Posts Tagged ‘politica energetica’

Cod Rosu: explozia unui intreruptor 110 kV

28/01/2016

SGC 2010 Variatiile bruste de temperatura suprasolicita izolatia liniilor electrice aeriene, echipamentelor electrice din statii si posturi de transformare. Rezultanta o constituie un val de incidente asociat perioadelor cu conditii meteorologice severe specifice codurilor de avertizare publica incepand cu cel galben.

Variatiile bruste de temperatura precum si temperaturile extreme atat pozitive cat si negative induc un stres termic deosebit de agresiv care in asociere cu alte fenomene meteoerologice: vant, ploaie, ninsoare, chiciura determina strapungerea si/sau conturnarea izolatiei sau in cazurile severe ruperea fizica a conductoarelor si sau a altor componente metalice ale liniilor si/sau echipamentelor statiilor si posturilor de transformare.

Costurile financiare suportate de Operatorii de Distributie si efortul uman depus de persoanele implicate in eliminarea urmarilor calamitatilor naturale asupra retelelor electrice sunt foarte mari.

Desi isi desfasoara activitatea in anonimat oamenii care lucreaza in activitatea de distributie a energiei dau dovada de un spirit civic deosebit care ii motiveaza si le sustine efortul remarcabil.

Sa vedem o fotografie a exloziei unui intruptor 110 kV dintr-o statie de transformare prelucrata dupa inregistrarea unor camere de supraveghere

Situatia initiala:

Situatia dinainte de explozie

In zona intreruptorului avariat se aflau trei persoane:

Situatia dinainte de explozie_ 3 oameni langa intreruptor

Explozia

Explozie intraruptor 110 kV

Avaria s-a soldat doar cu intreruperea distributiei energiei electrice pana la repararea avariei. Doar norocul a facut sa nu existe victime umane!

As fi vrut sa postez fisierul in format *.mp4 insa platforma WordPress nu accepa acest tip de fisier. In schimb il pot pune, la cerere, la dispozitia celor interesati pe email!

Am rezolvat problema cu ajutorul dlui Andras:

Multumesc colegilor care au avut initiativa difuzarii inregistrarilor sunt convins ca astazi inregistrarea evenimentului s-a raspandit in intreaga tara si sute poate mii de electicieni au vazut inregistrea traind emotiile unui eveniment care putea secera vieti!

 

Va recomand pe blog:

Retele de distributie a energiei electrice iarna 2016

DSCN0607

Cosmarul Gandului: penele de curent

Calamitati in retelele electrice

Live, efectele defrisarilor neefectuate!

Dezastre previzibile!

Exemplu american: gandirea pozitiva

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

Caut parlamentar pentru initiativa legislativa privind coexistenta LEA cu vegetatia

Sarbatori fara lumina

Reclame

Asupra documentarii masurilor corective in Ljt.

18/11/2015

SGC 2010

 

Rezumat managerial:

Masuratorile de sarcina si tensiune (mst) respectiv sesizarile clientilor au rol de alarmare privind o posibila existenta a unei unor neconformitati privind calitatea energiei ditribuite. Confirmarea se poate obtine efectuand inregistrarea tensiunii pe o periada de minim 7 zile consecutive.

Inainte de a promova lucrari de investitii si/sau de R2/RA2 este necesar sa apelam la lucrari de exploatare/mentenata care pot contribui la imbunatatirea nivelului tensiunii (INT) cel putin pe termen scurt:

  • intretinerea culoarelor de siguranta
  • inlocuirea izolatoarelor sparte sau fisurate
  • refacerea legaturilor electrice in axul LEA si al derivatiilor
  • refacere legaturilor electrice de racordare a bransamentelor
  • echilibrarea sarcinii pe fazele Ljt
  • depistarea consumatorilor care nu respecta solutiile de racordare si luarea masurilor de eliminare neconformitati (in general vorbim de amplificari neautorizate de aparate de comutatie in firidele de bransament si/sau de receptaoare poluante) care duc la depasirea capacitatii de distributie a Ljt respectiv la poluarea electromagnetica a circuitului stradal
  • determinarea consumatorilor care nu sunt satisfacuti de ATR actual sa solicite un nou ATR prilej cu care se va redefini solutia de alimentare astfel incat sa se asigure conditii de respectarea standardelor de calitate de ee inclusiv prin lucrari de marirea capacitatii de distributie in amonte de punctul de racordare

Lucrarile de marirea capacitatii de distributie pe fonduri de investitii (sau R2) vor avea la baza urmatoarele tipuri de solutii sau combinatii ale acestora:

  • marire sectiune
  • multiplicare se circuite
  • divizarea RED jt pe „n PT” apropiate
  • divizarea RED jt prin infiintarea de noi posturi de transformare

Se propune un algoritm pentru evidenta mst si managementul neconformitatilor legate de nivelul de tensiune

  1. Consideratii generale

 

In scopul utilizarii rationale a fondurilor de mentenata si de investitii este necesar sa fim preocupati de documentarea cat mai obiectiva a necesitatii masurilor corective si de cresterea eficientei utilizarii fondurilor.

Pentru documentarea necesitatii masurilor corectiva trebuie sa utilizam rezultatele:

  • masuratori de sarcina si tensiune (mst) cu periodicitate 1:3 ani
  • masuratori de sarcina si tensiune cu periodicitate redusa (anual sau semestrial)
  • inregistrarea nivelului tensiunii pe o durata de minim 7 zile cu medierea valorilor efective la 10 min

In privinta intreruperilor reactionam la sesizati respectiv la analizele trimestriale facute de DCO si Serviciul Politici tehnice sau la semnalele primite din partea Centrelor de Exploatare.

In scopul maririi eficientei utilizarii fondurilor este necesar sa identificam solutia care asigura cel putin pe termen scurt si mediu rezolvarea problemelor cu sumele minim necesare. Trebuie evitat sa se treaca la solutii investitionale care de regula presupun un efort financiar mai mare

 

 

  1. Asupra relevantei mst

 

Masuratorile de sarcina si tensiune pe care le efectuam in retelele stradale sunt un instrument important de monitorizare a calitatii energiei electrice distribuite clientilor. Rezultatele trebuie insa interpretate cu atentie pentru a reactiona corect.

            Rezultatele masuratorilor de sarcina şi tensiune pot fi utilizate ca avand funcţie de alarmare.  Monitorizarea tesiunii medii pe 10 min şi respectiv calcului indicatorului de conformare la prevederile standardului de performaţă pot confirma necesitatea INT atât în cazul unor tensiuni instantanee măsurate manual sub pragul de 207 V cât şi în plaja normata de 207-253 V.

In general neconformitatile legate de nivelul de tensiune sunt reclamate destul de prompt de catre clienti. Standardul de performanta ne impune ca in 15 zile sa raspundem acestor sesizari.

In tabelul din figura 1 se face o analiza a modului cum se pot pozitiona relativ marimile Umax_10 min, Umed_10 min şi respectiv Umin_10 min faţă de plaja normata de +/- 10%Un si reactia posibila din partea clientilor

fig 1 curbe U_med 10 min

Figura 1 Calitatea nivelului tensiunii: cazuri posibile ale poziţiionarii

Umax_10 min, Umed_10 min şi respectiv Umin_10 min faţă de plaja

normata de +/- 10%Un [Stoian 2010b]

 

Din figura 1 se rezulta ca din 10 situatii posibile ale poziţiionarii Umax_10 min, Umed_10 min şi respectiv Umin_10 min faţă de plaja normata de +/- 10%Un în 9 cazuri clienţii pot resimţi negativ efectele tensiunilor mai mari decat  1,1Un şi respectiv mai mici de 0.9Un. Din cazurile sesizabile în 6 cazuri standardul de performaţă obliga OD să ia masuri de INT iar în 3 cazuri tesiunea este declarata corespunzatoare cu toate ca există perioade scurte de timp în care în punctele de delimitare clientul poate sesiza valori necorespunzatoare ale tensiunii. Din acesta analiza putem concluziona ca si sesizarile clienţilor au funcţie de alarmare .

Pentru o mai buna fundamentare a concluziilor, extindem analiza prezentand in figura 2 curbele Umax_10 min, Umed_10 min şi respectiv Umin_10 min pentru cazurile 5, 8 identificate mai sus. In fiecare din acest caz din pdv al normativului tensiunea este corespunzatoare si in pofida nemultumirilor unor clienti nu se poate confirma necesitatea lucrarilor de imbunatatire tensiune:

fig 2 matricea satisfactie client vs nivel tensiune

Fig 2 Curba tensiunilor Umed_10_min, Umax_max 10 min, Umin_min_10 min

cazurile 5,7 şi 8 [Stoian 2010b]

 

In cazul 5 clientii pot reclama atat supratensiuni ( peste pragul de 253V) cat si tensiuni scazute (sub pragul de 207V ) in anumite perioade de timp iar in cazul 8 clientii pot reclama tesniuni scazute. In ambele situatii insa nu se poate confirma necesitatea lucrarilor de INT

Deoarce inregistrarile nivelului de tensiune se pot suprapune peste perioade cu intreruperi rezultatul final poate fi denaturat In figura 3 am sintetizat 16 cazuri bazate pe rezultatele obţinute din masuratori manuale ale tensiunii dublate de inregistrari

fig 3 tabelul analiza  valori U_med mst vs U instantanee din mst

Figura 3 Diagnosticarea necesitaţii INT pe baza MST

şi a monitorizarii nivelului tensiunii [Stoian 2010b]

 

Remarcam în tabelul din figura 3 ca din 16 cazuri doar în doua situatii putem diagnostica necesitatea lucrarilor de îmbunatăţire nivel tensiune (INT).

Din 8 cazuri în care rezultatele masuratorilor de tensiune manuale (Umin_mst)  indica neconformitati ale nivelului tensiunii (tensiunea este <207 V) doar intr-un singur caz putem confirma necesitatea INT.

Datele din tabelul de mai sus reconfirma faptul ca si in cazurile în care nivelul tensiunii este diagnosticat ca fiind corespunzator prevederilor STAS 50160 (K∆U&t  [%] < 95%) tensiunea poate avea pentru perioade scurte de timp valori mai mici decat pragul normat de 207V.

 

  1. Algoritm pentru monitorizarea nivelului tensiunii în RED jt

 

Algoritmul propus (vezi fig 4)se bazeaza pe acţiunile de masuratori de sarcina şi tensiune (MST) din perioadele de iarna (exprimandu-ne mai general poate ca ar trebui să spunem “perioadele de incarcăre maxima” a RED jt pentru ca în unele cazuri maximum se atinge în alte perioade din an) care vor fi dublate de inregistrari ale nivelului tensiunii acolo unde masuratorile instantanee identifica posibile neconformitati.

MST instantanee au rolul de a semnala posibile zone cu probleme. Inregistrarea tensiunii pe o perioada de minim 7 zile asigură documetarea obiectiva a necesitaţii de lucrari de îmbunatăţirea nivelului de tensiune (INT). E de preferat ca inregistrarea nivelului tensiunii să se faca cât mai a apropiat de momentul în care prin mst instantanee au fost identificate tensiuni scazute pentru a ne conserva sansa de a prinde perioadele incarcate ale RED jt.

fig 4 algaritm management mst

Fig 4 Algoritm pentru monitorizarea nivelului tensiunii utilizand rezultatele mst şi analiza curbelor Umed_10’ obţinute cu voltmetrul inregistrator setat pe limitele de calitate a tensiunii prevăzute în STAS 50160 [Stoian 2010b]

Adoptand fundamentarea necesitaţilor INT pe baza rezultatelor monitorizarii curbei Umed 10 min şi a gradului de conformare la cerinţele standardului de performanta vom reusi să eliminam reactiile subiective, emotionale la valori nerelevante ale tensiunilor din Ljt şi în acest mod să reuşim să focalizam eforturile corective pentru eliminarea neconformitatilor confirmate.

 

4        Lucrari de exploatare si de mentenata care pot contribui la imbunatatirea nivelului tensiunii:

  • intretinerea culoarelor de siguranta
  • inlocuirea izolatoarelor sparte sau fisurate
  • refecerea legaturilor electrice in axul LEA si al derivatiilor
  • refacere legaturilor electrice de racordare a bransamentelor
  • echilibrarea sarcinii pe fazele Ljt
  • depitarea consumatorilor care nu respecta solutiile de racordare si luarea masurilor de eliminare neconformitati (in general vb de amplificari neautorizate de aparate de comutatie in firidele de bransament si/sau de receptaoare poluante) care duc la depasirea capacitatii de distributie a Ljt respectiv la poluarea electromagnetica a circuitului stradal
  • determinarea consumatorilor care nu sunt satisfacuti de ATR actual sa solicite un nou ATR prilej cu care se va redefini solutia de alimentare astfel incat sa se asigure conditii de respectarea standardelor de calitate de ee inclusiv prin lucrari de marirea capacitatii de distributie in amonte de punctul de racordare

 

5        Lucrari de R2/Invstitii care asigura marirea capacitatii de distributie

 

In NF care se intocmesc pentru solicitarea finantarii din fonduri de investitii/R2 se vor mentiona in clar masurile tehnice luate prin lucrari de exploatare/mentenata si se vor anexa fisele de mst resectiv inregistreile tensiunii inainte si dupa masurile luate pe fonduri operationale.

Optiunea de dorit este sa putem realiza modernizarea integrala a instalatiilor in asociere cu una din masurile clasice de marire a capacitatii de distributie sau combinatii ale acestora:

  • marire sectiune
  • multiplicare se circuite
  • divizarea RED jt pe „n PT” apropiate
  • divizarea RED jt prin infiintarea de noi posturi de transformare

Constrangerile bugetare ne limiteaza optinumile de INT la lucrari din categoriile mentionate insa fara modermizarea integrala a Ljt si a bransamentelor aferente.

 

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

02/12/2013

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

A se citi si:

ANRE: anunt important pentru clientii noncasnici

Analiza efectelor CPC asupra pretului energiei electrice!

Calendarul eliminarii tarifelor reglementate la energia electrica!

 

Calendarul eliminarii tarifelor reglementate la energia electrica!

06/01/2013

SGC 2010

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Nr crt

Data

Procentul de achizitie ee din piata concurentiala pt consumatori:

noncasnici
(ag economici)

casnici

1

01.09.2012

15

0

2

01.01.2013

30

0

3

01.04.2013

45

0

4

01.07.2013

65

10

5

01.09.2013

85

10

6

01.01.2014

100

20

7

01.07.2014

100

30

8

01.01.2015

100

40

9

01.07.2015

100

50

10

01.01.2016

100

60

11

01.07.2016

100

70

12

01.01.2017

100

80

13

01.07.2017

100

90

14

31.12.2017

100

100

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

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

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

21/01/2012


Va semnalez aparitia sub egida Electrica Bucuresti a indrumarului 1LI-Ip4/17-2012: Indrumar de proiectare si executie LEA de medie tensiune cu cabluri torsadate cu si fara fir purtator

Indrumarul vine sa umple un gol important legat de tehnologia de realizare a LEA mt cu conductoare izolate.

Indrumarul reprezinta efortul direct al unui grup de specialisti din cadrul SC Electrica Bucuresti SA, SC Unimec SRL Buzau si SC Electroconstructia - ELCO Alba Iulia.

In versiunea tiparita indrumarul are 854 pagini.

Pentru a va starni curiozitatea va prezint mai jos cuprinsul acestei lucrari!

Probabil ca in scurta vreme normativul va ajuge, probabil tiparit la subunitatile Electrica. Pentru ca ElectricaServ asigura proiectrea si un volum important de lucrari de mentenata si constructii montaj RED pentru Electrica si este parte a Electrica Bucuresti probabil ca indrumarul va fi pus la dispozitia si specialistilor din ElectricaServ.

Exista argumente sa fie pus si la dispozitia constructorilor care lucreaza pentru SC Electrica, altfel ar fi un non sens sa elaborezi un normativ si sa il tii sub cheie!

Recunosc dreptul autorilor sa beneficieze de toate formele de recunoastere pentru munca depusa. Cred insa ca cele mai mari beneficii se pot obtine daca se faciliteaza accesul cat mai nerestrictionat la indrumar.

Este de asemenea important sa se stimuleze dezbaterile pe marginea lui pentru a capacita ideile care pot asigura imbunatatirea editiilor viitoare.

Cred ca in scurta vreme textul integral va fi disponibil si pe internet. In fond si daca apare textul in format electronic nu se exclude interesul pentru cartea tiparita!

A. ÎNDRUMAR DE PROIECTARE A LEAT 20 kV

Pagina

I. OBIECTUL LUCRĂRII

7

1.1. Terminologie

8

1.2. Abrevieri

8

II. IPOTEZE DE CALCUL

8

1. Încărcări, gruparea încărcărilor

8

1.1. Condiţii climat –   meteorologice

8

1.2. Caracteristicile fizice   ale cablurilor torsadate

12

1.3. Gruparea încărcărilor .

20

1.4. Determinarea   încărcărilor unitare normate

20

1.4.1. Încărcări unitare   normate datorate maselor proprii şi a depunerilor de chiciură

20

1.4.2. Încărcări unitare normate datorate acţiunii vântului.

21

1.4.3. Încărcări unitare   normate cumulate‚ datorate maselor proprii, a depunerilor de chiciură şi a   vitezei vântului

24

1.5. Determinarea   încărcărilor unitare de calcul

25

1.5.1. Încărcări unitare de   calcul datorate maselor proprii şi a depunerilor de chiciură

25

1.5.2. Încărcări unitare de calcul datorate acţiunii vântului

26

1.5.3. Încărcări unitare de calcul cumulate‚ datorate maselor proprii, a depunerilor de   chiciură şi a vitezei vântului

26

1.6. Determinarea   încărcărilor specifice normate şi de calcul

27

1.7. Încărcările totale provenite din masa şi depunerile de chiciură pe   elementele liniei

35

1.8. Încărcările totale provenite din acţiunea vântului pe elementele   liniei

35

1.9. Încărcări datorate tracţiunii din cablurile torsadate.

36

2. Stabilirea eforturilor în cablurile torsadate

37

2.1. Ecuaţia de stare ..

37

2.2. Deschiderea critică .

38

2.3. Calculul tracţiunii orizontale la starea care dimensionează.

45

3. Determinarea săgeţii cablurilor   torsadate

58

3.1. Cablu cu punctele de suspensie la acelaşi nivel .

58

3.2. Cablu cu punctele de   suspensie denivelate

59

3.3. Influenţa fenomenului de fluaj asupra săgeţii cablului torsadat

63

4. Stâlpi.

69

4.1. Ipoteze de calcul .

69

4.2. Regim normal de   funcţionare

70

4.3. Regim de avarie

73

5. Fundaţii .

74

III. DETERMINAREA DOMENIILOR DE UTILIZARE AFERENTE   STÂLPILOR LEAT

75

1. Calculul deschiderii maxime la vânt (Av).

75

2. Calculul deschideri   nominale (An).

79

3. Calculul deschiderii la sarcini verticale (Ag) …

84

4. Calculul unghiului de colţ   (2).

86

5. Calculul stâlpilor în colţ, ancoraţi

88

6. Stabilirea tracţiunii în ancoră în momentul reîntinderii

94

7. Verificarea la avarie a stâlpului

101

IV. CONDIŢII DE COEXISTENŢĂ A   LINIILOR ELECTRICE AERIENE CU CABLURI TORSADATE (LEAT) CU ELEMENTE NATURALE,   OBIECTE, CONSTRUCŢII, INSTALAŢII ETC. DIN VECINĂTATE .

103

1. Vecinătatea şi traversarea căilor ferate şi a altor căi rigide pentru   vehicule ghidate pe cablu

2. Traversări şi apropieri faţă de drumuri

103 110

3. Traversări şi apropieri faţă de terenuri normale şi terenuri   accidentate

116

4. Încrucişări şi apropieri faţă de linii electrice aeriene

117

5. Încrucişări şi apropieri faţă de mijloacele de transport pe cablu   suspendat

120

6. Traversări şi apropieri faţă de liniile de telecomunicaţii

123

7. Traversări şi apropieri faţă de conducte supraterane

124

8. Trecerea LEAT prin zone cu circulaţie frecventă ..

128

9. Trecerea LEAT prin zone de culturi pe spaliere metalice şi peste   îngrădiri metalice.

130

10. Traversări şi apropieri faţă de clădiri.

131

11. Traversări, treceri şi apropieri faţă de poduri, baraje, diguri.

135

12. Traversări şi apropieri faţă de ape şi cursuri de apă

141

13. Traversări si apropieri faţă de benzi transportoare

142

14. Traversări şi apropieri faţă de depozite şi clădiri cu substanţe   inflamabile, cu pericol de explozie sau incendiu

143

15. Traversări şi apropieri faţă de aeroporturi

144

16. Traversări şi apropieri faţă de instalaţiile de emisie şi recepţie de   telecomunicaţii prin înaltă frecvenţă

144

17. Traversări şi apropieri faţă de terenurile de sport

144

18. Traversări şi apropieri faţă de parcaje auto construite pe platforme   în aer liber

144

19. Traversări şi apropieri faţă de conducte subterane

145

20. Traversări şi apropieri faţă de instalaţii de extracţie de petrol şi   gaze naturale

146

21. Traversări şi apropieri faţă de livezi, păduri, zone verzi

147

22. Traversări şi apropieri faţă de instalaţii de îmbunătăţiri funciare.

148

V. CREŞTEREA GRADULUI DE   SIGURANŢĂ A LINIILOR ELECTRICE AERIENE TORSADATE DE MEDIE TENSIUNE PRIN   UTILIZAREA DISPOZITIVELOR CU ALUNGIRE CONTROLATĂ

154

1. Influenţa variaţiei factorilor de mediu asupra unei linii electrice   aeriene

154

2. Dispozitive pentru limitarea eforturilor în conductoarele torsadate,   la depuneri de chiciură peste valorile impuse de norme

172

VI. DOMENII DE UTILIZARE   STÂLPI, LINII ELECTRICE AERIENE TORSADATE SIMPLU CIRCUIT

179

B. ÎNDRUMAR DE EXECUŢIE A LEAT 20 kV
1. GENERALITĂŢI 473
1.1. Domeniul de aplicare. 473
1.2. Organizarea şantierului 473
1.3. Pregătirea lucrării 474
1.4. Executarea lucrărilor 474
1.5. Măsuri de tehnică a securităţii muncii la executarea lucrărilor tehnologice 474
1.6. Asigurarea calităţii   lucrărilor 475
2. ELEMENTELE CONSTRUCTIVE ALE   LINIILOR 475
2.1. Cabluri torsadate 475
2.2. Armături 475
2.3. Stâlpi 477
2.4. Fundaţii 477
3. EXECUŢIA FUNDAŢIILOR 477
3.1. Generalităţi 477
3.2. Fundaţii tip coloană în groapă forată 477
3.2.1. Descrierea operaţiilor   şi componentele forezei 477
3.2.2. Executarea fundaţiei   forate 478
3.3. Fundaţii tip coloană introduse prin vibropresare 480
3.3.1. Descrierea   componentelor agregatului 480
3.3.2. Execuţia fundaţiei   vibropresate …….. 482
3.4. Fundaţii turnate 483
3.4.1. Trasarea gropilor 484
3.4.2. Săparea gropilor 485
3.4.3. Turnarea radierului şi   cofrarea 486
3.4.4. Prepararea şi turnarea   betonului 489
3.4.5. Decofrarea şi executarea completărilor de beton după ridicarea   stâlpilor ……… 493
3.4.6. Turnarea betonului în   gropi cu înfiltrări de apă. 494
3.4.7. Executarea lucrărilor de betonare pe timp friguros 495
3.5. Fundaţii burate 496
3.6. Norme de protecţie a   muncii la executarea fundaţiilor 499
4. MANIPULAREA ŞI TRANSPORTUL   STÂLPILOR ŞI TAMBURELOR CU CABLURI TORSADATE 501
4.1. Generalităţi 501
4.2. Manipularea stâlpilor şi tamburelor cu cabluri torsadate cu ajutorul   automacaralei 501
4.3. Încărcarea şi descărcarea manuală a stâlpilor (beton, lemn, metal) şi   a tamburelor cu cabluri torsadate, cu ajutorul unul plan înclinat 503
4.4. Depozitarea stâlpilor 503
4.5. Transportul stâlpilor 503
5. ECHIPAREA ŞI PLANTAREA STÂLPILOR 505
5.1. Pregătirea stâlpilor 505
5.2. Echiparea stâlpilor 510
5.3. Plantarea stâlpilor 511
5.3.1. Ridicarea stâlpilor cu   automacaraua 511
5.3.2. Ridicarea stâlpilor cu   catargul fix şi tractorul. 512
5.3.3. Ridicarea stâlpilor cu   capră mobilă şi tractor 517
5.3.4. Orientarea corectă a   stâlpilor 517
5.3.5. Alinierea şi verificarea verticalităţii stâlpilor 518
5.3.6. Fixarea stâlpilor în   fundaţii 519
5.3.7. Ancorarea stâlpilor 519
6. MONTAREA CABLURILOR TORSADATE . 522
6.1. Desfăşurarea şi întinderea cablurilor torsadate 522
6.2. Desfăşurarea şi tragerea cablului torsadat cu troliul mecanic 523
6.3. Montarea cablului torsadat pe timp friguros. 525
6.4. Întinderea cablului   torsadat la săgeată 525
6.5. Înnădirea cablurilor   torsadate … 527
6.6. Capete terminale 533
6.7. Scule şi accesorii de urcat pe stâlpi …. 534
6.8. Utilajele, dispozitivele, uneltele şi sculele utilizate. 543
7. NORME SPECIFICE DE PROTECŢIE A MUNCII 546
Bibliografie   … 548
Anexe
Anexa 1: Cabluri torsadate   universale de medie tensiune , cu sau fără fir purtător 549
Anexa 2: Cleme şi armături pentru cabluri torsadate universale de medie   tensiune , cu sau fără fir purtător 559
Anexa 3: Stâlpi utilizaţi la LEAT 20 kV.. 571
Anexa 4: Realizarea liniilor   electrice aeriene cu cabluri torsadate universale 641
Anexa 5: Scule şi dispozitive utilizate în construcţia LEAT.. 683
Anexa 6: Recomandări generale   pentru alegerea cimentului 697
Anexa 7: Tracţiuni şi săgeţi   aferente cablurilor torsadate cu care s-au determinat deschiderile nominale. 699

Bibliografie
NTE 003/04/00 Normativ pentru   construcţia liniilor aeriene de energie e1ectrică cu tensiuni peste 1000 V.
SR EN   50341-1/2011 Linii   electrice aeriene mai mari de 45 kV, tensiune alternativă . Partea 1: Cerinţe   generale – Specificaţii comune.
SR EN   50423-1/2011 Linii   electrice aeriene mai mari de 1 kV c.a. până la 45 kV c.a. inclusiv. Partea   1: Cerinţe Generale – Specificaţii Comune.

 

PE 105/1993 Metodologie   pentru dimensionarea stâlpilor metalici ai liniilor electrice aeriene.
PE 152/1990 Metodologie de   proiectare a fundaţiilor LEA peste 1000 V.
SR 2970/2005 Stâlpi   prefabricaţi din beton armat şi beton precomprimat pentru linii electrice   aeriene. Condiţii tehnice generale de calitate
1. LI-Ip 4/1-95 Îndrumar de   proiectare a LEA de M.T. Algoritm de calcul pentru determinarea tracţiunilor   săgeţilor conductoarelor la LEA de MT
NE 012-1/2007 Cod   de practică pentru executarea lucrărilor din beton, beton armat şi beton   precomprimat. Partea 1: Producerea betonului.
NE 012-2/2010 Normativ pentru   producerea betonului şi executarea lucrărilor din beton, beton armat şi beton   precomprimat. Partea 2: Executarea lucrărilor din beton.
C 169-88 Normativ pentru   executarea lucrărilor de terasamente pentru realizarea fundaţiilor   construcţiilor civile şi industriale.
1. LI-Ip 4/4-90 Îndrumar de   proiectare a LEA de M.T. Fundaţii forate injectate pentru stâlpii LEA de   medie tensiune.
1. LI-Ip 4/5-88 Îndrumar de   proiectare a LEA de M.T. Trecerea din LEA în LES. Derivaţii
1. LI-Ip 4/7-89 Îndrumar de   proiectare a LEA de M.T. LEA d.c. cu stâlpi speciali metalici.
3.2.LJ-FT   47/2010 Fişă   tehnologică. Executarea liniilor electrice aeriene de joasă tensiune.
FL 4-85 Fişă tehnologică   privind construcţia LEA 6-20 kV pe stâlpi de beton simplu şi dublu circuit.
SF 157-IPROEB Cabluri   torsadate universale tip TA2X(FL)2Y-OL cu purtător de oţel zincat izolat.
SF 159-IPROEB Cablu torsadat   universal tip UA2XE2Y fără purtător pentru linii aeriene de medie tensiune.
Catalog SANTEL   IMPEX SRL Accesorii pentru cabluri de energie.
Catalog UNIMEC Cleme şi   armături de 20 kV
http_archive.ericsson Universal Cable Handbook

Tematica examenului de autorizare electricieni Primavara 2012

20/01/2012

 Pe site:  www.anre.ro s-a publica:t Tematica de autorizare electricieni Primavara 2012.

Este necear sa consultati site ANRE cu frecventa marita pentru a avea acces in timp util la eventualele informatii utile, noi referitoare la examenul de autoritate.

Va doresc succes!

SGC

Graficul de desfasurare a sesiunii de autorizare a electricienilor Primavara 2012

10/01/2012

 S-a publicat pe site www.anre.ro graficul de desfasurare a examenului de autorizare a electricienilor

Este de asteptat ca in zilele urmatoare sa se publice si tematica. Este important pentru candidati sa consulte zilnic site www.anre.ro pentru a accesa informatiile necesare direct de la sursa!

 

Va doresc mult succes!

Stoian Constantin

 

 

Calculul ee in cazul defectarii grupului de masurare

28/12/2011

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

Procedura_CALCULUL_energiei la defectare grup de masura

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    SGC

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

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

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

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

    Va multumesc pentru amabilitate si pentru punctul de vedere transmis.

     

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

    Nu este nimic de interpretat!

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

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

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

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

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

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

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

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

    Cu stima, SGC

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

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

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

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

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

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

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

    LA MULTI ANI!

    Cu deosebit respect si aleasa consideratie

    COSTIN

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

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

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

    La multi ani, cu sanatate si energie!

    SGC

Gradele de protectie ale carcaselor si echipamentelor electrice

09/12/2011

 Am extras pentru Dv Anexa 5.3 din Normativul pentru proiectarea, executia si exploatarea instalatiilor electrice aferente cladirilor I7/2011 pentru a avea la indemna regulile de simbolizare a gradelor de protectie ale carcaselor si echipamentelor electrice:

Calitatea energiei electrice _ actualizat 12.12.2016

07/12/2011

Continut actualizat 12.12.2016

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

– echipamente de protectie inclusiv la supratensiuni atmosferice si de comutatie

– stabilizatoare de tensiune

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

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

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

Benchmarking-ul intern by Eugen Rades

23/11/2011

Am placerea sa va prezint un articol interesant scris de dl Ing Eugen Rades

Benchmarking-ul intern, o metoda de crestere a performantei si competivitatii firmei

“Dacă continui sa faci ceea ce faci, vei continua sa primesti ceea ce primeşti.” John M. Capozzi

“Creativitatea nu înseamnă să găseşti un lucru, ci să faci ceva din el după ce l-ai găsit.” James Russell Lowell

“Eficienţa înseamnă să faci mai bine ceea ce se face deja.” Peter F. Drucker

1. INTRODUCERE

Menţinerea unei firme pe piată este data de competitivitatea ei în raport cu firmele concurente. Modelul Porter prezentat în fig.1, identifică cinci forţe care contribuie la competitivitatea unei firme:

1. posibilitatea intrării de noi competitori pe piaţă ( dată de dificultatea/uşurinţa cu care se poate intra cu succes in domeniul de activitate al firmei noastre ) ;

2. riscul apariţiei unor produse de substituţie care să înlocuiască produsele firmei noastre ;

3. puterea de negociere a furnizorilor firmei dată de numărul şi structura acestora;

4. puterea de negociere a clienţilor care se pot asocia şi pot impune condiţii firmelor furnizoare;

5. competiţia internă între firmele care acţionează în acelaşi domeniu.

Din analiza modelului Porter al forţelor competiţiei rezultă că în a fi competitiv pe piaţă înseamnă mai mult decât a produce produse competitive, înseamnă un bun management al firmei, o bună relaţionare cu clienţii şi furnizorii, o viziune fundamentată asupra tendinţelor pieţii şi competiţiei, o bună gestiune a resurselor informaţionale.

Există metode de evaluare prin care se determină poziţia firmei şi a produselor noastre în raport cu cele ale firmelor concurente şi care permit identificarea punctelor slabe şi a punctelor forte. Important pentru creşterea competitivităţii este să se determine ce stă în spatele acestor clasamente, care sunt mecanismele, practicile care determină aceste performanţe .

Acest lucru se obţine prin benchmarking.

2. BENCHMARKING. DEFINIŢII. TIPOLOGIE

Există mai multe definiţii date benchmarking-ului:

“Creşterea performanţelor proprii învăţând din ceea ce fac bine alţii. “

“ Benchmarking-ul reprezintă comparaţia cu alte organizaţii şi asimilarea lecţiei rezultate din această comparaţie.”

“Benchmarking-ul reprezintă un proces continuu de raportare a produselor , serviciilor şi practicilor firmei noastre la cele ale celor mai buni competitori, recunoscuţi ca lideri în domeniu.

“ Se observă că elementele principale ale acestor definiţii le constituie capacitatea de învăţare şi asimilare în cadrul firmei a celor mai bune practici ca resurse importante pentru creşterea performanţei şi competitivităţii.

Benchmarking-ul răspunde la intrebări de tipul:

Cum funcţionează/acţionează organizaţia noastră?

Cum funcţionează/acţionează organizaţiile performante?

Ce modificăm/adoptăm în organizaţia noastră, de ce modificăm/adoptăm şi cum facem aceste schimbări ?

Se ajunge astfel la o bună înţelegere a funcţionării organizaţiei noastre şi a organizaţiilor analizate, generându-se motivaţia şi obiectivele schimbării precum şi planul necesar pentru atingerea acestor obiective.

În funcţie de scopul benchmarking-ului şi de domeniul supus analizei putem face următoarea clasificare :

1. Benchmarking intern – Comparaţia se face între unităţi sau compartimente ale aceleiaşi firme. Este recomandabil în special firmelor cu structură teritorială care permite fiecărei unităţi teritoriale o dezvoltare specifică.

2. Benchmarking competitiv – Comparaţia se face cu principalii competitori din domeniul de activitate al firmei.

3. Benchmarking extern – Comparaţia se face cu liderii recunoscuţi din domeniul de activitate. Analiza se face în special pentru a a înţelege mecanismele de funcţionare ale acestora şi pentru a identifica ce anume se poate asimila la nivelul organizaţiei noastre.

4. Benchmarking funcţional (sau generic) – Comparaţia se face cu liderii recunoscuţi din alte domenii de activitate. Analiza se face în special pentru a înţelege mecanismele de funcţionare ale acestora şi pentru a identifica practici ce pot fi asimilate la nivelul organizaţiei noastre.

5. Benchmarking de proces – Comparaţia se face pentru a îmbunătăţi operaţii sau procese critice cu liderii recunoscuţi din domeniul de activitate. Analiza se face pe baza harţilor de proces pentru facilitarea comparaţiei şi analizei.

6. Benchmarking internaţional – Comparaţia se face cu firme situate în alte ţări, în special când informaţiile necesare nu sunt disponibile pe plan intern sau când se doreşte ca firma să fie competitivă şi pe plan internaţional.

Tipul de benchmarking ce va fi ales va depinde de :

  •  obiectivele firmei ;
  •  de mediul competiţional în care acţionează :
  •  de nivelul de dezvoltare şi evoluţie al firmei;
  • de stadiul de evoluţie al mediului economic.

3. ETAPELE PROCESULUI DE BENCHMARKING

Benchmarking-ul reprezintă un proces care necesită parcurgerea a cinci etape (vezi fig.2) :

a) Etapa de planificare

În această etapă se stabilesc :

  • obiectivele evaluării, ce anume se evaluează şi cum pot fi valorificate rezultatele evaluării ;
  •  se stabilesc modelele de referinţă utilizate pentru analiză şi evaluare ;
  •  se stabilesc datele ce vor fi colectate şi modalităţile de colectare.

 b) Etapa de analiză

Etapa de analiză implică o bună cunoaştere şi înţelegere a proceselor şi practicilor din firma noastră şi din firmele supuse procesului de benchmarking.

În această etapă prin analiza datelor obţinute trebuie să se răspundă la următoarele întrebări:

  • Sunt organizaţiile analizate mai bune decât noi ?
  •  De ce sunt ele mai bune ?
  •  Cu cât sunt ele mai bune ?
  •  Care sunt cele mai bune practici care sunt utilizate în prezent sau care pot fi anticipate ?
  •  Cum pot fi aceste practici adoptate/încorporate în organizaţia noastră?

Etapa de analiză este foarte importantă pentru că determină modul în care se va acţiona în viitor pentru creşterea performanţei şi competitivităţii firmei.

c) Etapa de implementare a rezultatelor la nivelul firmei În etapa de implementare se adaptează rezultatele obţinute la condiţiile specifice firmei astfel încât să poată fi asimilate şi utilizate.

În această etapă :

  •  se clarifică câştigurile în competitivitate induse de adoptarea noilor practici şi se obţine acceptul managementului pentru implementarea acestora;
  • se realizează planul de acţiune pentru implementarea schimbărilor ;
  •  se comunică obiectivele şi planul de acţiune la toate nivelele implicate pentru a obţine susţinerea necesară realizării schimbărilor rezultate în urma evaluării de benchmarking .

d) Etapa de acţiune

În această etapă sunt materializate măsurile cuprinse în planul de acţiune. Esenţială în această etapă este monitorizarea procesului de implementare, a modului în care sistemul răspunde şi se adaptează schimbărilor.

În cazul în care apar discrepanţe între rezultatele obţinute şi cele planificate obiectivele şi planul de acţiune pot fi “recalibrate” astfel încât să corespundă capacităţii de schimbare a organizaţiei.

e) Etapa de maturitate

Etapa de maturitate se atinge atinge atunci când noile practici sunt asimilate la nivel de practică curentă şi de cultură organizaţională. Este etapa în care organizaţia a trecut la un alt nivel de competitivitate , benchmarkingul devenind o practică curentă , specifică unei organizaţii flexibile şi adaptive, capabilă să “ înveţe “ continuu.

 

5.ASPECTE SPECIFICE FIRMELOR ROMANESTI

Procesul de benchmarking prezentat anterior reprezintă o acţiune care porneşte din interiorul firmei către mediul competiţional. Firmele capabile să iniţieze şi să valorifice procesul de benchmarking :

  • au bine definite hărţile de proces ;
  •  au un grad de maturitate al practicilor care le permit corecţii, adaptări sau integrări ale unor practici noi în sistemul de practici curente ;
  • au o orientare spre performanţă ;
  •  au un management al informaţiei funcţional ;
  • au o bună cunoaştere a mediului în care acţionează.

Din nefericire o mare parte din firmele româneşti nu îndeplinesc aceste condiţii având carenţe importante în ceea ce priveşte managementul informaţiei şi asumarea schimbării la nivel de cultură organizaţională.

Conform definiţiei date de Peter Drucker informaţia este acea dată care este integrată într-un ansamblu şi căreia i se atribuie un scop. Transformarea datelor în informaţii necesită atât o viziune managerială care să definească ansamblul informaţional şi scopul acestui ansamblu cât şi personal specializat care să fie capabil să definească şi să obţină datele corespunzătoare scopului ansamblului.

Datele în firmele româneşti au fost utilizate mai mult pentru controlul proceselor decât pentru informare, diagnosticare şi identificarea unor alternative de dezvoltare. Din acest motiv benchmarkingul intern reprezintă o etapă necesară pentru dezvoltarea capabilităţii de autoevaluare şi de valorificare a informaţiei.

 6. Benchmarkingul intern o metodă de creştere a competitivităţii

Benchmarkingul poate conduce prin adoptarea unor practici verificate la salturi în performanţa şi competitivitatea firmei. După cum am arătat succesul benchmarking-ului este obţinut de firmele cu un anumit grad de maturitate existând şi riscul de a eşua în intenţia firmelor de a adopta practici performante ale altor firme.

În aplicarea benchmarking-ului există riscuri date de:

  •  alegerea greşită a modelelor de referinţă ;
  • selectarea unui set de măsuri inadecvate domeniului de activitate al firmei ;
  • selectarea unui set de măsuri inadecvate capabilităţilor interne ale firmei ;
  • acordarea unei importanţe mari indicatorilor cantitativi fără înţelegerea motivelor fundamentale care conduc la performanţă ;
  •  dificultăţile întâmpinate în implementarea “ celei mai bune practici “ a altcuiva în propria firmă.

Benchmarking-ul intern evită aceste riscuri deoarece :

  • schimbările rezultate sunt de mai mică amploare astfel încât sunt mai bine asumate şi tolerate ;
  • accesul la informaţie este mai facil ;
  •  comunicarea internă şi cooperarea este uşor de obţinut.

În plus practica benchmarking-ului intern are un rol formativ pentru personalul firmei asigurându-i în timp capabilitatea de a integra cu succes practicile performante identificate în cadrul altor firme.

Ţinând seama de carenţele firmelor din Romania procesul de benchmarking poate fi abordat şi în sens invers :

  1.  Acumulare informaţii
  2.  Selectare şi sistematizare informaţii
  3.  Analiză informaţii
  4.  Construirea de modele de organizare sau identificare de practici
  5.  Evaluare rezultate
  6.  Implementare

Dat fiind sărăcia de informaţii interne , firmele îşi pot construi benchmarking-ul intern pe modele constituite pe observarea mediului intern şi extern şi pe evaluarea discrepanţei dintre :

Modelele astfel create contribuie la creşterea competitivităţii nu atât prin adoptarea de noi practici cât pe o mai bună valorificare a potenţialului intern al firmei (uman,tehnic,informaţional, etc.)

Modelele de referinţă pot fi construite pe baza diferenţei dintre :

  • performanţele unităţilor teritoriale ;
  •  practicile interne şi dotarea tehnică care este disponibilă ;
  •  dotarea tehnică internă şi nivelul tehnologic al momentului ;
  • nivelul de pregătire al personalului şi necesarul de pregătire impus de nivelul tehnologic
  •  aşteptările managementului şi performanţa personalului ;
  • aşteptările personalului şi performanţa managementului ;
  •  aşteptările clienţilor şi modul în care acestea sunt satisfăcute ;
  • competitivitatea firmei şi costurile la care se asigură această competitivitate ;
  • performanţa firmei şi exigenţele impuse de mediul extern (calitate, mediu, responsabilitate socială,etc.) ;
  •  performanţa creativă a personalului şi capacitatea de valorificare/recompensare a acestui potenţial de creativitate.

Etapele de evoluţie prin benchmarking intern sunt prezentate în fig. 3 şi prezintă salturile induse de utilizarea benchmarking-ului intern de la practica curentă la un optim imediat caracterizat de uniformizarea bunelor practici identificate în interiorul firmei urmat de optimul posibil dat de performanţa obţinută prin eliminarea diferenţelor evidenţiate anterior.

Idealul se obţine prin asimilarea celor mai bune practici ale liderilor limitate numai de resursele la care firma poate avea acces. Idealul este o problemă de evoluţie şi exprimă capabilitatea firmei de a integra şi valorifica cele mai bune practici, capabilitate care reprezintă prin ea însăşi o performanţă remarcabilă.

Pentru efectuarea benchmarking-ului intern firmele trebuie aibă o nouă abordare asupra managementului informaţiei care se constituie într-o resursă importantă de dezvoltare.

Aceasta cu cât există la nivelul firmelor o mare cantitate de informaţie insuficient valorificată :

  •  informaţia obţinută în urma audit-urile interne care trebuie să-şi extindă aria de acoperire informaţională ;
  •  informaţia obţinută prin consultarea salariaţilor ;
  •  informaţia ce poate fi obţinută prin crearea de canale de comunicare cu salariatii astfel încât sa poată fi evidenţiate disfuncţionalităţi sau identificate oportunităţi/bune practici .

Benchmarking-ul intern reprezintă cea mai simplă modalitate prin care aceste resurse informaţionale pot fi valorificate.

 7. Concluzii

Această metodă reprezintă un instrument important în mâna managerilor,care pot astfel să mărească competitivitatea firmei în condiţiile în care :

  • informaţia reprezintă o resursă esenţială pentru asigurarea performanţei firmei ;
  •  o tendinţă în management (în special în cadrul firmelor mari) o constituie acompanierea planificării strategice de asigurarea capabilităţii firmei de a valorifica rapid şi eficient oportunităţile şi de a face faţă riscurilor/şocurilor economice ; această condiţie poate fi îndeplinită numai de către firmele adaptabile şi flexibile.
  • adaptabilitatea şi flexibilitatea firmei este asigurată în primul rând de calitatea resurselor umane şi mai puţin de componenta tehnică ;
  •  firmele pot obţine salturi calitative fără mari costuri, prin adoptarea unor noi principii de funcţionare şi prin formarea unei noi culturi organizaţionale.

Benchmarking-ul intern reprezintă astfel un pas necesar către performanţă atât prin caracterul său formativ ( prin crearea de mecanisme şi practici noi şi prin formarea de noi atitudini şi mentalităţi ) cât şi prin câstigurile concrete în competitivitate.

Firmele care vor practica benchmarking-ul se vor putea adapta la schimbare şi o vor putea utiliza în beneficiul lor pentru că :

 „Atunci când bate vântul schimbării, unii ridică ziduri, alţii construiesc mori de vânt.” Proverb chinezesc

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

Bransament monofazat sau trifazat?

23/10/2011

Actualizat: 17.05.2016

Va propun sa vedem cum arata la 15.05.2016,  dinamica accesarilor acestui articol astfel incat sa ne facem o imagine asupra gradului de interes al subiectului pus in discutie (clik pe grafic pentru a fi deschis intr-o pagina noua):

a_dinamica accesarilor 1

a_dinamica accesarilor 2

Extrapoland accesarile primelor 4 luni din acest an, pentru anul 2016, anticipam cca 21000 de accesari!

Multi utilizatori ai blogului sunt preocupati sa inteleaga care este diferenta dintre un bransament monofazat si unul trifazat si care optiune ar fi mai buna pentru locuinta /spatiul lor de productie.

Daca avem sau intentionam sa achizitionam receptoare electrice trifazate atunci exista o singura optiune: bransamentul trifazat!

Daca avem doar receptoare electrice monofazate atunci se mentin cele doua optiuni: monofazat  sau trifazat .

Daca puterea maxima solicitata este sub 11 KVA (Ordinul ANRE 102/2015 art 7(1)a) bransamentul va fi monofazat.

Pentru puteri peste 11 kVA, din necesitatea de a echilibra incarcarea fazelor retelei stradale se impun bransamentele trifazate.

In situatia in care avem un bransament trifazat din care trebuie sa racordam consumatori monofazati trebuie stiut ca Puterea maxima simultan absorbita trebuie repartizata cat mai echilibrat pe cele 3 faze ale retelei. Sa dam  un exemplu de incompatibilitate:

Pmax simultam absorbita solicitata si avizata de operatorul de distributie pentru un bransament trifazat = 12 kVA. Pe fiecare faza pot fi racordati consumatori monofazati care insumeaza Pmax absorbit monofazat = 4 kVA ( 12kVA/3 = 4 kVA).

In aceste conditii daca am avea un receptor monofazat de 5 kVA de exemplu o centrala electrica monofazata nu vom reusi sa o alimentam din/cu bransamentul nostru!

Voi utiliza notatiile 1f = monofazat si 3f = trifazat

Prin urmare trebuie sa tinem cont ca trebuie sa avem respectate relatiile:

P max avizat 3f > sau = P max abs  de receptoarele 3f + Pmax abs 1f_faza R + Pmax abs 1f_faza S + Pmax abs 1f _faza T

respectand si condita ca pe fiecare faza  sa avem (clik pe formula pentru a fi deschisa intr-o pagina noua):

ralatie intre puterile absorbite trifazat si monofazat

In tabelul urmator analizam, pentru exemplificare, cateva cazuri (clik pe tabel pentru vizualizare mai clara):

tabel exemple 3fvs1f si combinatii
Costul unui bransament trifazat este mai mare decat costul unui bransament monofazat orientativ (repet doar orientativ) un bransament trifazat poate costa cca 3500 lei (uneori mai mult!) iar un bransament monofazat cca 2000 lei (uneori mai putin!).

Instalatia electrica interioara alimetata de un bransament trifazat este si ea mai scumpa decat o instalatie monofazata poate de regula raportul nu este chiar 3:1 (dar poate fi uneori chiar mai mare!).

Atunci cand se cere estimarea costului unui bransament trebuie sa stim solutia:

– bransament subteran sau aerian cu/fara stalp(i) intermediar(i) de bransament

– lungimea bransamentului, sectiunea conductorului

– cu amplasarea blocului de masura si protectie BMP M(monofazat) sau BMPT (trifazat) la limita de proprietate sau pe cladire

– sunt importante si informatiile despre retea daca exista, sectiune, tip: 1f sau 3f, incarcare, lungime fata de postul de transformare. Uneori daca reteaua are atinse limitele de capacitate de distributie si/sau limitele care se pot asigura conditiile de electrosecuritate acesta retea nu este disponibila pentru noi racordari (asta cel putin pe termen scurt!)!

Actualizare 07.04.2014 => studiu de caz centrala electrica fotovoltaica (1f) pentru productie de energie electrice vs bransament trifazat

Azi am intalnit un caz foarte interesant. Pe un bransament trifazat un cetatean si-a montat o centrala monofazata de 7 kW. A declarat ca nu este interesat de surplusul de ee debitat in reteaua stradala. A decis sa imparta consumul casei pe doua faze iar pe cea de-a treia a montat centrala electrica fotovoltaica.

Dupa cateva luni a inceput sa se planga ca nu i-a scazut deloc factura de energie electrica desi panoul centralei ii arata ca acesta a produs relativ multa ee!

V-ati prins! Cazul este impresionant! La omul acesta productia nu se intalnea cu consumul in propria s-a gospodarie. Daca totusi s-ar fi intalnit prin optiunea de centrala monofazata pe bransament trifazat s-ar fi intalnit numai pe consumul unei faze desi puterea produsa este mai mare decat puterea absorbita de bransamentul trifazat pe sensul de consum!

Daca lucrurile nu va sunt clare mai vorbim!

Actualizare 27.09.2014 => studiu de caz dimensionarea unui bransament trifazat

Am avut o discutie interesanta cu dna Alina C. pe care s-a concretizat intr-un studiu de caz privind repartizarea consumului pe faze si dimensionarea puterii maxime simultan absorbite de dimensionare a unui bransament:

Alina C. Says:

Buna ziua, scuzati daca e o intrebare stupida, doar acum incep sa ma documentez…

Am cumparat o casa de 160 mp pe care am vrea sa o incalzim electric.

Ni s-a spus ca avem nevoie de o centrala electrica de minim 18kw.

Ce putere ar trebui sa cerem pentru bransament la trifazat?

Doamna de la ghiseu (Electrica) spunea ca ar fi suficient 10kW… exista vreo diferenta de costuri la bransament care depind de aceasta putere?

  • stoianconstantin Says:
    Intrebarea este OK! Chiar va felicit ca v-ati pus problema verificarii unei informatii “ciudate” pe care ati primit-o de la OD Trebuie sa stabiliti daca centrala este monofazata sau trifazata. Daca centrala ar fi monofazata atunci avem o problema pentru ca exista o limitare la 11 kW la care se dau, de regula, solutii monofazate. Prin urmare puteti solicita/veti fi indrumata sa solicitati 18*3 = 46 kW trifazat. In acesta situatie pe o faza veti alimenta centrala monofazata si restul consumatorilor ii puteti repartiza pe celelalte faze aveti rezervati cate 18 kW consum monofazat pe fiecare din celelalte doua faze, arhisuficient chiar si pentru case super dotate cu electrocasnice! Daca centrala ar fi trifazata atunci pe fiecare faza centrala va consuma cate 6 kW/faza acum trebuie sa apreciati ce consumatori monofazati aveti si daca vreti sa ii repartizati pe una, doua sau trei faze.Luam pe rand cazurile plecand de la ideea ca v-ar trebui in total alti 6 kW putere maxim simultan absorbita pentru consumatorii monofazati:– repartizam consumatorii monofazati pe o singura faza atunci vom solicita 36 kW trifazat urmand ca pe faza cea mai incarcata (sa o denumim faza R) sa avem 12kW (6kW absorbiti de centrala pe o faza + 6 kW pentru consumatorii monofazati concentrati toti pe o singura faza), pe faza S vom avea 6 kW (absorbiti de centrala) si respectiv pe faza T vom avea 6kW (absorbiti de centralai) rezulta un consum dezechilibrat. De mentionat ca pe fiecare din cele doua faze mai putin incarcate aveti oricand posibilitatea sa adaugati noi consumatori insumand cate 6 kW pe fiecare! Faza care da puterea ceruta pentru bransamentul trifazat este faza cea mai incarcata (12 kW). Valoarea Pmax  simultan absorbita ceruta pentru bransamentul trifazat va fi 12 kW*3 = 36 kW– repartizam consumatorii monofazati pe doua faze atunci vom solicita 27 kW trifazat urmand pe faza  R sa avem 9 kW (6kW absorbiti de centrala trifazata pe o faza + 3 kW pentru consumatorii monofazati alimentati din acesta faza (jumatate din consumatorii monofazati ai casei)), pe faza S vom avea  tot 9 kW (6kW absorbiti de centrala trifazata pe o faza + 3 kW pentru consumatorii monofazati alimentati din acesta faza (jumatate din consumatorii monofazati ai casei)) si respectiv pe faza T vom avea 6 kW (absorbiti de centrala) rezulta tot un consum dezechilibrat dar mai prietenos cu reteaua stradala decat in cazul anterior. De mentionat ca faza mai putin incarcata aveti oricand posibilitatea sa adaugati noi consumatori insunamd 3 kW! Fazele care dau puterea ceruta pentru bransamentul trifazat sunt fazele cele mai incarcate (9 kW). Valoarea Pmax  simultan absorbita ceruta pentru bransamentul trifazat va fi 9kW*3 = 27 kW– repartizam consumatorii monofazati pe fiecare din cele trei faze ale bransamentului trifazat atunci vom solicita 24 kW trifazat urmand sa incarcam fiecare din cele 3 faze cu cate 8 kW (6kW absorbiti de centrala trifazata pe o faza + 2 kW pentru consumatorii monofazati alimentati din acesta faza (o treime din consumatorii monofazati ai casei)), vom avea un consum echilibrat la sarcina maxima. Valoarea Pmax  simultan absorbita ceruta pentru bransamentul trifazat va fi 8kW*3 = 27 kWAti observat ca in sistemul trifazat identificam faza cea mai incarcata si inmultim puterea acestei faze cu 3 si obtinem puterea trifazata de dimensionare a bransamentului si a protectiilor. Cand se face dimensionarea se dimensioneaza “simetric” pe fiecare faza luand de referinta faza cea mai incarcata.Daca optam pentru echilibrarea consumului putem observa ca “ne descurcam” si cu o putere de dimensionare a bransamentului mai redusa si ca vom folosi intreaga capacitate de distributie a bransamentului pe fiecare faza asta inseaman ca vom face economie. E drept ca in casa o instalatie trifazata s-ar putea sa coste ceva mai mult dacat una monofazata.Daca mergeti foarte strict pe dimensionare trebuie sa aveti grija ca niciodata sa nu alimentati din oricare faza in cazul nostru mai mult de 2 kW consum monofazat in timp ce functioneaza centrala pentru ca ne alegem cu o declansare prin suprasarcina a protectiilor!Ar mai fi o varianta! Cereti un bransament trifazat de 18 kW dedicat pentru centrala si unul monofazat pentru consumatorii monofazati ai casei uzual dimensionat pentru 5-6 kW putere maxima simultan absorbita. In cazul acesta ati putea de exemplu sa cereti si tarife diferite pentru cele doua contoare si sa obtineti avantaje importante adecvand tariful fiecarui tip de consum! Este posibil ca acesta sa fie varianta de cost investitional mim si sa ofere avantaje financiare semnificative in exploatare prin facilitarea adegvarii tarifelor pe tip de consum.

    Cred ca cele de mai sus explica de ce e nevoie de electricieni pe lume!

    Doamna de la ghiseu in mod sigur nu este electrician!

  • Alina C. Says:
    Va multumesc pentru raspunsul prompt si clar.

Intr-adevar, centrala este trifazata, si vom mai avea boilerul termoelectric si plita tot trifazate…

Am inteles in sfarsit cum se impart consumatorii pe cele 3 faze.

Aveti dreptate, chiar este nevoie de electricieni pe lume!

Va multumec inca o data!

Avizul tehnic de racordare intre suficienta si exagerare

01/10/2011

Avizul tehnic de racordare (ATR) este instrumentul prin care se conduce extinderea retelelor electrice de distributie. El influenteaza in egala masura prezentul si viitorul RED. ATR influenteaza calitatea energiei electrice pentru consumatorii deja racordati la RED, pentru noii solicitanti de acces la retea si pentru viitorii solicitanti.

ATR este un act de creatie. Calitatea solutiilor tehnice depinde de multi factori intre care corectitudinea datelor de intrare privind puterea maxima simultan absorbita necesara utilizatorilor, necesitatile reale de calitate a energiei electrice declarate de utilizatori, cunoasterea de catre semnatarul ATR a performantelor RED si viziunea sa asupra dezvoltarii RED in fiecare locatie.

Indiferenta, suficienta si lipsa de profesionalitate in activitatea de fundamentare/elaborare ATR pot compromite performatele RED si pot contribui din plin la insatisfactiile clientilor.

Este necesar sa analizam cele doua extreme in care se poate pozitiona ATR pentru a stimula evitarea lor.

Exagerarea in elaborarea ATR:

  • prevedera de costuri pentru unele elemente fizice care exced necesitatile obiective de asigurare a conditiilor de racordare
  • prevederea de solutii tehnice complicate inutil
  • includerea in descrierea solutiei in exces a unor delalii de dimensionare care ar trebui lasate in seama proiectului tehnic

Suficienta in elaborarea ATR:

  • descrierea excesiv de sumara a solutiei astfel incat aceasta ramane nedefinita
  • utilizarea jargonului tehnic in descrierea solutiilor tehnice de racordare
  • emiterea ATR fara efectuarea prealabila a analizei retelei
  • emiterea ATR fara sa se tina cont de perspectivele dezvoltarii RED: ocuparea traseelor publice cu instalatii private, extinderea RED cu instalatii subdimensionate care in timp scurt vor trebui sa fie refacute dubland efortul investitional (etc)
  • emiterea ATR pe RED deja supraincarcate fara masuri de intarirea capacitatii de distributie in amonte
  • emiterea de ATR la retelele stradale pentru consumatori care determina regimuri dezechilibrate si deformate care afecteaza calitatea energiei electrice pentru toti ceilalti utilizatori fara masuri tehnice de limitare a poluarii electromagnetice a RED
  • extinderea RED prin ATR fara prevederea necesitatii obtinerii avizelor si acordurilor legale necesare

Reparatia unor fundatii LEA 110 kV (1)

17/09/2011

Va prezint cateva imagini care surprind etape ale unor  lucrari de reparatii la fundatiile unei LEA 110 kV

Scopul este de a oferi aceste imagini pentru cei care nu au ocazia sa vada acest tip de lucrari. Evident ca gama de situatii in care sunt necesare reparatii este larga de asemenea si gama  solutiilor care pot sa fie  adoptate este larga.

Puteti  observa ca in cazul de fata lucrarile sunt la stalpi proiectati inainte de 1965. Imbinarea intre armatura fundatiei si montantul stalpului este inglobata in betonul picioarelor fundatiei. Exista componente ale stalpului care sunt supuse uzurii la contactul cu pamantul.

Pana una alta fundatiile si stalpii reparati vor permite mentinerea LEA in exploatare inca multi ani!

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Unele din contravantuirile de baza care au fost acoperite de pamant au un grad ridicat de uzura

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Betonul piciorului fundatiei a fost spart si s-a inlocuit o parte din cornierul incastrat in funadatie (pt ca in cazul din imagie a fost gasit gu grad de uzura mare). Se indica locul in care este realizata imbinarea cu surub de montantul stalpului.

In cazul nostru acesta imbinare urmeaza sa fie acoperita cu beton. Caz atipic fata de proiectele noi de fundatii LEA 110 kV

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Detaliu

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Cofrag cu armatura cu fier beton pentru refacerea piciorului fundatiei

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Alt tip de defect: s-a apreciat ca la acesta fundatie doar o contravantuire de la baza stalpului a fost uzata in sectiunea de incastrare in fundatie. S-a spart betonul pentru asigurarea posibilitatii de sudare a noii contravantuiri de portiunea incastrata in beton a cv vechi

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Detaliu zona de imbinare prin sudura

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Detaliu picior de fundatie reparat si impermeabilizat

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Imagine de ansamblu fundatie reparate si impermeabilizata

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Alta fundatie reparata

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Buturugile si LEA 110 kV

02/09/2011

Astazi am avut ocazia sa vad buturugile unor copaci batrani crescuti in interiorul unor fundatii de stalpi.

Aveam o usoara banuiala ca mentenata preventiva e doar prilej de turism energetic. Acum am si dovada!

Dupa aprerea mea arborii trebuie sa fi avut cel putin 15 ani timp in care s-au pontat o gramada de controale periodice si de lucrari de revizii.

Acolo unde crusta de nesimtire e groasa nu rezista nici-un plan de metenanta!

50 de ani de utilizare a conductoarelor preizolate

31/08/2011


Am placerea sa va supun atentiei rezultatele unei cercetari, efectuate de EA
Tchnology Ltd Australia in cadrul unui program guvernamental (Australian
Strategic Technology  Programme), referitoare la comportarea in exploatare a
conductoarelor preizolate (covered conductor) si izolate (cablu universal si
conductor torsadat)

Raportul este semnat de domnul A B Wareing. Utilizati linkul urmator pentru lecturarea textului integral in limba engleza Covered-conductor-systems-for-distribution-report-number-5925

In lume utilizarea conductoarelor preizolate are o vechime de
cca 50 de ani insumand peste 100000 km. In Australia anilor 2005 existau relativ
putine cazuri in care s-a utilizat conductorul preizolat. In vederea
fundamentarii deciziei de crestere a volumului de LEA realizata cu conductoare
preizolate a fost realizata o analiza internationala  detaliata a istoriei
utilizarii conductorului  scotand in evidenta problemele si solutiile asociate
fiecarei etape de dezvoltare a tehnologiei si materialelor.

Raportul atasat contine foarte multe informatii direct
aplicabile in retelele de distributie (RED) unele avand caracter de noutate absoluta (raportat
la experienta actuala si la tipul de probleme public discutate in cadrul CEZD).
Intre acestea:
 

    • explicatia problemelor intampinate cu unele loturi de conductor
      torsadat care nu rezista la contactul prelungit cu vegetatia

    • aspecte legate la protectia la STA 
    • aspecte legate de dificultatile de detectare a conductorului
      cazut la pamant
       
    • existenta conductoarelor cu 3 straturi: semiconductor
      (uniformizeaza campul), izolatie propriu-zisa din polietilena moale, stratul de
      uzura din polietilena de inalta densitate rezistenta la ultraviolete
        si la frecare

    • LEA mt cu conductor purtator cu functii de fir de garda si
      conductoare de faza „jumelate” = tehnologie „spacer conductor” utilizata pe
      scara larga in America
       

 

    • aspecte legate de electrosecuritate extrem de interesante si
      importante pentru noi
       
    • evolutia indicatorilor de continuitate in lume. In figura date
      din Japonia unde s-a ajuns la durate medii de intrerupere (CML = echivalent
      SAIDI) de 3 minute/an/condumator

 

 

 

 

 

 

 

 

 

    • domenii de relevanta pentru utilizarea  fiecarui tip de
      conductor: neizolat, preizolat, spacer, izolat torsadat, cablu universal, LES
      casic  functie de caracteristicile th, particularitatile aplicatiei, performante
      vizate etc
    • aspecte legate de costuri, rentabilitate etc 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

    • avem o lista bibliografica mare si valoroasa  pentru conductoarele preizolate
    • avem identificate principalele reglemetari existente in
      lume
        intre care cele mai importante cele din
      Anglia
        care a preluat si dezvoltat experienta tarilor
      Nordice.
      Normativele Energy Networks Association
      mentionate mai jos au atasate si programe de
      proiectare:

        ENATS 43-120 Covered Conductor 1 to 33kV March 2002 

ENATS 43-121 Compact CC construction for single circuit wood pole linesJanuary 2004 (draft) 
ENATS 43-122 Fittings for CC lines 1 to 33kV March 2002
   si care au constituit baza pentru 
standardele  CENELEC – seria EN50397 (3 volume).

Cablurile torsadate de mt au inceput sa produca incidente

18/08/2011

Inainte de toate va semnalez o oportunitate de a avea acces la cele mai bune preturi pe net.  Sansa este a celor care stiu sa profite de oportunitati INSCRIERE GRATUITA !!!

Pentru inscriere accesati linkul:    WIN-4-All inscriere

De curand am constat primele defecte pe un cablu torsadat de medie tensiune inserat in axul unel LEA. Postez cateva fotografii deocamdata necomentate doar pentru a le avea la dispozitie pentru mai tarziu

Eu inca sunt optimist cu toate acestea trebuie sa fim constienti ca nici aceasta solutie tehnica nu este infailibila. Mai ales pentru ca este o tehnologie noua executia trebuie sa fie atent efectuata fara presupuneri si fara improvizatii. Desi lucram de multi ani cu cablurile cu izolatie uscata inca  nu avem experienta cu cablu torsadat de medie tensiune.

Poate ca nu toate pozele sunt lafel de relevante desi m-am straduit sa surprind anumite aspecte care pot fi importante in analiza cauzelor posibile ale incidentului.

foto 1

foto 2

foto 3

foto 4

foto 5

foto 6

foto 7

foto 8

foto 9

foto 10

foto 11

foto 12

foto 13

foto 14

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

Mansoane in axul LEA cu conductor torsadat mt

16/07/2011

 Recent am constatat ca „profesionistii” in constructia retelelor electrice improvizeaza fara jena, pe scara larga. In materie de mansoane in axul LEA cu conductor torsadat cate bordeie atatea obiceiuri!

Se vede clar utilizarea inadegvata a clemei cu crestaturi. Bavurile firului prurator in final vor provoca deteriorarea izolatiei conductorului. Bucla de rezerva este al doilea aspect necorespunzator. Se creaza pe conductor o zona care accentueaza solicitarea conductorului sub actiunea vantului respectiv sub actiunea chiciurii si zapezii.  In plus curbarea unui conductor supus vibratiilor si greutatii proprii conduce la uzura accelerata a izolatiei

Aspectul necorespunzator al mansonului improvizat in deschiderea unei LEA mt se poate observa chiar si de nespecialisti!

In aceasta imagine trebuie sa remarcam o executie mai ingrijita si utilizarea unei cleme de inadire corespunzatoare pe firul purtator: clema de intindere cu bacuri cu izolatie de polietilena aplicata la exterior. Nu exista bavuri pe conductorul de nul.

Aceeasi „mana” persevereaza. A realizat un manson „colac” pe in axul unei LEA mt comuna cu jt realizata pe stalpi jt chiar deasupra unei strazi frecvent circulate. Pe langa neconformitatile deja scoase in evidenta s-au mai adaugat doua: executia unei inadiri cu incalcarea PE 104 in deschiderea care traverseaza o strada si respectiv existenta conditiilor de atingere a conductoarellor torsadate de mt respectiv de jt sub actiunea vantului:

Solutia corecta de realizare aunui manson in axul unei LEA mt cu conductoare torsadate trebuie sa asigure intregirea conductorului cu mentinerea unei sectiuni cat mai reduse a fascicolului torsadat. Acest obiectiv poate fi atins daca mansonarea celor 4 conductoare se realizeaza in scara:

In curand voi intra in posesia unor fotografii sper suficient de relevante ale unui manson corect realizat in axul unei LEA mt cu conductor torsadat. Spun relevante pentru ca trebuie sa te uiti cu atentie pentru adescoperi existenta unei inadiri!

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

LEA mt cu conductor torsadat by Valoris

10/06/2011

 Va prezint o LEA 20 kV realizata pe stalpi jt cu conductoare torsadate mt si jt cu fir purtator. Voi reveni probabil cu mai multe cometarii insa pentru moment imi propun sa incarc fotografiile pe care le consider relevante.

Armaturile mt sunt furnizate de UNIMEC Buzau.

Racordul mt debuteaza cu o racordare cu separator vertical, cu niste tije de actionare tare ciudate !, si cu o subtraversare de strada

Legatura de intindere in alimiamet pe conductor torsadat mt. Legatura terminala de intindere pe circuitul jt si trecere LEA/LES realizata cu cleme de legatura electrica dedicate:

Legatura de intindere in alimiamet pe conductor torsadat mt. Legaturi terminale de intindere pe doua circuite jt:

Legatura de intindere in alimiamet pe conductor torsadat mt. Legaturide intindere in aliniament si in colt  pe circuite jt:

Cap terminal la trecerea din LEA in LES a conductorului torsadat mt

Capete terminale de exterior pe conductor torsadat mt la bornele altui STEPNo cu tije de actionare ciudate

Conductorul torsadat este integrat in axul unel derivatii 20 kV, pe acest conductor exista si un PTAB racordat in solutie intrare iesire. Nu am postat poze cu PTAB-ul pentru ca nu le-am considerat relevante pentru subiectul abordat.

Istorie – ANRE pune Contractul – cadru de racordare in dezbaterea opiniei publice

17/03/2011

Inainte de toate va semnalez o oportunitate de a avea acces la cele mai bune preturi pe net.  Sansa este a celor care stiu sa profite de oportunitati INSCRIERE GRATUITA !!!

Pentru inscriere accesati linkul:    WIN-4-All inscriere

ANRE pune in dezbaterea opiniei publice Contractul – cadru de racordare. Acest contract va fi utilizat de operatorii de distributie in relatia cu solicitantii de acces la retelele de distributie publica.

Aveti ocazia sa contribuiti la imbunatatirea textului contractului de racordare. De aportul Dv pot benefitia un numar mare de oameni. Merita sa va implicati!

Observatiile se publica direct la ANRE utilizand accesul oferit de site www.anre.ro sau:

Contract- cadru de racordare la retelele electrice- revizia 1
Varianta proiect
Data publicarii : 16.03.2011. Termenul de primire observatii: 08.04.2011

NOTA DE PREZENTARE
CONTRACT CADRU -proiect
SINTEZA OBS

Intrebari suplimentare si informatii la adresa de e-mail: cpirvu@anre.ro

zip Tip fisier: zip
0.11 MB ( 110.72 Kb)

Descarcari: 140

 

 

 

CONTRACT – CADRU DE RACORDARE: CONTRACT CADRU revizia 1 document de discutie PROIECT

nr. ……… din data …………………………….. 

1. Părţile contractante 

Între ……………….……………. cu sediul în localitatea .………., judeţul/sectorul ………………, str. .…………, nr. …., telefon nr. ..………….., fax nr.  ………….., înregistrată la Oficiul Registrului şi Comerţului cu numărul. ………….., CUI nr. …………….., cont nr. ……………………………deschis la Banca ……………, reprezentată prin …………………având funcţia de ………………………….. şi prin ……….…………. având funcţia de ……………………….., în calitate de Operator de reţea,  denumit în continuare Operator,                    

şi:

persoana juridică/ persoana fizică ………………………. cu sediul/ domiciliul în localitatea …………………….,  judeţul/sectorul, str. ………..…., nr. .…, telefon nr. ………., fax nr……..…,C.N.P. ………………. / înregistrată la Oficiul Registrului şi Comerţului cu numărul …………….., CUI nr. …………….., cont nr. ………………………deschis la Banca …….……………, reprezentată prin …………… având funcţia de……………………… şi prin …………………. având funcţia de .…………………., în calitate de solicitant de servicii de racordare la reţeaua electrică, denumită în continuare Utilizator,

 

denumite în continuare Părţi, s-a convenit încheierea prezentului contract, cu respectarea  prevederilor de mai jos.

2. Definiţii

 

Termenii utilizaţi în prezentul contract au definiţiile prevăzute în anexa nr.1 la contract.

3. Obiectul contractului

 

3.1. Obiectul  contractului  îl  constituie  racordarea  instalaţiei  de  utilizare a Utilizatorului la  reţeaua electrică a Operatorului prin realizarea instalaţiei de racordare conform soluţiei de racordare prevăzute în avizul  tehnic  de  racordare  nr. ………………./……….. emis de ………………………………  ………..…………………., care face parte integrantă din prezentul contract (anexa nr.2 la contract).

3.2.  Descrierea succintă a instalaţiei de racordare: ……………………………………..

…………………………………………………………….………………………………………………………….

3.3. Adresa locului de producere/ consum: …………………………………………………………………….

 

4. Preţul contractului

4.1. Preţul contractului pe care Utilizatorul sau persoana fizică/ juridică împuternicită legal de către acesta să facă plata în numele utilizatorului, se obligă să îl achite Operatorului este  ……………….… lei, la care se adaugă …………… lei TVA, şi este egal cu tariful de racordare stabilit conform Legii energiei electrice nr. 13/ 2007, Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 90/ 2008, denumit în continuare Regulament, Metodologiei de stabilire a tarifelor de racordare a utilizatorilor la retelele electrice de distributie de medie si joasa tensiune, aprobate prin Ordinul ANRE nr. 29/ 2003 şi modificate prin Ordinul ANRE nr. 54/ 2008, Ordinului ANRE nr. 55/ 2008 pentru modificarea şi completarea Ordinului ANRE nr. 15/ 2004 pentru aprobarea tarifelor şi indicilor specifici utilizaţi la stabilirea tarifelor de racordare a utilizatorilor la reţelele electrice de medie şi joasă tensiune şi altor reglementări legale în vigoare la data perfectării contractului, pentru realizarea lucrărilor de racordare a instalaţiei de utilizare la reţeaua electrică.

4.2. Valoarea tarifului de racordare este explicitată în fişa de calcul care face parte integrantă din prezentul contract (anexa nr.3 la contract).

4.3. În situaţia în care Utilizatorul a ales un anumit executant pentru realizarea instalaţiei de racordare, valoarea tarifului de racordare a fost recalculată ulterior emiterii avizului tehnic de racordare, corelat cu rezultatul negocierii dintre Utilizator şi proiectantul sau constructorul pe care acesta l-a ales, conform prevederilor Regulamentului.

5. Intrarea în vigoare a contractului

Contractul intră în vigoare la data semnării lui de către ambele Părti, respectiv………………..

 

6. Documentele contractului

 

Documentele contractului sunt:

a)      avizul tehnic de racordare, în copie;

b)      fişa de calcul a tarifului de racordare;

c)      graficul de eşalonare a ratelor de plată, dacă este cazul conform punctului 11;

d)     cererea Utilizatorului pentru contractarea lucrărilor de către Operator cu un anumit proiectant sau constructor, dacă este cazul. 1)

 

7. Norme

 

La realizarea lucrărilor de racordare în baza contractului, se vor respecta normele de dimensionare, execuţie şi funcţionare în vigoare.

8. Caracterul confidenţial al contractului/ confidenţialitate

 

8.1. O Parte contractantă nu are dreptul, fără acordul scris al celeilalte Părţi:

a) de a face cunoscut contractul sau orice prevedere a acestuia, unei terţe Părţi;

b) de a utiliza informaţiile şi documentele obţinute sau la care are acces în perioada de  derulare a contractului, în alt scop decât acela de a-şi îndeplini obligaţiile contractuale.

8.2. Dezvăluirea oricărei informaţii faţă de persoanele implicate în îndeplinirea prevederilor contractului se va face confidenţial şi se va extinde numai asupra informaţiilor strict necesare îndeplinirii obligaţiilor contractuale.

8.3. O Parte contractantă va fi exonerată de răspunderea pentru dezvăluirea de informaţii referitoare la contract, în următoarele situaţii:

a)         informaţia a fost dezvăluită după ce a fost obţinut acordul scris al celeilalte Părţi pentru asemenea dezvăluire,

b)        Partea contractantă a fost obligată în mod legal să dezvăluie informaţia.

8.4. Prevederile de la punctul 8.1 rămân valabile o perioadă de 2 ani de la încetarea relaţiilor contractuale.

9. Obligaţiile Operatorului

 

Operatorul are următoarele obligaţii:

a)      întocmirea documentaţiei tehnico – economice pentru instalaţia de racordare, până la data de ……………………;

La cererea expresă, exprimată în scris de către Utilizator, proiectantul instalaţiei de racordare este 1).…………………………………………

b)      achiziţia lucrărilor de execuţie a instalaţiei de racordare, care se va face prin cerere de oferte/ licitaţie/ încredinţare directă conform reglementărilor în vigoare, până la data de ……………………..;

La cererea expresă, scrisă a Utilizatorului, executantul instalaţiei de racordare ales de către Utilizator este 1).…………………………………………

c)      executarea instalaţiei de racordare până la data de  ………………….. , cu condiţia ca Utilizatorul să respecte prevederile şi termenele stabilite la punctul 11;

d)     obţinerea autorizaţiei de construire a instalaţiei de racordare la reţeaua electrică;

e)      realizarea în reţeaua electrică din amonte de punctul de racordare a tuturor condiţiilor tehnice pentru asigurarea evacuării sau consumului puterii aprobate prin avizul tehnic de racordare ce constituie anexa nr. 2 la contract, cu condiţia ca Utilizatorul să respecte prevederile şi termenele stabilite la punctul 11;

f)       verificarea documentaţiei şi punerea  sub tensiune a instalaţiei de utilizare până la data de ………………….., cu condiţia ca Utilizatorul să respecte prevederile şi termenul de la punctul 10.lit b) şi c).

Punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare se va face în maximum 10 zile lucrătoare de la data finalizării instalaţiei de racordare, dată prevăzută la lit. c), cu condiţia ca Utilizatorul să respecte prevederile de la punctul 10.lit b) şi c).

 

10. Obligaţiile Utilizatorului

 

Utilizatorul are următoarele obligaţii:

a)      efectuarea  plăţilor către Operator în condiţiile şi la termenele stabilite la punctul 11;

b)      realizarea instalaţiei de utilizare prin finanţare directă, până la data finalizării instalaţiei de racordare, dată prevăzută la punctul 9 lit. c). Până la aceeaşi dată Utilizatorul întocmeşte şi predă Operatorului dosarul instalaţiei de utilizare.

Instalaţia de utilizare se execută de către o persoană fizică/ juridică autorizată/ atestată pentru categoria respectivă de lucrări.

c)      încheierea contractului/ contractelor pentru furnizarea, transportul sau distribuţia energiei electrice şi după caz a convenţiei de exploatare;

d)     înscrierea în cartea funciară a terenului/ imobilului la capitolul sarcini, a dreptului de superficie cu titlu gratuit în favoarea Operatorului, pe durata de existenţă a instalaţiei de racordare, în condiţiile prevăzute de Regulament, în cazul în care delimitarea instalaţiilor se face pe proprietatea utilizatorului.

11. Modalitaţi de plată

 

Părţile convin ca Utilizatorul să plătească tariful de racordare către Operator

a)      într-o singură tranşă, în termen de maximum 5 zile lucrătoare de la încheierea contractului de racordare;

b)      într-un număr de …….. rate, conform graficului de eşalonare plăţi anexat care face parte integrantă din prezentul contract (anexa nr. 4 la contract). Prin graficul de eşalonare sunt stabilite valorile şi termenele ratelor de plată, plăţile corelându-se cu ritmul execuţiei lucrărilor. Data plăţii ultimei rate nu poate depăşi data punerii în funcţiune a instalaţiei de racordare care constituie obiectul contractului.

12. Modificarea preţului contractului

 

12.1 Preţul contractului este ferm, în situaţia în care tariful de racordare prevăzut la punctul 4 este stabilit corespunzător unor scheme standard, pe bază de tarife şi indici specifici.

12.2 În situaţia în care tariful de racordare prevăzut la punctul 4 este stabilit total sau parţial pe bază de deviz, preţul contractului se modifică, dacă este cazul, în funcţie de valoarea contractului de execuţie, cu respectarea prevederilor legale. Dacă tariful de racordare este stabilit parţial pe bază de deviz, modificarea se poate face numai pentru elementele stabilite pe bază de deviz.

Preţul modificat al contractului se reglementează între Părţi prin acte adiţionale, în care se  stabilesc termenele şi modalităţile de plată a diferenţelor de către Utilizator sau de restituire a acestora de către Operator.

13. Începerea şi sistarea lucrărilor, prelungirea duratei de execuţie, finalizarea contractului

 

13.1 Lucrările de execuţie a instalaţiei de racordare încep numai după achitarea de către Utilizator a tarifului de racordare integral/ prima rată conform punctului 11 şi, după caz, obţinerea autorizaţiei de construire a instalaţiei de racordare.

13.2 Dacă Utilizatorul nu achită integral valoarea unei rate în conformitate cu valorile şi termenele prevăzute în anexa nr. 4 la contract, Operatorul este în drept să sisteze executarea lucrarilor.

Imediat după ce Utilizatorul achită integral valoarea ratei, Operatorul reia executarea lucrărilor, în cel mai scurt timp posibil, durata de execuţie a lucrărilor de racordare convenită la punctul 9 prelungindu-se corespunzător.

13.3 Părţile pot stabili de comun acord, prin acte adiţionale, prelungirea perioadei de realizare a lucrărilor de racordare sau a oricărei faze de realizare a acestora, în cazul în care, din cauze ce nu pot fi imputate Operatorului, se ajunge la întârzieri în executarea lucrărilor. După caz, prin aceleaşi acte adiţionale se modifică graficul de eşalonare a ratelor de plată din anexa nr.4 prin corelare cu noile termene de executare a lucrărilor.

13.4. Contractul se consideră terminat numai după semnarea de către comisia de recepţie a procesului verbal de recepţie finală a instalaţiei de racordare prin care se confirmă că lucrările au fost executate conform proiectului şi contractului, şi după ce a fost pusă sub tensiune instalaţia de utilizare, cu asigurarea în reţeaua electrică din amonte de punctul de racordare a tuturor condiţiilor tehnice necesare pentru evacuarea sau consumul puterii aprobate prin avizul tehnic de racordare ce constituie anexa 2 la contract.

 

 

 

 

14. Dreptul de proprietate

 

Conform prevederilor legale în vigoare, instalaţia de racordare intră în proprietatea Operatorului, iar instalaţia de utilizare realizată conform punctului 10 lit. b) este proprietatea Utilizatorului.

 

 15. Forţa majoră

15.1 Forţa majoră este constatată de o autoritate competentă.

Forţa majoră exonerează Părţile contractante de îndeplinirea obligaţiilor asumate prin prezentul contract, pe toată perioada în care aceasta acţionează.

15.2. Îndeplinirea contractului va fi suspendată în perioada de acţiune a forţei majore, dar fără a prejudicia drepturile ce li se cuveneau Părţilor până la apariţia acesteia.

15.3. Partea care invocă forţa majoră trebuie să notifice acest lucru în scris celeilalte Părţi, complet, în decurs de 48 de ore de la apariţia acesteia, apreciind şi perioada în care urmările ei încetează, cu confirmarea autorităţii competente de la locul producerii evenimentului ce constituie forţă majoră şi certificarea ei de către Camera de Comerţ şi Industrie.

Partea care invocă forţa majoră va lua toate măsurile care îi stau la dispoziţie în vederea limitării consecinţelor.

Neîndeplinirea obligaţiei de comunicare a forţei majore nu înlătură efectul exonerator de răspundere al acesteia, dar antrenează obligaţia Părţii care trebuia să o comunice de a repara pagubele cauzate Părţii contractante prin faptul necomunicării.

15.4. Dacă forţa majoră acţionează sau se estimează că va acţiona o perioadă mai mare de ……….. luni, fiecare Parte va avea dreptul să notifice celeilalte Părţi încetarea de plin drept a prezentului contract, fără ca vreuna din Părţi să poată pretinde celeilalte daune-interese.

16. Rezilierea contractului

 

16.1. Nerespectarea obligaţiilor asumate prin prezentul contract de către una dintre Părţi dă dreptul Părţii lezate de a cere rezilierea contractului şi de a pretinde plata de daune-interese.

Partea lezată va solicita, în scris, celeilalte Părţi, rezilierea contractului, cu cel puţin 15 zile înainte de data solicitată pentru reziliere.

16.2. În cazul rezilierii contractului la cererea scrisă a Utilizatorului, Operatorul va întocmi, în termen de 15 zile de la primirea solicitării, situaţia de lucrări executate şi de materiale specifice deja aprovizionate şi care nu se pot utiliza sub nici o formă la executarea altor lucrări, după care se vor stabili sumele ce trebuie reţinute din tariful de racordare şi daunele.

16.3. Contractul se reziliază de drept în cazul în care aprobările de amplasament sau de  construcţie  a  imobilului  ce urmează  a  fi  racordat  la  reţeaua electrică şi care au stat la baza încheierii contractului sunt anulate de către organele administraţiei publice locale sau alte organe abilitate ale statului.

16.4. Contravaloarea lucrărilor executate total sau parţial (proiectare, asistenţă tehnică, consultanţă, elemente fizice, etc.) până la momentul rezilierii contractului precum şi a materialelor specifice deja aprovizionate şi care nu se mai pot utiliza, sub nici o formă, la executarea  altor  lucrări, nu se vor restitui Utilizatorului; se vor returna acestuia doar sumele neutilizate la executarea lucrărilor şi contravaloarea materialelor şi echipamentelor specifice deja aprovizionate şi care, sub o formă sau alta, se mai pot utiliza la executarea  altor  lucrări.

 

17. Penalităţi

 

17.1 În cazul în care, din vina sa, Operatorul nu reuşeşte să îşi îndeplinească obligaţiile asumate prin contract, Operatorul are obligaţia de a plăti, ca penalităţi, o sumă echivalentă cu o cotă procentuală de 0,05 % din preţul contractului, pentru fiecare zi de întârziere, pînă la îndeplinirea efectivă a obligaţiilor aferente asumate.

17.2. În cazul în care Utilizatorul nu execută plăţile către Operator în conformitate cu prevederile punctului 11 şi cu anexa nr. 4 la contract, Utilizatorul are obligaţia de a plăti, ca penalităţi, o sumă echivalentă cu o cotă procentuală de 0,05 % din plata neefectuată conform prevederilor mai sus amintite, pentru fiecare zi de întârziere, până la îndeplinirea efectivă a obligaţiilor aferente asumate.

 

18. Soluţionarea litigiilor

18.1. Părţile vor face toate demersurile pentru a rezolva pe cale amiabilă, prin tratative directe, orice neînţelegere sau dispută care se poate ivi între ele în cadrul sau în legătură cu îndeplinirea contractului.

18.2. În cazul în care, după 15 zile de la începerea acestor tratative, Părţile contractante nu reuşesc să rezolve în mod amiabil o divergenţă contractuală, fiecare poate solicita ca disputa să se soluţioneze de către instanţa judecătorească competentă.

 

19. Limba care guverneaza contractul

Limba care guvernează contractul este limba română.

20. Comunicări

20.1. Orice comunicare/ notificare între Părţi, referitoare la îndeplinirea prezentului contract, se consideră valabil îndeplinită dacă se transmite celeilalte părţi în scris la adresa sau numerele de fax menţionate în prezentul contract, cu condiţia confirmării în scris a primirii comunicării.

20.2. În cazul în care notificarea/ comunicarea se transmite prin fax, aceasta se consideră primită de destinatar în prima zi lucrătoare ulterioară celei în care a fost expediată.

20.2. Comunicările/ notificările verbale nu sunt luate în considerare de nici una din părţi dacă nu sunt consemnate prin una din modalităţile prevăzute mai sus.

21. Legea aplicabilă contractului

Contractul va fi interpretat conform legilor din România.     

 

22. Alte clauze2)

 

 

 

23. Dispoziţii finale

23.1. Pentru neexecutarea, în totalitate sau parţială, a obligaţiilor prevăzute în prezentul contract, Părţile răspund conform prevederilor legale în vigoare.

23.2. Orice  schimbare   privind   numele   uneia  din  Părţile  semnatare, a adresei, a contului bancar, a numărului de telefon sau de fax etc, se va comunica în scris celeilalte Părţi,  în termen de cel mult 5 zile de la data survenirii modificării.

23.3. Utilizatorul va achita Operatorului, o dată cu tariful de racordare, o compensaţie bănească, cuvenită primului utilizator în conformitate cu prevederile Regulamentului. 3)

Valoarea acestei compensaţii băneşti este echivalentul în lei la data plăţii a ……………..Є, este stabilită în conformitate cu Metodologia de stabilre a compensaţiilor băneşti între utilizatorii racordaţi în etape diferite, prin instalaţie comună, la reţele electrice de distribuţie, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 28/ 2003 şi va fi predată primului utilizator de către Operator în termen de maximum 5 zile lucrătoare de la data încasării.

23.4. Toate modificările intervenite în contractul de racordare se vor face numai prin act adiţional,  semnat  de  ambele  părţi.

Prezentul contract s-a încheiat astăzi ……………în 2 ( două ) exemplare, deopotrivă originale, din care unul la Utilizator  şi unul la Operator.

Reprezentantul legal al Operatorului                        Reprezentantul legal al Utilizatorului

NOTĂ

1) Numai în cazul utilizatorilor care îşi aleg proiectantul sau constructorul;

2) Contractul încheiat de Părţi se poate completa cu clauze specifice conform înţelegerii Părţilor, cu condiţia ca acestea să nu fie contrare prevederilor din contractul-cadru şi reglementărilor legale;

3) Dacă este cazul.

Rubricile rămase necompletate sau care au fost excluse din contract, în vederea semnării de către cele două părţi, se vor anula în mod obligatoriu prin barare, pe ambele exemplare de contract.

 

 

ANEXA Nr. 1

DEFINIŢII

 

Amonte, aval

Noţiuni asociate sensului de parcurgere a instalaţiilor dinspre instalaţiile operatorului  de  reţea  spre instalaţiile utilizatorului;
Aviz tehnic  de racordare Aviz scris,  valabil numai pentru un anumit amplasament, care  se  emite  de  către   operatorul   de reţea,   la   cererea   unui   utilizator,   asupra posibilităţilor  şi  condiţiilor  de  racordare  la reţeaua electrică a locului de producere sau de consum respectiv, pentru satisfacerea cerinţelor utilizatorului precizate în cerere;
Compensaţie ( bănească ) Sumă de  bani  pe  care  un utilizator o plăteşte primului utilizator, în cazul în care urmează să beneficieze de instalaţia de racordare realizată pentru acesta din urmă;
Consumator de energie electrica Client final, persoană fizică sau juridică, ce cumpără energie electrică pentru consumul propriu;
Daune Prejudicii suferite de una sau ambele părţi semnatare ale contractului;
Daune  interese  Compensări sau despăgubiri băneşti acordate pentru acoperirea prejudiciului cauzat fie prin neexecutarea totală sau parţială ori executarea necorespunzătoare a obligaţiei contractuale a debitorului, fie prin simpla întârziere în executarea unei obligaţii contractuale;
 
Forţă majoră evenimentul mai presus de controlul părţilor, probat prin certificat emis de instituţiile abilitate, conform legii, care exonerează de orice răspundere părţile contractuale. Pot fi   considerate asemenea evenimente: greve, războaie, revoluţii,  cutremure, incendii, inundaţii sau orice alte catastrofe naturale, restricţii apărute ca urmare a unei carantine, embargou, etc.;
Furnizor Persoana juridică, titulară a unei licente de furnizare;
Instalaţie  de  racordare  Instalaţia   electrică   realizată   între   punctul   de   racordare   la   reţeaua electrică de interes public şi punctul de delimitare dintre instalaţiile operatorului de reţea şi instalaţiile utilizatorului. Instalaţia de racordare cuprinde şi grupul de măsurare a energiei electrice, inclusiv în cazurile de excepţie, când punctul de măsurare este diferit de punctul de delimitare;
Instalaţie  de utilizare Instalaţia electrică a utilizatorului,  în   aval   de   punctul/ punctele de delimitare; în cazul mai multor puncte de delimitare se consideră o singură instalaţie de utilizare, numai dacă instalaţiile din aval aferente fiecărui punct de delimitare sunt legate electric între ele prin reţele ale utilizatorului. Prin excepţie, sursele de iluminat public sau alte sarcini  distribuite, de acelaşi tip şi ale aceluiaşi utilizator, racordate la un circuit de joasă tensiune din postul de transformare sau dintr-o cutie de distribuţie, se pot considera o singură instalaţie de utilizare;
Încredinţare directă Procedeu  prin   care  realizarea  instalaţiei  de  racordare este contractată  de operatorul de reţea direct  cu  un  constructor  atestat, ales de către utilizator, care cere în scris, în mod  expres, acest lucru operatorului de reţea, înainte de încheierea contractului de racordare;
Loc de consum incinta sau zona în care se consumă, printr-o singură instalaţie de utilizare, energie electrică furnizată prin una sau mai multe instalaţii de racordare. Un consumator poate avea mai multe locuri de consum, după caz, în incinte sau zone diferite ori în aceeaşi incintă sau zonă;
Loc de producere incinta în care sunt amplasate instalaţiile de producere a energiei electrice ale unui utilizator al reţelei electrice;
Norme standardele, codurile, regulamentele, reglementările, instrucţiunile, prescripţiile energetice, hotărârile şi alte acte normative, precum şi contractele sau alte documente oficiale;
Operator de Distribuţie Orice Persoana  care deţine, sub orice titlu, o reţea electrică de distribuţie şi este titulară a unei licenţe de distribuţie prin care răspunde de operarea, asigurarea  întreţinerii şi, dacă este necesar , dezvoltarea reţelei  de distribuţie într-o anumită zonă şi, acolo unde este aplicabil, interconectarea acestuia cu alte sisteme, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului de a răspunde cererilor rezonabile privind distribuţia energiei electrice;
Operator de transport şi de sistem Orice Persoana  care deţine, sub orice titlu, o reţea electrică de transport şi este titulara  a unei licenţe de  transport prin care răspunde de operarea, asigurarea întreţinerii şi, dacă este necesar, dezvoltarea reţelei de transport într-o anumită zonă şi, acolo unde este aplicabilă, interconectarea acesteia cu alte sisteme electroenergetice, precum şi de asigurarea capacităţii pe termen lung a sistemului de a răspunde cererilor rezonabile pentru transportul energiei electrice;
Operator de reţea După caz, operatorul de transport şi de sistem, un  operator de distribuţie sau un alt deţinător de reţea electrică de interes public;
Prim utilizator Un utilizator pentru care în baza tarifului de racordare achitat, se realizează o instalaţie de racordare folosită ulterior şi pentru racordarea altor utilizatori;
Producator de energie electrica persoana fizica sau juridica, titulara de licenta, avand ca specific activitatea de producere a energiei electrice, inclusiv in cogenerare;
Punct de delimitare Loc   în   care  instalaţiile   utilizatorului   se   delimitează ca proprietate de instalaţiile operatorului de reţea;
Punct de măsurare locul de racordare a transformatoarelor de măsurare sau la care sunt conectate aparatura şi ansamblul instalaţiilor care servesc la măsurarea puterii şi energiei electrice tranzacţionate;
Punct de racordare Punct fizic din reţeaua electrică  la care se racordează un utilizator;
Retea electrica Aansamblul de linii, inclusiv elementele de sustinere si de protectie a acestora, statiile electrice si alte echipamente electroenergetice conectate intre ele prin care se transmite energie electrică de la o capacitate energetică de producere a energiei electrice la un utilizator. Reteaua electrica poate fi retea de transport sau retea de distributie.
Retea electrica de distributie (RED) Reteaua electrica cu tensiunea de linie nominala pana la 110 kV inclusiv;
Retea electrica de transport Reteaua electrica de interes national si strategic cu tensiunea de linie nominala mai mare de 110 kV;
Tarif de racordare Tariful reglementat care reprezintă cheltuiala efectuată de un  operator de reţea  pentru realizarea racordării unui loc de producere sau consum al unui utilizator la reţeaua electrică;

Utilizator de retea electrica

Producator, operator de transport si de sistem, operator de distributie, furnizor, consumator de energie electrică, racordaţi la o reţea electrică.

 

 

 

Stalp cu doua STEPno 20 kV

10/03/2011

 Astazi am revazut o solutie destul de atipica care la momentul promovarii a rezolvat o improvizatie care aparent nu avea solutie:

solutia a fost folosita la iesirea dintr-o statie de transformare unde trebuia asigurat si un punct de racordare pentru un racord 20 kV LEA. Separatorul de pe varful stalpului are rol de separator de linie (sau mai general separator de derivatie). Separatorul montat vertical are rolul unui separator de sectionare al axului unui circuit LES (!) sau intr-un caz mai general separator de racord.

Evident ca un astfel de stalp trebuie tratat cu atentie la manevre existand riscul ca in caz de neatantie sa se faca manevre gresite. Nu pledez pentru acest tip de solutii dar sustin ca la nevoie putem iesi din tipare!

SGC

Algoritm pentru fundamentarea programelor investitionale centrate pe obiective

19/02/2011

Specialistii agreaza ideea existentei unor obiective investitionale insa exista relativ rare cazurile in care analiza este facuta pe intreg volumul de instalatii (discutam aici de investitii in retele electrice de distributie (RED)).

In practica curenta ne limitam investigatia la determinarea performatelor fiecarei lucrari de investitii deja promovate. Practica curenta de fundamentare a promovarii unei anumite lucrari de investitii este destul de neomogena de la un operator de distributie (OD) la altul.

In acest articol introducem ideea de evaluare preliminara a solutiilor investitionale posibile pentru modernizarea / marirea capacitatii de distributie / reabilitarea intregului volum de retele/instalatii echipamente plecand de la un set de obiective prestabilite.

Deoarece fiecare investitie conduce implicit la imbunatatirea mai multor parametrii functionali constientizam existenta unor obiective asociate care este necesar sa fie evaluate pentru a consolida matricea cost performanta asociata intentiilor investitionale si implicit pentru fundamentarea mai buna a deciziei investitionale.

In practica curenta este recomnadat sa utilizam cat mai multe din statisticile existent la nivelul OD care sa ne permita o eventuala selectie preliminara a instalatiilor eventual pentru reducerea, intr-o prima etapa, a volumului de munca. Altfel OD trenuie sa aiba analize preliminare pentru dezvoltarea fiecarui activ.

Solutiile vor prevedea alocari graduale de fonduri pentru a crea posibilitatea acoperirii unei game cat mai largi de retele si mai ales pentru a asigura posibilitatea optimizarii randametelor investitionale.

Prin randamet investitional inteleg raportul cost/performata directionata spre obiective tinta.

Algoritmul propus prezina avantajul unei imagini de ansamblu care va scoate deopotriva in evidenta punctele slabe si va asigura de fiecare data posibilitatea de atingere a  celui mai bun randament investitional posibil corelat cu fondurile disponibile. Algoritmul permite si o bucla de reglare documetata pentru redefinirea obiectivelor si/sau fondurilor disponibile.

Consider foarte utile decantarile conceptuale pentru ca atunci cand „stim intradevar ce vrem” lucrurile se clarifica si se dechide un larg drum pentru valorificarea experientei si initiativei locale. In egala masura clientii, specialistii si actionarii pot avea satisfactia unor realizari deosebite.

Algoritmul propus se preteaza foarte bine pentru fundametarea actiunilor preventive. In acest caz efortul atragere a fondurilor de investitii este prin definitie mai marepentru ca actionarii sunt de regula mai circumspecti si mai pretentiosi!

Va propun in continuare o scurta privire asupra unei analize preliminare pentru marirea capacitatii de distributie a unei retele stradale 0.4 kV. Veti observa evaluarile a 6 solutii. In pasul urmator ar trebui sa calculam pentru fiecare solutie performatele asociate: DU, CPT, Iscc, SAIFI si altii. Vom avea matricea cost performata de care am vorbit in prezentarea algoritmului investitional centrat pe performata.

In momentul in care exista determinate matricele cost performanta pentru toate RED jt (de ex) putem vorbi de optimizarea alocarii fondurilor si de randamete investitionale consolidate.

Articole pe blog  cu subiete inrudite:

Ordinea de merit investitionala in contextul strategiei de dezvoltare RED

Investitii preventive vs corective

Algoritm pentru managementul neconformitatilor nivelului de tensiune

Modernizarea distributiei energiei electrice.

Influenta lungimii LEA jt asupra capacitatii de distributie

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

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

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

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

Diagrama cauza efect aplicata in energetica

Criza gazului si calitatea energiei electrice

Tehnologiile noi impun redefinirea zonelor de protectie si de siguranta

Imbunatatirea planificarii serviciului de distributie de catre un operator

Viziune asupra RED 2030 (2/8) 

Ordinea de merit investitionala in contextul strategiei de dezvoltare RED

13/02/2011

 

 

 

Rezumat: lucarea isi propune sa prezinte un concept nou: ordinea de merit investitionala si un algoritm asociat. Aplicand acest algoritm se obtine, pentru fiecare categorie de instalatii, ordinea in care trebuie efectuate investitiile astfel incat sa se obtina cele mai bune randamente orientate catre realizarea unui set de obiective prestabilite. Diagrama cauza efect precum si ordinea de merit investitionala pot deveni instrumente uzuale in fundamentarea strategiilor de dezvoltare a retelelor electrice de distribitie (RED).

 

1          Introducere   

Principiile moderne de management recomanda operatorilor de distributie sa elaboreze strategii de dezvoltare a RED [1], [2] urmarind respectarea: cerintelor organismelor de reglemetare privind conditiile de calitate a alimentarii cu energie electrica, cerintelor de mediu, cerintelor de electrosecuritate, si exploatarea eficienta a RED

Aplicarea principiilor moderne de management care vizeza asigurarea unor performate tehnice superioare ale RED, conformarea cerintelor organismelor de reglemetare, cerintelor de mediu si de electrosecuritate precum si nevoilor clientilor in conditii de eficienta economica impun

Prin definitie o strategie presupune existenta unui set de obiective tinta. Elaborarea strategiei presupune identificarea mai nultor cai prin care se poate asigura atingerea obiectivelor tinta. Caile identificate sunt evaluate si comparate selectandu-se calea, care cu resursele disponibile, permite atingerea obiectivelor tinta in cele mai bune conditii

In domeniul distributiei energiei electrice multimea seturilor de obiective previzibile este destul mare. Fiecarei zone de retea functie de particularitatile care o definesc exista o anumita gama de obiective fezabile. Corelat cu necesitatile si resursele disponibile se pot satabili pentru fiecare obiectiv tinte de evolutie diferentiate [3].

Procesul poate fi iterativ astfel incat prin simulari si selectii repetate se poate justifica nivelul dorit al unor obiective precum si adaptarea progresului vizat la resursele disponibile pe o amunita perioada de timp.

Pentru asigurarea unei coerente a dezvoltarii RED staregiile de dezvoltare se elaboaraza de regula pe trei paliere de timp: termen scurt 2-3 ani, termen mediu 3-5 ani si termen lung 5-10 ani. Exista si preocupari pentru investigarea directiilor in care vor evolua retelele electrice din prisma constrangerilor de mediu, solutiilor de modernizare a materialeor echipamentelor tehnologiilor, evolutia previzibila a nivelurilor de exigenta a organismelor de reglemetare etc. Aceste preocupari urmaresc conturarea unor viziuni de dezvoltare care vizeaza paliere mai lungi de timp de 25-30 de ani [4]. 

2                Obiectivele cel mai des avute in vedere la definirea strategiilor de dezvoltare RED sunt: 

  • CPT (consum propriu tehnologic) este un ctriteriu de eficienta economica a exploatarii RED (retea electrica de distributie)
  • SAIFI numarul mediu de intreruperi pe care le suporta clientii OD (operator de distributie)este un criteriu de performanta monitorizat de ANRE care are si inluente asupra eficientei exploatarii RED
  • SAIDI durata medie a intreruperilor pe care le suporta clientii OD este un criteriu de performanta monitorizat de ANRE care are si influente asupra eficientei exploatarii RED
  • ΔU abaterea tensiunii fata de tensiunea nominala a retelei jt este un criteriu de performanta monitorizat de ANRE care are si influente asupra eficientei exploatarii RED
  • SAFETY electrosecuritatea RED obligatie legala
  • ·         ECO: conformarea la cerintele de mediu

 

Preocuparile celor mai multe companii de distributie de a avea strategii de dezvoltare coexista cu situatii in care se promoveaza investitii mai ales cu pronuntat caracter corectiv care au un numar redus de obiective sau uneori chiar fara alte obiective decat eliminarea neconformitatilor. In aceste situatii investitorul se priveaza de informatii utile care ar putea fi obtinute de evaluarea progresului asigurat in urma lucrarilor respective de investitii.

Datorita corelatiilor dintre criteriile de performata, eliminarea unor neconformitati, conduce la realizeaza evolutiiei implicite a unei game destul de largi de criterii de performata tehnica si economica asociate. Constientizarea progresului inregistrat poate contribui la sporirea increderii ca s-a actionat intr-o directie favorabila dezvoltarii companiei si asigura suportul unor analize ulterioare mai bine documetate si incurajeaza compania respectiva sa isi bazeze dezvoltarea ulterioara pe strategii de dezvoltare.

3                Identificarea profilului investitional al instalatiilor vizate de lucrari utilizand diagrama cauza efect

Atunci cand analizam evenimente care au cauze complexe putem apela la un instrument managerial foarte eficient: diagrama cauza efect [5]. In cazul nostru utilizarea diagramei cauza efect ne permite sa obtinem o imagine de ansamblu a legaturii dintre obiectivele investitionala firesti ale unui OD si respectiv sa indentificam directiile principale de actiune. In figura 1 prezentam forma clasica a diagramei cauza efect

 

Fig 1 diagrama cauza efect 

Exista o puternica interconditionare intre categoriile de obiective investitionale enumerate mai sus. Intelegerea acestor conditionari ne permite sa identificam criteriile de prioritate investitionala in cadrul fiecarei categorii de instalatii si respectiv criteriile de repartizare a fondurilor intre categoriile de instalatii.

 In figura 2 punem in evidenta a categoriile de informatii continute in diagrama cauza efect structurate pe trei nivele:

 nivelul obiectivelor ;

  • nivelul categoriilor de instalatii in care trebuie investit pentru atingerea obiectivelor. Instalatiile sunt identificate prin „profilul investitional” care sintetizeaza argumentele legate de contributia scontata la realizarea obiectivelor strategice de dezvoltare ;
  • nivelul paletei de solutii la care putem apela pentru atingerea obiectivelor investitionale.

Figura 2: Diagrama cauza efect pt identificarea criteriilor de prioritate investitionala pentru dezvoltarea RED

 

Fig 2 Structurarea informatiilor in diagrama cauza efect pe trei nivele

 Se poate dovedi ca exista urmatoarele corelatii intre obiective precum si intre acestia si unele caracteristici ale instaltiilor:

  • CPT = f1(SAIFI, SAIDI, ENS, calitate energie, electrosecuritate) ;
  • Obiectivele de dezvoltare = f2( stare tehnica; topologie retea; parametrii constructivi: lungimi, sectiuni; numar de clienti; nivelul consumului de energie).

 

Bazandu-ne pe diagrama cauza efect putem defini profil investitional al instalatiilor care va asigura realizarea obiectivelor de dezvoltare:

  • instalatii cu stare tehnica precara;
  • grad de uzura ridicat care se pune in corelare directa cu varsta instalatiei;
  • instalatii cu incarcare mare;
  • instalatii care alimenteaza un numar mare de clienti;
  • linii electrice lungi;
  • linii electrice subdimensionate;
  • instalatii cu abateri de la normele de electrosecuritate;
  • retele care asigura nivel necorespunzator al tensiunii (ΔU mare);

4                Ordinea de merit investitionala 

 

Dupa definirea obiectivelor si identificarea corelatiilor dintre acestea urmate de identificarea profilului investitional al instalatiilor in care investitiile vor avea un randament sporit focalizat pe  atingere obiectivelor este necesar sa ierarhizam instalatiile din perspectiva contributiei scontate la atingerea obiectivelor de dezvoltate. Aceasta iererhizate am numit-o ordine de merit.

 

Tabelul 1 contine informatiile necesare explicarii conceptului de ordine de merit investitionala pentru LEA mt  (similar se poate proceda pentru oricare alta categorie de instalatii).

 

S-au identificat criteriile care vor fi utilizate pentru ierarhizarea instalatiilor. Aceste criterii sunt corelate cu obiectivele de dezvoltare si sunt legate de probabilitatea de defect si/sau de neconformitatile care sunt vizate de actiunile investitionale necesare pentru imbunatatirea performatelor.

Tabelul 1: Ordine de merit LEA MT

 

Remarcam posibilitatea separarii criteriilor pe categorii, de exemplu tehnice sau economice si realizarea unor analize distincte ale caror concluzii se pot compara sau completa reciproc.

 

Este posibila ponderarea reprezentarii criteriilor in ordinea de merit ceea ce va permite setarea mai precisa a efectelor investitiilor asupra performantelor RED valorificand superior experienta fiecarui operator de distributie care aplica ordinea de merit.

 

Schema logica alaturata ilustreaza modul in care se determina ordinea de merit in baza careia se stabilesc prioritatile investitionale.

 

Se remarca faptul ca sunt avute in vedere caracteristici fizice, topologie, si functionale (continuitate, incarcare, pierderi, calitate ee) care influenteaza determinant obiectivele investitionale strategice. Algoritmul de determinare a ordinii de merit tine cont de aportul fiecarui criteriu astfel incat efectele investitionale asupra imbunatatirii performantelor RED sa fie cat mai semnificative.

 

Sa luam de exemplu cazul unei linii mt ramificate cu lungime mare a axului si cu volum important de retea in racorduri si derivatii. Dupa criteriile de probabilitate de defect (data de volumul mare de LEA) linia poate aparea de exemplu pe prima pozitie (sortare „descendenta”). Daca aceasta retea a fost recent modernizata eficient si numarul de incidente este redus atunci la sortarile dupa vechime si dupa numarul de defecte, linia se va pozitiona spre sfarsitul clasamentului acumuland multe puncte in coloana Ordine de merit astfel incat atunci cand sortam baza de date ascendent dupa ordinea de merit linia noastra nu se va pozitiona in zona de prioritate investitionala ceea ce corespunde starii tehnice si comportarii in exploatare a acestei instalatii.

 

Liniile care se pozitioneaza de mai multe ori pe primele pozitii ale clasmentului le vom regasi in zona de interes la sortarea finala ceea ce inseamna ca necesitatea investitionala este sustinuta/confirmata de mai multe argumente. In baza acestei scheme logice s-a realizat o macrocomanda EXCEL care permite determinarea rapida a ordinii de merit si reluarea determinarii ori de cate ori se fac actualizari ale datelor primare.

 

5                    Rezultate obtinute

 

Plecand de la un set concret de obiective  SMART de dezvoltare, aplicand diagrama cauza efect s-au scos in evidenta legaturile dintre obiective (piramida obiectivelor) si profilul investitional al instalatiilor care vor face obiectul strategiei de dezvoltare.

 

Profilul investitional al instalatiilor permite identificarea criteriilor necesare pentru stabilirea ordinii de merit investitionale printr-un algoritm original, multicriterial.

 

Utilizand algoritmul de determinare a ordinii de merit investitionale s-a reusit relativ usor si rapid ierarhizarea unui numar de peste 700 circuite LEA 20 kV dintr-o zona de retea destul de extinsa. In acest clasament, pe primele pozitii, sunt listate LEA mt cele mai sensibile la investitii care asigura cele mai bune randamente focalizate pe atingerea obiectivelor strategice.

 

In tabel 2 avem prezentate datele de intrare pentru stabilirea ordinii de merit investitionale in cazul LEA mt iar in tabelul 3 avem sectiunea de punctaje aferente fiecaruia din cele 11 criterii pe baza carora s-a determinat ordinea de merit investitionala

 

Solutia investitionala concreta (lucrarile necesare de modernizare), costurile aferente fiecarui circuit mt precum si aportul concret la realizarea obiectivelor strategice se obtin analizand fiecare LEA ierarhizate dupa ordinea de merit investitionala vizand directiile (profilul investitional) identificate in diagrama cauza efect.

             In tabelul 4 avem dispersia pe zone a circuitelor selectate pentru investitii dupa aplicarea ordinii investitionale. Am utilizat multiplii de 7 pentru ca in compania analizata este acceptata existenta a 7 zone de retea. Traditional fondurile ereau repartizate uniform in plan teritorial. Realizarea unor performante focalizate pe atingerea unor obiective impun alocarea fondurilor acolo unde randamentul investitional va fi mai bun.

Table 4

investitionale superioare pentru fondurile de investitii disponibile putandu-se ajunge la situatia in care masurile de dezvoltare vor avea un caracter predominant preventiv iar care s-ar putea obtine cu un efort investitional mai redus

6                    Concluzii. Conclusions

 Elaborarea unei strategii de dezvoltare este un demers profesional complex care presupune utilizarea iterativa a unor seturi de algoritmi si metode cu grade diferite de complexitate pentru prelucarea unor volume mari de date de intrare referitoare la: elementele constructive ale LEA, particularitatilor de traseu, conditiile de mediu, comportare in exploatare, prognoza evolutiei incarcarii RED etc

 Algoritmii si metodele de planificare au fost destul de mult diversificate si rafinate foarte mult in ultimii 50 de ani [1]. Abordarile cele mai complexe apleaza la inteligenta artificiala prin algoritmi evolutivi multicriteriali.

 Oricat de complexi ar fi ar fi algoritmii utilizati nu se poate garanta obtinerea unor rezultate absolut obiective. Exista de asemenea pericolul GIGO generat de datele de intrare incerte de care in mod real dispun operatorii de distributie.

Abordarea propusa in aceasta lucrare:

  • prelucarea unor obiective de dezvoltare SMART definite
  • determinarea profilului investitional al instalatiilor care fac obiectul modernizarii utilizand disgrama cauza efect
  • identificarea ordinii de merit investitionale

asigura cu un minim de informatii, a caror acuratete poate fi garantata, obtinerea unei ierarhizari ale instalatiilor la care investitiile pot asigura cele mai bune randamente focalizate pe atingerea obiectivelor de dezvoltare

             Desi gama disponibila de metode si algoritmi pentru fundamentarea deciziilor de dezvoltare este foarte diversificata faptul ca pana acum nu s-a impus niciunul pentru utilizare pe scara larga indica faptul ca domeniul ramane deschis unor solutii noi.

             Sunt necesare de asemenea eforturi de standardizare a bazelor de date RED care sa poata fi utilizate la definirea strategiilor de dezvoltare.

 7          Bibliografie  Bibliography

[1] Mauhamad Vaiziri, Klein Tomasivic, Turan Gönen „ Distribution expansion problem revised. Part 1. Categirial analysis and future directions”

[2] UG Knight „The logical design of electical networks using linear programming methods” IEEE Procedings vol 33 No A, 1960, p 306-314

[3] Jalal Abdalah „ Distribution network planning and design using branch and bound methods” American Journal of applied Science 2(3): 644-645, 2005 © Science Publications 2005

[4] Lauri Kumpulainen s.o „Distribution network 2030. Vision of the future. Power System. Epsoo 2006, VTT Tiedotteteito – Research Notes 2361:86p/2007

[5] Gheorghe Mazilu, Mihaela Conu, „ Imbunatatirea planificarii serviciului de distributie de catre un operator” FOREN 2008, lucrarea S3-25-ro

Algoritm pentru managementul neconformitatilor nivelului de tensiune

06/11/2010

Va supun atentiei un algoritm care poate fi util in activitatea de monitorizare a tensiunii din RED jt. In viziunea mea ar trebui sa ajungem in situatia de a ne permite actiuni preventive. Probabil ca putini OD din tara pot afirma ca stapanesc nivelul tensiunii in RED jt. In aceste conditii eforturile de a avea informatii si de a stabili criterii de ierarhizare a prioritatilor investitionale sunt foarte importante.

Algoritmul propus se bazeaza pe actiunile  de masuratori de sarcina si tensiune (mst) din perioadele de iarna (exprimandu-ne mai general poate ca ar trebui sa spunem „perioadele de incarcare maxima a RED jt pentru ca in unele cazuri maximum se atinge in alte perioade din an) care in viziunea mea ar trebui sa fie dublate de inregistrari ale nivelului tensiunii acolo unde masuratorile instantanee identifica posibile neconformitati.

MST instantanee au rolul de a semnala posibile zone cu probleme. Inregistrarea tensiunii pe o perioada de minim 7 zile asigura documetarea obiectiva a necesitatii de lucrari de imbunatatirea nivelului de tensiune (INT). E de preferat ca inregistrarea nivelului tensiunii sa se faca cat mai a apropiat de momentul in care prin mst instantanee au fost identificate tensiuni scazute pentru a ne conserva sansa de a prinde perioadele incarcate ale RED jt.

Trebuie sa constientizam ca STAS SR-EN 50160 si standardul de performata ANRE vorbesc de valori medii ale tensiunii masurate pe o durata de 10 minute si nu exclud variatii de scura durata ale tensiunii inafara plajei normate de +/- 10%. Printr-o masuratoare manuala avem doar valori efective din mometul masuratorii. Fundamentarea unor decizii investitionale doar pe aceste masuratori frizeaza amatorismul putand duce la decizii eronate si la risipa de fonduri in detrimetul zonelor in care necesitatile de lucrari de INT sunt obiective.

Remarcam introducerea pragului de 8% pentru caderile de tensiune valoare de la care consider necesara  intensificarea ritmului de moninitorizare a nivelului tensiunii prin mst instanatanee si a referintei la gradul de conformare la cerintele standardului de performata prin doua praguri de 95% sub care trebuie declansate actiunile corective si intre 95% si 97% zona optima pentru programarea actiunilor preventive dublata de intensificarea ritmului de monitorizare a calitatii ee.

Citeste si articolul: Calitatea energiei electrice este influentata mai mult de consumatori decat de distribuitori

Studiind mai multe curbe ale tensiunii medii pe 10 minute (perioada de mediere ale valorilor efective ale tensiunii care permite determinarea K∆U&t [%] gradului de conformare la cerintele STAS 50160 si ale standardului de performanta a serviciului de distributie a energiei electrice) am constatat ca simpla referinta la K∆U&t [%] nu este suficienta.

Existenta intreruperilor in alimetarea cu ee din perioada masuratorilor poate distorsiona realitatea referitoare la nivelul tensiunii in Ljt de exemplu putem sa avem doar valori Umed_10 min mai mari de 207V si datorita intreruperilor sa avem   K∆U&t  [%] < 95% si in mod eronat sa declaram ca avem neconformitati legate de valoarea tensiunii. in aceste conditii in logigrama de mai sus trebuie inserata sectiunea urmatoare:

Ma gandesc sa aduc in  discutie si valorile mimime si respectiv ale tensiunii masurate pe intervalele de 10 minute de  mediere. Aceasta noua abordare este posibil sa incline balanta in favoarea inregistarii tensiunii iar valorile instantanee sa fie utilizate doar pentru alarmare preliminara (vom vedea!)

 

Rezultatele mst pot fi utilizate ca avand functie de alarmare.  Monitorizarea tesiunii medii pe 10 min si respectiv calcului indicatorului de conformare la prevederile standardului de performata pot confirma necesitatea INT atat in cazul unor tensiuni masurate manual sub pragul de 207 V cat si in plaja normata de 207-253 V.

In legatura cu sesizarile clientilor si acestea au functie de alarmare . Din 10 situatii posibile ale pozitionarii Umax_10 min, Umed_10 min si respectiv Umin_10 min fata de plaja normata de +/- 10%Un in 9 cazuri clientii pot resimti negativ efectele tensiunilor mai mari decat  1,1Un si respectiv mai mici de 0.9Un. Din cazurile sesizabile in 6 cazuri standardul de performata obliga OD sa ia masuri de INT iar in 3 cazuri tesiunea este declarata corespunzatoare cu toate ca exista perioade scurte de timp in care in punctele de delimitare clientul poate sesiza valori necorespunzatoare ale tensiunii.

Analizand dinamica rapoartelor dintre DU”max_1 min”, DUmed_10min si DU”min_10 min” rezulta ca in conditii normale pe un circuit stradal putem avea rapoarte de 1-10 ceea ce indica variatii mari ale curentului de sarcina. Aceasta concluzie poate fi utila atunci cand analizam solutiile de protectie a circuitelor jt

Adoptand fundamentarea necesitatilor INT pe baza rezultatelor monitorizarii curbei Umed 10 min si a gradului de conformare la cerintele standardului de performanta vom reusi sa eliminam reactiile subiective, emotionale la valori nerelevante ale tensiunilor din Ljt si in acest mod sa reusim sa focalizam eforturile corective pentru eliminarea neconformitatilor confirmate.

Opinia mea personala ar merge pana la generalizarea deciziei bazate numai  pe inregistrarea nivelului tensiunii pentru perioade de masuratori de cel putin 7 zile.

In cazul ideal, asa cum am recomandat in articolul privind cerintele tehnice privind circuitele stradale jt, montarea de inregistratoare de tensiune in montaj fix la capetele retelelor jt, creditate cu riscuri sporite de a prezenta neconformitati ale tensiunii,  este o solutie pe deplin justificata

In tabelul urmator sintetizam 16 cazuri bazate pe rezultatele obtinute din masuratori manuale ale tensiunii dublate de inregistrari 

Nr crt KU
[%]
Umin mst [V] min { U med_10′ }
[V]
Intreruperi Diagnostic
1 >95% >207V >207V da tens ok
2 >95% >207V >207V nu tens ok
3 >95% <207V <207V da tens ok
4 >95% <207V <207V nu tens ok
5 >95% <207V >207V da tens ok
6 >95% <207V >207V nu tens ok
7 <95% >207V >207V da tens ok
8 <95% >207V >207V nu err
9 <95% <207V >207V da tens ok
10 <95% <207V >207V nu err
11 <95% <207V <207V nu nec INT
12 <95% <207V <207V da incertitudine nec reluare mst
13 >95% >207V <207V da tens ok
14 <95% >207V <207V nu nec INT
15 >95% >207V <207V nu tens ok
16 <95% >207V <207V da incertitudine nec reluare mst
           

 

 Remarcam in tabelul de mai sus ca din 16 cazuri doar in doua situatii putem diagnostica necesitatea lucrarilor de imbunatatire nivel tensiune (INT).

Din 8 cazuri in care rezultatele masuratorilor de tensiune manuale (Umin_mst)  indica neconformitati ale nivelului tensiunii (tensiunea este <207 V) doar intr-un singur caz putem confirma necesitatea INT.

In toate cazurile in care nivelul tensiunii este diagnosticat ca fiind corespunzator prevederilor STAS 50160 (K∆U&t  [%] < 95%) tensiunea poate avea pentru perioade scurte de timp valori mult mai scazute decat pragul de 207 V.

Viziune asupra RED 2030 (2/8)

21/10/2010

recent am descoperit un raport al unei echipe de cercetare din Finlanda asupra optiunilor de dezvoltare al retelelor electrice de distribitie pe termen lung. Va prezint traducerea acestui raport cu adnotari si trimiteri la unele articole publicate pe blog referitor la optiunile de dezvoltare RED identificate de mine ca fiind viabile.

Am segmentat materialul in 8 parti datorita volumului destul de mare. E posibil ca in prima instanta sa reusesc doar publicarea traducerii textului original urmand sa revin succesiv asupra lui pentru inserarea adnotarilor si trimiterilor la articolele complementare publicate pe blog

Traducerea si prelucarea materialului a fost facuta in colaborare cu ing Stoian Petre si ing Stoian Radu

Ultilizand link-lu urmator puteti accesa:Viziune asupra RED 2030 (1/8)

2.  Starea actuală a reţelelor de distribuţie energie electrica finlandeze

2.1 Generalitati

Evaluarea stării actuale a reţelelor a fost făcută pe baza unor interviuri şi studierea literaturii de specialitate. În total, 15 companii de distribuţie  reprezentative si societăţi de construcţii de reţele au fost intervievaţe. Probleme în reţelele de reţelele urbane şi rurale sunt în mod evident diferite.

2.2 Reţelele de distribuţie din zonele rurale

Având în vedere reţele de distribuţie rurală, cum era de aşteptat, au apărut două probleme principale:

1.        liniile aeriene (LEA) de medie tensiune (mt), în special atunci când sunt situate în păduri, sunt foarte predispuse  la defectele, sensibilitatea la defect in caz de furtuna este semnificativă. (situatie similara in Romania!)

2.        cele mai multe dintre LEA mt au fost construite  acum 30-50 de ani, şi ca un rezultat, un număr mare de stalpi sunt acum  îmbătrâniti. (situatie similara in Romania!)

Figura 2.1. Dinamica duratelor medii de intrerupere in perioada 1972 – 2005 ( industria energetica finlandeză 2006)

2.3 Retelele urbane de distribuţie

Creştere consumului de ee variază în zonele urbane, există zone de creştere accentuata a consumului, dar, de asemenea, zonele unde situaţia sa stabilizat. (situatie similara in Romania!)

Singura problemă de electroenergetica care în mod clar a  apărut în anchetă a fost necesitatea de a imbunatati capacitatea de distributie a energiei electrice corelat cu  creşterea consumului de energie electrica. (situatie similara in Romania!)

În prezent, mai multe probleme sunt legate de protectia mediului si în particular de utilizarea spaţiului. De asemenea, alte efecte asupra mediului a reţelelor de distribuţie devin importante în zonele urbane. (situatie similara in Romania!)

O nouă provocare în reţelele urbane este cresterea consumulului provocat de aparatele de climatizare si de necesitatea de a imbunatati solutiile de racire a echipamentelor din statiile de transformare. Această tendinţă poate de asemenea, să fie văzuta în special în centrele marilor oraşe cand in perioadele in care racirea transformatoarelor nu face fata sarcinii. (situatie similara in Romania!)

Nevoie de o reabilitare pe scară largă a reţelelor urbane datorate îmbătrânirii vor apărea mai târziu decât în cadrul reţelelor rurale. !!

În plus, în zonele de creştere rapidă şi constantă de sarcină (in centre de creştere), reţeaua este reînnoita, în mare parte, ca urmare a creşterii sarcinii.!

Cu toate acestea, nu există suficiente informaţii privind durata de viaţă reală a componentelor de reţea până acum. Ciclurile de viaţă ale componentelor primare şi secundare de reţea şi ale ansamblurilor de echipamente diferă semnificativ unele de altele.

2.4 Reţele regionale

Nu sunt probleme majore de actualitate detectate în reţele regionale, dacă am exclude pretentiile externe care vizeaza liniile electrice si alte componete ale retelei. Fiind  imune la riscurile prezentate de vegetatie, (de exemplu, prin tunderea şi defrisarea culoarelor de siguranta), liniile (posibil sa fie vb de L 110 kV si de liniile de transport, termenul de retele regionale e utilizat in text atat cu inteles de RET cat si de RED) si statiile de distributie s-au dovedit a fi fiabile.

Pe de altă parte, îmbătrânirea transformatoarelor  este considerata ca prezinta riscuri sporite.

Probleme în utilizarea terenurilor coroborate cu cerintele de mediu vor împiedica construirea de noi conexiuni, dar, de asemenea, liniile existente se confruntă cu anumite ameninţări. (situatie similara in Romania!)

Creştere constantă a sarcinii poate fi constatata, de asemenea, în reţele regionale. Sarcinile sunt creştere atât în zonele urbane cat şi în zonele rurale. Deşi proporţia rezidenţi permanenţi este în scădere în mediul rural, creşterea numărului de case de vacanta duce la creşterea sarcinii.

Dificultăţile în anticiparea amplasamentului  viitoarelor  centrale de producere de electricitate şi tipul acestor centrale, aduc un element de incertitudine suplimentar în dezvoltarea reţelelor de transport.

2.5 Comparatii Internaţionale privind  fiabilitatea

Studiile internaţionale comparative referitoare la fiabilitate, bazate pe statistici (cf. Heggset et al. 2004, Singh, 2005, şi Kjølle 2006), furnizeaza următoarele informaţii privind starea  reţelelor de distribuţie finlandeze:

  • in prezent, fiabilitatea retelelor de alimentare cu energie electrica este, cel mult, de nivel mediu în Europa.
  • variaţia anuală a indicatorilor de continuitate dezvăluie sensibilitatea reţelelor de distribuţie finlandeze  la perturbări climatice.
  • in Finlanda, zonele de protecţie (la curentii de defect, linii lungi) sunt de obicei mari, şi, prin urmare o perturbare cauzată de o greşeală individuală este resimtita într-o zonă foarte mare. In mod uzual protectiile circuitelor sunt concentrate in statiile de transformare

Figura 2.2 ilustrează comparaţia fiabilitatii a reţelei de distribuţie in tarile nordice.

Figura 2.2. Compararea ratelor de defect şi duratelor intreruperilor  în ţările Nordice (Kjølle 2006).

Nota: graficul e usor discutabil pentru a-i spori relevanta ar trebui precizari suplimetare!

Istorie: Atestarea prestatorilor de servicii din SEN- document de discutie

21/10/2010

Va semnalez publicarea pe site http://www.anre.ro a propunerii de text pentru revizia 4 a Regulametului pentru atestarea operatorilor care proiecteaza, executa, verifica si exploateaza instalatii electrice din SEN.
Eventualele Dv sugestii pot fi trimise la ANRE pe adresa de email: darae@anre.ro.
Textul proiectilui de revizie  poate fi accesat utilizand acest link:  ReglAtestRev4
Succes!

SGC

Pledoarie pentru benchmarking

11/08/2010

Ce este benchmarkingul? E un concept managerial promovat/acceptat international care sintetizeaza preocuparea de a tine sub observatie realizarile concurentei si furnizorilor potentiali si asimilarea in propria companie a procedeelor, utilajelor, materialelor etc care dau rezultate in alta parte sau au potential de aplicabilitate in compania ta.

Pana la urma si spionajului industrial i se poate spune actiune de benchmarking! E adevarat din pdv al „donatorului” e un benchmarking facut cu forta si la momente cand poate „donatorul” nu isi doreste schimbul de informatii.

Alte sinonime care acopere intro buna masura conceptul de benchmarking sunt  „copierea” si ” mimetismul”. In fapt invatarea in faza primara se bazeaza mult pe imitare. Totusi benchmarkingul este mai mult decat o simpla copiere a unor solutii. O companie care are ca unica strategie de dezvoltare copierea practicilor de pe piata sa va fi mereu cu un pas in urma celor care sunt in mod real preocupati de modernizare.

Pare ceva extrem de natural. Instinctiv asta facem atat pe plan individual cat si la nivel de companii: ne inspiram din mediul in care activam. Totusi atunci cand vorbim de un concept managerial lucrurile depasesc stadiul unor preocupari empirice, intamplatoare, inertiale. Cei care adera la aplicarea explicita a conceptului de benchmarking aloca resurse pentru monitorizarea practicilor din domeniul lor de activitate si fac analize de oportunitate in ceea ce priveste asimilarea acestor practici in compania proprie.

Sa ne imaginam o firma care nu practica nici un fel de benchmarking. Probabil ca vom spune ca o astfel de firma nu exista. Daca totusi exista probabil ca multi dintre noi vom aprecia ca o astfel de firma nu se poate dezvolta fiind sortita pieirii. Aceasta incercare de analiza prin reducere la absurd desi simpla scoate in evidenta potentialul urias al benchmarkingului.

Fiind atenti la ce se intampla in „jurul”  vostru in domeniul de activitate al companiilor voastre puteti sa va  asigurati o bogata documetare ale optiunilor de dezvoltare. Uneori nici macar nu trebuie sa ristcam nimic. Pur si simplu putem vedea cum au evoluat companii similare care au adoptat o tehnologie noua, o strategie noua pe piata, un material nou etc

Benchmarkingul nu numai ca ne poate ajuta sa ne dezvoltam dar ne poate ajuta sa nu gresim sau sa diminuam riscul.

Din cele de mai sus rezulta ca managementul modern nu poate exclude benchmarkingul daca compania doreste sa se consolideze si sa se dezvolte.

Pentru ca vorbim de un blog specializat pe energetica si mai ales pe domeniul distributiei energiei electrice as  aminti  cateva exemple in care benchmarkingul poate stimula obtinerea rezultatelor superioare:

  • tehnica defrisarii: neintretinerea coridoarelor de siguranta ale LEA prin zonele cu  vegetatie sunt responsabile cu cca 60% din numarul incidentelor si deranjamentelor. Extrem de mult. Asta inseamna ca in fapt avem probleme pe care nu le gestionam corect. Benchmarkingul ne-ar ajuta sa vedem cum rezolva alte companii aceasta problema si ce rezultate obtin. O incercare simpla de documentare pe internet scoate in evidenta ca exista tehnici de decoronare/conducere a cresterii copacilor in aproprierea LEA care imbunatatesc coexistenta si reduc riscurile de avarie. Exista specii de arbori recomandate in aproprierea LEA. Exista mai mute metode de comunicare cu detinatorii de plantatii paduri sau arbori individuali. Benchmarkingul in domeniul defrisarii ne-ar putea ajuta sa coagulam un complex de masuri care ar putea conduce la o eficienta sporita a managementului vegetatiei din apropierea LEA
  • asimilarea GIS: pur si simplu activitatea companiilor de utilitati nu mai poate fi concepute fara GIS. Subiectul e generos. As putea scrie pagini intregi de argumete pro GIS. Specificul companiilor de utilitati il reprezina ariile mari pe care se intind retelele in configuratii adesea „uitate” si care in timp au devenit generatoare de pierderi. fara GIS statisticile legate de evenomete se intretin cu costuri foarte mari si adesea sunt nerelevante. Practic GIS deschide calea modernizarii companiilor de utilitati pentru un set larg de tegnologii noi, de metode exploatere si management competitiv
  • lucrarile in apropierea LEA: deja daca atacam acest subiect vizualizam mai bine subiectul daca mentionam ca este vorba de managentul agresiunilor de tip „Dorel” asupra retelelor, in special asupra LES. Avem si aici un numar insemnat de incidente si deranjamente generate de „Dorel”. Cu certitudine nu detinem noi exclusivitatea asupra patentului „Dorel” de avariere a LES. Similar defrisarilor si aici benchmarkingul ne poate aduce solutii noi.

 Sa punctam acum cateva metode prin care o companie poate face benchmarking constient. Putem chiar detalia/completa aceasta lista impreuna:

  • documetare din literetura de specialitate. Evident ca aste inseanma cateva abonamente la reviste, publicatii , biblioteci de specialitate precum si achizitia de carte de specialitate
  • documetare pe internet in zona informatiilor publice
  • participare la simpozioane si conferinte de specialitate
  • participare la expozitii
  • participare la cursuri
  • actiuni explicite de bechmarking premergatoare deciziilor investitionale

Va propun un chestionar care va va permite sa vedeti cum sta compania voastra din pdv al practicarii benchmarketului. Sunt convins ca nu e un chestionar perfect dat poate permite formularea unor concluzii. O sa ma gandesc si la un sondaj de opinie care sa ne permita sa vedem care sunt cele mai uzuale forme de benckmarking:

NrCrt Intrebare DA NU
1 Exista abonamete la reviste de specialitate?    
2 Exista abonamente la colectii de reviste pe internet?    
3 Exista abonamete la standarde?    
4 Se cumpara des carti de specialitate?    
5 Se achizitioneaza instructiuni si prescriptii tehnice pe masura ce acestea se editeza/reediteaza?    
6 Sunt participari la conferinte/simpozioane de specialitate?    
7 Se organizeaza participari la expozitii tehnice din domeniul vostru de activitate?    
8 Se cauta activ noi tehnologii?    
9 Se faciliteaza participarea la cursuri?    
10 Exista cercetari de piata care sa vizeze monitorizarea practicilor concurentei?    

 

Va recomad cateva articole pe net care trateaza subiectul benchmarking:

1) BENCHMARKING-UL ÎN CONTEXTUL APLICÃRII SISTEMELOR DE CALITATE de  Conf.univ.dr. Anca Stanciu Universitatea „Ovidius” Constanţa

2) Ce este benchmarkingul?

3) Software pentru benchmarking in domeniul managementului de proiecte. Prof Dr Constanta Bodea, Ec Victor Serban Constantin, Project Management , ASE Bucuresti

4) Florin Alexandru LUCA „Gh.Asachi” Technical University of  Iasi Romania Economics and Marketing Department: Asupra benchmarking-ului

5) Nevoia de benchmarking  Studiu de caz pe exemplul companiei TAROM, Mugurel-Alin Marcovici, Natalia Marcovici

6) NewsChanel: Ce este benchmarking-ul?

7) BENCHMARKING, STUDIU DE CAZ PE UN EXEMPLU REAL Drd. Andreea Gabriela SLAVE:

Referatul intitulat „Benchmarking, studiu de caz pe un exemplu real” a fost precedat de alte două lucrări, şi anume: “Mediul concurenţial al firmei” şi “Performanţa firmei în mediul concurenţial. Evaluare prin tehnica de benchmarking”.

Opinia ANRE asupra intreruperilor in alimetarea cu ee

23/07/2010

Rubrica “dialog cu presedintele” de pe site www. anre.ro este o sursa interesanta de informatii. 

 Am gasit pentru cei interesati de subiect, opinia ANRE, despre obligatiile OD in privinta continuitatii in alimetarea cu ee. De remarcat ca intreruperile sun monitorizare de OD, ca exista indicatori de performata si ca ANRE este preocutat de imbunatatirea prestatiei OD:

2010-02-09 21:35:58
Buna seara d-le Presedinte!

Numele meu este BMG. Locuiesc In Romania. Ceea ce doresc sa va aduc la cunostiinta este despre incapacitatea OD  de a rezolva problemele legate de alimetarea zonel in care locuiesc. Sistematic, din data de 15 decembrie 2009, este intrerupta alimentarea cu energie in fiecarea seara. O parte din sesizarile mele sunt inregistrate cu numerele cele mai recente: 476407/26.01.2010, 473554/24.01.2010, 476462/29.01.2010, 487796/ 07.01.210, etc…….

Din pacate toate aprobarile pentru noi racordari in zona s-au dat fara a se modifica corespunzator capacitatea de distributie a retelei de alimentare cu energie electrica a zonei.

Va rugam sa ne sprijiniti in sensibilizarea operatorului (care din pacate este strain si investeste pe cat se pare in masini  de interventii si ma putin in tehnologie cu efect direct la consumatori) in schimbarea postului de tranformare la o putere corespunzatoare noilor cerinte ale zonei.

In calitate de consumatori suntem frustrati, cu ata mai mult daca in cazul in care din partea noastra nu am platii acest serviciu ce ne-am astepta ? Nu mai vorbesc de politica de strut adoptata de serviciul care preia sesizarile si care nu da nicio explicatie consumatorilor pentru problemele care apar. In speranta ca veti dispune masurile firesti in vederea rezolvarii celor relatatate, primiti, stimate d-le Presedinte , cele mai cordiale salutatri. BMG

2010-03-10 :
Stimate domnule BMG,
In urma analizei petitiei dumneavoastra si a clarificarilor transmise, la solicitarea noastra, de operatorul de distributie a energiei electrice si de furnizorul de energie electrica din zona DV suntem in masura sa va comunicam ca, din consultarea bazei de date a serviciului Call Center, figureaza, pentru perioada decembrie 2009 ÷ ianuarie 2010, un numar de zece sesizari telefonice, transmise de dumneavoastra, referitoare la intreruperi ale alimentarii cu energie electrica la locul Dv de consum  si anume:
– sesizarea nr. 447634/28.12.2009 ora 1831; reluarea alimentarii cu energie electrica s-a realizat in aceeasi data, la ora 1900;
 – sesizarea nr. 450345/30.12.2009 ora 1752; reluarea alimentarii cu energie electrica s-a realizat in aceeasi data, la ora 2015;
sesizarea nr. 473554/24.01.2010 ora 2145; reluarea alimentarii cu energie electrica s-a realizat in data de 25.01.2010, la ora 1140;
sesizarea nr. 476407/26.01.2010 ora 2101; reluarea alimentarii cu energie electrica s-a realizat in aceeasi data, la ora 2200;
– sesizarea nr. 479462/29.01.2010 ora 0105; reluarea alimentarii cu energie electrica s-a realizat in aceeasi data, la ora 0250;
-sesizarea nr. 487796/07.02.2010 ora 0912; reluarea alimentarii cu energie electrica s-a realizat in aceeasi data, la ora 1405;
 -sesizarea nr. 488988/08.02.2010 ora 0325; reluarea alimentarii cu energie electrica s-a realizat in aceeasi data, la ora 1000;
-sesizarea nr. 490965/09.02.2010 ora 1958; reluarea alimentarii cu energie electrica s-a realizat in aceeasi data, la ora 2020.
Motivele producerii primelor opt intreruperi, comunicate de operatorul de distributie, au constat in arderea sigurantelor cu mare putere de rupere din postul de transformare aferent zonei in care este situat locul de consum, pe fondul cresterii consumului de energie electrica din perioada mentionata, perioada in care s-au inregistrat temperaturi foarte scazute.
Pentru remedierea problemei mentionate, OD a executat o lucrare constand in inlocuirea transformatorului din acest post de transformare cu unul de putere superioara, care a fost finalizata in data de 10.02.2010.
 Pentru realizarea acestei lucrari, a fost necesara intreruperea alimentarii cu energie electrica a mai multor locuri de consum din zona, printre care si cel in discutie, iar la serviciul Call Center s-au inregistrat, din partea dumneavoastra, sesizarile nr.491877/10.02.2010 ora 1809 ºi nr. 491733/10.02.2010 ora 1943. Reluarea alimentarii cu energie electrica a locurilor de consum afectate s-a realizat in aceeasi data, la ora 2200.
Mentionam ca operatorul de retea a precizat ca aceasta intrerupere planificata a fost anuntata in mass-media, conform prevederilor legale in vigoare, prezentand documente in acest sens.
De asemenea, dorim sa va aducem la cunostinta prevederile legale privind obligatiile operatorului de distributie referitor la intreruperile accidentale ale alimentarii cu energie electrica, precizate la art. 14 al Standardului de performanta pentru serviciul de distributie a energiei electrice”,  aprobat prin Ordinul ANRE nr. 28/2007, publicat in Monitorul Oficial al Romaniei, Partea I, nr. 760 din 9 noiembrie 2007, denumit in continuare „Standard”.
Astfel, operatorul de distributie a energiei electriceasigura sosirea echipei de interventie in minimum de timp dupa anuntarea de catre utilizator a intreruperii in alimentare, astfel incat restabilirea alimentarii, din momentul anuntarii, dupa o intrerupere neplanificata, sa se realizeze in maximum:
a) 12 ore pentru mediul urban, in conditii normale de vreme; 
b) 24 de ore pentru mediul rural, in conditii normale de vreme;
c) 72 de ore pentru mediul urban sau rural, in conditii meteorologice deosebite.”
In concluzie:,
 in cazul intreruperii din data de 24.01.2010, durata pana la reluarea alimentarii cu energie electrica a locului de consum in discutie a depasit durata maxima legala.
Din cele mentionate anterior, rezulta ca operatorul de distributie a incalcat prevederile art. 14 din „Standard” si,  in acest sens, ANRE va lua masurile legale in vigoare privind sanctionarea  OD.  Mentionam, de asemenea, ca in conformitate cu prevederile art. 26 ºi art. 37 alin. (4) din „Standard”, aveti dreptul de a solicita OD  plata unor compensatii, a caror valoare se calculeaza conform celor precizate in Anexa 4 a acestuia: 30 lei/depasire la joasa tensiune si suplimentar 20 lei la fiecare 12 ore, cu precizarea ca valoarea compensatiilor nu poate depasi 100 lei.
Operatorul de retea are obligatia de a plati aceste compensatii in termen de 30 zile de la inregistrarea cererii dumneavoastra. Ca urmare a semnalarii de catre consumatori a unui numar din ce in ce mai mare de cazuri de intrerupere a alimentarii cu energie electrica sau de neincadrare a energiei electrice furnizate in parametrii prevazuti de Standard,
ANRE a organizat mai multe intalniri cu operatorul de distributie a energiei electrice solicitandu-le acestora sa demareze, de urgenta, un program de identificare a acelor zone de retea unde apar in mod frecvent astfel de probleme si, de asemenea, sa stabileasca un program de masuri (inclusiv de reanalizare a lucrarilor prevazute in programele de investitii), in cel mai scurt timp posibil, astfel incat consumatorii racordati la instalatiile electrice aflate in gestiunea OD sa beneficieze de serviciul de distributie conform prevederilor legale in vigoare.
Dorim, de asemenea, sa va asiguram, pe aceasta cale ca, prin intermediul compartimentelor specializate, ANRE urmareste punerea in aplicare a prevederilor legislatiei in vigoare de catre operatorii ce activeaza pe piata de energie electrica (producatori, transportatori, distribuitori, furnizori), precum si de beneficiarii serviciilor prestate de acestia (inclusiv consumatorii casnici de energie electrica).

Deranjamentele in reteaua de iluminat public

23/07/2010

Rubrica “dialog cu presedintele” de pe site http://www.anre.ro este o sursa interesanta de informatii. 

 Am gasit pentru cei interesati de subiect, opinia ANRE, despre deranjamentele in reteaua de iluminat public:

” 2010-03-06 23:42:16

Stimate domnule PETRU LIFICIU – PRESEDINTELE ANRE,

Numele meu este CV, domiciliez in Piatra Neamt. Ma adresez dvs. spre a trimite spre competenta solutionare sesizarea subsemnatului de mai jos intrucat personal am epuizat mijloacele de sesizare catre OD DERANJAMENTE. Daca nici in urma sesizarii ANRE, OD nu va rezolva aspectele semnalate nu-mi ramane altceva de facut decat a trimite acest caz pe adresa tuturor mijloacelor mass-media pentru a arata cum trateaza cetateanul si contribuabilul roman distinsii reprezentanti ai OD.

SPETA: In perioada 18.02.2010 – 06.03.2010 am sesizat telelefonic de 5 ori la OD DERANJAMENTE – 0233.929 -faptul ca pe str. Mihai Viteazu din Piatra Neamt, in spatele magazinului „UNIC”, sunt mai multi stalpi de iluminat public ce nu functioneaza.

Problema n-ar fi deranjanta dar sunt si locuri de parcare in zona, iar noaptea e intuneric bezna, conditii ce favorizeaza furturile de si din auto.

De asemnea, pentru locuitorii ce incep devreme serviciul sau revin la ore tarzii la domiciliu, lipsa iluminatului public este fondul favorabil al savarsirii unor fapte infractionale de natura furturilor/ talhariilor.

La sesizarile efectuate mi s-a raspuns ca s-a constatat un cablu defect, s-a intocmit o nota de constatare dar pana acum nu s-a rezolvat problema.

Personal nu ma incalzeste cu nimic daca de fiecare data cand telefonez la 929 mi se spune acelasi lucru ca ” e un cablu defect”.

Este o problema nerezolvabila aceasta defectiune?

 Trebuie sa asteptam luni sau ani pana la rezolvarea unei defectiuni ? Daca acesta este modul de rezolvare al aspectelor sesizate de cetateni, in sensul ca ni se confirma ca este o defectiune dar nu se repara, cred ca orice comentariu e de prisos……..

Sper un raspuns favorabil prezentei petitii. Cu deosebita consideratie, CV

 2010-04-12 : Stimate domnule CV,

In urma analizei petitiei dumneavoastra, si a explicatiilor pe care institutia noastra le-a solicitat operatorului de distributie a energiei electrice  va comunicam ca disfunctionalitatile instalatiilor de iluminat public aferente str. Mihai Viteazul din municipiul Piatra-Neamt, judetul Neamt, s-au datorat defectarii unui cablu electric subteran de joasa tensiune apartinând instalatiei de iluminat public.

Avand in vedere conditiile meteorologice nefavorabile din cursul lunii februarie a anului curent, OD  a comunicat institutiei noastre faptul ca accesul echipelor de interventie la casetele de iluminat a fost blocat de prezenta ghetii, ceea ce a intarziat remedierea defectiunii semnalate. In consecinta, reparatia cablului respectiv s-a realizat in mai multe etape, fiind finalizata in data de 08.03.2010.

De asemenea, consideram ca ar fi util sa va aducem la cunostinta o serie de prevederi legale referitoare la iluminatul public, si anume:

a). in acord cu prevederile art. 13, alin. (2) lit. f) si alin. (3) al „Legii serviciilor comunitare de utilitati publice” nr. 51 din 8 martie 2006, publicata in Monitorul Oficial al Romaniei, Partea I, nr. 254 din 21 martie 2006, iluminatul public este de competenta Autoritatii Nationale de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilitati Publice – ANRSC;

 b)„Legea serviciului de iluminat public” nr. 230 din 7 iunie 2006 – Legea 230/2006, publicata in Monitorul Oficial al Romaniei, Partea I, nr. 517 din 15 iunie 2006 precizeaza faptul ca incepand cu data de 21 martie 2010 sistemele de iluminat public intra in gestiunea autoritatilor locale

si prevede, in cadrul art. 41, faptul ca „Pana la atribuirea sau darea in administrare a serviciului de iluminat public, dupa caz, operatorii de distributie a energiei electrice care presteaza in prezent serviciul de iluminat public vor asigura continuitatea acestuia, cu recuperarea costurilor aferente, in baza unui contract incheiat cu autoritatile administratiei publice locale prin negociere directa, cu avizul A.N.R.E.”

Precizam ca OD a afirmat, prin intermediul adresei transmise institutiei noastre, faptul ca a notificat Primaria Piatra-Neamt privind obligatia incheierii, pe o perioada de timp determinata, a unui contract de mentenanta pentru asigurarea functionarii iluminatului public.”

Solutia de alimentare cu ee a consumatorilor casnici individuali se stabileste prin fisa de solutie.

23/07/2010

Rubrica “dialog cu presedintele” de pe site www. anre.ro este o sursa interesanta de informatii. 

 Am gasit pentru cei interesati de subiect, opinia ANRE, despre dreptul  consumatorilor casnici de a beneficia de solutii stabilite prin fise de solutie fara a fi obligati sa mai plateasca studii de solutie:

„2010-05-18 14:11:14

Buna ziua domnule presedinte.
Numele meu este AD si sunt din Romania. Am inceput construirea unei case si am mers sa depun cereri pentru racordarea la utilitatile publice din zona mea.
Am prmiti raspuns din partea celor de la ape, gaze si celor de la electricitate.
Problema mea este urmatoarea: cei de la Operatorul de Distributie energie electrica (OD) spun ca este necesar intocmirea unui studiu de solutie pentru alimentare cu energie electrica a casei mele.
In adresa pe care am primito de la ei mi-au spus cati bani trebuie sa le platesc si sa completez o comanda catre ei pentru realizarea studiului de solutie.
 Eu am mers la o firma de proiectare de aici din pitesti autorizata ANRE, pentru a negocia cu acestia si ei mi-au facut o oferta mult mai avaltajosa.
Am mers apoi la OD spunda-le ca doresc ca acest studiu sa fie realizat de firma respectiva insa mi-au spus ca acest lucru nu este posibil deoarece trebuie intocmit de catre cei care au castigat licitatia pe zona noastra.
 Nu mi se pare normal sa mi e impuna cu cine sa fac proiectul atata timp cat sunt banii mei. Va mentionez ca in cazul alimentarii cu gaze am mers tot la o firma autorizata ANRE si eu mi-au facut si proiectul si executia. In cazul aceste nu se incalca principiul liberei concurente? Va multumesc pentru intelegere si sper sa rezolvati cat mai repede acesta problema.
2010-06-02 :

Stimate domnule AD,
Referitor la scrisoarea dumneavoastra, in care ne aduceti la cunostinta problemele intampinate in cazul concret al racordãrii locuintei proprii la reteaua electrica, dorim sa va informam ca, potrivit art.14 alin.(1) al Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la retelele electrice de interes public, aprobat prin HG nr. 90/ 2008 (denumit in continuare Regulament): „Solutia de racordare se stabileste de catre operatorul de retea prin fisa de solutie sau studiu de solutie, dupa caz, in conformitate cu prevederile reglementarilor emise de autoritatile competente.”

 De asemenea, conform prevederilor art.14 al Regulamentului privind stabilirea solutiilor de racordare a utilizatorilor la retelele electrice de interes public, aprobat prin Ordinul ANRE nr.129/ 2008, pentru utilizatorii de tip consumatori casnici individuali, indiferent de puterea solicitata, solutia de racordare se stabileste prin fisa de solutie.

In urmare inregistrarii unei cereri de racordare a unei locuinte individuale la reteaua electrica de distributie, insotita de documentatia completa prevazuta de art.12 din Regulament, operatorul de retea (OD) are obligatia de a stabili solutia de racordare prin fisa de solutie, in conformitate cu prevederile legale in vigoare, si de a emite si transmite utilizatorului avizul tehnic de racordare in termenul prevazut de art.21 din Regulament.

Tot conform prevederilor art.14 alin.(2) al Regulamentului, „cheltuielile legate de elaborarea fisei de solutie sunt incluse in tariful de emitere a avizului tehnic de racordare.”

Pentru categoriile de utilizatori precizate in cadrul art.17 al Regulamentului privind stabilirea solutiilor de racordare a utilizatorilor la retelele electrice de interes public, aprobat prin Ordinul ANRE nr.129/ 2008, solutia de racordare se stabileste de catre operatorul de retea prin studiu de solutie.

Studiul de solutie se elaboreaza pe baza de contract incheiat intre operatorul de retea si utilizator. Pentru stabilirea costului studiului de solutie, operatorul de retea trebuie sa respecte prevederile art.14 alin.(3) din Regulament: „Costurile pentru realizarea studiului de solutie se stabilesc de operatorul de retea pe baza de deviz, respectand principiile liberei concurente.”

Dupa incheierea contractului de racordare (ulterior emiterii avizului tehnic de racordare de catre operatorul de retea), operatorul de retea executa instalatia de racordare cu personal propriu, sau atribuie contractul de achizitie publica pentru executare de lucrari unui operator economic atestat. In conformitate cu prevederile art.38 al Regulamentului, operatorul de retea poate incheia contractul pentru executarea proiectului si/ sau lucrarilor de realizare a instalatiei de racordare cu un anumit proiectant sau constructor atestat, ales de catre utilizator, daca utilizatorul solicita in mod expres acest lucru inainte de incheierea contractului de racordare. In aceasta situatie, tariful de racordare se recalculeaza in mod corespunzator, corelat cu rezultatul negocierii dintre utilizator si proiectantul sau constructorul ales de acesta.”

Legalitatea amplasarea BPM la limita de proprietate

23/07/2010

Rubrica „dialog cu presedintele” de pe site www. anre.ro este o sursa interesanta de informatii. 

 Am gasit pentru cei interesati de subiect, opinia ANRE, despre legaliatatea amplasarii blocurilor de masura si protectie in domeniul public, pe stalpii retelei de distributie sau pe suport dedicat:

2010-06-07 10:39:04

 „ Buna ziua D-le Presedinte,

vin cu o intrebare la care nu am gasit raspuns in legislatia patronata de ANRE. De cand este obligat noul consumator sa-si amplaseze BMPM, dupa caz BMPT, la limita proprietatii, si nu pe imobil cum era pana acum? Mentionez ca in cazul acestui nou consumator este vorba despre o trecere a bransamentului electric,(aprox. 10 ml lungime) peste un drum(neasfaltat). Fisa de solutie este cu montarea unui stalp la limita de proprietate a consumatorului. Va multumesc in asteptarea unui raspuns.

Stimate domnule Banescu,

Ca urmare a scrisorii de mai sus, dorim sa va prezentam, pentru informarea dumneavoastra generala, prevederile actelor normative in vigoare, care fac referire la stabilirea punctului de delimitare si a punctului de masurare (locul unde se afla instalat grupul de masurare a energiei electrice).

Astfel,

 in cadrul art. 105 din Regulamentul de furnizare a energiei electrice, aprobat prin HG nr.1007/ 2004, se precizeaza ca “Instalarea grupurilor de masurare se face, de regula, in punctul de delimitare sau cat mai aproape de acesta, in locuri accesibile pentru citire.”

Conform Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la reþelele electrice de interes public, aprobat prin HG nr.90/ 2008, punctul de delimitare este “locul in care instalatiile utilizatorului se delimiteaza ca proprietate de instalatiile operatorului de retea”,

 iar la art. 26 din Regulament este reglementat modul de stabilire a punctului de delimitare, avand aplicabilitate si in situatia prezentata de dumneavoastra, si anume:

 „(1) Locul si, dupa caz, numarul punctelor de delimitare se stabilesc de comun acord de catre operatorul de retea si utilizator, cu respectarea prevederilor legale in vigoare.

 (2) La stabilirea punctului de delimitare se vor avea in vedere: a)tipul instalatiei: de transport, de distributie sau de utilizare;

 b) limita de proprietate asupra terenurilor, evitandu-se cat mai mult posibil amplasarea instalatiilor operatorului de retea pe proprietatea utilizatorului;

 c) racordarea in perspectiva a noi utilizatori la instalatia de racordare.[…].

(4) In cazul in care, la cererea si cu acceptul utilizatorului, din motive tehnice sau economice, delimitarea instalatiilor se face pe proprietatea acestuia, utilizatorul se va angaja juridic, prin incheierea unui contract de superficie si inscrierea acestuia in cartea funciara, ca nu va emite pretentii financiare legate de existenta unor instalatii realizate in beneficiul lui si amplasate pe proprietatea sa, dar care apartin operatorului de retea, sau pentru racordarea altor utilizatori din instalatiile in cauza, si se va obliga sa transmita aceste obligatii si succesorilor proprietari ai imobilelor respective.

 5) De drepturile rezultate in conditiile alin. (4) pentru operatorul de retea beneficiaza si succesorii legali ai acestuia.”

 Dupa parerea mea lucrurile sunt destul de clar exprimate!

Live, efectele defrisarilor neefectuate!

19/07/2010

   Am descoperit recent pe Youtube imagini extrem de sugestive postate de niste oameni norocosi si altruisti care au avut sansa sa filmeze live efectele produse de vegetatia din culoarele de siguranta ale LEA.

Puteti vedea situatiile periculoase cu ochii Dv. Puteti vedea cu ochii Dv mecanismul producerii penelor de curent. Veti vedea cum nepasarea unora si inconstienta altora parafeaza abonamente la pagube si saracie si la riscuri imense de accidentare.

Zi de zi trecem nepasatori (indiferent de statutul nostru: proprietari de arbori, rerezentanti ai operatorilor de sistem, opinie publica, reprezentati ai administratiei locale etc, etc oricum parti presupus responsabile si interesate de solutii rationale) pe langa situatii periculoase si ne indignam vehement cand se intrerupe alimetarea cu ee.

Sa vedem imaginile promise, si mai vorbim:

Scurtcircuit live, efecte:

  • pierderi masive de ee in regimul trazitoriu de defect,
  •  pericol de incendiu, pericol de cadere arbore carescut salbatic langa LEA,
  •  pericol de electrocutare in zona copacului,
  •  pericol de rupere a conductoarelor LEA,
  •  in final o pana de curent:

 

Sansa unica,

 interviu despre pericolele vegetariei din culoarele de siguranta luat chiar in momentul in care crengile unor arbori, sub greutatea zapezii, intra in contact cu conductoarele unei retele aflate sub tensiune.

 Rezultanta un puternic scurtcircuit surprins live, oameni speriati si clasica „pana de curent”.

Atentie oamenii vorbesc „limbi straine”, la noi e mult mai rau. Dialogul surzilor pigmentat cu prostie, amatorism si nepasare producand efecte pe scara laraga ca si cand nu am fi destul de saraci!

Iata ce face o creanga cazuta pe o linie lectrica aeriane (LEA) :

Copac rasturnat de vant peste LEA:

Creanga in LEA (2), poate scoate din functiune o retea lunga de zeci de km. In retelele electrice defectele/ deficientele locale se manifesta prin pene de curent care afecteaza tot circuitul electric :

Creanga atingand LEA intr-o zona in care se fac decoronari:

Pe bog se mai poate citi:

Pana de curent prezentata de media in strainatate:

Lucrari in apropierea LEA aflata sub tensiune

13/07/2010

Instruirea poate salva multe vieti. Va prezint un videoclip foarte bine realizat referitor la riscurile asociate lucarilor in apropierea reteleor electrice aflate sub tensiune.

Se pleaca de la un studiu de caz: electrocutarea unei persoane care lucreaza la montarea unui jgheab de scurgere a apei. Respectivul jgheab avea o lungime mare si a fost manipulat cu neatentie in apropierea unei linii electrice aeriene. Dupa ce piesa metalica a intrat in contact cu LEA s-a produs electrocutarea unui lucrator care a cazut de pe o scara de la mare inaltime

Cred ca videoclipul este sugestiv si pentru cei care nu stiu engleza insa ar fi binevenit un voluntar care sa traduca explicatiile verbale asociate imaginilor!

Situatii „atipice” din LEA mt

30/06/2010

 Cazuistica situatiilor „atipice” din LEA mt este  surprinzator de diversificata. Unele situatii sunt pur si simplu fara explicatie in conditiile in care domeniul a fost (este!?) super reglemetat si tixist de electricieni autorizati si firme atestate. Pana la urma in fata unor realitati cu istorie consistanta te intrebi care este rostul reglementarilor atata timp cat puterea lui „merge si asa” isi face simtita forta mult prea des

Pentu a nu lungi vorba sa vedem un separator de racord care are minim 30 de ani vechime:

Pe partea dinspre axul LEA 20 kV avem o superba legatura simpla de intindere pe IsNs. In aval de separator avem o interesanta legatura simpla de intidere cu ITFs fixata mecanic direct de rama separatorului.

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
  • Cum aflam puterea unui motor fara eticheta?

    09/03/2010

    SGC 2002 Subiectul preocupa mai multi utilizatori ai blogului. Prin urmare ma stept ca cei care au experienta in acest domeniu sa ne impartaseasca din cunostintele lor!

    tatarici.tudorel spune:
    08/01/2010 la 00:43   modifică

    cunosc tensiunea de alimentare a unui motor asincron trifazat U=380v,curentul masurat la mersul in gol I=18A ,cum se poate afla ce putere nominala [Pn]are motorul respectiv fara al proba in sarcina?[daca se poate o formula inginereasca dar mai bine muncitoreasca] multumesc anticipat domnule Stoian. astept raspunsul dv. -Doru-

    CristianS spune:
    13/01/2010 la 20:45   modifică

    pentru dl. Doru

    curentul de mers in gol pentru un motor trifazat asincron este cca. jumatate din curentul nominal. deci motorul poate sa aibe cam 22 kW.

    tatarici.tudorel spune:
    14/01/2010 la 01:01   modifică

    Buna d-le CristianS, va multumesc mult ca ati fost amabil cu raspunsul dat, deocamdata ma multumesc si cu atita daca mai concret nu se poate,am de probat niste motoare trifazate neetichetate……-Doru-…

    Emil spune:
    08/03/2010 la 10:24   modifică

    Buna ziua! Asi dori sa stiu cum pot afla puterea unui motor trifazic? daca nu mai am placuta de pe carcasa. multumesc anticipat.

    • stoianconstantin spune:
      08/03/2010 la 11:19   modificăSalut Emil,
      Cam greu. Poate prin comparatie si/sau prin elemente indirecte sectiuni, gabarit, dimensiuni ax etc comparate cu cataloage si/sau discutate cu prezumtivul producator. Ar mai fi ceva probe electrice dar necesita scule.
      SGC
    • Emil spune:
      08/03/2010 la 19:23   modificăMotorul este de fabricatie ruseasca si are diametru ax de 42mm, l-asi pune la probe dar mi-e teama ca nu va duce reteaua, iar catalog am cautat dar fara succes.
    • Emil spune:
      08/03/2010 la 19:27   modificăCompletare: iar rototul este in scurtcircuit.
    • stoianconstantin spune:
      08/03/2010 la 22:05   modificăEmil,
      dupa gabarit poti estima puterea cat de cat! Eu cred ca are peste 20 kw!
      Ar trebui sa poti stabili de ex sectiunea bobinajului si sa il inacrci cu sarcina mecanica pana cand se atinge sa zicem 70% din curentul admisibil al conductorului de bobinaj. Se poate lasa motorul la aceasta sarcina un timp monitorizand temperatura. Daca nu se incinge asta e puterea. Mai poti creste sarcina mecanica urmarind cei 2 parametrii crent si incalzire. Te opresti cand crezi ca ai atins Pn!
      Recunosc ca improvizez!
      Poate avem sansa ca dialogul nostru sa fie citit de cineva cu experienta in moroare electrice.
      S-ar putea ca problema asta a determinarii Pn al unui motor fara eticheta sa o izolez intr-un articol separat pt ca a mai fost ridicata de cineva. Cred ca tot pe prima pagina!
      SGC

    Consiliul Consultativ al ANRE

    25/02/2010

    SGC 2002  In Monitorul Oficial 117/22.02.2010 a fost publicata Decizia106/22.02.2010 a Primului Ministru prin care a fost numit  Consiliul Consultativ al ANRE

    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!

    Lista formatorilor autorizati de ANRE sa tina cursuri pentru candidatii la examenul de autorizare electricieni

    14/02/2010

    SGC 2002  Pe site www.anre.ro s-a publicat lista agentilor economici deja autorizati sa tina cursuri pentru autorizarea electricienilor. Acesta lista se poste actulaliza frecvent!

    Update 22.03.2013:

    IV. LISTA DE ORGANIZATORI
    LISTA INSTITUTELOR DE INVATAMANT SUPERIOR SI SOCIETATILOR COMERCIALE CARE AU OBTINUT APROBAREA ANRE DE A ORGANIZA CURSURI DE PREGATIRE TEORETICA A CANDIDATILOR

    NOTA. 
    In lista de mai jos este precizat sediul social al entitatii respective. Va rugam sa accesati pagina de Internet a organizatorilor  sau sa contactati reprezentantii acestora, deoarece se pot organiza cursuri nu numai in localitatea de resedinta a acestora, ci si in alte localitati.

      Institute de invatamant superior 

    1. Facultatea de Energetica -UNIVERSITATEA POLITEHNICA BUCURESTI
    Bucuresti, Splaiul Independentei 313
    Tel/fax: 021-4029446
    mail: autorizare_electricieni@system.power.pub.ro
    site:
    http://system.power.pub.ro/autorizare_electricieni.html
    2. Facultatea de Constructii -UNIVERSITATEA POLITEHNICA TIMISOARA
    Timisoara, Str. Traian Lalescu nr. 2A, Romania
    Tel:0256-404.000, Fax 0256-404.010
    mail: secretar.sef@ct.upt.ro
    site:
    http://system.power.pub.ro/autorizare_electricieni.html
    3. Facultatea de instalatii- UNIVERSITATEA TEHNICA CLUJ NAPOCA Cluj Napoca, B-dul 21 Decembrie 1989, nr.128-130 Tel: 0264.401.279, 0264.401.200, Fax 0264.401.179
    site: http://instalatii.utcluj.ro/
    4. Facultatea de electrotehnica- UNIVERSITATEA DIN CRAIOVA Craiova, Bd. Decebal nr. 107
    Tel/fax 0251-436447
    e-mail: decanat@elth.ucv.ro
    5. Facultatea de energetica – UNIVERSITATEA ORADEA Oradea, jud. Bihor ,CP 114 OP Oradea nr. 1, Str. Universitatii nr. 1
    Tel: 0259-432.830, 0259-408.115,
    Fax 0259-432.789
    site: http://www.uoradea.ro

    e-mail: rectorat@uoradea.ro
    6. Facultatea De Inginerie Electrica, Energetica si Informatica Aplicata UNIVERSITATEA TEHNICA „Gheorghe Asachi” Iasi Iasi, Bd. Dimitrie Mangeron nr. 53, jud. Iasi
    Tel: 0232-278.680, 0232-278.683
    site: www.ee.tuiasi.ro
    e-mail: secretariat@ee.tuiasi.ro
    7. UNIVERSITATEA TEHNICA DIN CLUJ NAPOCA
    -CENTRUL UNIVERSITAR NORD DIN BAIA MARE-
    Baia Mare, str. Dr. Victor Babes, nr. 62 A  Tel: 0362/401265, Fax 0262/276153
    site: http://cee.ubm.ro
    e-mail:  mircea.horgos@cunbm.utcluj.ro
    8. Universitatea “Dunarea de Jos” din Galati
    Galati, str. Domneasca 47 Departamentul de Formare Continua si Transfer tehnologic Tel: 0336.130.142, Fax  0336.130.100 Mob: 0730.678.362 ,0747.417.828
    e-mail: ctabacaru@ugal.ro

    site: Cursuri de pregatire teoretica in domeniul instalaiilor electrice
    9. Facultatea de inginerie -UNIVERSITATEA EFTIMIE MURGU DIN RESITA Resita, Piata Traian Vuia nr. 1-4 jud.Caras Severin  Tel: 0255-210.227 Fax 0255-210.230
    site: www.uem.ro ,
    e-mail: rector@uem.ro
    Persoana de contact :prof. Ion Piroi,tel: 0744-603-121, 0723-523-349,
    e-mail: i.piroi@uem.ro
    10. Facultatea de Inginerie Electrica -Catedra Electroenergetica
    UNIVERSITATEA TEHNICA din Cluj Napoca
    Cluj Napoca 40114 , str. Memorandumului nr. 28
    Tel:0264-202209, fax 0264-202280
    site: www.utcluj.ro
     
    11. Facultatea de Inginerie
    UNIVERSITATEA „VASILE ALECSANDRI” BACAU
    Bacau, Str. Calea Marasesti, nr. 157
    Tel: 0234-542411, Tel.Fax: 0234-545753
    site: www.ub.ro

    e-mail: rector@ub.ro
    Persoana de contact: Aneta Hazi , Tel.: 0722472091

    Societati comerciale

    1. 3T TRAINING TEAM
    Bucuresti, Calea Dorobantilor nr. 103-105,  Camera 606-607B Tel: 0727744009, Fax : 021/3189347,  021/ 3189353,  0378/105421
    email : autorizare@energy.org.ro sauoffice@3tteam.ro
    site : www.3tteam.ro
    2. EUROTRAINING SOLUTION
    <Bucuresti, Calea Plevnei 139, Corp B, Camera 17
    Tel 021/3130164,
    Fax 021/3130167,  email :
    office@e-trainings.ro
    instruire@e-trainings.ro
    3. FORMENERG Bucuresti, Bd. Gheorghe Sincai nr. 3 Tel : 021/3069900, Fax:  021/3069901
    Programare: 021/ 3069925
    email : 
    office@formenerg.ro
    4. ALEXRAL CONSULT
    Bacau, str. George Bacovia 14
    Pcte de lucru Bacau:
    –  str. Banca Nationala nr. 3B, ap.12;
    – str. Stefan cel Mare 38/A/2
    Tel/ Fax: 0234/ 524335, 0234/ 511517, Fax: 0234/ 541544, Mobil : 0740172472
    e-mail:consultingcont@yahoo.com
    site:www.consultingcont.ro
    5. FUNDATIA SCOALA DE AFACERI SI MESERII
    SAM-TIMISOARA
    Timisoara, Casa tineretului,  str. Aries 19, Jud Timis
    Tel/ Fax: 0256/483144,Mobil: 0769/060800, 0769/060802e-mail:office@fsam.rosite: www.fsam.ro
    6. MARVI CONS Sat Garcina, Comuna Garcina, jud. Neamt
    0233 /216276,  0765542547marvi_cons@yahoo.com
    7. PROACTIVE COMMUNICATION Timisoara, Calea Torontalului 3
    0356/412575, e-mail:office@proactivecommunication.ro
    8. CONFORTUL Botosani, str. Pacea nr. 14, Bloc 14, Scara B, ap. 7, jud. Botosani
    Tel: 0743.828.331, 0742.833.367, 0331.401.405 Fax 0331.401.406 , email:vladanmarcel@teacher.com,
    site: www.confortul.ro
    9. CAMERA DE COMERT SI INDUSTRIE MARAMURES Baia Mare, Bd. Unirii nr. 16, jud. Maramures
    e-mail: cci_mm@ccimm.ro,
    site: www.ccimm.rowww.proafaceri.ro
    10. LIN IMPEX Targoviste, Str. Capitan Andreescu nr. 9-11, jud. Dambovita Tel./ Fax 0245-620.725 , e-mail:linimpex@yahoo.com
    12. ASOCIATIA PATRONILOR SI MESERIASILOR CLUJ Cluj Napoca, Str. Avram Iancu nr. 52, jud. Cluj Tel: 0264-595.793, Tel/Fax 0264-430.148,e-mail: formare@apm.ro, site:www.apm.ro,
    13. SC ASCENDO SRL Ramnicu Valcea, Aleea Olanesti, jud. Valcea Tel/Fax : 0250/ 712021, e-mail:ascendo2001@yahoo.com, site:www.ascendo2001.ro,
    14. FUNDATIA PENTRU FORMARE PROFESIONALA SI INVATAMANT PREUNIVESITAR – VIITOR Sacele, Str Nicolae Iorga, nr 65, jud. BrasovPct de lucru: Brasov,

    Sc gen „Diaconu coresi” nr 2, Bdul Stefan cel Mare, nr 15B

    Tel: 0268/ 331.329, Fax :0368.816.188, 0751.272.222, e-mail:brasov@calificat.rooffice@calificat.ro, site: http://www.calificat.ro
    15. S.C. E.ON MOLDOVA DISTRIBUTIE S.A. Iasi, Str Ciurchi, nr 146-150, cod.700359
    Pct de lucru: Suceava, Str. Mitropoliei nr.2, cod. 720037
    Persoane de contact :
    Dan Sumovschi
    Sef Centru de Instruire si Perfectionare Suceava
    Tel  0230 20 57 34
    Fax 0232 40 58 00
    Mob  0728 98 98 92
    dan.sumovschi@eon-romania.ro
    Ovidiu-Magdin Tanta, Instructor pregatire profesionala ,Tel  0230 20 58 64
    Fax  0232 20 58 01, Mob  0730 00 37 21
    ovidiu.tanta@eon-romania.ro
    Site:
    http://www.eon-energie.ro/ro/eon-moldova-distributie/servicii/Servicii-de-instruire/contact.html
    16. CENTRUL DE CALIFICARE SI PREGATIRE PROFESIONALA BUZAU Buzau, Str Ostrovului nr 14, Jud. Buzau

    Pcte de lucru:
    Tg Jiu, Str Victorii, nr 132-134, 132-134, incinta caminului liceului nr.2, etaj 3, camera 341,  jud. Gorj

    Deva,
     str. 22 Decembrie, nr.118, et.1, cam.32 – Cladirea CORATRANS S.A.
    Tel: 0238 723 653, Persoana de contact Ioana Popescu – 0743.404.651Telefon/fax 0253.237.818
    Persoana contact: Vilcu Rodica Mihaela – 0748.143.103 tel/fax:  0254.21.80.88

    Persoane de contact:
    Clara Ianachis – 0754.469.350 , Elena Balaban – 0762.325.256

    17. S.C. ARTOPROD S.R.L. Rm. Valcea, Str Regina Maria nr 17A, Jud. ValceaPcte de lucru:
    Pitesti, str. Calea Bucuresti, Bl.1, Sc.C, Ap.4, ,jud. Arges, Tel/fax: 0248.221.291
    Sibiu  str. Vasile Milea, Bl.9, Sc.C, Ap.33,  jud. Sibiu, Tel/fax: 0269.212.996
    Tel: 0250.736.527, 0350.413.537
    0744.147.345
    Fax 0250.736.528

    e-mail: artoprodsrl@yahoo.com
    site: http://www.artoprod.go.ro

    18. S.C. PROFESIONAL PN S.R.L. Sibiu, Cojocarilor nr.2 , Jud. Sibiu

    Tel/Fax: 0269 220 449
    0745.373.606, 0720.229.998
    e-mail:

    profesional_pn@yahoo.com
    site: http://www.cursurigaze.ro,www.profesional-pn.ro

    19. ASOCIATIA ROMANA A ELECTRICIENILOR Bucuresti, Str Padesu nr. 16, Bl 15, Sc A, Et 7, Ap 29, Sect 4Punct de lucru:Centru Incubator Afaceri -CIAF , Bucuresti, Sos Oltenitei nr. 225A Tel: 0722.622.697/ 0744.544.886
    Fax: 031.81.70.639
    e-mail:

    asociatia.electricienilor@gmail.com
    site: http://www.arel.ro

    20. S.C. AMIRAS C&L IMPEX S.R.L Targoviste, Str Constantin Brancoveanu nr.66, Jud Dambovita 
    Tel/ FAX : 0245.215.813, Mob: 0722.402.285
    e-mail: office@amiras.ro
    site: http://www.amiras.ro
    21. CAMERA DE COMERT, INDUSTRIE SI AGRICULTURA IALOMITA Slobozia, Str. Lujerului 2, judetul Ialomita
    Tel./ Fax: 0243/231353
    e-mail: office.cciail@gmail.comnicolae.stanca@gmail.com
    22. S.C. Sind Tour Operator SRL Bucuresti, Str Doamna Chiajna nr. 26, Sect3
    Tel. 021.318.30.18, 318.30.10 Fax: 021/318.30.17 Mob: 072.687.28.35
    e-mail: office@mysto.ro


    Lista se va actualiza periodic.
    Pentru informatii suplimentare, va rugam sa va adresati prin e-mail la adresa darae@anre.ro in atentia Directiei Acces la Retea si Autorizare in domeniul energiei electrice.

    NOU-Cursuri de pregatire teoretica    « inapoi
    I. Prevederi legale
    II. Conditii pentru organizatori
    III. Precizare 2010 
    IV. LISTA DE ORGANIZATORII. Prevederi legale
    In conformitate cu prevederile art. 17 ale „Regulamentului pentru autorizarea electricienilor care proiecteaza, executa, verifica si exploateaza instalatii electrice din sistemul electroenergetic”, aprobat prin Ordinul presedintelui ANRE nr. 90/2009, publicat in Monitorul Oficial nr. 847 din 08-12-2009,
    participarea la primul examen de autorizare, indiferent de gradul si tipul solicitat de candidat, este permisa numai dupa ce acesta face dovada ca a urmat un curs de pregatire teoretica in domeniul instalatiilor electrice. Cursul trebuie sa aiba un continut corespunzator tematicii si bibliografiei recomandate si publicate pe pagina de Internet a ANRE, si sa fie organizat de institutii de invatamant superior, prin facultatile din domeniul energetic, sau de societati comerciale de formare profesionala autorizate conform legislatiei in domeniu, organizatorii cursurilor avand obligatia de a obtine in prealabil aprobarea ANRE. Regulamentul impune, de asemenea, obligatia electricianului autorizat de a urma un curs de pregatire teoretica cel putin o data la 10 ani, perioada considerata rezonabila ca timp de actualizare/ modificare a normelor tehnice si legislative in domeniul instalatiilor electrice.  In conformitate cu prevederile Regulamentului, facem urmatoarele precizari:

    II. Conditii pentru organizatori
    Institutiile de invatamant superior, prin facultatile din domeniul energetic, precum si societatile comerciale de formare profesionala autorizate conform legislatiei in domeniu‚ care doresc sa obtina aprobarea ANRE in vederea organizarii cursurilor de pregatire teoretica, trebuie sa transmita la ANRE o solicitare in acest sens si sa anexeze acesteia documente, din analiza carora, sa rezulte ca:
             institutia/ societatea este furnizor de formare profesionala, organizat conform legislatiei in domeniu si detine autorizatii emise de autoritatile statului competente in acest scop,

             dispune/ asigura logistica necesara, corespunzatoare desfasurarii cursului,

             asigura lectori avand calitatea de formatori, specialisti in domeniu, cu experienta in Sistemul Electroenergetic National,

             respecta tematica si bibliografia de examen, publicata de ANRE pe pagina de Internet.

     III. Precizare 2010
    Titularii de legitimatii de electrician autorizat, emise de ANRE, a caror valabilitate expira in anul 2010, pentru inscrierea la examenul de autorizare la acelasi grad/ tip, vor respecta prevederile art. 19 din Regulament, cu precizarea ca, in conformitate cu prevederile art. 63 din Regulament, nu trebuie sa faca dovada ca au urmat un curs de pregatire teoretica.  

    IV. LISTA DE ORGANIZATORI
    LISTA INSTITUTELOR DE INVATAMANT SUPERIOR SI SOCIETATILOR COMERCIALE CARE AU OBTINUT APROBAREA ANRE DE A ORGANIZA CURSURI DE PREGATIRE TEORETICA A CANDIDATILOR LA EXAMENELE DE AUTORIZARE A ELECTRICIENILOR

    Institute de invatamant superior

    1. Facultatea de Energetica -UNIVERSITATEA POLITEHNICA BUCURESTI
    Bucuresti,
    Splaiul Independentei 313
    Tel: 021-4029433
    Fax: 021-4029675
    2. Universitatea “Dunarea de Jos” din Galati
    Galati, str. Domneasca 47
    Departamentul de Formare Continua si Transfer tehnologic
    Tel: 0236/468061
    Fax 0236/468061, 0336.130.100
    3. UNIVERSITATEA DE NORD DIN BAIA MARE
    Baia Mare, str. Dr. Victor Babeº 62A
    Tel: 0262/422778,
    Fax 0262/276153

    Societati comerciale

    4. 3T TRAINING TEAM
    Bucuresti, Calea Dorobantilor nr. 103-105, Etaj 5, Camera 519C
    Tel: 0727744009
    Fax 021/3189347
    autorizare@energy.org.ro
    5. EUROTRAINING SOLUTION
    Bucuresti, Calea Plevnei 139, Corp B, Camera 17
    Tel 021/3130164,
    Fax 021/3130167,
    office@e-trainings.ro
    instruire@e-trainings.ro
    6. FORMENERG
    Bucuresti, Bd. Gheorghe Sincai nr. 3
    Tel 021/3069900, Fax 021/3069901
    office@formenerg.ro
    7. ALEXRAL CONSULT
    Bacau, str. George Bacovia 14
    PL: Bacau str. Banca Nationala nr. 3B, ap.12; str. Stefan cel Mare 38/A/2
    Tel/ Fax: 0234/524335, 0234/577177, 0234/541544, 0740/172472

    Lista se va actualiza periodic.
    Pentru informatii suplimentare, va rugam sa va adresati prin e-mail la adresa anre@anre.ro in atentia Directiei Acces la Retea si Autorizare in domeniul energiei electrice.

    Solutia iesirii din criza!

    13/02/2010

    In fapt va propun ca baza de discutie analiza efectelor trecerii la saptamana de 4 zile lucratoare. Evident ca solutia iesirii din criza nu se poate rezuma la o singura masura insa totul are un inceput.

    Sa ne gandim ca in lume coexista solutii tehnologice foarte performante cu procedee arhaice poluante si costisitoare pentru realizarea unor produse similare. Facilitarea raspandirii noilor tehnologii ar putea avea efecte extrem de favorabile asupra productivitatii, a valorificarii superioare a resurselor, asupra reducerii poluarii si in final asupra cresterii nivelului de trai.

    Eu cred ca lumea se afla din nou la o rascruce unde solutia confruntarilor este una depasita si contraproductiva, Schimbarea viziunii de la una bazata de confruntare si potential militar la una bazata pe cooperare pusa in folosul democratiei ar putea facilita progresul tehnologic peste tot in lume cu efecte benefice semnificative.

    Un imens potential creativ uman ramane nefolosit datorita contextului economico social in care traiesc oamenii capabili din pdv intelectual sa genereze solutii tehnice noi. In masura in care ne-am concentra sa favorizam instruirea si sa asiguram posibilitati reale de manifestare a spiritului creativ putem in continuare sa mizam pe scaderea necesitatii de manopera in sfera direct productiva.

    Ce vor face oamenii in cele 3 zile libere? Foarte multe lucruri! In primul rand calitatea vietii se va imbunatati semnificativ, vor putea aloca mai mult timp familiei, instruirii, experimentarii, actiunii voluntare in diverse domenii, dezvoltarii/aplicarii  liberei initiative etc, etc

    Reducerea saptamanii de lucru ar putea determina reducerea somajului? Avand o sapatana de lucru redusa putem accepta o crestere a varstei de pensionare ?

    Recunoasteti ca acum avem oficial sapatana de 40 de ore si adeseori ajungem sa lucram cate 50/60 de ore/saptamana acuzand stress si surmenare. Sa insemne asta cu adevarat productivitate pentru angajator, calitate a vietii pentru angajat?

    Sper ca subiectul abordat sa va permita sa va spuneti parerea si din confruntarea de idei sa identificam un set rezonabil de solutii care sa ne poata sigura iesirea din criza!

    Articole cu tematica sociala:

    Democratie schioapa vs dicatura cu fata umana

    Votul si democratia

    Solutie alternativa la eutanasiere!

    Bugetari vs privati

    Programul sesiunii de autorizare electricieni Primavara 2010

    25/01/2010

    Examen primavara 2010    « inapoi

    ANUNT
     In conformitate cu art. 29 si 31 din “Regulamentul pentru autorizarea electricienilor  care proiecteaza, executa, verifica si exploateaza instalatii electrice din sistemul electroenergetic

     

     

    20 ianuarie 2010 Publicarea anuntului
    15 – februarie -2010 26 – februarie -2010 Inscrierea candidatilor
    26 – februarie -2010 (data postei) Termen final de inscriere la examen
    19-martie-2010 Nominalizarea centrelor de examinare
    26-martie-2010 Publicarea:
      a)  listei candidatilor (solicitati care indeplinesc conditiile prevazute in Regulament pentru a participa la examen), cu precizarea centrului in care vor sustine examenul;
    b)  listei solicitantilor care nu indeplinesc conditiile prevazute in Regulament pentru a participa la examen, cu indicarea motivelor de neindeplinire.
    29-martie-2010 – 02-aprilie-2010 Completarea dosarelor (dupa caz)
    05-aprilie-2010 Publicarea listelor finale:
      a) listei finale a candidatilor
    b) listei finale a solicitantilor care nu indeplinesc conditiile prevazute in Regulament pentru a participa la examen
    12 – aprilie –2010 9 –mai –2010 Desfasurarea examenelor de autorizare
    11-mai-2009 Publicarea rezultatelor examenelor pe pagina de internet (in functie de data desfasurarii examenelor in fiecare centru)
    14-mai-2010 Data limita pentru inregistrarea contestatiilor
    21-mai-2010 Rezultatele analizarii contestatiilor
           

     

    ANRE organizeaza, in perioada 15.02.2010 – 21.05.2010,  sesiunea de Primavara 2010 a examenului de autorizare a electricienilor care proiecteaza/ executa instalatii electrice racordate la SEN
     
    Programul de organizare si desfasurare:

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

    09/01/2010

    SGC 2002 

    Actualizat 19.06.2018

    Problematica liniilor eletrice de jt lungi constituie una din provocarile la care trebuie sa raspunda operatorii de distributie (OD) in conditiile cresterii semnificative a sarcinii maxime absorbite de circuitele jt.

    Exista o reala preocupare pentru reducerea circuitelor lungi prin lucrari de investitii. De aici si preocuparea de a stabili obiective strategice pentru lungimea maxima a circuitelor jt. Electica Bucuresti a facut pasul spre Ljt cu Lmax de 500 m. Cel putin la nivel de deziderat. Alti operatori si-au stabilit diverse alte repere:

    • 1500 m pt Ljt realizata cu conductoare torsadate cu sectiunea de 95 mmp,
    • 1000m (pt conductor de 70 mmp)
    • 800 m si probabil etc

    Mecanismul prin care s-a ajuns sa trebuie sa fie gestionat un volum impresionant de retele jt lungi (uneori de peste 3 km) l-a constituit extinderea in pasi mici si repetati pe principiul costurilor minime. Acest mecanism inca functioneaza si astazi desi peste o anumita lungime:

    • nu se mai poate asigura protectia oamenilor impotriva electrocutarii prin atingere indirecta,
    • nu se mai poate asigura calitatea ee
    • cresc impresionant de mult pierderile de ee in Ljt

    se pare ca OD nu pot refuza noile racordari care presupun continua extindere (lungire) a circuitelor jt

    Atunci cand refuzi unui solicitant solutia de racordare cea mai simpla trebuie sa ai argumente temeinice => OD nu poate refuza utilizatorilor solutia cea mai simpla de racordare! OD are obligatia legala de a finanta lucrraile necesare de intarire RED in amonte de punctul de racordare conf Ord ANRE 59/2013 (actualizare 19.08.2018). In aceste conditii este greu sa sustii ca de la 500m sau 800 m o L jt nu se mai poate extinde si ca solicitantul trebuie sa finateze un post nou de transformare cu tot cu racordul sau de 20 kV si ca pentru asta trebuie sa plateasca mult peste 100000 lei sau sa astepte pana cand OD finateaza el aceste lucrari reducand lungimea circuitelor (text discutabil in unele cazuri se aplica personalizat prevederile Ord 59/2013 si Ord 102/2015 actualizare 19.08.2018) .

    Reperele  lungimii maxime trebuie sa fie legate de conditiile de electrosecuritate. Aici OD are acoperire legala. Un circuit  L jt ar trebui sa se poata realiza la lungimea maxima la care se poate asigura sensibilitatea curentului de defect. In aceste conditii utilizand cele mai performante intreruptoare existente pe piata intreruptoarele jt din familia „Modeion” produse de OEZ in Cehia rezulta urmatoarele limite ale lungimii maxime a Ljt pentru care se poate asigura sensibilitatea protectiei la curent de scc (pentru o sarcina maxima simultan absorbita suficient de mare (160 A) ca sa asigure functionarea neperturbata a circuitului stradal):

    • 1500 m pt Ljt realizata cu conductoare torsadate cu sectiunea de 95 mmp (eu recomand 1400 m din considerente de siguranta, in cazurile reale  mai rar avem  sucrcircuite metalice nete) unde avem un curent minim de scc care trebuie intrerupt de protectie de cca 220A
    • 1000m pt conductor de 70 mmp.  unde avem un curent minim de scc care trebuie intrerupt de protectie de cca 220A

    Celelalte aspecte ale calitatii ee care pot fi asociate lungimii unui circuit jt trebuie solutionate de OD fara implicarea clientilor. Daca din ratiuni de asigurare nivel de tensiune normat sunt necesare investitii atunci OD are la dispozitie :

    • multiplicarile de circuite
    • majorarile de sectiune
    • injectii de noi posturi de transformare

    sau combinatii ale acestor masuri.

    Am analizat 3 cazuri:

    • Cazul 1: Lungimea max avuta in vedere la generarea solutiilor este de 800 m. Lungimea max acceptata in urma lucarilor si/sau pentru care nu se promoveaza investitii pentru reducere lungime este de 1500 m, Lungimea minima a circuitelor noi sub care se considera nefiresc sa scada  este de 200m Conditia dominanta de acceptare a unei solutii tehnice este data de  = Lmax
    • Cazul 2: Lungimea max avuta in vedere la generarea solutiilor este de 800 m. Lungimea max acceptata in urma lucarilor si/sau pentru care nu se promoveaza investitii pentru reducere lungime este de 800 m, Lungimea minima a circuitelor noi sub care se considera nefiresc sa scada  este de 200m Conditia dominanta de acceptare a unei solutii tehnice este data de  = Lmax
    • Cazul 3: Lungimea max avuta in vedere la generarea solutiilor este de 1500 m. Lungimea max acceptata in urma lucarilor si/sau pentru care nu se promoveaza investitii pentru reducere lungime este de 1500 m, Lungimea minima a circuitelor noi sub care se considera nefiresc sa scada  este de 200m Conditia dominanta de acceptare a unei solutii tehnice este data de  = Lmax

    Pentru fiecare caz am analizat cate 6 solutii pentru reducerea lungimii Ljt

    1. divizarea circuitului existant in 3 circuite de lungime egala prin injectia dintr-un PT nou
    2. divizarea circuitului existant in 5 circuite de lungime egala prin injectia doua PT noi
    3. divizarea circuitului existant in 7 circuite de lungime egala prin injectia trei PT noi
    4. divizarea circuitului existant in 9 circuite de lungime egala prin injectia patru PT noi
    5. divizarea circuitului existant in 3 circuite  prin injectia dintr-un PT nou pe postul existent ramane un circuit de lungimea maxima normata (800 m in caz 1 si 2 respectiv 1500m in cazul 3) iar capatul se divide in doua circuite de lungimi egale care sunt preluate de PT nou (evident ca exista posibilitatea ca distanta dintre PT ex si PT nou sa poata fi impartita in mod egal [(800+ (Lmax ex-800)/2)/2 respectiv (1500+(Lmax ex-1500)/2)/2].  In analiza pe care am facut-o am pastrat lungimile circuitului rezultate din aplicarea algoritmului declarat.
    6. divizarea circuitului existant in 3 circuite  prin injectia dintr-un PT nou Intre cele doua posturi vom avea cate un circuit de lungimea maxima nrmata (800 m in caz 1 si 2 respectiv 1500m in cazul 3) Iar al doilea circuit al PT nou va fi reprezentat de capatul retelei care ramana dupa preluarea a dublului lungimii normate (1600 m in caz 1 si 2 respectiv 3000m in cazul 3) din circuitul initial pe PTex si respectiv pe PT nou.

    Pentru evaluari am mai considerat costuri de 50000 lei/PT nou si 200000 lei/km Lmt comuna cu Ljt. Ca solutie tehnica am acceptat cazul cel mai defavorabil in care suntem obligati ca de la PT existent sa plecam in lungul fiecarui circuit care necesita injectia unui nou post de transformare cu circuit mt comun cu jt. Nu s-au avut in vedere alte lucrari de modernizare a Ljt

    In tab 1 avem declarata dimensiunea zonei de retea ajute in vedere 6000 PTA-uri cu 2,5 circuite jt/PT adica cca 15000 de circuite in total cu o dispersie pe lungimi declarata ca ipoteza de lucru in acelasi tabel. Aceasta ipoteza de lucru este esentiala pentru evaluarile facute. Atunci cand se lucreaza pe cazuri reale lungimea circuitelor analizate trebuie sa fie date de intrare certe

    Tab1 (pentru a vedea mai bine tabelel si figurile clik pe ele si se deschid in fereastra separata)

    afig113

    Din tab1 rezulta ca se obtin costuri investitionale minime pentru cazul 3 (Lmax=1500 m, conductor de 95 mmp) celelalte optiuni analizate duc la o crestere a efortului investitional cu pana la 78%

     

    Pentru alinierea celor  6000 de PT la cerinta de Lmax = 1500 m sunt necesari 2016 milioane lei adica cca 450 milioane euro.

    Daca OD ar investi numai in retelele JT (caz ideal, nerealist) ar reusi sa reduca lungimea  circuitelor jt la maxim 1500 m in cca 10 ani. In realitate actiunea poate ajunge la 30 de ani pentru ca nu se pot mobiliza toate fondurile numai pentru retelele jt.

    In cazurile 2 si 3 vorbim de durate ideale de 15-17 ani si de durate realiste de peste 50 de ani.

     

    Acete cicluri investitionale uriase ne pot determina sa acceptam concluzia ca trebuie lucrat cu discernamant si trebuie evitate obiectivele strategice arbitrare in ceea ce priveste regucerea/limitarea lungimii maxime a retelelor stradale jt.

     

    Probabil ca in stricta corelare cu incarcarea circuitelor jt si cu posibilitatile reale de sustinere a efortului investitionat trenuie stabilite gradual obiective. Un prim pas il constituie limitarea extinederii L jt peste limitele de electrosecuritate si respectiv sa existe de aducere in interiorul acesto limite a cat mai multe din retelele stradale lungi.

    Daca vorbim de retele noi atunci este  foarte important ca inca de la inceput sa se aiba in vedere necesitatea fie sa se asigure conditii de indesire ulterioara a PT cu cost minim fie inca de la inceput se asigura densitatea necesara de posturi de transformare care conduce la limitarea lungimii circuitelor jt la valori cat mai mici.

    In figura 1 avem un grafic care permite comparatia valorilor solutiilor selectate pentru fiecare caz pe grupe de Lmax existente supuse lucrarilor de investitii. Daca exista flexibilitatea necesara OD poate otimiza costurile: In domeniul lungimilor mari 2300-3000 si peste 3000 solutia V6 (cazul 1)  duce la costuri minime. In zona de lungimi 1800-2000 solutiia V1 (cazul 1). In domeniul lungimilor  1500-800 solutia V1′ ( cazul 2) duce la costuri minime.

    Din Pdv al Lmax acceptat valoarea de 1500 m ( cazul 1)  da costuri minime in domemiul circuitelor cu lungimi de peste 1500 m. Aproape evident ca in  cazul circuielor cu lungimi sub 1500 m putem opera numai cu un Lmax mormate/acceptate la validare solutii cu valori <1500m (altfel aici nu ar trebui sa facem lucrari) si in aceasta situatie avem solutia investitionala V1′ care ne da costuri minime.

    Fig 1

    In Tab 3 avem calculul nr de circuite rezultate in urma lucrarilor de „reducere Lmax” si un calcul al momentelor sarcinilor (am folosit ipoteza ca din fiecare stalp avem 2 bransamente care absorb fiecare simultam 1 kW)

    Daca ne intoarcem la tab 1 constatam evident ca cu cat investim mai mult obtinem circuite mai scurte care functioneaza la momente ale sarcinii mai mici

    Tab2

    tab 2

    Tabelele 3, 5 si 7 contin datele solutiilor tehnice de cost minim decelate in baza graficelor din fig 1, 2 si 3

    Tab3

    Fig2

    In tab 4, 6 si 8 avem determinate numarul circuitelor rezultate dupa investitii

    Tab4

    tab 4

    Tab5

     

    Fig 3

    Tab6

    tab  6

    Tab7

     

    Fig 4

    Tab8

    tab  8

    Urmeaza cate 6 seturi de tabele asociate solutiilor tehnice analizate pentru fiecare caz 1, 2 si 3 care contin ipotezele strategice declarate in prima parte a articolului

    Tab9

    Tab10

    Tab11

    Tab12

    Tab13

    Tab14

    Tab15

    Tab16

    Tab17

    Tab18

    Tab19

    Tab20

    Tab21

    Tab22

    Tab23

    Tab24

    Tab25

    Tab26

    Coexistenta cailor ferate cu LEA mt realizata cu conductoare torsadate mt – studiu de caz 3

    07/01/2010

    SGC 2002

    Tehnologia de realizare a LEA mt utilizand conductoarele trorsadate sau cablul universal mt pozat aerian este foarte bine primita de operarorii de distributie fiind privita ca o solutie salvatoare in ceea ce priveste vecinatatea cu proprietatile private.

    Reducerea dimensiunilor zonelor de protectie si de siguranta ar putea mari gradul de accesibilitate a traseelor vizate pentru constructia de linii electrice aeriene  putand reduce numarul necesar de avize sau usurand obtinerea acestora corelat cu reducerea suprafetelor de teren pe care se induc servituti.

    Ca toate acestea sa devina o realitate concreta performantele reale ale conductoarelor mt torsadate si respectiv a cablurilor mt univerasale trebuie reflectate in actualizarea normativelor tehnice privind distantele de coexistenta intre LEA si diverse tipuri de vecinatati. In speta trebuie actualizat Ordinul ANRE 49/2007

    Pentru a stimula acest demers pun in discutia Dv cazul propunerea de reglementare a coexistentei dintre LEA mt realizata cu conductoare torsadate si caile ferate

    Ma simt totusi obligat sa va atentionez in mod explicit ca este doar un studiu de caz. Ordinul ANRE 49/2007 nu are nico prevedere legata de zonele de protectie si de siguranta (ZP/ZS) ale acestei solutii tehnologice. In practica, pana la actualizarea Ordinului ANRE 49/2007 eu cred ca proiectantul trebuie sa defineasca explicit ZP/ZS evitand totusi atitudini prea “liberale”!

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV conductor izolat si neizolat
    Căi ferate Traversare Apropiere Traversare Apropiere
    Electrificate Nu se admite 7,50 5) 31) 11,502

    Hst+ 3m3)

    7,50 5)
    Neelectrificate 7 4)

    Hst

    7,50 4)

    74bis)

    Hst+ 3m3)

    1) Distanţa pe verticala intre conductorul inferior al LEA si cablul purtator al liniei de contact

    2) Distanţa pe verticală  între conductorul inferior al LEA şi şină in cazul  cailor ferate electrificabile

    3) Distanţa pe orizontală între marginea celui mai apropiat stâlp şi cea mai apropiată şină

    4 )Distanţa pe verticală între conductorul inferior al LEA şi şină, respectiv partea carosabilă a drumului situat in localitate sau in afara localitatilor

    4bis )Distanţa pe verticală între conductorul inferior al LEA şi şină, respectiv partea carosabilă a drumului situat in localitate sau in afara localitatilor pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

    5 )Distanţa pe orizontală între conductorul extrem al LEA la deviaţie maximă şi cea mai apropiată şină, respectiv limita amprizei drumului

    observatii

    • traversarea CF electrif. Presupuine trav peste linia de contact. Este firesc ca jt sa nu poata traversa linia de contact
    • la trav CF neelectif s-ar putea accepta scaderea gabaritului la 7 m pentru LEA mt cond izolat daca tensiunea de tinere asigura aceleasi conditii de izolare ca si Ljt

    Coexistenta drumurilor cu LEA mt realizata cu conductoare torsadate – studiu de caz 2

    07/01/2010

    SGC 2002

    Tehnologia de realizare a LEA mt utilizand conductoarele trorsadate sau cablul universal mt pozat aerian este foarte bine primita de operarorii de distributie fiind privita ca o solutie salvatoare in ceea ce priveste vecinatatea cu proprietatile private.

    Reducerea dimensiunilor zonelor de protectie si de siguranta ar putea mari gradul de accesibilitate a traseelor vizate pentru constructia de linii electrice aeriene  putand reduce numarul necesar de avize sau usurand obtinerea acestora corelat cu reducerea suprafetelor de teren pe care se induc servituti.

    Ca toate acestea sa devina o realitate concreta performantele reale ale conductoarelor mt torsadate si respectiv a cablurilor mt univerasale trebuie reflectate in actualizarea normativelor tehnice privind distantele de coexistenta intre LEA si diverse tipuri de vecinatati. In speta trebuie actualizat Ordinul ANRE 49/2007

    Pentru a stimula acest demers pun in discutia Dv cazul propunerea de reglementare a coexistentei dintre LEA mt realizata cu conductoare torsadate si drumuri

    Ma simt totusi obligat sa va atentionez in mod explicit ca este doar un studiu de caz. Ordinul ANRE 49/2007 nu are nico prevedere legata de zonele de protectie si de siguranta (ZP/ZS) ale acestei solutii tehnologice. In practica, pana la actualizarea Ordinului ANRE 49/2007 eu cred ca proiectantul trebuie sa defineasca explicit ZP/ZS evitand totusi atitudini prea „liberale”!

    Obiectivul învecinatcu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV
    Drumuri Traversari Apropiere Traversari Apropriere
    Drumuri: de interes naţional,  judeţean, comunale şi vicinale 74)6 ) Stâlpii se dispun în afara zonei de protecţie a drumului 74)7) 15)
    Străzi şi drumuri de utilitate privată 64)7) 74)6 4is)

    7)

    7bis)

    15)

    4 )Distanţa pe verticală între conductorul inferior al LEA şi şină, respectiv partea carosabilă a drumului situat in localitate sau in afara localitatilor

    4bis )Distanţa pe verticală între conductorul inferior al LEA şi şină, respectiv partea carosabilă a drumului situat in localitate sau in afara localitatilor pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

    5 )Distanţa pe orizontală între conductorul extrem al LEA la deviaţie maximă şi cea mai apropiată şină, respectiv limita amprizei drumului

    6 ) Nu se admit traversări ale autostrăzilor de către LEA de 0,4 kV

    7) Stâlpii liniilor se vor amplasa în afara zonei de siguranţă a drumului pentru LEA de 0,4 kV, respectiv începând de la limita exterioară a zonei de protecţie a drumului, pentru LEA de inalta tensiune

    7bis) Stâlpii liniilor se vor amplasa în afara zonei de siguranţă a drumului (poate fi in zona de protectie a drumului) pentru LEA de 0,4 kV comuna cu LEA 20 kV realizata cu conductoare izolate


    Asupra unor caracteristici ale intreruptoarelor jt de CristianS

    05/01/2010

     

    Prin amabilitatea dlui CristianS avem urmatoarea traducere şi adaptare după “Schneider Electric – Electrical installation guide 2009” – capitolul H referitoare la caracteristicile intreruptoarelor jt.

    EIG-H-LV-switchgear

    Caracteristicile fundamentale ale întreruptoarelor automate

    Ue – tensiunea de utilizare

    Tensiunea pentru care întreruptorul a fost proiectat să funcţioneze, în condiţii normale.

    In – curentul  nominal

    Valoarea maximă a curentului pe care un întreruptor automat, dotat cu un releu de declanşare la supracurent specificat, poate să-l suporte un timp nedefinit, la o temperatură ambiantă stabilită de producător, fără ca temperatura căilor de curent să depăşească o anumită valoare.

    Exemplu:

    Un întreruptor automat cu In = 125 A pentru o temperatură ambiantă de 40°C este echipat cu un releu de supracurent reglat la 125 A. Acelaşi întreruptor automat poate fi utilizat la valori mai ridicate ale temperaturii ambiante, dacă i se aplică  o corecţie adecvată. Corecţia unui întreruptor automat se realizează, deci, prin reducerea curentului declanşatorului termic. Utilizarea unui releu termic de tip electronic, proiectat să reziste la temperaturi mai ridicate, permit întreruptorului automat, căruia i s-a aplicat corecţia, să funcţioneze la temperaturi ambiante de 60 sau chiar 70°C.

    Notă: în norma IEC 60947-2 In definit pentru întreruptoare automate este egal cu Iu pentru aparate electrice, în general, Iu fiind curentul nominal neîntrerupt.

    Caracteristici funcţie de dimensiunea carcasei

    Unui întreruptor automat ce poate fi dotat cu relee termice de valori reglabile diferite i se poate aloca un curent nominal ce corespunde valorii celui mai ridicat curent de reglaj al releului termic ce i se poate ataşa.

    Exemplu:

    Un întreruptor automat Compact NSX630A poate fi echipat cu 11 unităţi electronice, diferite,  de declanşare, de la 150 la 630 A. Curentul nominal al întreruptorului este de 630 A.

    Ir (Irth) – curentul de reglaj termic

    Separat de întreruptoarele automate mici, care sunt uşor de înlocuit, întreruptoarele automate industriale sunt echipate cu relee termice interschimbabile. Mai mult, pentru a adapta un întreruptor automat la cerinţele ridicate de protecţia unui circuit şi pentru a evita necesitatea instalării unor cabluri supradimensionate, releele termice sunt, în general, reglabile. Curentul de reglaj Ir sau Irht (ambele simboluri sunt folosite în mod curent) este valoarea curentului deasupra căreia întreruptorul automat va declanşa. Reprezintă, de asemenea, curentul maxim pe care întreruptorul automat poate să-l tranziteze fără să declanşeze. Valoarea aceasta trebuie să fie mai mare decât curentul maxim al sarcinii, dar mai mic decât curentul maxim suportat de circuit. Releele termice sunt, de obicei, reglabile între 0,7 şi 1 x In dar dispozitivele electronice folosite în acest scop au gama de reglaj mai mare, de obicei 0,4 … 1 x In.

    Exemplu:

    Un întreruptor automat NSX630N echipat cu un releu termic de 400 A Micrologic 6.3E, reglat la 0,9 va avea un curent de reglaj Ir = 400 x 0,9 = 360 A.

    Notă:

    Pentru întreruptoarele automate echipate cu relee termice nereglabile Ir = In. Exemplu: pentru întreruptorul automat C60N 20 A, Ir = In = 20 A.

    Im  – curentul de reglaj pentru releul electro-magnetic

    Releele electromagnetice (instantanee sau cu timp foarte scurt de întârziere) au scopul de a declanşa întreruptorul automat rapid, la apariţia valorilor mari de curent de defect. Pragul de declanşare Im este:

    –         cu valoare fixă, stabilită de standarde pentru întreruptoare automate de tip casnic, cum ar fi IEC 60898, sau

    fig 1

    –         indicate de fabricant, pentru întreruptoare automate industriale, conform standardelor în vigoare, în special IEC 60947 – 2.

    Pentru ultima variantă, există o mare varietate de dispozitive de declanşare, care permit utilizatorului să adapteze performanţele de protecţie ale întreruptorului automat cu necesităţile specifice unui receptor dat.

     

     

    fig 2

    (Ii este curentul de declanşare instantanee la scurt-circuit)

    Capacitatea de izolare

    Un întreruptor automat se poate folosi pentru izolarea unui circuit dacă îndeplineşte toate condiţiile prescrise pentru un aparat de deconectare (la tensiunea nominală) din standardele aplicabile. În acest caz este definit ca întreruptor automat separator şi este marcat cu simbolul

    Fig 3

    De exemplu, seriile produse de Schneider: Multi 9, Compact NSX şi Masterpact LV fac parte din această categorie.

    Icu – capacitatea de rupere limită, pentru cele industriale (Icn – capacitatea de rupere nominală, pentru domeniul casnic)

    Capacitatea de rupere limită a unui întreruptor automat este cea mai mare valoare (prezumată) a curentului pe care întreruptorul este capabil să o întrerupă fără a se defecta. Valoarea curentului menţionat în standarde este valoarea efectivă a componentei de curent alternativ a curentului de defect, deci componenta tranzitorie de curent continuu (care este prezentă întotdeauna în cel mai greu caz de scurt-circuit) este considerată a fi nulă, pentru calcularea valorii standardizate. Această caracteristică nominală Icu/Icn este dată, în mod normal, în kA, valoare efectivă.

                Icu (capacitatea de rupere limită) şi Ics (capacitatea de rupere de serviciu) sunt definite în IEC 60947 – 2, împreună cu un tabel ce stabileşte relaţia între Ics şi Icu pentru diferite categorii de utilizare A (declanşare instantanee) şi B (declanşare temporizată).

    Teste pentru verificarea capacităţilor nominale de scurt-circuit ale întreruptoarelor automate sunt stabilite de standarde şi includ:

    –         secvenţe de operare, cuprinzând o succesiune de operaţii, de exemplu închideri şi deschideri pe scurt-circuit;

    –         defazări ale curentului şi tensiunii. Când curentul este în fază cu tensiunea de alimentare (cos j = 1) întreruperea unui curent este mai uşoară decât la orice alt factor de putere. Întreruperea unui curent la valori mici ale cos j este considerabil mai greu de realizat, un circuit cu cos j nul (teoretic) fiind cel mai dificil caz.

    În practică, toţi curenţii  de scurt-circuit din sistemele de alimentare sunt (mai mult sau mai puţin) la factori de putere mici iar standardele se bazează pe valori considerate în mod normal a fi reprezentative pentru majoritatea sistemelor de alimentare. În general, cu câte este mai mare nivelul curentului de defect (la o tensiune dată), cu atât este mai mic factorul de putere al buclei de defect, de exemplu aproape de generatoare sau transformatoare mari.

    Tabelul de mai jos reproduce, după IEC 60947 – 2, valorile standardizate ale Icu funcţie de factorul de putere al curentului buclei de defect, pentru întreruptoarele de putere industriale:

    Icu cosj
    6 kA < Icu £ 10 kA 0.5
    10 kA < Icu £20 kA 0.3
    20 kA < Icu £ 50 kA 0.25
    50 kA < Icu 0.2

     

    –         urmare unei secvenţe de test pentru Icu, de tipul deschidere – pauză – închidere/deschidere, alte teste sunt realizate pentru a se verifica faptul că:

    o       rezistenţa de izolaţie a dielectricului

    o       performanţele de deconectare (izolare) şi

    o       corecta funcţionare a protecţiei la supracurent

    • nu au fost afectate de către test.

    Alte caracteristici ale întreruptoarelor automate:

    Ui – tensiunea nominală de izolare

    Este valoarea tensiunii (de obicei > 2 x Ui) la care au fost realizate teste de rezistenţă de izolaţie şi distanţă de conturnare. Valoarea maximă a tensiunii nominale nu trebuie să depăşească tensiunea nominală de izolare (Ue £ Ui).

    Uimp –  tensiunea de ţinere la impuls

    Această caracteristică exprimă, în kV, valoarea de vârf (de o formă şi polaritate prestabilite) a tensiunii la care echipamentul este capabil să reziste, fără deteriorare, în condiţii de test date. De obicei, pentru întreruptoare automate industriale Uimp = 8 kV, iar pentru cele casnice, Uimp = 6 kV.

    Categoria (A sau B) şi Icw – curentul permis de scurtă durată

    Conform IEC 60947 – 2 există două tipuri de aparate electrice industriale de joasă tensiune:

    –         A, la care nu există o temporizare stabilită în declanşarea dispozitivului „instantaneu” de declanşare la scurt-circuit, după cum se poate vedea în graficul de mai jos. De obicei, acestea sunt întreruptoare automate în carcasă;

    fig 4

    –         B, la care, pentru a se realiza selectivitatea protecţiei, în raport cu alte întreruptoare automate, pe baza timpului de declanşare, este posibil să se stabilească o temporizare a declanşării, nivelul curentului de scurt-circuit fiind mai mic decât cel al curentului permis de scurtă durată Icw, după cum se poate vedea în figura de mai jos. De obicei, această facilitate apare la întreruptoarele în construcţie deschisă şi pentru unele întreruptoare de putere mare în construcţie închisă. Icw este curentul maxim pe care un întreruptor automat din categoria B îl poate suporta, termic şi electrodinamic, fără să sufere defecţiuni, pentru o perioadă de timp dată de fabricant.

    fig 5

    Icm – capacitatea de închidere, pe scurt-circuit, nominală

    Reprezintă cea mai mare valoare instantanee a curentului pe care întreruptorul automat poate să-l închidă, la tensiunea nominală şi în condiţii specifice. În curent alternativ, această valoare instantanee de vârf este în relaţie cu Icu (capacitatea de rupere limită) prin factorul k, ce depinde de factorul de putere al curentului din bucla de scurt-circuit. În tabelul de mai jos este prezentată, după IEC 60947 – 2, relaţia dintre Icu şi Icm la diferiţi cosj.

    Icu cosj Icm = kIcu
    6 kA < Icu £ 10 kA 0.5 1.7 x Icu
    10 kA < Icu £ 20 kA 0.3 2 x Icu
    20 kA < Icu £ 50 kA 0.25 2.1 x Icu
    50 kA £ Icu 0.2 2.2 x Icu

     

    Exemplu: un întreruptor Masterpact NW08H2 are un Icu de 100 kA. Valoarea de vârf pentru Icm va fi de 100 x 2,2 = 220 kA.

    Ics – capacitatea de rupere de serviciu

    Capacitatea de rupere limită (Icu) sau nominală (Icn) reprezintă curentul de scurt-circuit maxim pe care un întreruptor automat poate să îl întrerupă fără să se defecteze. Probabilitatea ca un asemenea curent să apară este extrem de mică şi, în condiţii normale, curenţii de scurt-circuit sunt mult mai mici decât capacitatea de rupere limită (Icu). Pe de altă parte, este important ca valori mari ale curenţilor (cu mică probabilitate de apariţie) să fie întrerupţi în condiţii bune astfel ca întreruptorul automat să fie imediat disponibil pentru închidere, după ce defecţiunea a fost înlăturată. Aceasta este cauza pentru care o nouă caracteristică – Ics – a fost creată, pentru întreruptoare industriale, exprimată în procente (25, 50, 75, 100%) din Icu. Secvenţa de teste este următoarea:

    –         O – CO – CO (O reprezintă deschiderea, CO reprezintă închiderea urmată de o deschidere)

    –         După această secvenţă se fac teste ce verifică dacă întreruptorul automat este în stare bună şi disponibil pentru o utilizare normală.

    Pentru întreruptoare automate casnice, Ics = k x Icn. Factorul k se găseşte în IEC 60898, tabelul XIV. În Europa, practica este să se utilizeze un factor K de 100%, deci Ics = Icu.

    Declansator OEZ pentru linii electrice lungi cod MTV7

    17/12/2009

    In cerintele tehnice pentru LEA jt am propus ca circuitele de linie sa se echipeze cu intreruptoare cu In=160A care sa fie capabile sa sesizeze un curent minim de scc de 200A, cu o intarziere a declansarii de 50 ms (aceasta cerinta corespundea curnei de declansare OEZ: MTV8. Lungimea maxima a Ljt conform cerintele tehnice pentru LEA jt este de 1000 m pentru TYIR de 70 mmp si de 1400 m pentru TYIR de 95 mmp. Curentul de scurtcircuit metalic net cu care sunt creditate circuitete de lungimile si sectiunile mentionate mai sus este de cca 220 A.

    Nota intreruptorul din fotografie ete echipat cu un alt tip de declansator decat cel  care face obiectul acestui articol!

    Exista posibilitatea de a combina carateristicile curbei de declansare OEZ: MTV9 cu cele ale curbei MTV8 si sa obtinem o familie de curbe noi de declansare mai bine adaptata liniilor electrice jt lungi. OEZ a fost receptiv la aceasta propunere si a lansat un nou declansator electromagnetic codificat MTV7. Astfel pentru  intreruptorul cu In=160 putem avea Ir termic=160, I elmg scc min =200A si o intarziere a declansarii de 300 ms (coeficientul de sensibilitate Ks= 200/160=1.25).

    In fotografia de mai jos avem un declansator MTV7 Remarcati cele doua suruburi din partea superioara care asigura rapina schimbare a declansatorului. In fapt pentru gana 100A, 160A si 250 A intreruptoarele au circuitele primare dimensionate pentru In=250 A si prin simpla schimbare a declansatoarelor pot deveni intreruptoare cu In= 100A sau 160A sau 250A

    Remarcam extinderea domeniului de intarziere a declansarii de la 50 ms in cazul curbelor de declansare MTV8 la 300 ms in cazul curbelor MTV7 (domeniu de reglaj preluat de la declansatoarele MTV9)

    Puteti descarca fisierul urmator si veti vedea paginile de catalog care descriu decalnsatorul MTV 7: MTV7_catalogue pages_ declansator personalizat pentru Ljt lungi

    In figura alaturata avem un detaliu al panoului de reglaj al unui declansator MTV7:

    Va prezint si o curba de declansare MTV7:

    Remarcati intarzierea de 300 ms de care am vorbit si curentii de scurcircuit de 125 A  si de 200 A care pot fi vazuti de declansatoarele MTV7 care pot echipa intreruptoare de 100 A respectiv de 160A

    Recomand ca in caz de nevoie sa se utilizeze intreruptoare OEZ de 100A echipate cu declansatoare electromagnetice MTV7 pentru echiparea cutiilor de sectionare in cazul Ljt foarte lungi.

    MTV7 este un declansator performant adecvat protectiei liniilor jt lungi care asigura:

    – sensibilitate la curentii de scurtcircuit specifici liniilor lungi respectiv asigurarea protectiei oamenilor impotriva electrocutarii prin atingere indirecta,
    – protectia la suprasarcina a circuitului jt,
    – utilizarea capacitatii maxime de distributie a Ljt,
    – evitarea declansarilor la pornirea directa a unor motoare de puteri uzuale care pot exista cel putin ocazional in gospodariile alimentate din circuitele stradale,
    – evitarea declansarii la scurtcircuite trecatoare care se sting in mai putin de 300 ms,
    – bune posibilitati se asigurare a selectivitatii pentru protectii al bransamentelor chiar in cazurile in care se solicita puteri mari de pana la 70 kVA

    Pentru detalii privind gama de produse OEZ va recomand accesarea site www.oez.com de unde puteti descarca setul complet de cataloage si un interesant program de calcul de alegere a intreruptoarelor (calcul curenti de scc si caderi de tensiune)

    Istorie – Ordinul ANRE 90/2009 regulamentul de autorizare a electicienilor

    17/12/2009

    SGC 2002   Va semanlez aparitia noului regulament de autorizarea a electricienilor aprobat prin Ordinul ANRE 90/2009  din 19 nov 2009 si publicat in Monitorul Oficial 847/08.12.2009.

    Noul regulament intra in vigoare la 30 de zile de la publicare (08.01.2010) data de la care este abrogata editia anterioara, Ordinul ANRE 25/2007

    Ordinul 90/2009 poate fi accesat pe site ANRE: www.anre.ro sau descarcand fisierul atasat acestui articol: Ord 90 09_RegAutorizEE_MO0847

    Remarc faptul ca noua editie contine un numar destul de mare de modificari. Intre acestea reglementarea mai atenta a cerintelor privind pregatirea profesionala solicitata candidatilor. Prin noul regulament un numar mai mare de persoane vor putea solicita obtinerea calitatii de electrician autorizat

    Structura pietei cu amanuntul

    16/12/2009

    SGC 2002   Din raportul de monitorizare piata de energie electrica intocmit de ANRE pentru luna august 2009 am extras  schema explicativa structurii pietei cu amanuntul. In Romania piata de energie electrica este deschisa 100% . Totusi pentru multi oameni imaginea despre piata de energie electrica nu sunt foarte clare poate datorita unei publicitati mai reduse a acestui subiect si caracterului destul de tehnic. Mi-am propus gradual sa prezint o serie de articole care sa contureze o imagine a pietei de energie electrica vizand: operatori, relatii, infrastructura busriera, reglementari

    Dinamica rezervei de energie in lacuri 2006-2009

    16/12/2009

    SGC 2002   Din raportul de monitorizare piata de energie electrica intocmit de ANRE pentru luna august 2009 am extras un grafic interesant referitor la dinamica rezervei de energie electrica in lacuri in perioada 2000-2009. In rapoartele ANRE exista foarte multe dinformatii interesante o parte din ele este important sa fie urmarite ca evolutie in timp. Anumite evenimente cu cere ne confruntam acum pot aparea ilustrate in rapoartele ANRE urmatoare dupa cum unele sinteze ca cea care face obiectul acestui articol pot constitui o bogata sursa de informatii utile. Rapoartele ANRE trebuie consultate in timpul limitat cat sunt afisate pe site www.anre.ro

    Caracteristici intreruptoare jt

    28/11/2009

    SGC 2002 Discutia initiata de Dan poate aduce informatii utile mai multor electricieni. Vezi detalii in fotografia de mai jos

  • Dan spune:
    25/11/2009 la 23:46 modificăBuna ziua,
    Va rog sa-mi explicati si mie mai pe larg urmatoarele caracteristici ale unui intrerupator automat:
    – capacitate nominala de inchidere la scurtcircuit Icm
    – capacitate nominala de rupere la scurtcircuit Icu pentru ciclu O-t-CO
    – capacitate nominala de serviciu de rupere la scurtcircuit Ics pentru ciclu O-t-CO-t-CO
    Ce este acel ciclu la un intrerupator?
    Multumesc
  • stoianconstantin spune:
    26/11/2009 la 07:00 modificăSalut Dan,
    N-am mai intalnit notatiile O-t-CO poti sa le definesti? Sau tocmai asta e problema?
    SGC
  • Dan spune:
    26/11/2009 la 08:18 modificăNotatiile O-t-CO sunt definite in catalogul general de la Moeller. Nu stiu ce inseamna. Aceste notatii apar la cei doi curenti de scurtcircuit Icu si Ics
  • Dan spune:
    26/11/2009 la 08:19 modificămai bine zis acolo le-am vazut nu ca acolo sunt definite. (greseala de exprimare)
  • stoianconstantin spune:
    26/11/2009 la 18:28 modificăDan,
    Nu vreau sa improvizez. Ar trebui sa ma documentez putin. In perioada asta nu promit nimic pt ca sunt cam ocupat. Sper sa nu neglizez sa o fac cand voi avea timp. Daca reusesc public raspunsul tot aici daca voi constata ca marita voi scrie un articol ref la aceste astecte eventual comparand cu abordarea altor producatori si/sau incercand o paralela cu practica din Romania.
    SGC
  • Dan, astept comentarii!

    10.12.2009:

    stimate domnule Constantin,

    pe pagina „Caracteristici intreruptoare jt” aveti o imagine cuprinzand un text cu privire la definirea caracteristicilor Ics si Icu. am atasat acestui mesaj o traducere in limba romana a textului respectiv. din pacate, nu sunt sigur de exactitatea termenilor din limba romana.

    cu respect,

    CristianS

    Capacitate nominală de rupere, Ics

    Pentru a defini această valoare, întreruptorul automat verificat trebuie să fie supus unei secvenţe de test:

    Ics = o – t – co – t – co, unde:
    o = timpul de deschidere în condiţii de defect
    t = intervalul de timp înainte de re-închidere (nu mai mult decât 3 minute)
    c = închiderea pe un defect.
    După această secvenţă de test, se vor face măsurători ale rezistenţei de izolaţie, temperaturii terminalelor şi supra-curent. Întreruptorul automat trebuie să corespundă anumitor parametri de test pentru a ne asigura că dispozitivul nu a suferit scăderi ale performanţelor şi că poate fi introdus din nou în lucru.

    Capacitate de rupere maximă, Icu

    Pentru a defini această valoare, întreruptorul automat trebuie să fie supus unei secvenţe de test:

    Icu = o – t – co

    După această secvenţă de teste, trebuie să se aplice teste cu privire la rezistenţa de izolaţie şi supra-curent.

    Capacitatea de rupere nominală (Ics) se aplică la defecte de scurt-circuit care pot să apară în practică; în timp de capacitatea de rupere maximă (Icu) este valoarea maximă teoretică  a defectului în instalaţie la punctul de conectare.

    Standardul defineşte raportul dintre cele două valore. Ics va fi indicat ca 25%, 50%, 75% sau 100% din valoarea Icu pentru dispozitive de categoria A şi 50%, 75% sau 100% din Icu pentru dispozitive de categoria B.

    Un întreruptor automat poate rămâne în serviciu după întreruperea unui scurt-circuit cu valoarea de până la valoarea Ics. Oricum, dacă au loc două sau mai multe defecte cu valori între Ics şi Icu, trebuie verificată capacitatea dispozitivului de a funcţiona în continuare.

    Problema lui Attila!

    21/11/2009

    1. Muzsi Attila spune:
      21/11/2009 la 12:50 modificăAm asa: A.binom diferentiat JT, putere avizata 95 kw, iar la capitolul putere este putere maxima varf 10,60 kw la 95,83 lei = 1015 lei, iar putere rest ore 7,4 kw la 41,12 lei= 305 lei. Anul acesta luna trecuta am avut cel mai mare consum de energie activa de 2070kw, la reactiva ceva de 508kw.
      treaba este ca eu platesc curentul la altcineva, eu inca nu am curentul propriu, necesit instalare trafo, pt care nu am bani. Totul este situat intr-o Avicola, unde am cumparat o hala. Sa fie oare aceasta taxa de putere faptul ca transformatorul la care sunt si eu legat prin intermediul fostului proprietar, care mai are 3 hale, este al avicolei?
      Daca imi montez un trafo propriu, tot as plati aceasta taxa de putere?
      Va multumesc pentru amabilitatea Dvs de a raspunde unor intrebari pentru unul ca mine, din pacate aici in Deva degeaba am apelat la enel, chiar am platit taxa pentru a-mi oferi o solutie, doar telefonic mi-sa spus ca trebuie trafo si gata. Am apelat si la doua firme, care repede m-au expediat ca sub 10000 de euro nu scap. In rest nu pot scoate nici o informatie de la nimeni, de parca ar fi secret de stat. Oricum am inteles din modurile de comportare ca totul este o chestie de interpretare.
      Am vazut ca peste tot in tara sunt instalate trafouri aeriene de tip vechi, ori acum toti imi zic ca nu o sa imi lege un trafo second chiar daca este verificat, numai cel italienesc cu 10000 de euro.
      Aproape ca imi merita sa investesc in o alta forma de energie, daca costurile sunt asa de mari, si ca investitie, si ca taxa pe kilowatti, si ca taxa de putere.
      Va multumesc si aveti toata stima. Attila din Deva

    Tarifele se gasesc pe site http://www.anre. ro Mai jos ai un print screen al ecranului de pe site ANRE de unde se pot descarca tarifele de interes. Daca nu ti-ai exrcitat reptul de alegere a furnizorului atunci tariful tau il vei gasi in ordinul 134/2008

    Tehnologiile noi impun redefinirea zonelor de protectie si de siguranta

    15/11/2009

    SGC 2002

    Tehnologia de realizare LEA mt cu conductoare izolate cere actualizarea Normet Tehnice privind zonele de protectie si de siguranta aferente capacitatilor anergetice aprobata prin Ordinul ANRE 49/2007

    capitolul I

    Scop

     

    Art 18– (1) Pentru linii electrice aeriene cu tensiuni de peste 1 kV zona de protecţie şi zona de siguranţă coincid cu culoarul de trecere al liniei şi sunt simetrice faţă de axul liniei.

    (2) Dimensiunea (lăţimea) zonei de protecţie şi de siguranţă a unei linii simplu sau dublu circuit are valorile:

    a)                  24 m pentru LEA cu tensiuni între 1 şi 110 kV  pentru LEA mt realizate cu conductaoare izolate zona de protectie si de siguranta se reduc corespunzator tensiunii de tinere a conductorului pana la valorile corespunzatoare LEA jt

    (3) Dimensiunea (lăţimea) zonei de protecţie şi de siguranţă a unei linii simplu sau dublu circuit construită pe teren împădurit are valorile:

     

    a)   32 m pentru LEA cu tensiune de 110 kv pentru LEA mt realizate cu conductaoare izolate zona de protectie si de siguranta se reduc corespunzator tensiunii de tinere a conductorului pana la valorile corespunzatoare LEA jt

     

    b)   44 m pentru LEA cu tensiune de 220 kv

    c)   54 m pentru LEA cu tensiune de 400 kv

    d)   81 m pentru LEA cu tensiune de 750 kv

     

    (4) Liniile aeriene cu tensiune de cel mult 20 kV cu conductoare izolate sau neizolate se construiesc la marginea drumurilor inclusiv a celor forestiere în culoare amplasate în zonele de protecţie a drumurilor publice la limita zonei de siguranţă acestora în condiţiile precizate în NTE 003/04/00.

     

    (5) În condiţiile de la alin. (3), distanţa pe verticală dintre conductorul cel mai apropiat de arbori şi vârful arborilor, inclusiv o creştere previzibilă pe o perioadă de 5 ani începând de la data punerii în funcţiune a liniei, trebuie să fie de cel puţin :

     

    a) 1m, pentru LEA cu tensiune de 20 kv    (acceptabil inclusiv pentru LEA 20 kV realizate cu conductor izolat)

    Art 20 – Pentru linii electrice aeriene cu tensiunea mai mică sau egală cu 1kv:

    1. Zona de protecţie şi zona de siguranţă respectă prevederile art. 18 alin. (1); ele se delimitează la 0,1 m în exteriorul conductoarelor extreme ale liniei;
    2. Zonele de  siguranţă comune pentru liniile electrice aeriene şi obiective învecinate cu acestea sunt stabilite prin respectarea distanţelor de siguranţă prezentate în anexele 4a si 4b.

    Capitolul VII

    Dispoziţii finale

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

    Art 33– Normele şi reglementările tehnice care definesc distanţele de siguranţă ale capacităţilor energetice faţă de obiective  învecinate acestora completează prevederile din prezenta normă tehnică.

    Art 34– Pentru capacităţile energetice proiectate şi executate, respectiv care deţin autorizaţie de construire obţinută înainte de intrarea în vigoare a prezentei norme tehnice, rămân în vigoare dimensiunile zonelor de protecţie şi de siguranţă aşa cum au fost definite/aplicate la punerea lor în funcţiune.

    Art 35 modificarile aduse prin Ordinul ANRE 49bis/2010 vor fi avute in vedere la actualizarea PE 106/2003 respectiv a NTE 003/2004 (Ordinul ANRE 3332/2004

    Art 36– Anexele 1 – 7 fac parte din prezenta normă tehnică.

    Anexa  nr.  4a

    Distanţe de siguranţă dintre LEA şi  obiective învecinate (altele decat LEA)

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Căi ferate Traversare Apropiere Traversare Apropiere Traversare Apropiere
    Electrificate Nu se admite 7,50 5) 31) 7,50 5) 31) 7,50 5)
    11,502 11,502
    Hst+ 3m3) Hst+ 3m3)
    Neelectrificate 7 4) 7,50 4) 7,50 4)
    Hst 74bis) Hst+ 3m3)
    Hst+ 3m3)

     

    1) Distanţa pe verticala intre conductorul inferior al LEA si cablul purtator al liniei de contact

    2) Distanţa pe verticală  între conductorul inferior al LEA şi şină in cazul  cailor ferate electrificabile

    3) Distanţa pe orizontală între marginea celui mai apropiat stâlp şi cea mai apropiată şină

    4 )Distanţa pe verticală între conductorul inferior al LEA şi şină, respectiv partea carosabilă a drumului situat in localitate sau in afara localitatilor

    4bis )Distanţa pe verticală între conductorul inferior al LEA şi şină, respectiv partea carosabilă a drumului situat in localitate sau in afara localitatilor pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

    5 )Distanţa pe orizontală între conductorul extrem al LEA la deviaţie maximă şi cea mai apropiată şină, respectiv limita amprizei drumului

    observatii

    • traversarea CF electrif. Presupuine trav peste linia de contact. Este firesc ca jt sa nu poata traversa linia de contact
    • la trav CF neelectif s-ar putea accepta scaderea gabaritului la 7 m pentru LEA mt cond izolat daca tensiunea de tinere asigura aceleasi conditii de izolare ca si Ljt

     

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Drumuri Trav Apropiere Trav Aprop Trav Aprop
    Drumuri:      de interes naţional,  judeţean, comunale şi vicinale 74) Stâlpii se dispun în afara zonei de protecţie a drumului 74) 15) 74) 15)
    6 ) 7) 7)
    Străzi şi drumuri de utilitate privată 64) 74) 15) 74) 15)
    64is)
    7) 7) 7)
    7bis)

     

    4 )Distanţa pe verticală între conductorul inferior al LEA şi şină, respectiv partea carosabilă a drumului situat in localitate sau in afara localitatilor

    4bis )Distanţa pe verticală între conductorul inferior al LEA şi şină, respectiv partea carosabilă a drumului situat in localitate sau in afara localitatilor pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

    5 )Distanţa pe orizontală între conductorul extrem al LEA la deviaţie maximă şi cea mai apropiată şină, respectiv limita amprizei drumului

    6 ) Nu se admit traversări ale autostrăzilor de către LEA de 0,4 kV

    7) Stâlpii liniilor se vor amplasa în afara zonei de siguranţă a drumului pentru LEA de 0,4 kV, respectiv începând de la limita exterioară a zonei de protecţie a drumului, pentru LEA de inalta tensiune

    7bis) Stâlpii liniilor se vor amplasa în afara zonei de siguranţă a drumului (poate fi in zona de protectie a drumului) pentru LEA de 0,4 kV comuna cu LEA 20 kV realizata cu conductoare izolate

     

    observatii

    • la trav dr privat am  putea accepta scaderea gabaritului la 6 m pentru LEA mt cond izolat daca tensiunea de tinere asigura aceleasi conditii de izolare ca si Ljt
    • pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate comuna cu LEA jt pe stalpi jt este nec sa se precizeze ca se respecta cerintele stipulate pentru LEA jt ref la conditia de amplasare stalpi in exteriorul zonei de siguranta a drumului.
    • de verificat definitiile ZP si ZS aferente drumurilor !!!!

     

     

     

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Linii de Tc Distanţa pe verticală Distanţa pe oriz Distanţa pe verticală Distanţa pe orizontală Distanţa pe verticală Distanţa pe orizontală
    Linie de Tc aeriană 0,68) 29) 3,58) 3,59 58) 59)
    0,68bis) 29bis)
    Linie de Tc subterana Nu se normează 510) 3010)
    Nu se normează10bis)

     

    8) Distanta pe verticala intre conductorul inferior al LEA şi linia de telecomunicaţii

    8bis) Distanta pe verticala intre conductorul inferior al LEA şi linia de telecomunicaţii pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

    9) Distanta pe orizontala intre stalpul LEA şi linia de telecomunicaţii

    9bis) Distanta pe orizontala intre stalpul LEA şi linia de telecomunicaţii pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

    10 )Distanţa pe orizontală intre fundatia stâlpului LEA  sau priza sa de pământ şi linia de telecomunicaţii

    10bis )Distanţa pe orizontală intre fundatia stâlpului LEA  sau priza sa de pământ şi linia de telecomunicaţii pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

    observatii

     

    • pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate se pot accepata conditiile de coexistenta specifice LEA jt

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Linii     de tramvai şi de troleibuz11) (traversare) 2 3 3
    211bis)
    Linie contact tramvai 4 4,5 5
    411bis
    Linie contact troleibuz 2 3 3
    31bis)
    Cablu purtator tramvai 2 3 3
    21bis)
    Cablu purtator troleibuz 4 4 4

     

    11) Distanta pe verticala intre conductorul inferior al LEA si linia de contact sau cablul purtator

    11bis) Distanta pe verticala intre conductorul inferior al LEA si linia de contact sau cablul purtator pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

     

     

     

     

     

     

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Transport pe cablu suspendat Se interzic traversrile de catre LEA a liniilor de teleferic; se vor  evita traversarile  liniilor de funicular, care se admit cu conditia ca LEA sa traverseze funicularul, cu respectarea distantelor  urmatoare:
    Traversare Interzis 312) 412)
    Apropiere Hst 1213) 1213)
    Hst13bis)

     

    12) Distanta pe verticala intre conductorul inferior al LEA si linia de contact sau cablul purtator

    13) Distanţa pe orizontală intre conductorul extrem al LEA la deviaţie maximă şi cablul purtător

    13) Distanţa pe orizontală intre conductorul extrem al LEA la deviaţie maximă şi cablul purtător pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Conducte supraterane Trav Aprop Trav Aprop Trav Aprop
    Fluide neinflamabile 214) hst15) 3,5014) 515) 414) 515)
    214 bis)
    Fluide inflamabile 16) 515) 16) 15 16) 15
    517) 517)

     

    14) Distanţa pe verticală între conductorul inferior al LEA şi partea superioara a conductei; distanţa minimă pe orizontală este egala cu inaltimea stalpului deasupra solului plus 3 m

    14bis) Distanţa pe verticală între conductorul inferior al LEA şi partea superioara a conductei; distanţa minimă pe orizontală este egala cu inaltimea stalpului deasupra masurata între conductorul extrem al LEA la deviaţie maximă şi peretele conductei pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

    15) Distanţa pe orizontală între conductorul extrem al LEA la deviaţie maximă şi peretele conductei

    16) Se interzice traversarea conductelor de transport de gaze sau a conductelor intre schele si rafinarii; se vor evita traversarile peste alte conducte din aceasta categorie, ele putând fi totuşi realizate cu respectarea unor masuri de  protectie si siguranta, conform NTE 003/04/00. Se interzice în orice situaţie  travesare acestor conducte de către LEA de 0, 4 kV (joasă tensiune)

    17) Distanţa pe orizontală între conductorul extrem al LEA la deviaţie maximă şi peretele conductei; se vor aplica măsuri de siguranţă şi protecţie conform NTE 003/04/00, corespunzător valorilor pe care le au aceste distanţe

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Conducte subterane Pentru conducte de fluide inflamabile (gaze,ţiţei, produse petroliere) distanţa minimă de la  cea mai apropiată fundaţie sau priza de pamant a unui stalp la conducta  este de 5m; distanţa poate fi redusă în cazuri obligate până la 2 m, cu acordul beneficiarului conductei.
    Pentru conducte de transport  de gaze inflamabile, pe portiunile unde acestea sunt considerate de categoria a II-a din punct de vedere al sigurantei, se respecta o distanta egala cu inaltimea stalpului deasupra solului; ea poate fi redusa, in cazuri obligate, cu acordul beneficiarului conductei.
    In celelalte situaţii distanţa minimă de la  cea mai apropiată fundaţie sau priză de pământ a unui stalp la conducta  este de 2 m.
    Instalaţii de extracţie  petrol şi gaze naturale, de pompare petrol, staţii de reglare măsurare gaze naturale Se interzic traversarile LEA peste instalatii de foraj si extractie de petrol si gaze naturale
    Se interzice apropierea axului LEA de orice parte a unei instalaţii de foraj si extracţie la o distanţă mai mică decat 1,5 x inaltimea deasupra solului a celui mai inalt stalp din apropiere fata de limita zonei in care exista mediu cu pericol de explozie

     

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Cursuri de ape Nenavig. Navigabile Nenavig. Navigabile Nenavig. Navigabile
    Traversare 18); (7) 19) 18) 719) G+120) 719) G+120)
    (5) 19) (G+1) 20) 519) 519)
    Apropiere 18) 12 1) 22 1)

     

    18) Se interzice traversarea apelor curgatoare, lacurilor sau canalelor navigabile de LEA 0,4 kv; construirea acestora peste ape sau in zona de protectie a acestora se face, în cazuri obligate,  numai cu acordul organelor de gospodarire a apelor, respectând distanţa minimă pe verticală între conductorul inferior al LEA la sageata maxima şi nivelul maxim al apei la traversari peste ape nenavigabile, respectiv distanţa minimă la  poarta de gabarit a navelor

    19) Distanţa pe verticală între conductorul inferior al LEA la sageata maximă şi nivelul maxim al apei; cifrele de sus se referă la traversari in zonele localitatilor şi în zonele amonte ale lucrărilor hidrotehnice, dispuse transversal pe albie iar cele de jos la traversări în celelalte zone

    20) G este gabaritul de liberă trecere al navelor, stabilit în funcţie de specificul navigatiei, de comun acord cu autorităţile competente

    21) Distanţa pe orizontală între conductorul extrem al LEA la deviaţie maximă şi planul vertical la malul apei

     

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Poduri, baraje, diguri Traversare Aprop Traversare Aprop Traversare Aprop
    Trecere Trecere Trecere
    Poduri 223) 223) 722) 524) 722) 524)
    323) 224bis) 323)
    223bis)
    Diguri, baraje accesibile circulaţiei atovehiculelor 223) 223) 622) 524) 622) 524)
    323) 224bis) 32 3)
    223bis
    Diguri,  baraje accesibile doar circulaţiei  pedestre 223) 223) 522) 524) 522) 524)
    323) 224bis) 323)
    223bis

     

    22) Distanţa pe verticală între conductorul LEA la săgeată maximă şi partea circulată a podului, digului sau barajului. Prin trecere în acest tabel se înţelege amplasarea LEA de-a lungul podurilor , digurilor sau barajelor, dar numai cu acordul autorităţilor competente

    23) Distanţa pe verticală între conductorul LEA în orice poziţie şi orice parte a construcţiei

    23bis) Distanţa pe verticală între conductorul LEA în orice poziţie şi orice parte a construcţiei pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

    24) Distanţa reală între conductorul extrem al LEA în orice poziţie şi orice parte a construcţiei; când distanţa este sub valorile din tabel, sa vor trata ca treceri

    24bis) Distanţa reală între conductorul extrem al LEA în orice poziţie şi orice parte a construcţiei; când distanţa este sub valorile din tabel, sa vor trata ca treceri pentru LEA mt realizata cu conductoare izolate

     

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Clădiri

     

    Traversări clădiri locuite –  distanţa faţă de orice parte a clădirii Numai LEA cu conductoare torsadate Se interzice traversarea de LEA cu conductoare neizolate, cu tensiuni mai mici de 110 kv a clădirilor locuite 425)
    Se admite numai pentru LEA 20 kV cu conductoare izolate25 bis)
    Traversări clădiri locuite –  distanţa faţă de antenă 325)
    Traversări clădiri nelocuite Numai LEA cu conductoare torsadate 325) 325)
    LEA 20 kV cu conductoare izolate25 bis
    Apropieri faţă de cladiri locuite 126) 327) 427)
    126bis)
    Apropieri faţă de cladiri nelocuite 126) 327) 327)
    126bis)

     

    25) Distanţa dintre conductorul lea în orice poziţie şi orice parte a clădirii

    25 bis) Se admite traversarea cladirilor locuite si nelocuite cu LEA 20 kV realizate cu conductoare izolate, respectand distantele specifice LEA jt realizata cu conductoare torsadate, specificate in fig 5 din PE 106 in vigoare

    26) Distanţa pe orizontală intre un stâlp al LEA şi orice  parte a clădirii; liniile (fascicolele) cu conductoare izolate torsadate se pot monta pe faţadele clădirilor  cu categorie de pericol de incendiu medie sau mică (C, D , E) la distanţa minimă de 10 cm de peretele clădirii, în cazul fascicolului întins, respectiv 3 cm în cazul fascicolului pozat

    26 bis) Distanţa pe orizontală intre un stâlp al LEA 20 kV realizata cu conductoare izolate şi orice  parte a clădirii; liniile (fascicolele) cu conductoare izolate torsadate se pot monta pe faţadele clădirilor  cu categorie de pericol de incendiu medie sau mică (C, D , E) la distanţa minimă de 10 cm de peretele clădirii, în cazul fascicolului întins, respectiv 3 cm în cazul fascicolului pozat

    27) Distanţa între conductorul extrem al LEA la deviaţie maximă şi cea mai apropiata parte a cladirii, fără să constituie traversare

     

     

     

     

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Depozite şi cladiri cu  substanţe inflamabile, cu pericol de explozie sau incendiu Se interzic traversarile LEA peste depozite deschise cu substante inflamabile, precum si peste cladiri cu  substante cu pericol de explozie si incendiu.In cazul apropierii LEA de depozite cu substante combustibile sau cu pericol de explozie sau de incendiu,distanta minima pe orizontala intre axul LEA si orice parte a depozitului este:
    – pentru depozite deschise cu substante combustibile solide, inaltimea desupra solului a celui mai inalt stalp din apropiere;
    – pentru depozite de lichide sau gaze combustibile, pentru depozite cu pericol de incendiu si explozie si pentru depozite de munitie, 1,5 x inălţimea deasupra solului a celui mai inalt stalp din apreopiere

     

     

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Zone cu circulaţie frecventă Distanţa minimă pe verticală dintre conductorul inferior al LEA la săgeată maximă şi sol
    H st ???? 7 7

     

    Observatie:

    • ???? nu este posibil sa se realizeze un gabarit = Hst
    • probabil ca pentru LEA 20 kV realizata cu conductoare torsadate gabaritul se poate reduce la 5-6 m mai ales daca vb de circulatie frecventa pedestra

     

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Culturi pe spaliere metalice si ingradiri metalice Distanţa minimă pe verticală dintre conductorul inferior al LEA la săgeată maximă şi
    Sol Partea superioară a spalierului Sol Partea superioară a spalierului Sol Partea superioară a spalierului
    1,5 6 3 6 3
    1,535)

     

     

    35) Distanţa pe verticala intre conductorul inferior al LEA 20 kV realizata cu conductoare izolate, la sageata maxima si partea superioară a spalierului

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Instalaţii de imbunatatiri funciare (conducte, canale si jgheaburi) 3,528) 528) 528)
    3,528bis)
    429) 629) 629)
    429bis)
    3,530) 3,5030) 430)

     

    28) Distanţa pe verticală, la săgeata maximă a conductorului, de la cota terenului, la canale in debleu, respectiv de la  cota coronamentului, la canale in rambleu, pentru canale accesibile numai circulatiei pedestre

    28bis) Distanţa pe verticală, la săgeata maximă a conductorului, de la cota terenului, la canale in debleu, respectiv de la  cota coronamentului, la canale in rambleu, pentru canale accesibile numai circulatiei pedestre pentru LEA 20 kV realizata cu conductoare izolate

    29) Distanţa  pe verticala, la sageata maxima a conductorului, de la cota terenului, la canale în debleu, respectiv de la  cota coronamentului, la canale in rambleu,  pentru canale accesibile circulatiei cu autovehicule, fără a fi drumuri publice

    29bis Distanţa  pe verticala, la sageata maxima a conductorului, de la cota terenului, la canale în debleu, respectiv de la  cota coronamentului, la canale in rambleu,  pentru canale accesibile circulatiei cu autovehicule, fără a fi drumuri publice pedestre pentru LEA 20 kV realizata cu conductoare izolate

    30) Distanţa pe verticală, la săgeata maximă aconductorului, până la peretele superior al jgheabului sau conductei supraterane fixe sau mobile

     

     

     

    Obiectivul învecinat cu LEA Distanţa de siguranţă (m)
    LEA 0,4 kV LEA 20 kV LEA 110 kV
    Traversări şi apropieri faţă de terenuri 31) 32) 33) 31) 32) 33) 31) 32) 33)

     

     

     

    6 4,5 2,5 6 5 3
    432bis 0,133bis
    Aeroporturi: se interzice traversarea LEA peste aeroporturi, iar apropierile se trateaza conform legislatiei de specialitate Instalaţii de emisie receptie  de Tc de inaltă frecvenţă:  se interzice traverarea LEA peste acestea..
    Ternuri de sport omologate: se interzic travesarile LEA peste acestea
    Parcaje auto pe platforme în aer liber: se evită travesarea acestora; în cazuri obligate3 4) se tratează ca traversări ale drumurilor

    31) Terenuri din afara zonelor locuite, accesibile transporturilor şi maşinilor agricole, drumuri de utilitate privată

    32) Terenuri din afara zonelor locuite,  accesibile numai circulaţiei pedestre

    32bis) Terenuri din afara zonelor locuite,  accesibile numai circulaţiei pedestre in cazul LEA 20 kV realizate cu conductoare izolate

    33) Zone neaccesibile circulaţiei pedestre (stânci abrupte, faleze)

    33bis) Zone neaccesibile circulaţiei pedestre (stânci abrupte, faleze) in cazul LEA 20 kV realizate cu conductoare izolate

    34) Prin cazuri obligate în accepţia normei tehnice se înţeleg doar situaţiile în care se proiectează şi se execută o LEA care traversează un parcaj auto, nu şi acelea în care se doreşte a se instala un parcaj auto sub o LEA existentă.

     

     

    Linii cu tensiunea nominală de înaltă şi joasă tensiune, pe stâlpi comuni
    Distanţa minimă pe verticală între conductorul inferior al liniei de înaltă tensiune şi conductorul superior al liniei de joasă tensiune
    LEA (1 – 20) kV Deschidere mai mică sau egală cu 40 m Deschidere mai mare de 40 m
    1,50 2
    0,1 4) 0,14)
    LEA: tensiune nominală   >20 kV Nu se admite montarea pe stâlpi comuni cu linii de joasă tensiune

    NOTE

    1) LEA cu tensiune mai mare trece peste LEA cu tensiune mai mică, cu excepţia căilor ferate electrificate

    2) În cazul liniilor pe stâlpi de lemn fără conductor de protecţie, atât pentru cele care traversează, cât şi pentru cele traversate, aceste distanţe rămân valabile, doar dacă se montează pe stâlpii adiacenţi traversării descărcătoare, în caz contrar distanţele se majorează cu 2m

    3) În cazuri obligate şi pe porţiuni scurte, se poate reduce acestă distanţă, astfel încât distanţa (m) orizontală între orice element al LEA de joasă tensiune şi cel mai apropiat conductor al LEA de înaltă tensiune, la deviaţia sa maximă, să aibă aceste valori

    4) LEA 20 kV realizata cu conductoare izolate si LEA jt realizata cu conductoare torsadate pot fi montate pe stalpi comuni pe aceeasi parte a stapului caz in care LEA 20 kV se va monta deasupra sau pe pari opuse ale stalpului caz in care se pot monta la acelasi nivel. In toate cazurile cad LEA 20 kV realizata cu conductoare izolate se monteaza pe stalpi comuni cu unul sau mai multe circuite LEA jt se vor monta placute avand inscriptionat nivelul de tensiune al LEA

    Poze LEA 20 kV realizata utilizand conductor torasadat IPROEB

    15/11/2009

    SGC 2002

    Colegul nostru ing Rusu Augustin a avut amabilitatea sa ne trimita un set de fotografii interesante care pot sustine comentariile Dv exporatorii! LEA 20 kV din imagine s-a ralizat pe stalpi jt utilizand conductor torsadat produs la IPROEB Bistrita

    HPIM6389

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    fig 1 legatura de intindere in colt si cap terminal pe bornele unui separator

    HPIM6537

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    fig2 legatura de intindere si capa terminal

    HPIM6453

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    fig 3 legatura de sustinere in aliniament

    HPIM6520

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    fig 4 manson in deschidere pe conductor torsadat mt

    HPIM6524

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    fig 5 LEA mt conductoare torsadate pe stalpi jt (1)

    HPIM6505

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    fig 6  Panou de intindere pe LEA  mt conductoare torsadate realizata pe stalpi jt

     

     

     

    Democratie schioapa vs dicatura cu fata umana

    01/11/2009

     Adevarul este ca democratia este complicata. Inchipuiti-va ca starea de succes este definita de buna functionare a puterilor statului: legislativa, judecatoreasca si executiva; de o presa activa si obiectiva sustinute de vointa activa a cetatenilor. Pare complicat, rau de tot si in plus este obositor.

    Pe de alta parte o dictatura cinstita pare o solutie atractiva. Dictatura prin exponentul sau dictatorul isi asuma toate cele: defineste bine si raul si imparte bruma de dreptate astfel incat sa mentina nemultumirile la stadiul de rumoare.

    Apreciind in termeni gravitationali am putea spune ca dictatura este o stare de echilibru mai stabil decat democratia. Oricum in dictatura este mai multa liniste mai multa ordine si mai putine idei divergente.

    Ca sa imi verific legatura cu realitatea ma uit la cate o Primarie. Cand e vorba sa dea autorizatii de construire inventeaza si mama avizelor se pune de-a curmezisul in fel si chip facandu-te sa crezi ca urmareste stimularea mitei. Ei bine nu, doar se „aplica legea”. Cand e vorba sa promoveze Primaria lucrari se schimba calimera. Aceeasi lege devine enervanta si poate fi neglijata, incalcata, badjocorita. Primaria incepe lucararea in dispretul legii fara avize, fara acorduri si culmea uneori (rareori) le finalizeaza cu succes!

    Eu cred ca democratiile anemice au sansa sa se transforme in dictaturi cu fiecare ciclu electoral. Semenele sunt clare. Cetatenii cu drept de vot nu merg la vot. Formatorii de opinie mai in gluma mai in serios isi afirma „pe sticla” indiferenta fata de procesul electoral. Acesti formatori de opinie consolideaza electoratului ideea de inutilitate a exercitarii dreptului la vot. Mai departe drumul este deschis grupurilor interesate sa profite de dezintaresul electoratului fata de instrumentele democratice. Se joaca tragicomedia campaniei electorale si se consolideaza dictatura.

    Pana la urma ce ne poate trezi la realitate? Nimic nu se obtine fara efort. Drepturile democratice odata castigare trebuie zi de zi aparate pentru ca ele nu sunt „garantate pe viata”. Pot fi usor pierdute. Degeaba ne polarizam in jurul partidelor daca scopul nostru este doar acela de a parveni.

    Polarizarea in jurul unor partide trebuie sa insemne doar la aderarea voluntara la un cadru legal (pluripartitismul) de sustinere a valorilor democratice.

    Am convingerea ca vom gasi puterea sa ne focalizam optiunile electrorale  si in acest an sa ne oferim sansa unui nou inceput. Meritam aceasta sansa, Romania merita aceasta sansa!

    Asa sa ne ajute Dumnezeu!

     

    Alte articole cu tematica sociala:

     

    Votul si democratia

     

    Solutie alternativa la eutanasiere!

     

    Solutia iesirii din criza!
    Bugetari vs privati


     

    PTA cu racord in LES 20 kV

    24/10/2009

    SGC 2002

    Monica Spropune o tema interesanta de discutie: PTA cu racord in LES 20 kV. In timp m-a preocupat si pe mine aceasta tema si am cules cateva imagini cand in drumurile male prin tara am vazut realizata aceasta solutie. Avem si schema a unor astfel de post din proiecte si din cataloage de produse din  strainatate.

    Probabil ca formularea mai generala a titlului ar fi PTA cu racord in cablu. Aici ar intra si conductorul torsadat de mt si racordurile LES sau LEA realizate cu cablu universal mt.

    1. Monica S. spune:
      23/10/2009 la 22:09 modificăConform circularei tehnice 3.RE-CT2-2008 “Linii directoare referitoare la concepţia de dezvoltare şi modernizare/retehnologizare a reţelelor de distribuţie, în vederea respectării standardului de performanţă din Codul RED” se poate construi un post de transformare aerian in constructie compacta in special in zonele rurale (pentru a evita aglomerarea pe stalpi) si anume , amplasarea pe un stalp special SC 15014, SC 15015 sau SE8 si a separatorului de post.
      In circulara se trateaza solutia in care racordul de medie tensiune este aerian, si atunci se prevede un CIT 140, separator vertical (STE2Pn 24 kV), cadru de sigurante de medie tensiune cu descarcatori, trafo, iar pe partea celalta a stalpului se amplaseaza cutia de distributie de joasa tensiune.
      Acum, daca racordul de medie tensiune vine din cablu subteran, si dorim constructia unui post de transformare compact, care ar fi solutia de amplasare cea mai buna?
      1-montarea cablului de medie tensiune, capetele terminale cu descarcatori, pe o parte a stalpului, apoi separator orizontal montat pe varful stalpului si pe cealalta parte cadrul de sig cu descarcatori, si respectiv trafo, deci cutia de distributie ar fi montata pe partea opusa trafo (asta ar presupune montarea cablului de medie tensiune pe lateral) sau
      2- montarea cablului de MT, capete terminale cu descarcatori si apoi separatorul vertical pe o parte a stalpului, apoi trecerea peste stalp printr-o consola de sustinere orizontala CSO 1100 si pe partea cealalta montarea cadrului de sigurante cu descarcatori, trafo bineinteles in toate cazurile cu respectarea distantelor de siguranta fata de separator), situatie care ar presupune montarea cutiei de distributie de JT pe partea cu separatorul vertical si respectiv capetele terminale, practic sub acestea sau
      3- aceeasi poveste, dar cu separatorul vertical montat pe partea cu trafo, adica montarea cablului de MT, capetele terminale cu descarcatori pe o parte, trecerea peste stalp printr-un CSO 1100 si apoi montarea separatorului vertical, cadru de sig. cu desc. si trafo, in acest caz nu am mai avea cutia de distributie de JT sub separatorul vertical.
      Dinspozitivele de actionare a separatorului se pot monta orientate pe lateral, pe langa cutia de distributie.
      Care dintre aceste situatii ar fi cea mai potrivita, din punct de vedere tehnic dar mai ales din punct de vedere al securitatii muncii?

      Va multumesc mult.
      Cu stima.

    2. stoianconstantin spune:
      24/10/2009 la 04:52 modificăSalut Monica,

      Am niste fotografii. Le caut si vom discuta pe 1-2 cazuri concrete.
      SGC

    Va propun sa vedem cateva imagini pe care sa le comentam:

    PTA cu racord in LES 20 kV fara separator de „post”

    fig 1 Postul l-am vazut undeva pe langa Lugoj, in apropiere de DN spre Timisoara cred ca este vorba de un post care alimenteaza o statie de ponpe apa

    DSCF0156Lugoj

    fig2  detaliu de prindere cap terminal LES si de realizare a legaturii cu cadrul de sigurante. Se remarca utilizarea izolatoarelor compozite de sustinete echipate cu clema „C” . De asemenea se remarca utilizarea pentru aceasta legatura a unor conductoare preizolate. Tot conductoare preizolate se utilizeaza si pentru realizarea legaturii intre bornele trafo si bornele cadrului de sigurante

    DSCF0158Lugoj

    fig 3 imagine de ansamblu. A se observa positionarea CD la 90 grade lata de planul care contine transformatorul

    DSCF0159Lugoj

    fig 4 Avem aici un PTA cu racordul in LES 20 kV echipat cu STEPno in montaj orizontal pe varful stalpului. Acest post este undeva pe DN Rucar-Bran in jud Ag sau Bv

    DSCF0350

    fig 5 detaliu legaturi si pozitionare CTE, STEPno si cadru de sigurante 20 kV apentru postul din fig 4

    DSCF0352

    fig 6 detaliu amplasare CD . Se remarca pozitionarea CD sub transformator. Iesirile din CD si in acest caz sunt in LES 0.4 kV

    DSCF0353

    fig 7 racordarea laxul LEA a postului din fig 4. Remarcam pozitionarea verticala a separatorului de racord STEPno pe stalpul din axul LEA cu montarea pe acelasi stalp si a capetelor terminale ale LES 20 kV de racordare a PTA

    DSCF0358

    fig 8 PTA racordat cu cablu universal 20 kV fara separator de post. Ca o specificitate acest post de transformare nu are CD. Conexiunea circuitelor jt este realizata cu separatoare o.4kV de exterior realizate din MPR-uri

    PTA cabl univ1

    fig 9 PTA cu racord in cablu universal 20 kV echipat doar cu separator vertical fara cadru de sigurante 20 kV

    PTA cu cablu univ 2

    fig 1o PTA 35/0.4 kV cu racord in LES 20 kVechipat dor cu cadru de sigurante si cu legatura in bara intre cadrul de siguranta si bornele trafo.

    PTA+LES 35_0.4kV Decin Cehia

    Cred ca avem suficient material pentru a sustine discutia amorsata de dna Monica S.

    Personal sunt pentru simplificarea cat mai accentuata a echiparii PTA. Daca totusi trebuie sa avem si un separator de post atunci as prefera ca acesta sa fie montat vertical. In acest caz CD se poate monta fie sub transformator fie pe partea opusa a stalpului sub CTE (aici avem o ipoteza de STEPno actionat cu doua manete, varianta pe care eu o sustin!).

    In varianta in care CD s-ar monta sub CTE   intre stalp si CD trebuie sa avem tevile de protectie ale LES 20 kV. Trebuie sa constientizam ca in acest caz va trebui sa gestionam pozarea coloanelor pentru circuitul general respectiv pentru circuitele de linie. Sunt solutii!

    Daca vorbim de separator de post actionat cu o singura maneta apare si posibilitatea de amplasre a CD in plan perpendicular cu planul care contine trafo si CTE  (in acelasi plan cu planul de montare a AME evident pe fata opusa a stalpului).

    Trebuie sa remarc simplitatea solutiilor care se pot realiza utilizand cablurile mt torsadate si cablul universal 20 kV in montaj aerian.

    Sa vedem si alte opinii:

    UNIMEC: cleme si armaturi noi pentru LEA 0.4 kV

    19/10/2009

    SGC 2002

    Astazi am primit de la UNIMEC, un set de fise tehnice privind noile cleme si armaturi UNIMEC destinate constructiei LEA o.4 kV cu conductoare torsadate TYIR.

    Recunosc ca am fost placut impresionat de noile realizari ale UNIMEC care vin sa solutioneze cateva probleme intalnite de generatia atuala de armaturi jt si in plus consolideaza tehnologia de realizare a LEA jt cu conductoare torsadateTYIR  facilitand o imbunatatire a productivitatii muncii.

    Probabil ca o LEA jt realizata respectand cerintele tehnice stipulate pe blog cu armaturi si cleme UNIMEC si cu cleme de legatura electrica ENSTO va fi o LEA jt care se apropie foarte mult de conceptul unei instalatii „fara mentenata”.

    Sa vedem fisele tehnice la inceput sub forma de fisiere pdf:

    Voi incerca sa prezint aceleasi fise ca fotografii pentru a putea fi vizualizate direct:

    Fisa tehnica clema de derulare si sustinere cablu torsadat 0.4 kV ASA R 0.4 kV

    ASA R 04kV

    Fisa tehnica Bratara universala BU-Jt/tip stalp centrifugat

    FISA TEHNICA-BU JT-centrifugati

    Fisa tehnica Bratara universala jt BU-jt/tip stalp vibrat

    FISA TEHNICA-BU JT-vibrati

    Fisa tehnica Tija universala de joasa tensiune TU-Jt/tip stalp

    FISA TEHNICA-TU JT

    Legatura de sustinere in aliniament cu TU si ASA R

    Legatura de sustinere TU vibrat & ASA R

    Legatura de intindere cu BU si CLAMI

    Legatura de intindere BU centrifugat & CLAMI

    Unimec: cleme si armaturi pentru LEA 20 kV cu conductoare torsadate

    18/10/2009

    SGC 2002 Va propun sa vedem cum arata la 18.01.2010 graficul accesarii acestui articol la 3 luni de la publicare astfel incat sa ne facem o imagine asupra gradului de interes e care il prezinta blogul (clik pe grafic pentru a fi deschis intr-o pagina noua):

    Recent am primit de la un coleg, realmente preocupat de nou, un set de fise tehnice privind noile cleme si armaturi UNIMEC destinate constructiei LEA 20 kV cu conductoare torsadate mt. Experienta indelungata in constructia si proiectarea de retele electrice a dlui Ing Dumitrescu Luigi imi da incredere sa sustin promovarea noii tehnologii in Romania.

    In articolele precedente am insistat asupra avantajelor pe care noua tehnologie le prezinta sub aspectul zonelor de protectie si de siguranta. Aceste avantaje sunt reale si incontastabile. Avem posibilitatea sa realizam linii mt practic in aceleasi conditii cu Ljt realizate cu TYIR.

    Stim cu totii cat de greu se obtin acordurile de la proprietari pentru colaoare de siguranta de 24 m. In unele cazuri este practic imposibil. In aceste conditii LEA mt comuna cu LEA jt pe stalpii jt reprezinta solutia cu cele mai multe atuuri:

    • cost redus,
    • culoare de siguranta reduse
    • buna comportare in exploatare
    • meteo-sensibilitate mult diminuata fata de LEA mt realizata cu conductoare neizolate

    Probabil ca in curand vom avea o actualizare a Normei Tehnice privind zonele de protectie si de siguranta ale capacitatilor energetice ceea ce va contribui la consolidarea noii tehnologii.

    Sa vedem fisele tehnice la inceput sub forma de fisiere pdf:

    Prezentam mai jos si doua tipuri de ansambluri de role pentru cabluri. Consider ca a fost necesar sa se proiectaze si sa se realizeze aceste dispozitive si implicit trebuie sa le prezint la tehnologia de realizare a LEA mt pentru ca se poate realiza trecerea LEA/LES atunci cand se utilizeaza  cablu universal 20 kV fara sectionari.

    Voi incerca sa prezint aceleasi fise ca fotografii pentru a putea fi vizualizate direct:

    bratara

    CLEM.TORS.S-20kV

    clemtori

    Clema de derulare si sustinere pentru cablu trifazat universal 20 kV montat in LEA 20 kV:

    UNICLAMS-20kV

    Vom vedea acum o legatura de intindere in aliniament realizata cu CLEMTORI pe un cablu torsadat 20 kV cu purtator de otel. Aici avem in fapt replica lui CLAMI pentru noua tehnologie:

    legatura de intindere in aliniament cablu torsadat MT

    Legatura de intindere in aliniament realizata cu clema de derulare si sustinere pentru cablu universal UNICLAMS 20 kV pe un cablu universal 20 kV.

    legatura de isustinere  in aliniament cablu universal MT

    Legatura de intindere in aliniament realizata cu clema de derulare si sustinere pentru cablu universal CLEMTORS 20 kV pe un cablu torsadat 20 kV. Vazand aceasta clema consider ca se va putea extinde domeniul sau de utilizare si la retelele jt realizate cu TYIR marind productivitatea lucrarilor de constructie a retelelor jt ceea ce in noile conditii de reducere a timpilor maximali admisi, normati de ANRE pentru intreruperea consumatorilor constituie un avantaj important

    legatura de sustinere in aliniament cablu torsadat MT

    Vom vedea acum o legatura terminala realizata cu CLEMTORI pe un cablu torsadat 20 kV cu purtator de otel. Si aici avem in fapt replica lui CLAMI pentru noua tehnologie:

    legatura terminala realizata cu CLEMTORI pe  cablu torsadat 20 kV

    Legatura de sustinere in colt pe cablu torsadat cu purtator de otel realizata cu CLEMTORS 20 kV sutinute de o armatura dedicata acestui scop

    legatura de sustinere in colt cablu torsadat MT

    Ansambluri de tragere  cablu universal 20 kV.

    Cred ca ansamblurile de role pot fi utilizate si pentru cablurile 20 kV clasice cu izolatie uscata. Am totusi banuiala ca acesta ansambluri de tragere cabluri ar trebui sa poata fi fixate in sol. Nu cred ca greutatea cablului va asigura implicit si stabilitatea (fixarea) acestor ansambluri pe traseu. Un alt aspect care ma treocupa este legat de distanta recomandata de producator intre doua ansambluri succesive de role de ghidare si tragere. Probabil ca vom afla acesta amanunte in scurt timp. Posibil si din comentariile cititorilor!

    In principiu nu vad nicio problema pentru utilizarea acestor role si la pozarea LES jt

    Role tragere LES in aliniament

    role aliniament

    Role tragere LES  in  colt

    role intoarcere

    Retele electrice aeriene torsadate de medie tensiune

    12/10/2009

    SGC 2002 Va propun sa vedem cum arata la 15.06.2016 graficul accesarii acestui articol, la aproape 7 ani de la postare, astfel incat sa ne facem o imagine asupra gradului de interes al subiectului pus in discutie (clik pe grafic pentru a fi deschis intr-o pagina noua):

    Raport de accesari 2009-2015

    In ultimii ani in Romania au patruns tehnologii moderne de realizare a LEA mt. La inceput componentele au fost integral importate de regula prin intermediul SC ELMET INVEST SRL din Finlanda si apoi asimilate in tara.

    De mai multi ani SC UNIMEC SRL a manifestat multa disponibilitate si inventivitate  care s-au concretizat prin produse de calitate si prin incurajarea modernizarii tehnologiilor de realizare a retelelor electrice de transport si de distributie a energiei electrice.

    Amintesc aici doar CLAMI care este o clema care a permis un salt calitativ foarte important in realizarea LEA MT si jt prin eliminarea necesitatii sectionarii conductoarelor la stalpii de intindere. Eliminarea unui numar insemnat de sectionari ale conductoarelor in ax a dus implicit la eliminarea unui numar important de potentiale puncte slabe.

    Realizarile UMIMEC s-au obtinut in mod evident prin efortul personalului propriu dar si prin coagularea unor echipe mixte cu specialisti din SEN. Acest articol este rodul colaborarii dintre specialistii SEN si UNIMEC avand un rol important de informare a specialistilor romani asupra noilor cleme si armaturi pentru realizarea LEA mt cu conductoare torsadate si cabluri universale mt.

    Articolul  va fi prezentat in aceasta luna in cadrul Conferintei Nationale si Expozitiei de Energetica Sinaia, 21-23 Octombrie 2009 fiind semnat de:

    Ing. Ioan Rusu din cadul SISE Muntenia Nord,  Ploiesti, Str. A. Muresanu, nr. 58 ;    Ing Voicu Mihai din cadrul SC ELECTRICA SA si Ing. Vasile Gheorghe Directorul SC UNIMEC SRL , Buzau, str. D. Filipescu, nr. 3, tel. 023872411188, fax. 0238726937, email : unimec@unimec.ro

    Summary: The new cables technologies offer a new solution for cables in air at Midle Voltage level. This new solution, of construction MV network on pole using cables, solve many problems of the existent MV lines also in  Romania. For example, this new technology solve the problems regarding the MV lines cross the forests or cities. Especial, in Romania, using the existing LV lines on poles, by installing MV cables in air, could built new transformer points for new electric injection to solv the voltage level at customers and increase the transmission capacity of LV lines.

     

     

    1. PREZENTARE GENERALA

    Conform tehnologiilor actuale, liniile electrice de medie tensiune din Romania se construiesc in varianta cablu subteran sau cablu amplasat pe estacade si in varianta aeriena cu conductoare neizolate sau preizolate.

    Aparitia tehnologiilor noi de construire de cabluri electrice de medie tensiune torsadate, implica desigur si in Romania aparitia de noi oportunitati privind rezolvarea unor probleme ale retelelor electrice aeriene clasice: protectia liniilor electrice la traversarea zonelor impadurite in care exista pericole de avarii prin atingerea conductoarelor de catre arbori, solutii simple de alimentari cu energie electrica la medie tensiune in zone urbane prin amplasarea cablurilor pe cladiri sau stalpii existenti.

    Temele majore de cercetare pentru SISE Muntenia  Nord si SC UNIMEC Buzau privind construirea de retele electrice aeriene torsadate de medie tensiune sunt:

    1. Utilizarea stalpilor liniilor de medie tensiune existente in vederea montarii circuitelor torsadate de medie tensiune in vederea inlocuirii cnductoarelor clasice
    2. Utilizarea stalpilor liniilor de joasa tensiune existente in vederea montarii circuitelor torsadate de medie tensiune in vederea realizarii de injectii noi in retelele de joasa tensiune prin montarea de noi posturi de transformare. Aceasta noua solutie asigura construirea de noi posturi in zona distrubutiei energiei electrice de joasa tensiune fara a mai fi necesare lucrari de construire de linii electrice de medie tensiune pe stalpi noi.

    In acezst sens, la SISE Muntenia Nord s-au realizat cercetari in domeniul proiectarii iar la SC UNIMEC Buzau s-au construit si testat clemele si armaturile necesare pentru construirea de retele electrice aeriene torsadate de medie tensiune.

    2. TIPURI DE CONDUCTOARE TORSADATE DE MEDIE TENSIUNE

     

    fig 1 Cablu torsadat mt autoportant

    Fig. 1 Cablu torsadat pentru linii electrice de medie tensiune

    fig 2 Cablu mt torsadat cu purtator din Ol

    Fig. 2 Cablu torsadat pentru linii electrice de medie tensiune cu purtator de otel

    fig 3 Cablu universal mt autoportant

    Fig. 3 Cablu trifazat universal pentru linii electrice de medie tensiune

    Variantele constructive de cabluri electrice torsadate de medie tensiune asigura toata paleta de utilizare in orice domenii : linii noi aeriene, cabluri torsadate amplasate pe cladiri, cabluri torsadate utilizate chiar in mediu acvatic.

    3. RETELE ELECTRICE AERIENE TORSADATE DE MEDIE TENSIUNE

    Studiile realizate de SISE Muntenia Nord si SC UNIMEC Buzau pe retelele aeriene electrice de medie tensiune, in scopul inlocuirii conductoarelor existente cu cablu torsadat la aceiasi tensiune, au pornit de la o analiza comparativa privind calculele mecanice privind solicitarile stalpilor la greutatea conductoarelor existente in conditiile cele mai grele impuse de normativele in vigoare, respectiv la depuneri de chiciura si cablu torsadat montat in aceleasi conditii.

    Din analiza greutatilor proprii ale conductoarelor clasice si torsadate pentru 1000 metri de retea trifazata, a rezultat ca greutatea fascicolului torsadat cu fir purtator este cca. 30 % mai mare decat greutatile sumate ale celor 3 conductoare neizolate.

    Pentru liniile electrice aeriene, calculul mecanic se realizeaza la o grosime limita a stratului de chiciura, functie de zona meteo in care este construita linia. Cel mai defavorabil caz, este cel in care grosimea stratului de chiciura este in diametru de 3,5 cm, ceea ce inseamna o greutatea conductor + chiciura de cca. 7‑8 kg/metru. Adica pentru o linie electrica trifazata, depunerea de chiciura este de 7‑8 kg/metru x 3 conductoare = cca. 21-24 Kg/metru.

    Fig. 4 Legatura de intindere in aliniament

    Fig. 4 Legatura de intindere in aliniament

    Din studiile realizate de SISE Muntenia Nord pe conductoarele torsadate de joasa tensiune, aceasta fiind montate intr-un singur fascicol, depunerea de chiciura, desi in diametru este mai mare, dar este mult mai mica pe un metru de lungime retea decat depunerea simultata pe 3 conductoare ca in cazul retelei de medie tensiune clasice.

    Fig. 5 Legatura de sustinere

    Fig. 5 Legatura de sustinere

    Fig. 6 Legatura de sustinere - detalii

    Fig. 6 Legatura de sustinere – detalii

    Fig. 7 Legatura de sustinere pentru torsadat fara fir purtator

    Fig. 7 Legatura de sustinere pentru torsadat fara fir purtator

    Pentru retele de medie tensiune clasice, varianta inlocuirii conductoarelor clasice neizolate cu conductoare torsadate presupune:

    –          pastrarea stalpilor de medie tensiune existenti

    –          demontarea consolelor existente si montaj usor de cleme si armaturi de mici dimensiuni: ex.:  fig. 4,  fig. 5, fig. 6 si fig. 7 realizate prin cercetari proprii de catre SC UNIMEC Buzau

    –          greutati mai mici ale chiciurii pe un fascicol de conductoare torsadate fata de greutatea sumata de 3 faze a chiciurei in cazul conductoareolor clasice

    4. RETELE ELECTRICE AERIENE TORSADATE DE MEDIE TENSIUNE COMUNE CU RETELE DE JOASA TENSIUNE

    Retelele de joasa tensiune din Romania, construite de lungimi mari su cu multi consumatori, datorita cresterii cererii de putere electrica sunt supraincarcate si functioneaza la varf de sarcina cu pierderi mari de tensiune si energie.

    Una din solutiile clasice actuale de proiectare este de a realiza injectii prin construirea de noi posturi de transformare. Acest fapt presupune si construirea de linii electrice noi de medie tensiune. Prin montarea de noi posturi de transformare se realizeaza:

    –          micsorarea lungimilor retelelor de joasa tensiune

    –          cresterera capacitatii de transport

    –          limitarea caderilor de tensiune

    –          micsorarea pierderilor de putere si energie

    Din studiile realizate de catre SISE Muntenia Nord si SC UNIMEC Buzau a rezultat ca circuitele torsadate de medie tensiune se pot monta din punct vedere mecanic pe liniile electrice aeriene de joasa tensiune existente.

    In acest mod, se reduc considerabil costurile cu realizarea unei linii de medie tensiune noi.

    Realizarea linilor comune de joasa tensiune aeriene sau torsadate cu linii de medie tensiune torsadate presupune:

    –    realizarea tehnologiei de legatura a conductorului de medie tensiune torsadat la linia de medie tensiune clasica. Solutia optima de realizare a legaturii este de la stalpul cu separator de la ultimul post de transformare din localitate.

    –    montarea noului post de transformare cu realizarea legaturilor la cablul torsadat

    5. CONCLUZII

     

    Retelele de medie tensiune construite cu conductoare torsadate rezolva o serie de probleme importante din functionarea retelelor de medie tensiune existente construite cu conductoare clasice neizolate:

    1. Elimina avariile din liniile de medie tensiune din zonele impadurite
    2. Asigura solutii simple de alimentari cu energie ectrica in zone urbane aglomerate prin montarea cablurilor de ,medie tensiune torsadate pe cladiri existente
    3. Este o solutie viabila pentru montarea de posturi de transformare noi in retelele de joasa tensiune pentru:

    –          cresterera capacitatii de transport

    –          limitarea caderilor de tensiune

    –          micsorarea pierderilor de putere si energie

    BIBLIOGRAFIE

    [1] Iacobescu Gh., s.a., Retele electrice, Editura Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1981

    [2] Rusu I., Preda L., Stefu A., Auditul energetic, instrument modern al eficientei utilizarii energiei. Conferinta Nationala a Energiei, CNE ‘’98, Neptun 14-18 iunie 1998

    Votul si democratia

    19/09/2009

     

    Constat ca mimetismul de pe „sticla” aduce tot mai des in prim plan persoane  care se indoiesc ca vor merge la vot sau care pretind sa fie convinse ca merita sa vina la vot sau persoane care afirma sub diverse motivatii ca nu vor merge la vot.

    Parerea mea este ca votul constituie esenta democratiei. Totusi democratia nu se rezuma la a merge consecvent la vot. Democratia necesita vigilenta si preocupare zilnica pentru ca aceasta sa functioneze.

    Eu consider ca in primul rand democratia inseamna ca ne-am castigat si trebuie sa ni se respecte dreptul de a ne apara  drepturile! Acest drept castigat trebuie insa si aplicat. Pasivitatea zilnica dublata de absenteismul la vot ruineaza esenta democratiei.

    Probabil ca ne va merge rau pana cand vom ajunge suficient de jos ca sa descoperim ca bunastarea noastra depinde de vigilenta cu care ne aparam drepturile pretinzand ca impostorii sa fie indepartati din functiile publice iar cei care incalca legea sa fie pedepsiti.

    Va propun sa ne revizuim atitudinea fata de ideea de necesitate de aparare a democratiei. Sa mergem la vot si sa nu ne limitam doar la acest gest pentru ca s-a dovedit istoric ca oamenii investiti cu puteri nu dau randamentul scontat decat daca sunt suficient de atent monitorizati de cei pentru care trebuie sa lucreze.

    Demnitatile publice trebuie sa ajunga privilegii de a lucra pentru folosul comunitatii iar in aceste demnitati trebuie sa avem interesul sa ajunga oameni capabili de performanta dispusi sa isi puna in folosul comunitatii inteligenta si puterea de munca.

    Pare greu insa pe langa beneficiile unei vieti intr-un mediu democratic functional ne vom recastiga demnitatea si respectul de sine.

    Puterile instalate in CHE – urile din gestiunea Hidroelectrica

    02/09/2009

    SGC 2002

     

    Aveti mai jos un extras interesant din licenta Hidroelectrica nr 332/2009 aprobata prin Decizia ANRE 1956/27.08.2009

    a)      Puterea electrică instalată în unităţile de producere a energiei electrice, pe sucursale

     

    Sucursala

    Putere electrică instalată (MW)

      

    SH BISTRIŢA

    511,462

    SH BUZĂU

    302,050

    SH CLUJ

    330,126

    SH CURTEA DE ARGEŞ

    601,588

    SH HAŢEG

    695,686

    SH ORADEA

    227,158

    SH PORŢILE DE FIER

    1454,000

    SH RM. VÂLCEA

    1113,730

    SH SEBEŞ

    493,137

    SH SLATINA

    379,000

    SH TG. JIU

    192,966

    TOTAL

    6300,903 

     

     

    b)      Puterea electrică instalată în unităţile de producere a energiei electrice

    SH  BISTRIŢA

    Centrala

    Grup

    An PIF

    Putere instalată grup (MW)

    Putere instalată centrală (MW)

    Amplasamentul centralei

    DIMITRIE LEONIDA -STEJARU

    HA1

    1961

    27,5

    210

    Comuna Pângăraţi

    Localitatea Stejaru

    Judeţul Neamţ

    HA2

    1960

    27,5

    HA3

    1960

    27,5

    HA4

    1960

    27,5

    HA5

    1962

    50

    HA6

    1962

    50

    PÂNGĂRAŢI

    HA1

    1964

    11,5

    23

    Comuna Pângăraţi

    Localitatea Pângăraţi

    Judeţul Neamţ

    HA2

    1964

    11,5

    VADURI

    HA1

    1966

    22

    44

    Comuna Alexandru cel Bun

    Localitatea Vaduri

    Judeţul Neamţ

    HA2

    1966

    22

    PIATRA NEAMŢ

    HA1

    1964

    5,5

    11

    Localitatea Piatra Neamţ

    Judeţul Neamţ

    HA2

    1964

    5,5

    VÂNĂTORI

    HA1

    1963

    3,5

    14

    Comuna Săvineşti

    HA2

    1963

    3,5

    Judetul Neamţ

    HA3

    1963

    3,5

     

    HA4

    1963

    3,5

     
    ROZNOV

    HA1

    1963

    7

    14

    Localitatea Roznov

    HA2

    1964

    7

    Judeţul Neamţ

    ZĂNEŞTI

    HA1

    1964

    7

    14

    Comuna Zăneşti

    HA2

    1964

    7

    Localitatea Zăneşti

    Judeţul Neamţ

    COSTIŞA

    HA1

    1964

    7

    14

    Comuna Costişa

    HA2

    1964

    7

    Localitatea Costişa

    Judeţul Neamţ

    BUHUŞI

    HA1

    1964

    5,5

    11

    Localitatea Buhuşi

    HA2

    1964

    5,5

    Judeţul Neamţ

    RACOVA

    HA1

    1965

    11,5

    23

    Localitatea Racova

    HA2

    1965

    11,5

    Judeţul Bacău

    GÂRLENI

    HA1

    1965

    11,5

    23

    Localitatea Gârleni

    HA2

    1965

    11,5

    Judeţul Bacău

    LILIECI

    HA1

    1965

    11,5

    23

    Localitatea Lilieci

    HA2

    1965

    11,5

    Judeţul Bacău

    BACĂU

    HA1

    1966

    7,5

    30

    Localitatea Bacău

    HA2

    1966

    7,5

    Judeţul Bacău

    HA3

    1966

    7,5

     

    HA4

    1966

    7,5