Archive for the ‘* energie eoliana’ Category

Determinarea culoarului de trecere/siguranta LEA 20 kV prin fond forestier

08/01/2018

Este cunoscut pe scara larga de opinia publica respectiv de specialistii in domeniul distributiei energiei electrice ca multe „pene de curent” se produc urmare a caderii / aplecarii arborilor pe/peste conductoarele LEA urmare a actiunii factorilor meteorologici: vant si/sau zapada respectiv ca urmare a slabirii ancorarii in sol urmare a imbibarii cu apa si/sau eroziunii solului produsa de scurgerea apei si/sau urmare a alunecarilor de teren.

Un numar mare de avarii sunt produse si ca urmare a taierii arborilor in proximitatea LEA 20 kV si doborarea lor peste conductoarele 20 kV

Exista opinii ca cca 60% din penele de curent sunt produse de arborii din zona de siguranta LEA 20 kV sau din proximitatea acesteia. Cu toate acestea reglementarile privind culoarele de trecere LEA 20 kV existente prin fond forestier sunt destul de vag definite.

Culoarul de trecere rezultat din aplicarea reglementarilor existente este unul care are asociate riscuri mari de producere a averilor datorate  intrarii in contact a arborilor cu conductoarele LEA 20 kV sub actiunea factorilor meteorologici sau urmare a taierilor  „neinspirate”. Acesta este motivul pentru care in acest articol mi-am propus sa determin profilul culoarului de trecere aplicand prevederile legale existente respectiv sa scot in evidenta riscurile existente in diferite zone din proximitatea conductoarelor / traseului LEA 20 kV.

In figura urmatoare am inclus 4 articole relevante din NTE 003/2004: art 136, art 138, art 141 si art 147. Acetea permit definirea unui culoar de trecere pentru LEA 20 kV cu latimea de 12 m Cate 6 m de o parte si de alta a axului LEA 20 kV.

Precizez explicit ca art 147 se refera la LEA noi construite prin fond forestier la care (surprinzator), distanta de siguranta stabilita prin art 136  la 3m, se reduce la 1m (nejustificat, cu totul si cu totul insuficient si periculos!) Orice pala de vant anuleaza imediat acesta distanta de 1 m inclinand catre conductoarle LEA coroana arborilor din proximitate si determinand intrarea crengilor in zona A de risc iminent de accidente, incendii si avarii!!!

Plecand de la ideea ca in zona A este interzisa cu desavarsire patrunderea vegetatiei respectiv acceptand riscul ca in zonele B si B’ vegetatia sa patrunda doar pt scurta durata in cazul dobararii arborilor rezulta conditiile de coexistenta aplicabile fiecarei zone.

Din punctul meu de vedere consider ca am demonstrat ca in toata zona de siguranta definita in NTE 003/2004 ca avand dimensiunea de 24m (cate 12m de o parte si de alta a axului LEA 20 kV) vegetatia trebuie inlaturata total. Prin exceptie, cu acceptarea de catre proprietar a unor servituti in zonele D si E care poate axploata arbori de talie redusa 3-5m respectiv de maxim 7m in zona D si 8m in zona E in cazul in care proprietarul isi asuma intretinerea prin decoronari sistematice a taliei arborilor la aceste dimensiuni maxime.

Clik pe figura pentru a se deschide in pagina dedicata pentru mai buna lizibilitate.

Profil culoar analiza pe zone SGC ed 2   

Zona A => interzis ferm patrunderea oricarei parti a coroanei arborilor => amorsare arc electric => risc iminent de accidente, incendii si/sau incidente => art 141 NTE 003/2004

Existenta arborilor ale caror varfuri si/sau alte pari ale coroanei sunt depistate ca fiind in zona A constituie o neconformitate grava cu risc iminent de accidente, incendii si/sau avarii ale LEA 20 kV. Taierea arborilor care au varful in zona A  si/sau care in cadere pot traversa cu varful si/sau alte parti ale coroanei zona B+B’ se face exclusiv cu LEA 20 kV retrasa din exploatare in stare legata la pamant. Se interzice doborarea arborilor in directia LEA 20 kV

Zona B + B’=> interzisa patrunderea oricarei parti a coroanei arborilor => risc de accidente, incendii si/sau incidente => art 136 NTE 003/2004.

Existenta arborilor ale caror varfuri si/sau alte parti ale coroanei sunt depistate ca fiind in zona B+B’ constituie o neconformitate grava. Taierea arborilor care au varful in zona B+B’  care in cadere pot traversa cu varful si/sau alte parti ale coroanei zona B+B’ se face exclusiv cu LEA 20 kV retrasa din exploatare in stare legata la pamant. Se interzice doborarea arborilor in directia LEA 20 kV

Zona B + C => corespunzatoare/ destinata Δ_crestere 5 ani (art 141 NTE 003/2004) cresterii vegetatiei in urmatorii 5 ani de la data efectuarii unei lucrari de intretinere culoar => din 5 in cinci ani sunt indepartati toti arborii care prin talie & specie in urmatorii 5 ani de la data lucrarilor de intretinere culoar pot patrunde prin crestre in zona A + B’. Taierea arborilor care au varful in zona B+C se face cu LEA 20 kV retrasa din exploatare in stare legata la pamant. Se interzice doborarea arborilor in directia LEA 20 kV

Zona D => zona cu arbori tineri respectiv de gabarit redus 3-4m care in urmatorii 5 ani nu pot ajunge sa intre in zona A+B’

Zona E => zona cu arbori tineri respectiv de gabarit redus 4-5m care in urmatorii 5 ani nu pot ajunge sa intre in zona G

Zona F => corespunzatoare/ destinata Δ_crestere 5 ani (art 141 NTE 003/2004) cresterii vegetatiei in urmatorii 5 ani de la data efectuarii unei lucrari de intretinere culoar => din 5 in cinci ani sunt indepartati toti arborii care prin talie & specie in urmatorii 5 ani de la data lucrarilor de intretinere culoar pot patrunde prin crestre in zona G. Arborii taiati/doborati de vant situati la limita superioara a zonei F in cadere traverseaza zonele de siguranta B si B’ insotita de riscuri de amorsare arc electric

Zona G => zona care trebuie pastrata libera. Arborii taiati/doborati de vant eventual situati cu varful coroanei in zona G in cadere traverseaza zona A insotita de riscuri iminente de amorsare arc electric, accidente unane si/sau incendii. Taierea arborilor care au varful in zona G se face cu LEA 20 kV retrasa din exploatare in stare legata la pamant. Se va evita doborarea arborilor in directia LEA 20 kV.

Zona K sau zona “H+3m” => din 5 in cinci ani sunt indepartati toti arborii care prin talie & specie in urmatorii 5 ani de la data lucrarilor de intretinere culoar pot patrunde prin crestre in zona M. Arborii taiati/doborati de vant situati la limita superioara a zonei K in cadere pot traversa zonele de siguranta B si B’ insotita de riscuri de amorsare arc electric Taierea arborilor care au varful la limita superioara a zonei K se face cu LEA 20 kV retrasa din exploatare in stare legata la pamant. Se va evita doborarea arborilor in directia LEA 20 kV.

Zona M => zona care trebuie pastrata libera. Arborii taiati/doborati de vant eventual situati cu varful coroanei in zona M in cadere traverseaza zona A insotita de riscuri iminente de amorsare arc electric, accidente unane si/sau incendii. Taierea arborilor care au varful in zona M se face cu LEA 20 kV retrasa din exploatare in stare legata la pamant. Se va evita doborarea arborilor in directia LEA 20 kV.

Sunt convins ca subiectul nu este tratat nici pe departe exhaustiv! Sunt inca multe lucruri de spus si ar fi de dorit sa se si poata imbunatati legislatia in domeniu astfel incat lucrarile de intretinere / realizare culoare de trecere LEA 20 kV sa se poata realiza operativ si cu costuri rezonabile.

Coroborat cu pozitiile exprimate de Dvs in comentarii voi mai lucra pe articol. In primul rand ma gandesc sa inserez si in text articolele utile din NTE 003/2004 si eventual sa invoc si articole din legea energiei electrice 123/2012 si din Decretul 237/1987

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

Abordarea intretinerii culoarelor de siguranta LEA ca problema de comunicare

Bibliografie

Ordinul ANRE 32/2004 Normativ pentru constructia Liniilor Electrice Aeriene de energie electrica cu tensiuni peste 1000 V (NTE 003/2004)

DECRET nr. 237 din  8 iulie 1978 pentru stabilirea normativelor privind sistematizarea, amplasarea, construirea şi repararea liniilor electrice care trec prin păduri şi prin terenuri agricole

Legea energiei electrice si a gazelor naturale 123/2012

 

 

Reclame

Ordinul ANRE 73/2014 – conditii asociate licentelor de distributia energiei electrice

18/08/2014

SGC 2010 ANRE a aprobat conditiile generale asociate licentelor pentru serviciul de distributie a energiei electrice.

Reglementarea vizeaza:

  • agentii economici concesionari ai serviciului de distributie a energiei electrice: ENEL Distributie Banat, ENEL Distributie Muntenia Sud, ENEL Distributie Dobrogea, CEZ Distributie, E. ON Moldova Distributie, Electrica Distributie Muntena Nord, Electrica Distributie Transilvania Sud, Electrica Distributie  Transilvania Nord – anexa 1
  • agentii economici care nu sunt concesionari ai serviciului de distributie a energiei electrice – anexa 2

Ord 73 2014 cond gen licente distributie

Acest ordin este unul foarte important pentru activitatea distribuitorilor de energie electrica dar si pentru intreaga gama de clienti beneficiari ai serviciului de distributie de energie electrica.

Intelegerea comportamentului distribuitorilor de energie electrica  presupune cunoastrea principalelor acte normative care le regelementeaza activitatea!

Reglementarea contine si articole care vor genera dezbateri interesante intre cei  vizati direct de acest ordin!

Cateva din principalele reglementari in domeniul distributiei energiei electrice sunt:

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!

Licenta de producere energie electrica – opis documente necesare

06/10/2013

SGC 2010 In completarea articolului referitor la obtinerea autorizatiei de infiintare centrale electrice va prezint un opis pentru obtinerea licentei de producere energie electrica

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_acordare licente si autorizatii in SEN

Documente necesare pentru LICENŢE  PRODUCERE EN. EL.

Pentru exploatarea comerciala a centralelor electrice cu puterea instalata <= 1MW,

 solicitantul  anexeaza documentele marcate cu (*)

  Referinţa Document
1 art.17 alin. (1) (*) Cerere tip (model în Anexa 1)
2 art.17 alin.(4) (*) Dovada achitării tarifului  de analiză, care condiţionează înregistrarea cererii
3 art.18 alin.(a) (*) Certificat constatator, eliberat cu cel mult 30 zile înainte de data depunerii la ANRE
4 art.18 alin.(b(*)) Extrase, în copie, din ultima situaţie financiară.
5 art.18 alin.(c) (*) Declaraţii pe proprie răspundere, întocmite conform modelului 2.1 din Anexa nr.2
6 art.20, alin.(1), lit a) Adresele ampasamentelor unde sunt instalate capacităţile de producere a energiei electrice
7 art.20, alin.(1), lit b) (*) Specificaţiile tehnice ale capacităţilor energetice prevăzute la lit. a), în conformitate cu tabelul din Anexa 4
8 art.20, alin.(1), lit c) (*) Specificaţiile tehnice ale reţelelor electrice proprii, conform precizarilor din Regulament
9 art.20, alin.(1), lit d) Organigrama operatorului economic solicitant, indicând entitatea organizatorică responsabilă cu desfăşurarea activităţii pentru care se solicită licenţa
10 art.20, alin.(1), lit e) Fişa cu privire la personal – respectiv structura personalului, pe specialităţi,  minim un electrician autorizat … cu precizarile din Regulament
11 art.20, alin.(1), lit f) (*) Cifra de afaceri estimată a se realiza în anul acordării licenţei
12 art. 20, alin.(1), lit. g) (*) PVR la  punerea in functiune, conform HG 51/1996
13 art. 20, alin.(1), lit. h) (*) Documente care probează dreptul de proprietate sau de folosinţă asupra capacităţilor energetice
14 art.  20, alin.(1), lit. i) Documente emise de operatorul de retea…  capacităţi energetice îndeplinesc cerinţele tehnice privind funcţionarea în cadrul SEN
15 art.20, alin.(1), lit. j) (*) Documente care atestă demararea de către solicitant a procedurii necesare pentru obţinerea autorizaţiei de mediu
Documente suplimentare pentru centrale cu puterea instalata <= 1MW (conform art. 20 alin. (2))
16 art.19, alin.(1), lit. a) (*) Actele prin care solicitantul a dobândit calitatea de proprietar, concesionar sau deţinător cu orice titlu legal al terenului/ constructiei pe care se amplaseaza cap. en.
17 art.19, alin.(1), lit. b) (*) Extrasele de carte funciară, eliberate în anul solicitării autorizaţiei
18 art.19, alin.(1), lit. c) (*) Tabel cu evidenţa terenurilor/ construcţiilor şi a actelor doveditoare – modelul 3.1. din anexa nr. 3
19 art.19, alin.(1), lit. i) (*) Avizul tehnic de racordare în termen de valabilitate, însoţit de contractul de racordare în cazul în care a fost încheiat
20 art.19, alin.(1), lit. k) (*) Plan de amplasament al capacităţilor energetice, cu ZPS, cu detaliile precizate in Regulament.
21 art.19, alin.(1), lit. l) (*) Declaraţia ref. identificare obiective faţă de care sunt stabilite distanţe de siguranţă şi că au fost respectate distanţele de siguranţă – modelului 3.2. din anexa nr. 3

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)

 

 

Procedura de finantare a lucrarilor de intarire a RED determinate de centrale electrice

14/09/2013

SGC 2010 Oportunitatile financiare asociate centralelor electrice de producere a energiei electrice din surse regenerabile (de ex vezi cerificatele verzi) au determinat un veritabil asalt asupra retelelor electrice de distributie (RED).

Aparitia si ulterior  proliferarea centralelor electrice racordate la RED aduce noi si noi particularitati in exploatarea RED. Pe anumite segmente de timp creste foarte mult solicitarea/uzura fizica a RED datorita cresterii incarcarii acestora datorata evacuarii puterii produse de centralele electrice racordate la RED. Asociat cu acesta crestere a sarcinii cresc foarte mult pierderile de energie electrica prin efect Joule-Lantz (incalzirea consuctoarelor care este proportionala cu patratul valorii efective a curentului electric).

Centralele electrice racordate la RED vin si cu pretentii sporite de continuitate, complica si ingreuneaza procedurile de retragere din exploatare a RED pentru lucrari. Aparitia sau perspectiva aparitiei pe termen scurt a mai multor zeci de km de retea 20 kV in cablu duce la schimbari ale modului de tratare a neutrului sau la necesitatea amplificarii echipamentelor de tratare a neurului cu efecte asupra tuturor clientilor racordate la respectivele RED.

In anumite zone de RED reginurile de functionare si solicitarile cele mai mari sunt legate de existenta centralelor electrice schimband modul traditionala de abordare in care „regulile” erau stabilite exlusiv de  existenta si necesitatile consumatorilor,

Treptat efectele existentei RED s-au deplasat de la nivelul posturilor de transformare (care necesitau redimensionare) spre circuitele (retelele) de medie tensiune (o particularitate importanta o reprezinta retelele 6 kV in care se racordeaza noi centrale electrice) si din ce in ce mai des efectele se concentreaza la nivelul statiilor electrice si al reteleor electrice 110 kV.

Mecanismele de sprijin financiar sustin apetitul investitional in centrale electrice racordate la RED iar viteza mobilizare a fondurilor  pentru infiintarea noilor centrale electrice au surprins operatorii de retea descoperiti din perspectiva reglemetarilor. Uneori s-a ajuns la situatia in care costurie generate in RED de evacuarea puterii din CE sa nu aiba mecanisme de recuperare de la cei care au  generat aceste costuri si sa preseze pe incarcarea tarifelor de distributie platite de ceilalti utilizatori ai RED sau doar pe rentabilitatea OD.

Evident ca treptat cadrul de reglemetare trebuie sa se dezvolte pentru a face fata noilor situatii din RED care nu se vor limita la situatia actuala si vor fi in continua evolutie atat in privinta capacitatilor de productie concentrale in parcuri/grupuri de putere mare dar in curand este previzibil sa se ridice valul investitional in „centrale electrice de apartament”. Este previzibil ca in gospodarii sa apara in curand un numar semnificativ de centrale electrice care vor debita surplusul de energie electrica in retelele electrice stradale.

CEF

EON Moldova propune procedurarea  contractarii si executarii lucrarilor de intarire retele electrice ca urmare a racordarii de centrale de producere a energiei electrice:

Procedura de incheiere contracte de intarire retele el_Proiect

Nota explicativa

Anexa 1 la Procedura_model acord cadru intariri_Proiect

Procedura a fost publicata la  13.09.2013 ca document de discutie

„ANRE supune consultarii publice proiectul de Procedura pentru contractarea si executarea lucrărilor de intarire retele electrice ca urmare a racordarii de centrale de producere a energiei electrice, elaborata de S.C. E.ON Moldova Distributie S.A. Documentul a fost elaborat in scopul fluidizarii procesului de racordare la retelele electrice, a centralelor electrice de producere a energiei electrice, eliminand riscul blocarii acestui proces din cauza problemelor aparute in legatura cu necesitatea efectuarii unor  lucrari de intarire a retelelor electrice de distributie.”

CEE

Proiectul procedurii poate fi accesat si direct de pe site ANRE utilizand acest: link

Ca o observatie personala la proiectul de procedura ar fi mentiunea ca ingeneral participarea partilor la finantare lucrarilor in amonte de punctul de racordare se poate asimila cu ponderea partilor la puterea avizata pentru evacuare in RED insa in situatia sistemelor de tratare a neutrului criteriile ar trebui sa tina cont de alte elemente constructive ala retelelor de evacuare a puterii in RED de exemplu de volumul de cablu 20 kV asociat fiecarei centrale electrice.

Satutul de „investitor fara portofoliu” al consumatorilor „traditionali” ai RED care pe calea certificatelor verzsi si al tarifelor de distributie sunt „capacitati” la sustinerea dezvoltarii centralelor electrice de producere a energiei electrice din surse regenerabile consider ca poate justifica interesul opiniei publice pentru reglementarea acestui nou domeniu investitional.

Implicatiile numarului mare  de centrale centralelor electrice de producere a energiei electrice din surse regenerabile nu se limiteaza la aspectele  financiare legate de asigurarea conditiilor de recuperare a investitiilor in aceste centrale prin scheme de sprijin care implica financiar consumatorii de energie electrica. Existenta acestui tip de centrale se interfereaza cu rentabilitatea functionarii unor centrale electrice traditionale care pierd parti importante de piata fara ca noile centrale electrice sa poata acoperi integral functiile vechilor  tipuri de centale.

Pentru a face mai usor de inteles afirmatiile din paragraful precedent dau exemplul centraleor termo electrice. Se poate conta pe functionarea lor „in banda” (continuu indiferent de conditiilor meteo. Rentabilitatea lor este conditionata tocmai de asugurarea conditiilor sa functioneze constant la incarcarea economica (sa zicem la incarcarea maxima). Pentru ca deja centralele electrice din susrse regenerabile au prioritate la productie apar perioade in care productia de ee in centralale termoelectrice trebuie restrictionata de aici efecte foarte „contondente” atat pentru centralele termo electrice restrictionate dar si pentru securitatea energetica in ansamblu si deci pentru toti consumatorii de energie electrica. In acelasi timp avem nevoie de energie electrica si cand vantul nu bate sau este innorat. Repornirea tremocentraleor sau incarcarea lor se face cu costuri de productie suplimentare care le scot din zona de rentabilitate. Cineva trebuie sa acopere aceste costuri pentru ca nu sunt posibile miracolele tehnice si/sau financiare!

Mai departe oprirea/restrictionarea centraleor termoelectrice duce la inchiderea minelor si lantul efectelor continua …! Dar in acelasi timp reactionam cumva la ideea de reducere a poluarii respectiv la amenintarea reala a epuizarii hidocarburilor!

Turbina hidraulica pentru micro hidocentrale electrectrice

Nu exista deocamdata decantata o solutie universala a aceste schimbari pe care le traim. Avem nevoie sa valorificam sursele de energie regenerabila dar in acelasi timp nu ne putem debarasa fara discernemant de productia de energie electrica din purtatorii „traditionali de energie electrica” : carbune, hidrocarburi, nuclear

Mecanismele de cerere si oferta nu sunt suficient de rafinate ca sa asigure un echilibru optimizat al productiei de energie electrica dintr-o gama difersificata de producatori de energie electrica. In aceste conditii ne asteptam la o continua adaptare a cadrului legislativ astfel incat pe de o parte pretul ee sa fie mentinut la cote suportabile iar pe de alta pare sa se asigure conditii tehnice corespunzatoare de functionare a reteleor electrice care sa garanteze clientilor  calitatea necesara a energiei electrice

Alocarea certificatelor verzi pentru stimularea productiei de ee din surse regenerabile

27/01/2012

 Aveti atasat OK-ul Comisiei Europene pentru intentia Romaniei de a acorda certificate verzi pentru stimularea productiei de ee din surse regenerabile:

Decizia Comisiei Europene ref acordarea de certificate verzi CE_RES_RO2011

Probabil ca acum mecanismul  de stimulare va functiona foarte bine!

SGC

Organizarea pietei de certificate verzi

06/11/2011

Aveti link-ul catre regulamentul de organizare si functionare a pietei certificatelor verzi aprobat prin Ordinul ANRE 44/20.10.2011 publicat in MO 784/04.11.2011: Ord 44 11 RegPiataCV_MO0784 regulamentul a fost descarcat de pe site www.anre.ro

Va recomand sa cititi si articolele:

Regulament de acreditare a producatorilor de ee SRE pt aplicarea sistemului de promovare prin certificate verzi

04/11/2011

Aveti link-ul prin care puteti accesa textul Ordinului 42/20.10.2011 de aprobare a Regulament de acreditare a producatorilor de ee SRE pt aplicarea sistemului de promovare prin certificate verzi: Ord 42 11_RegAcredProdEsreV_MO0770

Regulamentul a fost descarcat de pe site www.anre.ro si afost publicat in MO 770/01.11.2011

Regulament pentru emitere certificate verzi

04/11/2011

utilizand link-ul urmator puteti accesa textul regulamentului pentru emiterea certificatelor verzi aprobat prin Ordinul ANRE 43/20.10.2011:

Regulamentul de organizare si functionare a pietei certificatelor verzi

12/08/2011

Anre a publicat pe site www.anre.ro revizia 2 a Regulamentul de organizare si functionare a oietei certificatelor verzi din 11.08.2011

Aveti mai jos textul integral inclusiv anexele acestui ordin

 

Ordin 22_Rev 2_11 august_2011

Asupra inchirierii terenurilor pentru centrale eoliene

26/06/2011

 Am constatat interesul din ce in ce mai mare al detinatorilor de terenuri pentru a atrage invesitori care sa infiinteze parcuri eoliene. In mintea unor oameni chestiunea e simpla: faci turbina o pui in priza si produce bani. In realitate lucrurile sunt infinit mai complexe

Este necesar sa punctam cateva idei care sa puna intro lumina mai lucrativa aceste initiative.

Investitia intr-un parc eolian este o investitie mare. Se vorbesre de cca 1 milion de euro/MW instalat. Rentabilitatea parcurilor eoliene este o chestiune complexa dependenta de foarte multi factori. Probabil ca pragul de rentabilitate depaseste 50 MW/parc

Pentru ca o locatie sa fie viabila sunt necesare cateva conditii preliminare:

  • zona sa aiba un potential eolian confirmat prin studii de vant. In general zonele traditionale sunt cunoscute. Nu peste tot sunt facute studiile potentialului eolian
  • sa existe posibilitati de evacuare a puterii produse. Deja pe zone largi in Dobrogea nu prea mai exista capacitate disponibila in retelele de transport (tensiuni 220 si 400 kV) si nici in cele de dictributie (tensiuni de 110 kV si 20 kV) Zona este o zona de supra productie: CNE Cernavoda, parcuri eoliene in functiune de sute (poate mii) de MW, CET-uri si alti producatori. Ca sa infiintezi un nou parc eolian probabil ca trebuie sa investesti serios in statii 110/220 kV sau 110/400 kV si/sau in majorari de sectiune in retelele de transport poate in trecerea la 400 kV a unor linii de 220 kV etc. etc Bani ff multi.
  • sa existe terenuri disponibile situate inafara zonelor ecologice protejate, inafara perimetrelor construibile si validate si din alte puncte de vedere.

Fiind vorba de fonduri foarte mari pentru infiintarea unor parcuri eoliene acestea se dezvolta in etape. Exista  societati comerciale care s-au specializat in etapele preliminare in care se fac proiectele se obtin autorizatiile si ternurile si care vand adevaratilor investitori aceste proiecte. Este posibil ca si in faza in care parcul devine operational sau pana atunci parcul sa isi schimbe de mai multe ori proprietarii. In final banii foarte multi investiti exercita o uriasa presiune pentru ca parcul eolian sa fie mentinut functional.

Toate ritualurile investitioanle mentionate mai sus, sau altele posibile, sunt absolut normale si sunt specifice aproape oricarei investitii de mare amploare.

In conditiile enuntate mai sus rezulta ca detinerea unui teren nu garanteaza transformarea acestuia in parc eolian nici macar daca acest teren este situat intro zona cu potential eolian confirmat.

Daca sunteti in situatia in care aveti un teren si va doriti sa il inchiriati pentru infiintarea unui parc eolian atunci trebuie sa ii faceti reclama si/sau sa va lamuriti asupra potentialului eolian. Terenurile cu studiile de vant facute in mod evident sunt mult mai atractive fata de cele cate nu au aceste studii. Daca vreti sa va cresteti sansele trebuie sa va interesati de conditiile de evacuare a eventualei puteri produse in zona Dv.

Abia acum aveti ceva informatii preliminare care sa va permita sa va faceti singuri o idee despre adevarata valoare / atractivitate a terenului Dv pentru investitorii in parcuri eoliene. Duna cum realizati ca sa ajungeti la aceste informatii va trebui sa investiti poate ceva mai mult decat preocuparea de a culege informatii,

Daca ati facut toti pasii preliminari mentionati mai sus, atunci cand apare, trebuie sa profitati cu inteligenta, inspiratie si cumpatare de eventualele oportunitati de negociere care pot aparea.

Succes!

SGC

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

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

Surse regenerabile de energie Legea 220/2008 actualizata in August 2010

23/08/2010

Va semnalez actualizarea legii 220/2008 prin legea 139/2010 publicata in Monitorul Oficial nr 474/9 Iulie 2010. Legea 220/2008 regelementeaza „sistemul de promovare a producerii  energiei din surse regenereabile de energie”.

In fisierul urmator gasiti teztul actualizat al legii 2010 asa cum a fost el publicat in MO nr 577/August 2010:  Surse Regenerabile de Energie_Legea 220_MO577_August 2010

Textul legii 220/2008 actualizat a fost descarcat de pe site http://www.anre.ro.

Putem discuta pe marginea acestei legi in masura in care acest lucru va prezenta interes pentru Dv.

Regulament pt preluarea surplusului de ee produsa de consumatori din surse regenerabile

19/07/2010

M-am intersat astazi la ANRE 14.12.2011 despre soarta acestei initiative si am aflat ca deocamdata s-a renuntat la promovarea acestui regulament!

Poate in viitor se va reveni asupra acestui proiect!

 

Subiectul procurarii de surse regenerabile de producerea ee (panouri solare, mici turbine eoliene, mici grupuri hidro si poate etc ) si injectia surplusului in retea preocupa multi utilizatori ai blogului. Am gasit pe site ANRE, la sectiunea documente supuse  discutiilor, un regulament interesant pe acesta tema:

Regulament privind preluarea surplusului de energie electrica produsa din surse regenerabile de energie de consumatori.  Utilizand acest link in aceste zile (19.07.2010  !) se poate accesa o pagina ANRE unde pot fi consultate mai multe titluri de interes pe teme de furnizare ee, acces la retea, relatii intre operatorii din SEN care sunt supuse discutiilor pentru viitoarele actualizari:

Sunteti aici  : : Legislatie \ Documente de discutie EE \ Proceduri oper/ Regl Comerciale

Proceduri oper/ Regl Comerciale    « inapoi
Principii pentru Regulamentul de furnizare a energiei electrice
– Principii pentru Regulamentul de furnizare a energiei electrice- Expunere de motive modificare contracte de retea
Data: 19.07.2010. Observatiile si comentariile se transmit pana la data de 10.08.2010, atat in format scris, la nr. de fax 0213278123, cat si in format electronic, la adresele mcraciun@anre.ro si furnizare@anre.ro
 Tip fisier: doc
0.10 MB ( 100.50 Kb)

Descarcari: 42

Expunere de motive modificare contracte de retea-ANEXA la
– Principii pentru Regulamentul de furnizare a energiei electriceData: 19.07.2010. Observatiile si comentariile se transmit pana la data de 10.08.2010, atat in format scris, la nr. de fax 0213278123, cat si in format electronic, la adresele mcraciun@anre.ro si furnizare@anre.ro
 Tip fisier: doc
0.06 MB ( 58.50 Kb)

Descarcari: 28

Ordin de modificare a Ord. 36 /2005 privind cadrul de functionare al pietei angro de energie electrica – Proiect
Data publicarii: 14.06.2010.
Propunerile si observatiile se vor transmite pe suport hartie la fax nr. 021/3278123 si electronic la adresele: gsbarnea@anre.ro, sorina.nemes@anre.ro, vbusioc@anre.ro, pana la data 21. 06. 2010.
 Tip fisier: zip
0.07 MB ( 75.32 Kb)

Descarcari: 593

Procedura privind schimbarea furnizorului de energie electrica
Ordin de modificare a Ord 88/09 – Procedura privind schimbarea furnizorului de energie electricaObservatiile si comentariile se transmit pana la data de 18.06.2010, atat in format scris, la nr. de fax 0213278123, cat si in format electronic, la adresa mcraciun@anre.ro
Data publicarii: 10.06.2010
 Tip fisier: doc
0.06 MB ( 64.50 Kb)

Descarcari: 424

Ordin de desemnare a furnizorilor de ultima optiune de energie electrica pentru perioada 1 iulie 2010 – 30 iunie 2011
Data publicarii: 03.06.2010.
Observatiile se transmit pana pe data de 11.06.2010 la adresa de e-mail furnizare@anre.ro
 Tip fisier: doc
0.05 MB ( 47.00 Kb)

Descarcari: 243

Ordin de modificare a Ord. ANRE 39/2006 privind aprobarea Regulamentului pentru calificarea productiei prioritare de energie electrica din surse regenerabile de energie
Data publicarii: 26.05.2010.
Observatiile se transmit pana pe data de 08.06.2010 la adresa de e-mail mjisa@anre.ro.
 Tip fisier: doc
0.08 MB ( 78.00 Kb)

Descarcari: 405

Ordin de modificare a Ord. ANRE 22/2006 privind aprobarea Regulamentului de organizare si functionare a pietei de certificate verzi
Data publicarii: 26.05.2010.
Observatiile se transmit pana pe data de 08.06.2010 la adresa de e-mail mjisa@anre.ro.
 Tip fisier: doc
0.10 MB ( 104.00 Kb)

Descarcari: 448

Ordin privind inregistrarea la S.C.Opcom S.A. a cantitatilor de energie electrica aferente contractelor incheiate pe piata angro de energie electrica
si transmiterea de informatii aferente verificarii datelor de decontare pe pietele centralizate de energie electrica. – solicitare a S.C. Opcom S.A.
Data publicarii: 14.05.2010. Va rugam sa ne transmiteti propunerile si observatiile dvs. pe suport hartie la fax: 021/3278123, cat si electronic la adresele: sorina.nemes@anre.ro si vbusioc@anre.ro pana la data 1 iunie 2010.
 Tip fisier: doc
0.05 MB ( 53.00 Kb)

Descarcari: 398

Ordin de modificare a Ord. 124/2008 privind modalitati de plata pe Piata de Echilibrare si pentru dezechilibrele partilor responsabile cu echilibrarea
Va rugam sa ne transmiteti propunerile si observatiile dvs. pe suport hartie la fax nr. 021/3278123, cat si electronic la adresele: gsbarnea@anre.rosorina.nemes@anre.ro, vbusioc@anre.ro pana la data 27 aprilie 2010
Data: 15.04.2010
 Tip fisier: zip
0.03 MB ( 30.07 Kb)

Descarcari: 441

Ordin de modificare a Ord. 36 /2005 privind cadrul de functionare al pietei angro de energie electrica
Va rugam sa ne transmiteti propunerile si observatiile dvs. pe suport hartie la fax nr. 021/3278123, cat si electronic la adresele: gsbarnea@anre.ro, sorina.nemes@anre.ro, vbusioc@anre.ro pana la data 27 aprilie 2010
Data: 15.04.2010
 Tip fisier: zip
0.03 MB ( 28.10 Kb)

Descarcari: 541

Implementarea modulului de Decontare în proiectul Platforma Pietei de Echilibrare, etapa a II-a”, elaborat de C.N.Transelectrica S.A.
Acest document continre formule actualizate aferente capitolului Decontarea din Codul Comerciala al Pietei Angro de energie electrica, Revizia 1, Proiect III. Va rugam sa ne transmiteti observatiile si comentariile dumneavoastra , atat prin fax. 021-327.81.23, cat si in format electronic la adresele : gsbarnea@anre.ro, sorina.nemes@anre.ro pana la data de 08.04.2010.
 Tip fisier: doc
0.23 MB ( 231.50 Kb)

Descarcari: 457

PO – Definirea situatiilor de urgenta pentru care C.N. Transelectrica S.A. poate restrictiona dreptul participantilor de a utiliza capacitatea de interconexiune
castigata in cazul licitatiilor si modificarea operativa a graficelor de schimb notificate
Data: 15.02.2010
Va rugam sã ne transmiteti observatiile si comentariile dvs., atat in format scris, la nr. fax. 021-327.81.23, cat si in format electronic la adresele: gsbarnea@anre.rosorina.nemes@anre.ro pana la data de 19.02.2010
 Tip fisier: doc
0.15 MB ( 154.50 Kb)

Descarcari: 250

PO- Mecanismul de compensare a efectelor utilizarii retelelor electrice de transport
pentru tranzite de energie electrica intre Operatorii de Transport si de Sistem,  in anul 2010
Data: 19.01.2010. Propunerile si observatiile operatorilor economici din sectorul energiei electrice se vor transmite pe e-mail, pana la data de 25.01.2010, la adresele fmihailescu@anre.ro si gradoveanu@anre.ro.
 Tip fisier: zip
0.04 MB ( 44.61 Kb)

Descarcari: 246

Regulament privind preluarea surplusului de energie electrica produsa din surse regenerabile de energie de consumatori
Data: 17.12.2009. Observatiile pot fi transmise pana la data de 15.01.2010 la adresele gsbarnea@anre.ro si gstanciulescu@anre.ro.
 Tip fisier: doc
0.25 MB ( 251.00 Kb)

Descarcari: 920

Regulamentul de calificare a producatorilor de E-SRE pentru aplicarea schemei de sustinere
Observatii si comentarii pana pe 12 iunie a.c. la adresele de email   gsbarnea@anre.ro , gstanciulescu@anre.ro si mjisa@anre.ro
Data:28.05.2009
 Tip fisier: zip
0.12 MB ( 123.30 Kb)

Descarcari: 690

Regulament privind preluarea surplusului de energie electrica produsa din surse regenerabile de energie de consumatori. 

CAPITOLUL I

Dispoziţii generale

Secţiunea 1

Scop

Art.1. – Regulamentul are ca scop:

a) promovarea utilizării de către consumatorii finali a surselor regenerabile de energie pentru producerea de energie electrică pentru consumul propriu,

b) diminuarea cheltuielilor aferente consumului de energie electrică la consumatorii finali,

c) diminuarea pierderilor de energie electrică datorate transportului şi distribuţiei, ca urmare a producerii energiei electrice la locul de consum.

Art.2. – Regulamentul stabileşte condiţiile de preluare a surplusului de energie electrică produsă de consumatorii deţinători de capacităţi de producere a energiei electrice din surse reo generabile de energie, precizând:

a) categoriile de consumatori la care se aplică prevederile prezentului Regulament;

b) cerinţele privind măsurarea energiei electrice produse/consumate;

c) modul de stabilire a cantităţii de energie electrică de facturat pentru o perioadă de facturare. Secţiunea 2 Domeniu de aplicare

Art.3. – (1)Prevederile Regulamentului se aplică:

a) consumatorilor de energie electrică care îndeplinesc cumulativ următoarele condiţii:

i. deţin capacităţi de producere de energie electrică din surse regenerabile de energie cu putere totală instalată pe loc de consum sub 1 MW

ii. utilizează cu preponderenţă energia electrică produsă pentru asigurarea consumului propriu

iii. dispun de sisteme de măsurare care respectă prevederile Codului de măsurare şi ale prezentului Regulament.

b) furnizorilor care furnizează energie electrică consumatorilor menţionaţi la lit. a). (2) Dacă un consumator dintre cei menţionaţi la alin. (1), lit.a), numit în continuare consumator, deţine capacităţi de producere a E-SRE situate în mai multe locuri de consum, prevederile Regulamentului se aplică numai pentru acele locuri de consum unde puterea instalată cumulată în capacităţile de producere a energiei electrice din surse regenerabile de energie este sub 1MW.

Secţiunea 3

Definiţii

Art.4. – În înţelesul prezentului Regulament, următorii termeni se definesc astfel:

a) Perioadă de facturare pentru producţie – intervalul de timp pentru care se determină şi se facturează, după caz, surplusul de energie electrică produsă de consumator. Se stabileşte de comun acord între părţi şi nu poate fi mai mare de un an calendaristic. Poate fi aceeaşi cu perioada de facturare pentru consum, din contractul de furnizare a energiei electrice.

b) Persoană fizică autorizată – persoană autorizată să desfăşoare orice formă de activitate economică permisă de lege, in condiţiile prevăzute de Ordonanţa de urgenţă nr. 44/2008 privind desfăşurarea activităţilor economice de către persoanele fizice autorizate, întreprinderile individuale şi întreprinderile familiale,

c) Surplus de energie electrică produsă din surse regenerabile de energie – cantitatea de energie electrică produsă de un consumator deţinător de instalaţii de producere a energiei electrice din surse regenerabile de energie care într-o perioadă de facturare depăşeşte consumul de energie electrică al respectivului consumator şi care este livrată in reţeaua electrică de interes public.

CAPITOLUL II CONDIŢII DE PRELUARE A SURPLUSULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ

Secţiunea 1

Preluarea surplusului de energie electrică

Art.5. – (1) Obligaţia de preluare a surplusului de energie electrică produsă din surse regenerabile de la un consumator, revine furnizorului cu care acesta are încheiat contract de furnizare a energiei electrice.

(2) În situaţia în care un consumator are încheiate contracte de furnizare a energiei electrice cu mai mulţi furnizori pentru acelaşi loc de consum şi pentru aceeaşi perioadă de facturare, obligaţia de preluare a surplusului de energie electrică livrată în reţeaua electrică revine furnizorului care şi-a asumat responsabilitatea echilibrării pentru respectivul loc de consum.

Art.6. – Preluarea surplusului de energie electrică de la un consumator se realizează:

a. în conformitate cu prevederile art.8, alin. (3), lit. b) din Regulamentul pentru acordarea licenţelor şi autorizaţiilor în sectorul energiei electrice aprobat prin HG nr. 540/2004, cu modificările şi completările ulterioare şi fără a fi necesar ca acest consumator să obţină licenţă pentru exploatarea comercială a capacităţilor de producere deţinute dacă este consumator casnic,

b. în baza convenţiei – cadru de vânzare/cumpărare întocmită după modelul prevăzut în anexa nr. 2 încheiată între acesta şi furnizorul său de energie electrică, care constituie anexă la contractul de furnizare a energiei electrice.

c. pe aceeaşi durată pentru care este încheiat contractul de furnizare a energiei electrice.

Art.7. – Un consumator care optează să beneficieze de prevederile prezentului Regulament are dreptul să mandateze furnizorul care achiziţionează surplusul de energie electrică de la respectivul consumator să primească certificatele verzi ce îi revin conform legislaţiei în vigoare, cu respectarea prevederilor regulamentului ANRE de calificare a producătorilor de energie electrică din surse regenerabile de energie pentru aplicarea schemei de sprijin.

Secţiunea 2

Măsurarea energiei electrice

Art.8. – (1) Sistemul de măsurare montat la locul de producere/consum al consumatorului trebuie:

a. să respecte prevederile Codului de măsurare a energiei electrice privind categoria de punct de măsurare corespunzătoare locului de consum şi de producţie,

b. să înregistreze distinct cantităţile vehiculate în fiecare sens pentru acele puncte de măsurare prin care energia electrică se poate vehicula în ambele sensuri,

c. să asigure măsurarea energiei electrice produse, a celei livrate în reţeaua electrică, precum şi a celei consumate din reţeaua electrică.

(2) Cheltuielile ocazionate de înlocuirea/modificarea grupului de măsurare pentru îndeplinirea condiţiilor prevăzute la alin. (1) revin în exclusivitate consumatorului.

(3) Operatorii de reţea sunt obligaţi să asigure înlocuirea/modificarea grupului de măsurare, după caz, la consumator pentru indeplinirea condiţiilor prevăzute la alin. (1).

Secţiunea 3

Stabilirea modului de facturare

Art.9. – Pentru fiecare perioadă de facturare, pe baza măsurătorilor efectuate, se determină pentru un loc de consum:

a) energia electrică produsă,

b) energia electrică livrată în reţeaua electrică,

c) energia electrică consumată din reţeaua electrică.

Art.10. – Un consumator :

a. facturează furnizorului contravaloarea energiei electrice livrate în reţeaua electrică după fiecare perioadă de facturare;

b. poate solicita scutirea de taxa pe valoarea adăugată la facturarea surplusului de energie electrică livrată în reţeaua electrică, în condiţiile prevăzute la art. 152 din Codul fiscal dacă are o cifră de afaceri anuală, declarată sau realizată, inferioară plafonului de 35 000 euro, al cărui echivalent în lei se stabileşte la cursul de schimb comunicat de Banca Naţională a României la data aderării României la Uniunea Europeană;

Art.11. – (1) Furnizorul preia surplusul de energia electrică livrat în reţeaua electrică din instalaţiile unui consumator :

a. la preţ reglementat stabilit de ANRE, în limita consumului înregistrat de consumator in anul anterior,

b. la preţul mediu de excedent înregistrat pe piaţa de echilibrare în anul calendaristic precedent, surplusul de energie electrică ce depăşeşte consumul înregistrat de consumator în anul anterior.

(3) Modul de stabilire a surplusului de energie electrică livrat în reţeaua electrică din instalaţiile unui consumator este prezentat în anexa 1 la prezentul Regulament.

CAPITOLUL III

 DISPOZIŢII FINALE

Art.11. – Art.12. – (1)Furnizorul angajat în relaţii comerciale cu un consumator, transmite către ANRE la sfârşitul fiecărui an calendaristic, nu mai târziu de 15 februarie a anului următor următoarele informaţii:

a) Numărul consumatorilor de la care a preluat surplusul de energie electrică, defalcat pe tipuri de consumatori;

b) Puterea instalată pe tip de sursă regenerabilă în capacităţile de producere deţinute de consumatori;

c) Energia electrică total produsă de consumatori pe tip de sursă regenerabilă;

d) Surplusul de energie electrică livrat de consumatori în reţea electrică.

(2)Datele menţionate la alin. (1) vor fi transmise către ANRE după formatul prezentat în macheta din anexa nr. 3 la prezentul Regulament.

Art.12. – Art.13. – (1) Consumatorul este scutit de plata dezechilibrelor induse, aferente surplusului de energie electrică livrat în reţeaua electrică dacă puterea instalată pe loc de producţie este de cel mult 250kW şi utilizează pentru producerea energiei electrice energia eoliană, energia solară sau energia hidraulică.

(2) Furnizorul de energie electrică care preia de la un consumator surplusul de energie electrică preia şi responsabilitatea echilibrării acestuia. .

Anexa 1 STABILIREA CANTITĂŢILOR DE FACTURAT PENTRU PRODUCŢIA E-SRE

1. Cantitatea de energie electrică (ESRE,MAX) de preluat anual la preţ reglementat stabilit de ANRE conform art. 10 din prezentul Regulament într-un an calendaristic de către furnizor de la un consumator, se stabileşte la o valoare egală cu consumul de energie electrică înregistrat anul anterior de acel consumator pe locul de consum unde sunt amplasate capacităţile de producere a energiei electrice din surse regenerabile.

2. In fiecare perioadă de facturare (i) furnizorul determină valoarea cumulată a surplusului (ES(i)) livrat în reţeaua electrică de consumator de la începutul anului calendaristic până la sfârşitul perioadei curente de facturare (i) şi comunică aceste valori consumatorului.

3. Calculele se fac pe ani calendaristici, iar valoarea cumulată a surplusului de energie electrică livrată în reţeaua electrică se determină începând cu data de 1 a lunii următoare celei în care a fost incheiată cu furnizorul convenţia de preluare a surplusului de energie electrică, conform anexei nr. 2 la prezentul regulament.

4. În fiecare perioadă de facturare (i), în cazul în care: a) ES(i) ≤ ESRE,MAX , consumatorul facturează furnizorului surplusul de energie electrică livrat în reţeaua electrică în perioada de facturare i la preţul reglementat stabilit de ANRE, b) ES(i) > ESRE,MAX şi ES(i-1) < ESRE,MAX, consumatorul facturează furnizorului din surplusul de energie electrică livrată în reţea după cum urmează: i. cantitatea ESRE,MAX – ES(i-1) la preţul reglementat stabilit de ANRE ii. ES(i) – ESRE,MAX la preţul mediu de excedent înregistrat pe piaţa de echilibrare.

5. În cazul în care consumatorul îşi schimbă furnizorul de energie electrică în cursul anului calendaristic, calculele se efectuează la data schimbării furnizorului proporţional cu numărul de luni din anul respectiv atât pentru valoarea maximă a surplusului de preluat cât şi pentru nivelul consumului anual. 6. În cazul unui consumator nou care îndeplineşte condiţiile prevăzute la art. 3, alin. (1), ESRE,MAX reprezintă consumul previzionat de consumator corelat cu puterea maximă absorbită de consumator stabilită prin avizul tehnic de racordare şi durata de utilizare a acesteia până la sfârşitul anului calendaristic curent.

Anexa nr. 2

Anexa la Contractul de furnizare de energie electrică nr. ……… încheiat între _______________________ în calitate de vânzător şi _______________________ în calitate de cumpărător Convenţie-cadru pentru achiziţia surplusului de energie electrică produsă din surse regenerabile de energie livrat în reţeaua electrică nr. …. din data …….. Date generale Locul de vânzare-cumpărare a energiei electrice………………………………(localitatea, comuna, strada, numărul, blocul, etajul, apartamentul, numărul de telefon, contul în bancă al consumatorului-producător) Aviz tehnic de racordare nr……………. din data de……………emis de……………….. Puterea maximă instalată în capacitatea de producere a energiei electrice:……….kW Tip sursă regenerabilă de energie utilizată: Caracteristici tehnice ale capacităţii de producere a energiei electrice din surse regenerabile de energie (E-SRE):

Art.1. – Obiectul convenţiei îl constituie vânzarea de către consumatorul deţinător de instalaţii de producere a E-SRE cu putere instalată sub 1 MW, denumit în continuare consumator, la locul de vânzare-cumpărare şi cumpărarea de către furnizor a surplusului de E-SRE stabilit conform prevederilor art. 2 al prezentei Convenţii. Condiţii de desfăşurare

Art.2. – Furnizorul de energie electrică se obligă să achiziţioneze de la consumator surplusul de E-SRE după cum urmează:

a) în limita consumului înregistrat în anul precedent, la preţul reglementat stabilit în anexa B;

b) peste limita prevăzută la lit. a), la preţul mediu de excedent înregistrat pe piaţa de echilibrare în anul calendaristic precedent.

Art.3. – (1) Surplusul de E-SRE estimat a fi vândut în fiecare perioadă de facturare dintr-un an calendaristic de consumator şi cumpărat de furnizor este prevăzut în tabelul 1 din anexa A la prezenta convenţie – cadru.

(2) Surplusul de E-SRE estimat a fi vândut într-o perioadă de facturare de consumator şi cumpărate de furnizor se poate modifica cu acordul părţilor cu cel puţin 2 zile înainte de începutul fiecărei perioade de facturare.

Art.4. – Până la data de ……………………… a fiecărui an calendaristic, se stabileşte pentru anul calendaristic următor cantitatea maximă de E-SRE care poate fi achiziţionată de furnizor de la consumator la preţul reglementat din Anexa B, reprezentând energia electrică consumată de consumator în anul curent.

Art.5. – Furnizorul de energie electrică se obligă să preia responsabilitatea echilibrării consumatorului conform prevederilor art.12 din Regulamentul privind preluarea surplusului de energie electrică produsă din surse regenerabile de energie de consumatori.

Art.5. – Art.6. – Părţile convin ca E-SRE tranzacţionată conform prezentei convenţii să fie măsurată în conformitate cu prevederile Codului de măsurare a energiei electrice, aprobat prin Ordinul nr. 17/20.06.2002, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 480 din 4.07.2002. Art.6. –

Art.7. – (1) Suma bănească ce urmează a fi primită de consumator de la furnizor, conform prezentei convenţii, în fiecare perioadă de facturare în care se înregistrează un surplus de E-SRE la consumator, se calculează pentru surplusul de E-SRE determinat şi având în vedere precizările de la art. 2 al prezentei Convenţii.

(2) Factura emisă pentru plata surplusului de energie electrică va fi achitată în termenul de scadenţă de 10 zile de la data emiterii facturii, data emiterii facturii şi termenul de scadenţă fiind înscrise pe factură.

(3) Neachitarea facturii de către furnizor în termen de 30 de zile la data scadenţei atrage după sine penalităţi pentru fiecare zi de întârziere, după cum urmează: – penalităţile sunt egale cu nivelul dobânzii datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, stabilite conform reglementărilor în vigoare; – penalităţile se datorează începând cu prima zi după data scadenţei.

(4)În cazul în care o sumă facturată de consumator este contestată integral sau în parte de către furnizor, acesta va înainta o notă explicativă consumatorului, în termen de maxim 5 zile de la primirea facturii cuprinzând obiecţiile sale şi va plăti suma rămasă necontestată până la data scadenţei.

(5)Pentru sumele contestate, dar stabilite ulterior pe cale amiabilă sau hotărâre judecătorească a fi datorate de furnizor, acesta va plăti pe lângă suma datorată, o penalitate calculată conform prevederilor alin. (3).

(6)Plata facturii va fi efectuată în lei, conform legislaţiei în vigoare, în contul consumatorului. Se consideră drept dată de efectuare a plăţii data la care suma plătită apare în extrasul de cont al furnizorului.

Art.7. – Art.8. – (1) Părţile se obligă una faţă de cealaltă să deţină, pe parcursul derulării convenţiei, toate aprobările necesare pentru exercitarea obligaţiilor cuprinse în această convenţie, respectând în acelaşi timp toate prevederile legale.

(2) Părţile se obligă una faţă de cealaltă să asigure accesul la informaţii, documentaţii şi datele necesare pentru buna derulare a convenţiei.

(3) Daunele dovedite a fi produse uneia dintre părţi din vina celeilalte părţi vor fi suportate de partea vinovată.

Art.9. – (1) Prezenta convenţie se încheie pentru aceeaşi perioadă pentru care a fost încheiat contractul de furnizare a energiei electrice, cu excepţia cazului în cazul în care, prin ordin al preşedintelui ANRE, îşi încetează aplicabilitatea cadrul de reglementare prin care a fost stabilit.

(2) În termen de patru zile lucrătoare după încheierea perioadei de facturare, furnizorul de energie electrică transmite consumatorului datele referitoare la energia electrică produsă şi la energia electrică livrată în reţeaua electrică de către acesta.

Art.8. – Art.10. – Termenii specifici utilizaţi în cadrul prezentei convenţii sunt definiţi în Regulamentul privind preluarea surplusului de energie electrică produsă de consumatori, aprobat prin Ordinul nr. XX/2008 al preşedintelui ANRE. Prezenta convenţie a fost încheiată la data de ………………….. în două exemplare, câte unul pentru fiecare parte contractantă şi va intra în vigoare la data de ………………….. SEMNATARI Din partea Consumatorului Din partea Furnizorului de energie electrică Anexa A CANTITĂŢI DE ENERGIE ELECTRICĂ CONTRACTATE – Surplusul de energie electrică estimat a fi vândut de consumator -– Nr. crt. Anul …………/ Perioada de facturare Surplusul de energie electrică estimat a fi vândut de consumator [MWh] 1 2 3 . . . . Notă: Tabelul 1 se completează la semnarea convenţiei şi se actualizează în fiecare an, până la data de 15 decembrie, pentru anul calendaristic următor.

ANEXA B PREŢUL DE ACHIZIŢIE A SURPLUSULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ

Preţul de achiziţie a surplusului de energie electrică produsă din surse regenerabile de energie în limita consumului înregistrat de consumator în anul anterior este de ………………….., conform Ordinului nr……………. al preşedintelui ANRE privind………………………………….. INFORMAŢIILE FURNIZATTRANSMISE ANRE DE FURNIZORII CARE PREIAU SURPLUSUL DE ENERGIE ELECTRICĂ PRODUSĂ DIN SURSE REGENERABILE (E-SRE) DENUMIRE FURNIZOR………………………………………… Nr. crt UM ian. feb. mar. mai iun. iul. aug sep. oct. nov. dec. total an 1 Numărul de consumatori deţinători de instalaţii de producere a E-SRE cu putere instalată sub 1 MW cu convenţie de preluare surplus E-SRE 2 Puterea total instalată în capacităţile de producere ale consumatorilor deţinători de instalaţii de producere a E-SRE cu putere instalată sub 1 MW de la pct. 1 kW din care:

2.1 – hidro kW

2.2 – eoliană kW

2.3 – solară kW

2.4 – biomasă kW

2.5 – biogaz kW

2.6 – geotermal kW

2.7 – alte RES kW

3 E-SRE produsă în capacităţile de producere ale consumatorilor deţinători de instalaţii de producere a E-SRE cu putere instalată sub 1 MW kWh din care:

3.1 – hidro kWh

3.2 – eoliană kWh

3.3 – solară kWh

3.4 – biomasă kWh

3.5 – biogaz kWh

3.6 – geotermal kWh

3.7 – alte RES kWh

4 Surplusul de E-SRE livrat în reţelele electrice de consumatori deţinători de instalaţii de producere a E-SRE cu putere instalată sub 1 MW kWh Anexa nr. 3

Certificate verzi

30/05/2010

SGC 2002  Certificatele verzi sunt un fel de bonuri valorice introduse pentru stimularea in egala masura a productiei de energie electrica din surse regenerabile (SRE) si de reducerea poluarii. Poluatorilor li s-au stabilit obligatii pentru achizitionarea de certificate verzi emise de producatorii de ee din SRE.

Prin acest mecanism poluatorii finateaza productia de ee din SRE si se creaza o presiune economica suplimentara pentru ca poluatorii sa investeasca in masuri active de reducerea gradului de poluare generat de procesele lor tehnologice. Aceste investitii au ca rezultat scaderea obligatiilor de achizitionare certificate verzi.

Pentru ca subiectul prezinta interes m-am gandit sa deschid acest articol ca spatiu pentru comentarii si de acumulare a listei de acte care reglementeaza domeniul certificatelor verzi, pe cat posibil cu linkuri catre aceste acte sau cgiar cu textul integral:

» Ordin de modificare a Ord. ANRE 22/2006 privind aprobarea Regulamentului de organizare si functionare a pietei de certificate verzi text accesibil:  OrdModif_Ordin_22_2006PiataCV[1]

 » Ordin de modificare a Ord. ANRE 39/2006 privind aprobarea Regulamentului pentru calificarea productiei prioritare de energie electrica din surse regenerabile de energie  text acceslibil: OrdModif_Ordin_39_2006CalifSRE

» Dec. 924 /8.04.2010 de stabilire a gradului de indeplinire a cotelor obligatorii de achizitie de CV de catre furnizorii de energie electrica pentru anul 2009 text accesibil : Dec_924_10_IndeplCV

 Regulamentul de organizare si functionare a pietei de certificate verzi Ordin 22/2006 publicat in MO 904/13.11.2006

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
  • Vanzarea ee produsa in centrale eoliene si centrale solare mici

    26/02/2010

    Legea 139 /2010 de modificare si completare a Legii nr. 220 /2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie : Legea 139_modifL200_2008Promov_esre

    OUG nr. 88 /2011 -privind modificarea si completarea Legii nr. 220 /2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie: OUG 88 11_modifL200_2008Promov_esre

    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  

    Am verificat efectele mesajului de mai sus! Viteza de crestere a retelei Win-4-All este impresionanta. In cele cateva ore de la postarea mesajului s-au inscris deja 280 persoane!

    Valorifica si tu acesta oportunitate!

    Multi utilizatori ai blogului formuleaza intrebari legate de modul in care ar putea valorifica ee pe care ar putea sa o produca in mici centrale eoliene/solare. Aveti mai jos raspunsul ANRE la cateva  interpelari primite pe acest subiect:

    2010-01-25 10:07:09
    Stimate Domnule Presedinte.

    Am auzit o emisiune la Radio Romania Actualitati in care se discuta printre altele si despre energia produsa din surse regenerabile. In aceasta emisiune, ati afirmat ca pentru energia produsa din energie solara se primesc 4 certificate verzi ( ceea ce este corect din p.d.v. al legii 220 din 2008).

    Problema este ca in realitate nu este asa. Pana la momentul in care eu am studiat problema se acorda doar un certificat verde pentru fiecare MVA produs. Motivul este ca NU EXISTA NORME DE APLICARE PENTRU LEGEA RESPECTIVA. ( aceste informatii le-am primit si de la OPCOM , si de la o firma de consultanta cu care am vrut sa fac un proiect de finantare)

    Si noi am vrut sa facem o unitate de productie cu o putere de 650kVA dar in aceste conditii am renuntat. Motivele sunt simple, chiar si cu finantare nerambursabila de 50% , la pretul energiei de aproximativ 25-30Euro/MVA produs, plus pretul a un certificat verde primit aproximativ 50Euro /MVA nu se amortizeaza cei 50% din investitie decat dupa 15-20ani. (acest calcul este confom legii vechi in vigoare in care se acorda doar un certificat verde).

    Adevarul este ca durata de viata si randamentul celulelor fotovoltaice dupa aceasta perioada nu mai este ridicat iar durata lor de functionare este aproape terminata. Sincer, nimeni nu poate sa faca o asemenea investitie in aceste conditii.

    Sistemul practicat in celelalte state din UE este mult mai siplu, eficient si comod, in Italia de ex. se primesc 400 Euro/MVA produs din energie solara plus facilitati pentru finantare de la banci.

    In concluzie, daca legea 220/2008 avea norme de aplicare si se acordau 4 certificate verzi era totusi ceva, nu este suficient de bine subventionat ca si in alte state dar totusi….. . PROBLEMA ESTE CA NICI CELE 4 CERTIFICATE NU SE POT ACORDA.

    In speranta ca mesajul meu este luat in considerare, si ca Dvs. poate o sa puteti face ceva sa rezolvati aceasta problema

    Va multumesc

    Cu stima George Lorincz

    2010-02-03 :

    Stimate domnule Lorincz,

    Va multumim pentru interesul pe care il manifestati in domeniul surselor regnerabile (SRE) si pentru preocuparea dumneavoastra de a fi corect informat.

    In cadrul emisunii mentionate, a fost facuta o prezentare generala a cadrului legislativ privind sistemul de promovare a SRE, respectiv Legea 220/2009, astfel incat si cei care sunt interesati de acest subiect, dar nu detin cunostintele necesare, sa poata fi informati asupra mecanismelor de promovare prevazute a fi adoptate in Romania.

    Trebuie, insa, sa mentionam ca, odata cu aderarea la comunitatea europeanã, Romania nu beneficiaza numai de drepturi ci are si obligatii. Astfel, intrucât Legea nr. 220/2008 instituie o serie de masuri de sprijin de natura ajutorului de stat sau susceptibile de a se constitui in ajutor de stat pentru diferite categorii de beneficiari, potrivit legislatiei comunitare privind ajutoarele de stat, aceasta trebuie sa fie notificata la Comisia Europeanã si poate fi aplicata numai dupa autorizarea sa de catre aceasta (dupa cum este precizat si la art. 2, alin.(1) din Ordonanta de Urgenta a Guvernului (OUG) nr. 117/2006 privind procedurile nationale in domeniul ajutorului de stat).

    Totodata, dorim sa va informam ca documentele necesare autorizãrii sistemului de promovare prevãzut de Legea nr. 220/2008 au fost transmise deja Comisiei Europene, iar  ANRE a elaborat si supus consultãrii publice proiectele de reglementãri prevãzute de Legea nr. 220/2008 ºi care care vor putea fi aprobate numai dupa primirea autorizarii din partea Comisiei.

    In consecinta, in prezent, pentru promovarea producerii de energie electrice din surse regnerabile de energie (E-SRE) se aplica prevederile art. 6 alin. (3) din HG nr. 1479/2009 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie.

    2009-09-25 09:12:04
    Buna ziua,

    doresc sa stiu concret care este pretul cu care achizitioneaza Statul Roman Energia produs de catre mine ca persona privata de o Centrala Eoliana si una cu Panouri Fotovoltaice si cu cit revinde aceasta Energie.

    Doresc aceste date pentru a putea informa un Investitor German care este dispus sa construiasca la mine pe terenul privat de 20hectare o astfel de intalatie.

    Va multumesc.

    Cu stima Horatiu Ormenisan

    2009-10-02 : Stimate domn Ormenisan,
    In urma mesajului primit din partea dumneavoastra, dorim sa va precizam urmatoarele:
    – in prezent, energia electrica produsa din surse regenerabile de energie (E-SRE) poate fi vanduta de producator:
    –          prin contracte bilaterale negociate, incheiate cu un furnizor sau cu un consumator de energie electrica, la pret negociat intre parti;
    –          pe piata pentru ziua urmatoare (PZU), la pretul stabilit pe aceasta piata;
    –          prin contracte reglementate, incheiate cu furnizorul implicit din zona in care este amplasata centrala de producere a E-SRE, la pretul de 132 lei/MWh stabilit prin Ordinul ANRE nr. 44/2007.
    Mentionam ca la pretul de vanzare a E-SRE pe piata de energie electrica se adauga pretul de vanzare a certificatului verde, care este in prezent intre 27  si  55 €/certificat verde (in prezent acordandu-se 1 certificat verde pentru 1 MWh de E-SRE livrat in reteaua electrica).
    In ceea ce priveste comercializarea ulterioara a E-SRE de catre furnizorii de energie electrica la consumatorii finali, va informam ca piata de energie electrica a fost deschisa integral pentru toti consumatorii incepand cu 01.07.2007. Astfel orice consumator de energie electrica isi poate alege furnizorul si negocia cu acesta tariful energiei electrice, exceptie facand consumatorii care aleg sa ramana „captivi” si care au contractele de furnizare a energiei electrice incheiate cu furnizorii impliciti sau cu furnizorii de ultima optiune, la tariful reglementat prin Ordinul ANRE nr. 66/2008 sau prin Ordinul ANRE nr. 134/2008, in functie de tipul consumatorului.
    Precizam ca toate Ordinele ANRE mentionate mai sus pot fi accesate pe pagina de Internet a Autoritatii.

    Cu stima,
    ANRE

    09-09-24 11:31:29
    Buna ziua,

    numele meu este Petre Gurita si impreuna cu 2 nemti si 2 romani am infiintat firma proderom srl cu care dezvoltam in Romania proiecte eoliene si de producere a biogasului.

    In numele investitorilor nostri austrieci va rugam sa ne raspundeti daca in cazul injectarii directe a biogazului in reteaua nationala beneficiem de avantajele cazului in care am transforma biogazul in energie electrica si anume 3 certificate verzi plus 132 ron pe 1MW.

    Va multumesc anticipat,

    Petre Gurita München;24.09.2009

    2009-10-13 :
     Stimate domnule Gurita,
    In primul rand, dorim sa facem cateva precizari in privinta masurilor de sprijin prevazute de Legea nr. 220/2008, si anume: aceste masuri de sprijin ar putea fi considerate masuri de natura ajutorului de stat si, conform  prevederilor legislative comunitare si ale Ordonantei de urgenta a Guvernului nr. 117/2006 (art. 3), ajutorul de stat nou, supus obligatiei de notificare, nu poate fi acordat decat dupa avizarea/autorizarea acestuia de catre autoritatile nationale competente, respectiv Comisia Europeana.
    Ca urmare, masurile de sprijin prevazute in Legea nr. 220/2008 nu pot fi puse in aplicare inaintea emiterii, de catre Comisia Europeana, a unei decizii de autorizare/avizare. Pana atunci, sistemul de promovare a producerii de energie electrica din surse regenerabile aplicabil este cel stabilit prin Hotararea de Guvern nr. 1892/2004, cu modificarile si completarile ulterioare. Conform prevederilor acestei HG (cu modificarile si completarile ulterioare), biogazul nu se regaseste printre sursele de energie regenerabile care beneficiazã de sistemul de promovare prin certificate verzi.
    In prezent, energia electrica produsa din biogaz poate fi vanduta de producator:
                  a). fie prin contracte bilaterale negociate, incheiate cu un furnizor sau cu un consumator de energie electrica, la pret negociat intre parti;
                   b). fie pe piata pentru ziua urmatoare (PZU), la pretul stabilit pe aceasta piata;
                  c). fie prin contract reglementat, in baza unei solicitari inaintate ANRE, la pretul stabilit pe baza Metodologiei de stabilire a preturilor ºi a cantitatilor de energie electrica vandute de producatori pe baza de contracte reglementate si a preturilor pentru energia electrica livrata din centrale cu grupuri de cogenerare, aprobata prin Ordinul ANRE nr. 57/2008
    2009-08-19 08:57:57
    Buna ziua,
    Care sunt conditiile in care o persoana fizica detinatoare de surse de energie regenerabila (solara-eoliana) poate debita in SEN o parte din energia obtinuta.
    Exista o astfel de reglementare?
    Sau exista posibilitatea ca sa poata debita in perioade de varf si sa consume din SEN in perioade de gol de varf (de exemplu noaptea) avand un contract de tip – diferentiat noapte -zi?
    Va multumesc anticipat
     
    2009-08-26 :
     Stimate domnule Clisu,
    In prezent regulile de comercializare a energiei electrice produsa din surse regenerabile de energie si livrata in retelele electrice din capacitati de productie detinute de un consumator de energie electrica persoana fizica sunt cele aplicate oricarui producator de energie electrica care are locuri proprii de consum, conform prevederilor Ordinului ANRE nr. 33/2005 pentru  aprobarea  Procedurii privind alimentarea cu energie electrica a locurilor de consum apartinand  furnizorilor,  producatorilor,  autoproducatorilor si CN Transelectrica SA.
     Dorim, insa, sa va informam ca ANRE are in vedere o simplificare a acestor reguli si, in acest sens, a elaborat, in baza prevederilor articolului 14, alin. (3) din Legea nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie, proiectul de reglementare intitulat Regulament privind preluarea surplusului de energie electrica produsa de consumatorii – producatori de energie electrica din surse regenerabile de energie. Documentul se afla, in prezent, in faza de document de discutie si poate fi consultat la pagina noastra de internet http://www.anre.ro, domeniul Energie electrica, categoria Legislatie, sectiunea Documente de discutie EE, rubrica Proceduri operationale/Reg comerciale sau prin accesarea directa a linkului de mai sus. Pe de alta parte, si varianta pe care ne-o propuneti este posibila, in conditiile unui contract bilateral negociat incheiat cu furnizorul dumneavoastra de de energie electrica.

    Vanzari si inchirieri de terenuri pentru Parcuri Eoliene

    22/02/2010

    SGC 2002  Avand in vedere ca pa blog utilizatorii oferteaza terenuri pentru vanzare/inchiriere pentru infiintarea de parcuri eoliene m-am gandit sa pun la dispozitia celor interesati acest spatiu. Cine stie poate se vor intalni cererea si oferta!

    Citeste si: 

    Proiecte de ferme eoliene in judetul Constanta    

    Va doresc succes!

    ing Glont Ionut: Dispozitiv de orientare a turbinelor eoliene de mari dimensiuni (4/4)

    01/08/2009

    poza

    Recent am avut ocazia sa citesc lucarea de diploma a dlui inginer Glont Aurelian Ionut abolvent 2009 al facultatii de Inginerie “Hermann Oberth” din Sibiu specializarea Calculatoare si Tehnica Informatiei. Am fost placut impresionat de calitatea lucarii. Consider ca si Dv veti aprecia la fel de bine acesta lucare. Am convingerea ca Dl inginer Glont Aurelian Ionut are un potential tehnic foarte bun si va face o cariera stralucita in automatizari industriale

    Pentru cei interesati de o colaborare cu Dl inginer Glont Aurelian Ionut atasez  CV-Glont-Aurelian-Ionut si o Scrisoare de intentie Glont Aurelian Ionut 28.07.2009.

    Simularea funcţionării dispozitivului

    Simularea funcţionarii dispozitivului se face cu Active – HDL Sim din pachetul

    Warp5.1. Se parcurg următoarele etape:

    1. Start Programs => Warp5.1 => Active – HDL Sim Se activează programul

    Active – HDL Sim

    1. File => New Waveform – Se deschide un nou Waveform (unde este vizualizată

    simularea)

    1. File => Open VHDL => …/vhd/turbina.vhd – Se deschide fişierul ce conţine

    codul sursă al programului şi care va fi simulate.

    1. Simulation => Initialize – Se iniţializează simularea
    2. Waveform => Add Signals => Name => t => Add

    Waveform => Add Signals => Name => g => Add

    Waveform => Add Signals => Name => p => Add

    Waveform => Add Signals => Name => clk => Add

    Waveform => Add Signals => Name => init => Add

    Waveform => Add Signals => Name => start => Add

    Waveform => Add Signals => Name => k1 => Add

    Waveform => Add Signals => Name => k2 => Add

    Waveform => Add Signals => Name => m0 => Add

    Waveform => Add Signals => Name => m1 => Add

    Se definesc semnalele de intrare: t,g, p, clk, init, start, k1, k2 şi semnalele de ieşire: m0 şi m1.

    1. Se configurează semnalele de intrare ca stimuli (generatoare de semnal) în

    vederea simulării astfel:

    –         selectăm semnalul t. Executăm click–dreapta pe el şi selectăm opţiunea Stimulators. Stimulators type => Value şi în casuţa care va apărea se introduce de la tastatura un numar pe 9 biti ce va fi valoarea lui t. Valoarea în zecimal a numărului introdus nu trebuie să depaşească 360.

    –         analog pentru semnalul g

    –         selectăm semnalul p. Executăm click–dreapta pe el şi selectăm opţiunea Stimulators. Stimulators type => Clock după care introducem frecvenţa dorită în casuţa Frequency. Important pentru buna funcţionare a programului ca frecvenţa lui p să fie întotdeauna mai mică decât frecvenţa de clock clk a automatului.

    –         analog pentru semnalul clk

    –         selectăm semnalul init. Executăm click–dreapta pe el şi selectăm opţiunea Stimulators. Stimulators type => Formula => enter formula.  Rubrica enter formula se completează astfel: <value> <time>, <value> <time>,…,<value> <time>. “Value” reprezintă valoarea logică şi poate fi 0 sau 1. “Time” reprezintă momentul de timp în care stimulul îşi schimbă valoarea (unitatea de măsură este picosecunda).

    –         analog pentru semnalul start

    –         selectăm semnalul k1. Executăm aceleaşi operaţii ca în cazul semnalelor t şi g iar în câmpul unde trebuie introdusă valoarea se tastează un număr pe 9 biţi care în zecimal reprezintă valoarea 180.

    –         analog pentru k2 numai că valoarea introdusă în binar va fi 360.

    1. Simulation => Run until => valoarea dorită (în ns).

    Se simulează funcţionarea programului stabilind durata de simulare la o valoare       care să permită desfaşurarea tuturor transformărilor din circuit ale semnalelor.

    8.  Se analizează semnalele de ieşire m0 şi m1 verificând funcţionarea corectă a programului. La analiza cronogramelor se va ţine cont de timpul de propagare al semnalelor prin circuit.

    Pentru a evidenţia funcţionarea corectă a programului o să luăm în considerare cateva situatii ce ar putea rezona cu realitatea. Astfel, vom lua în considerare mai multe valori pentru poziţia iniţială a turbinei şi pentru poziţia giruetei, mai multe valori ale frecvenţei de clock a circuitului şi frecvenţei semnalului de la traductorul de poziţie p, k1 şi k2 vor avea valori fixe de 180 respectiv 360 şi mai multe formule (de tipul <value> <time>, <value> <time>,…,<value> <time>) pentru  semnalele init şi start.

    Situaţia 1

    Figura 23 - Situatia 1

    Figura 23

    Valorile semnalelor de intrare:

    –         t = 290. În binar t = 100100010

    –         g = 310. În binar g = 100110110

    –         p – semnal de tip clock cu frecvenţa de 10 Mhz

    –         clk – semnal de tip clock cu frecvenţa de 20 Mhz

    –         init – 1 0,0 100000

    –         start – 0 0,1 125000,0 250000

    –         k1 = 180. în binar k1 = 010110100

    –         k2 = 360. în binar k2 = 101101000

    Turbina va trebui să se mişte în acest caz spre dreapta cu 20 de grade deci m0 va trebui sa aibă valoarea 1 timp de 20 de tacte ale semnalului p iar m1 sa fie 0 pe tot parcursul simulării conform figurii 24.

    Figura 24 - Simulare 1

    Figura 24. Simulare 1

    Situaţia 2

    Figura 25 - Situatia 2

    Figura 25

    Valorile semnalelor de intrare:

    –         t = 160. În binar t = 010100000

    –         g = 145. În binar g = 010010001

    –         p – semnal de tip clock cu frecvenţa de 10 Mhz

    –         clk – semnal de tip clock cu frecvenţa de 20 Mhz

    –         init – 1 0,0 100000

    –         start – 0 0,1 125000,0 250000

    –         k1 = 180. în binar k1 = 010110100

    –         k2 = 360. în binar k2 = 101101000

    Turbina va trebui să se mişte în acest caz spre dreapta cu 15 de grade deci m1 va trebui să aibă valoarea 1 timp de 15 de tacte ale semnalului p iar m1 să fie 0 pe tot parcursul simulării conform figurii 26.

    Figura 26 - Simulare 2

    Figura 26. Simulare 2

    Concluzii

    Dispozitivul prezentat în această lucrare este o componentă importantă pentru funcţionarea unei  turbine eoliene de mari dimensiuni. Acesta asigură după cum am vazut exploatarea la maximum a energiei cinetice a vântului asigurând astfel o utilizare cât mai eficienta a turbinei eoliene.

    Ca şi rezultate acest dispozitiv prezintă o logică de ieşire ce va constitui intrarea într-un element de execuţie care la rândul său va comanda motorul ce va roti turbina spre direcţia arătată de giruetă. În ce constă această logică de ieşire? Logica de ieşire este după cum am observat anterior o ieşire pe doi biţi (m1,m0) care va furniza elementului de execuţie şi apoi motorului turbinei informaţii cu privire la direcţia de deplasare a turbinei. Astfel dacă la ieşire vom avea “10” turbina se va deplasa la stânga, pentru “10” turbina se va deplasa la dreapta iar pentru “00” turbina nu se va mişca acest fapt însemnând că poziţiile giruetei şi ale turbinei coincid sau nu există o diferenţă foarte mare între ele.

    Elementul de execuţie este un convertor electric de putere care acţionează după cum am mai spus asupra motorului ce orientează turbina eoliană şi caracteristile acestuia sunt atât în funcţie de tipul de motor folosit cât şi de puterea acestuia. Ca şi tipuri de motoare pot fi folosite atât motoare de curent continuu cât şi motoare asincrone. Funcţionarea elementului de execuţie şi a motorului nu au făcut obiectul acestei lucrări şi nu s-a insistat asupra lor, însa pot fi luate în considerare ca posibile dezvoltări ulterioare ale acestei lucrări.

    Partea cea mai dificilă a acestui proiect a fost nu cum s-ar crede iniţial programarea într-un limbaj de nivel inalt al dispozitivului ci proiectarea lui. Proiectarea constă din conceperea întregului ansamblu care va generea ieşirea dorită în funcţie de valorile de intrare, valori de intrare ce reprezintă valorile în grade ale poziţiei giruetei respectiv a turbinei. Cu alte cuvinte plecând de la cele două valori de intrare a trebuit construit un întreg ansamblu format din blocuri logice care să genereze o ieşire care să acţioneze corect asupra motorului turbinei. Conceptul şi gândirea acestui ansamblu au facut obiectul celei mai dificile părti al acestei lucrări.

    Dezvoltări ulterioare ale proiectului ar putea fi proiectarea după cum am menţionat şi mai sus a unui element de execuţie, unitate logică în care intră ieşirea dispozitivului. Proiectarea unui dispozitiv de frânare a turbinei atunci când a ajuns în poziţia dorită poate face obiectul unei alte dezvoltări ale proiectului.

    Ca şi performanţe ale cipului folosit pentru implementarea circuitului putem mentţiona următoarele lucruri: din 512 funcţii logice (macrocelule) avute la dispoziţie au fost folosite la compilare numai 106 rezultând un grad de utilizare al cipului de aproximativ 21%; frecvenţa de lucru a cipului este de 17,16 Mhz ceea ce este absolut suficient pentru aplicaţia de faţă.

    Ca o ultimă concluzie trebuie precizat faptul că un astfel de ansamblu reprezintă o parte foarte importantă a unei instalaţii de turbine eoliene mai ales pentru cele de dimensiuni mari datorită faptului că realizează automat şi foarte precis deplasarea turbinei pe direcţia vântului cu cea mai mare intenistate. Dacă în cazul turbinelor de dimensiuni mici orientarea se poate face manual în cazul turbinelor foarte mari acest lucru nu este posibil. O astfel de mega turbina poate avea o  înaltime de până la 50 m iar o singură pală poate avea până la 10 m.

    ing Glont Ionut: Dispozitiv de orientare a turbinelor eoliene de mari dimensiuni (3/4)

    01/08/2009

    poza

    Recent am avut ocazia sa citesc lucarea de diploma a dlui inginer Glont Aurelian Ionut abolvent 2009 al facultatii de Inginerie “Hermann Oberth” din Sibiu specializarea Calculatoare si Tehnica Informatiei. Am fost placut impresionat de calitatea lucarii. Consider ca si Dv veti aprecia la fel de bine acesta lucare. Am convingerea ca Dl inginer Glont Aurelian Ionut are un potential tehnic foarte bun si va face o cariera stralucita in automatizari industriale

    Pentru cei interesati de o colaborare cu Dl inginer Glont Aurelian Ionut  il puteti contacta prin intermediul ferestrei de comentarii asociate acestui articol

    Structura unităţii de procesare

    Unitatea de procesare este cea mai importantă parte a circuitului de ansamblu. Ea reprezintă porţiunea din circuit în care au loc transformările valorilor de intrare cu scopul de a realiza orientarea turbinei eoliene.

    Ca şi intrări în circuit avem:

    –         a – valoare preluată de la Registrul A în care a fost stocată în prealabil valoarea emisă de traductorul de poziţie unghiulară al turbinei – a este o valoare pe 9 biţi pentru a putea acoperi întreg intervalul [0,360].

    –         b – valoare preluată de la Registrul B în care a fost stocată în prealabil valoarea emisă de traductorul de poziţie unghiulară al giruetei – b este o valoare pe 9 biţi pentru a putea acoperi întreg intervalul [0,360].

    La ieşire vom avea:

    –         f – valoarea cu care va trebui sa se miste turbina pentru a se orienta pe directia vantului – deasemenea valoare pe 9 biti pentru a putea acoperi intreg intrvalul [0,360].

    –         sens –  va fi o valoare pe 2 biti ce va reprezenta logica de sens a circuitului şi anume directia în care se va deplasa turbina: stanga, dreapta sau stop.

    Figura 7 – Structura Unitatii de Procesare

    Figura 7 – Structura Unitatii de Procesare(se afla in directorul cu figuri)

    Exemplificăm în continuare transformările valorilor de intrare pe parcursul întregii unităţi de procesare pentru o înţelegere cât mai bună a funcţionării acesteia.

    După cum am precizat anterior valorile a – reprezentând poziţia unghiulară a turbinei şi b – reprezentând poziţia unghiulară a giruetei reprezintă valorile de intrare ale acestui circuit. Ne dorim să aflăm valoarea cu care se va misca turbina  spre direcţia vântului cu intensitate maximă şi sensul în care aceasta se va roti.

    Paşii ce trebuie urmaţi pentru realizarea obiectivului:

    1. Sunt comparate valorile a şi b cu ajutorul unui comparator ce va avea la ieşire o valoare pe 2 biţi c1. În urma comparării c1 va lua valorile:

    – 10 , când a>b

    – 11 , când a=b

    – 01 , când a<b

    2. Se calculează valoarea diferenţei dintre a şi b în modul. Pentru aceasta este nevoie de un dispozitiv de scădere şi de două multiplexoare care vor stabili care dintre valorile a şi b vor fi puse pe intrarea cu plus a scăzătorului şi care valoare dintre valorile a şi b vor fi puse pe intrarea cu minus a scăzătorului. Valoarea diferenţei va fi preluată de variabila m – care este ieşirea scăzătorului deasemenea pe 9 biţi pentru a acoperi întreg intervalul .

    Multiplexoarele vor fi comandate de valoarea c1(1) calculată la pasul anterior. Astfel c1(1) va putea lua valorile 1 sau 0.  Rezulta deci două cazuri:

    –         când c1(1)=1 observăm că a>b deci Multiplexorul 1 va selecta valoarea a ca fiind pe intrarea cu plus a scăzătorului şi Multiplexorul 2 va selecta valoarea b ca fiind valoarea pe intrarea cu minus a  scăzătorului.

    –         când c1(1)=0 observăm că a<b deci Multiplexorul 1 va selecta valoarea b ca fiind pe intrarea cu plus a scăzătorului şi Multiplexorul 2 va selecta valoarea a ca fiind valoarea pe intrarea cu minus a scăzătorului.

    3. Este comparată valoarea m calculată la pasul anterior cu 180 cu ajutorul unui comparator. La ieşire vom avea o valoare pe un singur bit c2 astfel că:

    – c2=0 , când m ≤ 180

    – c2=1 , când m > 180

    4. Se calculează diferenţa dintre 360 şi valoarea m calculată la pasul 2 cu ajutorul unui scăzător. Ieşirea acestuia va fi km şi va fi tot o valoare pe 9 biţi pentru a acoperi întreg intervalul [0,360].

    5. Conform principiului de elaborare a comenzilor dacă:

    m ≤ 180 , atunci valoarea de ieşire f a unităţii de procesare ia valoarea lui m.

    m > 180 , atunci valoarea de ieşire f a unităţii de procesare ia valoarea lui km calculat la pasul 4.

    Selecţia lui f se face cu ajutorul Multiplexorului 3 comandat de c2 obţinut la pasul 3. Astfel că:

    –         dacă c2=0 atunci f = m – unde m reprezintă în acest caz cel mai scurt drum pe care trebuie să-l parcurgă turbina până pe direcţia vântului cu cea mai mare intensitate.

    –         dacă c2=1 atunci f = km – unde km reprezintă în acest caz cel mai scurt drum pe care trebuie să-l parcurgă turbina până pe direcţia vântului cu cea mai mare intensitate.

    6. Este generată logica de sens cu ajutorul semnalelor c1 calculat la pasul 1 şi c2 calculat la pasul 3. Astfel că:

    c1 c2 sens
    10 0 10      Stânga
    11 0 00      Stop
    01 0 01      Dreapta
    10 1 01      Dreapta
    01 1 10      Stânga

    Deci putem concluziona că dacă:

    –         sens = 10 turbina se va mişca la stanga

    –         sens = 01 turbina se va mişca la dreapta

    –         sens = 11 turbina nu se va mişca

    Descrierea blocurilor funcţionale

    Un bloc funcţional reprezintă o anumită componentă dintr-un circuit care îndeplineşte o anumită funcţie. În cazul circuitului nostru au fost folosite următoarele blocuri funcţionale:

    1. Registru
    2. Comparator
    3. Multiplexor
    4. Scăzător
    5. Numărător
    6. Poarta Logică ŞI
    7. Logica de sens

    1. Registru – rolul acestuia este de a memora informaţie. În circuitul nostru avem regiştrii de intrare ce memorează datele iniţiale (Reg_a şi Reg_b), regiştrii intermediari ce memorează date intermediare (Reg_sens, Reg_f) şi regiştrii de ieşire ce memorează datele finale (Reg_m). Fiecare astfel de registru are o intrare de Load şi una de Reset. Când comanda Load este activată are loc încărcarea în registru a informaţiei dorite iar când comanda Reset este activată are loc punerea pe 0 a ieşirii registrului. Cele două comenzi sunt date de ieşirile automatului.

    Figura 8 – Reprezentare registru

    Figura 8 – Reprezentare registru

    Descrierea în VHDL a unui Registru:

    entity registru is

    port

    (t:in std_logic_vector(8 downto 0);        //valoarea ce trebuie memorată în registru

    load,reset:in  std_logic;                         //semnale ce vin de la automat load sau reset

    a:out std_logic_vector(8 downto 0));   //valoarea de ieşire din registru

    end registru;

    architecture arch_registru of registru is

    begin

    proc_registru : process(reset,load)           //procesul este senzitiv la reset şi la load

    begin

    if  reset=’1′ then  a <=”000000000″;         //dacă reset=1 atunci val de ieşire este pusă pe 0

    elsif  load=’1′ then  a <= t;                        //dacă load=1 punem val. de la intrare la ieşire

    end if;

    end process proc_registru;

    end arch_registru;

    Figura 9. Simulare registru

    Figura 9. Simularea unui registru

    După cum observăm în Figura 9 valoarea t de intrare ce trebuie memorată este reprezentată în hexazecimal. Semnalul Reset este activat dupa cum se vede încă de la startul simulării. Am declarat mai multe valori ale lui t pentru a se observa cum funcţioneaza acest registru.  Semnalul Load este semnal de tip clock şi după cum se poate vedea pe fiecare impuls al semnalului clock are loc memorarea datei de intrare la ieşire.

    2. Comparator – rolul unui comparator aşa cum îi şi spune numele este de a compara două valori. La ieşire un comparator poate avea o valoare pe un bit sau mai multi biţi în funcţie de cerinţele problemei.

    Să presupunem că avem de comparat două numere a şi b care sunt datele de intrare în comparator. Ieşirea o notăm cu c.

    Dacă ieşirea c este pe un bit putem avem cazurile:

    – dacă a ≠ b atunci c=1

    – dacă a = b atunci c=0

    Dacă ieşirea c este pe doi biţi putem avem cazurile:

    – dacă a > b atunci c=00

    – dacă a > b atunci c=01

    – dacă a = b atunci c=10

    Figura 10. Reprezentare comparator cu două intrări şi o ieşire

    Figura 10. Reprezentarea unui comparator cu două intrări şi o ieşire

    Descrierea în VHDL a unui Comparator:

    entity comparator is

    port

    (a,b:in std_logic_vector(8 downto 0);

    c: out std_logic);

    end comparator;

    architecture arch_comparator of comparator is

    begin

    c<=’0′ when (a=b) else

    ‘1’;

    end arch_comparator;

    Analog se scrie codul şi pentru comparatorul ce are ieşirea pe doi biţi.

    Dacă valorile de intrare sunt diferite observăm în Figura 11 că iesirea c are valoarea 1.

    Figura 11. Simulare comparator cu valori de intrare diferite

    Figura 11. Simularea unui comparator cu valori de intrare diferite

    Dacă valorile de intrare sunt egale observăm în Figura 12 că iesirea c are valoarea 0.

    Figura 12. Simulare comparator cu valori de intrare egale

    Figura 12. Simularea unui comparator cu valori de intrare egale

    3. Multiplexor – rolul unui multiplexor este acela de a selecta o ieşire din n intrări. Selecţia liniei de ieşire se face cu ajutorul unor semnale de control. Semnalul de ieşire este reprezentat pe atâţia biţi câţi sunt necesari pentru a acoperi numărul de intrări ale multiplexorului. De exemplu dacă n = 2 selectorul este pe 1 bit, dacă n = 5 selectorul este pe 3 biţi etc.

    Figura 13. Reprezentare multiplexor

    Figura 13. Reprezentarea unui multiplexor

    În acest caz avem două intrări deci selectorul va fi pe un singur bit. Dacă selectorul este 1 la ieşire va fi adusă valoarea a iar dacă selectorul este 0 la ieşire va fi adusă valoarea b.

    Descrierea în VHDL a unui Multiplexor:

    entity multiplexor is

    port

    (a,b : in std_logic_vector(8 downto 0);     //intrările dintre care se va alege ieşirea

    rez : out std_logic_vector(8 downto 0);   //ieşirea

    sel : în std_logic);                                      //selectorul

    end multiplexor;

    architecture arch_multiplexor of multiplexor is

    begin

    rez <= a when  sel = ‘1’  else               //dacă selectorul este 1 atunci ieşirea este a

    b;                                             //în caz contrar ieşirea este b

    end arch_multiplexor;

    Figura 14. Simulare multiplexor

    Figura 14. Simularea unui multiplexor

    În Figura 14 avem confirmarea celor spuse anterior. Observăm că atunci când  selectorul sel se află pe 0 atunci la ieşire avem valoarea lui b. Când selectorul se află pe 1 atunci la ieşire avem valoarea lui a.

    4. Scăzător – după cum îi spune şi numele acest bloc funcţional realizează diferenţa dintre două numere. Un astfel de dispozitiv are două intrări: o intrare “+” pe care se aplică cea mai mare dintre cele două valori care se doresc a fi scăzute şi o intrare “-“ pe care se aplică cea mai mică dintre cele două valori câte se doresc a fi scăzute. În majoritatea cazurilor potrivirea celor două valori la intrarea potrivită se face cu ajutorul multiplexoarelor.

    Figura 15. Reprezentare scăzător

    Figura 15. Reprezentarea unui Scăzător

    Descrierea în VHDL a unui Multiplexor:

    entity scazator is

    port

    (a,b : in  std_logic_vector(8 downto 0);           //valorile care se doresc a fi scăzute

    rez : out std_logic_vector(8 downto 0));        //rezultatul scăderii

    end scazator;

    architecture arch_scazator of scazator is

    begin

    rez <= a – b ;                                                 //operaţia de scădere

    end arch_scazator;

    Figura 16. Simulare scăzător

    Figura 16. Simularea unui Scăzător

    După cum se vede în Figura 16 scăderea dintre a şi b s-a efectuat cu success. Numerele sunt reprezentate în hexazecimal.

    5. Numărător – după cum îi spune şi numele acest dispozitiv are rolul de a număra impulsuri. În cazul nostru are rolul de a număra impulsuri clk. Această numărare se poate face atât pe frontul crescător al semnalului cât şi pe frontul descrescător al semnalului. În majoritatea cazurilor numărătoarele trebuie resetate înainte de a putea începe o numărătoare. Intrarea într-un astfel de numărator este de tip clock. Ieşirea trebuie declarată de tip buffer pentru a realiza reacţia internă.

    Figura 17. Reprezentare numărător

    Figura 17. Reprezentarea unui Numărător

    Descrierea în VHDL a unui Numărător:

    entity numarator is

    port

    (a: in std_logic;                                                     //semnalul de intrare

    reset: in std_logic;                                               //semnalul de reset

    rez: buffer std_logic_vector(8 downto 0));    //semnalul de ieşire–rezultatul numărării

    end numarator;

    architecture arch_numarator of numarator is

    begin

    proc_numarator: process(a)                      //procesul este senzitiv la semnalul de intrare

    begin

    if rising_edge(a) then                              //testăm dacă suntem pe frontul crescător

    if reset=’1′ then rez<=”000000000″;    //testăm semnalul de reset

    else rez<=rez+1;          //efectuăm incrementarea

    end if;

    end if;

    end process proc_numarator;

    end arch_numarator;

    Figura 18. Simulare numărător

    Figura 18. Simularea unui Numărător

    Semnalul a fost ales semnal de tip clock de frecvenţa 20 Mhz. Semnalul de reset se aplică chiar la începutul simulării pentru a aduce valoarea de ieşire pe 0. Observăm că pe fiecare front crescător al semnalului de intrare avem o incrementare a valorii de ieşire în cazul nostru 4 fronturi crescătoare.

    6. Poarta Logica ŞI – după cum îi spune şi numele realizează ŞI logic între două semnale de intrare.

    Tabel de adevăr ŞI Logic

    a b a AND b
    0 0 0
    0 1 0
    1 0 0
    1 1 1

    Figura 19. Reprezentare Poarta Logica SI

    Figura 19. Reprezentarea unei Porţi Logice ŞI

    Descrierea în VHDL a unei Porţi ŞI:

    entity si is

    port

    (a,b : in  std_logic;                                //semnalele de intrare

    rez: out std_logic);                               //semnalul de ieşire

    end si;

    architecture arch_si of si is

    begin

    rez<= a and b;                 //realizarea operatiei ŞI între cele două semnale de intrare

    end arch_si;

    Figura 20. Simulare Poarta Logica SI

    Figura 20. Simularea unei Porţi Logice ŞI

    Semnalele de intrare au fost alese de tip clock unul cu frecvenţa de 15 Mhz şi unul de frecvenţa 5 Mhz pentru a putea observa cât mai bine rezultatul. Observăm că semnalul de ieşire este 1 numai când cele două semnale de intrare sunt 1.

    7. Logica de Sens – este un bloc funcţional care generează o ieşire pe 2 biţi în funcţie de două intrări: o intrare a pe doi biţi şi o intrare b pe un singur bit. Ieşirea reprezintă codificat direcţia unde se va deplasa turbina – stânga, dreapta sau stop.

    a b sens
    10 0 10      Stânga
    11 0 00      Stop
    01 0 01      Dreapta
    10 1 01      Dreapta
    01 1 10      Stânga

    Figura 21. Reprezentare Logica de Sens

    Figura 21. Reprezentarea Logicii de Sens

    Descrierea în VHDL a blocului funcţional Logica de Sens:

    entity logica is

    port

    ( a : in  std_logic_vector (1 downto 0);              //intarea pe 2 biţi

    b : in  std_logic;                                                //intrarea pe un bit

    sens : out std_logic_vector (1 downto 0));       //iesirea pe 2 biţi

    end logica;

    architecture arch_logica of logica is

    begin

    sens<=”10″ when (a=”10″ AND b=’0′) else              //descrierea logicii de sens cu

    „00” when (a=”11″ AND b=’0′) else              // structura when – else

    „01” when (a=”01″ AND b=’0′) else

    „01” when (a=”10″ AND b=’1′) else

    „10”;

    end arch_logica;

    Figura 22. Simulare Logica de Sens

    Figura 22. Simularea Logicii de Sens

    Observăm în Figura 22 că având intrarea a = “01” şi b = “0” obţinem ieşirea sens = “01” adică turbina se va deplasa spre dreapta conform tabelului.

    Descrierea în VHDL a ansamblului

    Punând la un loc tot ce am precizat pâna acum, obţinem întregul circuit ce va comanda orientarea turbinei pe direcţia vântului cu intensitatea cea mai mare. Descrierea întregului circuit este facută în limbajul VHDL (Very High Integrated Circuits Hardware Description Language).

    Prezentăm în continuare codul sursă al dispozitivului de orientare a turbinelor eoliene în limbajul VHDL.

    library ieee;                                                           //apelarea bibliotecilor necesare compilării

    use ieee.std_logic_1164.all;                          //circuitului descris

    use work.std_arith.all;                                 //apelarea bibliotecii aritmetice

    entity turbina is                                         //declararea entităţii turbinei

    port                                                                             //definirea portului

    (t,g,k1,k2: in std_logic_vector (8 downto 0);       //semnale de intrare

    p : in std_logic;                                             //semnale de intrare

    clk,start,init: in std_logic;                                //semnale de intrare

    m0,m1: out std_logic);

    end turbina;

    architecture arch_turbina of turbina is                                //definirea arhitecturii turbinei

    signal a,b,aa,bb,f,ff,pp,m,km: std_logic_vector (8 downto 0); //semnale interne pe 9 biţi

    signal sens,c1,ss: std_logic_vector(1 downto 0);                     //semnale interne pe 2 biţi

    signal r0,r1,c2,c3,reset,resetn,load,loads,loadm: std_logic;    //semnale interne pe 1 bit

    signal y: std_logic_vector(1 to 5);                                          //semale interne pe 5 biţi

    type STARE is (s0,s1,s2,s3,s4,s5,s6,s7);                           //definirea stărilor automatului

    signal s: STARE;                                                               //definirea tipului stărilor

    begin

    –Descriere Registru a

    registru_a : process(reset,load)                        //procesul este senzitiv la reset şi load

    begin

    if  reset=’1′ then  a <=”000000000″;    //se resetează ieşirea (se pune pe 0)

    elsif  load=’1′ then  a <= t;             //se încarcă valoarea la ieşire

    end if;

    end process registru_a;

    –Descriere Registru b

    registru_b : process(reset,load)                            //process senzitiv la reset şi load

    begin

    if  reset=’1′ then  b <=”000000000″;   //se resetează ieşirea (se pune pe 0)

    elsif  load=’1′ then  b <= g;             //se încarcă valoarea la ieşire

    end if;

    end process registru_b;

    –Descriere Comparator ab

    c1<=”10″ when (a>b) else           //condiţia pentru a > b

    „11” when (a=b) else           //condiţia pentru a = b

    „01”;                                    //condiţia pentru alte cazuri

    –Descriere Multiplexor 1

    aa <= a when  c1(1) = ‘1’  else      //daca selectorul este 1 incarcam pe a

    b;                                         //in caz contrar incarcam pe b

    –Descriere Multiplexor 2

    bb <= b when  c1(1) = ‘1’  else     //dacă selectorul este 1 încărcăm pe b

    a;                                        //în caz contrar încărcăm pe a

    –Descriere Scăzător aa_bb

    m <= aa – bb;                               //realizarea operaţiei de scădere între cei doi operanzi

    –Descriere Comparator 180

    c2<=’1′ when (m>k1) else           //ieşirea este 1 când valoarea este > 180

    ‘0’;                                       //ieşirea este 0 când valoarea este < 180

    –Descriere Scăzător k2_m

    km <= k2 – m;                             //realizarea operaţiei de scădere între cei doi operanzi

    –Descriere Multiplexor 3

    f <= km when  c2 = ‘1’  else                 //dacă selectorul este 1 încărcăm pe km

    m;                                                 //dacă selectorul este 0 încărcăm pe m

    –Descriere Logica de sens

    sens<=”10″ when (c1=”10″ AND c2=’0′) else      //elaborarea comenzilor

    „00” when (c1=”11″ AND c2=’0′) else

    „01” when (c1=”01″ AND c2=’0′) else

    „01” when (c1=”10″ AND c2=’1′) else

    „10”;

    –Descriere Registru sens

    registru_sens : process(reset,loads)                   //process senzitiv la reset şi load

    begin

    if  reset=’1′ then  ss <=”00″;           //se resetează ieşirea (se pune pe 0)

    elsif  loads=’1′ then  ss <= sens;   //se încarcă valoarea dorită la ieşire

    end if;

    end process registru_sens;

    –Descriere Registru f

    registru_f : process(reset,loads)                            //process senzitiv la reset şi load

    begin

    if  reset=’1′ then  ff <=”000000000″;   //se resetează ieşirea (se pune pe 0)

    elsif  loads=’1′ then  ff <= f;            //se încarcă valoarea dorită la ieşire

    end if;

    end process registru_f;

    –Descriere Numarator

    numarare:process(resetn,p)                                     //process senzitiv la resetn şi p

    begin

    if resetn=’1′ then pp<=”000000000″;               //se resetează ieşirea (se pune pe 0)

    elsif rising_edge(p) then pp<=pp+1;           //pe frontul crescător al clock-ului are

    end if;                                                            //loc incrementarea ieşirii

    end process numarare;

    –Descriere Comparator 180

    c3<=’0′ when (pp=ff) else             //ieşirea este 0 când valorile sunt egale

    ‘1’;                                         //ieşirea este 1 când valorile sunt diferite

    –Descriere Poarta ŞI 1

    r0<= ss(0) and c3;                        //ŞI_Logic

    –Descriere Poarta ŞI 2

    r1<= ss(1) and c3;                        //ŞI_Logic

    –Descriere Registru m

    registru_m : process(reset,loadm)              //process senzitiv la reset şi loadm

    begin

    if  reset=’1′ then m0<=’0′;                 //resetarea ieşirilor (punerea pe 0 a acestora)

    m1<=’0′;

    elsif  loadm=’1′ then m0<=r0;    //încărcarea valorilor la cele două ieşiri

    m1<=r1;

    end if;

    end process registru_m;

    –Descriere AUTOMAT

    automat: process(start,init,clk)               //process senzitiv la start,init şi clk

    begin

    if  init = ‘1’  then  s<= s0 ;                       //iniţializarea automatului

    elsif  clk’event and clk = ‘1’ then     //testarea frontului crescător al clk

    case  s  is                                   //stabilirea legăturilor între stări

    when s0=> if start=’1’then s<=s1;

    end if;

    when s1=> s<=s2;

    when s2=> s<=s3;

    when s3=> s<=s4;

    when s4=> if ss=”00″ then s<=s1;

    else s<=s5;

    end if;

    when s5=> s<=s6;

    when s6=> if c3=’1′ then s<=s6;

    else s<=s7;

    end if;

    when s7=>s<=s0;

    end case;

    end if;

    end process automat;

    with s select                                //atribuirea de valori variabilelor de stare

    y<=”10100″ when s0,

    „00000” when s1|s6,

    „01000” when s2,

    „00100” when s3,

    „00010” when s4,

    „00001” when others;

    –Conexiuni interne

    reset<=y(1);          //atribuirea fiecărui bit al variabilei de stare unei anumite comenzi

    load<=y(2);          //dacă bitul este 1 comanda este activă

    resetn<=y(3);      //dacă bitul este 0 comanda este inactivă

    loads<=y(4);

    loadm<=y(5);

    end arch_turbina;

    ing Glont Ionut: Dispozitiv de orientare a turbinelor eoliene de mari dimensiuni (2/4)

    01/08/2009

    poza

    Recent am avut ocazia sa citesc lucarea de diploma a dlui inginer Glont Aurelian Ionut abolvent 2009 al facultatii de Inginerie “Hermann Oberth” din Sibiu specializarea Calculatoare si Tehnica Informatiei. Am fost placut impresionat de calitatea lucarii. Consider ca si Dv veti aprecia la fel de bine acesta lucare. Am convingerea ca Dl inginer Glont Aurelian Ionut are un potential tehnic foarte bun si va face o cariera stralucita in automatizari industriale

    Pentru cei interesati de o colaborare cu Dl inginer Glont Aurelian Ionut puteti sa il contactati prin intermediul ferestrei de comantarii asociate acestui articol

    Schema bloc de ansamblu

     

     

    Ansamblul reprezintă practic întregul circuit ce coordonează funcţionarea dispozitivului de orientare a turbinei. El cuprinde pe lângă unitatea de procesare automatul ce va comanda întreg circuitul şi în plus câteva blocuri funcţionale necesare funcţionării corecte a dispozitivului.

    Ansamblul are următoarele intrări:

    –         t – valoarea emisă de traductorul de poziţie unghiulară a turbinei. Valoarea t este reprezentată pe 9 biţi şi este cuprinsă în intervalul [0,360].

    –         g – valoarea emisă de traductorul de poziţie unghiulară a giruetei. Valoarea g este reprezentată pe 9 biţi şi este cuprinsă în intervalul [0,360].

    –         p – valoarea emisă de senzorul de paşi. Valoarea p este reprezentată pe 1 bit.

    –         CLK – semnal de de sincronizare al stărilor automatului

    –         START – semnal provenit de la cronometru. Are rol de a porni ciclul automatului.

    –         INIT – semnal ce realizează iniţializarea asincrona a automatului.

    La ieşire ansamblul are două variabile m1 şi m2 ce constituie intrări într-un element de execuţie care la rândul său comandă motorul ce orientează turbina pe direcţia cu intensitatea vântului cea mai ridicată.

    În funcţie de valorile lui m1 şi m2 pot fi realizate următoarele comenzi:

    m1 m2 acţiune
    0 0 stop
    1 0 stânga
    0 1 dreapta

    Figura 5 - Schema bloc de ansamblu

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    Figura 5 – Schema bloc de ansamblu(in directorul cu figuri)

     

     

    Prezentăm în continuare succesiunea de transformări ale valorilor de intrare până la ieşire pentru o întelegere cât mai bună a funcţionării dispozitivului de orientare al turbinei eoliene.

    Paşii ce trebuie urmaţi pentru generarea ieşirii:

    1. Iniţial cele două valori preluate de la cele două traductoare de poziţie unghiulară ale turbinei respectiv giruetei sunt memorate în doi regiştrii de intrare Reg_t respectiv Reg_g.

    2.  Cele două valori sunt preluate apoi de semnalele interne a (preia valoarea lui t) şi b (preia valoarea lui g)  ce constituie intrările în Unitatea de Procesare.

    3.   Urmează prelucrarea valorilor a şi b în Unitatea de Procesare. La ieşire, vom avea două valori şi anume:

    sens – va fi o valoare pe 2 biţi ce va reprezenta logica de sens a circuitului şi anume direcţia în care se va deplasa turbina: stânga, dreapta sau stop.

    f – valoarea cu care va trebui să se miste turbina pentru a se orienta pe direcţia vântului – deasemenea valoare pe 9 biţi pentru a putea acoperi întreg intrvalul [0,360].

    4. Cele două valori sens şi f sunt memorate apoi în doi regiştrii intermediari şi anume Reg_sens şi Reg_f.

    5. Cele două valori sunt preluate apoi de semnalele interne ss (preia valoarea lui s) şi ff (preia valoarea lui f).

    6. În continuare cu ajutorul unui comparator valoarea ff va fi comparată succesiv cu valoarea pp provenită de la senzorul de paşi. Trebuie menţionat că p este intrare într-un numărator. Semnalul p este de tip clock astfel că pe fiecare front crescător al acestuia are loc incrementarea valorii de iesire pp a număratorului.

    Valoarea pp este comparată succesiv cu valoarea ff până când acestea devin egale. Ieşirea comparatorului c3 arată astfel:

    –         1 , dacă pp ≠ ff – turbina se află în mişcare.

    –         0 , dacă pp = ff – turbina trebuie să se oprească.

     

    7. Valoarea ss va fi divizată în ss(0) şi ss(1) acest lucru fiind posibil deoarece ss este pe doi biţi. Cele două valori ss(0) şi ss(1) vor constitui intrări în două porţi logice ŞI şi anume: ss(0) pentru poarta logicş SI_ss(0) şi ss(1) pentru poarta logică SI_ss(1). Valoarea c3 va fi deasemenea intrare pentru fiecare din cele doua porţi logice şi menţionate. Pentru o întelegere cât mai bună urmariti Figura 5 ce reprezinta Schema Bloc de Ansamblu a circuitului.

    Cum explicăm prezenţa celor două porţi logice ŞI? Foarte simplu. Atunci când c3 este 1 spunem că porţile ŞI conduc adică generează valori la ieşire pentru m0 şi m1 ce constituie intrări în elementul de execuţie ce va acţiona asupra motorului turbinei. Când c3 este 0 spunem că porţile ŞI sunt blocate deoarece orice valori ar avea ss(0) şi ss(1) ieşirea va fi 0 adică motorul turbinei nu va suferi nici o modificare de poziţie. Valoarea de la ieşirea porţii logice SI_ss(0) este r0 iar ieşirea porţii logice SI_ss(1) este r1.

    8. Cele două valori de ieşire din cele două porţi Logice ŞI r0 şi r1 sunt memorate într-un registru de ieşire Reg_m.

    9. Cele două valori memorate în registrul de ieşire Reg_m sunt preluate de valorile de ieşire ale întregului ansamblu şi anume: m0 = r0 iar m1 = r1. Cele două valori m0 şi m1 sunt intrări în Elementul de Execuţie ce comandă motorul să se deplaseze pe direcţia dorită.

    Să luăm un exemplu:

    ss = 01 => ss(0)=1 şi ss(1)=0

    ff = 90 – numărul de grade cu care trebuie să se mişte turbina

    După cum am explicat valoarea c3 va fi 1 atâta timp cât valoarea ff este diferită de pp. Valoarea pp începe numărătoarea de la 0 iar comparatorul face comparaţii succesive între ff şi pp în cazul nostru 91 de comparaţii:

    0 ≠ 90 adevărat => c3 = 1. Ieşirea porţii SI_ss(0) adică r0 va fi 1 iar ieşirea porţii SI_ss(1) adică r1 va fi 0. Cele două valori r0 şi r1 sunt furnizate mai departe ieşirilor întregului ansamblu adică m0 şi m1 şi mai departe Elementului de Execuţie ce va acţiona asupra motorului. Deci motorul turbinei se va misca spre dreapta cu un grad. Valoarea lui pp este incrementată cu 1 deci pp = 1;

    1 ≠ 90 adevărat => c3 = 1. Ieşirea porţii SI_ss(0) adică r0 va fi 1 iar ieşirea porţii SI_ss(1) adică r1 va fi 0. Cele două valori r0 şi r1 sunt furnizate mai departe ieşirilor întregului ansamblu adică m0 şi m1 şi mai departe Elementului de Execuţie ce va acţiona asupra motorului. Deci motorul turbinei se miscă spre dreapta cu încă un grad. Valoarea lui pp este incrementată cu 1 deci pp = 2.

    2 ≠ 90 adevărat => c3 = 1. Ieşirea porţii SI_ss(0) adică r0 va fi 1 iar ieşirea porţii SI_ss(1) adică r1 va fi 0. Cele două valori r0 şi r1 sunt furnizate mai departe ieşirilor întregului ansamblu adică m0 şi m1 şi mai departe Elementului de Execuţie ce va acţiona asupra motorului. Deci motorul turbinei se miscă spre dreapta cu încă un grad. Valoarea lui pp este incrementată cu 1 deci pp = 3.

    .

    .

    .

    89 ≠ 90 adevărat => c3 = 1. Ieşirea porţii SI_ss(0) adică r0 va fi 1 iar ieşirea porţii SI_ss(1) adică r1 va fi 0. Cele două valori r0 şi r1 sunt furnizate mai departe ieşirilor întregului ansamblu adică m0 şi m1 şi mai departe Elementului de Execuţie ce va actiona asupra motorului. Deci motorul turbinei se miscă spre dreapta cu încă un grad. Valoarea lui pp este incrementată cu 1 deci pp = 90.

    90 ≠ 90 fals => c3 = 0. Ieşirea porţii SI_ss(0) adică r0 va fi 0 iar ieşirea porţii SI_ss(1) adică r1 va fi deasemenea 0. Cele două valori nule sunt transmise mai departe ieşirilor ansamblului, m0 şi m1 apoi Elementului de Execuţie care va da comanda de Stop motorului.

    Descrierea automatului ce comandă întreg ansamblul prezentat

    Automatul ansamblului este dacă pot spune aşa “inima” întregului circuit. El comandă şi coordonează întreaga activitate a circuitului. Datele de intrare în automat sunt:

    –         CLK – semnal de sincronizare al stărilor automatului

    –         START – semnal provenit de la cronometru. Are rol de a porni ciclul automatului.

    –         INIT – semnal ce realizează iniţializarea asincronă a automatului.

    –         semnalul intern ss – ce condiţionează trecerea din starea S4 în S5 sau S6

    –         semnalul intern c3 – care ajută la menţinerea stării de rotaţie în cazul stării S6

    Figura 6 – Diagrama starilor automatului

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    Figura 6 – Diagrama starilor automatului

    Observăm că  pentru a comanda întregul circuit automatul trece prin 7 stări distincte. Pentru o întelegere cât mai bună a diagramei stărilor exemplificăm ce reprezintă fiecare element din figura:

    –         S0,S1…S7 – denumirea stării în care se află automatul la un moment dat

    –         y – variabilă de stare –ieşiri din automat. Sunt valori pe 5 biţi ce caracterizează

    fiecare stare.

    –         săgeţile de la o stare la alta sau din cadrul aceleiaşi stări cum este în starea S6 reprezintă condiţiile de tranziţie.

    Variabilele de stare pot avea atâtea valori câte sunt nevoie pentru descrierea fiecărei stări. În cazul nostru cu toate că numărul de stări ale automatului este 7 avem 5 valori distincte ale variabilelor de stare. Fiecare variabilă de stare y este compusă după cum putem vedea din Figura 6 din: y(1), y(2), y(3), y(4) şi y(5). Este de precizat că în cazul ieşirilor din automat numaratoarea biţilor nu se mai face de la dreapta la stânga ci de la stânga la dreapta.

    Dacă:

    –         y(1) = 1 – are loc resetarea tuturor regiştrilor din circuit.

    –         y(2) = 1 – are loc încărcărea în regiştrii Reg_t şi Reg_g a variabilelor t respectiv g.

    –         y(3) = 1 – are loc resetarea numărătorului

    –         y(4) = 1 – are loc încărcarea în regiştrii Reg_sens şi Reg_f a variabilelor sens respectiv f.

    –         y(5) = 1 – are loc încărcarea în registrul Reg_m a variabilelor r0 şi r1.

    Prin resetare întelegem punerea pe 0 a ieşirii blocului funcţional la care ne referim.

    Descrierea stărilor automatului

     

    S0 – are ieşirea y = 10100 – observăm că y(1)  = 1 deci are loc resetarea regiştrilor de intrare Reg_t şi Reg_g. Deasemenea y(3) = 1 deci are loc resetarea numărătorului. Vom denumi această stare deci stare de RESET. Trecerea de la starea S0 la starea S1 se face CONDIŢIONAT adică nu putem trece de la starea S0 la S1 decât cu o anumită condiţie. în cazul nostru condiţia de trecere de la S0 la S1 este ca semnalul START = 1.

    S1 – are ieşirea y = 00000 – observăm că niciuna din componentele ieşirii nu este activat pe 1 deci suntem în starea numită STOP. Trecerea de la starea S1 la starea S2 se face NECONDIŢIONAT adică putem trece de la starea S1 la starea S2 fără nici o condiţie.

    S2 – are ieşirea y = 01000 – observăm că y(2) = 1 deci are loc încărcarea în regiştrii Reg_t şi Reg_g a variabilelor t respectiv g. Vom denumi această stare Citeşte t,g. Trecerea de la starea S2 la starea S3 se face NECONDIŢIONAT adică putem trece de la starea S2 la starea S3 fără nici o condiţie.

    S3 – are ieşirea y = 00100 – observăm că y(3) = 1 deci are loc resetarea numărătorului. Vom denumi această stare Procesare şi Resetare Numărător. Trecerea de la starea S3 la starea S4 se face NECONDIŢIONAT adică putem trece de la starea S3 la starea S4 fără nici o condiţie.

    S4 – are ieşirea y = 00010 – observăm că y(4) = 1 deci are loc încărcarea în regiştrii Reg_sens şi Reg_f a variabilelor sens respectiv f. Vom denumi această stare Încarcă ss,ff. De la starea S4 putem trece CONDIŢIONAT atât în starea S5 cât şi în starea S1. Astfel, dacă ss = 0 atunci vom trece în starea S1 iar dacă ss ≠ 0 vom trece în starea S5.

    S5 – are ieşirea y = 00001 – observăm că y(5) = 1 deci are loc încărcarea în registrul de ieşire Reg_m a variabilelor r0 (care este defapt ieşirea porţii logice SI_ss(0)) şi r1 (care este defapt ieşirea porţii logice SI_ss(1)). Vom denumi această stare Încarcă r0,r1. Cele două valori vor fi încărcate în registrul Reg_m şi furnizate ieşirii atâta timp cât c3 are valoarea 1 adică pp este diferit de ff. Trecerea de la S5 la S6 se face NECONDIŢIONAT adică putem trece de la starea S5 la starea S6 fără nici o condiţie.

    S6 – are ieşirea y = 00000. Observăm că nicuna din ieşirile automatului nu este activată. Acest lucru este explicat de faptul că automatul stă în aceeaşi stare atâta timp cât o anumită condiţie este satisfacută. În cazul nostru starea este cea de rotire a motorului turbinei şi ea se face atâta timp cât c3 este egal cu 1 adică pp este diferit de ff. Vom denumi această stare Rotire. Trecerea de la S6 la S7 se face NECONDIŢIONAT adică putem trece de la starea S6 la starea S7 fără nici o condiţie.

    S7 – are ieşirea y = 00001. Observăm că y(5) = 1 deci are loc încărcarea în registrul Reg_m a valorilor lui m1 şi m2 dupa ce rotirea motorului a încetat. Adică se atribuie lui m1 şi m2 valoarea 0 întrucât condiţia de rotire nu mai este satisfacută iar c3 este egal cu 0. Deci are loc încărcarea în registrul Reg_m a valorii 0 după care se  revine în starea S0 cea de Reset. Trecerea de la S7 la starea iniţială S0 se face NECONDIŢIONAT adică putem trece de la starea S7 la starea S0 fără nici o condiţie.

    ing Glont Ionut: Dispozitiv de orientare a turbinelor eoliene de mari dimensiuni (1/4)

    01/08/2009

     

    poza

    Recent am avut ocazia sa citesc lucarea de diploma a dlui inginer Glont Aurelian Ionut abolvent 2009 al facultatii de Inginerie “Hermann Oberth” din Sibiu specializarea Calculatoare si Tehnica Informatiei. Am fost placut impresionat de calitatea lucarii. Consider ca si Dv veti aprecia la fel de bine acesta lucare. Am convingerea ca Dl inginer Glont Aurelian Ionut are un potential tehnic foarte bun si va face o cariera stralucita in automatizari industriale

    Pentru cei interesati de o colaborare cu Dl inginer Glont Aurelian Ionut puteti sa il contactati prin intermediul ferestrei de comentarii asociate acestui articol

    Prezentarea temei

    Lucrarea de fata isi propune sa realizeze un Dispozitiv de orientare a turbinelor eoliene de mari dimensiuni. Ce intelegem prin orientare a unei turbine eoliene? Inseamna sa pozitionam palele turbinei pe directia vantului cu cea mai mare intenistate pentru a extrage cat mai mult posibil din energia cinetica a vantului, deci pentru a maximiza cantitatea de putere pe care o poate genera turbina electrica.

    Cum functioneaza acest dispozitiv? Foarte simplu…Avem o unealta care ne arata in permanenta de unde bate vantul. Aceasta unealta se numeste girueta si este construita dintr-un ax care are intr-un capat o sageata ce ne indica directia vantului iar in celalat capat o contra-greutate. Girueta este asezata de obicei pe nacela turbinei eoliene. Dupa stabilirea pozitiei unde vantul are cea mai mare intensitate, turbina este rotita spre acea directie pe directia cea mai scurta si mentinuta acolo pana cand vantul prezinta schimbari semnificative ale directiei fapt ce conduce la o noua orientare a turbinei.

    Descrierea functionala a dispozitivului s-a realizat folosind limbajul de descriere hardware VHDL (Very High Speed Integrated Circuit Hardware Description Language), unul din cele mai folosite limbaje de proiectare a sistemelor electronice digitale.

    Pentru implementarea soft s-a folosit un circuit programabil de mare capacitate de tip CPLD (Complex Programmable Logic Devices) si anume CY38030V256-83BBC.

    Structura de ansamblu a instalatiei

    Turbinele eoliene au ca scop producerea de energie electrica cu ajutorul vantului. Principiul de functionare este unul destul de simplu si anume: vantul pune in miscare palele turbinei eoliene care la randul lor actioneaza un generator electric. Energia electrica astfel obtinuta este fie transmisa catre baterii (pentru turbinele de mici dimensiuni)  pentru inmagazinare fie livrata direct retelei de curent alternativ.

    Ce ne propunem in aceasta lucrare este sa realizam un dispozitiv ce directioneaza turbina eoliana pe directia vantului unde intensitatea este cea mai mare. Cu alte cuvine un dispozitiv de orientare a turbinelor eoliene. In Figura 1 avem o imagine de ansamblu a instalatiei care dupa cum observam cuprinde:

    –         turbina eoliana propriu-zisa

    –         traductor de pozitie unghiulara a turbinei

    –         senzor de pasi

    –         bloc de comanda

    –         girueta

    –         traductor de pozitie unghiulara a giruetei.

    –         element de executie

    –         motor

    Turbina eoliana – este cea mai importanta componenta a unei astfel de instalatii. O astfel de turbina este compusa din:

    a)      butucul rotorului – pe acest butuc sunt montate palele turbinei.

    b)      palete – impreuna cu butucul alcatuiesc rotorul turbinei.

    c)      nacela – are rolul de a proteja componentele unei turbine eoliene si anume: generatorul electric, sistemul de racire al generatorului electric, multiplicatorul de rotatie etc.

    d)      pilonul – cu rol de sustinere a turbinei eoliene.

    e)      arborele principal al unei turbine eoliene are o turatie redusa si are rolul de a transmite miscarea de rotatie de la butucul turbinei la multiplicatorul de turatie cu roti dintate.

    f)        multiplicatorul de turatie cu roti dinate are rolul de a mari turatia de la valoarea redusa a arborelui principal, la valoarea ridicata de care are nevoie generatorul de curent electric.

    g)      dispozitivul de franare – este un element de siguranta si este folosit in cazul in care mecanismul de reglare a paletelor nu functioneaza sau pentru franarea completa a turbinei in cazul in care se efectueaza operatii de intretinere sau reparatii.

    h)      arborele de turatie ridicata care mai este numit si cuplaj, are rolul de a transmite miscarea de la multiplicatorul de turatie la generatorul electric.

    i)        generatorul electric – are rolul de a converti energia mecanica a arborelui de turatie ridicata in energie electrica.

    j)        sistemul de racire – are rolul d a prelua excesul de caldura produs in timpul functionarii de catre generatorul electric.

    k)      sistemul de pivotare – permite orientarea turbinei dupa directia vantului.

    l)        girueta – este montata pe nacela si are rolul de a se orienta in permanenta dupa directia vantului.

    m)    anemometrul – dispozitiv pentru masurarea vitezei vantului. Acesta comanda pornirea turbinei eoliene cand viteza vantului depaseste un anumit prag respectiv oprirea acesteia la un anumit prag.

    n)      controller-ul – reprezinta calculatorul principal al unei turbine eoliene care asigura in permanenta buna functionare a intregii instalatii.

    Traductor de pozitie unghiulara a turbinei – acest tip de traductoare sunt utilizate pe scara larga in domeniul automatizarilor industriale. Acesta este de fapt un element de masura pentru pozitia axului unui motor. Trductorul de pozitie unghiulara are rolul de a converti in semnal de curent, pozitia  unghiulara a axului motorului. In cazul nostru traductorul de pozitie unghiulara ne ofera informatii cu privire la pozitia unghiulara a turbinei (valoarea generata poate fi in intervalul [0,360]).

    Senzor de pasi – disc cu 360 de perforatii cu un senzor optic. La fiecare deplasare cu un grad furnizeaza un impuls.

    Bloc de comanda – reprezinta intreg circuitul care sta la baza dispozitivului de orientare a turbinei. La intrare observam ca blocul de comanda are: pozitia turbinei, pozitia giruetei, valoarea primita de la senzorul de pasi. La iesire blocul de comanda are o valoare pe doi biti ce intra in elementul de executie care mai departe transmite informatia motorului ce va directiona turbina.

    Girueta – este de obicei montata pe nacela turbinei eoliene si are rolul de a se indrepta intotdeauna dupa directia vantului. La schimbarea directiei vantului, girueta comanda automat intrarea in functiune a dispozitivului de orientare a turbinei eoliene.

    Traductor de pozitie unghiulara a giruetei – este similar traductorului de pozitie unghiulara a turbinei cu deosebirea ca ne furnizeaza informatii cu privire la pozitia unghiulara a giruetei (valoarea generata poate fi in intervalul [0,360]).

    Element de executie – este un convertor static de putere adaptat tipului de motor care roteste turbine in jurul axei verticale.

    Motor – este dispozitivul care realizeaza miscarea turbinei pe directia vantului. Face parte din sistemul de pivotare a unei turbine eoliene.Un astfel de motor este prevazut cu elemente de angrenare cu roti dintate.

    Figura 1 - Structura de ansamblu a instalatiei

     

    Figura 1 – Structura de ansamblu a instalatiei (directorul cu figuri)

    Principiul elaborarii comenzilor

    Comenzile în cazul nostru reprezintă direcţiile pe care se deplasează turbina sub acţiunea motorului şi anume:

    –         dreapta – în sensul acelor de ceasornic.

    –         stanga – în sens invers acelor de ceasornic.

    –         stop – cazul în care poziţia turbinei este aceeaşi cu poziţia giruetei.

    Pentru a exemplifica procesul de orientare a turbinei vom apela la cercul trigonometric.

    Figura 2 - Cercul trigonometric

     

     

     

     

     

    Figura 2 – Cercul trigonometric

    În funcţie de poziţiile pe care turbina şi girueta le pot avea pe cercul trigonometric distingem mai multe cazuri pentru exemplificarea comenzilor. Pentru întelegere notăm:

    – t  → poziţia unghiulară a turbinei.

    – g → poziţia unghiulară a giruetei.

    – f  → unghiul dintre turbină şi giruetă.

     

     

    Cazul 1

    Figura 3 - Cazul 1 - modulul diferentei este mai mic de 180

    Figura 3 – Cazul 1 – modulul diferentei este mai mic de 180

     

    Modulul diferenţei unghiurilor turbinei şi giruetei este mai mic decât 180°. În acest caz distingem trei cazuri şi anume:

    –         dacă t < g atunci turbina se deplasează spre dreapta.

    –         dacă t > g atunci turbina se deplasează spre stânga.

    –         dacă t = g atunci turbina nu se deplasează.

    Notăm f  =  | t-g | – numărul de grade cu care trebuie să se mişte turbina

    Dacă  | t-g |  ≤ 180° atunci:

    –         dacă t < g → dreapta

    –         dacă t > g → stânga

    –         dacă t = g → stop

    Cazul 2

    Figura 4 – Cazul 2 - modulul diferentei este mai mare de 180

    Figura 4 – Cazul 2 – modulul diferentei este mai mare de 180

     

    Modulul diferenţei unghiurilor turbinei şi giruetei este mai mare decât 180°. În acest caz distingem două cazuri şi anume:

    –         dacă t < g atunci turbina se deplasează spre stânga.

    –         dacă t > g atunci turbina se deplasează spre dreapta.

    Notăm f  = 360 –  | t-g |  – numărul de grade cu care trebuie să se mişte turbina

    Dacă  | t-g |  > 180° atunci:

    –         dacă t < g → stânga

    –         dacă t > g → dreapta

    Dimensionarea puterii unui parc eolian, dialog cu Raul

    17/04/2009

     

    SGC 2002  

    Raul Noica spune: 16/04/2009 la 12:48 

     Buna ziua si Paste fericit!

    Am citit comentariul dvs. legat de ferma eoliana de 20 Mw si racordarea la reteaua electrica. Am o intrebare : o ferma de 10 Mw , turbine de 0.8-1 MW, retea electrica 20 KV, posturi de transformare MT/JT la 3 respectiv 1 km, si post transformare 110/20 la max 15 km ( cred ca mai putin).

    Intrebarea e posibil sau ce info ar mai trebui pt a stii cit de cit?

    Cu respect, R.N.

    stoianconstantin spune: 16/04/2009 la 20:10 

     Salut Raul, Te rog sa reformulezi intrebarea! Sarbatori fericite

    SGC

    Raul Noica spune: 17/04/2009 la 11:50 

     Buna ziua Intrebarea mea era daca e posibil racordarea a 10 MW intr-o RED de 20 KV sau cit s-ar putea racorda max intr-o linie de 20 KV. Paste fericit!

    stoianconstantin spune: 17/04/2009 la 12:55 

     Salut Raul,

    Acum am inteles problema. Raspunsul e mai complicat. Sunt mai multe ariabile intre care sectiunea LEA si lungimea pe care urmeaza sa fie vehiculati cai 10 MVA care inseamna un curent de cca 290A. Probabil ca ne vor trebui 2 circuite 20 kV.

    SGC

     Raul Noica spune: 17/04/2009 la 14:21 

     Cea mai apriape statie de transformare 110/20 e la 25- 50 km ( cel mai sigur 50 km) in rest sint posturi de transformare 20/JT pt citeva sate si un orasel. La sectiune va referiti la sectiunea unui conductori sau suma lor ( avem trei conductori)

    Va multumesc.

    stoianconstantin spune: 17/04/2009 la 14:33 

     Salut Raul,

    Este vorba de sectiunea unui conductor. Daca vorbesti de 50 de km probabil ca trebuie sa te gandesti la 3 circuite. Deja ipotezele se inmultesc si trebuie facuta o analiza de retea ceva mai documentata.

    Ar trebui sa vedem si distanta fata de L 110 kV din zona in vederea costurilor pentru o statie 110/20 kV de racord adanc in parc. De asemenea conteaza dimensiunile viitoare posibile ale parcului eolian.

    E greu sa iti dau solutii care sa se si confirme fara sa am la dispozitie date concrete. Iti propun sa citesti HGR 90/2008 si sa soliciti informatii gratuite de la OD, in temeiul art 8, privind conditiile si posibilitatile de realizare a racordarii la RED a unui loc de producere (sau de consum prezentand datele caractereistice ale acestuia.

    Te rog sa ma tii la curent cu raspunsul primit de la OD

     SGC

     Raul Noica spune: 17/04/2009 la 15:28 

     Am initiat o discutie cu cei de la OD ( in cazul meu EOn ) si astept un raspuns. Dar lipsa lor de experienta si precautii exagerate amina aparitia raspunsului. L 110 KV e la 50 km distanta de locul fermei eoliene( unde e si statia adica linia de 110 evacueaza in linia de 20 kv si apoi dupa 50 km apare locul de care vb. Sarbatori fericite!

    stoianconstantin spune: 17/04/2009 la 16:09 

     Raul,

    Poate ca informatia cu 50 km e corecta. Totusi poate ca in zona sunt si alte L 110 kV. Conteaza si dispersia altor L 20 kV din zona. De ex in loc sa faci 3 circuite de 50 km ceea ce mi se pare impovarator poate tintesti alte L 20 km pe o raza de sa zicem 10 km si te injectezi in ele.

    Se poate imbunatati (reduce) si pierderea de tutere pe linii prin consumul care poate fi asigurat pana la statia/statiile la care sunt racordate acetste linii.

    Vezi ca GHR 90/2008 e cam dur cu OD care intarzier raspunsurile. Un alt aspect important il constituie obligatia de a finanta un stutiu de solutie pt toate locurile de productie ee.

    Din SS ar trebui sa ai palata completa de solutii comnatate th-ec! Depinde cat de hotarat esti. Te pot asista la adminitrarea relatiei legate de ss incepnad de la validarea temei de proiectare pana la receptia ss si alegerea variantei corecte! Sarbatori fericite!

    SGC

    Raul Noica spune: 17/04/2009 la 16:39 

     Ma exprim greu . Linia de 20 KV traverseaza dealul unde am dori sa devoltam un proiect eolian. Lungimea liniei este de 50 km (e racordata printr-o ST 110/20 la o linie de 110 Kv ) si sint puncte de transformare 20/JT in fiecare sat sau orasel ( in total 40-100 mii oameni). Ideea era care ar fi puterea maxima instalata a fermei eoliane, respectiv daca se poate sa fie 10 MW. Sarbatori fericite! RN

    stoianconstantin spune: 17/04/2009 la 19:33 

     Raul,

     Puterea asta a ta este o chestiune care nu are in principiu nimic de a face cu acei consumatori pe care ii enunti. In unele scheme de alimentare acesti consumatori usureaza tranzitul ee produse catre o statie 112/20 kV in sensul ca o parte s-a putea deja consuma pe lina (liniile) 20 kV utilizate la evacuarea puterii din parcul eolian.

    Prin liniile 20 kV, prin transformatoare (de orice putere si tensiuni) si prin statiile de transformate puterea produsa/consumata poate circula in orice directie functie de pozitionarea surselor respectiv a consumatorilor.

    Stabilirea puterii este o chestiune ce tine de particularitatile zonei (cat de puternice sunt vanturile si cat de mult dureaza ele) si de costurile pe kwh instalat/produs. In cazul enuntat de tine, dar de fapt in toate cazurile, la costul kwh instalat se adauga inclusiv costurile in RED (retelele electrice de evacuarea puterii produse).

    Ideal ar fi ca la nivelul intregi tari centralele electrice sa fie cat mai apropiate de zonele de consum. Realitatea ne arata de exemplu ca vantul “bate bine” numai in anumite zone, apa cu potential ghidraulic exploatabil exista munai in anumite zone, etc etc.

    De repartitia si transportul energiei produse catre zonele de consum este apanajul retelelor de transport (RET) de foarte inalta tensiune care permit ca acest transport din zonele cu excedent energetic catre zonele de consum cu pierderi rezonabile.

    Raza optima de operare a unei centrale care are acces la retelele de 110 kV este de cca 15o km. In RET deja avem distante mult mai mari (daca tranzitul de ee este necesar).

     S-ar putea ca dialogul nostru sa il salvez intr-un articol dedicat pt a putea fi accesat si de alti utilizatori ai blogului pt ca deja s-au coagulat niste idei. Sper ca ma vei tine la curent cel putin cu documentarea ta. Sa vedem cat de departe ajungi.

    Dupa un timp cred ca o sa poti sa tesi exprimi mai bine utilizand termenii de specialitate energetica. SGC

    ANRE pune in discutie: Propunere de reglementare privind condiţiile tehnice de racordare la RET pentru centralele electrice eoliene

    08/08/2008

     

    Pe site www.anre.ro s-a pus in discutie o intructiune de racordare la RET a centralelor eoliene: 

    Acronime

    CEE

    Centrale electrice eoliene

    CEED

    Centrale electrice eoliene dispecerizabile

    CEEND

    GEE

     

    Centrale electrice eoliene nedispecerizabile

    Grup electric eolian

    Definiţii

     

    Centrala electrica eoliana (CEE)

     

    Unul sau mai multe grupuri electrice eoliene racordate în acelaşi punct la RET sau RED.

    Centrala electrica eoliana dispecerizabila (CEED)

    Centrala electrica eoliana cu o putere instalată mai mare de 10 MW în punctul de racordare la sistem.

    Centrala electrica eoliana nedispecerizabila (CEEND)

    Centrala electrica eoliana cu o putere instalată mai mică sau egala cu 10 MW în punctul de racordare la sistem.

    Grup electric ( generator)

    Ansamblu de echipamente (de regula rotative) destinat producţiei de  energie electrică prin transformarea unei alte forme de energie.

     

    Grup electric eolian (GEE)

     

    Grup electric destinat să transforme energia eoliană în energie electrică

    Puterea nominala a unui grup electric eolian

    Puterea maxima de functionare continua, indicata in general de fabricant, pe care o poate produce grupul la  viteza maximă a vantului considerata la proiectare.

     

     

     

    1. Stabilirea puterii maxime instalate in centralele electrice eoliene racordate la reţelele electrice de interes public (RET/RED)

    Art. 1.                                       (1) Stabilirea puterii maxime instalate in CEE si a necesarului de rezerva de putere din punct de vedere al siguranţei sistemului se realizează conform procedurii specifice elaborata de OTS si avizata de către ANRE.

    (1)    OTS emite avize tehnice de racordare la SEN pentru CEE in măsura in care  nu este afectata siguranţa funcţionării SEN (se asigura inclusiv adecvanta in condiţiile realizării ţintei stabilite de statul roman pentru utilizarea surselor regenerabile) în CEE.

    (2)    OTS publica periodic valoarea puterii instalate in CEE pentru care s-au acordat deja avize de racordare si valoarea maxima a puterii instalate in CEE pentru care se pot acorda avize tehnice de racordare.

     

     

     

    2. Cerinţe pentru centralele electrice eoliene dispecerizabile (CEED)

     

     

    Art. 2.                           CEED  trebuie să respecte integral cerinţele  codului tehnic al RET şi prezentei reglementări.

     

    Art. 3.                           CEED trebuie să fie capabile să producă pe durata nelimitata, în punctul de racordare, simultan puterea activă şi reactivă maxima corespunzătoare condiţiilor meteo, in conformitate cu  diagrama P-Q echivalenta pentru care a primit aviz, în banda de frecvenţe 49÷50,5 Hz şi în banda admisibilă a tensiunii (v. cap.3 din codul RET).

     

    Art. 4.                           (1) CEED trebuie să aibă capacitatea:

     

    (a)  sa funcţioneze continuu pentru frecvenţe cuprinse în intervalul 47,5 ÷ 52 Hz;

    (b)  sa rămâna conectate la reţea pentru frecvenţe  cuprinse în intervalul 47,0 ÷ 47,5 Hz timp de minimum 20 de secunde;

    (c)   sa rămâna conectate la reţea atunci când se produc  variaţii de frecvenţă având viteza de până la 0,5 Hz/ secundă;

    (d)  sa funcţioneze continuu  la o tensiune in punctul de racordare în domeniul 0,85 ÷ 1,10 Un;

     

     

    (2)    La variaţiile de frecvenţă din SEN, CEED trebuie sa  asigure:

     

    (a)  la creşterea frecvenţei peste 50,2 Hz, scaderea puterii active cu cel puţin 40% Pinstalata/Hz;

    (b)  un sistem de automatizare care sa nu permita pornirea nici unui GEE suplimentar atâta timp cât frecvenţa este mai mare de 50,2 Hz;

    (c)   la scăderea frecvenţei sub 49,8 Hz, cresterea puterii active până la limita maximă a puterii active disponibile data de condiţiile meteo existente la momentul respectiv.

     

    Art. 5.                           (1) GEE  trebuie  să rămână in funcţiune:

     

    (a)   la variatii ale frecventei in domeniul 49÷47,5 Hz, cu o reducere liniară a puterii produse, proporţională cu abaterea frecvenţei, cu condiţia ca reducerea puterii cu frecventa, la 47,5 Hz, să fie de cel mult 20%;

    (b)   la variaţii de frecvenţă cu viteza de până la 0,5 Hz/s şi/sau variaţii de tensiune în domeniul 0,85 ÷ 1,10Un;

    (c)   la apariţia golurilor şi a variaţiilor de tensiune în punctul de racordare de tipul celor din figura 1:

     

     

    Figura 1: Forma golurilor de tensiune la care GEE  trebuie sa ramana in functiune

     

    (2) Pe durata golurilor de tensiune CEED trebuie să producă putere activă corespunzător nivelului tensiunii remanente şi să maximizeze curentul  reactiv injectat, fără a depăşi limitele de funcţionare ale CEED. CEED trebuie sa poată genera curentul reactiv maxim un timp de minimum 3 s.

    (3) Din momentul   restabilirii tensiunii reţelei electrice în limitele normale de funcţionare, CEED trebuie să producă întreaga putere activa disponibila in cel mai scurt timp posibil, cu un gradient de variaţie a sarcinii de cel puţin 20 % din puterea nominală / secunda.

     

    Art. 6.                           (1) CEED va fi prevăzută cu un sistem de reglaj automat al puterii active in funcţie de valoarea frecvenţei (reglaj automat f / P). Acesta va acţiona conform unei curbe de răspuns frecvenţă/putere activă exemplificată în figura 2, unde Pd reprezintă puterea activă maximă pe care o poate produce centrala în condiţiile curente de viteză a vântului. Coordonatele punctelor A, B, C, D şi E depind de valoarea frecvenţei, a puterii active pe care o poate produce centrala şi de valoarea de consemn la care este limitată puterea activă, în intervalele: A (50-47 Hz), B (50-47 Hz), C (50-52 Hz), DE (50-52 Hz). Poziţia punctelor se setează conform solicitărilor OTS.

     

     

     

    0

    20

    40

    40

    40

    60

    80

    100

    47

    48

    49

    50

    51

    52

    53

    A

    B

    C

    D

    E

    Pd

    (%)

    f (Hz)

     

                     Figura 2: Variatia puterii CEED functie de frecventa

     

     

    (2) Modificarea puterii active generate datorită variaţiilor de  frecvenţă va fi realizată, pe cât posibil, prin modificarea proporţională a puterii active generate de fiecare grup al CEED, nu prin pornirea şi oprirea de grupuri. Viteza de răspuns a fiecărui grup aflat în funcţiune trebuie să fie cel puţin 60% din puterea nominală pe minut (MW / min).

    (3) Daca valoarea frecvenţei ajunge la o valoare mai mare decât cea corespunzătoare segmentului „D – E”  pe curba caracteristică prezentată în  figura 2, se admite ca CEED să fie deconectata. Oricare GEE care a fost deconectat va fi repus în funcţiune imediat ce este posibil din punct de vedere tehnic.

     

    Art. 7.                           (1) Valoarea   puterii active produsa de o CEED trebuie să poată fi limitată la   o valoare de consemn.

    (2)    Marimea valorii de consemn trebuie să poată fi setată local sau preluată automat de la distanţă în  intervalul intre puterea minima tehnic si puterea instalată a centralei.

    (3)   CEED trebuie să asigure reglajul puterii active în punctul de racordare cu o precizie de  ±5% din puterea instalata (ca putere medie pe 5 minute).

     

    Art. 8.                (1) In functionare normala, CEED trebuie să aibă capacitatea;

    (a) de a regla viteza de creştere/ reducere liniară a puterii active produse la        o  valoare impusă de OTS (MW / minut);

    (b) de a reduce, la dispoziţia OTS, puterea activa produsa la valoarea solicitata (inclusiv oprire) respectând viteza de variaţie (încărcare/descărcare) stabilita. Viteza de variaţie a puterii trebuie sa fie respectata atât în cazul variaţiei naturale de putere (intensificarea/diminuarea vitezei vântului), cât şi pentru variaţiile consemnului de putere. Prevederile de mai sus nu se refera la opririle intempestive.

    (2) Valoarea vitezei de variaţie a puterii  trebuie să poată fi setată într-o gamă  cuprinsă între 10% din puterea instalată/ minut si viteza maxima admisibila,  data de fabricant.

     

    Art. 9.                (1) CEED trebuie sa instaleze sisteme de protecţii care să asigure  declanşarea de la sistem în cazul pierderii stabilităţii.                                                                                                   (2) OTS poate solicita in avizul de racordare instalarea suplimentara in CEED a unor sisteme de automatizare destinate reducerii rapide a puterii, chiar pana la oprire.

     

    Art. 10.           (1) Producătorul este responsabil pentru protejarea grupurilor şi a instalaţiilor auxiliare ale acestora contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalaţiile proprii sau de impactul reţelei asupra acestora la acţionarea protecţiilor de deconectare a CEED sau la incidentele din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor în reţea, supratensiuni tranzitorii, etc.) cât şi în cazul apariţiei unor condiţii excepţionale / anormale de funcţionare.

    (2)    Reglajele protecţiilor la interfaţa CEED – SEN se stabilesc de către OTS.

     

    Art. 11.            Dacă un grup eolian a declanşat din cauza vitezei mari a vântului, acesta trebuie să aibă capacitatea de a se reconecta automat atunci când viteza vântului revine sub limita de oprire/deconectare.

     

    Art. 12.            (1) La valori ale tensiunii în punctul de racordare situate în banda admisibilă de tensiune, puterea reactivă produsă/absorbită de o CEED trebuie să poată fi reglată continuu corespunzător unui factor de putere situat cel puţin in gama 0,95 capacitiv si 0,95 inductiv.

    (2)    Reglajul tensiune-putere reactiva in punctul de racordare trebuie sa poată fi realizat automat prin:

      (a) reglajul tensiunii;

      (b) reglajul puterii reactive schimbate cu sistemul;

                      (c) reglajul factorului de putere.

    (3) Condiţiile de detaliu privind reglajul tensiunii si puterii reactive se    stabilesc de OTS prin ATR.

    (4) Viteza de răspuns a sistemului de reglaj al tensiunii trebuie să fie de minimum 95% din puterea reactivă disponibila / secundă.

     

    Art. 13.           In regim normal de funcţionare al reţelei, CEED nu trebuie să producă în punctul de racordare variaţii rapide de tensiune mai mari de ± 5 % din tensiunea nominală.

     

    Art. 14.            Soluţia de racordare a CEED trebuie sa aiba in vedere evitarea funcţionarii CEED in regim insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecţii care să deconecteze CEED intr-un asemenea regim.

     

    Art. 15.            (1) Condiţiile de proiectare prevăzute în standardul referitor la generatoarele eoliene, IEC 61400, constituie cerinţe minimale pentru grupurile electrice eoliene componente ale CEED.

    (2) Indiferent de numărul grupurilor electrice eoliene, al instalaţiilor auxiliare aflate în funcţiune, cât şi  de puterea produsă, calitatea energiei electrice în punctul de racordare trebuie să se conformeze cel puţin cerinţelor standardelor internaţionale EN sau IEC in vigoare si menţionate in Anexa 1 la Codul Tehnic al RET.

     

    Art. 16.           OTS verifica şi asigura că  racordarea şi funcţionarea CEED prevăzute a fi instalate nu conduce la încălcarea normelor în vigoare privind calitatea energiei electrice.

     

    Art. 17.           În scopul efectuării studiilor de stabilire a soluţiei de racordare sau de  planificare, solicitantul pune la dispoziţia OTS un model de simulare a funcţionarii centralei/grupului eolian. Modelul trebuie sa fie furnizat într- un format cerut de OTS. Modelul trebuie sa evidenţieze parametrii centralei / grupului eolian necesari atât pentru calculele de regimuri staţionare cât şi pentru cele de regimuri dinamice/ tranzitorii.

     

    Art. 18.           Înainte de punerea în funcţiune a unei CEED, de comun acord cu OTS, se stabileşte programul de probe prin care se demonstrează capacitatea CEED de a îndeplini condiţiile de racordare impuse de OTS prin ATR. Probele includ şi  verificarea modelului de simulare a funcţionării.

     

    Art. 19.            CEED trebuie dotata cu sisteme de măsurare si de monitorizare a funcţionării şi a calităţii energiei electrice în punctul de delimitare.

     

    Art. 20.            In situaţii speciale, evidenţiate prin studii proprii, OTS poate impune condiţii suplimentare celor de mai sus sau mai restrictive.

     

     

     

    3. Cerinţe pentru centralele electrice eoliene nedispecerizabile (CEEND)

     

     

    Art. 21.            (1) Pentru CEEND cu puterea instalată ≥ 1 MW dar pana la 10  MW  OTS sau OD, după caz,  stabileşte care din condiţiile de mai sus trebuie  îndeplinite.

    (2)    Pentru CEEND cu puteri instalate ≤ 1 MW se impun următoarele cerinţe minime:

    (a) Sa poată fi conectate şi deconectate prin comandă de la distanţă;

    (b) Să funcţioneze în paralel cu reţeaua fără a produce variaţii de tensiune      mai mari de ±  5% din tensiunea nominală;

    (c) Să respecte condiţiile de calitate a energiei electrice produse, stabilite de OTS sau OD, după caz, conform normelor în vigoare.

     

     

    4. Cerinţe pentru echipamentele de telecomunicaţii

     

     

    Art. 22.           Titularul de licenţă pentru producerea energiei electrice în GEE/CEE cu puteri mai mari de 1 MW trebuie să asigure continuitatea transmiterii informaţiilor SCADA către OTS.

     

     

    Art. 23.           (1) Toate CEE trebuie să poată fi supravegheate şi comandate de la distanţă.

    (2) Funcţiile de comandă şi măsurătorile operaţionale trebuie să poată fi puse la dispoziţie OTS, la cerere, într-un punct convenit de interfaţă cu sistemul EMS SCADA.

    (3) Teletransmisiile includ cel puţin: puterea activă şi reactivă produsă şi  maxim posibilă,  tensiunea, frecvenţa, poziţia elementelor de comutaţie din punctul de delimitare, energia activă produsă, reglaj f / P (da/nu), viteza şi direcţia vântului, presiunea atmosferică, temperatura,  etc.

    (4) OTS precizează măsurătorile  şi alte informaţii care trebuie teletransmise  de CEE şi încheie cu producătorul un acord de confidenţialitate referitor la acestea.

     

    Art. 24.           Titularul de licenţă pentru producerea energiei electrice în CEED este obligat să facă aranjamentele necesare, inclusiv în ceeace priveşte infrastructura, pentru a fi capabil să furnizeze către OTS prognoze de producţie (putere activă) pe baza datelor meteo, pe termen mediu (1÷3 zile)  şi scurt ( 4÷24 ore).

     

     

     

     

     

     

    Informaţii necesar a fi transmise de CEE

     

                Titularul de licenţă pentru producerea energiei electrice în centrale electrice eoliene va trimite pentru fiecare centrală electrică eoliană / GEE pentru care solicită racordarea, respectiv efectuarea de probe pentru punerea în funcţiune, datele tehnice indicate în tabelul 2.1 sau 2.2. Punerea în funcţiune şi darea în exploatare se face numai după realizarea probelor de funcţionare, integrarea în sistemul SCADA al OTS şi transmiterea la acesta a rezultatelor probelor conform tabelelor următoare.

               

    S- date standard de planificare

    D – date de detaliu de planificare

    R – date comunicate pentru elaborarea studiului de soluţie şi cererea de racordare

    P – date comunicate cu minimum 3 luni înainte de PIF

    T – date determinate (înregistrate) în urma probelor (testelor) care fac obiectul activităţilor de testare monitorizare şi control. Determinarea acestor date se realizează în cadrul probelor de  PIF şi se transmit la OTS în maximum 10 zile de la PIF.

     

     

     

     

                                                                                                                                     Tabelul 2.1

    Date pentru centralele electrice eoliene dispecerizabile

    Descrierea datelor (simbol)

    Unităţi de măsură

    Categoria datelor

    Firma producătoare a grupului electric eolian

    Denumire

    S, R

    Tipul de grup electric eolian

    Descriere

    S, R

    Aprobarea de tip pentru grup electric eolian

    Număr

    certificat

    S, R

    Racordare la reţea, amplasare Bara Colectoare şi Punctul de Racordare

    Text, schemă

    S, R

    Tensiunea nominală in punctul de racordare (la Bara Colectoare şi Punctul de Racordare)

    kV

    S, R

    Schema electrică a întregii centrale electrice eoliene

    Schemă

    D, P

    La nivelul centralei electrice eoliene:

    Puterea activă instalată a CEED

    MW

    S,  R

    Viteza vântului pentru pornire

    m/s

    S, R

    Viteza nominală a vântului (corespunzătoare puterii nominale)

    m/s

    S, R

    Viteza vântului de deconectare

    m/s

    S, R

    Variaţia puterii generate cu viteza vântului

    Tabel

    S, R

    Puterea maximă aparentă la bara colectoare a CEED

    MVA

    S,  R

    Putere activă  netă maximă la bara colectoare a CEED

    MW

    D, P

    Puterea activă maximă măsurată la bara colectoare a CEED

              valoarea medie pe 60 secunde

              valoarea medie pe 0,2 secunde

    MW

    T

    Puterea activă minimă măsurată la bara colectoare a CEED

              valoarea medie pe 60 secunde

              valoarea medie pe 0,2 secunde

    MW

    T

    Putere reactivă maximă în regim inductiv la bara colectoare

    MVAr

    S,  P,T

    Putere reactivă minimă în regim inductiv la bara colectoare

    MVAr

    S,  P, T

    Putere reactivă maximă în regim capacitiv  la bara colectoare

    MVAr

    S,  P, T

    Putere reactivă minimă în regim capacitiv  la bara colectoare

    MVAr

    S,  P, T

    Frecvenţa maximă/minimă de funcţionare la parametri nominali

    Hz

    D, P

    Trepte de putere activă posibil de realizat

    MW/treapta

    P, T

    Viteza de variaţie a puterii active

    MW/min

    P, T

    Consumul serviciilor proprii la puterea maximă produsă la bara colectoare

    MW

    T

    Curentul maxim de scurtcircuit (III şi I)

    kA

    S, R, T

    Comportare la scurtcircuit

    Figura

     

    Condiţii speciale de conectare/deconectare a centralei electrice eoliene altele decât ale grupurilor electrice eoliene componente

     

    Text

    S, R, P

    Modelul matematic al centralei electrice  eoliene şi simulările efectuate

    Text

    D,P

    Reglajul puterii active în punctul de cuplare la bara colectoare

    (bucla de reglare)

    DA/NU

    şi schema de reglare

    D,P

    Reglajul tensiunii în punctul de cuplare la bara colectoare (bucla de reglare)

    DA/NU

    şi schema de reglare

    D,P

    Parametrii liniei de racordare intre bara colectoare si punctul de Racordare

     

    S

    Date referitoare la grupurile electrice eoliene care alcătuiesc centrala electrică eoliană

    Numărul de grupuri eoliene care constituie CEED

    Număr

    S,R

    Tipul grupurilor electrice eoliene care constituie CEED

    Text

    D,P

    Puterea activă instalată şi tipul fiecărui grup electric eolian

    MW

    S,R

    Comportarea la goluri şi întreruperi precum şi la variaţia de frecvenţă

    Schema/date tehnice/grafic

    D,P,T

    Modelul matematic al grupurilor electrice  eoliene şi simulările efectuate

    Scheme text

    D,P

    Putere reactivă în regim inductiv la puterea activă maximă generată

    MVAr generat

    S,  P,T

    Putere reactivă în regim inductiv la putere activa minimă generată (la viteza minimă de funcţionare)

    MVAr generat

    S,  P,T

    Putere reactivă în regim capacitiv la puterea activă maximă generată

    MVAr absorbit

    S,  P,T

    Putere reactivă în regim capacitiv la puterea activă minimă generată (la viteza minimă de funcţionare)

    MVAr absorbit

    S, P,T

    Diagrame pentru grupurile eoliene componente şi centrala electrică eoliană în ansamblu:

    Diagrama de capabilitate a CEED pe bara colectoare

    Date grafice

    S,  R,P, T

    Diagrama P-Q

    Date grafice

    S,  R,P, T

    Unităţi de transformare MT/110kV prin care CEED se racordează la bara de 110kV:

    Număr de înfăşurări

    Text

    S, R

    Puterea nominală pe fiecare înfăşurare

    MVA

    S,  P

    Raportul nominal de transformare

    kV/kV

    S,  R

    Tensiuni de scurtcircuit pe perechi de înfăşurări

    % din Unom

    S,  R

    Pierderi în gol

    kW

    S,  P

    Pierderi în sarcină

    kW

    S,  P

    Curentul de magnetizare

    %

    S,  P

    Grupa de conexiuni

    Text

    S, R

    Domeniu de reglaj

    kV-kV

    S,  P

    Schema de reglaj (longitudinal sau longo-transversal)

    Text, diagramă

    D, P

    Mărimea treptei de reglaj

    %

    D,P

    Reglaj sub sarcină

    DA/NU

    D,P

    Tratarea neutrului

    Text, diagramă

    S, R,P

    Curba de saturaţie

    Diagramă

    D,P

    Parametri de calitate ai energiei electrice  pe fiecare grup (proiectaţi/realizaţi)

    Coeficient de flicker*)

     

    S, T

    Factorul treapta de flicker*)

     

    S, T

    Factor de variaţie a tensiunii*)

     

    S, T

    Număr maxim de operaţii de comutare la interval de 10 min*)

     

    S, T

    Număr maxim de operaţii de comutare la interval de 2 ore*)

     

    S, T

    La bara colectoare

     

     

    Factor total de distorsiune de tensiune THDu, THDi*)

     

    S, T

    Armonice (până la armonica 40) *)

     

    S, T

    Factor de nesimetrie de secvenţă negativă

     

    S, T

    In punctul de Racordare

    Coeficient de flicker de scurtă şi de lungă durată

    monitorizare

    S, T

    Variaţia de tensiune

    monitorizare

    S, T

                *)Conform tabele anexă

     

     

                                                                                                                                     Tabelul 2.2

    Date pentru centralele electrice eoliene nedispecerizabile

    cu puteri cuprinse între 1 şi 10MW

     

    Descrierea datelor (simbol)

    Unităţi de măsură

    Categoria datelor

    Firma producătoare a grupului electric eolian

    Denumire

    S, R

    Tipul de grup electric eolian

    Descriere

    S, R

    Aprobarea de tip pentru grup electric eolian

    Număr

    certificat

    S, R

    Racordare la reţea, amplasare Bara Colectoare şi Punctul de Racordare

    Text, schemă

    S, R

    Tensiunea nominală in punctul de racordare (la Bara Colectoare şi Punctul de Racordare)

    kV

    S, R

    Schema electrică a întregii centrale electrice eoliene

    Schemă

    D, P

    La nivelul centralei electrice eoliene:

    Puterea activă instalată a CEEND

    MW

    S, R

    Viteza vântului pentru pornire

    m/s

    S, R

    Viteza nominală a vântului (corespunzătoare puterii nominale)

    m/s

    S, R

    Viteza vântului de deconectare

    m/s

    S, R

    Variaţia puterii generate cu viteza vântului

    Tabel

    S, R

    Puterea maximă aparentă la bara colectoare a CEEND

    MVA

    S, R

    Putere activă  netă maximă la bara colectoare a CEEND

    MW

    D, P

    Puterea activă maximă măsurată la bara colectoare a CEEND

              valoarea medie pe 60 secunde

              valoarea medie pe 0,2 secunde

    MW

    T

    Puterea activă minimă măsurată la bara colectoare a CEEND

              valoarea medie pe 60 secunde

              valoarea medie pe 0,2 secunde

    MW

    T

    Putere reactivă maximă în regim inductiv la bara colectoare

    MVAr

    S, P,T

    Putere reactivă minimă în regim inductiv la bara colectoare

    MVAr

    S, P, T

    Putere reactivă maximă în regim capacitiv  la bara colectoare

    MVAr

    S, P, T

    Putere reactivă minimă în regim capacitiv  la bara colectoare

    MVAr

    S, P, T

    Frecvenţa maximă/minimă de funcţionare la parametri nominali

    Hz

    D, P

    Consumul serviciilor proprii la puterea maximă produsă la bara colectoare

    MW

    T

    Curentul maxim de scurtcircuit (III şi I)

    kA

    S, R, T

    Comportare la scurtcircuit

    Figura

     

    Condiţii speciale de conectare/deconectare a centralei electrice eoliene altele decât ale grupurilor electrice eoliene componente

     

    Text

     

    D,P

    Date referitoare la grupurile electrice eoliene care alcătuiesc centrala electrică eoliană

    Numărul de grupuri eoliene care constituie CEEND

    Număr

    S,R

    Tipul grupurilor electrice eoliene care constituie CEEND

    Text

    D,P

    Puterea activă instalată şi tipul fiecărui grup electric eolian

    MW

    S,R

    Comportarea la goluri şi întreruperi precum şi la variaţia de frecvenţă

    Schema/date tehnice/grafic

    D,P,T

    Modelul matematic al grupurilor electrice  eoliene şi simulările efectuate

     

    D,P

    Putere reactivă în regim inductiv la puterea activă maximă generată

    MVAr generat

    S, P,T

    Putere reactivă în regim inductiv la putere activă minimă generată (la viteza minimă de funcţionare)

    MVAr generat

    S, P,T

    Putere reactivă în regim capacitiv la puterea activă maximă generată

    MVAr absorbit

    S, P,T

    Putere reactivă în regim capacitiv la putere activă minimă generată (la viteza minimă de funcţionare)

    MVAr absorbit

    S, P,T

    Diagrame pentru grupurile eoliene componente şi centrala electrică eoliană în ansamblu:

    Diagrama de capabilitate a CEEND pe bara colectoare

    Date grafice

    S, R,P, T

    Diagrama P-Q

    Date grafice

    S, R,P, T

    Unităţi de transformare JT/MT, respectiv  MT/110kV prin care CEEND se racordează la bara de MT sau 110kV:

    Număr de înfăşurări

    Text

    S, R

    Puterea nominală pe fiecare înfăşurare

    MVA

    S,  P

    Raportul nominal de transformare

    kV/kV

    S,  R

    Tensiuni de scurtcircuit pe perechi de înfăşurări

    % din Unom

    S,  R

    Pierderi în gol

    kW

    S,  P

    Pierderi în sarcină

    kW

    S,  P

    Curentul de magnetizare

    %

    S,  P

    Grupa de conexiuni

    Text

    S, R

    Domeniu de reglaj

    kV-kV

    S,  P

    Schema de reglaj (longitudinal sau longo-transversal)

    Text, diagramă

    D, P

    Mărimea treptei de reglaj

    %

    D,P

    Reglaj sub sarcină

    DA/NU

    D,P

    Tratarea neutrului

    Text, diagramă

    S, R,P

    Curba de saturaţie

    Diagramă

    D,P

    Parametri de calitate ai energiei electrice  pe fiecare grup (proiectaţi/realizaţi)

    Coeficient de flicker*)

     

    S, T

    Factorul treapta de flicker*)

     

    S, T

    Factor de variaţie a tensiunii*)

     

    S, T

    Număr maxim de operaţii de comutare la interval de 10 min*)

     

    S, T

    Număr maxim de operaţii de comutare la interval de 2 ore*)

     

    S, T

    La bara colectoare

     

     

    Factor total de distorsiune de tensiune THDu, THDi*)

     

    S, T

    Armonice (până la armonica 40)

     

    S, T

    Factor de nesimetrie de secvenţă negativa

     

    S, T

    În punctul de Racordare

    Coeficient de flicker de scurtă şi de lungă durată

    monitorizare

    S, T

    Variaţia de tensiune

    monitorizare

    S, T

    *)Conform tabele anexă

                                                                                                                         

     

     

     

     

     

     

                                                                                                            Anexă Tabel 2.1, Tabel 2.2

    Informaţiile din tabele trebuie să corespundă definiţiilor şi procedurilor de măsurare din CEI 61400-21. Abaterile faţă de valorile transmise trebuie anunţate. Dacă OD/OTS solicită, el trebuie să primească un raport de testare. Orice modificări ulterioare trebuie aprobate de OD/OTS.

                Variaţii de tensiune cu efect de flicker

    Coeficient de flicker pentru turbina în funcţiune, c (yk, va)

     

    Viteza medie a vântului, va

    (m/s)

    Unghiul impedanţei reţelei, yk (grade)

    30

    50

    70

    85

    6

     

     

     

     

    7.5

     

     

     

     

    8.5

     

     

     

     

    10.0

     

     

     

     

    Variaţii de tensiune şi flicker determinate de operaţiile de comutare

    Tipul de operaţie de comutare

    Pornire la viteza admisibilă / nominala a vântului

    Nr. maxim de operaţii de comutare în 2 ore

     

     

    Unghiul impedanţei reţelei, yk (grade)

    30

    50

    70

    85

    Factorul treapta de flicker, kf (yk)

     

     

     

     

    Factorul de variaţie de tensiune, ku (yk)

     

     

     

     

    Tipul de operaţie de comutare

    Cazul cel mai defavorabil de comutare al generatoarelor sau al înfăşurărilor

    Nr. maxim de operaţii de comutare în 2 ore

     

     

    Unghiul impedanţei reţelei, yk (grade)

    30

    50

    70

    85

    Factorul treapta de flicker, kf (yk)

     

     

     

     

    Factorul de variaţie de tensiune, ku (yk)

     

     

     

     

               

     

     

     

     

     

     

     

    Armonice

                Datele se completează pentru grupurile electrice eoliene prevăzute cu un convertor electric de putere.

                Pentru curenţi sub 0,1 Inom nu este necesar să se determine aceste valori.

    Ordinul

    Puterea emisă

    (kW)

    Curentul

    armonic

    (% din Inom)

    Ordinul

    Puterea emisă

    (kW)

    Curentul

    armonic

    (% din Inom)

    2 ÷ 50 (par)

     

     

    3 ÷ 49 (impar)

     

     

    Factorul maxim de distorsiune pentru curent (% din Inom)

     

    Puterea emisă la factorul maxim de distorsiune de curent (kW)

     

     

     

    The power of wind

    01/04/2008

    SGC 2002   Un material interesant despre turbinele eoliene pe site lpqi.com. Articolul este in engleza!!

    Alte articole interesante pe acelasi site

    Standardizarea domeniului productiei energiei eoliene

    04/03/2008

     

    SGC 2002    Preocuparile ASRO privind elaborarea pentru standardizarea domeniului energiei eoliene 

    SR EN 61400-1 trateaza filosofia siguranţei, asigurarea calitaţii şi integritatea procesului tehnologic şi specifică condiţiile de siguranţă pentru sistemele turbogeneratoare eoliene, incluzând proiectarea, montarea, întreţinerea şi exploatarea în condiţii ambientale specificate. Scopul său este acela de a furniza nivelul adecvat de protectie împotriva deteriorărilor de orice natură ale acestor sisteme de-a lungul întregii lor durate de viaţă. SR EN 61400-2 tratează toate aspectele privind securitatea, asigurarea calităţii, integritatea tehnică şi prescripţiile speciale pentru securitatea turbinelor eoliene cu aria de baleiere mai mica cu 40 m2 şi care funcţionează la o tensiune mai mică de 1000 V, curent alternativ sau 1500 V, curent continuu. SR EN 61400-11  stabileste tehnicile care permit măsurarea emisiei de zgomot al unei turbine eoliene   SR EN 61400-12 stabileste tehnicile de măsurare a caracteristicilor performanţei de puteri a unui sistem generator eolian.  SR EN 61400-21 stabileste procedurile de măsurare pentru cuantificarea caracteristicilor de calitate a puterii unei turbine eoliene conectate la o retea electrică şi procedurile de evaluare a conformitaţii cu prescripţiile de calitate, pentru putere.   

    Standarde CEI Standarde europene Standarde române

    IEC 61400-1 (2005-08)Wind Turbine Part 1:Design requirements

    EN 61400-1: 2005

    SR EN 61400-1:2006 Turbine eoliene. Partea 1: Conditii de proiectare

    IEC 61400-2

    2005

    )Wind turbine generator systems – Part 2: 1:Design requirementsfor small wind turbines

    EN  61400-2: 2005

    SR EN 61400-2:2006Turbine eoliene. Conditii de proiectare ale  turbinelor eoliene mici

    IEC 61400-11 (2002-12)c Acoustic noise measurement techniques

    EN 61400-11 1998

    SR EN 61400-11:2001Turbine eoliene. Partea 11: Tehnici demasurare a zgomotului

    IEC 61400-12-1 (2005)Wind turbine generator systems – Part 12: Wind turbine power performance testing

    EN 61400-12-1:2006

    SR EN 61400-12-1:2006Turbine eoliene. Partea 12: Tehnici demasurare a performantelor de putere

    IEC/TS 61400-13 (2001-06)Wind turbine generator systems – Part 13: Measurement of mechanical loads

       

    IEC/TS 61400-14 (2005-03)Wind turbines – Part 14: Declaration of apparent sound power level and tonality values

       

    EC 61400-21 (2001-12)I Wind turbine generator systems – Part 21: Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines

    EN 61400-21:2001

    SR EN 61400-21: 2003 Turbine eoliene. Partea 21: Masurarea si evaluarea caracteristicilor de calitate ale puterii turbinelor eoliene conectate la o retea electrica

    IEC/TS 61400-23 (2001-04)Wind turbine generator systems – Part 23: Full-scale structural testing of rotorblades   SR

    IEC/TS 61400-23:2006Turbine eoliene. Partea 23: Încercări structurale ale palelor

    IEC/TR 61400-24 (2002-07)Wind turbine generator systems – Part 24: Lightning protection

      SR

    IEC/TR 61400-24:200

    6Turbine eoliene. Partea 24: Protecţia împotriva trăsnetului

    IEC 61400-25-1 (2006-12)Communications for monitoring andcontrol of wind power plants – Overalldescription of principles and models

    EN 61400-25-1:2007  

    IEC 61400-25-2 (2006-12)Communications for monitoring and control of wind power plants – Information models

    EN 61400-25-2:2007  

    IEC 61400-25-3 (2006-12)Communications for monitoring and control ofwind power plants – Information exchangemodels

    EN 61400-25-3:2007  

    IEC 61400-25-5 (2006-12)Communications for monitoring and control of wind power plants – Conformance testing 

    EN 61400-25-5:2007  

    IEC WT 01 (2001-04)IEC System for Conformity Testing and Certification of Wind Turbines – Rules and procedures

       
      EN 50308:2001Wind turbines – Protective measures –Requirements for design, operation and maintenance SR EN 50308:2004Turbine eoliene. Măsuri protectoare.Prescripţii pentru proiectare, exploatare şi întreţinere

    standardizare.ppt  

    Modul de Analiză al Proiectelor de Energie Eoliană

    04/03/2008

    SGC 2002   Pe site   www.retscreen.net      uavem o prezentare power point care promoveaza o aplicatie de analiza a proiectelor de energie eoliana. Apreciez ca utila accesarea acestei prezentari pentru ideile interesante pe care le contine. Prezentarea este mai ales utila celor care doresc sa se familiarizeze cu problematica energiei eoliene fiind la inceputul documentarii.
    modul de analiza .ppt

    Introducere in problematica energiei eoliene

    04/03/2008

    SGC 2002

    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  

    Am verificat efectele mesajului de mai sus! Viteza de crestere a retelei Win-4-All este impresionanta. In cele cateva ore de la postarea mesajului s-au inscris deja 280 persoane!

    Valorifica si tu acesta oportunitate!

     Pe site PhisUBB al Facultatii de Fizica a Universitatii Babes Bolyai exista o prezentare in power point a unor informatii introductive referitoare la problematica energiei eoliene

    turbina eoliana

    Facultatea de Fizica UBB _ turbine eoliene .ppt

    Harta potentialului eolian

    04/03/2008

    SGC 2002     

    harta potentialului eolian

    Dialoguri despre fermele eoliene 1

    04/03/2008

    Alin |

    Va salut si va feliciti pentru continutul site-ului. Problema care o am eu este una legata de interconectarea unor turbine din punct de vedere electric intr-un parc eolian.O alta intrebare ar fi daca ati putea sa-mi explicati tehnic ce inseamna PDL la trei capete in cazul unei racordari la o LEA de 110 kV prin derivatie.

    Cu stima Alin.

    Feb 25, 8:33 AM —  – Bine ati venit!

    stoianconstantin 

    Salut Alin,

    1. PDL ar putea sa fie o protectie diferentiala longitudinala. La 110 kV se pune un accent foarte mare pe protectii. Evenimentele la acest nivel de tensiune pot periclita stabilitatea SEN sau in cazuri mai uzuale pot afecta un numar important se statii/consumatori.
    2. In problema interconectarii incerc sa ma documentez. Ar fi interesant daca ai avea ceva informatii suplimentare care mi-ar permite sa-mi fac o idee despre dimensiunile problemei. Lucrurile sub anumite aspecte pot fi diferite functie de nivelul de tensiune preconizat pentru racordare.
    3. Un din problemele esentiale este de a asigura conditii sincronism: “ferma” si SEN trebuie sa aiba in punctul de punere in paralel (indiferent de nivelul de tensiune) parametrii electrici compatibili. Intre acesti parametrii frecventa trebuie sa fie sensibil egala. Iti recomand un articol . Aici pe la pagina 71 gasesti, in engleza, cateva informatii despre intreconectare. ideea principala consta in existenta unei intefete intre turbina si retea (foarte probabil o retea de 0.4 kV si/sau 6 (eventual 10, 20 kV). aceasta interfata transforma curentul alternativ de frecventa variabila in curent continuu si apoi din nou in curent alternativ de frecventa 50 hz.in aval de acest modul turbinele pot fi puse in paralel pe retele 0.4 sau de medie tensiune si/sau pe diverse bare colectoare de unde de exemplu daca vorbim de ee debitata de turbina la 0.4 kV printr-un transformator 0.4/20 kV energia este evacuata intro retea 20 kV. Daca ee este debitata la medie tensiune (mt) si/sau daca in ferma exista cumulata o putere foarte mare (de exemplu mai mare de 6 MW) atunci putem aavea o evacuare intro retea 110 kV printrun transformator mt/110 kV
    4. Oricum sunt interesat de subiect si cred ca voi publica un articol pe aceasta tema dupa ce ma documentez un pic!
    5 Vezi si site Energia Verde

    Mai tinem legatura

    Feb 25, 2:42 PM —  – Bine ati venit!

    Alin |

    Multumesc de raspunsuri. Din pacate eram in graba cand am formulat randurile si de aici denota interpretarea randurilor sau tehnic vorbind nu eram complete.Ma interesa ce inseamna mai clar cele “trei capete” referitoare la PDL.Protectia prin PDL am studiat-o in facultate destul dar nu ma prind de sensul tehnic al acestor “trei capete”.Referitor la interconectare:fiecare turbina are un TR de mt/jt cu mt de 20 kV.Propriu-zis interesul meu apare atunci cand se incearca modelul tehnico-economic de interconectare a turbinelor(TR intre ele).Discutia are multe aspecte tehnice incepand cu posibilitatea fizica de racordare(Schema electrica) si pana la aportul de s.c. si calculul de putere reactiva si activa debita de intreg parcul in amonte de statia de transformare 110/20 kV.Am putea pleca ca demonstratie de la cazul particular al unui amplasament final de 20 de turbine cu specifiicatiile ca TR fiecareia este de 0,66 kV/20 kV incercand sa gasim solutia de racordare tehnico-economic cea mai fezabila.Deci tensiunea se stie de interconectare devine implicit necesara alegerea sectiunii cablului si modul in care se interconecteaza. As fi curios si un aspect tehnic de racordare sa zicem a 5 turbine intr-un punct(ca echipament).Legat de coexistenta parcului cu SEN problema e prea delicata si oricum sistemul de gestiune al parcului realizeaza reglajele de U,cos fi,Q si P inntr-o plaja bine stabilita.Curios as fi o privire asupra reglajului tertiar in SEN.Sa ne gandim ca punctul de producere e dispecerizabil si vantul nu bate constant niciodata.Daca se intrerupe alimentarea consumatorilor intervine necesitatea unei alimentari suplimentare. E un aspect tare important ca privire al participarii producatorului ca dispecer in SEN.Astept o opinie.Multumesc.

    Feb 26, 12:13 PM — – Bine ati venit!

    Incze Andras |

    Dupa parerea mea, PDL la trei capete ar insemna extinderea PDL si pe tronsonul de interconectare a parcului la SEN. Ceva de genul este prezentat si in cartea D-lui Gal, “Scheme de relee complexe in energetica”, pg 190, 194.

    Feb 26, 1:25 PM —– Bine ati venit! 

    stoianconstantin

    Salut Alin, salut Andras,

    Parerea mea este ca daca mai incerci o “varianta” a intrebarii initiale vom fi foarte aproape de raspuns! Deci astept reformularea intrebarii!! Utila interventia lui Andras in discutie.
    SGC

    Feb 26, 1:53 PM  – Bine ati venit! 

    Alin |

    Ma fac greu inteles sunt inginer:)
    Sa revin.O sa luam cel mai simplu caz particular.Sa o facem problema deci:Se dau 10 turbine fiecare avand puterea instalata de 2 MW.Se cunoaste amplasarea turbinelor in parc(PUZ aprobat).Se stie ca fiecare turbina are interconectat cate un TR de 20/0,66 kV.Parcul urmeaza a se racorda la o statie de 110/20 kV.Sa se realizeze un model tehnico-economic de interconectare al turbinelor din pct de vedere electric (deci conectarea transformatoarelor de 20/0,66 kV) in care sa se precizeze:tipul de cablu ales(sect, tip constructiv, etc), echipamentele de interconectare al turbinelor (gen cutii de derivatie), modelul optim tehnico economic de interconectare (tipologia retelei care rezulta din interconectare).M-ar interesa o sugestie pentru determinarea aportului de P si Q al intregului parc in urma conectarii.Stiu ca o sa-mi ma intrebati de unde sa luam PUZ ala.Puteti lua orice exemplul unei hartii A4:)Multumesc pentru rabdarea de a citi si a intelege ce vreau eu.O zi buna.

    Feb 26, 3:16 PM  – Bine ati venit! 

    stoianconstantin |

    Alin,
    Step by step ne apropiem de solutie.
    Modelul de 20 MW ales parca cere evacuare la 110 kV. In studiul de solutie trebuie luata in discutie si aceata varianta. Alaturi de costurile de racordare trebuie puse in ecuatie taxa de distributie si/sau pretul de vanzare al ee la punctul de delimitare cu OD si/sau dupa caz (daca producatorul are si licenta de furnizare pretul ce vanzare la clientul final. Din aceata perspectiva probabil ca varianta de evacuare in retelele de 110 kV poate sa fie atractiva.
    Daca vorbim de 2 MW/unitate atunci este exclusa ipoteza debitarii intro retea colectoare de 0.66 kV. Fiecare agregat va debita prin transformator propriu in RED 20 kV.
    De aici incolo avem nevoie de date noi: in primul rand distanta pana la statia de 110/20 kV de evacuarea puterii.
    Este importanta, de fapt, cunoastrea intregrala a datelor de echipare actuala a statiei 110/20 kV de evacuare.
    In privinta generatoarelor trebuie cunoscut tipul lor si modul in care se asigura energia reactiva necesara.
    Probabil ca daca vom cunoaste aceste elemente vom avea o perspectiva mai concreta a problemei.
    Probabil ca se vor putea cupla pe aceeasi LEA 20 kV de evacuare a puterii cel mult 2 turbine. Probabil ca sectiunea maxima a LEA 20 kV va fi 120 mmp. Vor trebui facute calcule de detaliu de dimensionare.
    O problema interesanta de optimizare o poate contitui decizia de realizare a unor LEA 20 kV dc si/sau multiplu citcuit. O alta problema care cel putin in treacat trebuie analizata este legata de decizia LEA sau LES 20 kV. poate trebie sa ne gandim la configuratia RED mt in parc astfel incat sa asiguram evacuarea unei puteri cat mai mari in diverse ipoteze de indisponibilitate a unui/unor circuite mt.
    Deci?

    Feb 26, 3:59 PM  – Bine ati venit! 

    Dezintegrarea unei turbine eoliene

    04/03/2008

    Vestas si Ministerul Mediului din Danemarca investigeaza prabusirea/dezintegrarea violenta a 2 turbine eoliene in ultima saptamana sursa: www.energieverde.wordpress.com

     

    Proiecte de ferme eoliene in judetul Constanta (1)

    04/03/2008

    SGC 2002     Judetul Constanta este unul cu o dinamica economica destul de viguroasa. Un impact major asupra vietii economice din acest judet il are productia de energie electica. In primul rand trebuie sa vorbim de Centrala Electrica Nucleara de la Cernavoda care deja are un aport foarte important la productia de ee din Romania si apoi de cresterea impresionanta  a ritmului de investitii in Parcuri Eoliene. 

     

    Autorizatiile de infiintare emise se pare ca se apropie de capacitatea maxima a reteleor electrice de evacuare a puterii care se preconizeaza ca se va produce in zona. Un numar mare de proiecte deja au prins contur. Peisajul in zona s-a schimbat. Aproape ca in anumite zone inca neocupate de parcurile eoliene ai senzatia ca lispseste ceva! 

     

    Odata cu investitiile in parcurile eoliene s-a schimbat si viata unui numar important de comune: locuri de munca, chirii pentru terenuri, servicii de cazare, bani incasati din vazarea anumitor terenuri. 

    Vantul atat de suparator in zona a devenit aliat al oamenilor in foarte multe comune din judetul Conatanta: Mihail Kogalmiceanu, Baia, Cogealac, Fantanele, Gradina, Pantelimon, Istria, Corbu, Casimcea, Beidaud, Mihai Viteazu 

    Pe site www.transelectrica.ro  se pat afla informatii de detalui privind avizele de racordare emise respectiv despre contractele de racordare incheiate: http://www.transelectrica.ro/avizecontracte.php

    O alta sursa de informatii pe care v-o recomand este blogul http://energieverde.wordpress.com/ autorii acestuia depun, cu o consecventa demna de toate laudele, eforturi constante de documentare in domeniul surselor regenerabile de energie.