AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ

 

H O T Ă R Î R E

cu privire la aprobarea Normelor tehnice ale reţelelor electrice de transport

 

nr. 266  din  20.11.2007

 

Monitorul Oficial nr.188-191/694 din 07.12.2007

 

* * *

Abrogat: 07.01.2022

Hotărîrea ANRE nr.656 din 21.12.2021

 

Acţionînd în temeiul art.5 alin.(1), art.7 lit.g) din Legea cu privire la energia electrică nr.137-XIV din 17 septembrie 1998 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova 1998, nr.111-113, art.681) în scopul stabilirii regulilor şi cerinţelor de ordin tehnic pentru operatorul reţelei de transport şi de sistem şi participanţii la piaţa de energie electrică, menite să realizeze funcţionarea sigură şi economică a Sistemului Electroenergetic Naţional, Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică

[Preambulul completat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

HOTĂRĂŞTE:

1. Se aprobă Normele tehnice ale reţelelor electrice de transport expuse în anexă, parte integrantă la prezenta hotărîre.

2. Titularul de licenţe pentru transportul de energie electrică şi activitatea de dispecerat central în procesul de activitate se va conforma regulilor şi cerinţelor stabilite de Normele menţionate în pct.1.

3. Direcţia Reglementări şi Licenţiere va monitoriza respectarea prezentei hotărîri.

 

 

 

 

NORMELE TEHNICE

ale reţelei electrice de transport

 

Notă: Pe tot parcursul textului cuvintele ““ÎS “Moldelectrica”” se substituie cu abrevierea “ORTS”; abrevierea “SEN” se substituie cu abrevierea “SE”; cuvintele “aviz tehnic de racordare” se substituie cu cuvintele “aviz de racordare”, după sens; cuvintele “unităţilor de distribuţie” se substituie cu cuvintele “operatorilor reţelelor de distribuţie”; abrevierea “UD” se substituie cu abrevierea “ORD”, conform Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015

 

I. INTRODUCERE

1. Normele tehnice ale reţelei electrice de transport denumite în continuare Norme, sunt elaborate în conformitate cu prevederile Legii cu privire la energia electrică, Regulile pieţei energiei electrice, Regulamentului privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale, precum şi în concordanţă cu cerinţele ENTSO-E.

[Pct.1 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

2. Normele sînt act normativ care face parte din sistemul de reglementări specific transportului energiei electrice şi dirijării operativ-tehnologice unice a SE.

[Pct.2 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

Scop

3. Scopul Normelor este stabilirea regulilor şi cerinţelor minimale de ordin tehnic pentru participanţii la piaţa de energie electrică, menite să realizeze funcţionarea sigură continuă şi economică a SE.

[Pct.3 completat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

4. Normele au ca obiective:

 

[Lit.a) pct.4 abrogată prin Hot. ANRE nr.423/2019  din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]

 

b) stabilirea unui set de reguli pentru conducerea prin dispecer a SE;

c) stabilirea responsabilităţilor şi obligaţiilor ORTS şi ale tuturor utilizatorilor RET;

d) specificarea parametrilor tehnici de calitate în funcţionarea RET;

e) stabilirea procedurilor de conducere prin dispecer a grupurilor generatoare, în conformitate cu regulile pieţei de energie electrică;

 

[Lit.f) pct.4 abrogată prin Hot. ANRE nr.423/2019  din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]

 

g) stabilirea cerinţelor tehnice pentru grupurile dispecerizabile racordate la reţeaua electrică de distribuţie;

h) stabilirea principiilor pentru dezvoltarea RET;

i) stabilirea interfeţelor şi a fluxurilor informaţionale dintre ORTS şi utilizatorii RET.

[Pct.4 modificat prin Hot. ANRE nr.423/2019  din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]

[Pct.4 completat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

Domeniul de aplicare

5. Normele reglementează activităţile ORTS şi ale centrelor de dispecer şi se aplică nediscriminatoriu utilizatorilor RET.

6. Utilizatorii RET au obligaţia de a respecta prevederile Normelor.

 

Atribuţii şi competenţe

7. ORTS desfăşoară următoarele activităţi specifice:

a) serviciul de transport al energiei electrice;

b) planificarea şi dezvoltarea RET în baza politicii energetice naţionale;

c) măsurarea energiei electrice tranzacţionată prin RET.

[Pct.7 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

8. ORTS prestează, serviciu public pentru toţi utilizatorii RET, asigurând accesul nediscriminatoriu la RET, potrivit legii, oricărui solicitant care îndeplineşte cerinţele tehnice prevăzute în prezentele Norme.

[Pct.8 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

9. ORTS conform Legii cu privire la energia electrică şi prezentelor Norme, are ca obiect principal de activitate:

a) dirijarea operativ-tehnologică unică a sistemului electroenergetic şi transportul energiei electrice prin RET;

b) exploatarea şi dezvoltarea reţelei electrice de transport, de telecomunicaţii şi tehnologii informatice în corelare cu sistemele de producţie şi distribuţie a energiei electrice;

c) asigurarea funcţionării sistemului naţional de transport a energiei electrice în condiţii de calitate, siguranţă, eficienţă economică şi protecţie a mediului înconjurător;

d) exploatarea interconexiunilor şi tranzitului internaţional al energiei electrice;

e) asigurarea interconexiunilor şi condiţiilor optime de funcţionare în paralel cu sistemele electroenergetice ale altor state;

f) implementarea programelor specializate pentru determinarea parametrilor de funcţionare optimă a sistemului electroenergetic naţional; efectuarea unor schimburi de energie electrică cu partenerii externi de interconexiune pe piaţa locală de balansare a energiei electrice pentru evitarea dezechilibrelor de producţie-consum;

 

[Lit.g) pct.9 abrogată prin Hot. ANRE nr.423/2019  din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]

 

h) coordonarea activităţilor de import-export sau de tranzit.

[Pct.9 modificat prin Hot. ANRE nr.423/2019  din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]

[Pct.9 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

[Pct.10 abrogat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

Abrevieri

 

 

[Compartimentul “Abrevieri” modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

Definiţii

 

 

[Compartimentul “Definiţii” modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

II. SERVICIILE DE TRANSPORT ŞI DE SISTEM

 

Serviciul de transport al energiei electrice

[Denumirea subtitlului cap.II completată prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

11. ORTS asigura serviciul de transport şi de sistem în condiţii nediscriminatorii pentru utilizatorii RET, cu respectarea normelor şi performanţelor prevăzute în prezentele Norme.

12. ORTS desfăşoară următoarele activităţi conform Licenţei pentru Transportul de energie electrică:

a) gestionează, exploatează, întreţine, modernizează şi dezvoltă:

- instalaţiile din RET (linii, echipamentele din staţiile de conexiune şi staţiile de transformare, instalaţiile de protecţie şi automatizare etc.);

- echipamentele de măsurare a fluxurilor de energie electrică tranzacţionată prin RET şi la interfaţa cu utilizatorii RET;

- instalaţiile de informatică şi telecomunicaţii proprii din SE;

b) asigură serviciul de transport al energiei electrice prin RET pentru utilizatorii RET în conformitate cu contractele încheiate;

c) elaborează:

- programul de dezvoltare optimă a RET pe baza studiilor de perspectivă, în conformitate cu prevederile din prezentele Norme;

- programele de revizii/reparaţii ale instalaţiilor din RET;

- programe specifice de studii şi cercetări pentru instalaţiile din RET;

d) propune tarife pentru serviciul de transport conform metodologiei aprobate de Agenţie;

e) analizează şi avizează îndeplinirea condiţiilor tehnice de racordare de către utilizatorii RET, în conformitate cu normele stabilite;

f) realizează, modernizează, dezvoltă, întreţine şi verifică periodic echipamentele de măsurare a energiei electrice, potrivit prevederilor Regulamentului cu privire la măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale, aprobat prin Hotărârea ANRE nr.382 din 02 iulie 2010, acceptă solicitarea beneficiarilor serviciului de transport al energiei electrice privind participarea la controlul sau la citirea indicaţiilor echipamentelor de măsurare;

g) realizează, exploatează, modernizează şi dezvoltă sistemele de protecţii şi automatizări din RET;

h) realizează, întreţine, modernizează şi dezvoltă infrastructuri proprii de informatică şi de telecomunicaţii şi asigură servicii de informatică şi telecomunicaţii pentru necesităţile proprii şi terţilor, pe bază de contracte cu respectarea prevederilor legale;

i) realizează, întreţine, modernizează şi dezvoltă un sistem SCADA centralizat şi sisteme informatice de interfaţă cu sistemele SCADA locale care să permită monitorizarea şi conducerea operaţională a SE;

j) monitorizează şi evaluează siguranţa în funcţionare a instalaţiilor din RET;

k) evaluează indicatorii de fiabilitate ai instalaţiilor în conformitate cu prevederile normelor tehnice în vigoare, în vederea fundamentării dezvoltării şi modernizării RET;

l) asigură serviciul de transformare şi/sau conexiune pentru utilizatorii RET;

[Pct.12 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

[Pct.13 abrogat prin Hot. ANRE nr.423/2019  din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]

 

14. ORTS trebuie să asigure serviciul de transport al energiei electrice astfel încît să îndeplinească integral condiţiile tehnice necesare funcţionării interconectate sincrone prin:

a) asigurarea unei capacităţi de interconexiune suficiente îndeplinirii criteriului de siguranţă “N-1” în schema programată de funcţionare, fără a influenţa negativ din punct de vedere tehnic sau economic funcţionarea sistemelor electroenergetice vecine;

b) asigurarea echipării RET cu sisteme de protecţie, automatizare, transmisiuni şi comutaţie primară care să permită izolarea rapidă şi eficientă a incidentelor din reţeaua electrică de transport şi evitarea extinderii acestora;

c) asigurarea sistemelor de reglaj al tensiunii în vederea menţinerii acesteia în limitele prevăzute în prezentele Norme şi realizarea schimburilor de putere reactivă cu sistemele electroenergetice vecine.

[Pct.14 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

15. ORTS este responsabilă pentru administrarea documentaţiei tehnice şi a normelor care reglementează proiectarea, funcţionarea, întreţinerea şi dezvoltarea instalaţiilor componente ale RET. În acest context ORTS reexaminează periodic aceste norme şi face propuneri pentru revizuirea lor atunci cînd este cazul.

16. ORTS gestionează energia electrică pentru acoperirea consumului tehnologic din RET cu încadrarea în limitele stabilite.

[Pct.16 completat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

17. Consumul tehnologic de energie electrică din RET este acoperit în baza contractelor încheiate de ORTS.

[Pct.17 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

Serviciul de Sistem

18. ORTS este singurul prestator al serviciului de sistem. Serviciul de sistem este realizat în beneficiul tuturor utilizatorilor RET cu scopul de a asigura:

a) funcţionarea în siguranţă a SE;

b) funcţionarea pieţei energiei electrice în condiţii de eficienţă, concurenţă, transparenţă şi nediscriminare;

c) menţinerea în permanenţă a parametrilor normaţi ai energiei electrice la toţi participanţii la piaţă;

d) restaurarea funcţionării SE după un colaps total sau al unei zone.

[Pct.18 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

19. Pentru realizarea serviciului de sistem ORTS utilizează:

a) resurse proprii constînd în serviciile de sistem funcţionale pe care le furnizează utilizînd competenţa şi mijloace tehnice specifice;

b) resurse achiziţionate constînd în servicii de sistem tehnologice.

20. Serviciile de sistem funcţionale exprimă activitatea operaţională a ORTS şi sînt destinate să asigure următoarele funcţii:

a) comanda operaţională;

b) programarea operaţională;

c) planificarea operaţională a SE.

21. Serviciile de sistem tehnologice sînt furnizate de utilizatorii RET şi utilizate de ORTS în scopul de a asigura:

a) compensarea variaţiei de sarcină în SE, respectiv reglarea frecvenţei şi a soldului SE;

b) compensarea diferenţelor faţă de programul de funcţionare a SE, respectiv menţinerea de capacităţi de rezervă de putere activă;

c) reglarea tensiunilor în RET;

d) compensarea consumului tehnologic din RET;

e) restaurarea funcţionării SE după un colaps total sau al unei zone.

22. Serviciile de sistem tehnologice sînt realizate cu următoarele mijloace (resurse):

a) sistemele de reglaj primar a frecvenţei;

b) sistemul de reglaj secundar frecvenţă-putere;

c) deconectare automată a sarcinii prin sistemele automate;

d) sistemele locale de reglare a tensiunii;

e) sistemele automate de izolare pe serviciile proprii şi de autopornire a grupurilor generatoare în vederea restaurării funcţionării SE după un colaps total sau al unei zone;

f) consumatorii dispecerizabili care îşi reduc sarcina sau pot fi deconectaţi la dispoziţia ORTS în cazul existenţei acordului respectiv.

23. ORTS răspunde de siguranţa funcţionării SE şi în consecinţă deţine controlul şi are drept de utilizare necondiţionată asupra tuturor serviciilor de sistem tehnologice.

24. Utilizatorii RET vor acorda servicii de sistem tehnologice, la solicitarea ORTS, în conformitate cu performanţele tehnice ale instalaţiilor lor, în scopul asigurării siguranţei în funcţionare a SE.

25. Prestatorii de servicii de sistem tehnologice sînt stabiliţi de ORTS prin proceduri specifice. Aceste proceduri includ şi posibilităţi de acordare a unor derogări pe termen limitat pentru a se conforma unor condiţii de calificare.

26. Utilizatorii RET care au fost determinaţi în acest scop pot încheia contracte de acordare de servicii de sistem tehnologice.

27. ORTS solicită acordarea necondiţionată de servicii de sistem tehnologice, în scopul realizării siguranţei în funcţionare a SE, în primul rînd de la prestatorii de servicii de sistem tehnologice care au oferte şi care au încheiate contracte pentru servicii de sistem tehnologice şi, în cazuri justificate, şi de la utilizatorii RET cu care nu sînt încheiate contracte.

28. Serviciile de sistem tehnologice care nu sînt contractate dar sînt solicitate de către ORTS şi acordate de prestatorii de servicii de sistem tehnologice respectivi vor fi plătite în baza reglementărilor specifice ale pieţei de energie electrică.

 

Servicii de sistem tehnologice utilizate pentru a asigura stabilitatea frecvenţei

Rezervele de putere

29. Rezervele de putere se clasifică, în funcţie de timpul şi modul (manual sau automat) în care pot fi mobilizate, astfel:

a) rezerva de reglaj primar;

b) rezerva de reglaj secundar;

c) rezerva de reglaj terţiar rapid (rezerva “minut”);

d) rezerva terţiară lentă.

30. Principalele setări pentru regulatorul de viteză (insensibilitate, statism permanent, consemn de frecvenţă) şi pentru repartitorul local al grupurilor participante la reglajul secundar (viteza de încărcare/ descărcare grup, consemn de frecvenţă, funcţionare simultană sau nu în reglaj primar şi secundar) sînt la dispoziţia ORTS în limitele declarate şi verificate la punerea în funcţiune.

 

Rezerva de reglaj primar

31. Rezerva de reglaj primar trebuie să fie mobilizată automat şi integral în maxim 30 s, la o abatere cvasistaţionară a frecvenţei de ±200 mHz de la valoarea de consemn şi trebuie să rămînă în funcţiune pe o durată de minim 15 minute dacă abaterea se menţine.

32. Toţi producătorii de energie electrică sînt obligaţi să asigure reglaj primar conform solicitării ORTS, prin grupurile dispecerizabile proprii sau prin colaborare cu alţi producători.

33. Rezerva de reglaj primar trebuie să fie distribuită cît mai uniform în SE.

34. Ofertele de producţie ale producătorilor vor ţine seama de obligativitatea menţinerii disponibile a rezervei de reglaj primar, în conformitate cu performanţele tehnice ale fiecărui grup generator.

 

Rezerva de reglaj secundar

35. Rezerva de reglaj secundar este rezerva care, la abaterea frecvenţei şi/sau soldului SE de la valoarea consemnată, poate fi integral mobilizată, automat, într-un interval de maximum 15 minute.

36. Rezerva de reglaj secundar are rolul de a participa la refacerea rezervei de reglaj primar şi de a readuce frecvenţa şi soldul SE la valoarea programată.

37. ORTS stabileşte, atît în vederea programării şi planificării funcţionării grupurilor generatoare cît şi în dispecerizare, rezerva de reglaj secundar necesară şi repartizarea pe grupuri.

38. Producătorii asigură, în limitele caracteristicilor tehnice ale grupurilor, rezerva de reglaj secundar conform solicitării ORTS.

 

Rezerva de reglaj terţiar (rezerva “minut”)

39. Rezerva de reglaj terţiar are rolul de a asigura refacerea rapidă (maximum 15 min.) a rezervei de reglaj secundar şi de a participa la reglarea frecvenţei şi a soldului SE programate.

40. Rezerva “minut” este furnizată sub formă de rezervă turnantă sau sub formă de rezervă terţiară rapidă.

41. Rezerva “minut” se încarcă de către producători, la dispoziţia ORTS, pe durata solicitată.

 

Rezerva terţiară lentă

42. Rezerva terţiară lentă are rolul de a reface rezerva “minut”, asigurînd echilibrul producţie-consum în cazul apariţiei unor abateri de durată de la programul stabilit.

43. Rezerva terţiară lentă se încarcă de către producători, la dispoziţia ORTS, pe durata solicitată.

 

Servicii de sistem tehnologice utilizate pentru a asigura stabilitatea tensiunii

44. Stabilitatea tensiunii se realizează sub coordonarea ORTS, prin participarea cu instalaţiile proprii de reglaj, a producătorilor, a ORTS şi a consumatorilor. Stabilitatea tensiunii în nodurile de graniţă se realizează în colaborare cu operatorii sistemelor electroenergetice vecine.

[Pct.44 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

45. Producătorii au obligaţia să asigure producţia/absorbţia de putere reactivă de către grupurile generatoare la cererea ORTS, conform condiţiilor de racordare la RET.

46. ORTS, operatorii reţelelor de distribuţie şi consumatorii racordaţi la RET trebuie să-şi compenseze consumul/ producţia de putere reactivă din reţeaua proprie. Pot fi admise schimburi de putere reactivă între RET şi reţelele de distribuţie sau consumatorii racordaţi la RET dacă acestea nu afectează siguranţa în funcţionare a SE.

47. Schimburi de putere reactivă între RET şi reţelele de distribuţie sau consumatorii racordaţi la RET care afectează funcţionarea economică a partenerilor respectivi, pot fi efectuate pe baza unor acorduri între aceştia.

 

Servicii de sistem tehnologice utilizate pentru a asigura restaurarea funcţionării SE la rămînerea fără tensiune, în cazul unor avarii extinse sau al unui colaps de sistem

48. Restaurarea rapidă a funcţionării SE se realizează utilizînd surse de tensiune, care pot fi:

a) grupuri generatoare cu autopornire;

b) grupuri generatoare izolate pe servicii proprii;

c) grupuri generatoare insularizate pe o zonă de consum;

d) interconexiuni cu sistemele electroenergetice vecine.

49. Sursele de tensiune trebuie să permită realimentarea serviciilor auxiliare ale grupurilor generatoare care nu au reuşit izolarea pe servicii proprii, precum şi ale centralelor electrice şi staţiilor incluse în traseele de restaurare.

50. Participarea grupurilor generatoare la restaurarea funcţionării SE este asigurată prin condiţiile de racordare sau/şi prin Planul de restaurare a funcţionării SE, în funcţie de necesităţile SE.

51. Producătorii trebuie să asigure în fiecare centrală izolarea a cel puţin un grup generator pe servicii proprii.

52. ORTS elaborează şi revizuieşte periodic Planul de restaurare a funcţionării SE.

53. ORTS realizează coordonarea cu operatorii sistemelor vecine a planurilor de restaurare a funcţionării sistemelor electroenergetice participante la interconexiune.

54. ORTS stabileşte cu utilizatorii RET dreptul de a recurge la capacitatea de izolare pe servicii proprii, de insularizare cu o zonă de consum şi la capacitatea de autopornire a grupurilor generatoare pentru asigurarea serviciului “restaurarea funcţionării”, conform condiţiilor de racordare.

55. Utilizatorii RET au obligaţia de a colabora cu ORTS la întocmirea Planului de restaurare a funcţionării SE şi la testarea acestuia.

56. Măsurile pentru restaurarea funcţionării SE vor fi luate de către ORTS, producători şi operatorii reţelelor de distribuţie sub coordonarea ORTS, în conformitate cu Planurile de restaurare a funcţionării şi în funcţie de situaţia concretă.

[Pct.56 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

57. Utilizatorii RET au obligaţia să acţioneze pentru restaurarea funcţionării SE şi să-şi demonstreze faţă de ORTS capacitatea de a îndeplini condiţiile de reintegrare.

58. În procesul restaurării funcţionării SE, fiecare operator al reţelei de distribuţie şi consumator execută dispoziţiile ORTS cu privire la etapizarea în timp şi volum a restaurării consumului.

[Pct.58 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

59. Deconectarea manuală sau automată a consumului este necesară pentru a permite menţinerea funcţionării SE în situaţii excepţionale caracterizate prin apariţia unor deficite temporare de energie sau putere.

60. ORTS revizuieşte semestrial listele din “Normativul de deconectări manuale ale unor categorii de consumatori de energie electrică” şi “Normativul de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe în situaţii deosebite în SN”. Pentru aceasta, ORTS primeşte de la operatorii de distribuţie datele necesare referitoare la consumatorii racordaţi la RED.

 

Cerinţe privind sistemul teleinformaţional necesar pentru realizarea serviciului de sistem în SE (conducerii prin dispecer)

61. Sistemul teleinformaţional constă din totalitatea dotărilor tehnice - hard şi soft - prin care se asigură în timp real şi în afara timpului real informaţiile necesare conducerii prin dispecer a instalaţiilor energetice (măsuri, semnalizări, alarme, dispoziţii, reglaje etc.).

62. Sistemul teleinformaţional cuprinde echipamente de acumulare, transmitere şi prelucrare a informaţiilor din instalaţiile energetice şi/sau centrele de dispecer.

63. Alimentarea cu energie electrică a sistemelor teleinformaţionale utilizate în conducerea prin dispecer se realizează din surse autonome.

 

Sistemul de achiziţie şi prelucrare automată a datelor (EMS SCADA)

64. Centrele de dispecer ale ORTS trebuie să fie dotate cu un sistem propriu de acumulare şi prelucrare automată a datelor (EMS SCADA) aferent reţelei electrice de transport şi centralelor/ centralelor hidro care conţin unităţi dispecerizabile.

[Pct.64 completat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

65. Centrele de dispecer ale operatorilor reţelelor de distribuţie trebuie să fie dotate cu sisteme proprii de acumulare şi prelucrare automată a datelor (DMS SCADA) aferente reţelei de 110 kV care poate funcţiona buclat, precum şi pentru unităţile producătoare nedispecerizabile care debitează în reţeaua electrică de distribuţie.

[Pct.65 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

66. Între sistemele EMS SCADA ale ORTS şi sistemele DMS SCADA ale operatorilor reţelelor de distribuţie, precum şi între sistemele DMS SCADA ale operatorilor reţelelor de distribuţie, se fac schimburi de date în timp real în conformitate cu necesităţile de conducere prin dispecer a SE. Aceste schimburi se realizează în baza unor acorduri între părţi.

[Pct.66 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

67. Tipul, volumul şi rata de actualizare a informaţiilor pentru fiecare sistem EMS SCADA /DMS SCADA şi instalaţie se stabileşte avînd în vedere necesităţile conducerii prin dispecer.

68. Sistemele EMS SCADA /DMS SCADA trebuie să permită arhivarea informaţiilor necesare analizării funcţionării SE, în conformitate cu cerinţele de conducere prin dispecer.

69. Sistemele EMS SCADA /DMS SCADA trebuie să asigure validarea datelor şi posibilitatea introducerii lor manuale în caz de necesitate.

70. Pentru fiecare instalaţie racordată la reţeaua electrică de transport, gestionarul acesteia trebuie să asigure colectarea şi transmiterea informaţiilor la sistemele EMS SCADA în conformitate cu cerinţele ORTS.

[Pct.70 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

71. Cerinţele de la articolul precedent vor fi solicitate de utilizator încă din fazele de proiectare. Verificarea implementării lor va fi o condiţie de acordare a avizului de racordare.

 

Sistemul de telecomunicaţii-voce

72. Realizarea legăturilor de telecomunicaţii-voce pentru conducerea prin dispecer se face prin căi de transmisie proprii şi/sau închiriate.

73. Toate centrele de dispecer trebuie să fie dotate cu centrale telefonice proprii şi instalaţii de înregistrare automată a convorbirilor operative.

74. Centralele cu unităţi dispecerizabile şi staţiile electrice din reţeaua electrică de transport trebuie să fie dotate cu centrale telefonice proprii.

75. Operatorul reţelei de transport şi de sistem trebuie să aibă legături telefonice directe cu operatorii sistemelor electroenergetice vecine.

[Pct.75 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

76. Centralele cu unităţi nedispecerizabile şi staţiile electrice din reţeaua electrică de distribuţie trebuie să fie dotate cu legături telefonice cu centrele de dispecer cu comandă nemijlocită.

77. Staţiile electrice din reţeaua electrică de transport care au şi tensiuni de 110 kV şi mai mici trebuie să aibă legături telefonice şi cu centrele de dispecer care au comandă nemijlocită în aceste staţii.

78. Centrele de dispecer avînd relaţii de subordonare operaţională/ funcţională trebuie să fie asigurate cu legături telefonice între ele prin două căi independente, din care cel puţin una directă.

79. Toate centrele de dispecer vor avea obligatoriu o legătură telefonică la o reţea publică.

80. Centrele de dispecer nesubordonate operaţional, dar care au relaţii operaţionale între ele, se prevăd cu legătură telefonică directă între ele, de la caz la caz, în funcţie de importanţa şi volumul relaţiilor operaţionale dintre ele sau de necesitatea stabilirii de legături de rezervă.

81. Centralele şi staţiile electrice aflate în comanda nemijlocită a ORTS sau filialelor teritoriale ale ORTS trebuie să aibă cu centrul de dispecer respectiv cel puţin două circuite directe de telecomunicaţii-voce cu acesta.

[Pct.81 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

82. Realizarea legăturilor telefonice cu centrele de dispecer este obligaţia gestionarilor centralelor şi staţiilor electrice respective.

83. Personalul operaţional şi personalul de comandă operaţională are prioritate în utilizarea legăturilor de telecomunicaţii pentru efectuarea convorbirilor cu caracter operaţional. În acest scop, toate legăturile de telecomunicaţii se fac prin centrale telefonice de dispecer - dacă deservesc şi alte compartimente - cu posibilitatea tehnică de preluare de către dispecer a legăturii telefonice în caz de necesitate.

84. Unităţile gestionare au obligaţia de a asigura realizarea, închirierea, întreţinerea şi plata costului legăturilor de telecomunicaţii şi de telemecanică necesare între instalaţiile proprii şi centrul de dispecer care are comanda nemijlocită şi între centrul de dispecer propriu şi centrul de dispecer superior. Pentru legăturile asigurate prin reţeaua proprie a ORTS, realizarea legăturilor şi întreţinerea lor se fac în înţelegere cu acesta.

[Pct.84 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

85. Intervenţiile pentru remedierea defecţiunilor legăturilor de telecomunicaţii din activitatea de comandă operaţională se efectuează în timpul cel mai scurt posibil, în scopul asigurării unei desfăşurări normale a conducerii prin dispecer.

 

Regulatorul central de frecvenţă-putere

86. Dispeceratul central este dotat cu regulator central de frecvenţă-putere cu performanţe tehnice în conformitate cu cerinţele ENTSO-E.

[Pct.86 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

87. Regulatorul central de frecvenţă-putere trebuie să permită racordarea tuturor unităţilor calificate pentru serviciul de reglaj secundar.

 

III. CERINŢELE DE CALITATE PENTRU SERVICIILE

DE TRANSPORT ŞI DE SISTEM

Frecvenţa în SE

88. Frecvenţa nominală a tensiunii în SE este de 50 Hz.

[Pct.88 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

89. Limitele normate de variaţie a frecvenţei tensiunii din SE sunt:

a) abaterea normal admisibilă 49,80 – 50,20 Hz, pe parcursul a 95% din timpul zilei (24 ore);

b) abaterea admisibilă limită 49,60 – 50,40 Hz, pe parcursul a 5% din timpul zilei (24 ore).

[Pct.89 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

90. La funcţionarea interconectată cu alte sisteme electroenergetice, în cazul declanşării celui mai mare grup generator din aria sincronă, nu au condiţii de acţionare automatizările DASF, iar frecvenţa revine la o valoare cvasistaţionară aflată în limitele normate prin utilizarea rezervei de reglaj primar, secundar şi terţiar.

 

Tensiunea în RET

91. În punctele de delimitare a RET cu instalaţiile electrice ale utilizatorilor RET abaterile stabilite a tensiunii se caracterizează prin două valori - abaterea admisibilă ±5% şi abaterea admisibilă limită ±10% de la tensiunea nominală a reţelei electrice în conformitate cu standardul naţional GOST-13109.

[Pct.91 completat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

92. Valorile normale ale tensiunii reţelei de transport sînt determinate de valorile maxime şi minime admisibile ale tensiunii (U_cr.) şi ale tensiunii maximale de lucru (U_max.l.). Valoarea maximă a tensiunii este limitată de tensiunea maximă de funcţionare a transformatoarelor de forţă, conform GOST-721. Valoarea minimă a tensiunii pentru reţele 110 kV şi mai sus este limitată de tensiunea critică, determinată din condiţiile funcţionării stabile a SE, conform actelor normativ tehnice. Pentru reţelele 35 kV şi mai jos valoarea minimă a tensiunii este determinată de GOST-13109. Aceste valori admisibile sînt:

a) în orice punct al reţelei electrice de 400 kV banda admisibilă de tensiune este între 380 kV şi 420 kV;

b) în orice punct al reţelei electrice de 330 kV banda admisibilă de tensiune este între 297 kV şi 363 kV;

c) în orice punct al reţelei electrice de 110 kV banda admisibilă de tensiune este între 99 kV şi 121 kV;

d) în orice punct al reţelei electrice de 35 kV banda admisibilă de tensiune este între 31,5 kV şi 38,5 kV.

 

Calitatea curbelor de tensiune şi curent

93. Calitatea curbelor de tensiune şi curent corespunde reglementarilor tehnice în vigoare conform celor prezentate în Tabelul nr.1.

 

 

Siguranţa în funcţionare

94. RET este dimensionată şi i se asigură funcţionarea astfel încît să se respecte criteriul de siguranţă (N -1), criteriul de stabilitate statică şi condiţiile de stabilitate tranzitorie.

95. Sînt exceptate de la această regulă cazurile consumatorilor sau zonelor de consum care în schema programată sînt alimentate radial, printr-un singur element de reţea (linie, transformator sau autotransformator), fără rezervă în alt element de reţea, precum şi cazurile grupurilor generatoare care sînt racordate la SE printr-un singur element de reţea.

96. Un eveniment probabil care are ca efect pierderea unor elemente din SE (grupuri generatoare, elemente ale reţelei electrice de transport, instalaţii de compensare etc.), nu trebuie să ducă la afectarea siguranţei funcţionării interconectate, producînd declanşări în cascadă sau pierderea unui volum mare de consum; elementele de reţea rămase în funcţiune trebuie să poată suporta încărcarea suplimentară rezultată, abaterea de tensiune şi regimul tranzitoriu cauzat de defectul iniţial.

97. ORTS defineşte, în baza propriei experienţe, setul de contingenţe probabile avute în vedere în programarea şi planificarea operaţională şi în timp real pentru a respecta condiţia de mai sus.

98. În cazul unor perturbaţii majore care pun în pericol funcţionarea SE în ansamblu sau a unei zone importante a acestuia, sînt aplicate automat şi/sau manual, la dispoziţia ORTS, măsuri în conformitate cu Normativul de deconectări manuale ale unor categorii de consumatori de energie electrică, Normativul de limitare a consumului de energie electrică pe tranşe în situaţii deosebite în SE, Planul de protecţie a SE împotriva perturbaţiilor majore şi Planul de restaurare a funcţionării SE.

99. ORTS este responsabilă pentru evaluarea indicatorilor de performanţă la nivel de RET în conformitate cu prevederile în vigoare, aliniate la normele europene.

100. Indicatorii de performanţă calculaţi sînt:

a) timpul mediu de întrerupere;

b) indicatorul de severitate;

c) indicatorul ‘minute sistem’.

101. Indicatorii de siguranţă calculaţi pentru fiecare nod al RET sînt:

a) durata medie de întrerupere;

b) numărul mediu de întreruperi urmate de reparaţii;

c) numărul mediu de întreruperi urmate de manevre.

 

Criteriul (N-1) în conducerea prin dispecer a RET

102. Criteriul (N-1) aplicat în operarea RET este satisfăcut dacă contingenţa simplă nu are ca efect:

a) întreruperi în alimentarea consumatorilor de energie electrică;

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

c) trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care valorile tensiunii nu se încadrează în benzile admisibile; se admite, ca încadrare în criteriu, scăderea tensiunii pînă la 360 kV (în reţeaua de 400 kV), 300 kV (în reţeaua de 330 kV), 90 kV (în reţeaua de 110 kV), 32 kV (în reţeaua de 35 kV) după o contingenţă, dacă prin măsuri operaţionale de încărcare/ descărcare a unor grupuri sau/şi de modificare a configuraţiei reţelei, se revine la valorile normale într-un interval de 15 minute;

d) depăşiri ale limitelor admisibile ale puterii de scurtcircuit în noduri;

e) pierderea stabilităţii SE;

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

g) pierderea caracterului unitar al SE.

103. Prin contingenţă simplă se înţelege declanşarea unui singur element din SE, care poate fi:

a) un circuit de linie;

b) ambele circuite ale unei linii dublu circuit pe stîlpi comuni, dacă lungimea porţiunii comune este mai mare de 10 km;

c) un transformator sau autotransformator;

d) un echipament de compensare (capacitiv sau inductiv);

e) un grup generator sau mai multe grupuri generatoare, în cazul în care sînt legate la reţea printr-un singur element;

f) un consum concentrat în condiţiile funcţionării corecte a protecţiilor şi automatizărilor din SE.

 

IV. PLANIFICAREA DEZVOLTĂRII REŢELEI ELECTRICE DE TRANSPORT

104. Activitatea de planificare privind dezvoltarea RET în cadrul SE se realizează de către ORTS în conformitate cu competenţele şi atribuţiile stabilite prin Legea cu privire la energia electrică.

[Pct.104 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

105. Reieşind din funcţiile stabilite, ORTS are obligaţia de a elabora planuri de dezvoltare privind transportul energiei electrice în concordanţă cu stadiul actual şi evoluţia viitoare a consumului de energie electrică, cuprinzînd modalităţile de finanţare şi de realizare a investiţiilor rezultate din acest plan, cu luarea în considerare şi a planurilor de amenajare şi de sistematizare a teritoriului străbătut de instalaţiile electrice de transport.

[Pct.105 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

106. Criteriile tehnice de proiectare precum şi procedurile şi normele aplicate în planificarea dezvoltării RET, trebuie respectate de toţi utilizatorii RET în planificarea dezvoltării propriilor instalaţii de racordare la RET.

107. Activitatea de planificare a dezvoltării RET se desfăşoară în concordanţă cu strategia şi politica energetică naţională.

108. Datele necesare activităţii de planificare a dezvoltării RET sînt furnizate obligatoriu către ORTS de utilizatorii RET, după cum urmează:

a) toţi producătorii existenţi şi cei potenţiali;

b) toţi operatorii reţelelor de distribuţie şi consumatorii eligibili;

c) toţi furnizorii licenţiaţi de către Agenţie.

[Pct.108 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

109. Planul de dezvoltare este supus spre aprobare Agenţiei în conformitate cu prevederile Legii cu privire la energia electrică. Planul de dezvoltare se publică pe pagina electronică a ORTS.

[Pct.109 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

110. Planul de dezvoltare a RET trebuie să prevadă:

a) acoperirea consumului de putere şi energie electrică, în condiţii de siguranţă şi de eficienţă economică, în conformitate cu politica energetică naţională;

b) corelarea acţiunilor între ORTS şi participanţii la piaţa de energie electrică, referitor la orice serviciu solicitat care poate avea impact asupra siguranţei în funcţionare a SE;

c) oportunităţile zonale pentru racordare şi utilizare a RET funcţie de prognoza de dezvoltare a consumului şi necesităţile de capacităţi noi instalate, în scopul funcţionării eficiente, în condiţii de siguranţă;

d) stabilirea nivelului de rezervă în SE pentru producerea şi transportul energiei electrice la vîrf de consum în conformitate cu cerinţele de dimensionare.

[Pct.110 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

111. Activitatea de planificare a dezvoltării RET urmăreşte realizarea următoarelor obiective:

a) să asigure dezvoltarea RET astfel încît aceasta să fie corespunzător dimensionată pentru transportul de energie electrică prognozată a fi produsă, importată, exportată şi tranzitată şi să elaboreze un plan de dezvoltare în perspectivă;

b) să asigure funcţionarea în condiţii de siguranţă a SE şi să permită transportul energiei electrice la niveluri de calitate corespunzătoare în conformitate cu prevederile prezentelor Norme;

c) să concretizeze rezultatele activităţii de planificare a dezvoltării prin:

- iniţierea procedurilor necesare promovării investiţiilor noi în RET rezultate ca eficienţe;

- evaluarea costurilor marginale pe termen lung în fiecare nod al RET;

- furnizarea de informaţii pentru elaborarea sistemelor de tarife de transport.

112. Elaborarea planului de dezvoltare a RET are la bază următoarele date de intrare:

a) situaţia curentă şi pentru o perspectivă de 10 ani a cererii de consum pusă la dispoziţie de către furnizori şi consumatori eligibili, licenţiaţi sau în curs de licenţiere;

b) ofertele de producţie de energie electrică ale producătorilor pentru minim 10 ani, licenţiaţi sau în curs de licenţiere;

c) informaţiile tehnice necesare planificării dezvoltării RET, puse la dispoziţie de operatorilor reţelelor de distribuţie la cererea ORTS, în conformitate cu normele în vigoare;

d) nivelul de siguranţă în funcţionare a SE în ansamblu şi pe fiecare nod conform normelor în vigoare;

e) probabilitatea de neacoperire a sarcinii;

f) strategia dezvoltării infrastructurii SE;

g) strategia dezvoltării infrastructurii sistemului de telecomunicaţii.

113. Alte categorii de date necesare planificării dezvoltării RET vor fi furnizate la cererea expresă a ORTS.

114. Dimensionarea RET se efectuează în condiţiile îndeplinirii criteriului (N-1).

115. Criteriul (N-1) este utilizat pentru justificarea tehnică a propunerilor de dezvoltare a RET.

116. Verificarea criteriului (N-1) se face pentru transferul maxim de putere prognozat prin RET.

117. Pentru RET (400 kV, 330 kV), criteriul (N-1) se aplică la dimensionarea unei secţiuni a SE, pentru un moment de timp corespunzător celor mai grele condiţii de funcţionare, avînd la bază:

a) ieşirea din funcţiune neplanificată a celui mai mare grup generator dintr-o zonă deficitară;

b) puterea maximă generată într-o zonă excedentară.

 

Criterii tehnice pentru verificarea dimensionării RET din punctul de vedere al stabilităţii SE

118. Criterii tehnice pentru verificarea dimensionării RET la încărcare maximă admisă din criteriile de stabilitate statică:

a) verificarea RET la încărcare maximă admisă din criteriile de stabilitate statică se face pentru o perspectivă de pînă la 10 ani pentru configuraţia de reţea rezultată ca optimă din punct de vedere tehnic şi economic;

b) la vîrf de consum maxim anual, RET trebuie să asigure o rezervă de stabilitate statică de minimum 20% în configuraţia cu toate liniile electrice în funcţiune şi o rezervă de cel puţin 8% în regim cu (N-1) elemente în funcţiune.

119. Criterii tehnice pentru verificarea dimensionării RET din condiţii de stabilitate tranzitorie:

a) verificarea RET din condiţii de stabilitate tranzitorie se face pentru o perspectivă de pînă la cinci ani pentru configuraţia care satisface criteriile de stabilitate statică.

b) verificarea condiţiilor de stabilitate tranzitorie se realizează la următoarele tipuri de perturbaţii:

- în configuraţia cu N elemente în funcţiune: scurtcircuit polifazat permanent (bifazat cu pămîntul sau trifazat), pe o linie electrică de 400 kV sau 330 kV izolat prin acţionarea corectă a protecţiilor de bază şi a întrerupătoarelor;

- în configuraţia cu (N -1) elemente în funcţiune:

• scurtcircuit monofazat pe o linie electrică de 400 kV sau 330 kV eliminat prin acţionarea corectă a protecţiilor de bază şi a întrerupătoarelor şi urmat de RARM reuşit;

• scurtcircuit polifazat permanent (bifazat cu pămîntul sau trifazat), pe o linie electrică de 400 kV sau 330 kV izolat prin acţionarea corectă a protecţiilor de bază şi a întrerupătoarelor, pentru vîrf de consum vara.

 

Criterii tehnice în dimensionarea instalaţiilor de compensare a puterii reactive

120. Dimensionarea instalaţiilor de compensare a puterii reactive se face cu respectarea benzilor de tensiune admisibile în toate nodurile RET, în toate regimurile de funcţionare în configuraţii cu (N) şi (N-1) elemente în funcţiune.

121. Dimensionarea instalaţiilor de producere a puterii reactive necesare optimizării funcţionării SE în scopul menţinerii tensiunii în banda admisibilă de funcţionare şi reducerii consumului propriu tehnologic în stare normală de funcţionare se realizează pentru o perspectivă de pînă la 5 ani în regimurile de încărcare maximă a RET.

122. Dimensionarea instalaţiilor de absorbţie a puterii reactive în scopul menţinerii tensiunii în banda admisibilă se realizează pentru o perspectivă de pînă la 5 ani în regimurile de încărcare minimă.

123. Determinarea şi verificarea curenţilor de scurtcircuit şi a curentului nominal al echipamentelor primare de comutaţie în nodurile RET se realizează pe etape de dezvoltare ale SE în cadrul planului de dezvoltare.

[Pct.123 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

124. Eficienţa investiţiilor în RET pe termen scurt şi mediu trebuie să fie justificată în faza de planificare, pe baza cheltuielilor total actualizate.

125. Studiile de planificare a RET pe termen lung de pînă la 15 ani trebuie să prezinte soluţii de dezvoltare ierarhizate pe criterii economice. Perioada de prezentare a studiilor se stabileşte o dată la cinci ani.

[Pct.125 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

V. CONDIŢII DE RACORDARE LA REŢEAUA ELECTRICĂ DE TRANSPORT

[Capitolul V abrogat prin Hot. ANRE nr.423/2019  din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]

[Pct.127 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.128 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.129 completat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Lit.a) pct.130 abrogată prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.131 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.132 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.134 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.135 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.137 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.142 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.161 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.168 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.169 în redacţia Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

 

VI. TESTARE, CONTROL ŞI MONITORIZARE

[Capitolul VI abrogat prin Hot. ANRE nr.423/2019  din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]

 

VII. SCHIMBURI DE INFORMAŢII

[Capitolul VII abrogat prin Hot. ANRE nr.423/2019  din 22.11.2019, în vigoare 24.02.2020]

[Pct.207 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.208 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.209 abrogat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.212 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.213 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.215 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.216 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.217, 218 şi 219 abrogate prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]

[Pct.220 modificat prin Hot. ANRE nr.210/2015  din 09.10.2015, în vigoare 11.12.2015]