/02/2015

Va propun sa cititi acest articol scris de Jignesh.Parmar dar si articolul: Intreruperea nulului in LEA jt genereaza supratensiuni

Electrical Notes & Articles

Introduction:

  • If The Neutral Conductor opens, Break or Loose at either its source side (Distribution Transformer, Generator or at Load side (Distribution Panel of Consumer), the distribution system’s neutral conductor will “float” or lose its reference ground Point. The floating neutral condition can cause voltages to float to a maximum of its Phase volts RMS relative to ground, subjecting to its unbalancing load Condition.
  •  Floating Neutral conditions in the power network have different impact depending on the type of Supply, Type of installation and Load balancing in the Distribution. Broken Neutral or Loose Neutral would damage to the connected Load or Create hazardous Touch Voltage at equipment body. Here We are trying to understand the Floating Neutral Condition in T-T distribution System.

What is Floating Neutral?

  • If the Star Point of Unbalanced Load is not joined to the Star Point of its  Power Source (Distribution Transformer or Generator) then Phase…

Vezi articol original 2.627 de cuvinte mai mult

Noul regulament de furnizare aprobat prin Ordinul ANRE 64/2014 asteapta abrogarea HGR1007/2004

08/09/2014

 Va semnalez publicarea Ordinului ANRE 64/14.07.2014 in monitorul oficial 544/23.07.2014 . Prin Ordinul 64/2014 se aproba textul noului regulament de furnizare.

Intrarea in vigoare a noului regulamant de furnizare este insa conditionata de abrogarea de catre Guvernul Romaniei a HGR 1007/2014 prin care s-a aprobat vechiul regulament de furnizare.

Aveti mai jos link-uri catre cateva fisiere de interes:

Nota de prezentare – 7 martie 2014

Nota modificari Regulament furnizare

Ord 64_2014 Regulament de furnizare

HGR 1007_2004 RFEE

 

 

Calamitati in retelele electrice

03/08/2014

SGC 2010 La sfarsitul lunii iulie retelele electrice au fost calamitate pe arii largi. Aproape fara reverberatii in mass media energeticienii au dus o lupta crancena cu stihiile naturii. Probabil ca inainte de cuvinte ar trebui sa vedem cateva imagini ca sa dam acoperire cuvintelor:

Punct de alimentare (un fel de statie electrica unde sunt racordate mai multe circuite 20 kV) inundat si umplut cu mal care in mai putin de 12 ore din momentul in care s-a putut intra in el a foat repus sub tesniune cu toata ca apa si noroiul a patruns si in compartimentele de circuite secundare:

DSC01392

Sa ne intelegem sedimentele depuse au avut inaltimea de aproape un metru in conditiile in care ore in sir apa a depasit nivelul celuleleor. A se vedea urmele lasate pe peretii celulelor. In imaginea de mai sus se vede ca la momentul interventiei apa continua sa intre pe geamul distribuitorului 20 kV.

In acelasi loc:

DSC01416

sau:

DSC01495

Un sarpe de dimensiuni impresionante pentru plaiurile mioritice si-a revendicat distribuitorul 20 kV

DSC01423

 

Compartiment de circuite secundare calamitat:

 

DSC01430

 

In liniile electrice aeriene prapadul a fost de dimensiuni epice. Pe anunite zone de retea in trei zile de viituri s-au rupt mai multi stalpi decat cumulat in ultimii zece ani.

Modalitatile in care au fost avariate retelele sunt intr-o gama larga:

  • stalpi  luati cu totul de ape,
  • stalpi doborati urmare a erodarii fundatiilor
  • stalpi rupti sub actiunea directa a apelor sau care au cedat ca urnare a caderii stalpilor afectati direct de distrugerea fundatiilor
  • stalpi rupti de caderea arborilor antrenati de vant si sau de viitura
  • disparitia unor suprafete mari de teren cu tot cu portiuni mari de retele urmare a schimbarii cursurilor raurilor
  • alunecari masive de teren care au antrenat fie doar stalpii retelelor electrice fie au antrenat arborii de pe versanti peste retelele electrice

OLYMPUS DIGITAL CAMERA

 

DSC03819

DSC03829DSC03836

stp 37 bis

zona st 22

 

In urmatoarele zile dupa trecerea viiturilor este de asteptat sa apara informatii despre stalpii afectati de viituri care au ramas in picioare dar care au fundatiile avariate.

La joasa tensiune inca este posibil sa se descopere stalpi cazuti mai ales in zonele izolate si/sau in retele cu conductor izolat.

In afara efectelor  viiturilor vizible direct mai periculoasa este uzura prematura care a afectat intregul volum de retele din zonele calamitate si care in perioadele viitoare se va concretiza intr-o avalansa de avarii (pene de curent) aparent fara explicatie.

Efortul concetatenilor nostri care lucreaza in domeniul reteleor electrice pentru efectuarea reparatiilor necesare este unul deosebit pe care il depun cu respect fata de consumatorul final de energie electrica.

In amasura in care reusesc sa surmontez contrangerile de spatiu pe care mi le impune platforma care gazdueste blogul voi adauga noi imagimi.

Post de transformare prabusit intr-un canal de scurgere ape pluviate. Viitura pe care oamii satului n-au vazut-o de asemenea dimensiuni in ultima suta de ani a luat cca 20 m din malul canalului pe o lungime de cca 50 de m. Canalul respectiv 95% din an este uscat!

Barza 03

 

IMAG1485

 

OLYMPUS DIGITAL CAMERA

 

OLYMPUS DIGITAL CAMERA

 

Metodologie de stabilire a preturilor la ee la clientii finali care nu uzeaza de eligibilitate

02/12/2013

SGC 2010 A fost publicat Ordinul ANRE 82/21.11.2013 referitor la aprobarea metodologiei de stabilire a preturilor si tarifelor la energia electrica pentru clientii finali casnici si non casnici care din diferite motive nu uzeaza de dreptul de eligibilitate: Ord 82 13 aprobare metodologie si Metodologie stabilire tarife non eligibilitate

A se citi si:

ANRE: anunt important pentru clientii noncasnici

Analiza efectelor CPC asupra pretului energiei electrice!

Calendarul eliminarii tarifelor reglementate la energia electrica!

 

Procedura privind punerea sub tensiune pentru perioada de probe si certificarea conformitatii tehnice a centralelor electrice eoliene si fotovoltaice

10/11/2013

SGC 2010 Pe site ANRE a fost publicat Ord. 74/2013 – Procedura privind punerea sub tensiune pentru perioada de probe si certificarea conformitatii tehnice a centralelor electrice eoliene si fotovoltaice.

Procedure a fost elaborata de Transelectrica si validata de ANRE prin Ordinul 74/23.10.2013 care a fost publicat in MO 682/06.11.2013 . Procedure vine sa clarifice aspecte foarte importante legate de racordare ala RED a CEF si CEE.

mo 682_ordin anre 74

Ordinul 74/2013 abroga totodata alin 4 al art 25 din N O R M Ă T E H N I C Ă „Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice” aprobata prin ord ANRE 30/2013 intrucat presupunea aplicarea retroactiva a unor cerinte (!):

„art 25 alin (4) Deținătorii de CEFD care au fost puse în funcțiune sau care au obținut autorizația de înființare anterior intrării în vigoare a prezentei norme tehnice au obligația ca până la data de 31 decembrie 2013 să se conformeze cerințelor aplicabile CEFD, cuprinse în prezenta normă. ”

Am observat ca Ord 74/2013 este corect reflectat si pe site Transelectrica eliminandu-se necorelarea dintre cerintele tehnice publicate pe site Transelectrica si cele de pe site ANRE!

ANRE: anunt important pentru clientii noncasnici

09/11/2013

SGC 2010  Daca esti angajatul unui agent economic sau institutie asimilata agentilor economici care poate beneficia de serviciul universal de furnizare a energiei electrice atunci trebuie sa citesti cu atentie  mesajul ANRE si sa il aduci la cunostinta administratorilor societatii comerciale/institutiei pentru a putea avea acces la un pret adecvat al energiei electrice

 ANRE anunt important

Clientii noncasnici cu un număr mediu scriptic de salariati mai mic de 50 si o cifra de afaceri anuala sau o valoare totala a activelor din bilantul contabil, conform raportărilor fiscale anuale, care nu depăseste 10 milioane de euro, precum si clientii casnici, au dreptul să beneficieze de serviciu universal (SU).

Pentru clientii finali care beneficiază de SU, furnizorii de ultimă instantă (FUI) garantează un serviciu de furnizare la un nivel de calitate si la preturi rezonabile, transparente, comparabile si nediscriminatorii (art 3, pct. 72 din Legea nr. 123/2012 a energiei electrice si a gazelor naturale).

Identificarea clientilor finali noncasnici beneficiari de SU se realizeaza de către FUI, in baza documentelor prevăzute de legislatia specifica, transmise FUI de către clienti.

Desi pentru identificarea clientilor finali care au dreptul la SU, FUI au transmis scrisori prin care clientii noncasnici au fost informati despre conditiile pe care trebuie sa le îndeplinească si documentele pe care trebuie să le prezinte pentru a putea beneficia de acest serviciu, numai un număr relativ mic de clienti un răspuns notificării FUI si au transmis documentele necesare.

Având in vedere ca, în urma procesului de dereglementare, desfăsurat conform Memorandumului de Întelegere semnat de Guvernul României cu Comisia Europeană, începând cu data de 01.01.2014 nu vor mai exista tarife reglementate pentru clientii noncasnici, energia electrică consumată de clientii noncasnici care nu si-au exercitat dreptul de eligibilitate, va fi facturată astfel:

  • la un pret denumit „CPC”, avizat de ANRE, în cazul clientilor care, în baza documentelor pe care le-au transmis FUI, au dreptul la SU,
  • la un pret mai mare decât pretul „CPC” în cazul celoralti clienti.

Pentru a evita facturarea la preturile practicate de FUI pentru clientii care nu au dreptul la SU, clientii respectivi trebuie să încheie, până la sfârsitul anului curent, contracte de furnizare energie electrică pe piata concurentială, la preturi negociate. Lista furnizorilor cu activitate pe piata concurentială cu amănuntul poate fi consultata la adresa http://www.anre.ro, sectiunea Operatori /Rapoarte / Furnizare către consumatori.

Clientii finali noncasnci care nu au răspuns solicitării FUI, dar care îndeplinesc conditiile si doresc să beneficieze de SU, trebuie să transmită de urgentă FUI din zona respectivă de distributie, documentele care atestă încadrarea în această categorie.

LUNA e divina! Predictii astrologice by CBadescu _ actualizat 04.09.2013

02/11/2013

Care este pragul de dispecerizare al Centralelor Electrice Fotovoltaice? _ actualizat 19.10.2013

14/10/2013

SGC 2010 Care este puterea de la care o centrala electrica fotovoltaica (CEF) devine dispecerizabila?

Conform Ordinului ANRE 30/2013 punlicat in MO 312/30.05.2013 acest prag este de 5MW  :

Prag dispecerizare CEF conform Ordinului ANRE 30 din 2013

Conform documentului, publicat pe site Transelectrica,: „Cerinte tehnice obligatorii pentru Centrale Electrice Fotovoltaice (CEF) in vederea inceperii probelor de punere in functiune”  pragul de dispecerizare ar fi de 10 MW:

Prag dispecerizare CEF conform  stie Transelectrica

Cum cerintele care vizeaza Centralele Dispecerizabile difera destul de mult fata de cerintele care vizeaza Centralele Nedispecerizabile pragul de la care centralale sunt dispecerizabile este foarte important.

Evident ca pentru cei care stiu care este relatia intre ANRE si Transelectrica din pdv al puterii de reglementare acorda credit ANRE. Dar chiar si oamenii instruiti in problematica relatiilor intre reglementator si operatorii SEN, daca citesc doar informatia de pe site Transelectrica, pot fi indusi in eroare.

Evident ca oamenii mai putin avizati in reglementarile din SEN, care iau contact cu informatia de pe site Transelectrica, vor fi din capul locului indusi in eroare deoarece acestia cu probabilitate ridicata nu isi pun problema sa verifice acesta informatie!

Probabil ca ar trebui corectata informatia de pe site Transelectrica!

Pe de alta parte in conditiile in care deja ANRE a reglementat cu un ordin problema conditiilor tehice de racoradre la SEN a CEF consider ca operatorii SEN ar trebui sa renunte la propriile lor viziuni de reglementare a aceluiasi subiect. In aceste conditii o varianta corecta ar fi chiar retragerea de pe site Transelectrica a respectivului document.

Actualizere 19.10.2013,

Tot urmarind sa vad daca se misca ceva pe site Transelectrica (recunosc ca am trimis si un email la Transelectrica pe acest subiect) am constatat ca existe un site  cu format „nou” si unul „vechi”:

Site nou Transelectrica

 

Formatul nou al paginii web al site Transelectrica are si un buton dedicat spre „site vechi”. Ei bine pe pagina noua de web a Transelectrica este publicata o versiune usor actualizata a ” Cerinţe-lor tehnice obligatorii pentru Centralele Electrice Fotovoltaice (CEF)  în vederea începerii probelor de punere în funcţiune „:

Cerinte pentru energizare CFV finala pentru site_nou_ Transelectrica_descarcat 19.10.2013 fisierul este format doc.

Problema legata de pragul de dispererizare persista insa si aici. In viziune autorilor acestei instructiuni pragul de la care CEF devin dispecerizabile este tot 10 MW in dezacord cu ordinul ANRE 30/2013. In rest noul text este ceva mai clar desi inca contine si cerinte discutabile unele care exced prevederile ordinului ANRE 30/2013 si altele necorelate cu procedurile OD.

SGC

Autorizatia de infiintare centrala electrica -opis documente necesare

06/10/2013

SGC 2010 Un numar mare de oameni sunt interesati de pasii care trebuie urmati pentru rezlizarea unei centrale electrice pentru producerea  energiei electrice din surse regenerabile.

Pe site ANRE la sectinuea „Legislatie” pot fi gasite documentele primare. E drept trebuie insitat in primul rand pentru familiarizare cu modul in care sunt structurate informatiile pe site http://www.anre.ro si apoi studiind documentele postate pe site

E drept uneori trebuie coroborate mai multe ordine ANRE pentru a obtine imaginea completa a drumului cere trebuie parcurs. Cei interesati vor descoperi ce exista si destul de multi consultanti care le pot simplifica existenta!

Pentru o punere in tema preliminara prezint in acest articol o lista de de documente necesare obtinerii autorizatiei de infiintare pentru centrale fotovoltaice/eoliene/biomasa respectiv pentru centrale electrice hidraulice. Lista a fost descarcata de pe site http://www.anre.ro si este asociata cerintelor „regulamentului pentru acordarea licentelor si autorizatiilor in sectorul energiei electrice” aprobat prin ordinul ANRE 48/2013

Ord 48 13_acordarea licente si autorizatii in SEN

DOCUMENTE AUTORIZATIE DE INFIINTARE

 

  Document Referinţa
1 Cerere tip (model în Anexa 1) art.17 alin.(1)
2 Dovada achitării tarifului  de analiză, care condiţionează înregistrarea cererii art.17 alin.(4)
3 Certificat constatator, eliberat cu cel mult 30 zile înainte de data depunerii la ANRE art.18 alin.(a)
4 Extrase, în copie, din ultima situaţie financiară, cuprinzând prima pagină din aceste situaţii financiare cu dovada înregistrării la organele fiscale, bilanţul contabil şi contul de profit şi pierderi. art.18 alin.(b)

 

 

5 Declaraţii pe proprie răspundere, întocmite conform modelului 2.1 din Anexa nr.2 art.18 alin.(c)
6 Actele prin care solicitantul autorizaţiei a dobândit calitatea de proprietar, concesionar sau deţinător cu orice titlu legal al terenului şi/sau construcţiei, pe care/în care se amplasează capacităţile energetice care se înfiinţează/ retehnologizează art.19, alin.(1), lit. a)
7 Extrasele de carte funciară, eliberate în anul solicitării autorizaţiei, care dovedesc intabularea drepturilor asupra bunurilor imobile prevăzute la lit.a) art.19, alin.(1), lit. b)
8 Tabel cu evidenţa terenurilor/ construcţiilor şi a actelor doveditoare a drepturilor solicitantulului autorizaţiei asupra acestor bunuri imobile, întocmit conform modelului 3.1. din anexa nr. 3 art.19, alin.(1), lit. c)
9 Dovada notificării intenţiei de realizare/retehnologizare de capacităţi energetice, transmisă autorităţii administraţiei publice locale, în vederea informării publice art.19, alin.(1), lit. d)
10 Dovada publicării în mass-media, de regulă locală, a intenţiei de realizare/retehnologizare de capacităţi energetice art.19, alin.(1), lit. e)
11 Indicatorii tehnico-economici ai investiţiei/capacităţii energetice,  aprobaţi de către persoanele împuternicite ale solicitantului; art.19, alin.(1), lit. f)
12 Memoriul de prezentare/explicativ, în care solicitantul include date tehnico-economice referitoare la fiecare dintre capacităţile energetice, completate într-un tabel având  formatul prevăzut în anexa nr. 4, precum şi orice precizări pe care solicitantul le consideră utile art.19, alin.(1), lit. g)
18 Documente privind sursele de finanţare a lucrărilor: … conform precizarilor din Regulament. art.19, alin.(1), lit. h)

(art.19, alin. (2))

13 Avizul tehnic de racordare în termen de valabilitate, însoţit de contractul de racordare în cazul în care a fost încheiat art.19, alin.(1), lit. i)
14 Acordul de mediu sau decizia privind încadrarea proiectului; art.19, alin.(1), lit. j)
4 Plan de amplasament al capacităţilor energetice, pe care sunt reprezentate zonele de protecţie şi de siguranţă, cu detaliile precizate in Regulament. art.19, alin.(1), lit. k)
15 Declaraţia potrivit căreia, la stabilirea amplasamentelor capacităţilor energetice supuse autorizării, au fost identificate obiectivele existente sau în curs de înfiinţare, faţă de care sunt stabilite distanţe de siguranţă şi că au fost respectate distanţele de siguranţă faţă de obiectivele identificate. Declaratia va avea anexat tabelul întocmit conform modelului 3.2. din anexa nr. 3 art.19, alin.(1), lit. l)
16 Notă privind etapele de realizare a lucrărilor, precum şi durata totală a proiectului investiţional art.19, alin.(1), lit. m)
17 Declaraţie pe propria răspundere a solicitantului potrivit careia, pentru proiectarea şi executarea lucrărilor de instalaţii electrice care fac obiectul autorizaţiei de înfiinţare sunt/vor fi angajaţi doar contractori/subcontractori atestaţi de ANRE conform legislaţiei în vigoare. art.19, alin.(1), lit. n)

 

 

De ce cad stalpii de iluminat public vara? _ actualizat 29.09.2013

29/09/2013

LUNA e divina! Predictii astrologice by CBadescu _ actualizat 04.09.2013

15/09/2013

Cereri si oferte de locuri de munca actualizare 09.09.2013

09/09/2013

Da clik sa vezi intragul articol=> actualizare 09,09,2013 se cauta proiectanti pentru Franta!

Cel mai incitant anunt de pe blog!

31/08/2013

Gabriel anunta o inventie impresionanta. Pentru vizibilitate mai buna public anuntul lui Gabriel ca articol. Sper ca din dialogul lui Gabriel cu utilizatorii blogului sa ne dam seama mai bine despre ce este vorba si poate, cine stie, se leaga de o finantare.

gabriel spune:

30/08/2013 la 10:40 |

Pentru a scapa de toate inconvenientele produse de energia de la stat eu am inventat “instalatia de generare a energiei electrice”.
Instalaţia de Generarea energiei electrice conform invenţiei, prezintă următoarele avantaje:
– costuri infime pentru producerea energiei electrice,

– creează independenţă energetică,

– poate fi utilizată în aşezările unde nu există reţea de energie electrică sau unde sânt defecţiuni ale reţelei naţionale de energie electrică,

– poate fi transportată şi montată în gospodăriile individuale sau nepermanente unde nu există energie electrică,

– se pot executa pe diferite mărimi, forme, puteri în funcţie de nevoi,

– se pot adapta prin inseriere pentru diverse utilizări în toate ramurile industriale precum şi în diverse instituţii sau spitale,

– nu este poluantă chimic, biologic sau nuclear,

– cheltuielile de întreţinere sânt foarte mici,

– poate fi automatizată

– nu depinde de natură sau anotimpuri

– nu presupune amenajări hidrotehnice,

– întreţinere şi exploatare foarte simple,

– asamblare şi dezasamblare pentru transport simple,

– nu necesită forţă de muncă specializată,

– energia electrică produsă poate fi livrată în reţeaua electrică naţională,

– energia electrică produsă poate fi livrată la export.

Va las un numar de telefon pentru cazul in care santeti interesati:0747562***

Relatii pe blog!

  • stoianconstantin spune:
    30/08/2013 la 18:21  Salut Gabriel, Impresionanta lista. Cred ca in aceste conditii “ne-am scos!”. S-a terminat criza pentru Romania!Sa vedem comentariile utilizatorilor blogului.

    SGC

UNIMEC, Stalpi Metalici Zabreliti pentru LEA mt _actualizare 5

05/06/2013

Avem setul complet de informatii despre domeniile de utilizare ale stalpilor metalici zabreliti produsi de UNIMEC in formatul necesar inserarii direct in documentatii.
Succes!
SGC

Leonard are transformatorul lui. Este fericit?

26/05/2013

SGC 2010 Leonard are in gestiune un post de transformare si desi ar trebui sa fie multumit se confrunta cu costuri deranjant de mari asociate pierderilor in transformator.

Fata de consumul actual dimensionarea transformatorului este exagerat de supradimensionata.  In aceste conditii costul pierderilor in transformator si al energiei reactive sunt foarte mari comparativ cu costul energiei active!

Pentru a amorsa dezbaterea va prezint dialogul pe care l-am purtat cu Leonard pe acest subiect.

  1. Leonard spune:
    25/05/2013 la 00:56 | Răspunde   modificăBuna ziua,
    Detinem un PTA 63 kva si celula de masura “pe joasa”.
    Masurat consumam cam 100 kwh/luna energie activa si 40 kVARh energie reactiva insa ni se factureaza in fiecare luna aprox 80 kwh pierderi energie activa trafo si 1400 kVARh pierderi energie reactiva trafoPierderea de energie activa am acceptat-o insa pentru energie reactiva am inteles ca o putem reduce.
    Solutia care ni sa dat de societatea care a instalat PTA-ul a fost
    “baterie de condensatoare” am instalat-o insa Electrica ne-a raspuns ca aceasta energie reactiva nu poate fi compensata iar noi v-om plati aceasta pierdere de energie reactiva atat timp cat detinem PTA.Este doar un abuz al Electrica sau incompetenta societatii care a montat bateria in obtinerea aprobarii bateriei de condensatoare?Aceasta “baterie de condensatoare” este acelasi luncru cu “module de compensare a pierderilor in transformator”?Toti detinatorii de PTA platesc pierderile de energie activa si reactiva din transformator?

    Va multumesc.

    • stoianconstantin spune:
      25/05/2013 la 06:48   modificăPoate fi compensata. Pentru a vi se recunoaste existenta bateriilor de condensatoare este necesar sa solicitati reactualizarea ATR sa fie mentionate in ATR si grupul de masura sa poata masura circulatia de reactiv in ambele sensuri (spre consumatorii jt respectiv spre transformator).Energia reactiva produsa de condensatoare poate circula atat spre consumatori cat si spre transformator functie de necesarul de energie reactiva al consumatorilor vs capacitatea bateriei. Transformatorul este la randul sau un “consumator” de energie reactiva pe care si-o poate lua din RED (reteaua de distributie) 20 kV sau din bateriile montate de Dv pe partea de jt.In conditiile in care ati avea numai consumatori rezistivi (care nu necesita energie reactiva, de ex becuri cu incandescenta) toata energia reactiva produsa de bateria de condensatoare va fi evacuata spre transformator acoperind in tot sau in parte necesarul de reactiv al transformatorului sau daca bateria de condensatoare este gresit dimensionata depasind necesarul transformatorului (supracompensare) excedentul trecand dincolo de transformator in RED 20 kV.Daca insa ati avea consumatori reactivi pot exista situatii in care bateria sa acopere doar necesarul acestora (intregral sau in patre). In acest caz reusiti doar sa degrevati RED 20 kV de reactivul necesar consumatorilor Dv dar nu si necesarul transformatorului care va continua sa isi ia energia reactiva din RED 20 kV.Fata de necesarul de reactiv al consumatorilor Dv bateria trebuie sa debiteze mai multa energie reactiva astfel incat o parte sa poata circula spre transformator dar sa nu exceada necesarul de reactiv al transformatorului pentru a evita regimul de supracompensare care are asociat obligatii de plata din partea DV!.

      Din acuza atator regimuri posibile este necesar si contorul care sa stie sa masoare reactivul in ambele sensuri si un algoritm de calcul al energiei reactiva pe care Dv eventual ar mai trebui sa o platiti.

      Probabil ca inca ar trebui sa insist cu cateva explicatii si exemple insa concluzia o aveti in primul pagraf!

      Solutia alternativa presupune sa montati masura la 20 kV. In acest caz veti plati ce masoara contorul fara alte corectii si discutii cu OD. Si acesta modificare a solutiei th poate fi promovata prin actualizarea ATR. E o discutie de facut si aici. Presupun ca o sa va lamureasca OD!

      As fi interesat sa imi comunicati rezultatele eventuale demersuri pe care le veti face la OD pentru rezolvarea favorabila a problemei. Va astept cu informatii noi!

      Succes!
      SGC

  2. Leonard spune:
    25/05/2013 la 21:09 | Răspunde   modificăVa multumesc pentru raspuns.
    Dupa ce v-am pus intrebarea de mai sus am constatat ca in factura energia reactiva inductiva masurata se scade din pierderile de energie reactiva trafo care este calculata din tabel.PIERDERI ENERGIE REACTIVA IN TRAFO 1400 kVARh
    ENERGIE REACTIVA inductiva MASURATA 80 kVARh
    ENERGIE REACTIVA FACTURATA 1320 (x0.16 ron)
    (va pot trimite o factura daca doriti)Aici sa rupt putin logica, oare cei 80 sunt masurati in sensul invers sau e doar o eroare din sistemul de facturare Electrica? Practic energia reactiva o consum si Electrica ma incurajeaza sa consum si mai multa. Complet fara logica faptul ca ei scad ceea ce se masoara din ce imi imputa ei dintr-un tabel.
    Cei 80 kVARh reactiv provin de la 2 motoare, stand de testare frane la camioane, fara bateria de condensatoare.Desi toti consumatorii cauta solutii sa reduca energia reactiva inductiva masurata pe noi de fapt in conditiile prezentate mai sus pe noi ne intereseaza sa o marim.Poate e doar o greseala de facturare, desi se repeta de 8 luni decand suntem racordati.

    Va citez:
    “Energia reactiva produsa de condensatoare poate circula atat spre consumatori cat si spre transformator functie de necesarul de energie reactiva al consumatorilor vs capacitatea bateriei.”

    As vrea sa mai precizez ca pentru aprox o saptamana bateria de condensatoare sa blocat, eu nu am stiut ce reprezinta toate cele
    12 leduri aprinse, erau toate treptele cuplate, in acest timp sau ingeristrat aprox 7000 kVARh ENERGIE REACTIV CAPACITIVA care se vor factura la 0.16 ron/kVARh.

    Si intrebarea este de fapt:

  3. Bateriile de condensatoare atunci cand produc reactiva mai mult decat ceea ce consuma motoarele noastre este considerata ENERGIE REACTIVA CAPACITIVA sau in urma modificarii ATR va aparea o noua unitate masurata, in genul ENERGIE REACTIVA INDUCTIVA PRODUSA?Vreau sa va felicit pentru munca depusa in a raspunde sutelor de intrebari.
    • Leonard spune:
      25/05/2013 la 23:05   modificăM-am grabit cu concluziile in prima parte si imi cer scuze, nu Electrica factureaza gresit ci eu nu m-am documentat suficient, energiile acelea nu se scad ci este o formula de calcul care mai reduce energia reactiva facturata.Wrif = Wric – Wri0
      Wrif= energia reactiva facturata
      Wric= pierderi energie reactiva trafo + energie reactiva masurata
      Wri0= 0.426 x consumul total de energie activaIn cazul meu cu un consum redus de energie activa Wri0 este de maxim 10% din Wric, daca as fi consumat activ 3000kwh/luna pierderea de energie reactiva din trafo s-ar fi redus de la sine, de aceea cred ca multi detinatori de PT nu au problema mea deoarece sunt consumatori mari si nici nu stiu de pierderi in transformator, pe restul ii invit in “clubul celor care regreta ca si-au montat TRAFO”
    • stoianconstantin spune:
      26/05/2013 la 08:29   modificăSi eu va felicit pentru afortul Dv de intelegere a problemei. Ati putea trece la nivelul urmator care presupune studierea catorva nornative ANRE si atunci sunt convins ca va veti lamuri definitiv. Acel factor 0,426 reprezinta tangenta unghiului de defazaj dintre curent si tensiune, tg (fi), corespunzatoare factorului de putere, (cos(fi), neutral care are valoare 0,92 => (cos(fi)neutral =0,92) acesta corespunde trigonometric tg (fi neutral) =0,426)Puterile activa, reactiva si aparenta pot fi intodeauna reprezentate prin laturile unui triunghi dreptunghic deoarece intre ele exista urmatoarele relatii: P= S*cos(fi), Q=S*sin(fi) si respeciv S*S =P*P+Q*Q (editorul nu imi permite sa utilizez un indice care sa indice patratul unui numar).
    • triungiul puterilor
    • In figura indicele „natural” inseamna necompensat, fara baterii de condensatoare. S-ar mai putea face o figura in care sa scoatem in evidenta factorul de putere neutral si cazurile in care ne putem  afla in raport cu acesta. Sa vedem!
    • factorul de putere natural vs factorul de putere neutral in triunghiul puterilor
    • Inmultind cu timpul relatiile se pastreaza ca structura si pentru energii.Reglementarea ANRE spune ca Dv nu platiti energie reactiva inductiva intre factorul de putere neutral (o,92) si factorul de putere rezistiv (cos fi =1). Prin urmare din energia reactiva trafo (calculata) si cea consumata de receptoare (masurata) vi se scade partea de energie reactiva pe care nu trebuie sa o platiti raportat la factorul de putere neutral prin referinta la o alta marime masurata => energia activa.

      Intradevar daca ati avea un consum mare de energie activa la un facor de putere mai mare sau egal cu factorul de putere neutral ponderea pierderilor active si reactive in trafo ar scadea si ati accept-o mai usor. Daca insa ati avea un consum de energie activa avand asociat si un consum mare de putere reactiva (inductiva) va rezulta un factor de putere inductiv sub cel neutral sa zicem in domeniul cos fi = 0.4 sau 0,6 veti simti in factura cele doua componente care va deranjeaza si acum.

      Cind intalniti expresia consum inductiv ne referim la consum de energie reactiva sau uneori la consum de energie activa avand asociata o importanta componenta reactica inductiva specific consumatorilor care au bobinaje: motoare, transformatoare. In acest caz ca reprezentare vectoriala curentul este figurat in “urma” tensiunii

      Cand vorbim de receptor electric sau de o instalatie cu caracter capacitiv vorbim de fapt de o “instalatie” care are racordata la bornele sale mai multe condensatoare decat reactante inductive (bobine) spunem ca avem o supracompensare a reactivului inductiv sau ca in raport cu bornele “instalatiei” respective avem o sursa de energie reactiva. Vectorial la bornele unei astfel de instalatii, respectiv la bornele unui condensator echivalent la care s-ar putea reduce componenta reactiva a unei astfel de instalatii curentul va fi figurat inaintea tensiunii. Produc energie reactiva condensatoarele si cablurile electrice (lungi).

      In momentul in care vi se va recunoaste dreptul sa compensati local energia reactiva inductiva a transformatorului montand baterii de condensatoare veti vedea ca se va schimba algoritmul de calcul

      In rest ce v-am scris despre reactiv si bateria de condensatoare este inca valabil!

      Succes!
      SGC

Metodologia de finantare a electrificarilor localitatilor: document de discutie ANRE actualizat 22.09.2014

09/05/2013

SGC 2010

Actualizare 01.09.2015 informatii utile gasiti si in articolul: A intrat in vigoare noul regulament de racordare la retelele electrice de interes public Ord ANRE 59/2013

Actualizare 22.09.2014: aveti Ordinul 75/2013 care reglementeaza problematica electrificarilor / extinderii retelelor de distributie publica: Ord 75 13 ref finantare electrificari

ANRE pune in discutie publica proiectul metodologiei prevazuta la art 51 alin 3 din legea 123/2012 pentru evaluarea conditiilor de finantare a lucrarilor de electrificare a localitatilor si de extindere a reţelelor de distribuţie a energiei electrice. Proiectul metodologiei este insotit si de a expunere de motive:

Document de Discutie:_Metodologie electrificare

Notă de prezentare si motivare a metodologiei de finantare a electrificarilor :

Sunt interesat de opiniile Dv!

Legea energiei electrice nr 123/2012 are un articol dedicat electrificarii localitatilor:

„Art. 51: Electrificarea localităţilor şi extinderea reţelelor de distribuţie a energiei electrice

(1)În executarea contractului de concesiune, la solicitarea autorităţilor administraţiei publice locale sau centrale, în baza planurilor de dezvoltare regională şi de urbanism, operatorul de distribuţie este obligat să asigure dezvoltarea şi finanţarea reţelei de distribuţie pentru electrificarea localităţilor ori pentru extinderea reţelelor de distribuţie în zona acoperită de contractul de concesiune, respectiv de licenţă, pe care acesta o deţine.

(2)În cazul în care realizarea investiţiilor de la alin. (1) nu este justificată economic pentru operatorul de distribuţie, acesta poate propune, după informarea ANRE, realizarea obiectivelor respective prin coparticiparea solicitantului la finanţare cu fonduri din bugetele locale şi din bugetul de stat, în condiţiile legii.

(3)Evaluarea condiţiilor de finanţare a investiţiilor prevăzute la alin. (1) şi (2) se determină de operatorul de distribuţie, în baza unui studiu de fezabilitate realizat în termen de maximum 60 de zile de la primirea solicitării, conform unei metodologii aprobate de ANRE.

(4)Pentru dezvoltarea programelor de electrificare a localităţilor şi de extindere a reţelelor de distribuţie a energiei electrice, autorităţile administraţiei publice locale şi ministerele implicate vor răspunde, în termen de 60 de zile de la primirea solicitărilor operatorului de transport şi sistem, precum şi ale operatorilor de distribuţie, pentru realizarea planurilor de dezvoltare a reţelei pe termen mediu şi lung.

(5)Localităţile care, din considerente tehnice sau economice, nu sunt conectate la SEN pot fi alimentate cu energie electrică prin sisteme electroenergetice izolate.

(6)ANRE va stabili preţul local şi condiţiile minime privind continuitatea şi calitatea serviciului de furnizare.”

             „Metodologia are ca scop stabilirea etapelor si a procedurii de analiză si solutionare a cererilor de dezvoltare a retelei electrice de distributie pentru electrificarea localitătilor sau pentru extinderea retelei electrice de distributie, formulate de autoritătile administratiei publice locale sau centrale în baza planurilor de dezvoltare regională si de urbanism, inclusiv modalitatea de evaluare a conditiilor de finantare a lucrărilor respective.

Etapele procesului de evaluare a conditiilor de finantare a lucrărilor de electrificare a localitătilor sau de extindere a retelei electrice de distributie, prevăzute în cadrul metodologiei, sunt:

a) depunerea cererii de către autoritatea administratiei publice locale sau centrale si a documentatiei aferente;

b) întocmirea studiului de fezabilitate de către operatorul de distributie concesionar si evaluarea lucrărilor de investitii din punct de vedere al eficientei economice.

            Metodologia stabileste documentele necesar a fi anexate de autoritatea publică cererii pentru dezvoltarea retelei electrice de distributie pentru electrificarea localitătilor sau pentru extinderea retelei electrice de distributie”

….

„Dacă este cazul, operatorul de distributie concesionar calculează valoarea investitiei ief pentru care sunt îndeplinite conditiile de eficientă economică prevăzute de metodologie si propune autoritătii publice coparticiparea la finantarea lucrărilor cu valoarea diferentei itotal – ief, după informarea prealabilă a ANRE.

Operatorul de distributie concesionar introduce în programul de investitii anual si/sau în planul de perspectivă pe termen mediu:

a) valoarea investitiei totale itotal, în situatia în care aceasta îndeplineste conditiile de eficientă stabilite prin metodologie;

b) valoarea investitiei ief care îndeplineste conditiile de eficientă stabilite prin metodologie, dacă a fost primită scrisoarea de confirmare pentru coparticiparea la finantare din partea autoritătilor publice.”

Extras din proiectul de metodologie :

„Art.8_proiectul de metodologie      – Cererea autorităţii publice se transmite operatorului de distribuţie concesionar însoţită de următoarele documente, în copie:

a)           Planul urbanistic general (PUG) aprobat pentru localitatea unde se propune electrificarea/extinderea reţelei electrice de distribuţie, cu prezentarea echipării edilitare existente şi a propunerilor de dezvoltare a acesteia, inclusiv a reţelelor electrice pentru asigurarea necesarului de consum: piese scrise şi piese desenate;

b)          Planul urbanistic zonal (PUZ) aprobat pentru zona având funcţia de locuire unde se propune extinderea reţelei electrice de distribuţie, cu prezentarea echipării edilitare existente şi a propunerilor de dezvoltare a acesteia, inclusiv a reţelelor electrice pentru asigurarea necesarului de consum: piese scrise şi piese desenate;

c)           actele doveditoare asupra proprietăţii terenului pe care vor fi amplasate reţelele electrice de distribuţie, teren aflat în proprietatea statului sau a unităţilor administrativ teritoriale;

d)          procesele –verbale de trasare (bornare) a drumurilor publice şi a celorlalte terenuri pe care vor fi amplasate reţelele electrice de distribuţie;

e)           certificate de urbanism pentru construire locuinţe în zona unde se solicită extinderea reţelei electrice de distribuţie, dacă aceastea au fost emise;

f)           memoriu care cuprinde perspectiva de dezvoltare a zonei cu estimarea:

  1. numarului final de locuinţe din zonă şi, dacă este cazul, a numarului de utilizatori alţii decât clienţi finali casnici, cu precizarea destinaţiei consumului;
  2. eşalonarea în timp a numărului de utilizatori corespunzător etapelor de finalizare a locuinţelor sau construcţiilor cu altă destinaţie;
  3. puterea totală necesară pe etape de dezvoltare a zonei şi finală, atât pentru consumul casnic cât şi, dacă este cazul, pentru viitorii clienţi noncasnici, dacă autoritatea publică deţine aceste date.”

Legislatie aplicabila:

02_Legea Energiei 123_2012

04_HGR 90_2008 Regulament privind racordarea utilizatorilor la retelele electrice de interes public

 

Schimbarea regulamentului de furnizare a energiei electrice – document de discutie

06/05/2013

SGC 2010 Pe site http://www.anre.ro la sectiunea documente de discutie a fost publicat proiectul regulamentului de furnizare a energiei electrice. Proiectul de regulament este insotit de o nota explicativa care sintetizeaza principalele elemente de noutate:

Nota de prezentare a Regulamentului de furnizare-2013

Regulament de Furnizare 2013-doc discutie

Noul regulament vine cu schimbari importante ale relatiilor contractuale care in principiu vizeaza facilitatea accesului clientilor finali la piata libera de energie electrica dar si de intarire a disciplinei financiare in SEN.

CPT in LEA jt

12/03/2013

SGC 2010 Starea tehnica a reteleor electrice de distributie influenteaza direct nivelul pierderilor de energie electrica. Astazi am primit fotografia unui scurtcircuit permanent intr-o retea stradala o,4 kV care dovedeste legatura dintre starea tehnica si CPT .

In mod traditional OD  este mai atras de ideea pierderilor „non tehnice” care in retelele de joasa tensiune sunt relativ greu de depistat si neglijeaza aportul starii tehnice precare a retelelor electrice de distributie la cresterea CPT.

Scurtcircuit monofazat in LEA jt

Consider ca fotografia este suficient de sugestiva si ca nu mai sunt necesare alte comentarii.

In schimb va recomand sa cititi pe blog si alte articole articole care trateaza problematica scurtcircuitelor si calitatii energiei electrice  in Ljt:

Studiu de caz (partea 1 din 3): strapungerea izolatiei pe coloana generala a unui PTA

Studiu de caz (partea 2 din 3): Strapungerea izolatiei unei faze la un stalp al retelei jt fara pp, si fara legatura a conductorului de nul la armatura stalpului => cazul nostru!

Studiu de caz (partea 3 din3) :Scurtcitcuite la PTA si in Ljt, concluzii finale

Influenta lungimii LEA jt asupra capacitatii de distributie

Optiuni strategice de limitare a lungimii circuitelor jt – studiu de caz

LEA 0.4 kV marirea sectiunii sau reducerea lungimii?

Asupra solutiilor de imbunatatirea nivelului tensiunii in RED 0.4 kV (1)

Asupra solutiilor de imbunatatirea nivelului tensiunii in RED 0.4 kV (2)

Asupra solutiilor de imbunatatirea nivelului tensiunii in RED 0.4 kV (3)

Asupra solutiilor de imbunatatirea nivelului tensiunii in RED 0.4 kV (4)

Algoritm pentru fundamentarea programelor investitionale centrate pe obiective

Ordinea de merit investitionala in contextul strategiei de dezvoltare RED

LEA versus LES

LEA jt performante: cerinte tehnice

Chestionar pt sondajul de opinie privind protectia LEA JT

Rezultatele sondajului de opinie privind protectia LEA jt

Planurile generale de urbanism si retelele electrice de distributie

Calitatea energiei electrice

Calitatea energiei electrice este influentata mai mult de consumatori decat de distribuitori

Calitatea energiei electrice – extras din prevederile unor reglementari in vigoare

Nerespectarea parametrilor de caliate ai energiei electrice. Raspunsuri ANRE

Utilitatea stabilizatoarelor de tensiune

Investitii preventive vs corective

Algoritm pentru managementul neconformitatilor nivelului de tensiune

Necesitatea culoarelor de siguranta LEA 20 si 0.4 kV defrisari si decoronari

Live, efectele defrisarilor neefectuate!

Profil standardizat pentru culoarul de siguranta LEA 20 kV

Abordarea intretinerii culoarelor de siguranta LEA ca problema de comunicare

Astept cu interes comentariile DV

Cosul de ee de pe piata reglementata 2013

26/02/2013

SGC 2010Pe site http://www.anre.ro s-a publicat un raport interesant despre cosul de ee facut de ANRE pentru piata reglementata de ee din Romania in anul 2013:

Cosul de ee pentru piata reglementata de ee din Romania pentru anul 2013

Raport ANRE februarie 2013 referitor la cosul de ee pe piata reglementata in 2013

Citeste pe blog si articolele:

Analiza efectelor CPC asupra pretului energiei electrice!

Calendarul eliminarii tarifelor reglementate la energia electrica!

Analiza efectelor CPC asupra pretului energiei electrice!

24/02/2013

SGC 2010In data de 15.02.2013 ANRE a publicat pe site http://www.anre.ro „Raportul privind eliminarea tarifelor de energie electrică reglementate la consumatorii noncasnici care nu uzează de dreptul de eligibilitate pentru perioadele 01.11.2012 – 31.12.2012 si 01.01.2013-31.03.2013.”

Deocamdata salvez acest raport pe blog pentru ca site http://www.anre.ro deja a intrat intr-o zona mai putin accesibila publicului larg in prim plan trecand postarile mai recente: Raport ANRE referitor la analiza consecintelor eliminarii tarifelor reglementare Sept_Oct 2012

Scopul declarat al aliminarii graduale a tarifelor reglemetate pentru energie electrice conform ANRE este de a asigura:

„1. să reflecte performanta furnizorului de energie electrică pe piata concurentială;
2. să informeze consumatorul despre existenta si evolutia pietei concurentale si cu privire la performanta furnizorului care îl deserveste;
3. să reducă riscul financiar al furnizorului, având în vedere posibilitatea de actualizare trimestrială a componentei tarifare, care ar trebui să reflecte costul achizitiei energiei electrice în sistem concurential;
4. să permită implementarea graduală a preturilor concurentiale pentru fiecare tip de consumator, evitând cresteri bruste si semnificative ale preturilor la consumatorii finali de energie electrică;
5. să atenueze socurile determinate de cresterea preturilor pe piata angro de energie electrică.”

Vom analiza impreuna acest document. Evident ca deja subiectul este deschis opiniilor Dv!

Va recomand ca fie cititi/recititi si articolul: Calendarul eliminarii tarifelor reglementate la energia electrica!

21/01/2013

Avand in vedere interesul autoritatilor pentru interventiile in caz de situatii de urgenta pentru restabilirea alimentarii cu energie electrica consider necesar sa repun in atentia specialistilor si a opiniei publice necesitatea imbunatatirii legislatiei in domeniul managementului vegetatiei in culoarele de siguranta ale liniilor electrice aeriene.
O legislatie clara ar evita producerea a cel putin 60% din numarul incidentelor in retelele aeriene 20 kV, la reducerea pierderilor din economie, la eliminarea pericolelor si a disconfortului asociat intreruperilor in alimentarea cu energie electrica.
Pentru operatorii de distributie a energiei electrice imbunatatirea legislatiei referitoare la coexistenta LEA cu vegetatia din culoarele de siguranta ar asigura randamente sporite ale fondurilor cheltuite pentru intretinerea culoarelor de siguranta LEA .

Calendarul eliminarii tarifelor reglementate la energia electrica!

06/01/2013

SGC 2010

De 4 luni agentii economici platesc deja o componenta de 15% din cantitatea energie electrice (ee) consumata cu un pret rezultat din achizitia directa de catre furnizorii impliciti de pe piata concurentiala. De la 01.01.2013 acesta componenta va fi de 30%!

Treptat acesta componenta de piata concurentiala (CPC) din pretul energiei va creste si in plus vor intra in programul de eliminare a tarifelor reglementate la energia electrica si consumatorii casnici.

In cazul agentilor economici la 31.12.2013 tarifele ee reglementate de ANRE vor disparea. Toti agentii economici incepand cu 01.01.2014 isi vor contracta ee de pe piata concurentiala.

Pana in septembrie 2012 agentii economici aveau „dreptul de eligibilitate al furnizorului de ee” sau puteau opta pentru tarife reglementate negociate  de ANRE cu furnizorii impliciti ai fiecarei zone. Sunt 5 furnizori impliciti care opereaza prin sucursale in cele 8 zone de furnizare a ee existente pe teritoriul Romaniei.

In cazul consumatorilor casnici programul de eliminare a tarifelor reglementate se va desfasura pe o perioada de 4,5 ani mai precis 53 de luni incepand cu 01.07.2013 pana la 31.12.2017.

In perioada 01.07.2013-31.12.2017 de doua ori pe an in Iulie si in Ianuarie cota de piata concurentiala (CPC) din pretul ee va creste cu cate 10%. In ritmul de 20% pe an, consumatorii casnici se vor apropia de statutul de consumatori pe piata concurentiala unde au dreputul sa isi negocieze pretul ee si sa isi schimbe furnizorul de ee.

Datorita numarului mare de consumatori casnici partea cu negocierea nu va fi spectaculoasa insa acestia, teoretic, vor putea sa solicite oferte de la oricare din furnizorii de ee electrica existenti la momentul respectivi pe piata de energie electrica din Romania si care accepta sa aiba in portofoliul lor consumatori casnici si in final pot opta pentru schimbarea furnizorului de ee.

In mod real drepturile de negociere a pretului ee si de schimbare a furnizorului de ee nu sunt atributele cele mai importante ale liberalizarii totale a pietei ee. Cel mai important aspect este cel al schimbarii mecanismelor de formare a pretului energiei electrice.

In continuare statul va avea parghii de influentare a pretului ee prin sistemul de accize si impozite respectiv prin controlul tarifelor pentru activitatile cu caracter de monopol natural care sunt si ele reflectare in costul ee platit de consumatorul final:

  • tariful de transport ee,
  • tariful pentru serviciul de sistem (dispecerizare),
  • tariful pentru operatorul pietei centralizare (bursa ee)
  • tariful de distributia ee si nu in ultimul rand,
  • taxe diverse platite de operatorii licentiati (furnizare, transport, servicii de sistem, servicii de piata de ee, distributie) pentru functionarea Agentiei de Reglementare in Domeniul Energiei (ANRE)

Calendarul detaliat al eliminarii tarifelor de ee reglementate este dat in tabelul urmator:

Nr crt

Data

Procentul de achizitie ee din piata concurentiala pt consumatori:

noncasnici
(ag economici)

casnici

1

01.09.2012

15

0

2

01.01.2013

30

0

3

01.04.2013

45

0

4

01.07.2013

65

10

5

01.09.2013

85

10

6

01.01.2014

100

20

7

01.07.2014

100

30

8

01.01.2015

100

40

9

01.07.2015

100

50

10

01.01.2016

100

60

11

01.07.2016

100

70

12

01.01.2017

100

80

13

01.07.2017

100

90

14

31.12.2017

100

100

Acest calendar de eliminare a tarifelor reglementate de pe piata eeare la baza un memoramdum aprobat in 13.03.2012 de Guvernul Romaniei in baza unor obligatii asumate de Guvernul Romaniei fata de FMI, Banca Mondiala si Comisia Europeana. calendarul in forma prezentata mai sus a fost publicat pe site www.anre.ro fiind inclus intr-un raport de monitorizare pentru periada 01.09.2012-31.12.2012

03/01/2013

Raspunsuri: Legislatie examen de autorizare Toamna 2012 toate gradele

03/10/2012

 Am reusit sa raspund la toate intrebarile de Legislatie pentru examenul de autorizare electricieni Toamana 2012

Fisierul: “Raspunsuri Legislatie – cumulat I_IVA+B_Toamna 2012 SGC_blog″  vi-l pun la dispozitie la cerere.

Pentru a intra in posesia fisierului ajuge sa formulati o solicitare in fereastra de comentariu. Va voi trimite prin email fisierul in cursul aceleiasi zile. In acest mod urmaresc sa constientizez cati utilizatori ai blogului sunt intradevar interesati de pregatirea examenului utilizand materialele publicate pe blog.

Daca documentati corectii va rog sa le sustineti cu argumente si cu trimitere la norma legala si articolele care va sustin optiunile. Referinte la intrebare se va face utilizand toate nr crt din dreptul ei nr/nr/nr

Bilant intrebari Toamna 2012;

  1. gradul III +IV A+B = 273 intrebari
  2. gradul II A+B           = 279 intrebari
  3. gradul I (A+B)          = 266 intrebari

Aveti in figura de mai jos un extras din fisier. Avem normele identificate iar raspunsurile sunt justificate cu trimitere la articolele din aceste norme. Cu un click pe figura o puteti vedea clar!

Din articolele recente va recomand:

 
Daca timpul va permite poate reusiti sa aderati la platforma de marketing  Win-4-All pe care eu o sustin utilizand link-ul din fereastra de comentarii

Succes natural!

19/04/2012

Proiect nou pentru legea energiei electrice

27/03/2012

Actualizare 18.08.2018 => link catre textul legii energiei electrice 123/2012:

Legea Energiei 123_2012 

Va semnalez intentia autoritatilor de modificare a legii ee. Aveti textul legii 13/2007 in vigoare in acest moment si proiectul noii legi a ee supus dezbaterii publice pe site www.anre.ro

proiect lege energie electrica 2012

LEGEA 13 A ENERGIEI 2007

Va invit sa descoperiti elementele de noutate si sa incercam impreuna sa sa le intelegem implicatiile!

SGC

Un gand pios pentru Whitney Huston

12/02/2012

 Whitney Huston a trecut in legenda. Ani de zile ne-a incantat cu vocea ei calda si profunda. O sa ascult mereu cu placere melodiile sale. Milioane de oameni din intreaga lume vor pastra vie in sufletele lor amintirea unei voci de neegalat.

Acum Whitney canta ingerilor! Dumnezeu sa o odihneasca in pace!

12/02/2012

12/02/2012

Calculul ee in cazul defectarii grupului de masurare

28/12/2011

 Va supun atentiei o problema de aplicare a articolului 25 din PROCEDURA pentru calculul energiei electrice care se facturează în situaţia defectării grupului de măsurare Aprobată cu Ordinul Preşedintelui ANRE Nr. 18/2005

Procedura_CALCULUL_energiei la defectare grup de masura

COSTIN spune: 07/12/2011 la 22:48 | Răspunde   modifică

Prin prezenta va supun atentiei urmatoarea situatie, referitoare la aplicarea dispozitiilor procedurii pentru calculul  energiei   electrice  care  se facturează în situaţia defectării grupului   de   măsurare Cod ANRE: 18.1.324.0.00.26/04/05.

Un agent economic, pentru un loc de consum, are punctul de delimitare al instalatiilor proprii de cele ale furnizorului, la tensiunea  de  20 kV si i se aplica tariful A33 cu durata medie de utilizare a puterii maxime, la medie tensiune

Va rog sa precizati daca in situatia defectarii grupului de masurare (si aplicarii dispozitiilor Ordinului 18/2005), tariful ce trebuie utilizat pentru determinarea c/valorii consumului de energie electrica, va fi cel monom simplu Dmt (corespunzator tensiunii punctului de delimitare  la 20 kV) , sau va fi de tip Djt  monom simplu la joasa tensiune. Conform Procedurii, tariful D este aplicabil in baza dispozitiilor O18/2005 art 19 : (În situaţiile prevăzute  la art. 12, respectiv art. 14, se determină doar cantităţile de energie neînregistrată sau energie înregistrată eronat, nu se determină puterile.) Fac precizarea ca intr-un raport de expertiza judiciara, pentru locul de consum, s-a determinat c/valoarea energiei electrice de regularizare, utilizand tariful monom simplu pentru joasa tensiune, invocand dispozitiile art 25 din acelas ordin 18/2005:

Tariful aplicat la recalcularea cantităţii de energie electrică activă în condiţiile procedurii  ( din O18/2005), va fi întotdeauna tariful monom simplu (D) pentru agenţii economici, respectiv tariful CD pentru consumatorii casnici Va rog sa precizati daca formularea „respectiv tariful CD pentru consumatorii casnici”, dupa prima parte a articolului precizat mai sus, creeaza confuzia ca nivelul tensiunii consumatorilor casnici ( la joasa tensiune), se extinde si la agentii economici, sau articolul trebuie inteles in sensul ca: in cazul de defectare a grupului de masurare fara vina consumatorul, furnizorul va aplica tariful Djt indiferent de tensiunea punctului de delimitare a instalatiilor furnizorului de cele ale consumatorului Dupa cum se stie, consumatorii casnici nu pot utiliza tensiunea de Mt sau Ht , iar Tariful Dj este tariful de referinta pentru celelalte tarife aplicabile pentru vanzarea energiei electrice la joasa tensiune, si este mai mare decat tariful D Mt sau DHt, la care consumatorii pot avea Punctele de delimitare

Aplicarea unui tarif la alt nivel de tensiune ( mai scazuta) decat cea a punctului de delimitare, conduce la realizarea de catre furnizor de beneficii fara just temei . In raport cu cele precizate mai sus, va rugam sa-mi comunicati daca ( in cazul prezentat),  aplicarea tarifului Djt pentru determinarea  c/valorii facturii  de regularizare este legala.

  • stoianconstantin spune: 07/12/2011 la 22:58   modifică
  • Salut Costin,Tarifarea ee nu este pasiunea mea! Sincer nu am timp sa ma apuc sa restudiez procedura de calcul a ee in conditiile defectari punctului de masuraTotusi in asteptarea unui pdv mai avizat fac doua precizari: – exista consumatori casmici facturati la mt (detin in proprietate posturi de transformare !) – indiferent unde se masoara ee facturarea trebuie facuta la nivelul la care se afle punctul de delimitare al gestiunii indiferent daca contorul functioneaza sau s-a defectat si ee trebuie recalculata

    Daca mai vb te rog sa utilizezi butonul “raspunde” de langa numele tau pt a mentine discutia grupata. La momentul potrivit poate salvez aceasta dezbatere intr-un articol dedicat care sa aiba o vizibilitate mai buna.

    Poate iti  faci timp sa aderi la platforma de marketing oferta Win-4-All pe care eu o sustin.

    SGC

  • Costin spune: 09/12/2011 la 22:19   modifică
  • Va salut cu deosebit respect si aleasa consideratieVa felicit pentru operativitatea si competenta deosebita cu care ne informatiNu am stiut ca avem si consumatori casnici care au punctul de delimitare la medie tensiune. In aceasta situatie, redactarea articolului 25 nu mai creaza nici-o confuzie, rezultand ca tariful ce trebuie aplicat pentru determinarea c- valorii consumului de energie electrica pentru un loc de consum, este dictat de nivelul tensiunii punctului de delimitare a instalatiilor, indiferent daca grupul de masurarea energiei electrice este functional sau nu.

    Intrucat va trebui sa prezint in instanta un punct de vedere autorizat si in scris, am inaintat la ANRE aceeasi intrebare si astept raspunsul.

    Daca doriti va pot transmite solicitarea mea in format PDF pentru dezbatere.

    Chiar daca nu va pasioneaza problemele de facturare , am sa va transmit raspunsul ANRE-ului

    Va multumesc pentru amabilitate si pentru punctul de vedere transmis.

     

  • stoianconstantin spune: 09/12/2011 la 22:28   modifică
  • Salut Costin,
  •   Sunt interesat atat de interpelarea pe care ati adresat-o ANRE-ului cat si de raspunsul pe care il veti primi. Probabil ca voi deschide un articol cu speta ta ca sa o putem urmari.
  • Va rog utilizati butonul raspunde de langa numele tau. fac manevre prea complicate sa grupez, ofline, discutiile!
  • SGC
  • Floricel spune: 11/12/2011 la 10:06   modificăUn .de vederePROCEDURĂ pentru calculul energiei electrice care se facturează în situaţia defectării grupului de măsurare Aprobată cu Ordinul Preşedintelui ANRE Nr. 18/2005 ( Cod ANRE: 18.1.324.0.00.26/04/05 )Art. 25 Tariful aplicat la recalcularea cantităţii de energie electrică activă în condiţiile procedurii va fi întotdeauna tariful monom simplu (D) pentru agenţii economici, respectiv tariful CD pentru consumatorii casnici.

    Nu este nimic de interpretat!

    Articolul este foarte clar redactat, fără ambiguităţi: în condiţile procedurii, se aplică în oricare din situaţii!

  • stoianconstantin spune: 11/12/2011 la 14:24   modificăSalut Floricel,Multumesc pentru comentariu daca am fost eu suficient de atent este primul Dv comentariu postat blog!Am recitit si eu procedura aferenta aprobata prin ordinul 18/2005 si sunt in masura sa fac urmatoarele precizari la tema pusa in discutie de Costin:

    1) art 25 din Preocedura pentru calculul  energiei  electrice  care  se facturează în situaţia defectării grupului  de  măsurare (Ordinul ANRE 18/2005) este intradevar clar. Partile au la dispozitie tarifele D (pt agenti economici) si tarifele CD (pentru consumatorii casnici) pentru calculul valorii ee recalculate

    2) conform Ordinelor ANRE 134/2008 si 102/2009 de aprobare a tarifelor reglementate ale ee aplicabile consumatorilor casnici si agentilor economici avem tarife CDjt si CDmt pentru consumatorii casnici respectiv tarife Djt, Dmt si Dht pentru agentii economici

    3) contorul (grupul de masura) poate sa fie montat in punctul de delimitare a gestiunii sau intr-un punct diferit de punctul de delimitare a gestiunii. In primul caz ee inregistrata (dupa caz recalculata) se utilizeaza direct in facturare. In cazul al doilea energia masurata (recalculata) se corecteaza (+/-) cu pierderile dintre punctul de delimitare a gestiunii si locul unde se masoara ee. In acest caz se aplica Ordinul ANRE 11/2007 si procedura asociata  de determinare a corectiilor cantitatilor de energie electrica in cazul in care punctul de masurare difera de punctul de decontare

    4) Pentru ee determinata dupa aplicarea Ordinelor ANRE 18/2005 si 11/2007 tarifarea se face conform art 25 din Ord 18/2007 aplicand tariful D (pt ag economici) si tariful CD (pt consumatorii casnici) corespunzatoare nivelului tensiunii asociat punctului de delimitare a gestiuni

    Daca mai vb va rog sa utilizati butonul “raspunde” de langa numele initiatorului unei dezbatei (in cazul nostru “Costin”) pt a mentine discutia grupata.

    Poate va  faceti timp sa aderati la platforma de marketing oferta Win-4-All pe care eu o sustin.

    Cu stima, SGC

  • Costin spune: 12/12/2011 la 15:49   modifică
  • Va multumesc pentru punctele de vedere exprimate, atat Dumneavoastra Domnule ing Stoian, cat si Domnului Floricel .
  •  Precizez ca in conformitate cu ATR si Contractul de fee, punctul de delimitare a instalatiilor furnizorului de cele ele consumatorului pentru locul de consum in cauza, este la 20 kV, iar grupul de masura este montat la 0.4 kV. Pana la aparitia defectarii grupului de masura, s-a aplicat tarful de mt
  • Cred ca trebuie pus in discutie si enuntul art 19 din O18/2005 , care dispune : „În situaţiile prevăzute la art. 12, respectiv art. 14( deci de defectare a grupurilor de masura ), se determină doar cantităţile de energie neînregistrată sau energie înregistrată eronat, nu se determină puterile „ Din dispozitiile art 19 rezulta ca pentru recalcularea consumului de ee pe perioada de defectare a grupului de masura, se va aplica tariful monom simplu, dar nici in acest articol nu se precizeaza ca se va aplica tariful monom simplu tip D corespunzator punctului de delimitarea gestiunilor instalatiilor Apreciez ca formularea articolelor 19 si 25 din O18/2005 fara precizarea celor trei nivele de tensiune (jt,mt,ht) pentru agentii economici si cele doua (jt, mt) pentru consumatorii casnici, a condus la aplicarea gresita a disp art 25
  • Personal, in spiritul disp art 25, consider ca in cauza trebuia sa se aplice tariful D corespunzator tensiunii punctului de delimitare precizat in ATR si in contractul de furnizarea energie electrice ( la mt) , schimbarea tarifului neavand nici-o justificare.
  • In raport de omisiunile precizate mai sus, apreciez ca s- a creat posibilitatea de interpretare a dispozitiilor art 25 Consider necesar ca enuntul articolelor 19 si 25 trebuie revizuite si completate , in asa fel incat acestea sa corespunda atat in spirit cat si in litera, pentru a nu lasa loc de interpretare gersita
  • Daca mai sunt si alte puncte de vedere , le astept cu interes
  • chivudan@yahoo.com spune: 28/12/2011 la 18:30   modifică
  • Stimate Domnule Ing StoianRedau mai jos raspunsul ANRE (care mi-a fost transmis prin adresa 54255/22/12/2011) , referitor la interpretarea corecta a art 25 din Ord 18/2005:” tariful aplicat la recalcularea cantitatii de nergie electrica activa (in conditiile procedurii aprobate prin Ord 18/2005), va fi intodeauna tariful monom simplu (D) pentru agenti economici, respectiv tariful CD pentru consumatorii casnici

    Raspuns ANRE: “” Astfel , pentru egentii economici se aplica tariful monom simplu D – corespunzator nivelului de tensiune din punctul de delimitare, iar pentru consumatorii casnici se aplica tariful CD – medie tensiune / joasa tensiune, dupa caz“”.

    Faptul ca punctul de vedere prezentat de dumneavoastra, coincide cu cel prezentat de ANRE, dovedeste competenta deosebita cu care ati justificat aplicarea corecta a disp art 25 din Ord 18/2005, mai cu seama ca aceasta speta nu era in preocuparile Dumneavoastra , drept pentru care va apreciez in mod deosebit.

    Chiar daca dispozitiile art 25 par clare, lipsa precizarilor referitoare la nivelul tensiunii punctului de delimitare al gestiunii instalatiilor, a condus la o interpretare gresita a dispozitiilor acestui articol.

    Precizez ca in cauza, atat furnizorul cat si expertul au dat aceeasi intrepretare eronata a dispozitiilor art 25 ( nu au tinut seama de nivelul tensiunii punctului de delimitare a gestiunii lor instalatiilor )

    Va multumesc foarte mult pentru seriozitatea cu care ati tratat problema pusa in dezbatere

    Va doresc ca anul 2012 sa fie  un an plin de realizari si bucurii, sa aveti o sanatate deplina si mult noroc!

    LA MULTI ANI!

    Cu deosebit respect si aleasa consideratie

    COSTIN

  • stoianconstantin spune: 28/12/2011 la 20:58   modificăSalut Costin,Ma bucur ca ati postat lamuririle primite de la ANRE.Recomand celor care au urmarit acest subiect sa citeasca si articolul: factura de energie electrica poate fi redusa semnificativ

    Existenta unei game largi de tarife creaza premise ca relatiile corecte dintre Furnizor si Consumatorul de ee sa fie relatii de parteneriat. Un elemnet esential al tarifarii ee este legat de tensiunea punctului de delimitare a gestiunii. Este firesc ca acest punct de delimitare sa conteze si in cazurile de recalculare a ee ca urmare a defectarii grupurilor de masura.

    Ati procedat corect consultand ANRE. Eu am avut mai multe experiente in acest sens si am constatat ca ANRE si respecta rolul si raspunde cu operativitate interpelarilor care ii sunt adresate. Mai mult decat atat o parte din spetele identificate in urma analizei interpelarilor sunt utilizate la actualizarea reglementarilor astfel incat sa se elimine ambiguitatile

    La multi ani, cu sanatate si energie!

    SGC

Calitatea energiei electrice _ actualizat 12.12.2016

07/12/2011

Continut actualizat 12.12.2016

Calitatea energiei electrice este o problema deoasebit de complexa cu ramificatii in toate sferele economico-sociale ale unei tari/regiuni. Calitatea energiei electrice este o consecinta a unui complex impresionant de factori intre care amintim:

  • reglementari tehnice,
  • reglementari asiguratorii privind coridoarele de siguranta ale retelelor electrice
  • nivel tehnologic al receptoarelor electrice simultan racordate la retele,
  • nivel de educatie energetica a utilizatorilor,
  • reglementari privind compatibilitatea electromagnetica,
  • grad de dotare cu aparatura si structura ei pe generatii tehnologice,
  • structura zonala a sistemului electroenergetic,
  • factori geografici si meteorologici,
  • nivel de trai, grad de dotare cu sisteme de protectie etc.,etc.

            In mediile profesionale internationale se afirma si se demonstreaza un adevar aparent paradoxal:calitatea energiei electrice este influentata mai mult de consumatori decat de distribuitori (vezi si SREN 50160 anexa A).

            Greu de crezut, nu? Ar fi mai comod sa existe un inamic comun: distribuitorul /furnizorul de energie electrica. Pentru a facilita intelegerea acestei ”stranii” realitati va oferim doua exemple plastice:

            Fie reteaua electrica similara unei sali de asteptare. Atata timp cat sala  este inchisa publicului se mentine curatenia, atmosfera este respirabila. Odata cu accesul publicului lucrurile se schimba zona devine neancapatoare, atmosfera se incarca, creste concentratia virusilor apar diverse riscuri.

            Prin urmare odata cu aparitia sarcinii mediul respectiv capata alti parametri. De la un anumit  nivel al sarcinii mediul devine toxic. Care sunt masurile pe care le poate lua proprietarul salii? Care sunt masurile pe care le pot lua utilizatorii salii? Probabil si unii si altii pot lua niste masuri dar care nu pot restabili conditiile existente inaintea deschiderii salii pentru public.

            Un al doilea exemplu este cel al retelelor de calculatoare. Aproape toti stim cat de valoroase pot fi informatiile cat de importante sunt accesul nerestrictionat oriunde in lume si viteza schimbului de informatii. In acelasi timp stim cate pericole ne pandesc din momentul in care am accesat internetul. Uneori este mai comod sa nu ne implicam in cunoasterea pericolelor si sa ignoram masurile de siguranta desi sunt situatii in care pagubele accesului pe internet pot depasi copios beneficiile.

            Asemeni retelelor de calculatoare in care diversii utilizatori debiteaza virusi si alti factori poluanti in retelele electrice calitatea energiei electrice este o consecinta a influientei reciproce pe care o genereaza interactiunea dintre diversele receptoare racordate la retea si a proceselor fizice asociate circulatiei de curent.

            Niciodata oriunde in lume nu se vor impaca calculatoarele, televizoarele, etc. cu aparatele de sudura racordate la aceeasi retea, cu morile de uroaie, cu betonierele, cu scurtcircuitele produse de crengile arborilor, cu tentativele de furt, cu vandalismele.

Cele de mai sus sunt o realitate obiectiva totusi ele nu exonereaza OD de la responsabilitati. Una din sarcinile OD este de a monitoriza calitatea energiei lectrice din Ljt si de a lua masuri corective astfel incat nivelul calitatii ee sa fie readus in limitele stabilite de Autoritatea Nationala de Reglementare in Domeniul Energiei Electrice (ANRE)

In Romania calitatea ee in retelele electrice de distributie publice este reglementata prin Ordinul ANRE 11/2016 privind aprobarea Standardului de performanta pentru serviciul de distributie a energiei electrice care abroga  Ordinul ANRE nr. 28/2007 privind aprobarea Standardului de performanta pentru serviciul de distributie a energie electrice .

Deoarece elementele de intrare in dimensionarea unei retele stradale sunt determinate pe baze statistice  exista situatii in care dinamica si specificul consumului pe o retea stradala se pot schimba sau pot sa nu corespunda cu datele statistice avute in vedere la dimensionare. In aceste situatii este posibil ca paramentrii calitatii ee de la un moment dat sa nu (mai) corespunda prevederilor legale.

Un alt aspect obiectiv il constituie evolutia in timp a gradului de dotare cu aparatura electrocasnica a gospodariilor. Creste coeficientul de simultaneitate (mai multe receptoare electrice in stare de functionare simultana la un moment dat), creste puterea absorbita de fiecare gospodarie. Toate acestea conduc la incarcarea circuitelor stradale (Ljt, linie de joasa tensiune) si implicit la cresterea caderii de tensiune pe conductoarele Ljt. Consecinta acestui fapt o constituie scaderea generala a nivelului tensiunii in Ljt uneori sub limitele acceptate de standardul de performanta. In acesta situatie unele receptoare electrice se autoprotejeaza deconectandu-se de la circuitele de alimentare cu ee sau functioneaza in regimuri neperformante.

Exista o corelatie intre dimensionarea Ljt si nivelul de calitate a ee avut in vedere la dimensionarea receptoarelor electrice

Inainte de a ne defini poazitia asupra problematicii calitetii ee in Ljt ptrebuie sa avem si o imagine de ansamblu: suma banilor necesari unei compatibilitati intre Ljt si receptoarele electrice ar putea fi privita ca o constanta. Sursa acestor bani o constituie fonduri atrase de la beneficiari: plata costului receptoarelor electrice si plata energiei electrice (care include si tariful de distributie).

Simplist ar trebui sa ne gandim ce preferam sa platim putin pentru receptoarele electrice sau sa platim putin pentru energia electrica consumata. Raspunsul este greu de dat. Problema este puternic influentata de nivelul tehnologic atins de materialele si tehnologiile utilizate la realizarea/reabilitarea  retelelor stradale respectiv de interesele si performantele producatorilor de echipamente electrice. In plus in ecuatia balantei costurilor trebuie tinut cont de o serie intreaga de aspecte sociale.

ANRE decide unde se stabileste echilibrul. Producatorii de echipamente electrice ar trebui sa se informeze asupra reglementarilor de compatibilitate electromagnetiga din retelele stradale de distributia ee din tarile in care intentioneaza sa isi vanda produsele. In cazul internationalizarii retelelor de productie si de distributie adeseori amanuntele legate de necesitatea de a asigura compatibilitatea dintre cerintele de calitate a ee necesare pentru buna functionare a receptoarelor electrice si posibilitatile retelelor stradale sunt adesea ignorate. Asta in cazul bunei credinte a participantilor la actele de comert!

Acesta „lupta” a costuilor penntru asigurarea compatibilitatii electromegnetice a facilitat aparitia unor solutii tehnice care asigura armonizarea necesitatilor si a posibilitatilor:

– echipamente de protectie inclusiv la supratensiuni atmosferice si de comutatie

– stabilizatoare de tensiune

– redresoare & invertoare cu fara baterii de acumulatoare incorporate (UPS-suri sau surse neintreruptibile)

Producatorii acestor echipamente si bazeaza afacerea tocmai de discrepantele dintre necesitatile de calitate a receptoarelor electrice si posibilitatile reteleor de distributie. Clientul final obtine avantaje care se concretizeaza in marirea duretei de viata a echipamentelor electrice ceea ce se traduce pana la urma in avantaje financiare si in spor de confort.

Mecanismele de finatare in retelele de distributie publica si incertitudinile de prognozare a asarcinii  pun Operatorii de distributie in situatia de a actiona mai degraba corectiv decat preventiv in problemele legate de calitatea ee. In permanenta vor exista Ljt in asteptarea constituirii fondurilor de investitii pentru marirea capacitatii de distributie.

Planurile generale de urbanism si retelele electrice de distributie

03/09/2011

Obtinerea avizelor, acordurilor, conventiilor de uz si servitute necesare eliberarii autorizatiilor de construire ridica dificultati din ce in ce mai mari datorita necesitatii armonizarii intereselor avizatorilor, necesitatii sistematizarii dezvoltarii urbaniztice a localitatilor si respectiv asigurarea unor indicatori de eficienta economica cat mai buni pentru investitiile in infrastructura de distributie a energiei electrice.

Folosesc termenul generic de avizator pentru proprietarii/administratorii de retele de utilitati, proprietarii de terenuri si/sau cladiri, administratorii drumurilor, CFR, institutii specializate ale statului: mediu, inspectia in constructii, cadastru etc

In unele cazuri asistam la un veritabil razboi al surzilor. Fiecare avizator si apara cu indarjire interesele nefiind interesat de cooperare pentru sutinerea interesului comun pentru dezvoltarea localitatii. Unele Primarii se implica altele manifesta un dezinteres condamnabil fata de orice intentie investitionala din localitatea lor. Poti vedea cum se pretind fara noima cat mai multe avize parca cu scopul de a intarzia cat mai mult realizarea investitiilor.

Daca ceri explicatii in unele cazuri constati ca singura motivatie a lungii liste de avize este sa asigure functionarului de la urbanism „un somn linistit”. Omul nu se straduieste prea mult sa inteleaga documentatia de solicitare a Certificatului de Urbanism si pretinde avize astfel incat sa aiba senzatia ca  ” poate dormi linistit”

Probabil ca abordari de acest tip nu vor disparea niciodata atata timp cat nu exista creat niciun mecanism menit sa determine schimbarea de atitudine din partea functionarilor publici.

Prevederile PUG-urilor ar putea contribui la stimularea dezvoltarii coerentea  localitatilor si in particular a retelelor de utilitati inclusiv a  retelei electrice de distributie (RED). Este necesar ca in PUG sa fie inclus un capitol dedicat RED.

Am vazut asertiuni facute de arhitecti referitoare la RED care nu isi ating obiectivele de utilitate pentru consolidarea PUG ci dar incarca continutul PUG cu fraze generale nedocumetate si adeseori cu greseli grosolane si ele menite sa asigure „somn linistit” pentru platitorii PUG-ului.

Majoritatea realizatorilor de PUG-uri au state vechi in meserie. Reutilizeaza la greu texte incropite pe genunchi pentru sectiunea de utilitati. In materie de retele electrice textul tradeaza improvizatia de le prima vedere pentru ca oamenii traiesc ba in epoca CONEL, ba in epaca RENEL iar altii chiar invoca anticul IRE. Deschiderea pietei energiei specializarea operatorilor existenta mai multor operatori SEN proprietari de retele sunt necunosscute totale. Faptul ca exista un volum mare re retele electrice in gestiunea agentilor economici si a persoanelor fizice este deja mult pre mult pentru ei.

Fara nicio informatie despre incarcarile si configuratia RED isi dau cu nonsalanta cu parerea despre solutiile de extindere RED. Partea proasta e ca lumea si mai neavizata crede ineptiile lor!

Realizarea  capitolului dedicat infrastructurii energetice a localitatii trebuie facuta prin cooptarea in colectivul de elaborare a PUG a unui/unor proiectanti autorizati ANRE.

Capitolul din PUG dedicat analizei infrastructurii de distributie respectiv a potentialului energetic din/al localitatii ar putea avea in vedere atingerea urmatoarelor obiective:

  • analiza necesarului de electrificari a fiecarei unitati teritorial administrative
  • acoperirea actuala cu retele electrice de distributie (RED) mt si RED jt a localitatilor
  • vulnerabilitatea RED la factorii de mediu specifici localitatii (alunecari de teren, eroziuni de maluri , vegetatie etc)
  • analiza continuitatii plecand de la tipul schemelor de alimentare (radiale si/sau buclate) coroborate cu factorii de risc
  • analiza capacitatii disponibile in RED pentru dezvoltarea localitatii pe amplasamentele actuale respectiv pe noi amplasamente de interes.
  • analiza capacitatii disponibile in RED pentru dezvoltarea activitatilor industriale pe amplasamentele actuale care au/ au avut destinatia de platforme industriale respectiv pe noi amplasamente de interes
  • impactul RED cu mediul eventual adoptarea deciziilor strategice privind modul cum se autorizeaza in viitor dezvoltarea RED aerian, subteran sau mixt
  • analiza coexistentei RED cu proprietatile private
  • analiza RED existente in patrimoniul altor  agenti economici decat operatorul de distributie
  • analiza indicatorilor de eficienta energetica in activitatile economice ale unitatilor teritorial administrative
  • iluminatul public: densitate, proprietate, mod de exploatate, costuri etc
  • analiza gradului si a structurii de dotare a locuintelor cu receptoare electrocasnice si a nivelului de consum etc
  • analiza surselor/combustibilului utilizat pentru incalzirea locuintelor si a spatiilor de productie si a probemelor legate de acestea: disponibilitate, impact asupra mediului, infrastructuri legate de comercializarea combustibilului primar, tendinte eventuale legate de perspectiva trecerii la utilizarea energiei electrice pentru incalzit
  • analiza potentialului hidroenergetic amenajat si amenajabil pentru exploatarea industriala
  • analiza potentialului de productie energie electrica eoliana si solara pe teritoriul localitatii
  • conditii generale de urbanism (de preferat convenite cu operatorul de distributie din zona) pentru extinderea, modernizarea si repararea RED

Existenta capitolului dedicat RED in PUG ar putea ajuta functionarii publici sa isi adapteze cerintele de avize astfel incat sa faciliteze dezvoltarea durabila a RED si simplificarea formalitatilor de emitere a autorizatiei de construire.

Bugetari vs privati

06/08/2011

  De mult doream sa abordez acest subiect avand in vedere larga dezbatere din mass media. Eu cred ca tema este falsa deoarece cele doua categorii de activitati sunt fundamental diferite. Probabil ca o abordare de tipul:  pondere sustenabila economic intre  bugetari si privati ar fi mai aproape de ceea ce este necesar pentru a asigura sanatatea economiei nationale

Cine sunt bugetarii:

  • sunt doctorii la care apelam cand viata noastra este in pericol cand sanatatea noastra este afectata. Ne indreptam spre ei cu multa speranta adesea confirmata de miracolul insanatosirii
  • sunt profesorii care ne indruma pasii in viata si de care indiferent de numarul anilor de scoala ne amintim toata viata cu drag si cu respect. Revederile atunci cand se intampla intodeauna sunt emotionante pentru ambele parti.
  • sunt oamenii care se ocupa de linistea publica se siguranta nationala. Sunt primii chemati in toate situatiile de forta majora.
  • sunt magistratii care decid ori de cate ori avem litigii si dispute care nu mai pot sa fie gestionate amiabil
  • sunt oamenii care dau viata institutiilor statului
  • sunt oamenii care se ocupa de bunul mers al conunitatilor locale
  • sunt multe alte categorii de angajati de care avem nevoie zilnic
  • sunt oameni care vegheaza asupra sanatatii mediului de afaceri

Cine sunt privatii

  • in primul rand sunt aceeia care si-au pus la batatie talentul, forta de munca si resursele financiare, adesea imprumutate, sa creeze locuri de munca si sa le mentina in jungla liberei initiative
  • sunt numerosii angajati pe locurile de munca create de intreprinzatorii romani si straini care au deschis afaceri in Romania

Deosebirea esentiale intre activitatile desfasurate in sectorul bugetar si cele din sistemul privat constau in faptul ca sectorul bugetar administreaza activitati cu piata sigura, monopoluri „naturale” create si mentinute prin diverse legi. Spre deosebire de sectorul bugetar sectorului privat ii sunt rezervate activitatile desfasurate pe piata libera. In plus sectorul privat este sursa principala care asigura finantarea activitatilor din sectorul bugetar.

Administrarea monopolurilor presupune prin definitie o activitate fara presiunea concurentei. Exista in aceste conditii tendinta spre productivitate si calitate slaba. Lipsa concurentei si a obiectivelor de performata in multe cazuri au conduc la costuri neperformate si servicii de o calitate indoielnica

Intr-un stat modern, in care colectarea impozitelor si controlul evaziunii fiscale sunt eficiente, se justifica reducerea, pe scara larga, a activitatilor economice administrate direct de stat. In acest fel se poate restrange aparatul bugetar foarte mult si se poate realiza echilibrul sustenabil economic intre bugetari si privati.

Pentru activitatile administrate direct de stat se impune asocierea de indicatori de performata cat mai obiectivi. E de asteptat ca lucrurile de mai sus sa se intample doar daca va exista o presiune sociala in acest sens exprimata democratic prin vot altfel sunt slabe sperante ca sectorul bugetar sa isi gaseasca resursele interne care sa il directioneze spre performanta.

Alte articole cu tematica sociala:

Democratie schioapa vs dicatura cu fata umana

Votul si democratia

Solutie alternativa la eutanasiere!

Solutia iesirii din criza!

Supratensiunile atmosferice in viziunea lui Klaxxi

18/05/2011

Klaxxy

Klaxxi ne ofera un interesant articol legat de supratensiunile care pot aparea in instalatiile electrice:

Klaxxy, supratensiuni in instalatiile electrice

Mie mi-a placut articolul. Sper ca va fi bine apreciat si de Dv!

Intentia ANRE de modificare a legii 220/2008: „certificate verzi”

01/05/2011

 ANRE a initiat procedura de dezbatere publica a propunerii de modificare a Legii nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile

Deoarece  problematica centralelor energiei din surse regenerabile (eoliene si hidraulice ) si in asociere reglementarile legate de certificatele verzi sunt subiecte  de actualitate va prezint acest demers legislativ initiat de ANRE.

Pe site ANRE www.anre.ro se pot face propuneri legate de noile prevederi ale legii 220/2008

Nota fundamentare modificare lege 220_2008

Propuneri de moficari ale legii 220_2008

Pe blog poti citi textul in vigoare al legii 220/2008: Surse regenerabile de energie Legea 220/2008 actualizata in August 2010

Legea energiei electrice validata de Curtea Constitutionala in 2008

01/05/2011

Am contatat ca problema amplasarii retelelor de distributie pe proprietatile private prezinta interes pentru multi utilizatori ai blogului va prezint decizia curtii costitutionale asupra exceptiei de neconstitutionalitate a art 16 si 19 din legea energiei electrice 13/2007

In esenta prin Decizia 878/2008 Curtea Constitutionala spune:

„Chiar dacă prin instituirea drepturilor de uz şi servitute titularul dreptului de proprietate suferă o îngrădire în exercitarea atributelor dreptului său de proprietate, având în vedere că pe această cale se asigură valorificarea fondului energetic – bun public de interes naţional -, reglementarea legală în sine nu relevă nicio contradicţie cu art. 44 alin. (3) din Constituţie referitor la expropriere.

 Astfel, exercitarea drepturilor de uz şi servitute asupra proprietăţilor afectate de capacităţile energetice, cu titlu gratuit pe toată durata existenţei acestora, deşi are ca efect lipsirea celor interesaţi de o parte din veniturile imobiliare, nu se traduce într-o expropriere formală şi nici într-o expropriere de fapt.”

 

DECIZIE nr. 878 din 10 iulie 2008 privind excepţia de neconstituţionalitate a dispoziţiilor art. 16 alin. (3), (6), (9) şi (10) şi ale art. 19 alin. (3) şi (4) din Legea energiei electrice nr. 13/2007

EMITENT: CURTEA CONSTITUŢIONALĂ PUBLICAT ÎN: MONITORUL OFICIAL nr. 593 din 7 august 2008

 Ioan Vida – preşedinte Nicolae Cochinescu – judecător Aspazia Cojocaru – judecător Acsinte Gaspar – judecător Ion Predescu – judecător Puskas Valentin Zoltan – judecător Augustin Zegrean – judecător Ion Tiucă – procuror Claudia Miu – prim-magistrat-asistent

Pe rol se află soluţionarea excepţiei de neconstituţionalitate a dispoziţiilor art. 16 alin. (3), (6), (9) şi (10) şi art. 19 alin. (3) şi (4) din Legea energiei electrice nr. 13/2007, excepţie ridicată de Societatea Comercială „Bright Maritime” – S.R.L. din Constanţa în Dosarul nr. 5.907/212/2007 al Judecătoriei Constanţa.

La apelul nominal se constată lipsa părţilor, faţă de care procedura de citare este legal îndeplinită. Cauza fiind în stare de judecată, preşedintele acordă cuvântul reprezentantului Ministerului Public, care pune concluzii de respingere a excepţiei de neconstituţionalitate.

CURTEA , având în vedere actele şi lucrările dosarului, reţine următoarele:

 Prin Încheierea din 18 februarie 2008, pronunţată în Dosarul nr. 5.907/212/2007, Judecătoria Constanţa a sesizat Curtea Constituţională cu excepţia de neconstituţionalitate a dispoziţiilor art. 16 alin. (3), (6), (9) şi (10) şi art. 19 alin. (3) şi (4) din Legea energiei electrice nr. 13/2007, excepţie ridicată de Societatea Comercială „Bright Maritime” – S.R.L. din Constanţa într-o cauză având ca obiect obligaţia de a face.

În motivarea excepţiei de neconstituţionalitate autorul acesteia susţine că prevederile art. 16 alin. (3), (6), (9) şi (10) şi art. 19 alin. (3) şi (4) din Legea energiei electrice nr. 13/2007 încalcă dispoziţiile art. 44 alin. (1), (2), (3), (4), (5) şi (6) din Constituţie. Potrivit dispoziţiilor criticate, dreptul de servitute se exercită pe durata existenţei capacităţii energetice, fără ca în cuprinsul legii să se prevadă despăgubirea prealabilă a proprietarului terenului afectat perpetuu de lucrarea energetică de utilitate publică.

Caracterul perpetuu al aservirii terenului are semnificaţia unei exproprieri, întrucât proprietarul nu poate exercita dreptul de proprietate, astfel încât s-ar impune plata unei juste şi prealabile despăgubiri, aşa cum prevăd dispoziţiile art. 44 alin. (5) din Constituţie. Judecătoria Constanţa şi-a exprimat opinia potrivit căreia excepţia de neconstituţionalitate este neîntemeiată. Potrivit prevederilor art. 30 alin. (1) din Legea nr. 47/1992, încheierea de sesizare a fost comunicată preşedinţilor celor două Camere ale Parlamentului, Guvernului şi Avocatului Poporului, pentru a-şi exprima punctele de vedere asupra excepţiei de neconstituţionalitate. Avocatul Poporului apreciază că dispoziţiile criticate sunt constituţionale.

CURTEA , examinând încheierea de sesizare, punctul de vedere al Avocatului Poporului, raportul judecătorului-raportor, concluziile procurorului, dispoziţiile criticate, raportate la prevederile Constituţiei, precum şi dispoziţiile Legii nr. 47/1992, reţine următoarele:

Curtea Constituţională a fost legal sesizată şi este competentă, potrivit dispoziţiilor art. 146 lit. d) din Constituţie, ale art. 1 alin. (2), ale art. 2, 3, 10 şi 29 din Legea nr. 47/1992, să soluţioneze excepţia de neconstituţionalitate.

 Autorul excepţiei de neconstituţionalitate critică art. 16 alin. (3), (6), (9) şi (10) şi art. 19 alin. (3) şi (4) din Legea energiei electrice nr. 13/2007, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 51 din 23 ianuarie 2007, având următorul cuprins:

 – Art. 16: „Drepturile şi obligaţiile care decurg din autorizaţia de înfiinţare şi din licenţe […]

 (3) Drepturile de uz şi de servitute au ca obiect utilitatea publică, au caracter legal, iar conţinutul acestora este prevăzut la art. 19 şi se exercită pe toată durata existenţei capacităţii energetice sau, temporar, cu ocazia retehnologizării unei capacităţi în funcţiune, reparaţiei, reviziei, lucrărilor de intervenţie în caz de avarie. […]

 (6) Proprietarii terenurilor afectate de exercitarea drepturilor de uz şi de servitute de către titularii de licenţe şi autorizaţii pot solicita încheierea de convenţii, conform prevederilor alin. (5). […]

(9) Proprietarii terenurilor şi titularii activităţilor afectaţi de exercitarea de către titularii de licenţă şi autorizaţii a drepturilor prevăzute la alin. (2) vor fi despăgubiţi pentru prejudiciile cauzate acestora. La calculul despăgubirilor vor fi avute în vedere următoarele criterii:

 – suprafaţa de teren afectată cu ocazia efectuării lucrărilor;

 – tipurile de culturi şi plantaţii, precum şi amenajările afectate de lucrări;

 – activităţile restrânse cu ocazia lucrărilor.

 Cuantumul despăgubirii se stabileşte prin acordul părţilor sau, în cazul în care părţile nu se înţeleg, prin hotărâre judecătorească.

(10) Dreptul de uz şi de servitute asupra terenurilor proprietate privată, restrângerea sau încetarea unor activităţi prevăzute la alin. (2) se stabileşte şi se exercită cu respectarea principiului echităţii, a dreptului de proprietate şi a minimei afectări a acestuia.”;

 – Art. 19: „Drepturile şi obligaţiile titularilor de autorizaţii de înfiinţare şi de licenţă asupra proprietăţii terţilor […]

 (3) Dreptul de uz asupra terenului pentru asigurarea funcţionării normale a capacităţii energetice se întinde pe toată durata funcţionării capacităţii, iar exercitarea lui se face ori de câte ori este necesar pentru asigurarea funcţionării normale a capacităţii. În exercitarea acestui drept, titularul licenţei poate:

 a) să depoziteze materiale, echipamente, utilaje, instalaţii pentru întreţinere, revizii, reparaţii şi intervenţii necesare pentru asigurarea funcţionării normale a capacităţii;

 b) să instaleze utilaje şi să lucreze cu acestea;

c) să desfiinţeze sau să reducă culturi, plantaţii ori alte amenajări existente şi să restrângă activităţi ale proprietarului, în măsura şi pe durata strict necesare executării operaţiilor de întreţinere, reparaţii, revizii sau intervenţii pentru asigurarea funcţionării normale a capacităţii, cu respectarea legislaţiei în vigoare.

 (4) Titularul licenţei este obligat să înştiinţeze în scris proprietarul bunurilor, terenurilor sau activităţilor care vor fi afectate ca urmare a lucrărilor la capacităţile energetice, cu excepţia cazurilor de avarii, situaţie în care proprietarii sunt înştiinţaţi în termenul cel mai scurt.”

Dispoziţiile constituţionale pretins încălcate sunt cuprinse la art. 44 alin. (1), (2), (3), (4), (5) şi (6) referitoare la dreptul de proprietate privată.

Examinând excepţia,

 Curtea reţine că prevederile art. 16 alin. (3), (6), (9) şi (10) şi art. 19 alin. (3) şi (4) din Legea energiei electrice nr. 13/2007 instituie o sarcină gratuită care grevează proprietăţile afectate de capacităţi energetice, pe toată durata existenţei acestora. Această sarcină constă în obligaţia deţinătorilor cu orice titlu ai acestor terenuri de a permite intervenţia titularilor de licenţă pentru lucrări de retehnologizare, reparaţii, revizie sau de remedierea avariilor, în baza drepturilor de uz şi servitute a acestora din urmă asupra proprietăţilor respective. Aceste drepturi, stabilite potrivit art. 16 alin. (2) lit. a)-e) din lege, sunt acordate de legiuitor în scopul efectuării unor lucrări de utilitate publică, au caracter legal şi se exercită pe toată durata existenţei capacităţii energetice sau temporar, cu ocazia lucrărilor de intervenţie.

Curtea observă că, în argumentarea criticii sale, autorul excepţiei pleacă de la o premisă greşită constând în absolutizarea exerciţiului prerogativelor dreptului său de proprietate, făcând abstracţie de prevederile art. 44 alin. (1) teza a doua din Constituţie, potrivit cărora „conţinutul şi limitele acestor drepturi sunt stabilite de lege”, ca şi de acelea ale art. 136 alin. (5) care consacră caracterul inviolabil al proprietăţii private „în condiţiile legii organice”. Potrivit acestor dispoziţii, legiuitorul ordinar este, aşadar, competent să stabilească cadrul juridic pentru exercitarea atributelor dreptului de proprietate, în accepţiunea principială conferită de Constituţie, în aşa fel încât să nu vină în coliziune cu interesele generale sau cu interesele particulare legitime ale altor subiecte de drept, instituind astfel nişte limitări rezonabile în valorificarea acestuia, ca drept subiectiv garantat.

 Sub acest aspect, Curtea Constituţională constată că, prin reglementarea dedusă controlului de constituţionalitate, legiuitorul nu a făcut decât să dea expresie acestor imperative, în limitele şi potrivit competenţei sale constituţionale.

 Chiar dacă prin instituirea drepturilor de uz şi servitute titularul dreptului de proprietate suferă o îngrădire în exercitarea atributelor dreptului său de proprietate, având în vedere că pe această cale se asigură valorificarea fondului energetic – bun public de interes naţional -, reglementarea legală în sine nu relevă nicio contradicţie cu art. 44 alin. (3) din Constituţie referitor la expropriere.

 Astfel, exercitarea drepturilor de uz şi servitute asupra proprietăţilor afectate de capacităţile energetice, cu titlu gratuit pe toată durata existenţei acestora, deşi are ca efect lipsirea celor interesaţi de o parte din veniturile imobiliare, nu se traduce într-o expropriere formală şi nici într-o expropriere de fapt.

 În acelaşi sens cu cele expuse este şi jurisprudenţa în materie a Curţii Europene a Drepturilor Omului, ca de exemplu: Cauza „Sporrong şi Lonnroth împotriva Suediei”, 1982, în care s-a statuat că, întrucât autorităţile nu au trecut la exproprierea imobilelor petiţionarilor, aceştia puteau să îşi folosească bunurile, să le vândă, să le lase moştenire, să le doneze sau să le ipotecheze.

Prin urmare, s-a apreciat că nu se poate asimila situaţia cu o expropriere în fapt, deoarece, chiar dacă dreptul de proprietate a pierdut în substanţa sa, el nu a dispărut. Pentru considerentele expuse mai sus, în temeiul art. 146 lit. d) şi al art. 147 alin. (4) din Constituţie, precum şi al art. 1-3, al art. 11 alin. (1) lit. A.d) şi al art. 29 din Legea nr. 47/1992,

CURTEA CONSTITUŢIONALĂ În numele legii DECIDE:

Respinge excepţia de neconstituţionalitate a dispoziţiilor art. 16 alin. (3), (6), (9) şi (10) şi ale art. 19 alin. (3) şi (4) din Legea energiei electrice nr. 13/2007, excepţie ridicată de Societatea Comercială „Bright Maritime” – S.R.L. din Constanţa, în Dosarul nr. 5.907/212/2007 al Judecătoriei Constanţa.

Definitivă şi general obligatorie.

Pronunţată în şedinţa publică din data de 10 iulie 2008.

PREŞEDINTELE CURŢII CONSTITUŢIONALE, prof. univ. dr. IOAN VIDA

Prim-magistrat-asistent, Claudia Miu

Asupra „legalitatii” proiectelor in lipsa unor standarde si norme tehnice

25/04/2011

  De cca 3 ani ne tot lovim de lipsa unor reglemetari ANRE legate de utilizarea conductorului torsadat 20 kV si respectiv de utilizarea cablului universal 20 kV.

Majoritatea specialistilor in distributia energiei electrice considera  atractiva tehnologia si uneori singura solutie menita sa asigure dezvoltarea RED in zone unde nu se pot obtine acordurile proprietarilor de terenuri pentru  servitutile induse de zonele de protectie si de siguranta.

Cu toate ca lipsesc reglemetarile  ANRE  dedicate acestei tehnologii in ultimii 3 ani s-au realizat un volum semnificativ de retele mt (cel mai adesea comune cu jt, pe stalpii Ljt) utilizand conductoare torsadate.

Pun in discutia Dv: legalitatea proiectarii retelelor electrice de distributie  in lipsa unor standarde si norme tehnice.

In asteptarea opiniilor Dv imi exprim propria opinie asupra problemei puse in discutie:

 Pana mai acum 20 de ani aproape intregul domeniu al proiectarii a fost acoperit de standarde, norme tehnice, prescriptii energetice, fise tehnologice si mai ales de proiecte tip. Dupa 1989 lucrurile au mers oarecum inertial dar de la un moment dat a devenit evident pentru specialisti ca actualizarea reglemetarilor tehnice a ramas o problema neacoperita.

Ulterior ANRE si-a asumat gradual rolul de reglemetator tehnic. Faptul ca abordarea a fost una graduala indica ca „piata” reglementata putea intr-o maniera proprie sa utilizeze editii vechi ale reglemetarilor, noile reglementari si respectiv sa suplineasca cumva reglementarile lipsa.

Ca sa nu mai lungesc discutia consider ca atunci cand exista standarde si norme tehnice cu acoperire nationala acestea sunt binevenite si necesare. Totusi proiectarea poate continua si in lipsa acestor reglemetari:

  • da, acest lucru s-a si intamplat iar in materie de conductor torsadat mt se intampla in aceasta perioada
  • facand apel la legile electrotehnicii combinate cu performatele materialelor se poate elabora o documetatie tehnica completa sub toate aspectele care sa permita realizarea unei retele de distributie si functionarea ei in conditii legale.
  • volumul de munca pentru proiectarea unei retele de distributie (ca de altfel pentru orice alt produs, echipamet, instalatie etc) in absenta unor standarde este mult mai mare. Raspunderea proiectantului este de asemenea mare

Existenta standardelor si normelor tehnice vine sa reduca efortul de proiectare si sa uniformizeze solutiile. Standardele in multe cazuri presupun si o importanta componenta experimetala. De exemplu standardele de electrosecuritate contin incepand cu limitele curentilor prin corpul uman si continuand cu relatiile de calcul multe  rezultate experimetale. Aceasta componenta experimentala a standardizarii face dificila, dar nu imposibila proiectarea.

Pana la urma daca negam posibilitatea de a proiecta in lipsa unor norme tehnice negam dezvoltarea bazata pe cercetare!

In sustinerea celor de mai sus aduc cateva argumente:

  •  Ordinul ANRE 19/2004: Privind caracterul voluntar al standardelor mentionate in reglementari emise de ANRE:  Ord 19 04 StandardeOrd 19_2004 Standarde au caracter voluntar 
  • nu in toate tarile exista organisme similare ANRE si un peste tot „ANRE” are atributii in domeniul normelor tehnice
  • inainte de decantarea unor prevederi tehnice standardizabile acestea trebuie sa treaca focul practicii: de ex domeniul protocoalelor de comunicatii. Uniformizarea a aparut ulterior aplicatiilor practice de succes ca o masura de optimizare si de deschidere a pietelor si de evitate a creerii monopolurilor.
  •  art 31 din  Normele tehnice privind delimitarea zonelor de protectie si de siguranta aferente capacitatilor energetice aprobate prin Ord. 49 /2007  care introduce o cale suplimetara pentru redefinirea zonelor de protectie si de siguranta asociate capacitatilor energetice „analiza de risc”:

„Art. 31   – (1) Dimensiunile zonelor de protecţie şi de siguranţă reglementate prin prezentul normativ sunt stabilite pe baza prevederilor legale şi a prescripţiilor tehnice aplicabile.

(2) Amplasarea unor obiective de tipul celor prevăzute în anexele 1 – 5  la o distanţă mai mică decât distanţa de siguranţă reglementată faţă de o capacitate energetică, respectiv amplasarea unor capacităţi energetice care urmează a se construi la o distanţă mai mică decât distanţa de siguranţă reglementată faţă de obiective de tipul menţionat se poate face pe baza unei analize de risc;

(3) Analiza de risc se face de către un operator economic sau de către un specialist/ expert atestat în analiza riscului tehnic şi tehnologic şi devine anexă la avizul de amplasament; rezultatul analizei stă la baza emiterii favorabile /nefavorabile a avizului de amplasament şi la stabilirea măsurilor necesare emiterii acestuia; costul analizei de risc se suportă de către solicitant.

(4) Eventualele neînţelegeri legate de aprobarea analizei de risc la emiterea avizului de amplasament se soluţionează de către ANRE conform reglementărilor în vigoare.”

Ghid pentu racordarea producatorilor la RET/RED

15/04/2011

 

CUPRINS

1. INTRODUCERE

1.1. Scop

1.2. Documente de referinţă

1.3. Solicitarea racordării la reţelele electrice

1.4. Glosar de termeni

2. EMITEREA AVIZULUI DE AMPLASAMENT DE CĂTRE OPERATORUL DE REŢEA

3. ETAPELE PROCESULUI DE RACORDARE LA REŢELELE ELECTRICE

3.1. Etapa preliminară de documentare şi informare a viitorului utilizator

3.2. Depunerea de către utilizator/ viitorul utilizator a cererii de racordare şi a

documentaţiei aferente pentru obţinerea avizului tehnic de racordare

3.3. Emiterea de către operatorul de reţea a avizului tehnic de racordare, ca ofertă de

racordare

3.4. Încheierea contractului de racordare între operatorul de reţea şi utilizator/ viitorul

utilizator

3.5. Realizarea şi punerea în funcţiune a instalaţiei de racordare

3.6. Punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare

4. ETAPELE PENTRU SOLUŢIONAREA NEÎNŢELEGERILOR APĂRUTE LA

ÎNCHEIEREA CONTRACTELOR DE RACORDARE

4.1. Medierea la nivelul operatorului de reţea

4.2. Procedura prealabilă la nivelul ANRE

4.3. Procedura propriu-zisă de soluţionare a neînţelegerilor

ANEXA: DEFINIŢII

1. INTRODUCERE

1.1. Scop

Scopul acestui ghid este de a furniza informaţii privind etapele procesului de racordare la reţelele

electrice, emiterea avizelor de amplasament de către operatorii de reţea şi procedura de soluţionare a

neînţelegerilor ce pot apărea în procesul racordării la reţelele electrice sau la emiterea avizelor de

amplasament.

Ghidul se adresează persoanelor fizice sau juridice care sunt interesate de racordarea la reţeaua

electrică a unui loc de producere.

În cadrul acestui document au fost selectate şi corelate prevederi din mai multe reglementări,

completate cu precizări concrete, cu scopul de a oferi celor interesaţi informaţii cât mai clare şi utile.

1.2. Documente de referinţă

Procesul de racordare la reţelele electrice de interes public este reglementat, în condiţiile

precizate prin legislaţia primară şi secundară în vigoare.

Actele normative aplicabile sunt:

HG nr. 90/2008 – Regulament privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes

public, denumit în continuare Regulament; http://www.anre.ro, rubrica „Legislaţie\Norme

Tehnice\Racordare la reţele de interes public”;

Ordinul ANRE nr. 48/2008 – Metodologie pentru emiterea avizelor de amplasament;

http://www.anre.ro, rubrica „Legislaţie\Norme Tehnice\Reglementări tehnice”;

Ordinul ANRE nr. 129/2008 – Regulament privind stabilirea solutiilor de racordare a

utilizatorilor la retelele electrice de interes public; http://www.anre.ro, rubrica „Legislaţie\Norme

Tehnice\Racordare la reţele de interes public”;

Decizia ANRE nr.2741/ 2008 – Procedură privind colaborarea operatorilor de distribuţie,de

transport şi de sistem pentru avizarea racordării utilizatorilor la reţelele electrice; http://www.anre.ro,

rubrica „Legislaţie\Norme Tehnice\Reglementări tehnice”;

Ordinul ANRE nr. 28/2010 – Avize tehnice de racordare – continut cadru; http://www.anre.ro, rubrica

„Legislaţie\Norme Tehnice\Racordare la reţele de interes public”;

Ordinul ANRE nr. 09/2006 – Contractul cadru de racordare la reţelele electrice de distribuţie

pentru utilizatori la care tariful de racordare este stabilit total sau parţial pe bază de deviz,

respectiv Contractul cadru de racordare la retelele electrice de distributie pentru utilizatori la care

tariful de racordare este stabilit corespunzator unor scheme standard, pe baza de tarife si indici

specifici; http://www.anre.ro, rubrica „Legislaţie\Norme Tehnice\Reglementări tehnice”;

Ordinul ANRE nr. 38/2007 – Procedura 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; http://www.anre.ro, rubrica „Legislaţie\Norme

Tehnice\Racordare la reţele de interes public”;

Ordinul ANRE nr.28/2003 – Metodologie de stabilire a compensaţiilor băneşti între utilizatorii

racordaţi în etape diferite, prin instalaţie comună, la reţele electrice de distribuţie; http://www.anre.ro,

rubrica „Legislaţie\Norme Tehnice\Reglementări tehnice”;

Ordinul ANRE nr.29/2003 modificat prin Ordinul nr.54/2008 – Metodologie de stabilire a

tarifelor de racordare a utilizatorilor la reţelele electrice de distribuţie de medie şi joasă tensiune;

http://www.anre.ro, rubrica „Legislaţie\Norme Tehnice\Reglementări tehnice”;

Ordinul ANRE nr. 15 /2004 modificat şi completat prin Ordinul nr.55/2008 pentru Aprobarea

tarifelor si indicilor specifici utilizati la stabilirea tarifelor de racordare a utilizatorilor la retelele

electrice de medie şi joasă tensiune; http://www.anre.ro, rubrica „Decizii şi ordine\Ordine”;

2

Ordinul ANRE nr. 32/2005 pentru Aprobarea tarifelor de emitere a avizelor de amplasament şi

a avizelor tehnice de racordare practicate de operatorii de distribuţie; http://www.anre.ro, rubrica

„Decizii şi ordine\Ordine”.

Actele normative în vigoare şi menţionate mai sus sunt reglementări valabile atât pentru

operatorii de reţea cât şi pentru utilizatorii reţelelor electrice.

1.3. Solicitarea racordării la reţelele electrice

Utilizatorii/ viitorii utilizatori au obligaţia solicitării avizului tehnic de racordare sau a

actualizării acestuia, înainte de a începe executarea instalaţiei de utilizare care urmează să fie

racordată la reţea, respectiv modificarea unei instalaţii de utilizare existente.

Ca răspuns la cererea de racordare scrisă a persoanei interesate, operatorul de reţea, după caz:

  • · emite avizul tehnic de racordare, aprobând astfel racordarea la reţeaua electrică, în situaţiile:

a) apariţiei unui loc de producere nou;

b) separării instalaţiilor unui utilizator de instalaţiile altui utilizator, în vederea racordării

directe a acestora la reţeaua electrică a operatorului de reţea;

  • · actualizează avizul tehnic de racordare prin care a fost aprobată racordarea unui loc de

producere, în situaţiile:

a) solicitării unui spor de putere faţă de puterea aprobată prin avizul tehnic de racordare;

b) modificării unor elemente de natură tehnică în instalaţia de utilizare, fără depăşirea puterii

aprobate prin avizul tehnic de racordare pentru respectivul loc de producere;

c) modificării unor elemente de natură administrativă ale unui loc de producere existent, fără

depăşirea puterii aprobate prin avizul tehnic de racordare (schimbarea denumirii

utilizatorului sau a datelor de identificare a locului de producere, schimbarea titularului prin

preluarea obiectivului de la locul de producere);

d) modificării instalaţiei de racordare, fără depăşirea puterii aprobate prin avizul tehnic de

racordare (modificarea punctului de delimitare a instalaţiilor, modificarea punctului de

măsurare, sau creşterea gradului de continuitate în funcţionare asigurat de instalaţia de

racordare).

În cazul modificării unor elemente de natură administrativă ale unui loc de producere existent,

solicitarea actualizării avizului tehnic de racordare se face în termen de maximum 6 luni de la data

producerii modificării, perioadă în care avizul tehnic de racordare emis pentru locul de producere

respectiv îşi menţine valabilitatea.

1.4. Glosar de termeni

Definiţiile termenilor utilizaţi sunt prevăzute în Anexă.

3

2. EMITEREA AVIZULUI DE AMPLASAMENT

DE CĂTRE OPERATORUL DE REŢEA

Pentru emiterea avizului de amplasament, solicitantul trebuie să depună o cerere scrisă sau fişa

tehnică, însoţită de documentaţia corespunzătoare.

Þ Cererea sau fişa tehnică şi documentaţia anexată se depun direct la centrele teritoriale de

relaţii cu clienţii organizate de operatorul de reţea, respectiv prin intermediul structurilor de

specialitate din cadrul consiliilor judeţene sau locale.

Þ Cererea de emitere a avizului de amplasament cuprinde:

a) date de identificare a solicitantului ;

b) date pentru localizarea amplasamentului obiectivului;

c) denumirea obiectivului ;

d) informaţii energetice privind obiectivul – puterea aproximativă pentru care ar urma să solicite

racordarea la reţea, tensiunea, etc.

Þ Documentaţia anexată cererii de emitere a avizului de amplasament cuprinde:

a) certificatul de urbanism, în copie;

b) plan de încadrare în teritoriu, la scară, în 2 exemplare, vizat de către emitentul certificatului

ca anexă la certificatul de urbanism;

c) plan de situaţie, respectiv plan privind construcţiile subterane, la scară, în 2 exemplare, cu

amplasarea obiectivelor investiţiei, vizat de către emitentul certificatului ca anexă la

certificatul de urbanism. Din acestea trebuie să rezulte clar coordonatele viitoarei construcţii

sau instalaţii, în plan orizontal şi vertical faţă de puncte de reper fixe existente în teren pentru

a putea fi stabilită poziţia faţă de reţelele electrice din zonă.

Þ costuri: emiterea avizelor de amplasament se face contra cost, pe baza tarifelor aprobate de

ANRE prin Ordinul nr. 32/2005;

Þ termen de emitere: cel mult 15 zile calendaristice de la înregistrarea cererii pentru emiterea

avizului de amplasament şi a documentaţiei complete;

Þ condiţiile de compatibilitate dintre reţeaua electrică şi un obiectiv se stabilesc şi/sau se verifică

de regulă în cadrul unei fişe de coexistenţă elaborate de operatorul de reţea; cheltuielile legate de

elaborarea fişei de coexistenţă sunt incluse în tariful de emitere a avizului de amplasament;

Þ în cazuri de excepţie, justificate, pentru amplasamente sau zone la care stabilirea condiţiilor de

compatibilitate implică o analiză complexă, condiţiile de compatibilitate se stabilesc şi/sau se

verifică printr-un studiu de coexistenţă ; studiul de coexistenţă se elaborează, la comanda şi pe

cheltuiala solicitanţilor, de către operatorul de reţea sau de către alţi proiectanţi atestaţi;

Þ informaţii suplimentare se pot obţine consultând Metodologia pentru emiterea avizelor de

amplasament de către operatorii de reţea, aprobată prin Ordinul ANRE nr.48/ 2008.

Þ Avizul de amplasament favorabil va conţine, după caz, şi precizări privind:

a) respectarea unor condiţii sau restricţii în regimul de executare a lucrărilor şi realizare a

construcţiei;

b) informaţii generale referitoare la posibilităţile de racordare, inclusiv informaţii privind

eventuale lucrari de întarire sau de extindere a reţelei electrice, la etapele procesului de

racordare la reţea şi durata estimată pentru fiecare etapă, documentaţia şi datele necesare,

tarifele în vigoare practicate de operatorul de reţea;

c) stabilirea restricţiilor şi/sau interdicţiilor instituite în zonele de protecţie şi de siguranţă

aferente reţelei electrice;

d) atenţionarea solicitantului, după caz, asupra necesităţii obţinerii unor avize de amplasament

şi din partea altor deţinători de reţele electrice în zonă;

4

e) instalaţiile din zonă, aparţinând operatorului de reţea.

Þ Avizul de amplasament nefavorabil va conţine precizări privind:

a) motivele îndreptăţite ale refuzului;

b) precizări privind instalaţiile din zonă, aparţinând operatorului de reţea;

c) propuneri de soluţii care să permită emiterea unui aviz de amplasament favorabil.

3. ETAPELE PROCESULUI DE RACORDARE LA RETELELE ELECTRICE

Pasul 1: Etapa preliminară; documentarea şi informarea viitorului utilizator

Pasul 2: Utilizatorul/viitorul utilizator adresează cererea de racordare

şi documentaţia pentru obţinerea avizului tehnic de racordare

Pasul 3: Operatorul de reţea verifică termen: maximum 7 zile

documentaţia depusă de solicitant şi transmite

acestuia oferta de contract pentru elaborarea

studiului de soluţie

Pasul 4: Operatorul de reţea elaborează termen: maximum 3 luni pentru tensiune

studiul de soluţie şi îl transmite solicitantului reţea ³ 110 kV şi maximum 1 lună pentru medie

şi joasă tensiune

Pasul 5: Utilizatorul optează pentru una dintre termen: maximum 2 luni

variantele de soluţie stabilite în studiu şi avizate

de operatorul/ operatorii de reţea

Pasul 6: Operatorul de reţea emite şi transmite termen de la data înregistrării documentaţiei

către solicitant avizul tehnic de racordare complete depuse de utilizator: maximum 30 zile

pentru tensiune reţea ³ 110 kV şi maximum 10

zile pentru medie şi joasă tensiune, la care se

adaugă termenul pentru elaborarea studiului de

soluţie

Pasul 7: Utilizatorul solicită încheierea termen: 6 luni pentru tensiune reţea ³ 110 kV

contractului de racordare şi pentru locuri de producere cu Pi ³ 10 MW,

respectiv 3 luni pentru medie şi joasă tensiune

Pasul 8: Utilizatorul şi operatorul de reţea Operatorul de reţea are obligaţia să propună

încheie contractul de racordare utilizatorului proiectul de contract de racordare

în termen de: maximum 10 zile de la data

înregistrării cererii şi documentaţiei complete

Pasul 9: Operatorul de reţea realizează termen: prevăzut în contractul de racordare

instalaţia de racordare

Pasul 10: Operatorul de reţea pune sub tensiune termen: prevăzut în contractul de racordare

instalaţia de utilizare

5

3.1. Etapa preliminară de documentare şi informare a viitorului utilizator

Pasul 1: La cererea scrisă a solicitantului, operatorul de reţea are obligaţia să ofere în scris

informaţii generale privind condiţiile şi posibilităţile de realizare a racordării la reţea a unui loc de

producere, funcţie de datele caracteristice ale acestuia, prezentate în cerere. Dacă este cazul,

operatorul de reţea va comunica solicitantului:

 eventualele lucrări de întărire în reţea pentru care nu există posibilitatea realizării până la data

estimată pentru punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare şi termenul posibil de realizare a

respectivelor lucrări de întărire, funcţie de informaţiile pe care le deţine la momentul respectiv;

 puterea disponibilă pentru racordare la data estimată de solicitant pentru punerea sub tensiune a

instalaţiei de utilizare (luând în considerare şi eventualele lucrări de întărire programate), în

zona respectivă şi în momentul respectiv.

Þ cererea se adresează direct sau se trimite prin poştă, la centrele teritoriale de relaţii cu clienţii

organizate de operatorul de reţea;

Þ costuri: informaţii oferite de către operatorul de reţea gratuit;

Þ termen de răspuns: cel mult 15 zile calendaristice de la înregistrarea unei cereri scrise.

3.2. Depunerea de către utilizator/ viitorul utilizator a cererii de racordare şi a documentaţiei

aferente pentru obţinerea avizului tehnic de racordare

P asul 2 : Utilizatorul/viitorul utilizator adresează cererea de racordare şi documentaţia pentru

obţinerea avizului tehnic de racordare

Þcererea de racordare se adresează:

a) operatorului de transport, pentru un loc de producere cu putere mai mare de 50 MVA;

b) operatorului de distribuţie care deţine contract de concesiune a serviciului public privind

distribuţia energiei electrice în zona respectivă sau altui deţinător de reţea electrică de interes

public, pentru un loc de producere cu putere de până la 50 MVA inclusiv.

Þ cererea şi documentaţia anexată acesteia se depun direct sau se trimit prin poştă la centrele

teritoriale de relaţii cu clienţii organizate de operatorul de reţea, unde cererea este înregistrată;

Þ solicitantul se poate adresa operatorului de reţea direct, prin împuternicit legal, prin proiectant de

specialitate sau prin furnizor;

Atenţie! cererea de racordare va fi în mod obligatoriu semnată şi de utilizator sau împuternicitul

legal al utilizatorului, dacă aceasta a fost întocmită de către un proiectant de specialitate sau de

către un furnizor;

Þ costuri: emiterea avizelor tehnice de racordare şi emiterea unui duplicat se fac contra cost, pe

baza tarifelor aprobate de ANRE prin Ordinul nr. 32/2005;

Þ Cererea de racordare cuprinde cel puţin următoarele informaţii:

a) datele de identificare a locului de producere, a utilizatorului şi, dacă este cazul, a

împuternicitului legal, a proiectantului de specialitate sau a furnizorului;

b) data estimată solicitată pentru punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare de la locul de

producere, puterea prevăzută a fi evacuată şi evoluţia acesteia;

c) eventuale indicaţii privind grupul de măsurare a energiei electrice sau informaţii pentru

stabilirea acestuia;

d) declaraţia pe propria răspundere a solicitantului referitoare la autenticitatea datelor şi la

conformitatea cu originalul a documentelor prezentate în copie, anexate cererii;

e) lista documentelor care compun documentaţia anexată cererii.

6

Þ Pentru un loc de producere nou, documentaţia anexată cererii de racordare cuprinde, dupa

caz:

a) datele tehnice şi energetice caracteristice locului de producere;

b) studiul de soluţie pentru racordarea la reţeaua electrică, în cazurile de excepţie în care acesta

a fost elaborat; de regulă, studiul de soluţie se elaborează ulterior înregistrării cererii de

racordare (a se vedea pasul 4 de la punctul 3.2.);

c) avizul de amplasament în copie, dacă acesta este necesar conform reglementărilor, pentru

obiectivul sau instalaţia ce se realizează pe locul de producere respectiv;

d) certificatul de urbanism eliberat în vederea obţinerii autorizaţiei de construire a obiectivului,

în termen de valabilitate, în copie;

e) planul de situatie, vizat de emitentul certificatului de urbanism ca anexă la acesta, pentru

construcţiile noi sau pentru construcţiile existente care se modifică, în copie. Pentru

construcţiile existente care nu se modifică este suficientă schiţa de amplasament cu

coordonate din care să rezulte precis poziţia locului de producere;

f) actul de proprietate sau orice alt înscris care atestă dreptul de folosinţă asupra terenului,

incintei sau clădirii în care se constituie locul de producere pentru care se solicită racordarea,

în copie. În cazul spaţiilor închiriate este necesar şi acordul notarial al proprietarului pentru

executarea de lucrări în instalaţiile electrice.

Þ Pentru un loc de producere existent, documentaţia anexată cererii de actualizare a avizului

tehnic de racordare cuprinde ultimul aviz tehnic de racordare obţinut anterior, la care se adaugă,

dupa caz:

 documentele menţionate mai sus, ce compun documentaţia anexată cererii de racordare

pentru cazul unui loc de producere nou, în situaţia solicitării unui spor de putere faţă de

puterea aprobată prin avizul tehnic de racordare;

 descrierea modificărilor respective, în situaţia modificării unor elemente de natură

tehnică în instalaţia de utilizare, fără depăşirea puterii aprobate prin avizul tehnic de

racordare pentru respectivul loc de producere;

 actele doveditoare privind schimbarea denumirii utilizatorului sau a datelor de identificare a

locului de producere, ori schimbarea titularului prin preluarea obiectivului de la locul de

producere, în situaţia modificării unor elemente de natură administrativă ale unui loc de

producere existent, fără depăşirea puterii aprobate prin avizul tehnic de racordare;

 expunerea problemei a cărei rezolvare impune modificarea respectivă şi documente care să

susţină această cerere, în situaţia modificării instalaţiei de racordare, fără depăşirea

puterii aprobate prin avizul tehnic de racordare.

Solicitantul are obligaţia de a anexa cererii de racordare numai documentele prevăzute la

art.12 din Regulament şi precizate mai sus.

P asul 3 : Operatorul de reţea verifică documentaţia depusă de solicitant

Þ termen: 7 zile calendaristice de la data înregistrării cererii de racordare;

Þ operatorul de reţea transmite solicitantului, în cadrul termenului de 7 zile calendaristice de

la data înregistrării cererii de racordare, factura de plată a tarifului pentru emiterea

avizului tehnic de racordare, conform listei de tarife aprobate de ANRE prin Ordinul nr.

32/2005;

Þ în vederea stabilirii soluţiei de racordare, operatorul de reţea transmite solicitantului, în

cadrul termenului de 7 zile calendaristice de la data înregistrării cererii de racordare,

oferta de contract pentru elaborarea studiului de soluţie;

7

Þ în cazurile justificate în care constată că documentaţia este incompletă, operatorul de reţea va

comunica în scris solicitantului, în cadrul termenului de 7 zile calendaristice de la data

înregistrării cererii de racordare, necesitatea completării, indicând documentele care trebuie

anexate, completate sau refăcute şi dând toate informaţiile necesare în acest scop;

Þ documentaţia este considerată completă după refacerea ei conform îndrumărilor transmise de

operatorul de reţea şi achitarea tarifului de emitere a avizului tehnic de racordare;

Þ durata necesară solicitantului pentru completarea documentaţiei se consideră suplimentară

duratei reglementate de emitere a avizului tehnic de racordare;

Nu se emite aviz tehnic de racordare dacă satisfacerea cererii utilizatorului ar afecta siguranţa SEN

sau nu este respectat avizul de amplasament. Acest lucru se comunică în scris solicitantului, de către

operatorul de reţea, în termen de maximum 7 zile calendaristice de la data înregistrării cererii de

racordare;

Pasul 4: Operatorul de reţea elaborează studiul de soluţie şi îl transmite solicitantului

Pentru racordarea grupurilor generatoare, soluţia de racordare se stabileşte prin studiu de soluţie,

indiferent de tensiunea reţelei la care se racordează.

ÞStudiul de soluţie se elaborează de către operatorul de reţea, pe baza contractului încheiat între

operatorul de reţea şi utilizator.

ÞStudiul de soluţie se plăteşte de solicitant.

Þtermen de elaborare: maximum 3 luni pentru racordarea locului de producere la o reţea cu

tensiunea de 110 kV sau mai mare şi maximum o lună pentru racordarea la o reţea de medie sau

joasă tensiune de la data depunerii de către solicitant a documentaţiei complete şi încheierii

contractului de elaborare a studiului.

Pentru racordarea la o reţea cu tensiunea de 110 kV sau mai mare, în situaţii deosebite, justificate

prin complexitatea soluţiilor, operatorul de reţea poate solicita în propunerea de contract un

termen mai mare. Durata suplimentară nu va depăşi 3 luni pentru racordare la tensiunea de 110

kV, respectiv 6 luni pentru racordare la tensiuni mai mari de 110 kV.

Avizarea studiului de soluţie de către operatorul/ operatorii de reţea se realizează în cadrul

termenului de elaborare a acestuia.

ÞÎn situaţia în care studiul de soluţie trebuie avizat atât de către operatorul/ operatorii de

distribuţie, cât şi de către operatorul de transport, avizarea se face în şedinţă comună,

finalizată printr-un aviz aprobat de toţi operatorii de reţea, conform prevederilor Procedurii

privind colaborarea operatorilor de distribuţie, de transport şi de sistem pentru avizarea racordării

utilizatorilor la reţelele electrice, aprobată prin Decizia ANRE nr.2741/ 11.12.2008.

Þcosturi: costurile se stabilesc de elaborator (operatorul de reţea) pe bază de deviz, respectându-se

principiile liberei concurenţe.

ÞPrin predarea la utilizator a studiului de soluţie avizat, operatorul de reţea responsabil cu

elaborarea acestuia confirmă existenţa tuturor acordurilor factorilor implicaţi în stabilirea

soluţiei de racordare.

ÞStudiul de soluţie oferă solicitantului una sau mai multe variante de soluţie de racordare

avizate.

8

P asul 5 : Utilizatorul optează pentru una dintre variantele de soluţie stabilite în studiu şi

avizate de operatorul/ operatorii de reţea

ÞUtilizatorul trebuie să îşi exprime opţiunea în scris pentru una dintre variantele de soluţie stabilite

în studiu şi avizate de operatorul de reţea.

Þtermen: maximum două luni;

Dacă utilizatorul nu respectă acest termen, soluţia de racordare prevăzută în studiu nu se

mai consideră valabilă.

3.3. Emiterea de către operatorul de reţea a avizului tehnic de racordare, ca ofertă de

racordare

P asul 6 : Operatorul de reţea emite şi transmite către solicitant avizul tehnic de racordare

ÞAvizul tehnic de racordare se emite de către deţinătorul de reţea la reţeaua căruia urmează

a se racorda locul de producere.

Þ termen: maximum 30 zile calendaristice de la data înregistrării documentaţiei complete depuse

de utilizator, respectiv 10 zile calendaristice pentru cazurile în care emiterea avizului tehnic de

racordare la reţelele de medie şi joasă tensiune se face pe baza unui studiu de soluţie. În cazul

modificării doar a unor elemente de natură administrativă, actualizarea avizului tehnic de

racordare se face în cel mult 10 zile calendaristice de la data depunerii cererii de către utilizator.

La aceste termene se adaugă, după caz, termenele prevăzute pentru elaborarea studiilor de

soluţie.

Þ Conţinutul cadru al Avizelor tehnice de racordare este aprobat prin Ordinul ANRE nr. 28/2010.

Þ Avizul tehnic de racordare emis de către operatorul de reţea conţine condiţiile tehnicoeconomice

de racordare la reţea, inclusiv urmatoarele:

a) puterea aprobată pentru racordare şi evoluţia acesteia;

Dacă este cazul, operatorul de reţea ia în considerare puterea disponibilă pentru racordarea la

reţea la data estimată de solicitant pentru punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare, în

zona respectivă şi în momentul respectiv;

b) descrierea soluţiei de racordare;

c) tariful de racordare – tariful reglementat care reprezintă cheltuiala efectuată de operatorul de

reţea pentru realizarea racordării locului de producere la reţeaua electrică;

d) durata de valabilitate a avizului tehnic de racordare.

ÞDacă este cazul, operatorul de reţea va comunica solicitantului eventualele lucrări de întărire în

reţea în amonte de punctul de racordare, pentru care nu există posibilitatea realizării corelate cu

instalaţia de racordare până la data estimată pentru punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare,

precum şi termenul posibil de realizare a respectivelor lucrări de întărire.

Dacă utilizatorul optează pentru suportarea costurilor acestor lucrări de întărire, cheltuielile

efectuate de utilizator i se returnează acestuia de către operatorul de reţea printr-o modalitate

convenită între părţi.

ÞAvizul tehnic de racordare îşi încetează valabilitatea în termen de 6 luni de la emitere, pentru

utilizatorii care se racordează la reţelele electrice cu tensiunea de 110 kV sau mai mare şi pentru

locurile de producere cu putere totală instalată mai mare de 10 MW, respectiv 3 luni de la emitere

pentru utilizatorii racordaţi la reţelele electrice de distribuţie de medie şi joasă tensiune, dacă nu a

fost încheiat contractul de racordare şi achitat tariful de racordare sau, după caz, contractul pentru

transportul, distribuţia ori furnizarea energiei electrice sau formele de angajare a executării lucrărilor

din aval de punctul de delimitare, necesare pentru racordarea la reţeaua electrică. Acest termen poate

fi prelungit cel mult o dată de operatorul de reţea cu încă 6 luni, respectiv 3 luni, după caz, dacă nu s-

9

au modificat datele care au stat la baza emiterii avizului tehnic de racordare, iar soluţia şi tariful de

racordare stabilite sunt în continuare valabile.

3.4. Încheierea contractului de racordare între operatorul de reţea şi utilizator

P asul 7 : Utilizatorul solicită încheierea contractului de racordare

ÞÎn cazul în care nu se execută lucrări noi sau modificări ale instalaţiilor de racordare existente, nu

este necesară încheierea unui contract de racordare.

ÞUtilizatorul adresează operatorului de reţea cererea pentru încheierea contractului de racordare,

însoţită de următoarea documentaţie :

a) copie a avizului tehnic de racordare;

Atenţie! Avizul trebuie să fie în termen de valabilitate, conform precizărilor pe care le

conţine în cuprinsul său.

b) Copia certificatului de înregistrare la registrul comerţului sau alte autorizaţii legale de

funcţionare emise de autorităţile competente, dacă este cazul;

c) autorizaţia de construire a obiectivului sau, în cazul construcţiilor existente, actul de

proprietate asupra obiectivului, respectiv contractul de închiriere, în copie;

d) acordurile proprietarilor terenurilor, în original, autentificate de notarul public, pentru

ocuparea sau traversarea terenurilor precum şi pentru exercitarea de către operatorul de reţea

a drepturilor de uz şi de servitute asupra terenurilor afectate de instalaţia de racordare, numai

în cazurile în care instalaţia de racordare este destinată în exclusivitate racordării unui singur

loc de consum sau producere.

Solicitantul are obligaţia de a anexa cererii numai documentele precizate mai sus, prevăzute la

art.32 din Regulament. Încheierea contractului de racordare nu poate fi condiţionată de

obţinerea autorizaţiei de înfiinţare a capacităţii energetice.

P asul 8 : Utilizatorul încheie contractul de racordare cu operatorul de reţea

ÞOperatorul de reţea are obligaţia să propună utilizatorului proiectul de contract de racordare în

termen de: maximum 10 zile calendaristice de la data înregistrării cererii şi documentaţiei complete;

Þ Prin Ordinul ANRE nr. 09/2006 sunt aprobate Contractul cadru de racordare la reţelele

electrice de distribuţie pentru utilizatori la care tariful de racordare este stabilit total sau parţial

pe bază de deviz şi Contractul cadru de racordare la retelele electrice de distributie pentru

utilizatori la care tariful de racordare este stabilit corespunzator unor scheme standard, pe baza

de tarife si indici specifici.

ÞPentru realizarea racordării, utilizatorii încheie cu operatorul de reţea, deţinător al reţelei electrice,

contractul de racordare şi achită acestuia tariful de racordare, stabilit conform reglementărilor în

vigoare.

Atenţie! Dacă utilizatorul solicită în mod expres operatorului de reţea în scris, înainte de

încheierea contractului de racordare, ca lucrările pentru realizarea instalaţiei de racordare să fie

executate de un anumit constructor atestat ANRE, tariful de racordare se va recalcula în mod

corespunzător, corelat cu rezultatul negocierii dintre utilizator şi constructorul pe care acesta l-a

ales.

3.5. Realizarea şi punerea în funcţiune a instalaţiei de racordare

10

P asul 9 : Operatorul de reţea realizează instalaţia de racordare

Þtermen: prevăzut în contractul de racordare;

ÞDupă încheierea contractului de racordare şi în condiţiile prevăzute de acesta privind:

– costurile, respectiv tariful de racordare, şi modalitatea de plată,

– termenul pentru punerea în funcţiune a instalaţiei de racordare,

operatorul de reţea asigură proiectarea, construirea şi punerea în funcţiune a instalaţiei de

racordare, inclusiv realizarea, în instalaţiile din amonte de punctul de racordare, a tuturor

condiţiilor tehnice pentru asigurarea capacităţii necesare în vederea racordării locului de

producere.

3.6. Punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare

P asul 1 0: Operatorul de reţea pune sub tensiune instalaţia de utilizare

Þtermen: prevăzut în contractul de racordare.

ÞRealizarea instalaţiilor din aval de punctul de delimitare (instalaţia de utilizare) este în

responsabilitatea utilizatorului şi se face pe cheltuiala lui.

ÞPunerea sub tensiune a instalaţiilor electrice ale utilizatorilor se face de către operatorul de reţea,

cu respectarea normelor în vigoare, numai după:

– depunerea de către utilizator sau împuternicitul său legal, la operatorul de reţea, a dosarului

instalaţiei de utilizare întocmit de executantul acesteia;

– încheierea, după caz, a convenţiei de exploatare şi a contractului pentru transportul/

distribuţia energiei electrice.

4. ETAPELE PENTRU SOLUŢIONAREA NEÎNŢELEGERILOR APĂRUTE

LA ÎNCHEIEREA CONTRACTELOR DE RACORDARE

Pentru soluţionarea neînţelegerilor apărute la încheierea contractelor de racordare (clauze din

contracte), precum şi în timpul parcurgerii etapelor pentru obţinerea sau actualizarea avizului tehnic

de racordare sau a avizului de amplasament, având ca obiect modul de respectare a prevederilor

Regulamentului, sau a Metodologiei pentru emiterea avizelor de amplasament de către operatorii de

reţea, aprobate prin Ordinul ANRE nr.48/ 2008, pot fi parcurse următoarele etape:

4.1. Medierea la nivelul operatorului de reţea de care aparţine unitatea sau subunitatea ce

constituie parte în neînţelegerea apărută;

Þ declanşarea medierii are loc în momentul primirii de către operatorul de reţea a cererii scrise prin

care i se solicită soluţionarea neînţelegerii apărute;

Þ cererea va fi însoţită de documentele pe care partea/părţile îşi întemeiază susţinerile;

Þ operatorul de reţea analizează neînţelegerea în baza propriei proceduri de mediere, şi formulează

soluţii de rezolvare a acesteia în termen de 15 zile lucrătoare de la data înregistrării cererii de

mediere;

Þ răspunsul formulat de operatorul de reţea va fi transmis părţilor prin scrisoare cu confirmare de

primire şi, după caz, prin fax;

Þ n eînţelegerea de consideră rezolvată dacă părţile îşi însuşesc soluţia dată de operatorul de reţea;

Þ dacă cel puţin una din părţi nu îşi însuşeşte soluţia dată de operatorul de reţea, respectiva parte

poate declanşa procedura prealabilă la nivelul ANRE;

4.2. Procedura prealabilă la nivelul ANRE;

11

Þ una sau ambele părţi implicate adresează o cerere prin care se solicită ANRE să formuleze

recomandări cu privire la modul de soluţionare a neînţelegerii;

Þ Atenţie! Cererea trebuie transmisă în termen de maximum 15 zile lucrătoare calculate de la data

primirii răspunsului formulat de operatorul de reţea în etapa de mediere anterioară, altfel se

consideră că neînţelegerea a fost soluţionată;

Þ c ererea va fi însoţită de s oluţia dată la nivelul operatorului de reţea sau dovada sesizării acestuia

în cazul neprimirii răspunsului, precum şi documentele pe care partea/părţile îşi întemeiază

susţinerile; detalii privind documentele ce trebuie să însoţească cererea, se pot obţine consultând

Procedura 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, aprobată prin Ordinul ANRE nr.38/ 2007;

Þ ANRE analizează documentaţia pe care partea/părţile îşi întemeiază susţinerile, redactează şi

transmite părţilor recomandarea în termen de 15 zile lucrătoare de la data înregistrării cererii;

Þ recomandarea se comunică ambelor părţi prin scrisoare cu confirmare de primire şi, după caz,

prin fax;

Þ părţile au obligaţia să confirme însuşirea, în totalitate sau în parte, sau neînsuşirea recomandării

ANRE, în termen de maximum 15 zile lucrătoare, calculate de la data primirii răspunsului;

Þ Atenţie! Dacă părţile nu comunică răspunsul în termen, se prezumă că şi-au însuşit

recomandarea ANRE, iar procedura se consideră încheiată;

Þ dacă părţile nu îşi însuşesc recomandarea sau şi-o însuşesc parţial, una sau ambele părţi

implicate, împreună sau separat, pot solicita declanşarea procedurii propriu-zise de soluţionare a

neînţelegerilor rămase în divergenţă;

4.3. Procedura propriu-zisă de soluţionare a neînţelegerilor;

Þ una sau ambele părţi solicită declanşarea procedurii propriu-zise de soluţionare a neînţelegerilor

rămase în divergenţă;

Þ se constituie Comisia de analiză şi soluţionare a neînţelegerilor;

Þ are loc audierea părţilor;

Þ A NRE emite decizi a şi o transmite părţilor;

Þ Procedura de soluţionare a neînţelegerii se încheie o dată cu comunicarea deciziei către părţi

dacă decizia respectivă nu este contestată, sau o dată cu comunicarea răspunsului ANRE la

eventuala contestaţie;

Þ decizia ANRE, prin care se soluţionează neînţelegerea apărută, are caracter obligatoriu faţă de

părţi;

Informaţii suplimentare privind fecare etapă, se pot obţine consultând Procedura 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,

aprobată prin Ordinul ANRE nr.38/ 2007.

12

ANEXA

DEFINIŢII

Actualizare (a unui aviz tehnic de racordare) – acţiunea prin care operatorul de reţea înlocuieşte

avizul tehnic de racordare emis pentru un loc de producere/consum, corelându-i conţinutul cu datele

energetice sau tehnice caracteristice locului de producere sau de consum, respectiv cu datele

administrative de identificare a utilizatorului sau locului de producere/consum, atunci când ele se

modifică faţă de cele anterioare care au fost avute în vedere la emiterea avizului;

Aviz de amplasament – răspunsul scris al operatorului de reţea la cererea unui solicitant, în care se

precizează punctul de vedere faţă de propunerea de amplasament a 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 sau de consum respectiv, pentru satisfacerea

cerinţelor utilizatorului precizate în cerere;

Cerere de racordare – documentul prin care se solicită accesul la reţeaua electrică şi emiterea

avizului tehnic de racordare;

Compensaţie (bănească) – suma de bani pe care un utilizator o plăteşte primului utilizator în cazul

în care urmează să beneficieze de instalaţia de racordare realizată pentru acesta din urmă;

Contract de racordare – contractul încheiat între operatorul de reţea şi utilizator, având ca obiect

racordarea instalaţiei de utilizare a utilizatorului la reţeaua electrică a operatorului prin realizarea

instalaţiei de racordare stabilite în avizul tehnic de racordare;

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;

Fişă de soluţie – documentaţia tehnica în care se stabileşte şi se propune solutia de racordare la retea

a unui utilizator, atunci cand aceasta este unică şi evidentă, şi care conţine un minim de elemente si

date ale retelei si utilizatorului, prin care se justifică soluţia propusă;

Fişă tehnică – actul cu valoare de aviz conform care cuprinde avizul administratorului/ furnizorului

de utilităţi urbane, respectiv al instituţiilor descentralizate prevăzute de lege, exprimat în baza datelor

extrase de proiectant din proiectul pentru autorizarea executării lucrarilor de construcţii şi care

fundamentează procedura de emitere a acordului unic;

Furnizare de energie electrică – activitatea de comercializare a energiei electrice către clienţi;

Instalaţie de racordare (branşament la joasă tensiune şi racord la medie şi înaltă tensiune) –

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,

13

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, se pot considera o singură instalaţie de utilizare;

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 sau în zone diferite ori în aceeaşi incintă sau zonă;

Loc de producere – incinta în care sunt amplasate instalaţiile de producere a energiei electrice ale

unui utilizator al reţelei electrice;

Operator de distribuţie – orice persoana care deţine, sub orice titlu, o reţea electrica de distribuţie şi

este titulara a unei licenţe de distribuţie prin care răspunde de operarea, asigurarea întreţinerii şi,

dacă este necesar, dezvoltarea reţelei de distribuţie într-o anumită zona şi, acolo unde este aplicabil,

interconectarea acestuia cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a

sistemului de a răspunde cererilor rezonabile privind distribuţia energiei electrice;

Operator de reţea – după caz, operatorul de transport şi de sistem, un operator de distribuţie sau un

alt deţinător de reţea electrică de interes public;

Operator de transport şi de sistem – orice persoana care deţine, sub orice titlu, o reţea electrica de

transport şi este titulara a unei licenţe de transport prin care răspunde de operarea, asigurarea

întreţinerii şi, dacă este necesar, dezvoltarea reţelei de transport într-o anumită zona 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;

Proiectant de specialitate – persoana fizică autorizată în domeniu sau persoana 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 sunt conectate

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;

Racordare – acţiunea desfăşurată de un deţinător de reţea electrică pentru realizarea unui racord sau

branşament la un loc de producere sau de consum nou ori modificarea sau înlocuirea unui racord ori

branşament la un loc de producere sau de consum existent;

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.

Reţea 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 doi utilizatori.

14

Reţea electrică de transport – reţeaua electrică de interes naţional şi strategic cu tensiunea de linie

nominală mai mare de 110 kV;

Solicitant – persoana fizică sau juridică, potenţial sau actual utilizator al reţelei electrice, care

solicită racordarea la reţeaua electrică a unui loc de producere sau de consum, respectiv actualizarea

avizului tehnic de racordare emis pentru acel loc de producere sau de consum;

Spor de putere – puterea suplimentară faţă de puterea aprobată prin ultimul aviz tehnic de racordare

dat pentru un loc de producere sau de consum existent şi care a fost avută în vedere la

dimensionarea, respectiv verificarea capacităţii instalaţiei de racordare;

Studiu de coexistenţă – documentaţia tehnico-economică în care se determină, pe bază de calcule,

măsurători, observaţii etc., implicaţiile de natură mecanică şi/sau electrică pe care le are asupra

reţelei electrice amplasarea unor instalaţii sau reţele de altă natură pe elementele, în culoarul sau

zonele de protecţie şi / sau de siguranţă ale acesteia, şi se stabilesc, dacă este cazul, lucrările necesare

pentru îndeplinirea condiţiilor de coexistenţă stabilite de norme şi costurile acestor lucrări;

Studiu de soluţie – documentaţia tehnico-economică în care, pe baza datelor şi cerinţelor unui

utilizator şi a caracteristicilor reţelei, se stabilesc, se analizează şi se propun variante raţionale,

posibile tehnic şi fezabile economic, pentru soluţii de racordare la reţea a instalaţiei utilizatorului;

Tarif de racordare – tariful reglementat care reprezintă cheltuiala efectuată de un operator de reţea

pentru realizarea racordării unui loc de producere sau de consum al unui utilizator la reţeaua

electrică;

Utilizator de reţea electrică – producător, operator de transport şi de sistem, operator de distribuţie,

furnizor, consumator de energie electrică, racordaţi la o reţea electrică.

15

Delimitarea raspunderii!

10/04/2011

 Dupa aproape 4 ani de experimetare a comunicarii pe blog cu persoane interesate de probleme de energetica simt nevoia sa inserez un scurt articol dedicat „delimitarii raspunderii” acea sectiune  „disclaimer” asociata majoritatii web-site-urilor utilitare.

Postez informatii si dau raspunsuri cu buna credinta. Calitatea acestora depinde insa de acuratetea informatiei primare la care am acces  si/sau dupa caz de gradul in care am reusit sa definesc problema asupra careia mi se cere opinia. De asemenea calitatea opiniilor exprimate de mine este subsumata convingerilor profesionale pe care le am, la un moment dat, asupra unui subiect fara ca aceasta calitate sa corespunda tuturor exigentelor.

Nu in ultimul rand, accept ideea ca anumite opinii exprimate de mine pe blog pot fi gresite.

In timp imi pot schimba opinia asupra unui anumit subiect ca urmare a documetarii suplimetare si/sau accesarii unor noi detalii sau intelegerii mai bune a unui subiect. Este foarte posibil insa sa nu revin asupra unor afirmatii asupra carora mi-am modificat pozitia pur si simplu pentru ca, mai ales in cazul comentariilor, nu tin o evidenta a acestora!

Prin urmare va invit sa utilizati cu discernamant si circumspectie informatiile la care aveti acces pe blog. De preferat sa verificati informatiile din surse mai autorizate!

Raspunderea asupra consecintelor utilizarii informatiilor de pe bog apartine in intregime utilizatorilor  acestor informatii!

Prezentul mesaj are menirea de a constientiza utilizatorii asupra riscului de a utiliza niste informatii gresite si in acest mod sa previn nemultumiri si/sau pagube de orice forma sau cuantum.

Cu stima,

Stoian Constantin

Istorie – ANRE pune Contractul – cadru de racordare in dezbaterea opiniei publice

17/03/2011

Inainte de toate va semnalez o oportunitate de a avea acces la cele mai bune preturi pe net.  Sansa este a celor care stiu sa profite de oportunitati INSCRIERE GRATUITA !!!

Pentru inscriere accesati linkul:    WIN-4-All inscriere

ANRE pune in dezbaterea opiniei publice Contractul – cadru de racordare. Acest contract va fi utilizat de operatorii de distributie in relatia cu solicitantii de acces la retelele de distributie publica.

Aveti ocazia sa contribuiti la imbunatatirea textului contractului de racordare. De aportul Dv pot benefitia un numar mare de oameni. Merita sa va implicati!

Observatiile se publica direct la ANRE utilizand accesul oferit de site www.anre.ro sau:

Contract- cadru de racordare la retelele electrice- revizia 1
Varianta proiect
Data publicarii : 16.03.2011. Termenul de primire observatii: 08.04.2011

NOTA DE PREZENTARE
CONTRACT CADRU -proiect
SINTEZA OBS

Intrebari suplimentare si informatii la adresa de e-mail: cpirvu@anre.ro

zip Tip fisier: zip
0.11 MB ( 110.72 Kb)

Descarcari: 140

 

 

 

CONTRACT – CADRU DE RACORDARE: CONTRACT CADRU revizia 1 document de discutie PROIECT

nr. ……… din data …………………………….. 

1. Părţile contractante 

Între ……………….……………. cu sediul în localitatea .………., judeţul/sectorul ………………, str. .…………, nr. …., telefon nr. ..………….., fax nr.  ………….., înregistrată la Oficiul Registrului şi Comerţului cu numărul. ………….., CUI nr. …………….., cont nr. ……………………………deschis la Banca ……………, reprezentată prin …………………având funcţia de ………………………….. şi prin ……….…………. având funcţia de ……………………….., în calitate de Operator de reţea,  denumit în continuare Operator,                    

şi:

persoana juridică/ persoana fizică ………………………. cu sediul/ domiciliul în localitatea …………………….,  judeţul/sectorul, str. ………..…., nr. .…, telefon nr. ………., fax nr……..…,C.N.P. ………………. / înregistrată la Oficiul Registrului şi Comerţului cu numărul …………….., CUI nr. …………….., cont nr. ………………………deschis la Banca …….……………, reprezentată prin …………… având funcţia de……………………… şi prin …………………. având funcţia de .…………………., în calitate de solicitant de servicii de racordare la reţeaua electrică, denumită în continuare Utilizator,

 

denumite în continuare Părţi, s-a convenit încheierea prezentului contract, cu respectarea  prevederilor de mai jos.

2. Definiţii

 

Termenii utilizaţi în prezentul contract au definiţiile prevăzute în anexa nr.1 la contract.

3. Obiectul contractului

 

3.1. Obiectul  contractului  îl  constituie  racordarea  instalaţiei  de  utilizare a Utilizatorului la  reţeaua electrică a Operatorului prin realizarea instalaţiei de racordare conform soluţiei de racordare prevăzute în avizul  tehnic  de  racordare  nr. ………………./……….. emis de ………………………………  ………..…………………., care face parte integrantă din prezentul contract (anexa nr.2 la contract).

3.2.  Descrierea succintă a instalaţiei de racordare: ……………………………………..

…………………………………………………………….………………………………………………………….

3.3. Adresa locului de producere/ consum: …………………………………………………………………….

 

4. Preţul contractului

4.1. Preţul contractului pe care Utilizatorul sau persoana fizică/ juridică împuternicită legal de către acesta să facă plata în numele utilizatorului, se obligă să îl achite Operatorului este  ……………….… lei, la care se adaugă …………… lei TVA, şi este egal cu tariful de racordare stabilit conform Legii energiei electrice nr. 13/ 2007, Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 90/ 2008, denumit în continuare Regulament, Metodologiei de stabilire a tarifelor de racordare a utilizatorilor la retelele electrice de distributie de medie si joasa tensiune, aprobate prin Ordinul ANRE nr. 29/ 2003 şi modificate prin Ordinul ANRE nr. 54/ 2008, Ordinului ANRE nr. 55/ 2008 pentru modificarea şi completarea Ordinului ANRE nr. 15/ 2004 pentru aprobarea tarifelor şi indicilor specifici utilizaţi la stabilirea tarifelor de racordare a utilizatorilor la reţelele electrice de medie şi joasă tensiune şi altor reglementări legale în vigoare la data perfectării contractului, pentru realizarea lucrărilor de racordare a instalaţiei de utilizare la reţeaua electrică.

4.2. Valoarea tarifului de racordare este explicitată în fişa de calcul care face parte integrantă din prezentul contract (anexa nr.3 la contract).

4.3. În situaţia în care Utilizatorul a ales un anumit executant pentru realizarea instalaţiei de racordare, valoarea tarifului de racordare a fost recalculată ulterior emiterii avizului tehnic de racordare, corelat cu rezultatul negocierii dintre Utilizator şi proiectantul sau constructorul pe care acesta l-a ales, conform prevederilor Regulamentului.

5. Intrarea în vigoare a contractului

Contractul intră în vigoare la data semnării lui de către ambele Părti, respectiv………………..

 

6. Documentele contractului

 

Documentele contractului sunt:

a)      avizul tehnic de racordare, în copie;

b)      fişa de calcul a tarifului de racordare;

c)      graficul de eşalonare a ratelor de plată, dacă este cazul conform punctului 11;

d)     cererea Utilizatorului pentru contractarea lucrărilor de către Operator cu un anumit proiectant sau constructor, dacă este cazul. 1)

 

7. Norme

 

La realizarea lucrărilor de racordare în baza contractului, se vor respecta normele de dimensionare, execuţie şi funcţionare în vigoare.

8. Caracterul confidenţial al contractului/ confidenţialitate

 

8.1. O Parte contractantă nu are dreptul, fără acordul scris al celeilalte Părţi:

a) de a face cunoscut contractul sau orice prevedere a acestuia, unei terţe Părţi;

b) de a utiliza informaţiile şi documentele obţinute sau la care are acces în perioada de  derulare a contractului, în alt scop decât acela de a-şi îndeplini obligaţiile contractuale.

8.2. Dezvăluirea oricărei informaţii faţă de persoanele implicate în îndeplinirea prevederilor contractului se va face confidenţial şi se va extinde numai asupra informaţiilor strict necesare îndeplinirii obligaţiilor contractuale.

8.3. O Parte contractantă va fi exonerată de răspunderea pentru dezvăluirea de informaţii referitoare la contract, în următoarele situaţii:

a)         informaţia a fost dezvăluită după ce a fost obţinut acordul scris al celeilalte Părţi pentru asemenea dezvăluire,

b)        Partea contractantă a fost obligată în mod legal să dezvăluie informaţia.

8.4. Prevederile de la punctul 8.1 rămân valabile o perioadă de 2 ani de la încetarea relaţiilor contractuale.

9. Obligaţiile Operatorului

 

Operatorul are următoarele obligaţii:

a)      întocmirea documentaţiei tehnico – economice pentru instalaţia de racordare, până la data de ……………………;

La cererea expresă, exprimată în scris de către Utilizator, proiectantul instalaţiei de racordare este 1).…………………………………………

b)      achiziţia lucrărilor de execuţie a instalaţiei de racordare, care se va face prin cerere de oferte/ licitaţie/ încredinţare directă conform reglementărilor în vigoare, până la data de ……………………..;

La cererea expresă, scrisă a Utilizatorului, executantul instalaţiei de racordare ales de către Utilizator este 1).…………………………………………

c)      executarea instalaţiei de racordare până la data de  ………………….. , cu condiţia ca Utilizatorul să respecte prevederile şi termenele stabilite la punctul 11;

d)     obţinerea autorizaţiei de construire a instalaţiei de racordare la reţeaua electrică;

e)      realizarea în reţeaua electrică din amonte de punctul de racordare a tuturor condiţiilor tehnice pentru asigurarea evacuării sau consumului puterii aprobate prin avizul tehnic de racordare ce constituie anexa nr. 2 la contract, cu condiţia ca Utilizatorul să respecte prevederile şi termenele stabilite la punctul 11;

f)       verificarea documentaţiei şi punerea  sub tensiune a instalaţiei de utilizare până la data de ………………….., cu condiţia ca Utilizatorul să respecte prevederile şi termenul de la punctul 10.lit b) şi c).

Punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare se va face în maximum 10 zile lucrătoare de la data finalizării instalaţiei de racordare, dată prevăzută la lit. c), cu condiţia ca Utilizatorul să respecte prevederile de la punctul 10.lit b) şi c).

 

10. Obligaţiile Utilizatorului

 

Utilizatorul are următoarele obligaţii:

a)      efectuarea  plăţilor către Operator în condiţiile şi la termenele stabilite la punctul 11;

b)      realizarea instalaţiei de utilizare prin finanţare directă, până la data finalizării instalaţiei de racordare, dată prevăzută la punctul 9 lit. c). Până la aceeaşi dată Utilizatorul întocmeşte şi predă Operatorului dosarul instalaţiei de utilizare.

Instalaţia de utilizare se execută de către o persoană fizică/ juridică autorizată/ atestată pentru categoria respectivă de lucrări.

c)      încheierea contractului/ contractelor pentru furnizarea, transportul sau distribuţia energiei electrice şi după caz a convenţiei de exploatare;

d)     înscrierea în cartea funciară a terenului/ imobilului la capitolul sarcini, a dreptului de superficie cu titlu gratuit în favoarea Operatorului, pe durata de existenţă a instalaţiei de racordare, în condiţiile prevăzute de Regulament, în cazul în care delimitarea instalaţiilor se face pe proprietatea utilizatorului.

11. Modalitaţi de plată

 

Părţile convin ca Utilizatorul să plătească tariful de racordare către Operator

a)      într-o singură tranşă, în termen de maximum 5 zile lucrătoare de la încheierea contractului de racordare;

b)      într-un număr de …….. rate, conform graficului de eşalonare plăţi anexat care face parte integrantă din prezentul contract (anexa nr. 4 la contract). Prin graficul de eşalonare sunt stabilite valorile şi termenele ratelor de plată, plăţile corelându-se cu ritmul execuţiei lucrărilor. Data plăţii ultimei rate nu poate depăşi data punerii în funcţiune a instalaţiei de racordare care constituie obiectul contractului.

12. Modificarea preţului contractului

 

12.1 Preţul contractului este ferm, în situaţia în care tariful de racordare prevăzut la punctul 4 este stabilit corespunzător unor scheme standard, pe bază de tarife şi indici specifici.

12.2 În situaţia în care tariful de racordare prevăzut la punctul 4 este stabilit total sau parţial pe bază de deviz, preţul contractului se modifică, dacă este cazul, în funcţie de valoarea contractului de execuţie, cu respectarea prevederilor legale. Dacă tariful de racordare este stabilit parţial pe bază de deviz, modificarea se poate face numai pentru elementele stabilite pe bază de deviz.

Preţul modificat al contractului se reglementează între Părţi prin acte adiţionale, în care se  stabilesc termenele şi modalităţile de plată a diferenţelor de către Utilizator sau de restituire a acestora de către Operator.

13. Începerea şi sistarea lucrărilor, prelungirea duratei de execuţie, finalizarea contractului

 

13.1 Lucrările de execuţie a instalaţiei de racordare încep numai după achitarea de către Utilizator a tarifului de racordare integral/ prima rată conform punctului 11 şi, după caz, obţinerea autorizaţiei de construire a instalaţiei de racordare.

13.2 Dacă Utilizatorul nu achită integral valoarea unei rate în conformitate cu valorile şi termenele prevăzute în anexa nr. 4 la contract, Operatorul este în drept să sisteze executarea lucrarilor.

Imediat după ce Utilizatorul achită integral valoarea ratei, Operatorul reia executarea lucrărilor, în cel mai scurt timp posibil, durata de execuţie a lucrărilor de racordare convenită la punctul 9 prelungindu-se corespunzător.

13.3 Părţile pot stabili de comun acord, prin acte adiţionale, prelungirea perioadei de realizare a lucrărilor de racordare sau a oricărei faze de realizare a acestora, în cazul în care, din cauze ce nu pot fi imputate Operatorului, se ajunge la întârzieri în executarea lucrărilor. După caz, prin aceleaşi acte adiţionale se modifică graficul de eşalonare a ratelor de plată din anexa nr.4 prin corelare cu noile termene de executare a lucrărilor.

13.4. Contractul se consideră terminat numai după semnarea de către comisia de recepţie a procesului verbal de recepţie finală a instalaţiei de racordare prin care se confirmă că lucrările au fost executate conform proiectului şi contractului, şi după ce a fost pusă sub tensiune instalaţia de utilizare, cu asigurarea în reţeaua electrică din amonte de punctul de racordare a tuturor condiţiilor tehnice necesare pentru evacuarea sau consumul puterii aprobate prin avizul tehnic de racordare ce constituie anexa 2 la contract.

 

 

 

 

14. Dreptul de proprietate

 

Conform prevederilor legale în vigoare, instalaţia de racordare intră în proprietatea Operatorului, iar instalaţia de utilizare realizată conform punctului 10 lit. b) este proprietatea Utilizatorului.

 

 15. Forţa majoră

15.1 Forţa majoră este constatată de o autoritate competentă.

Forţa majoră exonerează Părţile contractante de îndeplinirea obligaţiilor asumate prin prezentul contract, pe toată perioada în care aceasta acţionează.

15.2. Îndeplinirea contractului va fi suspendată în perioada de acţiune a forţei majore, dar fără a prejudicia drepturile ce li se cuveneau Părţilor până la apariţia acesteia.

15.3. Partea care invocă forţa majoră trebuie să notifice acest lucru în scris celeilalte Părţi, complet, în decurs de 48 de ore de la apariţia acesteia, apreciind şi perioada în care urmările ei încetează, cu confirmarea autorităţii competente de la locul producerii evenimentului ce constituie forţă majoră şi certificarea ei de către Camera de Comerţ şi Industrie.

Partea care invocă forţa majoră va lua toate măsurile care îi stau la dispoziţie în vederea limitării consecinţelor.

Neîndeplinirea obligaţiei de comunicare a forţei majore nu înlătură efectul exonerator de răspundere al acesteia, dar antrenează obligaţia Părţii care trebuia să o comunice de a repara pagubele cauzate Părţii contractante prin faptul necomunicării.

15.4. Dacă forţa majoră acţionează sau se estimează că va acţiona o perioadă mai mare de ……….. luni, fiecare Parte va avea dreptul să notifice celeilalte Părţi încetarea de plin drept a prezentului contract, fără ca vreuna din Părţi să poată pretinde celeilalte daune-interese.

16. Rezilierea contractului

 

16.1. Nerespectarea obligaţiilor asumate prin prezentul contract de către una dintre Părţi dă dreptul Părţii lezate de a cere rezilierea contractului şi de a pretinde plata de daune-interese.

Partea lezată va solicita, în scris, celeilalte Părţi, rezilierea contractului, cu cel puţin 15 zile înainte de data solicitată pentru reziliere.

16.2. În cazul rezilierii contractului la cererea scrisă a Utilizatorului, Operatorul va întocmi, în termen de 15 zile de la primirea solicitării, situaţia de lucrări executate şi de materiale specifice deja aprovizionate şi care nu se pot utiliza sub nici o formă la executarea altor lucrări, după care se vor stabili sumele ce trebuie reţinute din tariful de racordare şi daunele.

16.3. Contractul se reziliază de drept în cazul în care aprobările de amplasament sau de  construcţie  a  imobilului  ce urmează  a  fi  racordat  la  reţeaua electrică şi care au stat la baza încheierii contractului sunt anulate de către organele administraţiei publice locale sau alte organe abilitate ale statului.

16.4. Contravaloarea lucrărilor executate total sau parţial (proiectare, asistenţă tehnică, consultanţă, elemente fizice, etc.) până la momentul rezilierii contractului precum şi a materialelor specifice deja aprovizionate şi care nu se mai pot utiliza, sub nici o formă, la executarea  altor  lucrări, nu se vor restitui Utilizatorului; se vor returna acestuia doar sumele neutilizate la executarea lucrărilor şi contravaloarea materialelor şi echipamentelor specifice deja aprovizionate şi care, sub o formă sau alta, se mai pot utiliza la executarea  altor  lucrări.

 

17. Penalităţi

 

17.1 În cazul în care, din vina sa, Operatorul nu reuşeşte să îşi îndeplinească obligaţiile asumate prin contract, Operatorul are obligaţia de a plăti, ca penalităţi, o sumă echivalentă cu o cotă procentuală de 0,05 % din preţul contractului, pentru fiecare zi de întârziere, pînă la îndeplinirea efectivă a obligaţiilor aferente asumate.

17.2. În cazul în care Utilizatorul nu execută plăţile către Operator în conformitate cu prevederile punctului 11 şi cu anexa nr. 4 la contract, Utilizatorul are obligaţia de a plăti, ca penalităţi, o sumă echivalentă cu o cotă procentuală de 0,05 % din plata neefectuată conform prevederilor mai sus amintite, pentru fiecare zi de întârziere, până la îndeplinirea efectivă a obligaţiilor aferente asumate.

 

18. Soluţionarea litigiilor

18.1. Părţile vor face toate demersurile pentru a rezolva pe cale amiabilă, prin tratative directe, orice neînţelegere sau dispută care se poate ivi între ele în cadrul sau în legătură cu îndeplinirea contractului.

18.2. În cazul în care, după 15 zile de la începerea acestor tratative, Părţile contractante nu reuşesc să rezolve în mod amiabil o divergenţă contractuală, fiecare poate solicita ca disputa să se soluţioneze de către instanţa judecătorească competentă.

 

19. Limba care guverneaza contractul

Limba care guvernează contractul este limba română.

20. Comunicări

20.1. Orice comunicare/ notificare între Părţi, referitoare la îndeplinirea prezentului contract, se consideră valabil îndeplinită dacă se transmite celeilalte părţi în scris la adresa sau numerele de fax menţionate în prezentul contract, cu condiţia confirmării în scris a primirii comunicării.

20.2. În cazul în care notificarea/ comunicarea se transmite prin fax, aceasta se consideră primită de destinatar în prima zi lucrătoare ulterioară celei în care a fost expediată.

20.2. Comunicările/ notificările verbale nu sunt luate în considerare de nici una din părţi dacă nu sunt consemnate prin una din modalităţile prevăzute mai sus.

21. Legea aplicabilă contractului

Contractul va fi interpretat conform legilor din România.     

 

22. Alte clauze2)

 

 

 

23. Dispoziţii finale

23.1. Pentru neexecutarea, în totalitate sau parţială, a obligaţiilor prevăzute în prezentul contract, Părţile răspund conform prevederilor legale în vigoare.

23.2. Orice  schimbare   privind   numele   uneia  din  Părţile  semnatare, a adresei, a contului bancar, a numărului de telefon sau de fax etc, se va comunica în scris celeilalte Părţi,  în termen de cel mult 5 zile de la data survenirii modificării.

23.3. Utilizatorul va achita Operatorului, o dată cu tariful de racordare, o compensaţie bănească, cuvenită primului utilizator în conformitate cu prevederile Regulamentului. 3)

Valoarea acestei compensaţii băneşti este echivalentul în lei la data plăţii a ……………..Є, este stabilită în conformitate cu Metodologia de stabilre a compensaţiilor băneşti între utilizatorii racordaţi în etape diferite, prin instalaţie comună, la reţele electrice de distribuţie, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 28/ 2003 şi va fi predată primului utilizator de către Operator în termen de maximum 5 zile lucrătoare de la data încasării.

23.4. Toate modificările intervenite în contractul de racordare se vor face numai prin act adiţional,  semnat  de  ambele  părţi.

Prezentul contract s-a încheiat astăzi ……………în 2 ( două ) exemplare, deopotrivă originale, din care unul la Utilizator  şi unul la Operator.

Reprezentantul legal al Operatorului                        Reprezentantul legal al Utilizatorului

NOTĂ

1) Numai în cazul utilizatorilor care îşi aleg proiectantul sau constructorul;

2) Contractul încheiat de Părţi se poate completa cu clauze specifice conform înţelegerii Părţilor, cu condiţia ca acestea să nu fie contrare prevederilor din contractul-cadru şi reglementărilor legale;

3) Dacă este cazul.

Rubricile rămase necompletate sau care au fost excluse din contract, în vederea semnării de către cele două părţi, se vor anula în mod obligatoriu prin barare, pe ambele exemplare de contract.

 

 

ANEXA Nr. 1

DEFINIŢII

 

Amonte, aval

Noţiuni asociate sensului de parcurgere a instalaţiilor dinspre instalaţiile operatorului  de  reţea  spre instalaţiile utilizatorului;
Aviz tehnic  de racordare Aviz 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 sau de consum respectiv, pentru satisfacerea cerinţelor utilizatorului precizate în cerere;
Compensaţie ( bănească ) Sumă de  bani  pe  care  un utilizator o plăteşte primului utilizator, în cazul în care urmează să beneficieze de instalaţia de racordare realizată pentru acesta din urmă;
Consumator de energie electrica Client final, persoană fizică sau juridică, ce cumpără energie electrică pentru consumul propriu;
Daune Prejudicii suferite de una sau ambele părţi semnatare ale contractului;
Daune  interese  Compensări sau despăgubiri băneşti acordate pentru acoperirea prejudiciului cauzat fie prin neexecutarea totală sau parţială ori executarea necorespunzătoare a obligaţiei contractuale a debitorului, fie prin simpla întârziere în executarea unei obligaţii contractuale;
 
Forţă majoră evenimentul mai presus de controlul părţilor, probat prin certificat emis de instituţiile abilitate, conform legii, care exonerează de orice răspundere părţile contractuale. Pot fi   considerate asemenea evenimente: greve, războaie, revoluţii,  cutremure, incendii, inundaţii sau orice alte catastrofe naturale, restricţii apărute ca urmare a unei carantine, embargou, etc.;
Furnizor Persoana juridică, titulară a unei licente de furnizare;
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, se pot considera o singură instalaţie de utilizare;
Încredinţare directă Procedeu  prin   care  realizarea  instalaţiei  de  racordare este contractată  de operatorul de reţea direct  cu  un  constructor  atestat, ales de către utilizator, care cere în scris, în mod  expres, acest lucru operatorului de reţea, înainte de încheierea contractului de racordare;
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 sau zone diferite ori în aceeaşi incintă sau zonă;
Loc de producere incinta în care sunt amplasate instalaţiile de producere a energiei electrice ale unui utilizator al reţelei electrice;
Norme standardele, codurile, regulamentele, reglementările, instrucţiunile, prescripţiile energetice, hotărârile şi alte acte normative, precum şi contractele sau alte documente oficiale;
Operator de Distribuţie Orice Persoana  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 acestuia cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului de a răspunde cererilor rezonabile privind distribuţia energiei electrice;
Operator de transport şi de sistem Orice Persoana  care deţine, sub orice titlu, o reţea electrică de transport şi este titulara  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 răspunde cererilor rezonabile pentru transportul energiei electrice;
Operator de reţea După caz, operatorul de transport şi de sistem, un  operator de distribuţie sau un alt deţinător de reţea electrică de interes public;
Prim utilizator Un utilizator pentru care în baza tarifului de racordare achitat, se realizează o instalaţie de racordare folosită ulterior şi pentru racordarea altor utilizatori;
Producator de energie electrica persoana fizica sau juridica, titulara de licenta, avand ca specific activitatea de producere a energiei electrice, inclusiv in cogenerare;
Punct de delimitare Loc   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 sunt conectate aparatura şi ansamblul instalaţiilor care servesc la măsurarea puterii şi energiei electrice tranzacţionate;
Punct de racordare Punct fizic din reţeaua electrică  la care se racordează un utilizator;
Retea electrica Aansamblul de linii, inclusiv elementele de sustinere si de protectie a acestora, statiile electrice si alte echipamente electroenergetice conectate intre ele prin care se transmite energie electrică de la o capacitate energetică de producere a energiei electrice la un utilizator. Reteaua electrica poate fi retea de transport sau retea de distributie.
Retea electrica de distributie (RED) Reteaua electrica cu tensiunea de linie nominala pana la 110 kV inclusiv;
Retea electrica de transport Reteaua electrica de interes national si strategic cu tensiunea de linie nominala mai mare de 110 kV;
Tarif de racordare Tariful reglementat care reprezintă cheltuiala efectuată de un  operator de reţea  pentru realizarea racordării unui loc de producere sau consum al unui utilizator la reţeaua electrică;

Utilizator de retea electrica

Producator, operator de transport si de sistem, operator de distributie, furnizor, consumator de energie electrică, racordaţi la o reţea electrică.

 

 

 

Particularitati ale cutiilor de distributie din policarbonat

04/12/2010

 In ultimul timp am remarcat foarte multe cutii de distributie din policarbonat neinscriptionate. La inceput am fost doar ingrijorat de starea de pericol creata.  Intamplarea a facut ca timp de cateva luni sa vad un numar relativ mare de CD in instalatii. Aproape toate neinscriptionate.

De aici banuiala ca in timp vopseaua sub actiunea factorilor de mediu: soare, umezeala se sterge, „cade” de pe  suprafata exterioara a CD. Surpriza este ca nici pe interior inscriptiile nu rezista prea bine!

La unele receptii fusesesem nemijlocit si dupa cum se stie inscriptionarea este una din operatiile cele mai verificate la receptii! Am cautat fotografii si m-am convins ca PIF lucrurile au fost in regula.

Am putut sa compar starea inscriptiilor facute cu acelasi tip de vopsea pe CD din metal cu vechime similara in instalatii sau chiar mai vechi. Concluzia la care am ajuns este ca pe CD din policarbonat vopseaua rezista foarte putin. CD de metal au alte neajunsuri insa inscriptiile rezista incomparabil mai mult.

Cu aceeasi ocazie am coroborat informatii si constatari mai vechi cu unele noi si am ajuns la concluzia ca in CD din policarbonat se formeaza condes mult mai frecvent decat in CD metalice.

In destule CD din policarbonat am gasit urme de scurtcircuite aparent de neexplicat. Vazand ulterior aceleasi CD cu aparatajul acoperit de condens am avut si explicatia cautata!

Cateva solutii la problemele semnalate:

  • asigurarea unor aerisiri laterale pot reduce semnificativ situatiile incare se formeaza condensul (solutie aplicata practic cu succes)
  • in cazul CD de retea amplasate pe socluri de beton (goale pe interior sau cu rosturi pentru cabluri trebuie asigurata izolarea bazei CD cat mai ermetica fata de umezeala care se ridica din sol in anumite perioade ale anului (solutie aplicata practic cu succes)
  • rezista autocolantele initiale destul de bine. S-ar putea face inscriptii pe autocolante de exterior rezistente la intemperii. Autocolantele s-ar putea pune atat in interior cat si in exteriorul cutiei evident cu text adecvat

CD metalice pot reechilibra competitia cu CD din policarbonat daca li se asigura calitatea necesara a protectiei anticorozive. Partea buna e ca sunt solutii tehnice pentru o protectie anticoroziva de foarte buna calitate.

Sunt interesat sa cunosc opinia Dv asupra problemelor puse in discutie.

(voi adauga si imagini cu situatia actuala!)

Situatia inainte de practicarea aerisirilor:

Pentru eliminarea condensului s-au amplasat aerisitoare pe partile laterale ale CD iar in interior s-a asigurat izolarea fata de umezeala provenita din sol:

interiorul este uscat.

Matricea vitalitatii companiei: benchmarking intern

17/08/2010

Am vorbit de benchmarking intrun articol dedicat acestui concept. Dupa opinia mea practicarea activa a benchmarkingului intro companie presupune deja un grad maxim de deschidere in interiorul companiei fata de ideile de imbunatatire a activitatii generate de personalul propriu.

In fapt o componenta importanta a benchmarkingului vizeaza punerea personalului propriu in situatii favorabile de asi verifica si valorifica propriile idei si de a capacita informatii din mediul extern.

Legat de valorificarea potentialului creativ existent in  interiorul unei companii ma preocupa sa scot in evidenta unul sau mai multi posibili indicatori care sa permita clasificarea companiilor.

Acestia ar putea fi:

  1. numarul propunerilor de imbunatatirea activitatii facute de angajati
  2. ponderea propunerilor aplicate
  3. nr brevete de inventie aplicate/in asteptare etc
  4. indicatori de eficienta a  propunerilor aplicate: crestere cifra de afaceri, crestere profit, etc

Combinad primii doi indicatori am putea realiza o matrice a vitalitatii companiei care permite aprecieri asupra performatei managementului, maturitatea si performatele echipei, vulnerabilitatea companiei pe piata, capacitatea de dezvoltare, eficienta comunicarii interne, satisfactia muncii, tipul de cultura organizationala etc  (Pentru o vizibilitate mai buna clik pe figura pt a se deschide intr-o pagina dedicata)

Va propun sa tratam situatia unei companii in care angajatii genereaza un numar mare de idei de imbunatatire a activitatii dintre acestea doar o mica parte sunt transpuse in practiva. Care din afirmatiile urmatoare pot fi adevarate:

  1. colectivul companiei este preocupat de succesul companiei si de consolidarea locului de munca
  2. compania este slaba/ inca slaba si nu poate valorifica toate ideile receptate
  3. managementul companiei nu este interesat de ideile angajatilor probabil ca vorbim de o „incomoda mostenire” lasata de echipa precedenta de management in ceea ce priveste obiceiul oamenilor de asi exprima ideile. Problema trebuie sa fie legata de management pt ca la statutul de echipa obijnuita/preocupata sa genereze idei se ajunge in timp si in plus exista si o inertie. Oamenii continua un timp sa genereze idei chiar daca acestea nu sunt valorificate
  4. pe termen lung calitatea climatului de munca se va deteriora
  5. sunt semnale care denota o iminenta scadere a satisfactiei muncii
  6. pe termen mediu este previzibil declinul companiei pe piata

O astfel de companie poate fi redresata in masura in care se intervine asupra managementului.

Cadranele 1 si 4 din  matricea vitalitatii companiei pot fi asociate cu declinul companiei in timp ce cadranele 2 si 3 pot fi asociate cu performanta si capacitatea de crestere.

Traseul evolutiei pozitive a unei companii: 1-2-3

Traseul regresului frustrant pentru angajati si actionari: 3-4

Revenirea la statutul de companie de succes in urma reorientarii managementului 4-3

Cum ati intrepreta trecerea de la 3 la 2 sau regresul 3-2-1?

Ce s-a intamplat in situatia in care  o companie trece de la cadranul 4 la 2 sau de la 4 la 1?

Sunt foarte interesat de comantariile dv asupra acestui subiect!

Ordonata 43/2010 de modificare a legii energiei electrice 13/2007

22/05/2010

SGC 2002 va semnalez modificarile aduse legii ee de ordonata 43/2010. mentionez ca acesta ordonanta de urgenta a adus modificari mai multor acte normative intre care si legii energiei electrice 13/2007:

Pentru a usura intelegerea modificarilor promovate de OUG 43/2010 voi prezenta prevederile noi si initiale ale legii 13/2007:

Expunere de motive ( foarte important de citit!):

  

  

  

 

 

 

 

text nou promovat prin OUG 43/2010:

Text initial din legea 13/2007:

Art 11 alin 2 lit ţ

ţ) atesta operatorii economici care asigura servicii de masurare a energiei electrice, conform unui regulament propriu;
Categoriile de autorizatii si licente Art. 15
(1) Autoritatea competenta emite:
1. autorizatii de infiintare pentru:
a) realizarea de noi capacitati energetice de producere a energiei electrice si a energiei termice in cogenerare sau retehnologizarea celor existente;
b) realizarea si/sau retehnologizarea de linii si statii de transport al energiei electrice;
c) realizarea si/sau retehnologizarea de linii si statii de distributie a energiei electrice cu tensiune nominala de 110 kV;
2. licente pentru:
a) exploatarea comerciala a capacitatilor de producere a energiei electrice sau a energiei termice in cogenerare;
b) prestarea serviciului de transport al energiei electrice;
c) prestarea serviciului de sistem;
d) prestarea serviciului de distributie a energiei electrice;
e) activitati de administrare a pietelor centralizate;
f) activitatea de furnizare a energiei electrice.
(2) Autorizatiile de infiintare pentru realizarea de capacitati noi, prevazute la alin. (1) pct. 1, se acorda numai pe/in imobile proprietate publica sau privata a statului ori a unitatilor administrativ-teritoriale, proprietate privata a solicitantului autorizatiei de infiintare ori detinute cu un alt titlu legal.
(3) Licentele pentru exploatarea comerciala a capacitatilor energetice noi se acorda in cazul in care capacitatile energetice noi sunt amplasate pe/in imobile proprietate publica sau privata a statului ori a unitatilor administrativ-teritoriale, proprietate privata a solicitantului licentei ori proprietate privata a unor persoane fizice sau juridice, detinute cu un alt titlu legal.

Consecinte/comentarii:

  1. Art I alin1 UOG 43/2010:  este posibil sa conduca la  modificarea si anumitor  prevederi ale codului de masurare,
  2. Art I alin1 UOG 43/2010: mai multi agenti economici vor putea oferta servicii de masurarea ee
  3. Art I alin 2 UOG 43/2010: adaptare la reglemetarile care incurajeaza investitii in productia de ee din resurse regenerabile
  4. Art I alin 3 UOG 43/2010: posibil sa genereze schimbarea unor prevederi ale GHR 1007/2004 regulamentul de furnizare
  5. Art I alin 3 UOG 43/2010: va necesita un eventual contract cadru care sa reglementeze conditiile de revanzare a energiei electrice. Este posibil ca acesta relatie comerciala sa fie lasata nereglementata dar in acest caz pot aparea unele abuzuri ale celor care revand ee. Spun ca ar necesita reglementarea conditiilor de revanzare a ee desi daca se incheie contracte comerciale legale partile trebuie sa fie capabile sa isi negocieze relatia comerciala si sa o pastreze atata timp cat le va conveni
  6. Art I alin 3 UOG 43/2010: vor incuraja delimitarile la mt si marirerea in general a volumului de instalatii de distributia ee detinute de agenti economici nespecializati si neautorizati pentru prestarea activitatii de distributia ee. Acest lucru aparent poate avea si parti bune insa in conditiile unui control modest legat de mentinerea instalatiilor in stare tehnica corespunzatoare finalitatea va consta in careterea gradului de risc de electrocutare asociat acestor instalatii electroenergetice care vor fi gestionate de unitati nespecializate. Va creste si numarul evenimetelor generate de aceste instalatii in sistemul public de distributia energiei electrice. Desigur ca nu este neaparat nevoie sa se intample aceste prezumtii insa sunt sanse destul de mari sa avem aceste cazuri pe scara larga pentru ca este putin probabil ca nepricepereasi amatorismul  sa poata conduce la lucruri bune!
  7. Art I alin 3 UOG 43/2010:  vine sa solutioneze cazurile tot mai dese in care proprietarii  de capacitati de distributia ee  trebuie sa rezolve, legal, problema revanzarii ee catre subconsumatori sai. Articolul se aplica pentru o gama larga de cazuri:
  • relatia dintre proprietarul unui imobil alimentat cu ee si chiriasii sai persoane fizice si/sau juridice, activitati casnice si/sau industriale/servicii
  • proprietarii unor posturi de transformare din care sunt alimentati subconsumatori. In fapt proprietarii de capacitati energetice (statii, linii mt, posturi de transformare, retele jt etc) din care sunt alimentati subconsumatori
  • cazurile parcurilor industriale etc
  • Consiliul Consultativ al ANRE

    25/02/2010

    SGC 2002  In Monitorul Oficial 117/22.02.2010 a fost publicata Decizia106/22.02.2010 a Primului Ministru prin care a fost numit  Consiliul Consultativ al ANRE

    Structura pietei cu amanuntul

    16/12/2009

    SGC 2002   Din raportul de monitorizare piata de energie electrica intocmit de ANRE pentru luna august 2009 am extras  schema explicativa structurii pietei cu amanuntul. In Romania piata de energie electrica este deschisa 100% . Totusi pentru multi oameni imaginea despre piata de energie electrica nu sunt foarte clare poate datorita unei publicitati mai reduse a acestui subiect si caracterului destul de tehnic. Mi-am propus gradual sa prezint o serie de articole care sa contureze o imagine a pietei de energie electrica vizand: operatori, relatii, infrastructura busriera, reglementari

    Problema lui Attila!

    21/11/2009

    1. Muzsi Attila spune:
      21/11/2009 la 12:50 modificăAm asa: A.binom diferentiat JT, putere avizata 95 kw, iar la capitolul putere este putere maxima varf 10,60 kw la 95,83 lei = 1015 lei, iar putere rest ore 7,4 kw la 41,12 lei= 305 lei. Anul acesta luna trecuta am avut cel mai mare consum de energie activa de 2070kw, la reactiva ceva de 508kw.
      treaba este ca eu platesc curentul la altcineva, eu inca nu am curentul propriu, necesit instalare trafo, pt care nu am bani. Totul este situat intr-o Avicola, unde am cumparat o hala. Sa fie oare aceasta taxa de putere faptul ca transformatorul la care sunt si eu legat prin intermediul fostului proprietar, care mai are 3 hale, este al avicolei?
      Daca imi montez un trafo propriu, tot as plati aceasta taxa de putere?
      Va multumesc pentru amabilitatea Dvs de a raspunde unor intrebari pentru unul ca mine, din pacate aici in Deva degeaba am apelat la enel, chiar am platit taxa pentru a-mi oferi o solutie, doar telefonic mi-sa spus ca trebuie trafo si gata. Am apelat si la doua firme, care repede m-au expediat ca sub 10000 de euro nu scap. In rest nu pot scoate nici o informatie de la nimeni, de parca ar fi secret de stat. Oricum am inteles din modurile de comportare ca totul este o chestie de interpretare.
      Am vazut ca peste tot in tara sunt instalate trafouri aeriene de tip vechi, ori acum toti imi zic ca nu o sa imi lege un trafo second chiar daca este verificat, numai cel italienesc cu 10000 de euro.
      Aproape ca imi merita sa investesc in o alta forma de energie, daca costurile sunt asa de mari, si ca investitie, si ca taxa pe kilowatti, si ca taxa de putere.
      Va multumesc si aveti toata stima. Attila din Deva

    Tarifele se gasesc pe site http://www.anre. ro Mai jos ai un print screen al ecranului de pe site ANRE de unde se pot descarca tarifele de interes. Daca nu ti-ai exrcitat reptul de alegere a furnizorului atunci tariful tau il vei gasi in ordinul 134/2008

    Servituti induse de retelele electrice proprietatilor private. Studiu de caz LEA 20 kV amplasata in zona drumului

    09/08/2009

    Radu ing  Stoian Radu,

    Problematica coexistentei retelelor electrice cu proprietatile, constructiile, retelele de utilitati, plantatii si alte amenajari cu care se invecineaza este tratata de Ordinele ANRE 4 si 49/2007 respectiv de legea 13/2007  si de reglementarile privind emiterea avizului de amplasament.

    In acest articol ne propunem sa analizam corelatiile suprapunerii sau intersectiile zonelor de proptectie si a zonelor de siguranta LEA 20 kV peste/cu zona de protectie a drumului  raportate la limitele de proprietate

    ZP_ZS LEA in raport cu ZP drum si ZP LEA

    Poz stalp

    Stalpul este plantat in ZP drum?

    Stalpul este plantat in proprietate?

    ZP/ZS retea este inclusa in ZP drum?

    Limita de proprietate este in ZP drum?

    ZP/ZS retea afecteaza proprietatea?

    Proprietarea este afectata de servituti si este necesara inscrierea acordului proprietarului la cartea funciara a imobilului

    Da

    Nu

    Da

    Nu

    Da

    Nu

    Da

    Nu

    Da

    Nu

    Da

    Nu

    A

    Da

    Nu

    ex ZP/ZS1

    ex LP1

    ex ZP/ZS1 in raport cu LP1

    Da

    Da

    Nu

    ex ZP/ZS2

    ex LP1

    ex ZP/ZS2 in raport cu LP1

    Nu

    Da

    Nu

    ex ZP/ZS3

    ex LP3

    ex ZP/ZS3 in raport cu LP3

    Nu

    Da

    Nu

    ex ZP/ZS4

    ex LP3

    ex ZP/ZS4 in raport cu LP3

    Da

    B

    Nu

    Nu

    ex ZP/ZS3

    ex LP3

    ex ZP/ZS3 in raport cu LP3

    Nu

    Nu

    Nu

    ex ZP/ZS4

    ex LP3

    ex ZP/ZS4 in raport cu LP3

    Da

    C

    Nu

    Da

    ex ZP/ZS5

    ex LP4

    ex ZP/ZS5 in raport cu LP4

    Da

    talp

    Stalpul este plantat in ZP drum?

    Stalpul este plantat in proprietate?

    ZP/ZS retea este inclusa in ZP drum?

    Limita de proprietate este in ZP drum?

    ZP/ZS retea afecteaza proprietatea?

    Proprietarea este afectata de servituti si este necesara inscrierea acordului proprietarului la cartea funciara a imobilului

    Da

    Nu

    Da

    Nu

    Da

    Nu

    Da

    Nu

    Da

    Nu

    Da

    Nu

    A

    Da

    Nu

    ex ZP/ZS1

    ex LP1

    ex ZP/ZS1 in raport cu LP1

    Da

    Da

    Nu

    ex ZP/ZS2

    ex LP1

    ex ZP/ZS2 in raport cu LP1

    Nu

    Da

    Nu

    ex ZP/ZS3

    ex LP3

    ex ZP/ZS3 in raport cu LP3

    Nu

    Da

    Nu

    ex ZP/ZS4

    ex LP3

    ex ZP/ZS4 in raport cu LP3

    Da

    B

    Nu

    Nu

    ex ZP/ZS3

    ex LP3

    ex ZP/ZS3 in raport cu LP3

    Nu

    Nu

    Nu

    ex ZP/ZS4

    ex LP3

    ex ZP/ZS4 in raport cu LP3

    Da

    C

    Nu

    Da

    ex ZP/ZS5

    ex LP4

    ex ZP/ZS5 in raport cu LP4

    Da

    Pene de curent, debransari, deconectari in viziunea ANRE

    09/08/2009

    SGC 2002 ANRE abordeaza pe scurt acest subiect care preocupa in mare masura opinia publica facand o sinteza a reglementarilor din domeniu. Sursa site www.anre.ro sectiunea Info Consumatori
    Furnizorul dumneavoastra are obligatia de a va asigura continuitatea in alimentarea cu energie electrica.

    In conformitate cu prevederile Standardului de performanta pentru serviciul de furnizare a energiei electrice la tarife reglementate, aprobat prin Decizia ANRE nr. 34/1999, intreruperile in furnizarea energiei electrice pot fi :
    1.      Intreruperi accidentale.
    2.      Intreruperi programate.
    3.      Intreruperile programate, neanuntate.
    4.      Intreruperea furnizarii energiei electrice pentru neplata acesteia.

    1. Intreruperi accidentale
    In cazul unei intreruperi accidentale a energiei electrice, furnizorul are obligatia de a urmarii realimentarea, in cel mai scurt timp posibil, de catre operatorul de distributie.
    Pentru mediul urban durata limita pentru sosirea echipei de interventie din momentul anuntarii este de o ora in marile orase si de 3 ore in restul oraselor.
    Pentru mediul rural durata limita pentru sosirea echipei de interventie este de 24 de ore din momentul anuntarii.

    2. Intreruperi programate
    Orice intrerupere programata a furnizarii energiei electrice necesara pentru lucrari planificate, va fi anuntata cu minimum 24 de ore inainte, indicandu-se intervalul de intrerupere.
    Anuntarea se va face in functie de marimea zonei afectate, prin afisare la locul de consum si/sau prin mass-media.

    3. Intreruperile programate, neanuntate
    In cazul intreruperilor programate, neanuntate in prealabil, acestea pot fi reclamate de catre consumator, iar furnizorul va plati daunele corespunzatoare, conform prevederilor contractului de furnizare.

    4. Intreruperea furnizarii energiei electrice pentru neplata acesteia
    In conformitate cu prevederile Contractului-cadru de furnizare a energiei electrice la consumatorii casnici, aprobat prin Decizia ANRE nr. 57/1999, cu modificarile si completarile ulterioare, daca factura si penalitatile datorate nu au fost achitate, dupa 35 de zile de la data scadentei furnizorul transmite consumatorului un preaviz (document distinct de factura, care se transmite numai consumatorilor care nu si-au achitat factura in termenul legal), iar dupa 45 de zile de la data scadentei, dar nu mai devreme de 5 zile de la data transmiterii preavizului, are dreptul de a intrerupe furnizarea energiei electrice.
    In cazul in care va fost intrerupta furnizarea pentru neplata energiei electrice consumate, furnizorul are obligatia de a va realimenta cu energie electrica, in conditiile in care v-ati onorat in totalitate obligatiile de plata (inclusiv taxa de reconectare).
    Durata standard a lucrarilor de reconectare este de 24 de ore, incepand cu ora 0,00 a zilei urmatoare celei in care consumatorul si-a achitat in totalitate obligatiile de plata.
    In cazul in care, in termen de 60 de zile de la data intreruperii furnizarii energiei electrice, nu ati efectuat plata integrala a facturii si a penalitatilor datorate, furnizorul are dreptul sa rezilieze contractul de furnizare a energiei electrice.

    Retele electrice pe proprietati. Incalcarea dreptului de proprietate. Raspunsuri ANRE

    09/08/2009

    SGC 2002  Acest subiect de larg interes pt opinia publica este abordat de ANRE la sectiunea INFO CONSUMATORI de pe site www.anre.ro

    INCALCAREA DREPTULUI DE PROPRIETATE           Raspuns cadru
    Conform dispozitiilor atat ale Legii energiei electrice nr. 13/2007, cu modificarile si completarile ulterioare, cat si ale Legii gazelor nr. 351/2004, cu modificarile si completarile ulterioare, asupra terenurilor si bunurilor proprietate publica sau privata, concesionarii si titularii autorizatiilor de infiintare si titularii licentelor beneficiaza, pe durata efectuarii lucrarilor de realizare si retehnologizare, respectiv de functionare a capacitatii, de urmatoarele drepturi ce au ca obiect utilitatea publica:
    a) dreptul de uz pentru executarea lucrarilor necesare realizarii sau retehnologizarii capacitatii;
    b) dreptul de uz pentru asigurarea functionarii normale a capacitatii;
    c) servitutea de trecere subterana, de suprafata sau aeriana pentru instalarea de retele, conducte sau alte echipamente aferente capacitatii si pentru acces la locul de amplasare a acestora;
    d) dreptul de a obtine restrangerea sau incetarea unor activitati care ar putea pune in pericol persoane si bunuri;
    Lucrarile de realizare si retehnologizare ale capacitatilor din domeniul energiei electrice si gazelor naturale pentru care se acorda autorizatii, precum si activitatile si serviciile pentru care se acorda licente sunt de interes public. Dispozitiile art. 44 alin. (1) teza a doua din Constitutia Romaniei, republicata, prevad ca limitele si continutul dreptului de proprietate sunt stabilite de lege iar cele ale art. 136 alin. (5) din acelasi act normativ consacra caracterul inviolabil al proprietatii private, „in conditiile legii organice”. Potrivit acestor dispozitii, legiuitorul este, asadar, competent sa stabileasca cadrul juridic pentru exercitarea atributelor dreptului de proprietate, in acceptiunea principala conferita de Constitutie, in asa fel incat sa nu vina in coliziune cu interesele generale, instituind astfel niste limitari rezonabile in valorificarea acestuia. In acest sens, Curtea Constitutionala a retinut ca exercitarea drepturilor de uz si servitute asupra terenurilor si bunurilor afectate de capacitati atat din sectorul energiei electrice, cat si din cel al gazelor naturale, are un caracter legal, fiind determinata de un interes general de ordin public. Chiar daca, prin instituirea drepturilor de uz si servitute, titularul dreptului de proprietate sufera o ingradire in exercitarea atributelor dreptului sau, avand in vedere ca pe aceasta cale se asigura valorificarea fondului energetic, bun public de interes national, prevederile Legii energiei electrice nr. 13/2007 si ale Legii gazelor nr. 351/2004 nu contin nici o contradictie cu cele art. 44 alin. (2) din Constitutia republicata referitor la garantarea proprietatii private. Astfel, exercitarea drepturilor de uz si servitute asupra proprietatilor afectate de capacitatile din domeniul energiei electrice si gazelor naturale, cu titlu gratuit, pe toata durata existentei acestora, desi are ca efect lipsirea celor interesati de o parte din veniturile imobiliare, nu se traduce intr-o expropriere formala si nici intr-o expropriere de fapt, ci raspunde unei cauze de utilitate publica si se limiteaza la un control al folosirii bunurilor, ceea ce nu contravine art. 1 din Protocolul nr. 1 la Conventia pentru apararea drepturilor omului si a libertatilor fundamentale, referitor la protectia proprietatii private. In vederea realiza scopului ei legitim, masura privativa partial de proprietate trebuie sa pastreze un echilibru just in intre exigentele interesului general si apararea drepturilor fundamentale ale individului, din acest punct de vedere, legea respecta exigentele impuse de prevederile Conventiei pentru apararea drepturilor omului si a libertatilor fundamentale

    Nerespectarea parametrilor de caliate ai energiei electrice. Raspunsuri ANRE

    09/08/2009

    SGC 2002

    NERESPECTAREA PARAMETRILOR DE CALITATE          Raspuns cadru ANRE pe site www.anre.ro sectiunea INFO CONUMATORI
    Conform Standardului de performanta pentru serviciul de furnizare a energiei electrice la tarife reglementate, aprobat prin Decizia ANRE nr. 34/1999, furnizorul dumneavoastra are obligatia respectarii urmatorilor parametri de calitate ai energiei electrice:

    a) frecventa: in 95% din saptamana, frecventa trebuie sa se incadreze in banda de 50 Hz ± 1% si in 100% din saptamana, in banda 50 Hz + 4% pana la 50 Hz – 6%;

    b) tensiunea: in 95% din saptamana, tensiunea nu trebuie sa aiba abateri mai mari de ± 10% din tensiunea contractata.

    In cazul in care sunteti nemultumit de calitatea energiei electrice, aveti dreptul de a reclama acest fapt furnizorului, care are obligatia a verifica parametrii de calitate, de a analiza impreuna cu distribuitorul solutii de incadrare in nivelul prevazut si de a va raspunde, in termen de 15 zile de la data inregistrarii reclamatiei, comunicandu-va rezultatele analizei efectuate si masurile luate.

    In cazul unor abateri ale tensiunii mai mari de ±10% din tensiunea contractata, in 95% din durata unei saptamani, precum si in cazul in care frecventa contractata depaseste banda de 50 Hz ± 1%, in 95% din durata unei saptamani, si banda de 50 Hz + 4% pana la 50 Hz – 6%, in 100% din saptamana, aveti dreptul la reducerea tarifului.
     
    Valoarea reducerilor tarifare pentru consumatorii casnici este de 1% pentru fiecare procent de abatere in afara limitelor de calitate prevazute.

    Reducerea tarifara se aplica la cererea dumneavoastra, scrisa, care se  depune in maximum 3 zile lucratoare de la constatarea evenimentului, furnizorul avand obligatia de a o solutiona  in termen de maximum 10 zile lucratoare de la data depunerii.

    Evolutia preturilor si tarifelor reglementate pentru gazele naturale in perioada 2000 – 2009

    04/07/2009

    sgc-legitimatie

    sursa www.anre.ro

    In 2008 (ca sa ne limitam la informatiile ANRE preluate in articolele: Dinamica preturilor petrolului si gazelor naturale trim I 2008 – trim IV 2009   si Evolutia pretului petrolului trim I 2008 – trim II 2009  ) se observa ca preturile reglementate urmaresc cresterea pretului de import al gazelor naturale. In 2009 cand aceste preturi au o dinamica de scadere mai accentuata decat cresterea din 2008 acest fapt nu se regaseste in aceeasi masura in scaderea pretului reglementate ale gazelor naturale.

    Probabil ca analiza ar trebui sa fie facuta pe o perioada mai lunga caz in care este posibil sa regasim o mai buna corelare intre pretul de import al gazelor naturale si pretul reglementat.

    Foarte importanta in acest sens este nu atat referinta la preturile istorica cat prognoza pentru anul 2010. Probabil ca optimismul indus de scaderea prognozata pe parcursul anului 2009 se va mai tempera.

    Ideal ar fi ca trendul preturilor reglementate sa fie cat mai stabil pentru a nu pune in dificultate mai ales populatia ale carei venituri nu pot tine ritmul cu variatia cotatiilor internationale ale gazului natural. Aceasta stabilitate s-ar putea obtine utilizand inspirat productia interna in alcatuirea pretului reglementat al gazelor naturale.

    Se mentine concluzia ca sunt posibile noi scaderi ale preturilor reglementate ale gazelor naturale.

    Pentru o mai nuba lizibilitate se poate da click pe gafic!

    Ev_GN_Grafic3m

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     Exista un complex foarte mare de factori care conduc la stabilirea pretului cotatiei internationale intre acestia:

    • rezervele de hidrocarburi
    • situatia productiei de energie electrica din surse alternative (nucleara, hidro, eoliana, solare, etc)
    • evolutia contextului politic

    Toti 3 factori enumerati au un numitor comun legat de politica:

    • politica prospectiunilor pentru descoperirea de noi rezerve de hidrocarburi
    • politica concesionarii rezervelor existente si a zonelor de prospectare
    • politica dezvoltarii de surse alternative de producere a energiei electrice
    • politica in domeniul poluarii si a incalzirii globale care de exemplu s-ar putea manifesta in restrictionarea consumului de hidrocarburi pentru automobile
    • politica relatiilor internationale

    In aceste conditii se pare ca devine din ce in ce mai importanta implicarea la nivel individual in setarea politicilor nationale si a celor internationale utilizand evident pargiile garantate de legislatie si de principiile democratice la care a aderat fiecare stat.

    Abandonul acestor parghii de exemplu prin absenteism la vot si prin pasivitate pe perioada mandatelor incredintate politicienilor sunt dupa parerea mea optiuni pe care nu ni le mai putem permite. Societatea are nevoie, pentru progres, de activarea tuturor resurselor civice si intelectuale de care dispune!

    Sloganul „dormi linistit” politica lucreza pentru tine e din ce in ce mai periculos de urmat.

    Dinamica preturilor petrolului si gazelor naturale trim I 2008 – trim IV 2009

    04/07/2009

    sgc-legitimatie

     

    Sursa www.anre.ro 

       ANRE prognozeaza scaderea continua a pretului petrolului pana la sfarsitul anului 2009. Astfel in trimestrul IV 2009 vom avea scaderi de peste 50% ale preturilor de imort ale petrolului si gazelor naturale fata de trim IV 2008.

     

    Pretul de 230 USD/baril in cazul petrolului prognozat pentru trimestrul IV 2009 va fi cu 38% mai mic si fata de pretul petrolului importat de Romania in trim I 2008

    Pretul de 45 USD/1000 mc  in cazul gazului natural, prognozat pentru trimestrul IV 2009, va fi cu 50% mai mic si fata de pretul petrolului importat de Romania in trim I 2008

     La nevoie, dati click pe grafic si se va deschide intro nnoua fereastra mai lizibil

    Ev_GN_Grafic2m

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    In aceste conditii sunt posibile noi ieftiniri ale pretului energiei electrice si ale gazului metan pentru populatie si pentru agentii economici?

     

    Evolutia pretului petrolului trim I 2008 – trim II 2009

    30/06/2009

    sgc-legitimatie Sursa site www.anre.ro  Analiza include perioada in care a fost sistat de catre Russia exportul de gaz metan prin Ucraina  catre Europa inclusiv catre Romania.

    Dati click pe grafic si se va deschide intr-o noua fereastra mai lizibil!

     

    Ev_GN_Grafic1m

    Structura productiei de energie electrica Oct. 2008

    31/01/2009

    SGC 2002  ANRE publica periodic rapoarte privind piata angro de energie electrica. Va fi interesant de urmarit rapoartele pentru lunile Decembrie 2008 si Ianuarie 2009 pentru a vedea cum s-a reflectat „criza gazului” in productia de energie electrica

    structura-productieie-de-ee-oct-2008

    Principalii actori ai pietei angro de energie electrica

    31/01/2009

    SGC 2002  

    periodic ANRE publica rapoarte despre piata angro de nergie electrica. Din raportul lunii Octombrie 2008 am extras lista participantilor la piata angro de energie electrica.

    principalii-participanti-la-piata-angro-de-ee

    Structura piatei angro de energie electrica

    31/01/2009

    SGC 2002  in schema alaturata aveti sintetizata structura pietei angro de energie electrica:

     structura-pietei-angro-de-ee2

    Criza gazului si calitatea energiei electrice

    08/01/2009

    SGC 2002  Reducand la minim comentariile cred ca raspunsurile Dv la chestionarele alaturate ne vor lamuri daca criza gazului nu se va transforma in curand in „criza calitatii energiei electrice”!

    Asupra calitatii energiei electrice: Quality of Measurement Data Support for Power Quality by Apetrei D. , Pintea V.

    21/12/2008

     

     

    Apetrei D. , Pintea V.

    – ELECTRICA S.A., str. Grigore Alexandrescu, nr. 9, sector 1, Bucureşti, telefon: 2085250, e-mail:dan.apetrei@electrica.ro

    – EGL Romania, nb. 14, Helesteului Str. RO-011988 Bucharest 1 phone +40 21 2303323/4092912 fax+40 2303335 mobile +40 746 054 089, E-mail viorel.pintea@egl.ro

    More and more, managing data is treated as a strategic asset by Companies. Usually, driven by governmental regulations or by the need for greater organizational agility, more attention is being paid to data management. Unfortunately, starting a data governance program is not a formalized issue. Even worse,   gaining support for data governance projects is often difficult.

    During 2008, ANRE (Romanian Regulator) tests the Distribution Quality Regulation [4] in order to start enforcing it from 2009. One of the problems related to this issue is the data management of the quality database [8]. The paper presents the case study of developing a Quality analysis system related to: quality of the service and quality of the power. Main items to be presented are: Better quality of the data leads to better quality of the services; Data sources, communication channels & data validation process• Practical approach to information flows in Romanian energy market

    The paper presents a: Short introduction of the data ecosystem (EGL, ELECTRICA, electricity market); New QoS: information flows; regulator’s requirements; data management requirements; Common project EGL/Electrica (alpha P+ equipment capabilities; database structure; data validation process.)Instead of conclusion, a draft action plan is presented.

     

    Keywords: QoS, data, information, knowledge

     

     


    1.      INTRODUCTION

     

    Main idea of this paper is that better quality of the data should lead to a better quality of the services. In order to analyze the way quality of the data influences the quality of the service it is useful to show the contract relation between market participants.

    One key point in increasing the data quality is to define the data owner as the person interested in maintaining data quality [5]. With the particular example on QoS, the communication channels and the validation procedures are presented in short.

     

    2.      ELECTRICITY MARKET ECOSYSTEM

    In economics, a market is a social structure for exchange of rights, which enables people, firms and products to be evaluated and priced.

    In figure 1 the main market flows are presented:

    ·         energy flow;

    ·         money flow;

    ·         data flow.

    The energy flow is the one established from the producer to the client. The financial flow, goes from the client to the producer.

    The data flow has at least two components: administrative data and billing data. The administrative data are the one used to calculate the metered values according to the changes in the market.

                    According to the regulation in force, the information owner in different stages of the process is:

    ·         the customer

    ·         the supplier

    ·         the distributor

    ·         the billing operator

    ·         the metering operator.

    Regarding the customer, there is a special observation that has to be made. From the legal point of the customer is the owner of the information regarding his energy consumption.

     fig17

    Figure 1 main flows in the energy market

    The information could not be made public without his agreement and its disclosure could affect customers economic interest.

    In figure 2, the contract relation between the parties in the market are presented. Participating in the market, there are: a distributor, a supplier and a customer. Between the distributor and the supplier there is a distribution contract and between customer and supplier there is a supply contract. In special cases, when a customer hase more than one supplier, a direct contract between distributor and customer is accepted.

    fig21

    Figure 2 contracts in the market

    The contract of the distributor specifies the level of QoS (quality of service). Beginning in Jully 2007, the Romanian electricity market is 100% opened.

     

    3.      QoS INFORMATION FLOWS

     

    Figure 3, presents the main aspects of the QoS (quality of service) related to distribution of the electricity.

    Main drivers to QoS are:

    ·         rules established by the regulator [4],[6];

    ·         the will to reduce costs like penalties, losses, credibility damages

    This paper look at QoS as sum of outages and power quality [7]. Commercial quality is a separate subject that has to be analysed in a different context.

     fig31

    Figure 3 QoS definition, drivers,  data&information

    Data quality of QoS leads to information quality. Among basic characteristics of information in order to measure its quality is: accuracy, objectivity, believability, reputation, contextual relevancy, timeliness, completeness, accessibility, security, interpretability.

    QoS data comes from:

    ·         metering system;

    ·         AMR/SCADA application

    ·         call center

    ·         customer complaints

    QoS is based on data storage and administration. Data goes to information as queries are launched. Figure 4 presents the process of data transformation into information and then getting knowledge from information.