Compania de stat Transelectrica, operatorul sistemului energetic național, a făcut un prim pas în proiectul liniei subterane de înaltă tensiune în curent continuu Tuzla-Nădlac, menit să evacueze și să redistribuie de la est la vest surplusul de energie electrică produs în Dobrogea, paradisul eolian și nuclear al României, și să facă astfel loc pentru construirea de noi unități de producție regenerabilă în regiune, inclusiv offshore.
Transelectrica a demarat o licitație pentru achiziția unui studiu privind soluții în curent continuu de evacuare a puterii din zona de sud-est a României, care va fi utilizat de companie la elaborarea Planului de Dezvoltare a Rețelei Electrice de Transport (RET) a României pentru perioada 2024-2033.
″Acest studiu este necesar datorită nevoii de creștere a siguranței funcționării RET în zona secțiunii caracteristice 6, ca urmare a modificărilor ce vor surveni prin racordarea la sistemul energetic național (SEN) a numeroaselor centrale electrice eoliene (CEE) din zonele Dobrogea și Brăila – Galați, secțiunea 6 devenind puternic excedentară din punct de vedere al producției″, se menționează în documentația de atribuire.
Potrivit sursei citate, în studiu se va analiza posibilitatea realizării unei linii subterane în curent continuu de înaltă tensiune (HVDC) pe un traseu comun cu viitoarea conductă de transport gaze naturale Tuzla-Podișor-Nădlac, care va prelua de la țărm gazele ce vor fi extrase din perimetrul offshore Neptun Deep, cel mai mare din Marea Neagră românească. Proiectul va include patru stații de conversie, în zonele Dobrogea și Arad, precum și în încă două, ce vor fi stabilite în cadrul studiului.
Termenul de întocmire a acestuia este de 6 luni, iar contractul scos la licitație este estimat la 112.000 lei plus TVA. Deadline-ul de depunere a ofertelor este 29 iunie.
În prima parte a lunii, ministrul Energiei, Virgil Popescu, anunța că s-a întâlnit cu reprezentanții companiilor Taqa, Meridiam, Fluor, Transelectrica și E-Infra, interesate să investească în proiect.
Structura dorită a studiului este următoarea:
a) Scopul studiului
b) Premise de calcul, situația RET la fiecare etapă de analiză, unde se vor prezenta scenariile de evoluție a consumului, producției (puterea instalată în centrale bazate pe surse regenerabile de energie (RES), CEE onshore și offshore, CFE, Biomasă, Centrale Hidroelectrice mici <10 MW (CHE) și a celor în cogenerare de înaltă eficiență) și soldului SEN, luate în considerare în studiu, pe baza datelor de intrare comunicate de C.N.T.E.E. TRANSELECTRICA S.A;
c) Identificarea liniilor electrice cu grad ridicat de încărcare care evacuează putere din zona excedentară Sud - Est și propuneri de noduri electrice din SEN posibil a fi conectate în sistem HVDC, împreună cu trasee posibile pentru realizarea acestor legături. Această identificare se va face prin analiza regimurilor staționare de dimensionare pentru VSI și VDV , în diferite topologii de rețea, cu și fără retrageri din exploatare a echipamentelor 400 kV – 220 kV din zona analizată, pentru orizontul de prognoza de termen lung (2033) pe rețeaua țintă. Se vor construi regimurile de dimensionare pentru S6 pornind de la RMB construit conform țintelor de integrare a CEE menționate în PNIESC pentru 2030 și apoi se vor adăuga 5.000 MW produși în două etape:
etapa I: 3.500 MW, din care 2.500 MW produși în CEE onshore și offshore, astfel: 1.000 MW onshore și 1.500 MW offshore și 1.000 MW pe cablul submarin cu Georgia;
etapa a II-a: 1.500MW produși din CEE offshore.
Se vor prezenta rezultatele calculelor pentru regimurile de dimensionare realizate conform țintelor PNIESC pentru 2030 și apoi pentru cele două etape. Se va face verificarea criteriului N-1 pe tot sistemul energetic național.
Se va analiza posibilitatea realizării unei linii subterane în curent continuu de înaltă tensiune (HVDC) pe un traseu comun cu viitoarea conductă de transport gaze naturale Tuzla-Podișor-Nădlac. Proiectul va include patru stații de conversie (în zonele Dobrogea, Arad și încă două stabilite în cadrul studiului astfel încăt să se poată prelua 5.000 MW în plus față de centralele considerate în RMB.
d) Se vor prezenta lucrările necesare realizării solutei de racordare in sistem HVDC, cu estimarea costurilor aferente. Se va prezenta creșterea de capacitate de transport prin secțiunea de Sud - Est oferită de proiectele analizate (creșterea puterii maxime admisibile).
e) Se vor verifica soluțiile propuse în sensul că se vor repeta analizele de regimuri de dimensionare cu luarea în considerare a proiectelor propuse. Se vor efectua calcule de regim staționar în schema completă, cât și în scheme cu retrageri din exploatare a echipamentelor 400 kV – 220 kV din zona de Sud - Est și zona adiacentă, pentru respectarea criteriului de siguranță N – 1 în funcționarea SEN și N-2 pentru liniile de evacuare din stația Cernavodă. Se va verifica criteriul N-1 pe tot sistemul energetic național (se va verifica posibilitatea de injecție a puterii în stațiile propuse).
f) Se vor efectua calcule de stabilitate statică pentru determinarea noilor limite de stabilitate (creșterea puterii evacuate din zona Sud - Est în condiții de siguranță), analize de stabilitate tranzitorie, calcule de curenți de scurtcircuit; analizele de stabilitate se vor face și pentru zonele de injecție de putere, curenții de scurtcircuit se vor calcula și pentru stațiile invecinate cu stațiile noi propuse.
g) se vor realiza analize cost beneficiu pentru solutia analizata. Se va utiliza Metodologia Cost Beneficiu elaborată în cadrul ENTSO-E (ENTSO-E Guideline for Cost Benefit Analysis of Grid Development Projects ).
h) Elaboratorul poate efectua toate analizele suplimentare pe care le consideră necesare în vederea obținerii unor rezultate clare și edificatoare referitoare la studiu. Studiul se va încheia obligatoriu cu un capitol de concluzii, în care elaboratorul va expune interpretările proprii privind rezultatele acestuia și va face recomandări.
i) Concluzii.
