H O T Ă R Â R E

cu privire la aprobarea Codului reţelelor electrice

 

nr. 423/2019  din  22.11.2019

 

Monitorul Oficial nr.14-23/63 din 24.01.2020

 

* * *

 

În temeiul art.53 alin.(4) şi art.96 alin.(8) din Legea nr.107 din 27 mai 2016 cu privire la energia electrică (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2016, nr.193-203, art.413), Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică

HOTĂRĂŞTE:

1. Se aprobă Codul reţelelor electrice (se anexează).

2. La Normele tehnice ale reţelelor electrice de transport, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.266 din 20 noiembrie 2007 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2007, nr.188-191, art.694), pct.4 literele a) şi f), pct.9 lit.g), pct.13, Capitolul V „Condiţii de racordare la reţeaua electrică de transport”, Capitolul VI „Testare, control şi monitorizare” şi Capitolul VII „Schimburi de informaţii” se abrogă.

3. La Normele tehnice ale reţelelor electrice de distribuţie, aprobate prin Hotărârea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.267 din 20 noiembrie 2007 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2007, nr.188-191, art.695), pct.12 litera f) şi Capitolul V „Condiţii de racordare la reţelele electrice de distribuţie” se abrogă.

4. Controlul asupra executării prezentei hotărâri se pune în sarcina subdiviziunilor Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică.

 

 

 

UE

 

Aprobat:

prin Hotărârea

Consiliului de Administraţie al ANRE

nr.423 din 22 noiembrie 2019

 

CODUL REŢELELOR ELECTRICE

 

Codul reţelelor electrice transpune Regulamentul (UE) 2016/631 al Comisiei Europene din 14 aprilie 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a instalaţiilor de generare (Text cu relevanţă pentru SEE) publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (JO) nr.L 112/1 din 27 aprilie 2016, adaptat prin Decizia Nr.2018/03/PHLG – EnC a Grupului Permanent de Nivel Înalt al Comunităţii Energetice din 12 ianuarie 2018 privind adoptarea Regulamentului (UE) 2016/631 al Comisiei Europene din 14 aprilie 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a instalaţiilor de generare, Regulamentul (UE) 2016/1447 al Comisiei Europene din 26 august 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a modulelor generatoare din centrală conectate în curent continuu (Text cu relevanţă pentru SEE) publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (JO) nr.L 241/1 din 8 septembrie 2016, adaptat prin Decizia Nr.2018/04/PHLG – EnC a Grupului Permanent de Nivel Înalt al Comunităţii Energetice din 12 ianuarie 2018 privind adoptarea Regulamentului (UE) 2016/1447 al Comisiei Europene din 26 august 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a modulelor generatoare din centrală conectate în curent continuu, şi Regulamentul (UE) 2016/1388 al Comisiei Europene din 17 august 2016 de stabilire a unui cod de reţea privind racordarea consumatorilor (Text cu relevanţă pentru SEE) publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (JO) nr.L 223/10 din 18 august 2016, adaptat prin Decizia Nr.2018/05/PHLG – EnC a Grupului Permanent de Nivel Înalt al Comunităţii Energetice din 12 ianuarie 2018 privind adoptarea Regulamentului (UE) 2016/1388 al Comisiei Europene din 17 august 2016 de stabilire a unui cod de reţea privind racordarea consumatorilor.

 

PARTEA ÎNTÂI – ACCESUL ŞI RACORDAREA LA REŢELELE ELECTRICE

[Denumirea introdusă prin Hot. ANRE nr.656 din 21.12.2021, în vigoare 07.01.2022]

 

TITLUL I

CERINŢE GENERALE

 

Secţiunea 1

Prevederi generale

1. Codul reţelelor electrice (în continuare – Cod) instituie cadrul normativ pentru asigurarea şi gestionarea unui acces eficient şi transparent la reţelele electrice reglementând procedurile de racordare, dezvoltare şi exploatare a reţelelor electrice, în legătură cu fluxurile transfrontaliere şi exploatarea reţelelor electrice.

2. Prezentul Cod stabileşte procedurile aplicate de operatorul sistemului de transport în scopul îndeplinirii în mod eficient a atribuţiilor ce îi revin, în special în legătură cu:

1) cerinţele tehnice pentru funcţionarea centralelor electrice;

2) echilibrul în sistemul electroenergetic;

3) accesul şi racordarea la reţelele electrice;

4) securitatea operaţională;

5) planificarea operaţională şi programarea;

6) frecvenţa şi rezervele;

7) gestionarea situaţiilor de urgenţă şi restabilirea livrării, inclusiv măsuri de limitare a consumului în caz de necesitate.

3. În sensul prezentului Cod se utilizează termenii definiţi în Legea nr.107 din 27 mai 2016 cu privire la energia electrică (în continuare Legea 107/2016), Legea nr.139 din 19 iulie 2018 cu privire la eficienţa energetică (în continuare Legea 139/2018), precum şi următorii termeni şi definiţii:

zonă sincronă – o zonă operată de operatori ai sistemelor de transport a energie electrice (în continuare OST) interconectaţi sincron;

tensiune – diferenţa de potenţial electric între două puncte, măsurată ca valoare medie pătratică a tensiunilor la borne în secvenţă pozitivă la frecvenţa fundamentală;

putere aparentă – produsul dintre tensiune şi curentul, la frecvenţa fundamentală, multiplicat cu rădăcina pătrată din trei, în cazul sistemelor trifazate, exprimat în kilovolţi-amperi (kVA);

unitate generatoare – un modul generator sincron, sau un grup de generatoare;

instalaţie de producere a energiei electrice – o instalaţie care transformă energia primară în energie electrică şi care este compusă dintr-una sau mai multe unităţi generatoare a energiei electrice conectate la o reţea electrică într-unul sau mai multe puncte de racordare;

gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice – persoană fizică sau juridică care deţine o instalaţie de producere a energiei electrice;

elemente principale de generare – unul sau mai multe echipamente necesare pentru conversia energiei primare în electricitate;

grup generator sincron – un set indivizibil de instalaţii care pot produce energie electrică astfel încât frecvenţa tensiunii generate, turaţia generatorului şi frecvenţa tensiunii reţelei electrice să se afle într-un raport constant;

documentul unităţii generatoare – un document prezentat de către gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice operatorului de sistem la care este racordată centrala în cazul unei unităţi generatoare de tip B sau C, prin care confirmă faptul că unitatea generatoare respectă criteriile tehnice prevăzute în prezentul Cod, furnizând datele şi declaraţiile necesare, inclusiv o declaraţie de conformitate;

zonă de control – o parte coerentă a unui sistem electroenergetic interconectat, exploatată de un singur operator de sistem, care include locuri de consum şi unităţi generatoare, dacă există;

sistem HVDC – un sistem electric care transferă energie sub formă de curent continuu (CC) de înaltă tensiune între două sau mai multe borne colectoare de curent alternativ (CA) şi cuprinde cel puţin două staţii de conversie HVDC cu cabluri sau linii de transport al curentului continuu între staţiile de conversie HVDC;

operator de sistem relevant – un operator al sistemului de transport (OST) sau un operator al sistemului de distribuţie la al cărui sistem/reţea este sau va fi racordată o unitate generatoare, un loc de consum, o reţea electrică de distribuţie sau un sistem HVDC;

contract de racordare – un contract încheiat între operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice, gestionarul locului de consum, operatorul sistemului de distribuţie sau gestionarul sistemului HVDC, care include cerinţele pentru locaţia respectivă şi cerinţele tehnice specifice pentru instalaţia de producere a energiei electrice, locul de consum, reţeaua electrică de distribuţie, instalaţia de racordare la reţeaua electrică de distribuţie sau sistemul HVDC;

capacitate maximă sau Pmax – puterea activă maximă, pe care o unitate generatoare o poate produce continuu, fără a lua în considerare nicio sarcină (niciun consum) aferentă destinată exclusiv asigurării funcţionării unităţii generatoare şi nelivrată în reţea, aşa cum este specificat în contractul de racordare sau după cum este convenit intre operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere;

modul generator din centrală sau MGC – un echipament sau un ansamblu de echipamente generatoare, care sunt racordate la reţeaua electrică, fie asincron, fie utilizând electronică de putere, care are un singur punct de racordare la reţeaua electrică de transport, la reţeaua electrică de distribuţie, la sistemul de distribuţie închis, sau la un sistem HVDC;

funcţionare în compensator sincron – operarea unui generator fără utilizarea sursei primare de energie în scopul reglării continue a tensiunii, prin producţia sau absorbţia puterii reactive;

putere activă – componenta reală a puterii aparente la frecvenţă fundamentală, exprimată în waţi (W);

acumulare prin pompare – o unitate hidroelectrică în care nivelul apei poate fi crescut prin pompare în sens ascendent, în vederea stocării pentru producerea de energie electrică;

frecvenţă – frecvenţa sistemului electroenergetic exprimată în herţi (Hz), care poate fi măsurată în toate punctele unei zone sincrone, în ipoteza unei valori cvasiconstante în sistem de ordinul secundelor, cu existenţa doar a unor diferenţe minore între punctele de măsurare diferite. Valoarea nominală a frecvenţei este 50 Hz;

statism – raportul între abaterea relativă a frecvenţei şi variaţia relativă a puterii active rezultată ca răspuns la abaterea de frecventă, în regim permanent, exprimat în procente. Abaterea relativă de frecvenţă se raportează la frecvenţa nominală şi variaţia relativă a puterii active se raportează la capacitatea maximă sau la puterea activă reală în momentul atingerii pragului relevant;

puterea minimă de reglaj – puterea activă minimă, specificată în contractul de racordare sau convenită de gestionarul instalaţiei de producere cu operatorul de sistem relevant, până la care poate fi reglată unitatea generatoare;

valoare de referinţă – valoarea prescrisă ca referinţă pentru oricare parametru folosit în sistemele de reglaj;

dispoziţie – orice comandă dată, în limita autorităţii sale, de un operator de sistem unui gestionar de instalaţie de producere, unui operator al sistemului de distribuţie sau unui gestionar de sistem HVDC pentru a îndeplini o acţiune;

defect eliminat – un defect care este eliminat cu succes, potrivit criteriilor de planificare ale operatorului de sistem;

putere reactivă – componenta imaginară a puterii aparente la frecvenţa fundamentală, exprimată în kilovari (kVAr);

capacitatea de trecere peste defect (FRT) – capacitatea dispozitivelor electrice de a rămâne conectate la reţea şi de a funcţiona pe perioada golurilor de tensiune din punctul de racordare cauzate de defectele eliminate;

generator – un dispozitiv care transformă energia mecanică în energie electrică prin intermediul unui câmp magnetic rotitor;

curent – debitul cu care trece sarcina electrică exprimată prin valoarea medie pătratică a secvenţei pozitive a curentului de fază la frecvenţa fundamentală;

stator – partea unui mecanism rotativ care include componente magnetice staţionare cu înfăşurările aferente;

inerţie – proprietatea unui organ rotativ rigid, cum ar fi rotorul unui generator, care îi permite să-şi menţină mişcarea de rotaţie uniformă şi momentul cinetic, atât timp cât nu se aplică un cuplu extern;

inerţie artificială – capacitatea unui modul generator din centrală sau a unui sistem HVDC de a înlocui efectul de inerţie al generatoarelor sincrone, cu un nivel de performanţă prestabilit;

reglaj de frecvenţă – capacitatea unei unităţi generatoare sau a unui sistem HVDC de a-şi ajusta producţia de putere activă ca reacţie la o abatere a frecvenţei sistemului faţă de o valoare de referinţă, în scopul stabilizării frecvenţei sistemului;

reglaj de frecvenţă activ sau răspuns la abaterile de frecvenţă (în continuare – RFA) – modul de funcţionare al unei unităţi generatoare sau al unui sistem HVDC în care producţia de putere activă se modifică ca reacţie la abaterea frecvenţei sistemului, astfel încât aceasta să contribuie la restabilirea frecvenţei la valoarea de referinţă;

reglaj de frecvenţă activ limitat la creşterea frecvenţei (RFA-CR) – modul de funcţionare al unei unităţi generatoare sau al unui sistem HVDC, care are drept rezultat reducerea puterii active ca răspuns la o creştere a frecvenţei sistemului peste o anumită valoare;

reglaj de frecvenţă activ limitat la scăderea frecvenţei (RFA-SC) – modul de funcţionare al unei unităţi generatoare sau al unui sistem HVDC, care are drept rezultat creşterea puterii active ca răspuns la o scădere a frecvenţei sistemului sub o anumită valoare;

bandă moartă în frecvenţă – un domeniu de frecvenţă în care reglajul de frecvenţă este dezactivat în mod voit;

insensibilitate în frecvenţă – o caracteristică intrinsecă a unui sistem de reglaj definită ca valoarea minimă a abaterii de frecvenţă sau a semnalului de intrare care determină o variaţie a puterii active sau a semnalului de ieşire;

diagrama de capabilitate P-Q – o diagramă care descrie capacitatea unei unităţi generatoare de a genera putere reactivă la variaţii ale puterii active în punctul de racordare;

stabilitate statică – capacitatea unei reţele sau unui ansamblu de grupuri generatoare de a reveni la o funcţionare stabilă şi de a o menţine după un incident minor;

regim de funcţionare insularizat – funcţionarea independentă a unei reţele electrice sau a unei părţi a reţelei electrice care este izolată după ce a fost separată de la sistemul interconectat, având cel puţin o unitate generatoare sau un sistem HVDC, care injectează energie electrică în această reţea electrică şi controlează frecvenţa şi tensiunea;

funcţionare izolată pe servicii proprii – funcţionarea care asigură că instalaţiile de generare a energiei electrice pot continua să alimenteze serviciile proprii în cazul incidentelor din reţeaua electrică, care determină deconectarea de la reţeaua electrică a unităţii generatoare şi alimentarea serviciilor proprii;

capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem – capacitatea de repornire a unei unităţi generatoare după o cădere totală de tensiune cu ajutorul unei surse auxiliare de alimentare dedicate, fără ca unitatea generatoare să beneficieze de nicio sursă de alimentare externă;

organism de certificare autorizat – o entitate care emite certificate pentru echipamente şi documente pentru unităţile generatoare;

certificatul echipamentului – un document emis de un organism de certificare autorizat, care demonstrează satisfacerea de către echipamentele utilizate de o unitate generatoare, de o unitate consumatoare, de un operator al sistemului de distribuţie, de un loc de consum sau de sistemul HVDC a unor valori specifice din intervalul permis la nivel european. În scopul înlocuirii anumitor părţi din procesul de asigurare a conformităţii, certificatul echipamentului poate include modele matematice care au fost verificate comparativ cu rezultatele reale de testare;

sistem de reglaj al excitaţiei – un sistem de reglaj care include maşina sincronă şi sistemul său de excitaţie;

diagrama U-Q/Pmax – o diagramă care reprezintă capacitatea unei unităţi generatoare sau a unui convertizor HVDC de a produce putere reactivă în scopul reglajului de tensiune în punctul de racordare;

puterea minimă de funcţionare stabilă – puterea activă minimă, prevăzută în contractul de racordare sau convenită între operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere, la care unitatea generatoare poate funcţiona în condiţii de stabilitate o durată nelimitată de timp;

limitator de supraexcitaţie – echipament de reglaj component al regulatorului automat de tensiune, care împiedică intrarea în suprasarcină a rotorului unui generator prin limitarea curentului de excitaţie;

limitator de subexcitaţie – echipament de reglaj component al regulatorului automat de tensiune, care împiedică ieşirea din sincronism a generatorului datorat lipsei de excitaţie;

regulator automat de tensiune (RAT) – echipamentul automat care acţionează continuu reglând tensiunea la borne a unuia sau mai multor grupuri generatoare sincrone prin reglajul curentului de excitaţie, drept răspuns la abaterea valorii reale a tensiunii măsurate la borne de la o valoare de referinţă prestabilită;

stabilizator al reţelei electrice (PSS) – o funcţie suplimentară a RAT al unui grup de generatoare sincrone, al cărui scop este atenuarea oscilaţiilor de putere interzonale;

componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect – un curent injectat de un modul generator din centrală sau de un sistem HVDC în timpul şi după o abatere de tensiune provocată de un defect electric, cu scopul de a facilita acţionarea reţelelor de protecţie a reţelei în etapa iniţială a defectului şi de a contribui la menţinerea tensiunii în sistem într-o etapă ulterioară a defectului şi la restabilirea tensiunii după eliminarea defectului;

factor de putere – raportul dintre valoarea absolută a puterii active şi a puterii aparente;

pantă – raportul dintre variaţia de tensiune raportată la tensiunea de referinţă de 1 pu (părţi unitare), şi puterea reactivă absorbită, raportată la puterea reactivă maximă;

documentul instalaţiei – un document simplu structurat, care conţine informaţii despre o unitate generatoare de tip A sau o unitate consumatoare cu o variaţie a cererii de energie conectată la mai puţin de 1000 V, şi care confirmă conformitatea acesteia cu cerinţele relevante, stabilite conform prezentului Cod;

declaraţie de conformitate – un document eliberat de gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice sau al locului de consum, de un operator al sistemului de distribuţie sau un operator de sistem HVDC operatorului de sistem, care prezintă situaţia actuală a conformităţii cu specificaţiile şi cerinţele stabilite de operatorul de sistem relevant conform prezentului Cod;

notificare de funcţionare finală (NFF) – acceptul emis de operatorul de sistem relevant unui gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice sau de loc de consum, unui operator de distribuţie sau unui operator de sistem HVDC care satisface specificaţiile şi cerinţele solicitate, prin care le permite acestora să opereze o unitate generatoare a energiei electrice, un loc de consum, o reţea electrică de distribuţie sau un sistem HVDC prin utilizarea instalaţiei de racordare la reţeaua electrică;

notificare de punere sub tensiune (NPT) – acceptul emis de către un operator de sistem relevant unui gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice sau de loc de consum, unui operator al sistemului de distribuţie sau unui operator de sistem HVDC prin care i se permite punerea sub tensiune a instalaţiei;

notificare de funcţionare provizorie (NFP) – acceptul emis de către un operator de sistem relevant unui gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice sau de loc de consum, unui operator al sistemului de distribuţie sau unui operator de sistem HVDC, care îi permite acestuia să opereze o unitate generatoare a energiei electrice, un loc de consum, o reţea electrică de distribuţie sau un sistem HVDC prin utilizarea instalaţiei de racordare la reţeaua electrică pentru o perioadă limitată şi să înceapă teste de conformitate pentru a asigura conformitatea cu specificaţiile şi cerinţele solicitate;

notificare de funcţionare limitată (NFL) – o notificare emisă de către un operator de sistem relevant unui gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice sau de loc de consum, unui operator al sistemului de distribuţie sau unui operator de sistem HVDC, care a beneficiat anterior de statutul NFF, dar care trece temporar printr-o modificare semnificativă sau are o pierdere importantă de capacitate care conduce la nerespectarea specificaţiilor şi cerinţelor solicitate;

loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport – un loc de consum care are un punct de racordare la o reţea electrică cu tensiunea 35 kV şi mai mult;

instalaţie de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport – o instalaţie electrică racordată la reţeaua electrică de distribuţie sau instalaţia şi echipamentele electrice utilizate pentru racordarea la o reţea electrică cu tensiunea 35 kV şi mai mult;

unitate consumatoare – un set indivizibil de instalaţii, care conţin echipamente ce pot fi controlate în mod activ de gestionarul locului de consum sau de un operator al sistemului de distribuţie închis, fie individual, fie în comun, ca parte a agregării locurilor de consum prin intermediul unui terţ;

echipamentele principale ale locului de consum – cel puţin unul dintre următoarele echipamente: motoare, transformatoare, echipamente de înaltă tensiune de la punctul de racordare şi de la instalaţiile de consum ale utilizatorului racordate direct la reţeaua electrică;

reţea electrică de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport – o reţea electrică de distribuţie racordată la reţeaua electrică cu tensiunea 35 kV şi mai mult, cu includerea instalaţiilor de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport;

capacitate maximă de export – puterea activă maximă de durată pe care un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau o instalaţie de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport o poate introduce în reţeaua electrică de transport, în punctul de racordare, astfel cum se specifică în contractul de racordare sau astfel cum s-a convenit între operatorul de sistem relevant şi gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau, respectiv, operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport;

capacitate maximă de import – puterea activă maximă de durată pe care un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau o instalaţie de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport o poate consuma din reţea, în punctul de racordare, astfel cum se specifică în contractul de racordare sau astfel cum s-a convenit între operatorul de sistem relevant şi gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau, respectiv, operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport;

deconectarea consumului la scăderea frecvenţei – o acţiune prin care consumul este deconectat în cazul scăderii frecvenţei pentru a restabili echilibrul dintre consum şi producere şi frecvenţa sistemului în limite acceptabile;

deconectarea consumului la tensiune scăzută – o acţiune de restaurare prin care consumul este deconectat în cazul scăderii tensiunii, pentru a se restabili tensiunea la limite acceptabile;

comutator de ploturi sub sarcină – un dispozitiv de selectare a prizei de reglaj a unei înfăşurări a transformatorului, adecvat pentru funcţionare, în timp ce transformatorul este sub tensiune sau sub sarcină;

blocarea comutatorului de ploturi sub sarcină – o acţiune care blochează comutatorul de ploturi al transformatorului în cazul scăderii tensiunii, pentru a opri acţiunile în acelaşi sens şi a opri scăderea tensiunii dintr-o zonă;

cameră de comandă – centrul de operare al unui operator de sistem relevant;

sincronizarea şi încărcarea automată a sarcinii – nivelul maxim de putere activă conectată în timpul restaurării sistemului după ce unităţile consumatoare au fost deconectate ca urmare a unui colaps de tensiune;

reglaj de putere activă al consumului comandabil – consumul aparţinând unui loc de consum sau unui sistem de distribuţie închis, care este disponibil pentru reglare la comanda operatorului de sistem relevant sau OST, rezultând o variaţie a puterii active;

reglaj de putere reactivă al consumului comandabil – puterea reactivă asigurată prin mijloace de compensare ale unui loc de consum sau sistem de distribuţie închis, care sunt disponibile pentru reglare la comanda operatorului de sistem relevant sau a OST;

managementul congestiilor în reţeaua electrică cu ajutorul consumului comandabil – consumul aparţinând unui loc de consum sau unui sistem de distribuţie închis, care este disponibilă pentru reglare la comanda operatorului de sistem relevant sau a OST, în scopul gestionării congestiilor de sistem;

agregarea locurilor de consum – locuri de consum sau sisteme de distribuţie închise, care pot funcţiona ca un singur loc de consum sau ca un singur sistem de distribuţie închis, cu scopul de a furniza unul sau mai multe servicii de consum comandabil;

răspunsul consumului la abaterile de frecvenţă – loc de consum sau sistem de distribuţie închis, care este disponibil pentru o reducere sau o creştere ca reacţie la abaterile de frecvenţă, realizat ca răspuns autonom al locului de consum sau al sistemului de distribuţie închis în sensul reducerii acestor abateri;

reglajul foarte rapid al puterii active al consumului – consumul aparţinând unui loc de consum sau unui sistem de distribuţie închis, care poate fi reglat foarte rapid ca reacţie la o abatere a frecvenţei, rezultând o variaţie foarte rapidă a puterii active;

documentul consumatorului comandabil – un document care este emis fie de gestionarul locului de consum, fie de operatorul sistemului de distribuţie închis operatorului de sistem relevant pentru unităţile consumatoare cu consum comandabil şi racordate la un nivel de tensiune de peste 1000 V, care confirmă respectarea de către unitatea consumatoare a cerinţelor tehnice prevăzute de prezentul Cod şi care furnizează datele şi rapoartele necesare, inclusiv o declaraţie de conformitate.

modul generator din centrală conectat la curent continuu (modul MGCCC) – un modul generator din centrală care este conectat prin intermediul unuia sau mai multor puncte de interfaţă la unul sau mai multe sisteme HVDC;

sistem HVDC integrat – un sistem HVDC racordat într-o zonă de reglaj, care nu este instalat nici în scopul racordării unui modul MGCCC în momentul instalării, nici în scopul racordării unui loc de consum;

staţie de conversie HVDC – o parte a unui sistem HVDC care cuprinde una sau mai multe unităţi de conversie HVDC instalate într-un singur loc împreună cu clădiri, bobine de reactanţă, filtre, dispozitive de putere reactivă şi echipamente de reglaj, monitorizare, măsurare, protecţie, precum şi echipamentele auxiliare;

punct de interfaţă cu HVDC – punctul în care echipamentul HVDC este conectat la reţeaua de curent alternativ şi în care specificaţiile tehnice care afectează performanţa echipamentului pot fi prescrise;

gestionarul modulului MGCCC – o persoană fizică sau juridică care deţine un modul MGCCC;

capacitatea maximă de transport al puterii active a HVDC (Pmax) – puterea maximă asigurată în mod continuu pe care un sistem HVDC poate să o schimbe cu reţeaua electrică în fiecare punct de racordare la reţeaua electrică, după cum se prevede în contractul de racordare sau după cum se convine între operatorul de sistem relevant şi gestionarul sistemului HVDC;

capacitatea minimă de transport al puterii active a HVDC (Pmin) – puterea minimă continuă pe care un sistem HVDC poate să o schimbe cu reţeaua electrică în fiecare punct de racordare la reţeaua electrică, după cum se prevede în contractul de racordare sau după cum se convine între operatorul de sistem relevant şi gestionarul sistemului HVDC;

curent maxim în sistemul HVDC – cel mai mare curent de fază asociat unui punct de operare din interiorul profilului U-Q/Pmax al staţiei de conversie HVDC la capacitatea maximă de transport al puterii active a HVDC;

unitate de conversie HVDC – o unitate care conţine una sau mai multe punţi de conversie, împreună cu unul sau mai multe transformatoare de conversie, bobine de reactanţă, echipamente de reglaj al unităţii de conversie, echipamente esenţiale de protecţie şi dispozitive de comutare şi dispozitivele auxiliare, dacă este cazul, utilizate la conversie;

siguranţa în funcţionare – capacitatea sistemului de transport de a menţine o stare normală de funcţionare sau de a reveni la o stare normală de funcţionare cât mai curând posibil, caracterizată prin limite de siguranţă în funcţionare;

restricţie – o situaţie care necesită pregătirea şi activarea unei măsuri de remediere pentru a se respecta limitele de siguranţă în funcţionare;

situaţie cu N elemente în funcţiune – situaţia în care niciun element al sistemului de transport nu este indisponibil din cauza apariţiei unei contingenţe;

lista de contingenţe – lista de contingenţe care trebuie simulate cu scopul de a testa conformitatea cu limitele de siguranţă în funcţionare;

stare normală de funcţionare – situaţie în care sistemul se află în limitele de siguranţă în funcţionare în situaţia cu N elemente în funcţiune şi după apariţia oricărei contingenţe din lista de contingenţe, ţinând seama de efectul măsurilor de remediere disponibile;

furnizor de rezerve – o entitate juridică având o obligaţie legală sau contractuală de a furniza RSF, RRF sau RI utilizând cel puţin o unitate de furnizare a rezervelor sau cel puţin un grup de furnizare a rezervelor;

unitate de furnizare a rezervelor – o singură unitate generatoare şi/sau unitate consumatoare sau o agregare a acestora, racordată la un punct de racordare comun, care îndeplineşte cerinţele pentru furnizarea de RSF, RRF sau RI;

grup de furnizare a rezervelor – o agregare de unităţi generatoare, de unităţi consumatoare şi/sau de unităţi de furnizare a rezervelor racordate la mai mult de un punct de racordare, care îndeplinesc cerinţele pentru furnizarea de RSF, RRF sau RI;

zonă de reglaj frecvenţă-putere sau „zonă RFP” – o parte a unei zone sincrone sau o întreagă zonă sincronă, delimitată fizic prin puncte de măsurare pe liniile de interconexiune cu alte zone RFP, operată de unul sau mai mulţi OST care au responsabilitatea efectuării reglajului frecvenţă-putere;

durată de restabilire a frecvenţei – durata maximă preconizată după apariţia unui dezechilibru de putere activă instantaneu, mai mic sau egal cu incidentul de referinţă, în care frecvenţa sistemului revine în limitele admise aferente valorilor de restabilire a frecvenţei – în cazul zonelor sincrone cu o singură zonă RFP şi, respectiv, durata maximă preconizată după apariţia unui dezechilibru de putere activă instantaneu apărut într-o zonă RFP, în care acest dezechilibru este compensat – în cazul zonelor sincrone cu mai mult de o zonă RFP;

criteriul (N-1) – regula potrivit căreia elementele rămase în funcţiune în zona de reglaj a unui OST după producerea unei contingenţe îşi pot păstra starea de funcţionare în noua situaţie operaţională fără ca limitele de siguranţă în funcţionare să fie încălcate;

situaţia cu (N-1) elemente în funcţiune – acea situaţie din sistemul de transport în care apare o contingenţă cuprinsă în lista de contingenţe;

stare de alertă – starea în care sistemul se află în limitele de siguranţă în funcţionare, dar în care a fost detectată o contingenţă cuprinsă în lista de contingenţe, la a cărei apariţie măsurile de remediere disponibile nu sunt suficiente pentru a menţine starea normală de funcţionare;

bloc de reglaj frecvenţă-putere sau „bloc RFP” – o parte a unei zone sincrone sau o întreagă zonă sincronă, delimitată fizic prin punctele de măsurare de pe liniile de interconexiune cu alte blocuri RFP, care este formată dintr-una sau din mai multe zone RFP şi este operată de unul sau mai mulţi OST care au responsabilitatea efectuării reglajului frecvenţă-putere;

abatere de reglaj a zonei de reglaj sau „ARZ” – suma dintre abaterea de reglaj a componentei de putere activă („ΔP”), adică diferenţa obţinută în timp real între valoarea instantanee a puterii de schimb măsurată în timp real („P”) şi valoarea programată a puterii de schimb reglate („P0”) aferentă unei zone RFP specifice sau unui bloc RFP specific, şi abaterea de reglaj a componentei de frecvenţă („K*Δf”), care este dată de produsul dintre factorul K şi abaterea de frecvenţă aferentă respectivei zone RFP specifice sau respectivului bloc RFP specific, unde abaterea de reglaj a zonei de reglaj este egală cu ΔP+K*Δf;

valoarea programată a puterii de schimb reglate – o succesiune de valori de referinţă ale puterii de schimb nete aferente unei zone RFP sau unui bloc RFP prin intermediul liniilor de interconexiune în curent alternativ („CA”);

reglajul tensiunii – acţiunile de reglaj manual sau automat realizate într-un nod de producţie, în nodurile de la capătul liniilor CA sau sistemelor HVDC, în transformatoare sau prin intermediul altor mijloace menite să menţină nivelul de tensiune stabilit sau valoarea stabilită a puterii reactive;

stare de colaps – acea stare a sistemului caracterizată prin nefuncţionarea completă a unei părţi a sistemului sau a întregului sistem de transport;

contingenţă internă – o contingenţă care are loc în interiorul zonei de reglaj a OST, inclusiv pe liniile de interconexiune;

contingenţă externă – o contingenţă care are loc în afara zonei de reglaj a OST şi care nu include liniile de interconexiune, care generează un factor de influenţă mai mare decât pragul de influenţă al contingenţelor;

factor de influenţă – valoarea numerică utilizată pentru cuantificarea celui mai puternic efect al retragerii din exploatare a unui element din sistemul de transport situat în afara zonei de reglaj a OST care nu include liniile de interconexiune, în ceea ce priveşte modificarea fluxurilor de putere sau tensiune provocată de respectiva retragere din exploatare, asupra oricărui element din sistemul de transport. Amploarea efectului creşte direct proporţional cu valoarea;

prag de influenţă al contingenţelor – valoarea numerică limită faţă de care se verifică factorii de influenţă; prin raportare la această valoare, se consideră că apariţia unei contingenţe în afara zonei de reglaj a OST având un factor de influenţă mai mare decât pragul de influenţă al contingenţelor afectează semnificativ zona de reglaj a OST, inclusiv liniile de interconexiune;

analiza contingenţelor – simularea computerizată a contingenţelor cuprinse în lista de contingenţe;

timpul critic de eliminare a defectului – durata maximă de eliminare a defectului pentru care sistemul de transport îşi menţine starea stabilă de funcţionare;

defect – toate tipurile de scurtcircuite (monofazate, bifazate şi trifazate, cu sau fără punere la pământ), ruperea unui conductor, întreruperea unui circuit sau o conexiune intermitentă care determină indisponibilitatea permanentă a elementului afectat din sistemul de transport;

element din sistemul de transport – orice componentă a sistemului de transport;

perturbaţie – un eveniment neplanificat care poate provoca abaterea sistemului de transport de la starea normală de funcţionare;

stabilitate dinamică – este un termen general care include stabilitatea de unghi rotoric, stabilitatea de frecvenţă şi stabilitatea de tensiune;

evaluarea stabilităţii dinamice – evaluarea siguranţei în funcţionare din punctul de vedere al stabilităţii dinamice;

stabilitate de frecvenţă – capacitatea sistemului de transport de a menţine frecvenţa stabilă atât în situaţia cu N elemente în funcţiune, cât şi după apariţia unei perturbaţii;

stabilitate de tensiune – capacitatea unui sistem de transport de a menţine tensiuni acceptabile în toate nodurile din sistemul de transport atât în situaţia cu N elemente în funcţiune, cât şi după apariţia unei perturbaţii;

starea sistemului – starea operaţională a sistemului de transport în raport cu limitele de siguranţă în funcţionare, care poate fi o stare normală de funcţionare, o stare de alertă, de urgenţă, de colaps şi de restaurare;

stare de urgenţă – starea sistemului în care se încalcă una sau mai multe limite de siguranţă în funcţionare;

stare de restaurare – starea sistemului în care scopul tuturor activităţilor din sistemul de transport este acela de a restabili funcţionarea sistemului şi de a menţine siguranţa în funcţionare după starea de colaps sau după cea de urgenţă;

contingenţă excepţională – apariţia simultană a mai multor contingenţe având o cauză comună;

abatere de frecvenţă – diferenţa dintre frecvenţa reală şi cea nominală din zona sincronă, care poate fi pozitivă sau negativă;

frecvenţa sistemului – frecvenţa electrică a sistemului, care poate fi măsurată în toate punctele zonei sincrone, având la bază premisa unei valori coerente în tot sistemul într-un interval de ordinul secundelor, cu existenţa doar a unor diferenţe minore între punctele de măsurare diferite.

procesul de restabilire a frecvenţei sau „PRF” – un proces care vizează readucerea frecvenţei la frecvenţa nominală a reţelei şi, în zonele sincrone cuprinzând mai mult de o zonă RFP, procesul care vizează restabilirea echilibrului de putere la valoarea programată;

abatere de reglaj la restabilirea frecvenţei sau „ARRF” – abaterea de reglaj pentru PRF care este egală cu ARZ dintr-o zonă RFP sau egală cu abaterea de frecvenţă în cazul în care zona RFP corespunde din punct de vedere geografic zonei sincrone;

program – un set de valori de referinţă care reprezintă producţia, consumul sau schimbul de energie electrică într-o anumită perioadă de timp;

factorul K al unei zone RFP sau al unui bloc RFP – o valoare exprimată în megawaţi pe hertz („MW/Hz”), mai mare sau cât mai apropiată de suma dintre autoreglajul producţiei, autoreglajul consumului şi contribuţia rezervei pentru stabilizarea frecvenţei corespunzătoare abaterii maxime de frecvenţă în regim staţionar;

stare locală – este determinantul unei stări de alertă, de urgenţă sau de colaps atunci când nu există niciun risc de prelungire a consecinţelor în afara zonei de reglaj, inclusiv asupra liniilor de interconexiune conectate la această zonă de reglaj;

abatere maximă de frecvenţă în regim staţionar – valoarea maximă preconizată a abaterii de frecvenţă după apariţia unui dezechilibru mai mic sau egal cu incidentul de referinţă la care sistemul este planificat să funcţioneze în regim stabil;

zonă de observabilitate – propriul sistem de transport al unui OST împreună cu părţile relevante ale sistemelor de distribuţie şi ale sistemelor de transport ale OST învecinaţi, pentru care un OST implementează monitorizarea în timp real şi realizează modelarea pentru a menţine siguranţa în funcţionare în zona sa de reglaj, inclusiv liniile de interconexiune;

OST învecinaţi – OST racordaţi direct prin cel puţin o linie de interconexiune în CA sau CC;

analiza siguranţei în funcţionare – întreaga sferă a activităţilor computerizate, manuale şi automate realizate în scopul de a evalua siguranţa în funcţionare a sistemului de transport şi măsurile de remediere necesare pentru a menţine siguranţa în funcţionare;

indicatori ai siguranţei în funcţionare – indicatorii utilizaţi de OST pentru a monitoriza siguranţa în funcţionare în ceea ce priveşte stările sistemului, precum şi defectele şi perturbaţiile care influenţează siguranţa în funcţionare;

evaluarea siguranţei în funcţionare – clasificarea folosită de OST ca să monitorizeze siguranţa în funcţionare pe baza indicatorilor siguranţei în funcţionare;

teste operaţionale – atât acele teste efectuate de către un OST sau OSD pentru întreţinerea şi dezvoltarea practicilor operaţionale şi a instruirii aferente, precum şi pentru dobândirea informaţiilor cu privire la comportamentul sistemului de transport în condiţii anormale de funcţionare, cât şi testele efectuate de utilizatorii de reţea semnificativi asupra instalaţiilor proprii, în scopuri similare;

contingenţă normală – apariţia unei contingenţe pe o singură latură sau un singur nod de injecţie de putere;

contingenţă extraordinară – apariţia simultană a mai multor contingenţe care nu au o cauză comună sau pierderea mai multor unităţi generatoare, conducând la o pierdere totală de capacitate mai mare decât incidentul de referinţă;

viteză de variaţie a sarcinii – viteza de modificare a puterii active a unei unităţi generatoare, a unui loc de consum sau a unui sistem HVDC;

rezervă de putere reactivă – puterea reactivă care este disponibilă pentru menţinerea tensiunii;

incident de referinţă – abaterea maximă pozitivă sau negativă care are loc instantaneu între producţie şi consum într-o zonă sincronă, luată în considerare la dimensionarea RSF;

stabilitate de unghi rotoric – capacitatea maşinilor sincrone de a rămâne în sincronism atât în situaţia cu N elemente în funcţiune, cât şi după apariţia unei perturbaţii;

plan de securitate – planul care conţine o evaluare a riscului activelor critice ale OST în cazul unor scenarii privind ameninţări fizice şi informatice majore şi o evaluare a efectelor potenţiale;

limite de stabilitate – limitele permise pentru operarea sistemului de transport în ceea ce priveşte respectarea limitelor stabilităţii de tensiune, ale stabilităţii de unghi rotoric şi ale stabilităţii de frecvenţă;

stare de zonă extinsă – o stare de alertă, de urgenţă sau de colaps care prezintă riscul de propagare la nivelul sistemelor de transport interconectate;

plan de apărare a sistemului – ansamblul de măsuri tehnice şi organizatorice care trebuie luate pentru a preveni propagarea unei perturbaţii sau o deteriorare în sistemul de transport, în vederea evitării unei perturbaţii la nivel de stare de zonă extinsă şi a unei stări de colaps;

topologie – datele privind modul de conectare în staţii a diferitelor elemente din cadrul sistemelor de transport sau de distribuţie şi cuprinde configuraţia electrică şi poziţia întrerupătoarelor şi a separatoarelor;

suprasarcini tranzitorii admisibile – suprasarcinile temporare pe elementele sistemului de transport, care sunt permise pentru o perioadă limitată de timp şi care nu provoacă deteriorări fizice ale elementelor din sistemul de transport, atâta timp cât durata definită şi limitele sunt respectate;

linie de interconexiune virtuală – o mărime de intrare suplimentară a regulatoarelor din zonele RFP implicate, care are acelaşi efect ca o mărime de intrare bazată pe valoarea măsurată a unei linii de interconexiune fizice şi care permite schimbul de energie electrică între zonele respective;

sisteme flexibile de transport al curentului alternativ sau „FACTS” – echipamente de transport al energiei electrice în curent alternativ, în scopul consolidării capacităţii de reglaj şi al creşterii capacităţii de transfer al puterii active;

adecvanţă – capacitatea surselor de putere dintr-o zonă de a acoperi consumul din acea zonă;

program agregat al schimburilor externe nete – programul care realizează agregarea programelor schimburilor externe ale tuturor OST şi a programelor de schimburi comerciale externe între două zone de programare sau între o zonă de programare şi un grup de alte zone de programare;

plan de disponibilitate – combinaţia dintre toate stările de disponibilitate preconizate ale unui activ relevant într-o anumită perioadă de timp;

stare de disponibilitate – capacitatea unui element de reţea, a unei unităţi generatoare sau a unui loc de consum de a furniza un serviciu într-o anumită perioadă de timp, indiferent dacă se află în funcţiune sau nu;

aproape în timp real – o diferenţă de timp între ultima închidere a porţii intrazilnice şi timpul real, care nu depăşeşte 15 minute;

program de consum – un program care reprezintă consumul unui loc de consum sau al unui grup de locuri de consum;

mediu de date de planificare operaţională ENTSO-E – ansamblul de echipamente şi aplicaţii informatice dezvoltate cu scopul de a permite stocarea, schimbul şi gestionarea datelor utilizate pentru procesele de planificare operaţională între OST;

program de schimburi comerciale externe – un program care reprezintă schimburile comerciale de energie electrică între participanţii la piaţă în diferite zone de programare;

program de schimburi externe al OST – programul care reprezintă schimbul de energie electrică între OST din diferite zone de programare;

retragere forţată din exploatare – scoaterea neplanificată din funcţiune a unui activ relevant din orice cauză specifică situaţiei de urgenţă care nu se află sub controlul operaţional al operatorului activului relevant respectiv;

program de producţie – programul de producţie a energiei electrice de către o unitate generatoare sau de către un grup de unităţi generatoare;

program de schimburi comerciale interne – un program care reprezintă schimburile comerciale de energie electrică dintr-o zonă de programare, care au loc între diferiţi participanţi la piaţă;

activ relevant intern – un activ relevant care face parte din zona de reglaj a unui OST sau un activ relevant dintr-un sistem de distribuţie, inclusiv un sistem de distribuţie închis, care este conectat direct sau indirect la zona de reglaj a OST respectiv;

regiune de coordonare a retragerilor din exploatare – un ansamblu de zone de reglaj pentru care OST definesc proceduri de monitorizare şi, acolo unde este necesar, de coordonare a disponibilităţii activelor relevante pentru toate orizonturile de timp;

loc de consum relevant – un loc de consum care participă la procesul de coordonare a retragerilor din exploatare şi a cărui disponibilitate influenţează siguranţa în funcţionare la nivel transfrontalier;

activ relevant – un loc de consum relevant, o unitate generatoare relevantă sau un element de reţea relevant care participă la coordonarea retragerilor din exploatare;

element de reţea relevant – orice componentă a unui sistem de transport, inclusiv liniile de interconexiune, sau a unui sistem de distribuţie, inclusiv a unui sistem de distribuţie închis, cum ar fi o linie unică, un circuit unic, un transformator unic, un transformator defazor de reglaj unic, sau o instalaţie de reglaj al tensiunii care participă la procesul de coordonare a retragerilor din exploatare şi a cărei disponibilitate influenţează siguranţa în funcţionare la nivel transfrontalier;

incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare – starea în care combinaţia dintre disponibilitatea unuia sau mai multor elemente de reţea relevante, al unităţilor generatoare relevante şi/sau al locurilor de consum şi cea mai bună estimare a stării prognozate a reţelei electrice conduce la încălcarea limitelor de siguranţă în funcţionare, luându-se în considerare măsurile de remediere aflate la dispoziţia OST care nu presupun costuri;

unitate generatoare relevantă – unitatea generatoare care participă la coordonarea retragerilor din exploatare şi a cărei disponibilitate influenţează siguranţa în funcţionare la nivel transfrontalier;

zonă de programare – o zonă în care se aplică obligaţiile OST în ceea ce priveşte programarea, datorită unor nevoi operaţionale sau organizatorice;

cu o săptămână înainte – săptămâna de dinaintea săptămânii calendaristice de funcţionare;

pe un an – în anul de dinaintea anului calendaristic de funcţionare;

OST afectat – un OST care are nevoie, pentru analiza şi menţinerea siguranţei în funcţionare, de informaţiile privind schimbul de rezerve şi/sau utilizarea în comun a rezervelor şi/sau procesul de compensare a dezechilibrelor şi/sau procesul de activare transfrontalieră;

capacitate de rezervă – cantitatea de RSF, RRF sau RI care trebuie să fie puse la dispoziţia OST;

schimb de rezerve – posibilitatea ca un OST să aibă acces la o capacitate de rezervă racordată la altă zonă RFP, bloc RFP sau zonă sincronă ca să-şi completeze propriile rezerve în conformitate cu necesarul de rezerve rezultat din procesul propriu de dimensionare a RSF, RRF sau RI, această capacitate de rezervă fiind destinată exclusiv respectivului OST fără ca niciun alt OST să o ia în calcul în scopul respectării cerinţelor proprii privind rezervele care rezultă din procesele lor respective de dimensionare a rezervelor;

partajare de rezerve – un mecanism în care mai mulţi OST utilizează aceeaşi capacitate de rezervă, fie RSF, RRF sau RI, pentru a-şi completa propriile rezerve în conformitate cu necesarul de rezerve rezultat din procesele proprii de dimensionare a rezervelor;

timp de declanşare a stării de alertă înseamnă perioada de timp necesară pentru ca starea de alertă să devină activă;

RRF automate – RRF care pot fi activate printr-un dispozitiv de reglaj automat;

temporizarea activării RRF automate – intervalul de timp dintre stabilirea unei noi valori de referinţă de către regulatorul central frecvenţă-putere de schimb şi începutul livrării fizice de RRF automate;

durata de activare completă a RRF automate – perioada de timp dintre stabilirea unei noi valori de referinţă de către regulatorul central frecvenţă-putere de schimb şi activarea sau dezactivarea corespunzătoare a RRF automate;

date despre valoarea medie a ARRF – setul de date constând în valoarea medie a ARRF înregistrată instantaneu dintr-o zonă RFP sau dintr-un bloc RFP într-o anumită perioadă de timp măsurată;

OST furnizor al capacităţii de reglaj – OST care declanşează activarea capacităţii sale de rezervă pentru un OST beneficiar al capacităţii de reglaj, în condiţiile unui acord de partajare a rezervelor;

OST beneficiar al capacităţii de reglaj – OST care calculează capacitatea de rezervă ţinând cont de capacitatea de rezervă care este accesibilă prin intermediul unui OST furnizor al capacităţii de reglaj, în condiţiile unui acord de partajare a rezervelor;

proces de aplicare a criteriilor – procesul de calcul al parametrilor-ţintă pentru zona sincronă, pentru blocul RFP, precum şi pentru zona RFP, pe baza datelor obţinute în procesul de colectare şi de furnizare a datelor;

proces de colectare şi de furnizare a datelor – procesul de colectare a setului de date necesare pentru a îndeplini criteriile de evaluare a calităţii frecvenţei;

proces de activare a RRF transfrontaliere – un proces convenit între OST care participă la procesul care permite activarea RRF conectate într-o altă zonă RFP prin corectarea în mod corespunzător a contribuţiei PRF implicate;

proces de activare a RI transfrontaliere – un proces convenit între OST care participă la procesul care permite activarea RI conectate într-o altă zonă RFP prin corectarea în mod corespunzător a contribuţiei PIR implicate;

incident de dimensionare – cel mai mare dezechilibru de putere activă preconizat produs instantaneu într-un bloc RFP, atât în direcţie pozitivă, cât şi în direcţie negativă;

abatere de frecvenţă pentru activarea integrală a RSF – valoarea nominală a abaterii de frecvenţă la care RSF dintr-o zonă sincronă este activată integral;

durată de activare integrală a RSF – perioada de timp dintre apariţia incidentului de referinţă şi activarea integrală corespunzătoare a RSF;

RSF obligatorie – acea parte din toate RSF pentru care este responsabil OST;

parametru care defineşte calitatea frecvenţei – principalele variabile ale frecvenţei sistemului care definesc principiile calităţii frecvenţei;

parametru-ţintă pentru calitatea frecvenţei – principalul obiectiv de frecvenţă, în funcţie de care este evaluat comportamentul proceselor de activare a RSF, RRF şi RI în starea de funcţionare normală;

criterii de evaluare a calităţii frecvenţei – un set de calcule care utilizează valori măsurate ale frecvenţei sistemului şi care permite evaluarea calităţii frecvenţei sistemului faţă de parametrii-ţintă pentru calitatea frecvenţei;

date pentru evaluarea calităţii frecvenţei – setul de date care permite calcularea criteriilor de evaluare a calităţii frecvenţei;

parametri-ţintă pentru ARRF – variabilele-ţintă principale ale blocului RFP pe baza cărora sunt determinate şi evaluate criteriile de dimensionare pentru RRF şi RI din blocul RFP care sunt folosite pentru a reflecta comportamentul blocului RFP în condiţii normale de funcţionare;

transfer de putere la restabilirea frecvenţei – puterea care este transferată între zonele RFP în cadrul procesului de activare a RRF transfrontaliere;

valoare de referinţă a frecvenţei – valoarea-ţintă a frecvenţei utilizate în PRF, definită ca suma dintre frecvenţa nominală a sistemului şi o valoare de compensare necesară pentru a reduce abaterea timpului electric;

cerinţe de disponibilitate a RRF – o serie de cerinţe definite de OST dintr-un bloc RFP în ceea ce priveşte disponibilitatea RRF;

reguli de dimensionare a RRF – specificaţiile procesului de dimensionare a RRF dintr-un bloc RFP;

proces de compensare a dezechilibrelor – un proces convenit între OST, care permite evitarea activării simultane a RRF în direcţii opuse, luând în considerare ARRF respective, precum şi RRF activate, şi corectând în mod corespunzător contribuţia PRF implicate;

transfer de putere pentru compensarea dezechilibrelor – puterea care este transferată între zonele RFP în cadrul procesului de compensare a dezechilibrelor;

obligaţie de RSF iniţială – cantitatea de RSF alocată unui OST pe baza cheii de repartizare;

date referitoare la frecvenţa instantanee – un set de valori măsurate referitoare la frecvenţa generală a sistemului dintr-o zonă sincronă, cu o perioadă de măsurare mai mică sau egală cu o secundă, utilizate în scopul evaluării calităţii frecvenţei;

abaterea frecvenţei instantanee – un set de valori măsurate referitoare la abaterile de frecvenţă ale întregului sistem dintr-o zonă sincronă, cu o perioadă de măsurare mai mică sau egală cu o secundă, utilizate în scopul evaluării calităţii frecvenţei;

date referitoare la ARRF instantanee – un set de date referitoare la ARRF dintr-un bloc RFP cu o perioadă de măsurare mai mică sau egală cu 10 secunde, utilizate în scopul evaluării calităţii frecvenţei;

acord operaţional în blocul RFP – un acord multilateral între toţi OST dintr-un bloc RFP în cazul în care blocul RFP este operat de mai mult de un OST şi înseamnă o metodologie operaţională în blocul RFP care urmează a fi adoptată în mod unilateral de către OST relevant în cazul în care blocul RFP este operat de un singur OST;

transfer de putere de înlocuire – puterea care este schimbată între zonele RFP în cadrul procesului de activare a RI transfrontaliere;

dezechilibre din blocul RFP – suma dintre ARRF, RRF activată şi RI activată în cadrul blocului şi schimbul de putere pentru compensarea dezechilibrelor, transferul de putere la restabilirea frecvenţei şi transferul de putere de înlocuire din acest bloc RFP cu alte blocuri RFP;

responsabil de monitorizarea blocului RFP – un OST responsabil cu colectarea datelor privind criteriile de evaluare a calităţii frecvenţei şi de aplicarea acestor criterii la blocul RFP;

structura reglajului frecvenţă-putere – structura de bază care ia în considerare toate aspectele relevante ale reglajului frecvenţă-putere, în special în ceea ce priveşte obligaţiile şi responsabilităţile aferente, precum şi categoriile şi rolurile rezervelor de putere activă;

structura responsabilităţii proceselor – structura necesară pentru a stabili responsabilităţile şi obligaţiile în ceea ce priveşte rezervele de putere activă pe baza structurii de reglaj din zona sincronă;

structura activării proceselor – structura necesară pentru a clasifica procesele aferente diverselor tipuri de rezerve de putere activă, în ceea ce priveşte rolul şi activarea acestora;

durata de activare completă a RRF manuale – perioada de timp dintre schimbarea valorii de referinţă şi activarea sau dezactivarea corespunzătoare a RRF manuale;

abatere maximă a frecvenţei instantanee înseamnă valoarea absolută maximă preconizată a abaterii frecvenţei instantanee după apariţia unui dezechilibru mai mic sau egal cu incidentul de referinţă, valoare la depăşirea căreia trebuie activate măsurile de urgenţă;

zonă de monitorizare – o parte a unei zone sincrone sau o întreagă zonă sincronă, delimitată fizic prin punctele de măsurare pe liniile de interconexiune cu alte zone de monitorizare şi operată de unul sau mai mulţi OST care îndeplinesc obligaţiile aplicabile unei zone de monitorizare;

calificare prealabilă – procesul de verificare a conformităţii unei unităţi de furnizare a rezervelor sau a unui grup de furnizare a rezervelor cu cerinţele stabilite de OST;

perioadă de variaţie a sarcinii – o perioadă de timp definită de un punct de pornire fix şi de o durată pe parcursul căreia intrarea şi/sau ieşirea puterii active creşte sau scade;

OST cu autoritate de decizie referitoare la rezerve – OST care este responsabil să dea dispoziţii unităţii de furnizare a rezervelor sau grupului de furnizare a rezervelor pentru activarea RRF şi/sau RI;

OSD cu rezerve racordate – OSD responsabil de reţeaua de distribuţie la care este racordată o unitate de furnizare a rezervelor sau un grup de furnizare a rezervelor care furnizează rezerve unui OST;

OST cu rezerve racordate – OST responsabil de zona de monitorizare la care este racordată o unitate de furnizare a rezervelor sau un grup de furnizare a rezervelor;

OST receptor al rezervei – un OST implicat într-un schimb cu un OST cu rezerve racordate şi/sau cu o unitate de furnizare a rezervelor sau cu un grup furnizor de rezerve racordat la o altă zonă de monitorizare sau RFP;

cerinţe de disponibilitate a RI – o serie de cerinţe definite de OST dintr-un bloc RFP în ceea ce priveşte disponibilitatea RI;

reguli de dimensionare a RI – specificaţiile procesului de dimensionare a RI dintr-un bloc RFP;

domeniu de frecvenţă standard – un interval definit simetric în jurul frecvenţei nominale, în care se consideră că se operează frecvenţa sistemului dintr-o zonă sincronă;

abatere standard a frecvenţei – valoarea absolută a abaterii de frecvenţă care limitează domeniul de frecvenţă standard;

abaterea de frecvenţă în regim staţionar – valoarea absolută a abaterii de frecvenţă după apariţia unui dezechilibru, după ce frecvenţa sistemului a fost stabilizată;

responsabil de monitorizarea zonei sincrone – un OST responsabil de colectarea datelor privind criteriile de evaluare a calităţii frecvenţei şi de aplicarea acestor criterii la zona sincronă;

servicii de echilibrare – energia de echilibrare sau capacitatea pentru echilibrare sau ambele;

capacitate pentru echilibrare – un volum de capacitate în rezervă pe care un furnizor de servicii de echilibrare a convenit să îl păstreze şi în privinţa căruia furnizorul de servicii de echilibrare a convenit să prezinte OST, pe durata contractului, oferte pentru o cantitate corespunzătoare de energie de echilibrare;

furnizor de servicii de echilibrare – un participant la piaţă cu unităţi de furnizare a rezervelor sau cu grupuri de furnizare a rezervelor, capabil să furnizeze servicii de echilibrare operatorilor de transport şi de sistem;

dezechilibru – un volum de energie calculat pentru o parte responsabilă cu echilibrarea şi care reprezintă diferenţa dintre volumul alocat atribuit respectivei părţi responsabile cu echilibrarea şi poziţia finală a respectivei părţi responsabile cu echilibrarea, inclusiv orice ajustare a dezechilibrului aplicată respectivei părţi responsabile cu echilibrarea, într-un anumit interval de decontare a dezechilibrului;

decontare a dezechilibrelor – un mecanism de decontare financiară pentru emiterea de facturi sau efectuarea de plăţi către părţile responsabile cu echilibrarea pentru dezechilibrele acestora;

interval de decontare a dezechilibrului – unitatea de timp pentru care se calculează dezechilibrul părţilor responsabile cu echilibrarea (interval de dispecerizare);

preţ de dezechilibru – preţul, fie că este pozitiv, zero sau negativ, din fiecare interval de decontare a dezechilibrului, aferent unui dezechilibru în fiecare direcţie;

ajustare a dezechilibrului – un volum de energie care reprezintă energia de echilibrare de la un furnizor de servicii de echilibrare şi care este aplicat de către OST, pentru un interval de decontare a dezechilibrului, părţilor responsabile cu echilibrarea vizate şi care este utilizat pentru calcularea dezechilibrului acestor părţi responsabile cu echilibrarea;

volum alocat – un volum de energie injectat sau extras fizic din sistem şi atribuit unei părţi responsabile cu echilibrarea, pentru calcularea dezechilibrului respectivei părţi responsabile cu echilibrarea;

poziţie – volumul de energie declarat al unei părţi responsabile cu echilibrarea, utilizat pentru calcularea dezechilibrului acesteia;

model de autodispecerizare – un model de programare şi de dispecerizare prin care programele de producere şi programele de consum, precum şi dispecerizarea instalaţiilor de producere a energiei electrice şi a locurilor de consum sunt determinate de agenţii de programare ai instalaţiilor respective;

model OST-OST – un model pentru schimbul de servicii de echilibrare, în cadrul căruia furnizorul de servicii de echilibrare furnizează servicii de echilibrare către OST-ul său conector, care apoi furnizează aceste servicii de echilibrare către OST solicitant;

OST conector – operatorul de transport şi de sistem care operează zona de programare în care furnizorii de servicii de echilibrare şi părţile responsabile cu echilibrarea trebuie să respecte clauzele şi condiţiile legate de echilibrare;

schimb de servicii de echilibrare – fie schimbul de energie de echilibrare, fie schimbul de capacitate pentru echilibrare, fie ambele;

schimb de energie de echilibrare – activarea ofertelor de energie de echilibrare pentru livrarea de energie de echilibrare către un OST dintr-o zonă de programare diferită de cea în care este racordat furnizorul de servicii de echilibrare activate;

schimb de capacitate pentru echilibrare – furnizarea de capacitate pentru echilibrare către un OST dintr-o zonă de programare diferită de cea în care este racordat furnizorul de servicii de echilibrare achiziţionate;

oră de închidere a porţii pentru energia de echilibrare – momentul în care nu mai este permisă transmiterea sau actualizarea unei oferte de energie de echilibrare pentru un produs standard dintr-o listă cu ordine de merit comune;

produs standard – un produs de echilibrare armonizat, definit de OST;

produs specific – un produs diferit de un produs standard;

oră de închidere a porţii pentru transmiterea de oferte de energie de către OST – ultimul moment în care un OST poate transmite funcţiei de optimizare a activării ofertele de energie de echilibrare primite de la un furnizor de servicii de echilibrare;

funcţie de optimizare a activării – funcţia de operare a algoritmului aplicat pentru a optimiza activarea ofertelor de energie de echilibrare;

funcţie de proces de compensare a dezechilibrelor – rolul de a opera algoritmul aplicat pentru realizarea procesului de compensare a dezechilibrelor;

funcţie de decontare OST-OST – funcţia de efectuare a decontării proceselor de cooperare între OST;

OST solicitant – OST care solicită livrarea energiei de echilibrare.

[Pct.3 completat prin Hot. ANRE nr.656 din 21.12.2021, în vigoare 07.01.2022]

 

Secţiunea 2

Aplicarea la unităţile generatoare existente, în cazul locurilor de consum existente racordate la reţeaua

 electrică de transport, al instalaţiilor de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de

transport, al reţelelor electrice de distribuţie existente şi al unităţilor consumatoare

existente utilizate pentru a furniza servicii de consum comandabil, la

sistemele HVDC existente şi la modulele MGCCC existente

4. În sensul prezentului Cod, o unitate generatoare, un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, o instalaţie de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport, o reţea electrică de distribuţie sau o unitate consumatoare care este sau poate fi utilizată de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza servicii de consum comandabil unui operator de sistem relevant sau unui OST, un sistem HVDC sau un modul MGCCC este considerat existent atunci când:

1) este deja racordat la reţeaua electrică la data intrării în vigoare a prezentului Cod;

2) gestionarul instalaţiei de producere, gestionarul locului de consum, OSD sau operatorul sistemului de distribuţie închis, gestionarul sistemului HVDC sau al modulului MGCCC a încheiat un contract definitiv şi obligatoriu pentru achiziţionarea echipamentelor principale de generare, respectiv pentru achiziţionarea echipamentului principal al locului de consum sau a unităţii consumatoare, sau pentru achiziţionarea echipamentelor principale ale centralei sau HVDC, în termen de cel mult doi ani de la intrarea în vigoare a prezentului Cod. Gestionarul instalaţiei de producere, gestionarul locului de consum, OSD sau operatorul sistemului de distribuţie închis, gestionarul sistemului HVDC sau al modulului MGCCC transmite operatorului de sistem relevant şi OST, în termen de 30 de luni de la intrarea în vigoare a prezentului Cod, o notificare privind încheierea contractului. Notificarea prezentată de gestionarul instalaţiei de producere, gestionarul locului de consum, OSD sau operatorul sistemului de distribuţie închis, gestionarul sistemului HVDC sau al modulului MGCCC operatorului de sistem relevant şi OST, trebuie să conţină cel puţin obiectul contractului, data semnării şi data intrării în vigoare, precum şi specificaţiile echipamentelor principale care urmează a fi construite, asamblate sau achiziţionate.

La solicitarea OST sau din proprie iniţiativă, Agenţia este în drept să decidă dacă unitatea generatoare, locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport, instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport, sistemul de distribuţie închis sau unitatea consumatoare, sistemul HVDC sau modulul MGCCC trebuie considerat a fi nou sau existent.

5. Cu excepţia pct.388, 402, 403, 404, 405, 406, 407, 423, 424, 425 şi 453 (în ceea ce priveşte sistemele HVDC şi gestionarii modulelor MGCCC), unităţile generatoare existente, locurile de consum existente racordate la reţelele de transport, instalaţiile de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de transport, reţelele electrice de distribuţie existente, unităţile consumatoare care sunt sau pot fi utilizate de un loc de consum sau de sistemul de distribuţie închis pentru a furniza un serviciu de răspuns către un operator de sistem relevant sau către un OST, sistemele HVDC existente şi modulele MGCCC existente nu fac obiectul cerinţelor prezentului Cod, cu excepţia cazului în care:

1) o unitate generatoare de tip C sau D, un loc de consum existent racordat la reţeaua electrică de transport, o instalaţie de distribuţie existentă racordată la reţeaua electrică de transport, o reţea electrică de distribuţie existentă sau o unitate consumatoare existentă din cadrul unui loc de consum la un nivel de tensiune de peste 1000 V sau un sistem de distribuţie închis racordat la un nivel de tensiune de peste 1000 V, sistemul HVDC sau modulul MGCCC a fost modificată într-o asemenea măsură, încât contractul de racordare trebuie să fie revizuit substanţial în conformitate cu următoarea procedură:

a) gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice care intenţionează să efectueze modernizarea unei centrale sau înlocuirea echipamentelor, având ca rezultat modificarea capacităţilor tehnice ale unităţii generatoare, gestionarii locurilor de consum, OSD sau operatorii sistemelor de distribuţie închise care intenţionează să efectueze modernizarea unei instalaţii sau înlocuirea echipamentelor, având ca rezultat modificarea capacităţilor tehnice ale locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, ale instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, ale reţelei electrice de distribuţie sau ale unităţii consumatoare, proprietarii sistemului HVDC sau ai modulului MGCCC, care intenţionează să efectueze modernizarea unei centrale sau înlocuirea echipamentelor, având ca rezultat modificarea capacităţilor tehnice ale sistemului HVDC sau ale modulului MGCCC, trebuie să notifice în prealabil operatorul de sistem relevant privind planurile de dezvoltare;

b) dacă operatorul de sistem relevant consideră că modernizarea sau înlocuirea echipamentelor este de natură să necesite un nou contract de racordare, acesta notifică Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică (în continuare – Agenţia);

c) Agenţia decide dacă trebuie revizuit contractul de racordare existent sau dacă este necesară întocmirea unui nou contract de racordare, precum şi care sunt cerinţele aplicabile din prezentul Cod;

2) Agenţia decide să supună o unitate generatoare, un loc de consum existent racordat la reţeaua electrică de transport, o instalaţie de distribuţie existentă racordată la reţeaua electrică de transport, o reţea electrică de distribuţie existentă sau o unitate consumatoare existentă, un sistem HVDC existent sau un modul MGCCC existent cerinţelor din prezentul Cod, ca urmare a unei propuneri din partea OST, în conformitate cu pct.6-8. Decizia Agenţiei este bazată pe criterii nediscriminatorii.

6. În urma unei consultări publice desfăşurate în conformitate cu Secţiunea 5 din prezentul Titlu şi pentru a lua în considerare schimbările importante şi concrete ale circumstanţelor, cum ar fi evoluţia cerinţelor sistemului, inclusiv penetrarea surselor de energie regenerabile, dezvoltarea reţelelor electrice inteligente, producerea distribuită sau serviciile de sistem oferite de locurile de consum, OST poate propune Agenţiei să extindă aplicarea prezentului Cod la unităţile generatoare existente, locurile de consum existente racordate la reţeaua electrică de transport, la instalaţiile de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de transport, la reţelele electrice de distribuţie existente sau la unităţile consumatoare existente utilizate de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza servicii de consum comandabil unui operator de sistem relevant sau OST, sau la sistemele HVDC şi modulele MGCCC existente.

În acest scop, se efectuează o analiză cantitativă solidă şi transparentă a raportului cost-beneficiu, în conformitate cu Titlul V din prezentul Cod.

Analiza trebuie să includă cel puţin:

1) costurile, în ceea ce priveşte unităţile generatoare existente, locurile de consum existente racordate la reţeaua electrică de transport, la instalaţiile de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de transport, la reţelele electrice de distribuţie existente sau la unităţile consumatoare existente, sau la sistemele HVDC şi modulele MGCCC existente, pe care le presupune punerea în conformitate cu prezentul Cod;

2) beneficiile socio-economice care rezultă din aplicarea cerinţelor prevăzute în prezentul Cod;

3) posibilitatea unor măsuri alternative prin care să se atingă performanţele necesare.

7. Înainte de a efectua analiza cantitativă cost-beneficiu menţionată la pct.6, OST:

1) efectuează o comparaţie calitativă preliminară a costurilor şi beneficiilor;

2) obţine aprobarea Agenţiei în acest sens.

8. În termen de şase luni de la primirea raportului şi a recomandării OST în conformitate cu pct.578, Agenţia decide cu privire la extinderea aplicabilităţii prezentului Cod asupra unităţilor generatoare existente, locurilor de consum existente racordate la reţeaua electrică de transport, la instalaţiile de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de transport, la reţelele electrice de distribuţie existente sau la unităţile consumatoare existente, sau la sistemele HVDC şi modulele MGCCC existente. Agenţia publică decizia pe pagina web oficială.

9. La etapa de elaborare a recomandărilor şi raportului OST trebuie să ţină seama de aşteptările legitime ale gestionarilor instalaţiilor de producere a energiei electrice, ale gestionarilor locurilor de consum, ale OSD ale operatorilor sistemelor de distribuţie închise, ale proprietarilor sistemelor HVDC şi ai modulelor MGCCC, ca parte a evaluării aplicării prezentului Cod la unităţile generatoare existente, locurile de consum existente racordate la reţeaua electrică de transport, instalaţiile de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de transport, reţelele electrice de distribuţie existente sau unităţile consumatoare existente, sau la sistemele HVDC şi la modulele MGCCC existente.

10. OST poate evalua la fiecare trei ani, în conformitate cu criteriile şi procedurile prevăzute la pct.6-8, aplicarea unora sau a tuturor dispoziţiilor din prezentul Cod la unităţile generatoare existente, locurile de consum existente racordate la reţeaua electrică de transport, la instalaţiile de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de transport, la reţelele electrice de distribuţie existente sau la unităţile consumatoare existente, sau la sistemele HVDC şi modulele MGCCC existente.

 

Secţiunea 3

Aspecte de reglementare

11. La aplicarea prezentul Cod, Agenţia şi operatorii de sistem au următoarele obligaţii:

1) să aplice principiile proporţionalităţii şi nediscriminării;

2) să asigure transparenţa decizională;

3) să aplice principiul cheltuielilor minime şi eficienţei maxime;

4) să respecte responsabilitatea atribuită OST, în scopul asigurării securităţii sistemului electroenergetic;

5) să se consulte cu operatorii sistemelor de distribuţie relevanţi şi să ţină cont de impactul potenţial asupra reţelelor electrice de distribuţie;

6) să ţină cont de standardele şi specificaţiile tehnice convenite la nivel naţional şi european.

12. Cerinţele cu aplicabilitate generală care urmează a fi stabilite de operatorii de sistem relevanţi sau de OST în temeiul prezentului Cod trebuie aprobate de către Agenţie şi publicate pe pagina web oficială.

13. În termen de doi ani de la data intrării în vigoare a prezentului Cod, operatorul de sistem relevant şi OST prezintă o propunere pentru cerinţele cu aplicabilitate generală sau metodologia utilizată la calculul şi elaborarea acestora spre aprobarea Agenţiei.

14. Atunci când prezentul Cod prevede că operatorul de sistem relevant, OST, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice, gestionarul locului de consum, gestionarul locului de generare, gestionarul sistemului HVDC, gestionarul modulului MGCCC, OSD sau operatorul sistemului de distribuţie închis trebuie să ajungă la un acord, toate părţile menţionate încearcă să facă acest lucru în termen de şase luni de la data la care o parte prezintă propunerea iniţială celorlalte părţi. În cazul în care nu se ajunge la un acord în acest termen, fiecare parte poate solicita Agenţiei să ia o decizie în termen de şase luni.

15. Agenţia ia decizii privind propunerile pentru cerinţe sau metodologii în termen de şase luni de la primirea lor.

16. În cazul în care operatorul de sistem relevant sau OST consideră că este necesară modificarea cerinţelor sau metodologiilor prevăzute şi aprobate în temeiul pct.12, cerinţele prevăzute la pct.11-14 se aplică şi modificărilor propuse. Operatorii de sistem relevanţi şi OST care propun modificarea iau în considerare aşteptările legitime, dacă acestea există, ale gestionarilor instalaţiilor de producere a energiei electrice, ale gestionarilor locurilor de consum, ale OSD şi ale operatorilor sistemelor de distribuţie închise, ale proprietarilor sistemelor HVDC şi ai modulelor MGCCC, ale producătorilor de echipamente şi ale altor părţi interesate pe baza cerinţelor sau metodologiilor specificate sau convenite iniţial.

17. Operatorii de sistem sau OST vor examina petiţiile depuse de orice parte cu privire la obligaţiile care rezultă din aplicarea prezentului Cod, în termen de cel mult 30 de zile lucrătoare de la înregistrarea petiţiei. Termenul de examinare a petiţiei poate fi prelungit cu cel mult 30 de zile lucrătoare, fapt despre care este informat petiţionarul.

Agenţia va examina neînţelegerile dintre întreprinderile electroenergetice în legătură cu prezentul Cod în cel mult două luni de la data primirii reclamaţiei respective. Decizia emisă de Agenţie pe marginea reclamaţiilor produce efecte obligatorii până la o eventuală hotărâre judecătorească contrarie, emisă ca urmare a exercitării unei căi de atac.

 

Secţiunea 4

Recuperarea costurilor

18. Costurile care sunt suportate de operatorii de sistem pentru care sunt reglementate tarifele pentru prestarea serviciilor de transport/distribuţie a energiei electrice şi care decurg din obligaţiile prevăzute în prezentul Cod se evaluează de către Agenţie. Costurile evaluate ca fiind necesare şi justificate se recuperează prin tariful de prestare a serviciului de transport sau de distribuţie sau prin alte modalităţi.

19. La cererea Agenţiei, operatorii de sistem menţionaţi la pct.18 prezintă, în termen de trei luni de la data depunerii cererii, informaţiile necesare pentru a facilita evaluarea costurilor suportate.

 

Secţiunea 5

Consultările publice

20. Operatorii de sistem relevanţi şi OST se consultă cu părţile interesate, inclusiv cu organul central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii, în următoarele cazuri:

1) în privinţa propunerilor de a extinde aplicarea prezentului Cod la instalaţiile de producere a energiei electrice existente, la locurile de consum existente racordate la reţeaua electrică de transport, la instalaţiile de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de transport, la reţelele electrice de distribuţie existente şi la unităţile consumatoare existente, sau la sistemele HVDC existente şi la modulele MGCCC existente, în conformitate cu pct.6;

2) pentru propunerile privind nivelele limită de capacitate, în conformitate cu pct.31;

3) a raportului elaborat în conformitate cu pct.577 şi a analizei cost-beneficiu elaborată în conformitate cu Capitolul II, Titlul V;

4) cerinţele pentru unităţile consumatoare, specificate în conformitate cu pct.267, subpunctele 3), 5), 6), 11) şi 12) şi cu pct.270 subpunctele 3)-5).

21. Operatorii de sistem relevanţi şi OST ţin seama în mod corespunzător de opiniile părţilor interesate care rezultă în urma consultărilor, înainte de prezentarea proiectului, raportului, a analizei cost-beneficiu, sau a cerinţele pentru unităţile consumatoare spre aprobarea Agenţiei. În orice situaţie, trebuie să se elaboreze o justificare solidă a includerii sau a neincluderii opiniilor părţilor interesate, care să fie publicată în timp util, înainte de, sau simultan cu publicarea proiectului, raportului, a analizei cost-beneficiu, sau a cerinţelor pentru unităţile consumatoare.

 

Secţiunea 6

Obligaţii în materie de confidenţialitate

22. Orice informaţii confidenţiale primite, schimbate sau transmise în temeiul prezentului Cod fac obiectul condiţiilor de respectare a secretului profesional prevăzute în pct.23-25.

23. Obligaţia secretului profesional se aplică oricăror persoane care intră sub incidenţa prezentului Cod.

24. Informaţiile confidenţiale primite de persoanele menţionate la pct.23 în timpul exercitării atribuţiilor lor nu pot fi divulgate nici unei alte persoane sau autorităţi, cu excepţia cazurilor în care divulgarea informaţiilor confidenţiale este stabilită prin lege sau dispoziţii ale prezentului Cod.

25. Persoanele care primesc informaţii confidenţiale în temeiul prezentului Cod, le pot utiliza numai în scopul exercitării funcţiilor lor în temeiul prezentului Cod.

 

TITLUL II

CERINŢELE PENTRU RACORDAREA LA REŢEAUA ELECTRICĂ

A INSTALAŢIILOR DE GENERARE

 

Capitolul I

PREVEDERI GENERALE

 

Secţiunea 1

Cerinţe generale

26. Titlul II al prezentului Cod stabileşte cerinţele pentru racordarea la reţeaua electrică a instalaţiilor de producere a energiei electrice, respectiv a grupurilor generatoare sincrone, a modulelor generatoare ce alcătuiesc o centrală, în sistemul interconectat, precum şi obligaţii pentru asigurarea faptului că operatorii de sistem utilizează adecvat capacităţile instalaţiilor de producere a energiei electrice, într-un mod transparent şi nediscriminatoriu.

27. Cerinţele de racordare stabilite în prezentul Cod se aplică unităţilor generatoare noi care sunt considerate ca fiind semnificative în conformitate cu Secţiunea 2, Capitolul I, Titlul II, cu excepţia cazului în care se prevede altfel.

Operatorul de sistem relevant refuză să permită racordarea unităţilor generatoare care nu respectă cerinţele prevăzute în acest Titlu şi care nu sunt acoperite de o derogare acordată de către Agenţie în temeiul pct.582. Operatorul de sistem relevant comunică refuzul privind racordarea la reţea gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice şi Agenţiei printr-o adresare temeinic motivată.

28. Prezentul Cod nu se aplică:

1) unităţilor generatoare de înlocuire, care, în condiţiile de funcţionare normală a sistemului electroenergetic, sunt acţionate să funcţioneze în paralel cu sistemul mai puţin de cinci minute într-o lună calendaristică. Funcţionarea în paralel cu sistemul electroenergetic în timpul probelor de întreţinere sau punere în funcţiune a respectivei unităţi generatoare nu se contorizează pentru limita de cinci minute într-o lună;

2) unităţilor generatoare care nu au un punct de racordare permanent şi sunt utilizate temporar de operatorii de sistem, atunci când capacitatea normală a sistemului electroenergetic este parţial sau complet indisponibilă;

3) dispozitivelor de stocare, cu excepţia unităţilor generatoare cu acumulare prin pompare.

 

Secţiunea 2

Stabilirea importanţei

29. Unităţile generatoare trebuie să corespundă cerinţelor în funcţie de nivelul de tensiune din punctul lor de racordare şi a capacităţii lor maxime, conform categoriilor stabilite în pct.30.

30. Unităţile generatoare din următoarele categorii sunt considerate ca fiind semnificative:

1) punct de racordare sub 110 kV şi capacitate maximă de 0,5 kW sau mai mare – tip A;

2) punct de racordare sub 110 kV şi capacitate maximă egală sau mai mare decât un nivel de capacitate propus de OST în conformitate cu procedura prevăzută în pct.31 – tip B. Acest nivel de capacitate nu poate depăşi limitele pentru unităţile generatoare de tip B prevăzute în tabelul 1;

3) punct de racordare sub 110 kV şi capacitate maximă egală sau mai mare decât un nivel limită de capacitate prevăzut de OST în conformitate cu pct.31 – tip C. Acest nivel limită de capacitate nu poate depăşi limitele pentru unităţile generatoare de tip C prevăzute în tabelul 1;

4) punct de racordare la 110 kV sau mai mult tip D. O unitate generatoare se încadrează la tipul D şi în cazul în care are punctul de racordare sub 110 kV şi o capacitate maximă mai mare sau egală cu un nivel limită de capacitate prevăzut în conformitate cu pct.31. Acest nivel limită de capacitate nu poate depăşi limitele pentru unităţile generatoare de tip D prevăzute în tabelul 1.

 

[Tabelul 1 în redacţia Hot. ANRE nr.656 din 21.12.2021, în vigoare 07.01.2022]

 

31. Propunerile pentru nivelele limită de capacitate aplicabile unităţilor generatoare de tip B, C şi D sunt supuse aprobării de către Agenţie. La formularea propunerilor, OST coordonează valorile cu OST şi OSD adiacenţi şi organizează o consultare publică în conformitate cu Secţiunea 5 din Titlul I. OST poate formula o propunere de modificare a limitelor doar după trei ani de la propunerea anterioară.

32. Gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice şi operatorii de sistem contribuie la acest proces şi prezintă datele solicitate de către OST.

33. În cazul în care, ca urmare a modificării limitelor, o unitate generatoare se încadrează într-un tip diferit, procedura prevăzută în pct.6 privind unităţile generatoare existente se aplică înainte de a solicita conformitatea cu cerinţele pentru noul tip.

 

Secţiunea 3

Aplicarea pentru unităţile generatoare, unităţile generatoare cu acumulare

prin pompare, centralele termoelectrice şi platformele industriale

34. Unităţile generatoare cu acumulare prin pompare trebuie să corespundă tuturor cerinţelor relevante, atât pentru regimul de funcţionare de generare, cât şi pentru cel de pompare. Funcţionarea în regim de compensator sincron a unităţilor generatoare cu acumulare prin pompare nu trebuie să fie limitată în timp de proiectele tehnice ale unităţilor generatoare. Unităţile generatoare cu acumulare prin pompare cu variator de viteză trebuie să îndeplinească atât cerinţele aplicabile grupurilor generatoare sincrone, cât şi pe cele prevăzute la pct.69, subpunct 2) dacă se încadrează în tipul B, C sau D.

35. În ceea ce priveşte unităţile generatoare racordate la reţelele platformelor industriale, gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice, operatorii platformelor industriale şi OST a cărui reţea electrică este conectată la reţeaua unei platforme industriale au dreptul de a conveni asupra condiţiilor de deconectare a acestor unităţi generatoare, precum şi a unităţilor de consum critice, care să asigure procesele de producere în reţeaua operatorului de sistem relevant. Exercitarea acestui drept trebuie să fie convenită cu OST.

36. Cu excepţia cerinţelor din pct.39 şi 41, cerinţele din prezentul Titlu referitoare la capacitatea de a menţine constantă producţia de putere activă sau de a o modifica nu se aplică unităţilor generatoare, unităţilor de cogenerare integrate în reţelele platformelor industriale, în cazul în care sunt îndeplinite toate criteriile următoare:

1) scopul principal al respectivelor instalaţii este de a produce căldură pentru procesele de producţie ale platformei industriale respective;

2) producerea de energie termică este inseparabil legată de producerea de energie electrică, şi anume orice schimbare a producţiei de energie termică determină involuntar modificarea producţiei de putere activă şi viceversa;

3) unităţile generatoare sunt de tipul A, B sau C.

37. Unităţile de cogenerare se evaluează pe baza capacităţii maxime de producere a energiei electrice.

 

Capitolul II

CERINŢE FAŢĂ DE INSTALAŢIILE DE PRODUCERE

 

Secţiunea 1

Cerinţe generale

 

Subsecţiunea 1

Cerinţe generale pentru unităţile generatoare de tip A

38. Unităţile generatoare de tip A trebuie să satisfacă următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă:

1) În ceea ce priveşte domeniile de frecvenţă:

a) unitatea generatoare trebuie să rămână conectată la reţeaua electrică şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp specificate în tabelul 2;

b) operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice pot conveni asupra unor domenii de frecvenţe mai extinse, asupra unor perioade minime de funcţionare mai mari sau asupra unor cerinţe specifice pentru abaterile combinate de frecvenţă şi tensiune pentru a garanta o utilizare optimă a capacităţilor tehnice ale unităţii generatoare, în cazul în care acest lucru este necesar pentru a menţine sau a restabili siguranţa în funcţionare a sistemului;

c) gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice nu va împiedica în mod nerezonabil aplicarea unui domeniu de frecvenţe mai extins sau a unor perioade minime de funcţionare mai mari, ţinând cont de fezabilitatea economică şi tehnică a acestora.

2) În ceea ce priveşte capacitatea de a suporta viteze de variaţie a frecvenţei, o unitate generatoare trebuie să rămână conectată la reţeaua electrică şi să funcţioneze la o viteză de variaţie a frecvenţei având o valoare maximă prevăzută de către OST, cu excepţia cazului în care declanşarea s-a datorat acţionării protecţiei la viteza de variaţie a frecvenţei determinată de dispariţia tensiunii reţelei. Operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, stabileşte reglajul protecţiei la viteza de variaţie a frecvenţei determinată de dispariţia tensiunii reţelei.

 

 

39. În ceea ce priveşte răspunsul limitat la abaterile de frecvenţă – creşteri de frecvenţă (RFA-CR), se aplică următoarele dispoziţii determinate de OST pentru aria sa de control în coordonare cu OST din zona sa sincronă pentru a asigura un impact minim asupra zonelor vecine:

1) unitatea generatoare trebuie să poată activa cantitatea de putere activă corespunzătoare variaţiei de frecventă în conformitate cu figura 1, la un prag al frecvenţei şi la statismul setat la valoarea stabilită de OST;

2) în locul capacităţii menţionate la subpunctul 1), OST poate alege să permită, în propria zonă de reglaj, deconectarea şi reconectarea automată a unităţilor generatoare de tipul A la alte valori de frecvenţă, în mod ideal distribuite uniform, deasupra unui prag de frecvenţă stabilit de OST, la care poate demonstra Agenţiei şi gestionarilor de instalaţii de producere, că acest lucru are un impact transfrontalier limitat şi menţine acelaşi nivel de siguranţă în operare în toate statele care fac parte din sistem;

3) pragul de frecvenţă este cuprins între 50,2 Hz şi 50,5 Hz, inclusiv;

4) valoarea statismului setat se situează între 2% şi 12%;

5) unitatea generatoare trebuie să fie capabilă să activeze puterea activă corespunzătoare variaţiei de frecvenţă cu o întârziere iniţială cât mai mică. În cazul în care această întârziere este mai mare de două secunde, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice justifică această întârziere, prezentând dovezi de ordin tehnic către OST;

6) OST poate solicita ca la atingerea nivelului minim de reglaj, unitatea generatoare să fie capabilă:

a) să funcţioneze în continuare la acest nivel;

b) să reducă în continuare producţia de putere activă;

7) unitatea generatoare trebuie să fie stabilă în timpul funcţionării RFA-CR. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA-CR va prevala asupra oricăror alte referinţe ale puterii active.

 

 

Figura 1. Capacitatea de răspuns în putere activă la abaterile

de frecvenţă pentru unităţile generatoare în modul RFA-CR

 

unde:

 P_ref – este referinţa de putere activă la care se referă ΔΡ şi poate fi stabilită diferit pentru grupurile generatoare sincrone şi pentru elementele generatoare din centrală;

ΔΡ – variaţia puterii active produse de unitatea generatoare;

f_n – frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea;

Δf – abaterea frecvenţei în reţea;

S₂ – reprezintă statismul conform căruia unitatea generatoare trebuie să scadă puterea activă în cazul creşterilor de frecvenţă, unde Δf este mai mare ca Δf1.

40. Unitatea generatoare trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, cu excepţia cazului în care generarea urmează modificările stabilite în contextul pct.39 şi 41, precum şi pct.51, sbp.3) şi 4), după caz.

41. OST stabileşte reducerea de putere activă admisibilă de la puterea maximă produsă, pentru care frecvenţa din zona sa de control ca rată de reducere se încadrează în limite, după cum se ilustrează prin liniile îngroşate din figura 2:

1) sub 49 Hz, scăzând cu o rată de reducere a puterii active de 2% din capacitatea maximă la 50 Hz la o scădere de frecvenţă de 1 Hz;

2) sub 49,5 Hz, scăzând cu o rată de reducere a puterii active de 10% din capacitatea maximă la 50 Hz la o scădere de frecvenţă de 1 Hz.

42. Reducerea de putere activă admisibilă faţă de puterea maximă generată trebuie:

1) să stabilească în mod clar condiţiile de mediu aplicabile;

2) să ia în considerare capacitatea tehnică a unităţilor generatoare.

 

 

Figura 2. Capacitatea maximă de reducere a puterii active în cazul scăderii frecvenţei

Diagrama reprezintă limitele în care capabilitatea poate fi stabilită de către OST.

 

43. Unitatea generatoare trebuie prevăzută cu o interfaţă logică (port de intrare) în scopul de a întrerupe evacuarea puterii active într-un timp de maximum cinci secunde de la primirea dispoziţiei recepţionate la nivelul portului. OST are dreptul să stabilească cerinţele pentru echipamente pentru ca această dispoziţie să fie comandată de la distanţă.

44. OST stabileşte condiţiile în care o unitate generatoare este capabilă să se conecteze automat la reţeaua electrică. Aceste condiţii includ:

1) domeniile de frecvenţă în care este admisă conectarea automată şi timpul de întârziere asociat;

2) panta maximă admisă de creştere a puterii active.

Conectarea se poate face automat, cu excepţia cazului în care se stabileşte altfel de către operatorul de sistem relevant în coordonare cu OST.

 

Subsecţiunea 2

Cerinţe generale pentru unităţile generatoare de tip B

45. Unităţile generatoare de tip B trebuie să corespundă cerinţelor prevăzute la Subsecţiunea 1 din prezenta Secţiune, cu excepţia pct.39, sbp.2).

46. Unităţile generatoare de B trebuie să satisfacă următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă:

1) pentru a regla puterea activă produsă, unitatea generatoare este echipată cu o interfaţă (port de intrare) care să permită reducerea puterii active ca urmare a unei dispoziţii de la nivelul portului de intrare;

2) operatorul de sistem relevant are dreptul de a stabili cerinţele pentru echipamente suplimentare care să permită reglajul de la distanţă al puterii active.

47. Unităţile generatoare de tip B trebuie să satisfacă următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare:

1) în ceea ce priveşte capacitatea de trecere peste defect a unităţilor generatoare:

a) fiecare operator de sistem relevant stabileşte o dependenţă tensiune-timp în conformitate cu figura 3, în punctul de racordare pentru condiţii de defect, care descrie condiţiile în care unitatea generatoare este capabilă să rămână conectată la reţea, continuând să funcţioneze în mod stabil după ce sistemul energetic a trecut printr-un defect remediat la nivelul reţelei de transport;

b) diagrama de evoluţie a tensiunii în timp exprimă o limită inferioară a evoluţiei tensiunii de linie a reţelei în punctul de racordare în timpul unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte, în timpul defectului şi după defect;

c) limita inferioară menţionată la pct.47, sbp.1) lit.b) este stabilită de către fiecare operator de sistem relevant cu ajutorul parametrilor specificaţi în figura 3 şi în limitele specificate în tabelele 3.1 şi 3.2;

d) fiecare operator de sistem relevant stabileşte şi face publice condiţiile ante- şi post-defect pentru capacitatea de trecere peste defect în ceea ce priveşte:

– calculul capacităţii minime de scurtcircuit ante-defect la punctul de racordare;

– punctul de funcţionare al modulului generator din centrală ca putere activă şi reactivă ante-defect în punctul de racordare şi tensiunea în punctul de racordare;

– calculul capacităţii minime de scurtcircuit post-defect la punctul de racordare;

e) la solicitarea unui gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice, operatorul de sistem relevant furnizează condiţiile ante- şi post-defect, care se iau în considerare pentru capacitatea de trecere peste defect, ca rezultat al calculelor din punctul de racordare, aşa cum se prevede la litera d) privind:

– capacitatea minimă de scurtcircuit ante-defect la fiecare punct de racordare, exprimată în MVA;

– punctul de funcţionare ante-defect al unităţii generatoare, exprimat în putere activă şi putere reactivă în punctul de racordare şi tensiune în punctul de racordare;

– capacitate minimă de scurtcircuit post-defect la fiecare punct de racordare, exprimată în MVA.

În mod alternativ, operatorul de sistem relevant poate furniza valori relevante derivate din cazuri tipice.

 

 

Figura 3. Diagrama de capabilitate privind trecerea

peste defect al unei unităţi generatoare

 

Diagrama reprezintă limita inferioară a graficului de evoluţie a tensiunii în timp în punctul de racordare, exprimată ca raport între valoarea curentă şi valoarea de referinţă exprimată în unităţi relative, înainte, în timpul şi după eliminarea unui defect. Tensiunea U_ret este tensiunea reziduală la punctul de racordare în timpul unui defect, t_clear este momentul în care defectul a fost eliminat. U_rec1, U_rec2, t_rec1, t_rec2 şi t_rec3 specifică anumite puncte ale limitelor inferioare ale tensiunii reziduale după eliminarea defectului.

 

 

 

f) unitatea generatoare trebuie să rămână conectată la reţeaua electrică şi să continue să funcţioneze stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunii de linie a reţelei electrice în punctul de racordare, pe durata unui defect simetric, având în vedere condiţiile ante- şi post-defect din pct.47, sbp.1), lit.d) şi e), depăşeşte limita inferioară prevăzută la pct.47, sbp.1), lit.b), cu excepţia cazului în care schemele de protecţie împotriva defectelor electrice interne necesită deconectarea de la reţeaua electrică a unităţii generatoare. Schemele si setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect;

g) fără a aduce atingere pct.47, sbp.1), lit.f), protecţia la tensiune minimă (fie capacitatea de trecere peste defect, fie tensiunea minimă definită la punctul de racordare se stabileşte de către gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice în conformitate cu cea mai mare capacitate a unităţii generatoare, cu excepţia cazului în care operatorul de sistem relevant solicită un domeniu mai restrâns, în conformitate cu pct.49, sbp.2). Setările sunt justificate de gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice în conformitate cu principiul descris.

2) În cazul defectelor asimetrice, capacităţile de trecere peste defect se stabilesc de către fiecare operator de sistem relevant în parte.

48. Unităţile generatoare de tip B trebuie să satisfacă următoarele cerinţe în ceea ce priveşte restaurarea sistemului:

1) operatorul de sistem relevant defineşte condiţiile în care o unitate generatoare este capabilă să se reconecteze la reţeaua electrică după o deconectare accidentală cauzată de un deranjament în reţeaua electrică;

2) instalarea sistemelor automate de reconectare este supusă unei avizări prealabile de către operatorul de sistem relevant şi condiţiilor de reconectare specificate de către OST.

49. Unităţile generatoare de tip B trebuie să respecte următoarele condiţiile generale de operare ale sistemului electroenergetic:

1) în ceea ce priveşte schemele de control şi automatizare cu setările aferente:

a) schemele de control şi automatizare şi setările dispozitivelor de control ale unităţii generatoare, care sunt necesare stabilităţii reţelei de transport şi pentru luarea unor măsuri de urgenţă, trebuie să fie coordonate şi agreate de către OST, de către operatorul de sistem relevant şi de către gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice;

b) orice modificări ale schemelor de control si automatizare şi a setărilor aferente, menţionate la lit.a), ale diverselor dispozitive de control ale unităţii generatoare trebuie să fie coordonate şi convenite între OST, operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice, în special în cazul în care acestea se aplică în situaţiile prevăzute la pct.49, sbp.1), lit.a);

2) în ceea ce priveşte schemele de protecţie electrică şi setările aferente:

a) operatorul de sistem relevant defineşte schemele de control şi automatizare şi setările necesare în vederea protejării reţelei electrice, ţinând cont de caracteristicile unităţii generatoare. Sistemele de protecţie necesare pentru unitatea generatoare şi pentru reţeaua electrică, precum şi setările relevante pentru unitatea generatoare trebuie să fie coordonate şi agreate de către operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de generare a energiei electrice. Sistemele de protecţie şi setările pentru defecţiunile electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa unei unităţi generatoare, în conformitate cu cerinţele stabilite în prezentul Cod;

b) protecţia electrică a unităţii generatoare are întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi protecţia personalului şi a publicului cât şi de atenuarea oricărei avarii survenite la unitatea generatoare;

c) sistemele de protecţie pot să acopere următoarele aspecte:

– scurtcircuite interne şi externe;

– sarcină asimetrică (secvenţă de fază negativă);

– suprasarcină statorică sau rotorică;

– supra-/subexcitaţie;

– tensiunea minimă sau maximă în punctul de racordare;

– tensiunea minimă sau maximă la bornele generatorului;

– oscilaţii interzonale;

– curentul de pornire;

– funcţionarea asincronă (mers asincron);

– protecţie împotriva torsiunilor inadmisibile ale arborelui (de exemplu, rezonanţa subsincronă);

– protecţia liniei de evacuare a unităţii generatoare;

– protecţia transformatorului de evacuare a unităţii generatoare;

– protecţia de rezervă a generatorului şi a celulei de racord;

– protecţie împotriva saturării miezului magnetic (U/f);

– protecţia la putere inversă;

– viteza de variaţie a frecvenţei;

– tensiunea de deplasare a neutrului;

d) modificările schemelor de protecţie necesare pentru unitatea generatoare şi reţea şi ale setărilor relevante pentru elementele de generare se convin între operatorul de sistem şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice şi trebuie coordonate înainte de efectuarea oricărei modificări;

3) gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice îşi organizează dispozitivele de protecţie şi control în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităţilor (de la cea mai mare la cea mai mică):

a) protecţia reţelei electrice şi a unităţii generatoare;

b) inerţia artificială, dacă este cazul;

c) reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active);

d) restricţii de putere;

e) limitarea rampelor de putere;

4) referitor la schimbul de informaţii:

a) instalaţiile de producere a energiei electrice trebuie să fie capabile să schimbe informaţii în timp real sau periodic cu marcarea timpului cu operatorul de sistem relevant sau OST, conform dispoziţiilor emise de operatorul de sistem relevant sau de OST;

b) operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST, stabileşte conţinutul schimburilor de informaţii, inclusiv o listă exactă a datelor care trebuie furnizate de către instalaţia de producere a energiei electrice.

 

Subsecţiunea 3

Cerinţe generale pentru unităţile generatoare de tip C

50. Unităţile generatoare de tip C trebuie să corespundă cerinţelor prevăzute de Subsecţiunile 1 şi 2, Secţiunea 1, Capitolul II, Titlul II, cu excepţia pct.39, sbp.2), a pct.43 şi a pct.46.

51. Unităţile generatoare de tip C trebuie să respecte următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă:

1) în ceea ce priveşte reglajul puterii active şi domeniul de reglaj, sistemul de reglaj al unităţii generatoare trebuie să permită modificarea referinţei de putere activă în conformitate cu dispoziţiile date gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice de către operatorul de sistem relevant sau OST. Operatorul de sistem relevant sau OST stabileşte timpul de atingere a referinţei de putere activă. OST defineşte o toleranţă (dată de disponibilitatea primei mişcări a motorului primar) care se aplică noii referinţe şi timpului în care aceasta va fi atinsă;

2) în cazurile în care echipamentele automate de reglaj la distanţă sunt indisponibile, se permite luarea de măsuri manuale la nivel local. Operatorul de sistem relevant sau OST notifică Agenţia cu privire la timpul de atingere a referinţei de putere activă solicitat şi la toleranţa pentru realizarea referinţei de putere activă;

3) În plus faţă de pct.39, se aplică următoarele cerinţe unităţilor generatoare de tip C cu privire la răspunsul la abaterile de frecvenţă limitat la scăderea frecvenţei (RFA-SF):

a) unitatea generatoare trebuie să poată mobiliza puterea activă ca răspuns la abaterea de frecvenţă la un prag de frecvenţă şi cu un statism stabilite de OST în coordonare cu OST din aceeaşi zonă sincronă după cum urmează:

– pragul de frecvenţă stabilit de OST trebuie să fie cuprins între 49,8 Hz şi 49,5 Hz, inclusiv;

– valorile statismului stabilite de către OST trebuie să se situeze în intervalul 2-12%.

Acest lucru este reprezentat grafic în figura 4;

b) furnizarea efectivă a puterii active ca răspuns la abaterea de frecvenţă în modul RFA-SC trebuie să ia în consideraţie următoarele elemente:

– condiţiile ambientale din momentul solicitării răspunsului;

– condiţiile de funcţionare a unităţii generatoare, în special limitările privind funcţionarea în apropierea capacităţii maxime în cazul unei frecvenţe scăzute şi impactul condiţiilor externe de funcţionare în conformitate cu pct.41 şi 42;

– disponibilitatea surselor de energie primară;

c) activarea răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă de către unitatea generatoare nu va fi întârziată în mod nejustificat. În cazul în care această întârziere este mai mare de două secunde, gestionarul instalaţiei de producţie a energiei electrice trebuie să justifice această întârziere în faţa operatorul de sistem relevant;

d) în modul RFA-SC, unitatea generatoare trebuie să aibă capacitatea de a furniza o creştere de putere până la capacitatea sa maximă;

e) trebuie asigurată funcţionarea stabilă a unităţii generatoare în timpul funcţionării în modul RFA-SC.

 

 

Figura 4. Capacitatea de răspuns frecvenţă/putere activă a

unităţilor generatoare în RFA-SC

 

unde:

 P_ref – este referinţa de putere activă la care se referă ΔΡ şi poate fi stabilită diferit pentru grupurile generatoare sincrone şi pentru elementele generatoare din centrală;

ΔΡ – variaţia puterii active produse de unitatea generatoare;

f_n – frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea;

Δf – abaterea frecvenţei în reţea;

S₂ – statismul conform căruia unitatea generatoare trebuie să crească puterea activă în cazul scăderilor de frecvenţă, unde Δf este mai mic decât Δf₁.

4) în plus faţă de pct.51, sbp.3), se aplică următoarele condiţii în mod cumulativ atunci când este activ reglajul de frecvenţă (RFA):

a) unitatea generatoare trebuie să poată furniza un răspuns frecvenţă/putere activă, în conformitate cu parametrii stabiliţi de către fiecare operator de sistem relevant în intervalele menţionate în tabelul 4. La stabilirea acelor parametri, operatorul de sistem relevant ia în considerare următoarele elemente:

– în cazul creşterii frecvenţei, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitată la nivelul minim de reglare a puterii active;

– în cazul scăderii frecvenţei, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvenţă este limitat de capacitatea maximă;

– furnizarea efectivă a răspunsului în putere activă la abaterea de frecvenţă depinde de condiţiile externe şi de funcţionare a unităţii generatoare în momentul mobilizării puterii active, în special de limitările date de funcţionarea în apropierea capacităţii maxime la scăderea frecvenţei în conformitate cu pct.41 şi 42 şi de disponibilitatea sursei de energie primară.

 

 

 

 

Figura 5. Capacitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a unităţilor generatoare în RFA

care ilustrează cazul în care zona de insensibilitate şi bandă moartă sunt zero

 

unde

P_ref  – este referinţa de putere activă care determină variaţia de putere activă ΔΡ;

ΔΡ – variaţia puterii active produse de unitatea generatoare;

f_n – frecvenţa nominală (50 Hz) în reţea;

Δf – abaterea frecvenţei în reţea.

b) banda moartă în frecvenţă în cazul abaterilor de frecvenţă şi statismul trebuie să poată fi modificate în mod repetat;

c) în cazul variaţiei în treaptă a frecvenţei, unitatea generatoare trebuie să fie capabilă să activeze integral puterea activă necesară ca răspuns la abaterea de frecvenţă, la sau peste linia îngroşată din figura 6, în conformitate cu parametrii specificaţi de către fiecare operator de sistem relevant (în scopul evitării oscilaţiilor de putere la unităţile generatoare), în domeniul prezentat în tabelul 5. Alegerea de către operatorul de sistem relevant a valorilor parametrilor specificaţi trebuie să ţină seama de posibilele limitări de ordin tehnologic;

d) activarea iniţială a puterii active ca răspuns la abaterile de frecvenţă nu va fi întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea la activarea iniţială este mai mare de două secunde, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice furnizează dovezi tehnice care să demonstreze motivele pentru care este necesară o perioadă mai lungă de timp. Pentru unităţile generatoare fără inerţie, operatorul de sistem relevant poate specifica o perioadă mai scurtă decât două secunde. În cazul în care gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice nu poate îndeplini această cerinţă, el furnizează dovezi tehnice care să demonstreze motivele pentru care este necesară o perioadă mai lungă de timp pentru activarea iniţială a răspunsului în putere activă la abaterea de frecvenţă.

 

 

Figura 6. Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă

 

unde

P_max – este capacitatea maximă la care se referă variaţia de putere activă mobilizată ΔΡ;

ΔΡ – este variaţia de putere activă a unităţii generatoare;

t₁ şi t₂ – timpii în conformitate cu care unitatea generatoare trebuie să activeze o putere activă ΔΡ până la punctul ΔΡ₁ valorile ΔΡ₁, fiind specificate de OST în conformitate cu tabelul 5. t₁ este întârzierea iniţială, iar t₂ este durata până la activarea completă.

e) unitatea generatoare trebuie să aibă capacitatea de a furniza puterea activă activată corespunzător abaterii de frecvenţă pe durata unei perioade cuprinse între 15 şi 30 de minute, după cum prevede OST. La determinarea perioadei de timp, OST ţine seama de rezerva pentru energie activă şi de sursa de energie primară a unităţii generatoare;

f) în termenele stabilite la pct.51, sbp.4, lit.e), reglajul puterii active nu trebuie să aibă niciun impact negativ asupra răspunsului la abaterile de frecvenţă ale puterii active dat de unităţile generatoare;

g) parametrii specificaţi de către OST în conformitate cu lit.a), b), c) şi e) se notifică anual Agenţiei.

 

 

5) în ceea ce priveşte restabilirea frecvenţei, unitatea generatoare trebuie să asigure funcţii în conformitate cu specificaţiile prevăzute de către OST, vizând restabilirea frecvenţei la valoarea sa nominală şi menţinerea puterilor de schimb dintre ariile de control la valorile programate;

6) în ceea ce priveşte deconectarea pe criteriul de frecvenţă minimă, instalaţiile de producere a energiei electrice capabile să acţioneze ca un consumator, inclusiv unităţile generatoare din centralele cu acumulare prin pompaj cu acumulare şi pompaj, trebuie să îşi poată deconecta consumul la scăderea frecvenţei. Cerinţa menţionată în prezentul subpunct nu se extinde la alimentarea serviciilor proprii;

7) în ceea ce priveşte monitorizarea în timp real a RFA:

a) pentru a monitoriza funcţionarea cu răspuns la abaterile de frecvenţă, interfaţa de comunicare trebuie să fie echipată, să transmită în timp real şi în mod securizat de la unitatea generatoare la centrul de dispecer al operatorului de sistem relevant sau al OST, la cererea operatorului de sistem relevant sau a OST, al cel puţin următoarelor semnale:

– semnalul de stare al RFA (cu sau fără mod de răspuns la abaterile de frecvenţă activat);

– puterea activă programată;

– valoarea reală a puterii active;

– setările parametrilor reali ale modului reglaj de frecvenţă activ;

– statism şi bandă moartă;

b) operatorul de sistem relevant şi OST precizează care sunt semnalele suplimentare, care urmează să fie furnizate de instalaţia de producere a energiei electrice pentru dispozitivele de monitorizare şi înregistrare pentru a verifica performanţa furnizării răspunsului în putere activă la abaterile de frecvenţă al unităţilor generatoare participante.

52. În ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune, unităţile generatoare de tip C trebuie să fie capabile a se deconecta automat atunci când tensiunea la punctul de racordare depăşeşte nivelurile specificate de operatorul de sistem relevant în coordonare cu OST. Condiţiile şi setările pentru deconectarea automată a unităţilor generatoare se stabilesc de către operatorul de sistem relevant în coordonare cu OST.

53. Unităţile generatoare de tip C trebuie să satisfacă următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare:

1) în cazul oscilaţiilor de putere, unităţile generatoare trebuie să îşi menţină stabilitatea de regim permanent la funcţionarea în orice punct al diagramei de capacitate P-Q;

2) fără a aduce atingere pct.41 şi 42, unităţile generatoare trebuie să poată rămâne conectate la reţea şi să funcţioneze fără reducere de putere, atâta timp cât tensiunea şi frecvenţa se încadrează în limitele specificate în conformitate cu prezentul Cod;

3) unităţile generatoare trebuie să fie capabile să rămână conectate la reţea în cursul reanclanşărilor automate monofazate sau trifazate a liniilor dintr-o reţea electrică buclată, dacă este cazul, în reţeaua la care sunt conectate. Detaliile acestei capacităţi fac obiectul coordonării şi acordurilor privind sistemele de protecţie şi setările menţionate la pct.49, sbp.2).

54. Unităţile generatoare de tip C trebuie să respecte următoarele cerinţe în ceea ce priveşte restaurarea sistemului:

1) în ceea ce priveşte capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem:

a) capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem nu este obligatorie, cu excepţia cazului când astfel de cerinţe sunt introduse pentru a se asigura siguranţa în funcţionare a sistemului;

b) gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice, la cererea OST, fac o ofertă pentru furnizarea capacităţii de pornire fără sursă de tensiune din sistem. OST poate face o astfel de solicitare, în cazul în care consideră că siguranţa în funcţionare a sistemului este în pericol din cauza lipsei de capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem în aria de control, în care se află unitatea generatoare;

c) o unitate generatoare cu capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să fie capabilă să pornească din starea oprit fără nicio alimentare cu energie electrică externă într-un interval de timp stabilit de către operatorul de sistem relevant în coordonare cu OST;

d) o unitate generatoare cu capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să se poată sincroniza în domeniul de frecvenţă prevăzut în pct.38, sbp.1) şi, după caz, în limitele de tensiune specificate de operatorul de sistem relevant sau prevăzute în pct.57;

e) o unitate generatoare cu capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să poată regla automat tensiunea, inclusiv variaţiile de tensiune provocate de racordarea instalaţiilor consumatorilor;

f) o unitate generatoare cu capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie:

– să fie capabilă să regleze puterea produsă în cazul conectărilor de instalaţii ale consumatorilor;

– să fie capabilă să funcţioneze în RSFL-O şi RSFL-SUB, după cum se prevede la pct.51, sbp.3) şi în pct.39;

– să regleze frecvenţa în cazul creşterii sau scăderii frecvenţei în întregul domeniu de putere activă livrate, între nivelul puterii minime reglate şi nivelul maxim al capacităţii, precum şi în funcţionarea pe servicii proprii;

– să poată să funcţioneze în paralel cu câteva unităţi generatoare ce debitează în insulă;

– să regleze automat tensiunea în timpul fazei de restaurare a sistemului.

2) în ceea ce priveşte capabilitatea de a funcţiona în regim de funcţionare insularizat:

a) unităţile generatoare trebuie să fie capabile să funcţioneze în regim de funcţionare insularizat sau să participe la operarea insulei dacă acest lucru este solicitat de operatorul de sistem relevant în coordonare cu OST;

– domeniul de frecvenţă la funcţionarea în regim insularizat este cel stabilit în conformitate cu pct.38, sbp.1);

– domeniul de tensiune la funcţionarea în regim insularizat este cel stabilit în conformitate cu pct.52 sau cu pct.57, după caz;

b) unităţile generatoare trebuie să fie capabile să funcţioneze cu reglaj de frecvenţă activ RFA în timpul funcţionării în regim insularizat, astfel cum prevede pct.51, sbp.4). În cazul unui excedent de putere, unităţile generatoare trebuie să fie capabile să reducă puterea activă livrată din punctul de funcţionare anterior în orice nou punct de funcţionare al diagramei de capabilitate P-Q. În această privinţă, unitatea generatoare trebuie să fie capabilă să reducă puterea activă până la limita posibilă din punct de vedere tehnic, dar până la cel puţin 55% din capacitatea sa maximă;

c) metoda de detectare a trecerii de la funcţionarea în sistem interconectat la funcţionarea în regim insularizat se stabileşte de comun acord între gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice şi operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST. Metoda de detectare convenită nu trebuie să se bazeze exclusiv pe semnalele de poziţie a aparatajului de comutaţie ale operatorului de sistem;

d) unităţile generatoare trebuie să poată funcţiona în RSFL-O şi RSFL-SUB pe timpul funcţionării în insulă, după cum se prevede în pct.51, sbp.3) şi în pct.39.

3) în ceea ce priveşte capacitatea de resincronizare rapidă:

a) în cazul deconectării de la reţea, unitatea generatoare trebuie să se poată resincroniza rapid, în conformitate cu planul de protecţii convenit între operatorul de sistem relevant în coordonare cu OST şi cu instalaţia de producere a energiei electrice;

b) o unitate generatoare cu un timp minim de resincronizare mai mare de 15 minute după deconectarea de la orice sursă de alimentare externă trebuie să fie proiectată în aşa fel încât să treacă în izolare pe servicii proprii din orice punct de funcţionare a diagramei sale de capabilitate P-Q. În acest caz, identificarea regimului de izolare pe servicii proprii nu trebuie să se bazeze exclusiv pe semnalele de poziţie a aparatajului de comutaţie al operatorului de sistem din punctul de racordare;

c) unităţile generatoare trebuie să fie capabile să funcţioneze continuu după izolarea pe servicii proprii, indiferent de orice conectare a serviciilor interne la reţeaua externă. Durata minimă de funcţionare trebuie să fie specificată de operatorul de sistem relevant în coordonare cu OST, luând în considerare caracteristicile tehnologiei sursei primare.

55. Unităţile generatoare de tip C trebuie să respecte următoarele condiţii generale de operare ale sistemului:

1) în ceea ce priveşte pierderea stabilităţii unghiulare sau pierderea controlului asupra unităţii generatoare, aceasta trebuie să se poată deconecta de la reţea în mod automat pentru a contribui la menţinerea siguranţei sistemului sau pentru a preveni avariile la unitatea generatoare. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice şi operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST, convin criteriile de detectare a pierderii stabilităţii unghiulare sau a pierderii controlului;

2) în ceea ce priveşte dispozitivele de măsură şi de control:

a) instalaţiile de producere a energiei electrice trebuie să fie dotate cu dispozitive care să asigure înregistrarea defectelor şi monitorizarea comportamentului dinamic în sistem. Aceste dispozitive înregistrează următorii parametri:

– domeniul de tensiune;

– puterea activă;

– puterea reactivă;

– domeniul de frecvenţă.

Operatorul de sistem relevant are dreptul să stabilească performanţele parametrilor puşi la dispoziţie, care trebuie respectaţi, cu condiţia convenirii prealabile în mod rezonabil;

b) setările echipamentului de înregistrare a defectelor, inclusiv criteriile de pornire a înregistrării şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul instalaţiei producere a energiei electrice şi operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST;

c) monitorizarea comportamentului dinamic al sistemului trebuie să includă un criteriu de pornire bazat pe oscilaţii, stabilit de operatorul de sistem în coordonare cu OST, cu scopul de a detecta oscilaţiile cu amortizare insuficientă;

d) sistemul de monitorizare a calităţii furnizării şi a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să permită accesul la informaţii al gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice, al operatorului de sistem relevant şi al OST pe baza unei înţelegeri. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice,operatorul de sistem relevant şi OST;

3) în ceea ce priveşte modelele de simulare:

a) la solicitarea operatorului de sistem relevant sau a OST, gestionarul instalaţiei de producţie a energiei electrice furnizează modele de simulare care să reflecte în mod adecvat comportamentul unităţii generatoare, atât în condiţii staţionare, cât şi dinamice (componentă de 50 Hz) sau simulări electromagnetice tranzitorii. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice se asigură că modelele furnizate au fost verificate faţă de rezultatele testelor de conformitate menţionate la capitolele II-IV din Titlul IV, şi comunică rezultatele verificării operatorului de sistem relevant şi OST. Verificarea poate fi realizată şi de un organism de certificare autorizat, în cazul în care acesta este instituit conform legislaţiei naţionale;

b) modelele furnizate de gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice trebuie să conţină următoarele submodele, în funcţie de componentele individuale:

– generator şi agregat primar;

– reglajul vitezei şi al puterii active;

– reglajul tensiunii, inclusiv, dacă este cazul, funcţia de stabilizator de putere (PSS) şi sistemul de reglaj al excitaţiei;

– modelele protecţiilor a unităţilor generatoare, aşa cum au fost convenite între operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice;

– modelul convertorului pentru modulele generatoare din centrală;

c) solicitarea operatorului de sistem relevant menţionată la litera a) trebuie să fie făcută în coordonare cu OST. Ea cuprinde:

– formatul în care urmează să fie furnizate modele;

– documentaţia privind structura unui model şi schema electrică;

– estimare a capacităţii minime şi maxime de scurtcircuit în punctul de racordare, exprimată în MVA, ca echivalent al reţelei;

d) gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice furnizează înregistrări ale performanţelor unităţii generatoare operatorului de sistem relevant sau OST, la cerere. Operatorul de sistem relevant sau OST poate face o astfel de solicitare, în vederea comparării răspunsului acestor modele cu înregistrările;

4) în ceea ce priveşte montarea de dispozitive pentru operarea sistemului şi a dispozitivelor pentru siguranţa în funcţionare a sistemului, în cazul în care operatorul de sistem relevant sau OST consideră că este necesar să instaleze dispozitive suplimentare într-o instalaţie de producere a energiei electrice pentru a menţine sau restabili funcţionarea sau siguranţa în funcţionare a sistemului,operatorul de sistem relevant sau OST şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice studiază şi convin asupra soluţiei adecvate;

5) operatorul de sistem relevant stabileşte, în coordonare cu OST, limitele minime şi maxime pentru viteza de variaţie a puterii active (limitele rampelor) în ambele direcţii la creştere şi la scădere pentru unitatea generatoare, luând în considerare caracteristicile sursei primare;

6) Legarea la pământ a punctului neutru pe partea de reţea a transformatoarelor ridicătoare de tensiune trebuie să respecte specificaţiile operatorului de sistem relevant.

 

Subsecţiunea 4

Cerinţe generale pentru unităţile generatoare de tip D

56. În plus faţă de îndeplinirea cerinţelor menţionate la Subsecţiunile 1, 2 şi 3, Secţiunea 1, Capitolul II, Titlul II, cu excepţia pct.39, sbp.2), pct.43, 44, 46 şi 52, unităţile generatoare de tip D trebuie să satisfacă cerinţele stabilite în prezenta Subsecţiune.

57. Unităţile generatoare de tip D trebuie să respecte următoarele cerinţe în ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune:

1) în ceea ce priveşte domeniile de tensiune:

a) fără a aduce atingere dispoziţiilor pct.47, sbp.1) şi pct.58 de mai jos, o unitate generatoare trebuie să poată rămâne conectată la reţea şi să funcţioneze în domeniul de tensiune în punctul de racordare, exprimate în unităţi relative ca raport între tensiunea din punctul de racordare faţă de valoarea de referinţă a tensiunii de 1 per unitate (p.u. – unităţi relative) corespunzător duratelor indicate în tabelele 6.1 şi 6.2;

b) OST poate stabili perioade mai scurte de timp în care unităţile generatoare trebuie să fie capabile să rămână conectate la reţea în cazul prezenţei simultane a unei tensiuni maxime cu o frecvenţă scăzută sau a unei tensiuni minime cu o frecvenţă de valoare mare;

c) pentru nivelul de tensiune de reţea de 400 kV (denumit şi nivelul de 380 kV), valoarea de referinţă 1 pu în unităţi relative este de 400 kV, iar pentru alte niveluri de tensiune de reţea, referinţa 1 pu poate fi diferită pentru OST din aceeaşi zonă sincronă;

 

 

Tabelul arată duratele minime de timp în care o unitate generatoare trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta la tensiuni de reţea care se abat de la valoarea de referinţă 1 per unitate în punctul de racordare, în cazul în care tensiunea considerată pentru valorile unitare pu este între 110 kV şi 300 kV.

 

 

Tabelul arată duratele minime de timp în care o unitate generatoare trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta la tensiuni de reţea care se abat de la valoarea de referinţă de 1 pu în punctul de racordare, în cazul în care tensiunea considerată pentru valorile unitare pu este între 300 kV şi 400 kV.

2) domenii de tensiune mai extinse sau duratele mai mari de funcţionare pot fi convenite între operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice, în coordonare cu OST. Dacă domeniile de tensiune mai extinse sau duratele mai mari de funcţionare sunt fezabile din punct de vedere economic şi tehnic, gestionarul instalaţiilor de producere a energiei electrice nu va refuza in mod nerezonabil un acord;

3) fără a aduce atingere prevederilor din sbp.1) operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST, are dreptul de a preciza valorile tensiunii din punctul de racordare la care o unitate generatoare este capabilă de deconectare automată. Condiţiile şi parametrii pentru deconectarea automată se convin între operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice.

58. Unităţile generatoare de tip D trebuie să satisfacă următoarele cerinţe de stabilitate în funcţionare:

1) în ceea ce priveşte capacitatea de trecere peste defect:

a) unităţile generatoare trebuie să poată rămâne conectate la reţea şi să continue să funcţioneze în mod stabil după defecte eliminate corect. Această capacitate trebuie să fie conform diagramei tensiune-timp şi pentru toate tipurile de defecte specificate de către OST.

Diagrama tensiune-timp exprimă limita minimă a tensiunii la borne în punctul de racordare pe durata unui defect simetric, ca evoluţie în timp înainte, în timpul defectului şi după aceea.

Limita inferioară este stabilită de către OST, utilizând parametrii definiţi în figura 3 şi în limitele specificate în tabelele 7.1 şi 7.2 pentru unităţile generatoare de tip D conectate la o tensiune egală sau mai mare de 110 kV. Limita inferioară este stabilită de către OST, utilizând parametrii definiţi în figura 3 şi în limitele specificate în tabelele 3.1 şi 3.2 pentru unităţile generatoare de tip D conectate la tensiuni mai mici de 110 kV;

b) OST stabileşte condiţiile ante- şi post-defect pentru capacitatea de trecere peste defect menţionată în pct.47, sbp.1), lit.d). Condiţiile stabilite ante- şi post-defect pentru capacitatea de trecere peste defect trebuie să fie făcute publice.

 

 

 

 

2) la solicitarea unui gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice, operatorul de sistem relevant furnizează condiţiile ante- şi post-defect care trebuie luate în considerare pentru capacitatea de trecere peste defect ca rezultat al calculelor de la punctul de racordare, în conformitate cu pct.47, sbp.1), lit.d) în ceea ce priveşte:

a) puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect la fiecare punct de racordare, exprimată în MVA;

b) punctul de funcţionare înainte de defect al unităţii generatoare, exprimat în putere activă şi putere reactivă produse şi tensiunea în punctul de racordare;

c) puterea minimă de scurtcircuit post-defect la fiecare punct de racordare, exprimată în MVA;

3) în cazul defectelor asimetrice, capacitatea de trecere peste defect se stabileşte de către OST în parte.

59. Unităţile generatoare de tip D trebuie să respecte următoarele condiţii generale de operare ale sistemului:

1) la pornirea unei unităţi generatoare, sincronizarea se realizează de către gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice doar după aprobarea din partea operatorului de sistem relevant;

2) unitatea generatoare trebuie să fie prevăzută cu echipamentele de sincronizare necesare;

3) sincronizarea unităţilor generatoare este posibilă în domeniul de frecvenţă prevăzut în tabelul 2;

4) operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice convin şi stabilesc, înaintea punerii în funcţiune, parametrii dispozitivelor de sincronizare. Se convine asupra următoarelor elemente:

a) domeniul de tensiune;

b) domeniul de frecvenţă;

c) domeniul de defazaj;

d) succesiunea fazelor;

e) diferenţa de tensiune şi de frecvenţă.

 

Secţiunea 2

Cerinţe pentru grupurile generatoare sincrone

 

Subsecţiunea 1

Cerinţe pentru grupuri generatoare sincrone de tip B

60. Grupurile generatoare sincrone de tip B trebuie să satisfacă cerinţele prevăzute în Subsecţiunile 1 şi 2, Secţiunea 1, Capitolul II, Titlul II, cu excepţia pct.39, sbp.2).

61. Grupuri generatoare sincrone de tip B trebuie să respecte următoarele cerinţe suplimentare în ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune:

1) în ceea ce priveşte capacitatea de putere reactivă, operatorul de sistem relevant are dreptul de a stabili capabilitatea grupurilor generatoare sincrone de furnizare a puterii reactive;

2) în ceea ce priveşte sistemul de reglaj al tensiunii, grupul generator sincron trebuie să fie prevăzut cu un sistem permanent de reglaj automat al excitaţiei, care să asigure o tensiune constantă stabilă la bornele generatorului la o valoare de referinţă prescrisă pe întregul domeniu de funcţionare.

62. În ceea ce priveşte stabilitatea în funcţionare, grupuri generatoare sincrone de tip B trebuie să asigure revenirea puterii active după defect. OST trebuie să stabilească procentul şi durata de revenire a puterii active.

 

Subsecţiunea 2

Cerinţe pentru grupuri generatoare sincrone de tip C

63. Grupurile generatoare sincrone de tip C trebuie să corespundă cerinţelor prevăzute în Subsecţiunile 1, 2 şi 3, Secţiunea 1 şi Subsecţiunea 1, Secţiunea 2 din Capitolul II, Titlul II, cu excepţia celor din pct.39, sbp.2), din pct.43, din pct.46 şi din pct.61, sbp.1).

64. Grupurile generatoare sincrone de tip C trebuie să satisfacă următoarele cerinţe suplimentare în ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune:

1) în ceea ce priveşte capacitatea de producere a puterii reactive, operatorul de sistem relevant poate stabili o putere reactivă suplimentară care trebuie furnizată dacă punctul de racordare al grupului generator sincron nu se află nici la bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător, nici la bornele generatorului, în cazul în care nu există un transformator ridicător de tensiune. Această putere reactivă suplimentară trebuie să compenseze cererea de putere reactivă a liniei electrice de înaltă tensiune (aeriană sau subterană) dintre bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune al grupului generator sincron sau bornele generatorului, în cazul în care nu există un transformator ridicător de tensiune, şi punctul de racordare şi este furnizată de gestionarul liniei sau cablului;

2) în ceea ce priveşte capacitatea de producere de putere reactivă la capacitate maximă:

a) operatorul de sistem relevant, în colaborare cu OST, trebuie să stabilească cerinţele referitoare la capabilitatea de furnizare a puterii reactive la variaţiile de tensiune. În acest sens, operatorul de sistem relevant stabileşte limitele diagramei U-Q/P_max în care grupul generator sincron are capacitatea de a furniza putere reactivă la capacitatea sa maximă. Diagrama stabilită U-Q/P_max poate avea orice formă, luând în considerare posibilele costuri de realizare a capacităţii de furnizare a puterii reactive la creşteri de tensiune şi consumul de putere reactivă la scăderi de tensiune;

b) limitele diagramei de capabilitate U-Q/P_max sunt stabilite de operatorul de sistem relevant, în colaborare cu OST, în conformitate cu următoarele principii:

– conturul U-Q/P_max nu trebuie să depăşească conturul diagramei U-Q/P_max, reprezentat de conturul interior din figura 7;

– dimensiunile conturului diagramei U-Q/P_max (intervalul Q/P_max şi domeniul de tensiune) trebuie să se încadreze în limitele stabilite pentru fiecare zonă sincronă în tabelul 8;

– poziţionarea diagramei U-Q/P_max trebuie să se încadreze în conturul exterior fix din figura 7.

 

 

Figura 7. Diagrama U-Q/P_max al unui grup generator sincron

 

Figura reprezintă limitele diagramei U-Q/P_max ca dependenţă între tensiunea în punctul de racordare, exprimată prin raportul dintre valoarea reală şi valoarea de referinţă 1 pu în unităţi relative, şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi capacitatea maximă (P_max). Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei interne sunt orientative.

 

 

c) cerinţa privind capacitatea de livrare a puterii reactive se aplică la punctul de racordare. Pentru alte forme ale conturului decât cele dreptunghiulare, domeniul de tensiune reprezintă valorile limită cele mai mari şi cele mai mici. Prin urmare, nu se preconizează ca întregul interval de putere reactivă să fie disponibil în domeniul de tensiuni în regim permanent;

d) grupurile generatoare sincrone trebuie să poată modifica punctul de funcţionare în orice punct al diagramei sale U-Q/P_max în intervale de timp corespunzătoare atingerii referinţei solicitate de operatorul de sistem relevant;

3) în ceea ce priveşte capabilitatea puterii reactive sub capacitatea maximă, atunci grupurile generatoare sincrone în cazul când funcţionează la o putere activă sub capacitatea maximă (P < P_max), trebuie să fie capabile să funcţioneze în orice punct al diagramei de capacitate P-Q a generatorului respectivului grup, cel puţin până la puterea minimă de funcţionare stabilă. Chiar şi la o putere activă redusă, furnizarea de putere reactivă în punctul de racordare trebuie să corespundă în totalitate diagramei de capabilitate P-Q a generatorului respectiv, ţinând cont, dacă este cazul, de mijloacele de compensare auxiliare şi de pierderile de putere activă şi reactivă ale transformatorului ridicător de tensiune.

 

Subsecţiunea 3

Cerinţe pentru grupuri generatoare sincrone de tip D

65. Grupurile generatoare sincrone de tip D trebuie să corespundă cerinţelor prevăzute în Subsecţiunile 1, 2 şi 3, Secţiunea 1 şi Subsecţiunea 1 şi 2, Secţiunea 2 din Capitolul II, Titlul II, cu excepţia celor din pct.39, sbp.2), din pct.43, pct.44, pct.46, pct.52 şi pct.61.

66. Grupurile generatoare sincrone de tip D trebuie să respecte următoarele cerinţe suplimentare în ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune:

1) parametrii şi valorile prescrise ale componentelor sistemului de reglaj al tensiunii se stabilesc de comun acord între gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice şi operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST;

2) acordul menţionat la sbp.1) cuprinde cerinţele şi performanţele unui regulator automat de tensiune (RAT) cu privire la reglajul tensiunii în regim permanent şi tranzitoriu, precum şi specificaţiile şi performanţele sistemului de reglaj al excitaţiei. Acestea din urmă includ:

a) limitarea domeniului semnalului de ieşire, pentru a se asigura că cea mai mare frecvenţă de răspuns nu poate amorsa oscilaţiile de torsiune la alte unităţi generatoare racordate la reţea;

b) un limitator de subexcitaţie pentru a împiedica regulatorul automat de tensiune (RAT) să reducă excitaţia generatorului până la un nivel care ar periclita stabilitatea sincronă;

c) un limitator de supraexcitaţie pentru a se asigura că excitaţia generatorului nu se limitează sub valoarea maximă care poate fi atinsă, asigurându-se în acelaşi timp că grupul generator sincron funcţionează în limitele sale de proiectare;

d) un limitator de curent statoric;

e) funcţie de stabilizator de putere, pentru a reduce oscilaţiile de putere, dacă dimensiunea grupului generator este mai mare decât capacitatea maximă stabilită de către operatorul de sistem relevant.

67. Operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice trebuie să încheie un acord privind capacităţile tehnice ale grupului generator pentru susţinerea stabilităţii unghiulare în condiţii de defect.

 

Secţiunea 3

Cerinţe pentru modulele generatoare din centrale

 

Subsecţiunea 1

Cerinţe pentru modulele generatoare din centrală de tip B

68. Modulele generatoare din centrale de tip B trebuie să corespundă cerinţelor prevăzute în Subsecţiunile 1 şi 2 Secţiunea 1 din Capitolul II, Titlul II, cu excepţia celor din pct.39, sbp.2).

69. Modulele generatoare din centrale de tip B trebuie să satisfacă următoarele cerinţe suplimentare în ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune:

1) în ceea ce priveşte capabilitatea de producere a puterii reactive, operatorul de sistem relevant are dreptul de a stabili capacitatea unui modul generator din centrală de a furniza putere reactivă;

2) operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST, are dreptul de a prevedea ca un modul generator din centrală să fie capabil să furnizeze componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare în cazul defectelor simetrice (trifazate), în următoarele condiţii:

a) modulul generator din centrală trebuie să poată activa furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect prin:

– asigurarea furnizării componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare;

– măsurarea abaterilor de tensiune la bornele unităţilor individuale ale modulului generator din centrală şi furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect la bornele acestor unităţi;

b) operatorul de sistem relevant, în colaborare cu OST, prevede următoarele:

– modul şi momentul în care se determină o abatere de tensiune, precum şi sfârşitul abaterii;

– caracteristicile componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, inclusiv intervalul de timp pentru măsurarea abaterii tensiunii şi a componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect pentru care curentul şi tensiunea pot fi măsurate în mod diferit faţă de metoda stabilită la articolul 3;

– sincronizarea şi acurateţea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, care poate include mai multe etape în timpul şi după eliminarea unui defect;

3) în ceea ce priveşte furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în cazul defectelor asimetrice monofazate sau bifazate, operatorul de sistem relevant, în colaborare cu OST, are dreptul de a stabili cerinţe pentru componenta asimetrică a curentului de defect.

70. Modulele generatoare din centrală de tip B trebuie să satisfacă următoarele cerinţe suplimentare referitoare la stabilitatea în funcţionare:

1) OST stabileşte nivelul de restabilire a puterii active după defect pe care modulul generator din centrală este capabil să-l asigure şi precizează:

a) momentul începerii restabilirii puterii active după defect, pe baza unui criteriu de tensiune;

b) perioada maximă permisă pentru restabilirea puterii active;

c) amplitudinea şi acurateţea restabilirii puterii active;

2) specificaţiile se fac în conformitate cu următoarele principii:

a) interdependenţa între cerinţele pentru componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în conformitate cu pct.69, sbp.2) şi 3) şi restabilirea puterii active;

b) dependenţa între timpul de restabilire a puterii active şi durata abaterilor de tensiune;

c) limita perioadei maxime permise pentru restabilirea puterii active;

d) gradul de proporţionalitate între nivelul de restabilire a tensiunii şi valoarea minimă a puterii active restabilite;

e) amortizarea corespunzătoare a oscilaţiilor de putere activă.

 

Subsecţiunea 2

Cerinţe pentru modulele generatoare din centrală de tip C

71. Modulele generatoare din centrală de tip C trebuie să satisfacă cerinţele enumerate în Subsecţiunile 1, 2 şi 3, Secţiunea 1 şi Subsecţiunea 1, Secţiunea 3 din Capitolul II, Titlul II, cu excepţia cerinţelor pct.39, sbp.2), pct.43, pct.46 şi pct.69, sbp.1), dacă nu se menţionează altfel la pct.73, sbp.4), lit.e).

72. Modulele generatoare din centrală de tip C trebuie să satisfacă următoarele cerinţe suplimentare în ceea ce priveşte stabilitatea de frecvenţă:

1) OST are dreptul de a preciza că modulele generatoare din centrală trebuie să fie capabile să furnizeze inerţie artificială în timpul unor abateri foarte rapide ale frecvenţei;

2) principiul de funcţionare a sistemelor de reglaj instalate pentru a furniza inerţie artificială şi parametrii de performanţă aferenţi trebuie stabiliţi de către OST.

73. Modulele generatoare din centrală de tip C trebuie să satisfacă următoarele cerinţe suplimentare în ceea ce priveşte stabilitatea de tensiune:

1) în ceea ce priveşte capacitatea de furnizare a puterii reactive, operatorul de sistem relevant poate stabili o putere reactivă suplimentară care trebuie furnizată, dacă punctul de racordare al unui modul generator din centrală nu se află nici la bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune, nici la bornele generatorului, în cazul în care nu există un transformator ridicător de tensiune. Această putere reactivă suplimentară trebuie să compenseze consumul de putere reactivă al liniei sau cablului de înaltă tensiune între bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune al modulului generator din centrală sau bornele generatorului, în cazul în care nu există un transformator ridicător de tensiune, şi punctul de racordare şi este furnizată de gestionarul responsabil al respectivei linii sau cablu;

2) în ceea ce priveşte capabilitatea de producere de putere reactivă la capacitate maximă:

a) operatorul de sistem relevant, în colaborare cu OST, trebuie să stabilească cerinţele referitoare la capabilitatea de furnizare a puterii reactive la variaţiile de tensiune. În acest sens, acesta stabileşte un contur al diagramei U-Q/P_max, care poate lua orice formă în limitele căreia modulul generator din centrală este capabil să furnizeze puterea reactivă la capacitatea sa maximă;

b) diagrama U-Q/P_max este stabilită de operatorul de sistem relevant, în colaborare cu OST, conform următoarelor principii:

– conturul U-Q/P_max nu trebuie să depăşească conturul diagramei U-Q/P_max, reprezentat de conturul interior din figura 8;

– dimensiunile conturului diagramei U-Q/P_max (intervalul Q/P_max şi domeniul de tensiune) trebuie să se încadreze în valorile stabilite pentru fiecare zonă sincronă în tabelul 9;

– poziţionarea diagramei U-Q/P_max trebuie să se încadreze în conturul exterior fix din figura 8;

– diagrama stabilită U-Q/P_max poate avea orice formă, luând în considerare posibilele costuri de realizare a capacităţii de furnizare a puterii reactive la creşteri de tensiune şi consumul de putere reactivă la scăderi de tensiune.

 

 

Figura 8. Diagrama U-Q/P_max a unui modul generator din centrală

 

Figura reprezintă limitele diagramei U-Q/P_max ca dependenţă între tensiunea în punctul de racordare, exprimată prin raportul dintre valoarea reală şi valoarea sa de referinţă 1 pu în unităţi relative, şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi capacitatea maximă (P_max). Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei interne sunt orientative.

 

 

c) cerinţa privind capacitatea de furnizare a puterii reactive se aplică la punctul de racordare. Pentru alte forme ale conturului decât cele dreptunghiulare, domeniul de tensiune reprezintă valorile limită cele mai mari şi cele mai mici. Prin urmare, nu se preconizează ca întregul interval de putere reactivă să fie disponibil în domeniul de tensiuni în regim permanent;

3) în ceea ce priveşte capabilitatea de producere de putere reactivă sub capacitatea maximă:

a) operatorul de sistem relevant, în colaborare cu OST, trebuie să stabilească cerinţele privind capacitatea de furnizare a puterii reactive şi să stabilească un contur P-Q/P_max de orice formă în limitele căruia modulul generator din centrală este capabil să furnizeze puterea reactivă sub capacitatea sa maximă;

b) limitele diagramei de capabilitate P-Q/P_max sunt stabilite de fiecare operator de sistem relevant, în colaborare cu OST, conform următoarelor principii:

– conturul P-Q/P_max nu trebuie să depăşească conturul diagramei P-Q/P_max, reprezentat de conturul interior din figura 9;

– domeniul Q/P_max de pe conturul diagramei P-Q/P_max este stabilit pentru fiecare zonă sincronă în tabelul 9;

– domeniul de putere activă de pe conturul diagramei P-Q/P_max la putere reactivă zero este de 1 pu;

– conturul diagramei P-Q/P_max poate avea orice formă şi include condiţii pentru capabilitatea de producere de putere reactivă la putere activă zero;

– poziţia conturului diagramei P-Q/P_max trebuie să se încadreze în conturul exterior fix din figura 9;

c) atunci când funcţionează la o putere activă sub capacitatea maximă (P < P_max), modulul generator din centrală trebuie să aibă capacitatea de a furniza putere reactivă pentru orice punct de funcţionare din interiorul diagramei sale P-Q/P_max, dacă toate unităţile respectivului modul care produc energie sunt disponibile din punct de vedere tehnic, şi nu sunt retrase din funcţionare pentru întreţinere sau din cauza unei avarii, deoarece, în caz contrar, este posibilă diminuarea capacităţii de producere de putere reactivă, în funcţie de disponibilităţile tehnice.

 

 

Figura 9. Diagrama P-Q/P_max a unui modul generator din centrală

 

Figura reprezintă limitele diagramei P-Q/P_max ca dependenţă între puterea activă în punctul de racordare, exprimată prin raportul dintre valoarea reală şi capacitatea maximă în unităţi relative, şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi capacitatea maximă (P_max). Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei interne sunt orientative.

d) modulul generator din centrală trebuie să fie capabil să–şi modifice punctul de funcţionare în orice punct al diagramei sale P-Q/P_max în timpul necesar atingerii valorii de referinţă solicitate de operatorul de sistem relevant;

4) în ceea ce priveşte modurile de comandă a puterii reactive:

a) modulul generator din centrală trebuie să aibă capacitatea de a furniza automat putere reactivă în modul de reglaj al tensiunii, modul de reglaj al puterii reactive sau în modul de reglaj al factorului de putere;

b) în ceea ce priveşte modul de reglaj al tensiunii, modulul generator din centrală trebuie să fie capabil să contribuie la reglajul tensiunii în punctul de racordare prin asigurarea unui schimb de putere reactivă cu reţeaua, la o valoare de referinţă a tensiunii de cel puţin 0,95-1,05 pu prescrisă în paşi care nu depăşesc 0,01 pu, cu o rampă minimă de 2-7% în paşi maximi de 0,5%. Puterea reactivă produsă este zero atunci când valoarea tensiunii de reţea în punctul de racordare este egală cu valoarea de referinţă a tensiunii;

c) referinţa poate fi realizată cu sau fără o bandă moartă selectabilă într-un domeniu de la 0 la +/– 5% din tensiunea de referinţă 1 pu a reţelei, în paşi de cel mult 0,5%;

d) după o modificare de tip treaptă a tensiunii, un modul generator din centrală trebuie să fie capabil să atingă 90% din valoarea treptei în momentul t₁, stabilit de operatorul de sistem relevant în intervalul de 1-5 secunde, şi trebuie să se stabilească la valoarea definită de panta de funcţionare într-un timp t₂, stabilit de operatorul de sistem relevant în intervalul de 5-60 de secunde, cu o toleranţă a puterii reactive în regim permanent de cel mult 5% din valoarea maximă a puterii reactive. Operatorul de sistem relevant stabileşte specificaţiile pentru intervalele de timp;

e) în ceea ce priveşte modul de reglaj al puterii reactive, modulul generator din centrală trebuie să permită stabilirea valorii de referinţă a puterii reactive oriunde în domeniul de putere reactivă, stabilit în pct.69, sbp.1) şi pct.73, sbp.1) şi 2), cu paşi de reglaj de cel mult 5 MVAr sau 5% (dacă această valoare este mai mică) din puterea reactivă totală, reglând puterea reactivă în punctul de racordare cu o precizie de plus sau minus 5 MVAr sau plus sau minus 5% (dacă această valoare este mai mică) din puterea reactivă totală;

f) în ceea ce priveşte modul de reglaj al factorului de putere, modulul generator din centrală trebuie să permită reglajul factorului de putere la punctul de racordare în intervalul prevăzut de putere reactivă, stabilit de operatorul de sistem relevant în conformitate cu pct.69, sbp.1) sau cu pct.73, sbp.1) şi 2), cu un factor de putere preconizat în paşi care nu depăşesc 0,01. Operatorul de sistem relevant stabileşte valoarea factorului de putere solicitat, toleranţa şi durata de realizare a factorului de putere solicitat în urma unei schimbări bruşte a puterii active. Toleranţa factorului de putere solicitat se exprimă prin toleranţa puterii reactive corespunzătoare. Această toleranţă a puterii reactive se exprimă fie printr-o valoare absolută, fie printr-un procent din puterea reactivă maximă a modulului generator din centrală;

g) operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST şi cu gestionarul modulului de generare din centrală, precizează care dintre aceste trei opţiuni privind modul de reglaj al puterii reactive cu valorile de referinţă asociate trebuie aplicate, şi ce alte echipamente sunt necesare pentru ca acest reglaj al valorii de referinţă să poată fi funcţional de la distanţă;

5) în ceea ce priveşte ierarhizarea contribuţiei puterii active sau reactive, OST precizează care dintre acestea are prioritate în timpul defectelor pentru care se solicită capacitatea de trecere peste defect. Dacă se acordă prioritate contribuţiei puterii active, furnizarea acesteia se stabileşte cel târziu la 150 ms de la începerea defectului;

6) în ceea ce priveşte amortizarea oscilaţiilor de putere, dacă acest lucru este specificat de către OST, un modul generator din centrală trebuie să fie capabil să contribuie la amortizarea oscilaţiilor de putere. Caracteristicile sistemelor de reglaj al tensiunii şi puterii reactive ale modulelor generatoare din centrală nu trebuie să afecteze în mod negativ atenuarea oscilaţiilor de putere.

 

Subsecţiunea 3

Cerinţe pentru modulele generatoare din centrală de tip D

74. Modulele generatoare din centrală de tip D trebuie să satisfacă cerinţele enumerate la Subsecţiunile 1, 2, 3 şi 4, Secţiunea 1, precum şi Subsecţiunile 1 şi 2, Secţiunea 3 din Capitolul II, Titlul II, cu excepţia celor din pct.39, sbp.2), din pct.43, 44, 46, 52 şi pct.69, sbp.1).

 

Capitolul III

RACORDAREA UNITĂŢILOR GENERATOARE

 

Secţiunea 1

Dispoziţii generale

75. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice trebuie să demonstreze operatorului de sistem relevant că a respectat cerinţele prevăzute în Capitolul II Titlul II din prezentul Cod prin parcurgerea cu succes a procedurii de notificare pentru racordarea fiecărei unităţi generatoare descrise în Secţiunile 2-8, Capitolul III, Titlul II.

76. Operatorul de sistem relevant trebuie să clarifice şi să pună la dispoziţia publicului detaliile procedurii de notificare.

 

Secţiunea 2

Notificarea pentru unităţile generatoare de tip A

77. Procedura de notificare pentru racordarea fiecărei unităţi noi generatoare de tip A constă în depunerea unui document al instalaţiei. Gestionarul instalaţiei de producţie a energiei electrice se asigură că informaţiile solicitate sunt completate în documentul instalaţiei obţinut de la operatorul de sistem relevant şi sunt transmise către operatorul de sistem. Pentru fiecare unitate generatoare din cadrul instalaţiei de producere a energiei electrice trebuie să se transmită documente separate. Operatorul de sistem relevant se asigură că informaţiile necesare pot fi transmise de către terţi în numele gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice.

78. Operatorul de sistem relevant stabileşte conţinutul documentului instalaţiei, care conţine cel puţin următoarele informaţii:

1) locul în care se face racordarea;

2) data racordării;

3) capacitatea maximă a instalaţiei în kW;

4) tipul sursei de energie primară;

5) clasificarea unităţii generatoare ca tehnologie emergentă, în conformitate cu Capitolul V, Titlul II din prezentul Cod;

6) trimitere la certificatele pentru echipamente, eliberate de un organism de certificare autorizat, utilizate pentru echipamentele aflate în instalaţia de la locaţia respectivă;

7) în ceea ce priveşte echipamentele utilizate pentru care nu a fost primit un certificat, trebuie furnizate informaţii în conformitate cu instrucţiunile date de operatorul de sistem relevant;

8) datele de contact ale gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice şi ale instalatorului şi semnăturile acestora.

79. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice se asigură că operatorul de sistem relevant şi Agenţia sunt informaţi cu privire la retragerea definitivă din exploatare a unei unităţi generatoare, în conformitate cu legislaţia naţională. Operatorul de sistem relevant se asigură că o astfel de notificare poate fi făcută de către terţi, inclusiv de către agregatori.

 

Secţiunea 3

Procedura pentru unităţile generatoare de tip B şi C

80. În scopul notificării pentru conectarea fiecărei unităţi generatoare noi de tip B şi C, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice transmite operatorului de sistem relevant documentul unităţii generatoare (în continuare – „DUG”) care trebuie să conţină o declaraţie de conformitate. Pentru fiecare unitate generatoare dintr-o instalaţie de producere a energiei electrice se furnizează câte un DUG separat.

81. Formatul DUG şi informaţiile care trebuie să fie incluse în acesta se stabilesc de către operatorul de sistem relevant şi se coordonează cu OST. Operatorul de sistem relevant are dreptul de a solicita gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice să includă în DUG următoarele:

1) dovada unui acord privind schemele de protecţii aplicabile la punctul de racordare dintre operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice;

2) o declaraţie de conformitate detaliată pe puncte;

3) date tehnice detaliate ale unităţii generatoare, cu relevanţă pentru racordarea la reţea, aşa cum se prevede de către operatorul de sistem relevant;

4) certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat în ceea ce priveşte unităţile generatoare, în cazul în care acestea sunt invocate ca parte a dovezilor de conformitate;

5) pentru unităţile generatoare de tip C, modelele matematice utilizate în simulare în temeiul pct.55, sbp.3);

6) rapoarte de testare a conformităţii care demonstrează performanţa în regim permanent şi dinamic în conformitate cu Secţiunile 2 şi 3 din Capitolul IV, Titlul II, inclusiv utilizarea valorilor reale măsurate în timpul testelor, la nivelul de detaliu solicitat de operatorul de sistem relevant;

7) studii care demonstrează performanţa în regim permanent şi dinamic în conformitate cu secţiunile 4 şi 5 din Capitolul IV, Titlul II, la nivelul de detaliu solicitat de operatorul de sistem relevant.

82. La acceptarea unui DUG complet şi corespunzător cerinţelor,operatorul de sistem relevant emite o notificare de funcţionare finală gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice.

83. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice anunţă operatorul de sistem relevant şi Agenţia cu privire la retragerea definitivă din exploatare a unei unităţi generatoare.

84. Acolo unde este cazul, operatorul de sistem relevant se asigură că punerea în funcţiune şi retragerea definitivă din exploatare a unităţilor generatoare de tip B şi C pot fi notificate pe cale electronică.

85. DUG poate fi emis de un organism de certificare autorizat.

86. Procedura de notificare pentru fiecare unitate generatoare nouă de tip B şi C trebuie să permită acceptarea certificatelor pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat.

 

Secţiunea 4

Procedura pentru unităţile generatoare de tip D

87. Procedura de notificare pentru racordarea fiecărei unităţi noi generatoare de tip D constă în:

1) notificarea de punere sub tensiune (NPT);

2) notificarea de funcţionare provizorie (NFP);

3) notificarea de funcţionare finală (NFF).

88. Procedura de notificare pentru fiecare unitate generatoare nouă de tip D trebuie să permită acceptarea certificatelor pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat.

 

Secţiunea 5

Notificarea de punere sub tensiune pentru

unităţile generatoare de tip D

89. O NPT conferă gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice dreptul de a pune sub tensiune reţeaua internă şi dispozitivele auxiliare pentru unităţile generatoare, prin utilizarea conexiunii la reţea care este stabilită pentru punctul de racordare.

90. Operatorul de sistem relevant emite o NPT la finalizarea acţiunilor pregătitoare acordul privind schemele de protecţie şi setările aferente aplicabili la punctul de racordare dintre operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice.

 

Secţiunea 6

Notificarea de funcţionare provizorie pentru

unităţile generatoare de tip D

91. O NFP conferă gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice dreptul de a opera o unitate generatoare şi de a genera energie prin utilizarea instalaţiei de racordare la reţeaua electrică pentru o perioadă limitată de timp.

92. Operatorul de sistem relevant emite o NFP aferentă finalizării procesului de analiză a datelor şi a studiilor, în conformitate cu prezenta secţiune.

93. În ceea ce priveşte analiza datelor şi studiilor, operatorul de sistem relevant are dreptul de a solicita gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice să-i furnizeze următoarele:

1) o declaraţie de conformitate detaliată pe puncte;

2) date tehnice detaliate ale unităţii generatoare, cu relevanţă pentru racordarea la reţea, aşa cum prevede operatorul de sistem relevant;

3) certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat în ceea ce priveşte unităţile generatoare, în cazul în care acestea sunt invocate ca parte a dovezilor de conformitate;

4) modele de simulare, în temeiul pct.55, sbp.3) solicitate de operatorul de sistem relevant şi coordonate cu OST. Operatorul de sistem relevant transmite modelele de simulare OST;

5) studii care demonstrează performanţele preconizate în regim permanent şi dinamic, astfel cum se prevede în secţiunile 4 şi 5 din Capitolul IV, Titlul II;

6) detalii privind testele de conformitate preconizate, în conformitate cu Secţiunile 2, 3 din Capitolul IV, Titlul II.

94. Perioada maximă pe parcursul căreia gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate menţine statutul de NFP este de 24 de luni. Operatorul de sistem relevant este abilitat să stabilească o perioadă de valabilitate mai scurtă a NFP. O prelungire a NFP se acordă numai în cazul în care gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice a înregistrat progrese semnificative în direcţia realizării conformităţii integrale. Chestiunile nesoluţionate trebuie să fie clar identificate în momentul depunerii cererii de prelungire.

95. O prelungire a perioadei în care gestionarul instalaţiei de producţie a energiei electrice poate menţine statutul de NFP, dincolo de perioada stabilită la pct.94, poate fi acordată în cazul în care operatorului de sistem relevant i se adresează o cerere de derogare înainte de expirarea perioadei respective, în conformitate cu procedura de derogare prevăzută în Titlul VI.

 

Secţiunea 7

Notificarea de funcţionare finală pentru

unităţile generatoare de tip D

96. O NFF conferă gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice dreptul de a opera o unitate generatoare prin utilizarea instalaţiei de racordare la reţeaua electrică.

97. Operatorul de sistem relevant emite o NFF după eliminarea prealabilă a tuturor incompatibilităţilor identificate în timpul statutului NFP şi condiţionat de finalizarea procesului de analiză a datelor şi studiilor, în conformitate cu prezenta secţiune.

98. În scopul analizei datelor şi studiilor, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice trebuie să transmită operatorului de sistem relevant următoarele:

1) o declaraţie de conformitate detaliată pe puncte;

2) o actualizare a datelor tehnice aplicabile, a modelelor de simulare şi a studiilor menţionate pct.93, sbp.2), 4) şi 5), inclusiv utilizarea valorilor reale măsurate în timpul testelor.

Toate datele şi informaţiile finale se prezintă OST de către operatorul de sistem relevant.

99. Dacă se identifică o incompatibilitate în legătură cu emiterea NFF, poate fi acordată o derogare, în urma unei cereri adresate operatorului de sistem relevant, în conformitate cu procedura de derogare descrisă la Titlul VI. NFF se emite de către operatorul de sistem relevant dacă unitatea generatoare respectă dispoziţiile derogării. În cazul în care cererea de derogare este respinsă, operatorul de sistem relevant are dreptul de a refuza să permită funcţionarea unităţii generatoare până în momentul în care gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice şi operatorul de sistem relevant remediază incompatibilitatea şi operatorul de sistem relevant consideră că unitatea generatoare este în conformitate cu dispoziţiile prezentului Cod. Dacă operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice nu rezolvă incompatibilitatea într-un interval de timp rezonabil, dar în niciun caz mai târziu de şase luni de la notificarea deciziei de respingere a cererii de derogare, fiecare parte poate prezenta problema spre soluţionare Agenţiei.

 

Secţiunea 8

Notificarea de funcţionare limitată pentru unităţile generatoare de tip D

100. Gestionarii instalaţiilor generatoare a energiei electrice cărora li s-a acordat o NFF informează imediat operatorul de sistem relevant dacă apar următoarele situaţii:

1) instalaţia face temporar obiectul unei modificări semnificative sau al unei pierderi de capacitate care îi afectează performanţa;

2) defecţiuni ale echipamentelor care conduc la nerespectarea unor cerinţe relevante.

101. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice solicită operatorului de sistem relevant o NFL dacă preconizează în mod rezonabil că situaţiile descrise în pct.100 durează mai mult de trei luni. Operatorul relevant de sistem informează OST despre cazurile de neconformitate şi cu privire la procesul de soluţionare a problemelor. Orice modificări tehnice apărute în cadrul procesului, legate de cerinţele stabilite de prezentul Titlu, sunt furnizate OST.

102. Operatorul de sistem relevant emite o NFL care conţine următoarele informaţii, clar identificabile:

1) problemele neremediate care justifică acordarea NFL;

2) responsabilităţile şi calendarul pentru soluţionarea avută în vedere;

3) o perioadă maximă de valabilitate care nu trebuie să depăşească 12 luni. Perioada iniţială acordată poate fi mai scurtă, cu posibilitate de prelungire dacă se prezintă dovezi considerate satisfăcătoare de către operatorul de sistem relevant care demonstrează că au fost înregistrate progrese substanţiale în vederea realizării conformităţii integrale.

103. NFF se suspendă în perioada de valabilitate a NFL cu luarea în considerare a aspectelor pentru care a fost emisă NFL.

104. O nouă prelungire a perioadei de valabilitate a NFL poate fi acordată în urma unei cereri de derogare adresate operatorului de sistem relevant înainte de expirarea perioadei respective, în conformitate cu procedura de derogare descrisă în Titlul VI.

105. Operatorul de sistem relevant are dreptul de a refuza să permită funcţionarea unităţii generatoare la încetarea valabilităţii NFL. În astfel de cazuri, NFF se anulează automat.

106. În cazul în care operatorul de sistem relevant nu acordă o prelungire a perioadei de valabilitate a NFL în conformitate cu pct.104 sau în cazul în care acesta refuză să permită funcţionarea unităţii generatoare după ce NFL îşi încetează valabilitatea în conformitate cu pct.105, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate înainta o solicitare spre soluţionare Agenţiei în termen de şase luni de la notificarea deciziei operatorului de sistem relevant.

 

Capitolul IV

CONFORMITATEA

 

Secţiunea 1

Monitorizarea conformităţii

 

Subsecţiunea 1

Responsabilitatea gestionarului instalaţiei de

producere a energiei electrice

107. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice se asigură că fiecare unitate generatoare este conformă cu cerinţele aplicabile în temeiul prezentului Cod, pe toată durata de viaţă a instalaţiei. În cazul unităţilor generatoare de tip A, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice se poate baza pe certificatele pentru echipamente.

108. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice transmite operatorului de sistem relevant orice modificări planificate ale capacităţilor tehnice ale unităţii generatoare care pot afecta conformitatea acesteia cu cerinţele aplicabile în temeiul prezentului Cod, înainte de iniţierea modificărilor respective.

109. Gestionarul instalaţiei de producere notifică operatorului de sistem relevant orice incidente sau deficienţe de funcţionare ale unei unităţi generatoare care afectează conformitatea acesteia cu cerinţele prezentului Cod, fără întârzieri nejustificate, după apariţia acestor incidente.

110. Gestionarul instalaţiei de producere notifică operatorului de sistem relevant calendarul testelor şi procedurile care trebuie urmate pentru a verifica conformitatea unităţii generatoare cu cerinţele prezentului Cod, în timp util şi înainte de începerea acestora. Operatorul de sistem relevant aprobă în prealabil calendarul testelor şi procedurile. Operatorul de sistem relevant acordă în timp util această aprobare care nu poate fi refuzată în mod nejustificat.

111. Operatorul de sistem relevant poate participa la aceste teste şi poate înregistra performanţele unităţilor generatoare.

 

Subsecţiunea 2

Sarcinile operatorului de sistem relevant

112. Operatorul de sistem relevant trebuie să evalueze conformitatea unei unităţi generatoare cu cerinţele aplicabile în conformitate cu prezentul Cod, pe toată durata de viaţă a instalaţiei de producere a energiei electrice. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice este informat cu privire la rezultatul acestei evaluări. Pentru unităţile generatoare de tip A, operatorul de sistem relevant se poate baza pe certificatele pentru echipamente liberate de un organism de certificare autorizat pentru această evaluare.

113. Operatorul de sistem relevant are dreptul de a solicita gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice să efectueze teste de conformitate şi simulări potrivit unui calendar recurent, unui program de verificări sau după orice defecţiune, modificare sau înlocuire a echipamentelor care ar putea avea un impact asupra unităţii generatoare din punctul de vedere al conformităţii cu cerinţele prezentului Cod. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice este informat cu privire la rezultatul acestor teste de conformitate şi simulări.

114. Operatorul de sistem relevant publică o listă cu informaţiile şi documentele care urmează a fi furnizate, precum şi cu cerinţele care trebuie îndeplinite de către gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice în cadrul procesului de conformitate. Lista conţine cel puţin următoarele informaţii, documente şi cerinţe:

1) toate documentele şi certificatele care urmează a fi furnizate de către gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice;

2) date tehnice detaliate ale unităţii generatoare, cu relevanţă pentru racordarea la reţea;

3) cerinţe de modelare pentru studiile de sistem de regim permanent şi de regim dinamic;

4) termenele pentru furnizarea informaţiilor de sistem necesare pentru efectuarea studiilor;

5) studii efectuate de către gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice pentru a demonstra performanţele scontate în regim permanent şi dinamic, în conformitate cu cerinţele prevăzute la secţiunile 4 şi 5 din Capitolul IV, Titlul II;

6) condiţiile şi procedurile, inclusiv domeniul de aplicare, pentru înregistrarea certificatelor pentru echipamente;

7) condiţiile şi procedurile pentru utilizarea, de către gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice, a certificatelor pentru echipamente relevante eliberate de un organism de certificare autorizat.

115. Operatorul de sistem relevant publică alocarea responsabilităţilor între gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice şi operatorul de sistem în ceea ce priveşte testele de conformitate, simulările şi monitorizarea.

116. Operatorul de sistem relevant poate delega unor terţi, total sau parţial, exercitarea activităţii sale de monitorizare a conformităţii. În astfel de cazuri, operatorul de sistem relevant trebuie să continue să asigure conformitatea cu Secţiunea 6, Capitolul I din Titlul I, inclusiv prin angajamente de confidenţialitate încheiate cu cesionarul.

117. Dacă încercările de conformitate sau simulările nu pot fi executate astfel cum s-a convenit între operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice din motive ce pot fi atribuite operatorului de sistem relevant, atunci acesta din urmă nu va refuza în mod nerezonabil notificarea menţionată în Capitolul III, Titlul II.

 

Subsecţiunea 3

Dispoziţii comune pentru testele de conformitate

118. Testarea performanţelor unităţilor generatoare individuale dintr-o instalaţie de producere a energiei electrice urmăreşte să demonstreze că cerinţele prezentului Cod au fost respectate.

119. Fără a aduce atingere cerinţelor minime pentru efectuarea testelor de conformitate stabilite în prezentul Cod, operatorul de sistem relevant are următoarele drepturi:

1) să permită gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice să efectueze o serie de teste alternative, cu condiţia ca acestea să fie eficiente şi să demonstreze îndeajuns că o unitate generatoare se află în conformitate cu cerinţele prezentului Cod;

2) să solicite gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice să efectueze teste suplimentare sau alternative în cazurile în care informaţiile furnizate operatorului de sistem relevant în ceea ce priveşte testele de conformitate în temeiul dispoziţiilor din secţiunile 2 şi 3, Capitolul IV din Titlul II nu sunt suficiente pentru a demonstra conformitatea cu cerinţele prezentului Cod;

3) să solicite gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice să efectueze teste adecvate pentru a demonstra performanţa unei unităţi generatoare atunci când funcţionează cu combustibili alternativi sau cu amestecuri de combustibil. Operatorul de sistem relevant şi gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice convin cu privire la tipurile de combustibil care trebuie folosite la teste.

120. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice este responsabil de efectuarea testelor în conformitate cu condiţiile prevăzute în secţiunile 2 şi 3, Capitolul IV din Titlul II. Operatorul de sistem relevant cooperează şi nu întârzie nejustificat efectuarea testelor.

121. Operatorul de sistem relevant poate participa la verificarea conformităţii fie la faţa locului, fie de la distanţă, de la centrul de comandă al operatorului de sistem. În acest scop, gestionarul instalaţiilor de producere a energiei electrice trebuie să furnizeze echipamentele de monitorizare necesare pentru a înregistra toate semnalele şi măsurătorile relevante, precum şi să se asigure că reprezentanţii gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice sunt disponibili la faţa locului pe întreaga perioadă de testare. Semnalele specificate de operatorul de sistem relevant trebuie să fie furnizate dacă, pentru anumite teste, operatorul de sistem doreşte să utilizeze propriile echipamente pentru înregistrarea performanţelor. Operatorul de sistem relevant este singurul în măsură să decidă cu privire la participarea sa.

 

Subsecţiunea 4

Dispoziţii comune pentru simulările de conformitate

122. Simularea performanţelor unităţilor generatoare individuale dintr-o instalaţie de producere a energiei electrice urmăreşte să demonstreze că cerinţele prezentului Cod au fost îndeplinite.

123. În pofida cerinţelor minime stabilite în prezentul Cod pentru simularea conformităţii, operatorul de sistem relevant poate:

1) să permită gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice să efectueze o serie de simulări alternative, cu condiţia ca acestea să fie eficiente şi să demonstreze îndeajuns că o unitate generatoare este conformă cu cerinţele prezentului Cod sau cu legislaţia naţională;

2) să solicite gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice să efectueze simulări suplimentare sau alternative în cazurile în care informaţiile furnizate operatorului de sistem relevant în ceea ce priveşte simularea conformităţii în temeiul dispoziţiilor din secţiunile 4 şi 5, Capitolul IV din Titlul II nu sunt suficiente pentru a demonstra conformitatea cu cerinţele prezentului Cod.

124. Pentru a demonstra conformitatea cu dispoziţiile prezentului Cod, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice trebuie să furnizeze un raport cu rezultatele simulărilor pentru fiecare unitate generatoare din cadrul instalaţiei de producere a energiei electrice. Gestionarul instalaţiei generatoare a energiei electrice va realiza şi furniza modelul de simulare validat pentru fiecare unitate generatoare. Tipul modelelor de simulare este prevăzut pct.55, sbp.3).

125. Operatorul de sistem relevant are dreptul de a verifica dacă unitatea generatoare respectă cerinţele prezentului Cod, prin efectuarea propriilor simulări de conformitate pe baza rapoartelor de simulare furnizate, a modelelor utilizate în simulare şi a măsurătorilor de la testele de conformitate.

126. Operatorul de sistem relevant furnizează gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice datele tehnice şi modelul de simulare a reţelei, în măsura în care acest lucru este necesar pentru a efectua simulările necesare în conformitate cu secţiunile 4 şi 5, Capitolul IV din Titlul II.

 

Secţiunea 2

Teste de conformitate pentru grupurile generatoare sincrone

 

Subsecţiunea 1

Teste de conformitate pentru grupuri generatoare sincrone de tip B

127. Gestionarii instalaţiilor generatoare a energiei electrice trebuie să efectueze teste de conformitate a răspunsului RFA-CR pentru grupurile generatoare sincrone de tip B. În locul efectuării testelor justificative, gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice pot utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care să demonstreze conformitatea cu cerinţele relevante. Într-un astfel de caz, certificatele pentru echipamente sunt puse la dispoziţia operatorului de sistem relevant.

În ceea ce priveşte modulele generatoare din centrale de tip B, testele pentru răspunsul RFA-CR trebuie să reflecte alegerea sistemului de reglaj solicitat de operatorul de sistem relevant.

128. Se aplică următoarele cerinţe privind testarea răspunsului RFA-CR:

1) trebuie să fie demonstrată capacitatea tehnică a grupului generator de a modifica continuu puterea activă contribuind la reglajul frecvenţei în cazul oricărei creşteri importante a frecvenţei în sistem. Se verifică parametrii în regim permanent ai reglajelor, precum statismul şi banda moartă, şi parametrii dinamici, inclusiv răspunsul la treapta de frecvenţă;

2) testul se efectuează prin simularea unor trepte şi rampe de frecvenţă suficient de mari pentru a declanşa o variaţie de cel puţin 10% din capacitatea maximă a puterii active, luând în considerare valorile setate pentru statism şi banda moartă. Dacă este necesar, semnale simulate de abatere a frecvenţei vor fi introduse simultan în regulatorul de viteză şi în regulatorul de putere activă din sistemele de reglaj, luând în considerare schema acestora;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a) rezultatele testelor, în ceea ce priveşte parametrii statici şi dinamici, întrunesc cerinţele prevăzute în pct.39;

b) nu apar oscilaţii neatenuate după răspunsul la modificările de tip treaptă.

 

Subsecţiunea 2

Teste de conformitate pentru grupuri generatoare sincrone de tip C

129. Pe lângă testele de conformitate pentru grupuri generatoare sincrone de tip B descrise în Subsecţiunea 1, Secţiunea 2, Capitolul IV, Titlul II, gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice trebuie să efectueze testele de conformitate prevăzute la pct.130-132 şi pct.134 din prezenta Subsecţiune în ceea ce priveşte grupurile generatoare sincrone de tip C. În cazul în care o unitate generatoare furnizează capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem, gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice trebuie să efectueze testele menţionate în pct.133. În locul efectuării testelor corespunzătoare, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care ar demonstra conformitatea cu cerinţele relevante. Într-un astfel de caz, certificatele pentru echipamente sunt puse la dispoziţia operatorului de sistem relevant.

130. Se aplică următoarele cerinţe privind testarea răspunsului RFA-SC:

1) se demonstrează, că unitatea generatoare este capabilă din punct de vedere tehnic să modifice continuu puterea activă în puncte de funcţionare situate sub capacitatea maximă, pentru a contribui la reglajul frecvenţei în cazul unei scăderi mari de frecvenţă în sistem;

2) testul se efectuează prin simularea în puncte de funcţionare la putere activă corespunzătoare, a unor trepte de frecvenţă mici şi rampe suficient de mari pentru a declanşa o variaţie a puterii active de cel puţin 10% din capacitatea maximă, luând în considerare valorile setate pentru statism şi banda moartă. Dacă este necesar, semnale simulate a abaterii de frecvenţă vor fi introduse atât în regulatorul de viteză, cât şi în regulatorul de putere activă;

3) Testul se consideră reuşit dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a) rezultatele testelor pentru parametrii dinamici şi statici respectă dispoziţiile pct.51, sbp.3);

b) nu apar oscilaţii neatenuate după răspunsul la modificările de tip treaptă.

131. Se aplică următoarele cerinţe cu privire la testarea răspunsului RFA:

1) se demonstrează că unitatea generatoare este capabilă din punct de vedere tehnic să modifice continuu puterea activă pe întregul domeniu de funcţionare dintre nivelul capacităţii maxime şi nivelul minim de reglare pentru a contribui la reglajul frecvenţei. Se verifică parametrii în regim permanent ai reglajelor, precum statismul şi banda moartă, şi parametrii dinamici, inclusiv prin răspunsul la variaţii treaptă de frecvenţă şi la abateri mari şi rapide de frecvenţă;

2) testul se efectuează prin simularea unor trepte şi rampe de frecvenţă suficient de mari pentru a declanşa mobilizarea întregului răspuns în putere activă, pentru valorile setate pentru statism şi banda moartă, precum şi capacitatea de a creşte sau descreşte efectivă de putere activă din punctul de funcţionare respectiv. Dacă este necesar, semnale simulate ale abaterii de frecvenţă vor fi introduse simultan în referinţele regulatorului de viteză şi de putere al unităţii sau al sistemului de control al centralei;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a) timpul de activare a întregii puteri active ca rezultat al unei modificări a treptei de frecvenţă nu trebuie să depăşească valoarea prevăzută în pct.51, sbp.4);

b) nu apar oscilaţii neatenuate după răspunsul la modificările de tip treaptă;

c) timpul de întârziere iniţial este conform cu pct.51, sbp.4);

d) setările pentru statism sunt disponibile în domeniul stabilit în pct.51, sbp.4), iar banda moartă (pragul) nu este mai mare decât valoarea specificată în Subsecţiunea 3, Secţiunea 1, Capitolul II din Titlul II;

e) insensibilitatea răspunsului frecvenţă/putere activă în orice punct de funcţionare relevant nu depăşeşte cerinţele prevăzute în pct.51, sbp.4).

132. În ceea ce priveşte testarea capacităţii de reglaj pentru restabilirea frecvenţei, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea tehnică a unităţii generatoare privind participarea la reglajul restabilirii frecvenţei verificându-se legătura dintre RFA şi reglajul restabilirii frecvenţei;

2) testul va fi considerat reuşit dacă rezultatele pentru parametrii dinamici şi statici respectă dispoziţiile pct.51, sbp.5).

133. În ceea ce priveşte testarea capacităţii de pornire fără sursă de tensiune din sistem, se aplică următoarele cerinţe:

1) pentru unităţile generatoare cu capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem, trebuie demonstrată această capacitate tehnică de a porni din starea de oprire fără nici o sursă externă de alimentare cu energie;

2) testul se consideră reuşit dacă timpul de pornire este menţinut în intervalul prevăzut în pct.54, sbp.1), lit.c).

134. În ceea ce priveşte testarea izolării pe servicii proprii, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea tehnică a unităţii generatoare de a se izola pe servicii proprii şi de a funcţiona stabil pe serviciile alimentate;

2) testul se realizează la capacitatea maximă şi la puterea reactivă nominală a unităţii generatoare înainte de izolare;

3) operatorul de sistem relevant trebuie să aibă dreptul de a stabili condiţii suplimentare, luând în consideraţie pct.54, sbp.3);

4) testul este considerat reuşit în cazul, în care trecerea pe servicii proprii a reuşit, funcţionarea cu aceasta a fost demonstrată în intervalul de timp prevăzut în pct.54, sbp.3), iar resincronizarea la reţea a fost realizată cu succes.

135. În ceea ce priveşte testarea capacităţii de producere de putere reactivă, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea tehnică a unităţii generatoare în ceea ce priveşte capacitatea de furnizare a puterii reactive capacitive şi inductive în conformitate cu pct.64, sbp.2) şi 3);

2) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a) unitatea generatoare funcţionează cel puţin o oră la puterea reactivă maximă, inductivă şi capacitivă, la:

– nivelul minim de funcţionare stabilă;

– capacitatea maximă;

– un punct de funcţionare în putere activă, între nivelurile minime şi maxime respective;

b) trebuie demonstrată capacitatea unităţii generatoare de a funcţiona la orice valoare de referinţă a puterii reactive din domeniul convenit sau stabilit al puterii reactive.

 

Subsecţiunea 3

Teste de conformitate pentru grupuri generatoare sincrone de tip D

136. Grupurile generatoare sincrone de tip D sunt supuse testelor de conformitate aplicabile grupurilor generatoare sincrone de tip B şi C descrise în Subsecţiunile 1 şi 2 din prezenta secţiune.

137. În locul efectuării testelor corespunzătoare, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care ar demonstra conformitatea cu cerinţele relevante. Într-un astfel de caz, certificatele pentru echipamente sunt puse la dispoziţia operatorului de sistem relevant.

 

Secţiunea 3

Teste de conformitate pentru modulele generatoare din centrală

 

Subsecţiunea 1

Teste de conformitate pentru modulele generatoare de tip B

138. Gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice trebuie să efectueze teste de conformitate a răspunsului RFA-CR în ceea ce priveşte modulele generatoare din centrale de tip B. În locul efectuării testelor corespunzătoare, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care ar demonstra conformitatea cu cerinţele relevante. Într-un astfel de caz, certificatele pentru echipamente sunt puse la dispoziţia operatorului de sistem relevant.

139. În ceea ce priveşte modulele generatoare din centrale de tip B, testele pentru răspunsul RFA-CR trebuie să reflecte alegerea sistemului de reglaj solicitat de operatorul de sistem relevant.

140. În ceea ce priveşte testele pentru răspunsul RFA-CR, se aplică următoarele cerinţe:

1) se demonstrează capacitatea tehnică a modulului generator din centrală de a ajusta continuu puterea activă pentru a contribui la reglajul frecvenţei în cazul unei creşteri a frecvenţei sistemului. Se verifică parametrii în regim permanent şi dinamici ai reglajului, precum statismul şi banda moartă;

2) testul se efectuează prin simularea unor trepte şi rampe de frecvenţă suficient de mari pentru a declanşa o variaţie de cel puţin 10% din capacitatea maximă a puterii active, luând în considerare valorile setate pentru statism şi banda moartă. Pentru efectuarea acestui test, în referinţele sistemului de control se injectează simultan semnale simulate de deviere a frecvenţei.

3) Testul este considerat reuşit dacă rezultatele pentru parametrii dinamici şi permanenţi respectă dispoziţiile din pct.39.

 

Subsecţiunea 2

Teste de conformitate pentru modulele generatoare de tip C

141. Pe lângă testele de conformitate pentru modulele generatoare din centrală de tip B descrise în Subsecţiunea 1, Secţiunea 3, Capitolul IV, Titlul II, gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice trebuie să efectueze testele de conformitate prevăzute de pct.142-149 în ceea ce priveşte modulele generatoare din centrală de tip C. În locul efectuării testelor corespunzătoare, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care ar demonstra conformitatea cu cerinţele relevante. Într-un astfel de caz, certificatul pentru echipamente este pus la dispoziţia operatorului de sistem relevant.

142. În ceea ce priveşte testarea pentru reglajului puterii active şi domeniul de reglaj, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea tehnică a modulului de generare de a funcţiona la o putere activă sub valoarea prestabilită cu operatorul de sistem relevant sau de OST, la o valoare de referinţă;

2) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a) nivelul de putere activă al modulului este menţinut sub valoarea stabilită;

b) valoarea de referinţă este implementată în conformitate cu cerinţele prevăzute la pct.51, sbp.1);

c) acurateţea reglajului este conformă cu valoarea specificată în pct.51, sbp.1).

143. În ceea ce priveşte testele pentru răspunsul RFA-SC, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie să fie demonstrată capacitatea tehnică a modulului de generare de a-şi modifica continuu puterea activă şi de a contribui la reglajul frecvenţei în cazul unei scăderi importante a frecvenţei în sistem;

2) testul se efectuează prin simularea unor trepte şi rampe de frecvenţă suficient de mari pentru a determina o variaţie de cel puţin 10% din capacitatea maximă a puterii active pornind de la o putere activă care nu depăşeşte 80% din capacitatea maximă, luând în considerare valorile setate pentru statism şi banda moartă;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a) rezultatele testelor pentru parametrii dinamici şi statici respectă cerinţele din pct.51, sbp.3);

b) nu apar oscilaţii neatenuate după răspunsul la modificările de tip treaptă.

144. În ceea ce priveşte testarea răspunsului RFA, se aplică următoarele cerinţe:

1) se demonstrează că modulul de generare este capabil din punct de vedere tehnic să modifice continuu puterea activă pe întregul interval de funcţionare dintre nivelul capacităţii maxime şi nivelul minim de reglare pentru a contribui la reglajul frecvenţei. Se verifică parametrii în regim permanent ai reglajelor, precum insensibilitatea, statismul, banda moartă şi domeniul de reglaj, precum şi parametrii dinamici, inclusiv răspunsul la modificarea treptei de frecvenţă;

2) testul se efectuează prin simularea unor trepte şi rampe de frecvenţă suficient de mari pentru a declanşa întregul răspuns în putere activă, luând în considerare valorile setate pentru statism şi banda moartă. Pentru efectuarea testului, vor fi introduse semnale simulate de abatere de frecvenţă;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a) timpul de activare a întregii puteri active ca răspuns la abaterea de frecvenţă ca rezultat al modificării treptei de frecvenţă nu trebuie să depăşească valoarea prevăzută în pct.51, sbp.4);

b) nu apar oscilaţii neatenuate după răspunsul la modificările de tip treaptă;

c) timpul de întârziere iniţial este conform cu pct.51, sbp.4);

d) valorile setate pentru statism sunt posibile în domeniul stabilit în pct.51, sbp.4), iar banda moartă nu este mai mare decât valoarea stabilită de OST;

e) insensibilitatea răspunsului la frecvenţă al puterii active nu depăşeşte cerinţele prevăzute în pct.51, sbp.4).

145. În ceea ce priveşte testarea capacităţii de reglaj pentru restabilire a frecvenţei, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea tehnică a modulului generator de a participa la reglajul restabilirii frecvenţei. Trebuie verificată legătura dintre RFA şi reglajul restabilirii frecvenţei;

2) testul va fi considerat reuşit dacă rezultatele pentru parametrii dinamici şi statici respectă dispoziţiile în pct.51, sbp.5).

146. În ceea ce priveşte testarea capacităţii de producere de putere reactivă, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea tehnică a modulului generator privind furnizarea puterii reactive capacitive şi inductive în conformitate cu pct.73, sbp.2) şi 3);

2) testul se efectuează la puterea reactivă maximă, inductivă şi capacitivă, şi verifică următorii parametri:

a) funcţionare la mai mult de 60% din capacitatea maximă timp de 30 de minute;

b) funcţionare în domeniul 30-50% din capacitatea maximă timp de 30 de minute;

c) funcţionare în domeniul 10-20% din capacitatea maximă timp de 60 de minute;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a) modulul generator funcţionează pentru o perioadă mai mare sau egală cu durata prevăzută pentru producerea puterii reactive maxime, inductivă şi capacitivă, la fiecare parametru menţionat la pct.146, sbp.2);

b) trebuie demonstrată capacitatea modulului generator de a realiza orice valoare de referinţă a puterii reactive din domeniul convenit sau stabilit al puterii reactive;

c) nu are loc niciun demaraj, nici o acţiune de protecţie în domeniul de funcţionare definit de diagrama de capabilitate a puterii reactive.

147. În ceea ce priveşte testarea capacităţii de reglaj al tensiunii, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea modulului generator de a funcţiona în modul de reglaj menţionat în condiţiile prevăzute în pct.73, sbp.4), lit.b), c) şi d);

2) testul pentru modul de reglaj al tensiunii verifică următorii parametri:

a) rampa şi banda moartă implementate în conformitate cu pct.73, sbp.4), lit.c);

b) acurateţea reglajului;

c) insensibilitatea reglajului;

d) timpul de activare a puterii reactive;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a) domeniul de reglaj, statismul şi banda moartă setabile respectă parametrii caracteristici conveniţi sau stabiliţi, prevăzuţi în pct.73, sbp.4);

b) insensibilitatea reglajului de tensiune nu este mai mare de 0,01 pu, în conformitate cu pct.73, sbp.4);

c) după o modificare a treptei de tensiune, 90% din variaţia de putere reactivă a fost realizată în intervalele şi cu toleranţele menţionate în pct.73, sbp.4).

148. În ceea ce priveşte testarea reglajului puterii reactive, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea modulului generator de a funcţiona în modul de reglaj al puterii reactive, în condiţiile prevăzute în pct.73, sbp.4), lit.e);

2) testul pentru modul de reglaj al puterii reactive trebuie să vină în completarea testului pentru capacitatea de livrare a puterii reactive;

3) testul pentru modul de reglaj al puterii reactive verifică următorii parametri:

a) domeniul şi gradientul referinţei de putere reactivă;

b) acurateţea reglajului;

c) timpul de activare a puterii reactive;

4) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a) domeniul şi gradientul referinţei de putere reactivă sunt asigurate în conformitate cu pct.73, sbp.4);

b) acurateţea reglajului respectă condiţiile specificate în pct.73, sbp.4).

149. În ceea ce priveşte testarea reglajului factorului de putere, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea modulului generator de a funcţiona în modul de reglaj al factorului de putere, în condiţiile prevăzute în pct.73, sbp.4), lit.f);

2) testul pentru modul de reglaj al factorului de putere verifică următorii parametri:

a) domeniul valorii de referinţă a factorului de putere;

b) acurateţea reglajului;

c) răspunsul puterii reactive declanşat la modificarea treaptă de putere activă;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate cumulativ următoarele condiţii:

a) domeniul şi gradientul valorii de referinţă a factorului de putere sunt asigurate în conformitate cu pct.73, sbp.4);

b) timpul de activare a puterii reactive ca rezultat al modificării treptei de putere activă nu depăşeşte cerinţa prevăzută în pct.73, sbp.4);

c) acurateţea reglajului este conformă cu valoarea specificată în pct.73, sbp.4).

150. În ceea ce priveşte testele menţionate în pct.147-149, operatorul de sistem relevant nu poate selecta decât una dintre cele trei opţiuni de control pentru încercare.

 

Subsecţiunea 3

Teste de conformitate pentru modulele generatoare de tip D

151. Modulele generatoare de tip D sunt supuse testelor de conformitate aplicabile modulelor generatoare din centrale de tip B şi C, în conformitate cu condiţiile prevăzute în Subsecţiunile 1 şi 2 din prezenta secţiune.

152. În locul efectuării testelor corespunzătoare, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care ar demonstra conformitatea cu cerinţele relevante. Într-un astfel de caz, certificatele pentru echipamente sunt puse la dispoziţia operatorului de sistem relevant.

 

Secţiunea 4

Simulări privind conformitatea pentru grupurile generatoare sincrone

 

Subsecţiunea 1

Simulări privind conformitatea pentru grupurile

generatoare sincrone de tip B

153. Gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice trebuie să efectueze simulări ale răspunsului RFA-CR pentru grupurile generatoare sincrone de tip B. În locul efectuării simulărilor corespunzătoare, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care ar demonstra conformitatea cu cerinţele relevante. Într-un astfel de caz, certificatele pentru echipamente sunt puse la dispoziţia operatorului de sistem relevant.

154. În ceea ce priveşte simularea răspunsului RFA-CR, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea unităţii generatoare de a modifica puterea activă la creşterea frecvenţei, în conformitate cu pct.39, prin simulare;

2) simularea se efectuează prin intermediul unor trepte şi rampe de frecvenţă la creştere care să conducă la atingerea nivelului minim de reglaj, luând în considerare valorile setate de statism şi banda moartă;

3) simularea se consideră reuşită în cazul în care:

a) modelul utilizat în simularea unităţii generatoare este validat în raport cu testul de conformitate pentru răspunsul RFA-CR descris în pct.128;

b) respectarea cerinţei prevăzute în pct.39 este demonstrată.

155. În ceea ce priveşte simularea capacităţii de trecere peste defect a grupurilor generatoare sincrone de tip B, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea unităţii generatoare de a trece peste defect în conformitate cu condiţiile prevăzute în pct.47, sbp.1), prin simulare;

2) simularea se consideră reuşită dacă respectarea cerinţei prevăzute în pct.47, sbp.1) este demonstrată.

156. În ceea ce priveşte simularea pentru restabilirea puterii active după defect, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea unităţii generatoare de a restabili puterea activă după defect, menţionată în condiţiile prevăzute în pct.62;

2) simularea se consideră reuşită dacă respectarea cerinţei prevăzute în pct.62 este demonstrată.

 

Subsecţiunea 2

Simulări privind conformitatea pentru grupurile

generatoare sincrone de tip C

157. Pe lângă simulările privind conformitatea pentru grupurile generatoare sincrone de tip B prevăzute la Subsecţiunea 1, Secţiunea 4, Capitolul IV, Titlul II, grupurile generatoare sincrone de tip C trebuie supuse simulărilor detaliate în pct.158-161. În locul efectuării unora sau a tuturor simulărilor, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care ar demonstra conformitatea cu cerinţele relevante certificate, pe care trebuie să le prezinte operatorului de sistem relevant.

158. În ceea ce priveşte simularea răspunsului RFA-SC, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea unităţii generatoare de a modifica puterea activă la scăderea frecvenţei, în conformitate cu pct.51, sbp.3);

2) simularea se efectuează prin intermediul unor trepte şi rampe de frecvenţă la scădere care să conducă la atingerea capacităţii maxime, luând în considerare valorile setate de statism şi banda moartă;

3) simularea se consideră reuşită în cazul în care:

a) modelul utilizat în simularea unităţii generatoare este validat în raport cu testul de conformitate pentru răspunsul RFA-SC descris în pct.130;

b) respectarea cerinţei prevăzute în pct.51, sbp.3) este demonstrată.

159. În ceea ce priveşte simularea răspunsului RFA, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea unităţii generatoare de a modifica puterea activă pe întregul domeniu de frecvenţă, în conformitate cu pct.51, sbp.4);

2) simularea se efectuează prin simularea unor trepte şi rampe de frecvenţă suficient de mari pentru a determina întregul răspuns în putere activă la abaterea de frecvenţă, luând în considerare valorile setate pentru statism şi banda moartă;

3) simularea se consideră reuşită în cazul în care:

a) modelul de simulare al unităţii generatoare este validat în raport cu testul de conformitate pentru răspunsul RFA descris în pct.131;

b) respectarea cerinţei prevăzute în pct.51, sbp.4) este demonstrată.

160. În ceea ce priveşte simularea funcţionării în regim insularizat, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată performanţa unităţii generatoare în timpul funcţionării în regim insularizat menţionată în condiţiile prevăzute în pct.54, sbp.2);

2) simularea se consideră reuşită dacă unitatea generatoare reduce sau creşte puterea activă din punctul de funcţionare anterior în orice punct nou de funcţionare de pe diagrama de capabilitate P-Q în limitele stabilite în pct.54, sbp.2), fără deconectarea unităţii generatoare din cauza frecvenţei scăzute sau crescute.

161. În ceea ce priveşte simularea capabilităţii de producere de putere reactivă, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea unităţii generatoare în ceea ce priveşte furnizarea puterii reactive capacitive şi inductive în conformitate cu condiţiile stabilite în pct.64, sbp.2) şi 3);

2) simularea se consideră reuşită dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a) modelul de simulare al unităţii generatoare este validat în raport cu testele de conformitate pentru capacitatea de furnizare de putere reactivă descrise în pct.135;

b) respectarea cerinţelor prevăzute în pct.64, sbp.2) şi 3) este demonstrată.

 

Subsecţiunea 3

Simulări privind conformitatea pentru grupurile

generatoare sincrone de tip D

162. Pe lângă simulările privind conformitatea pentru grupurile generatoare sincrone de tip B şi C prevăzute în Subsecţiunile 1 şi 2, Secţiunea 4, Capitolul IV, Titlul II, cu excepţia simulării capacităţii de trecere peste defect a grupurilor generatoare sincrone de tip B menţionate la pct.155, grupurile generatoare sincrone de tip D sunt supuse simulărilor privind conformitatea cu cerinţele prevăzute în pct.163 şi 164. În locul efectuării unora sau a tuturor simulărilor, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care ar demonstra conformitatea cu cerinţele relevante, certificate pe care trebuie să le prezinte operatorului de sistem relevant.

163. În ceea ce priveşte simularea privind amortizarea oscilaţiilor de putere, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie să se demonstreze performanţele unităţii generatoare din punct de vedere al sistemului său de reglaj (performanţa PSS) sunt capabile să amortizeze oscilaţiile de putere activă în conformitate cu condiţiile stabilite la pct.66;

2) acordarea trebuie să conducă la îmbunătăţirea amortizării răspunsului în putere activă corespunzătoare RAT în combinaţie cu funcţia PSS, faţă de răspunsul în putere activă a unui RAT singur;

3) simularea se consideră reuşită dacă sunt respectate cumulativ următoarele condiţii:

a) funcţia PSS amortizează oscilaţiile de putere activă ale unităţii generatoare într-un domeniu de frecvenţă specificat de către OST. Acest domeniu de frecvenţă includ frecvenţele unităţii generatoare în mod local şi oscilaţiile specificate ale reţelei;

b) o reducere bruscă a puterii unităţii generatoare de la 1 p.u. la 0,6 p.u. din capacitatea maximă nu conduce la oscilaţii neamortizate ale puterii reactive sau active a unităţii generatoare.

164. În ceea ce priveşte simularea capacităţii de trecere peste defect a grupurilor generatoare sincrone de tip D, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea unităţii generatoare de a furniza capacitatea de trecere peste defect în conformitate cu pct.58, sbp.1);

2) simularea se consideră reuşită dacă respectarea cerinţei prevăzute la pct.58, sbp.1) este demonstrată.

 

Secţiunea 5

Simulări privind conformitatea pentru modulele generatoare din centrală

 

Subsecţiunea 1

Simulări privind conformitatea pentru modulele generatoare de tip B

165. Modulele generatoare de tip B se supun testelor de conformitate conform pct.166-169. În locul efectuării unora sau a tuturor simulărilor, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care ar demonstra conformitatea cu cerinţele relevante, certificat pe care trebuie să le prezinte operatorului de sistem relevant.

166. În ceea ce priveşte simularea răspunsului RFA-CR, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea modulului generator din centrală de a modifica puterea activă la creşteri de frecvenţă, în conformitate cu pct.39;

2) simularea se efectuează prin intermediul unor trepte şi rampe de frecvenţă la creştere care să conducă la atingerea nivelului minim de reglaj, luând în considerare valorile setate de statism şi banda moartă;

3) simularea se consideră reuşită în cazul în care:

a) modelul utilizat pentru simularea modulului generator din centrală este validat în raport cu testul de conformitate pentru răspunsul RFA-CR stabilit la pct.140;

b) respectarea cerinţei prevăzute la pct.39 este demonstrată.

167. În ceea ce priveşte simularea injecţiei componentei tranzitorii a curentului de defect, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea modulului generator din centrală în ceea ce priveşte furnizarea şi injectarea componentei tranzitorii a curentului de defect în conformitate cu condiţiile stabilite la pct.69, sbp.2);

2) simularea se consideră reuşită dacă respectarea cerinţei prevăzute la pct.69, sbp.2) este demonstrată.

168. În ceea ce priveşte simularea capacităţii de trecere peste defect a modulelor generatoare de tip B, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea modulului generator de a trece peste defect în conformitate cu pct.47, sbp.1), prin simulare;

2) simularea se consideră reuşită dacă respectarea cerinţei prevăzute la pct.47, sbp.1) este demonstrată.

169. În ceea ce priveşte simularea restabilirii puterii active după defect, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea modulului generator de a asigura restabilirea puterii active după defect, în conformitate cu condiţiile prevăzute la pct.70;

2) simularea se consideră reuşită dacă respectarea cerinţei prevăzute la pct.70 este demonstrată.

 

Subsecţiunea 2

Simulări privind conformitatea pentru modulele generatoare de tip C

170. Pe lângă simulările privind conformitatea pentru modulele generatoare de tip B prevăzute la Subsecţiunea 1 din prezenta secţiune, modulele generatoare de tip C trebuie supuse simulărilor de conformitate prevăzute la pct.171-176. În locul efectuării unora sau a tuturor simulărilor, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care ar demonstra conformitatea cu cerinţele relevante, certificate pe care trebuie să le prezinte operatorului de sistem relevant.

171. În ceea ce priveşte simularea răspunsului RFA-SC, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea modulului generator de a modifica puterea activă la scăderea frecvenţei, în conformitate cu pct.51, sbp.3);

2) simularea se efectuează prin simularea unor trepte şi rampe de joasă frecvenţă la scădere care să conducă la atingerea capacităţii maxime, luând în considerare valorile setate de statism şi banda moartă;

3) simularea se consideră reuşită în cazul în care:

a) modelul utilizat pentru simularea modulului generator din centrală este validat în raport cu testul de conformitate pentru răspunsul RFA-SC stabilit la pct.143;

b) respectarea cerinţei prevăzute la pct.51, sbp.3) este demonstrată.

172. În ceea ce priveşte simularea răspunsului RFA, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea modulului generator de a modifica puterea activă pe întregul domeniu de frecvenţă, în conformitate cu pct.51, sbp.4);

2) simularea se efectuează prin simularea unor trepte şi rampe de frecvenţă suficient de mari pentru a determina întregul răspuns în putere activă la abaterea de frecvenţă, luând în considerare valorile setate pentru statism şi banda moartă;

3) simularea se consideră reuşită în cazul în care:

a) modelul utilizat pentru simularea modulului generator din centrală este validat în raport cu testul de conformitate pentru răspunsul RFA stabilit la pct.144;

b) respectarea cerinţei prevăzute la pct.51, sbp.4) este demonstrată.

173. În ceea ce priveşte simularea funcţionării în regim insularizat, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată performanţa modulului generator în timpul funcţionării în regim insularizat în conformitate cu condiţiile prevăzute la pct.54, sbp.2);

2) simularea se consideră reuşită dacă modulul generator reduce sau creşte puterea activă din punctul de funcţionare anterior în orice punct nou de funcţionare al diagramei de capabilitate P-Q şi în limitele stabilite la pct.54, sbp.2), fără deconectare din cauza valorilor crescute sau scăzute ale frecvenţei.

174. În ceea ce priveşte simularea capacităţii de furnizare a inerţiei sintetice, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrat modelul capabilităţii modului generator de a furniza inerţie artificială în cazul unui eveniment de frecvenţă scăzută, astfel cum se prevede la pct.72, sbp.1);

2) simularea se consideră reuşită dacă modelul demonstrează că respectă cerinţele prevăzute la pct.72.

175. În ceea ce priveşte simularea capacităţii de producere a puterii reactive, se aplică următoarele cerinţe:

1) trebuie demonstrată capacitatea modulului generator în ceea ce priveşte capacitatea de furnizare a puterii reactive capacitive şi inductive în conformitate cu pct.73, sbp.2) şi 3);

2) simularea se consideră reuşită dacă sunt respectate cumulativ următoarele condiţii:

a) modelul de simulare al modulului generator este validat în raport cu testele de conformitate pentru capacitatea de furnizare a puterii reactive stabilite la pct.146;

b) respectarea cerinţelor prevăzute la pct.73, sbp.2) şi 3) este demonstrată.

176. În ceea ce priveşte simularea amortizării oscilaţiilor de putere, se aplică următoarele cerinţe:

1) modelul modulului generator trebuie să demonstreze că acesta poate amortiza oscilaţiile de putere activă în conformitate cu pct.73, sbp.6);

2) simularea se consideră reuşită dacă modelul demonstrează conformitatea cu condiţiile descrise la pct.73, sbp.6).

 

Subsecţiunea 3

Simulări privind conformitatea pentru modulele generatoare de tip D

177. Pe lângă simulările de conformitate pentru modulele generatoare de tip B şi C prevăzute la Subsecţiunile 1 şi 2, Secţiunea 5, Capitolul IV, Titlul II, cu excepţia capacităţii de trecere peste a modulelor generatoare de tip B menţionate la pct.168, modulele generatoare de tip D sunt supuse simulărilor privind conformitatea pentru capacitatea de trecere peste defect.

178. În locul efectuării unora sau a tuturor simulărilor menţionate la pct.177, gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice poate utiliza certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat, sau un certificat tehnic analogic, care ar demonstra conformitatea cu cerinţele relevante, certificate pe care trebuie să le prezinte operatorului de sistem relevant.

179. Modelul modulului generator trebuie să demonstreze că acesta poate fi utilizat pentru simularea capacităţii de trecere peste defect în conformitate cu pct.58, sbp.1).

180. Simularea se consideră reuşită dacă modelul demonstrează că respectă cerinţele prevăzute la pct.58, sbp.1).

 

Capitolul V

DISPOZIŢII TRANZITORII PENTRU TEHNOLOGIILE EMERGENTE

 

Secţiunea 1

Tehnologii emergente

181. Cu excepţia prevederilor secţiunii 2, Capitolul III din Titlul II, dispoziţiile din prezentul Cod nu se aplică unităţilor generatoare clasificate drept tehnologie emergentă în conformitate cu procedurile stabilite în prezentul capitol.

182. O unitate generatoare este eligibilă pentru a fi clasificată drept tehnologie emergentă în conformitate cu Secţiunea 4 din prezentul Capitol, în următoarele condiţii:

1) este de tipul A;

2) pentru unităţile generatoare tehnologia este disponibilă pe piaţă;

3) vânzările cumulate ale tehnologiei unităţii generatoare într-o zonă sincronă în momentul depunerii cererii pentru încadrarea ca tehnologie emergentă nu depăşeşte 25% din nivelul maxim al capacităţii maxime cumulate stabilite în conformitate cu pct.183.

 

Secţiunea 2

Stabilirea nivelelor limită de încadrare ca tehnologie emergentă

183. Nivelul maxim al capacităţii maxime cumulate a unităţilor generatoare încadrate la tehnologii emergente într-o zonă sincronă este de 0,1% din consumul maxim anual în 2014 în respectiva zonă sincronă.

184. Nivelul maxim al capacităţii maxime cumulate a unităţilor generatoare încadrate la tehnologii emergente se calculează prin înmulţirea nivelului maxim al capacităţii maxime cumulate a unităţilor generatoare încadrate ca tehnologii emergente cu raportul dintre energia electrică produsă în 2014 în Republica Moldova şi totalul energiei electrice produse în 2014 în zona sincronă respectivă din care Republica Moldova face parte.

 

Secţiunea 3

Cererea de încadrare ca tehnologie emergentă

185. În termen de şase luni de la intrarea în vigoare a prezentului Cod, fabricanţii unităţilor generatoare de tip A pot depune la Agenţie o cerere de încadrare a tehnologiei utilizate la unitatea lor generatoare ca tehnologie emergentă.

186. În legătură cu o cerere depusă în temeiul pct.185, fabricantul informează Agenţia cu privire la vânzările cumulate ale respectivei tehnologii aplicate la unităţile generatoare din fiecare zonă sincronă la momentul depunerii cererii de încadrare ca tehnologie emergentă.

187. Fabricantul trebuie să furnizeze dovada că o cerere depusă în temeiul pct.185 respectă criteriile de eligibilitate stabilite Secţiunile 1 şi 2, Capitolul V, Titlul II.

 

Secţiunea 4

Evaluarea şi aprobarea cererilor de încadrare ca tehnologie emergentă

188. În termen de 12 luni de la intrarea în vigoare a prezentului Cod, Agenţia decide, ce unităţi generatoare pot fi încadrate ca tehnologie emergentă. Agenţia este în drept să solicite un aviz prealabil din partea Comitetului de Reglementare al Comunităţii Energetice, care se emite în termen de trei luni de la primirea cererii. Decizia Agenţiei ia în considerare avizul Comitetului de Reglementare al Comunităţii Energetice.

189. Lista cu unităţile generatoare aprobate ca tehnologii emergente se publică de Agenţie.

 

Secţiunea 5

Retragerea încadrării ca tehnologie emergentă

190. De la data deciziei Agenţiei emisă în temeiul pct.188, producătorul unităţilor generatoare încadrate ca tehnologie emergentă prezintă Agenţiei, o dată la două luni, o situaţie actualizată a vânzărilor de astfel de unităţi în ultimele două luni. Agenţia publică capacitatea maximă cumulată a unităţilor generatoare încadrate ca tehnologii emergente.

191. În cazul în care capacitatea maximă cumulată a unităţilor generatoare încadrate ca tehnologii emergente racordate la reţele depăşeşte pragul stabilit în Secţiunea 2 din prezentul Capitol, încadrarea ca tehnologie emergentă se retrage de către Agenţie. Decizia de retragere se publică.

192. Unităţile generatoare încadrate ca tehnologii emergente şi racordate la reţea înainte de data retragerii respectivei încadrări ca tehnologie emergentă sunt considerate ca unităţi generatoare existente şi, prin urmare, intră sub incidenţa cerinţelor din prezentul Cod numai în temeiul dispoziţiilor punctului 5 şi Titlului V.

 

TITLUL III

RACORDAREA LOCURILOR DE CONSUM, INSTALAŢIILOR DE

DISTRIBUŢIE ŞI SISTEMELOR DE DISTRIBUŢIE LA

REŢEAUA ELECTRICĂ DE TRANSPORT

 

Capitolul I

PREVEDERI GENERALE

 

Secţiunea 1

Scopul

193. Prezentul Titlu stabileşte cerinţele pentru racordarea la reţeaua electrică a:

1) locurilor de consum racordate la reţeaua electrică de transport;

2) instalaţiilor de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport;

3) reţelelor de distribuţie, inclusiv a sistemelor de distribuţie închise;

4) unităţilor consumatoare utilizate de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza servicii de consum comandabil către operatorii de sistem relevanţi şi OST.

194. Prezentul Titlu stabileşte obligaţii pentru asigurarea faptului că operatorii de sistem utilizează adecvat capacităţile locurilor de consum şi ale reţelelor de distribuţie, într-un mod transparent şi nediscriminatoriu.

 

Secţiunea 2

Domeniu de aplicare

195. Cerinţele privind racordarea prevăzute de prezentul Titlu se aplică:

1) locurilor de consum noi racordate la reţeaua electrică de transport;

2) instalaţiilor de distribuţie noi racordate la reţeaua electrică de transport;

3) reţelelor electrice de distribuţie noi, inclusiv sistemelor de distribuţie închise noi;

4) unităţilor consumatoare noi utilizate de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza servicii de consum comandabil către operatorii de sistem relevanţi şi OST.

Operatorul de sistem relevant refuză să permită racordarea unui nou loc de consum la reţeaua electrică de transport, a unei noi instalaţii de distribuţie la reţeaua electrică de transport sau a unei noi reţele electrice de distribuţie care nu respectă cerinţele prevăzute în prezentul Titlu şi care nu sunt acoperite de o derogare acordată de către Agenţie în temeiul Capitolului I din Titlul VI. Operatorul de sistem relevant comunică în scris acest refuz, motivând gestionarului locului de consum, OSD sau operatorului sistemului de distribuţie închis şi Agenţiei, cauzele care au dus la refuzul de racordare.

Pe baza monitorizării conformităţii în corespundere cu Titlul III, OST refuză serviciile de consum comandabil care fac obiectul Secţiunii 1, Capitolul III din Titlul III de la unităţile consumatoare noi care nu corespund cerinţelor prevăzute de prezentul titlu.

196. Prezentul Cod nu se aplică dispozitivelor de stocare a energiei electrice, cu excepţia unităţilor generatoare cu acumulare prin pompare, în conformitate cu pct.200.

197. În cazul locurilor de consum sau al sistemelor de distribuţie închise cu mai mult de o unitate consumatoare, acestea sunt considerate, împreună, o singură unitate consumatoare dacă nu pot fi operate independent una de cealaltă sau dacă este mai eficientă combinarea acestora.

 

Secţiunea 3

Aplicarea în cazul unităţilor generatoare cu acumulare

prin pompare şi în cel al platformelor industriale

198. Prezentul Titlu nu se aplică unităţilor generatoare cu acumulare prin pompare care au un regim de funcţionare atât de generare, cât şi de pompare.

199. Orice unitate de pompare cu staţie de acumulare prin pompare care funcţionează doar în regim de pompare face obiectul cerinţelor prezentului Titlu şi este tratată ca un loc de consum.

200. În cazul platformelor industriale cu o unitate generatoare integrată, operatorul de sistem al unei platforme industriale, gestionarul locului de consum, gestionarul locului de generare şi operatorul de sistem relevant la reţeaua căruia este racordată platforma industrială pot stabili, de comun acord, în coordonare cu OST, condiţiile de deconectare a consumului critic de la reţeaua relevantă. Obiectivul acordului este asigurarea proceselor de producţie ale platformei industriale în cazul unor condiţii de perturbaţii în reţeaua relevantă.

 

Capitolul II

RACORDAREA LOCURILOR DE CONSUM, A INSTALAŢIILOR DE

DISTRIBUŢIE ŞI A SISTEMELOR DE DISTRIBUŢIE LA REŢEAUA

ELECTRICĂ DE TRANSPORT

 

Secţiunea 1

Cerinţe generale

 

Subsecţiunea 1

Cerinţe generale privind frecvenţa

201. Locurile de consum racordate la reţeaua electrică de transport, instalaţiile de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport şi la sistemele de distribuţie trebuie să poată rămâne racordate la reţea şi să funcţioneze în domeniile de frecvenţă şi pentru perioadele de timp specificate în Anexa 1.

202. Gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau OSD poate conveni cu OST asupra unor domenii de frecvenţă mai extinse sau asupra unor durate de funcţionare minime mai mari. Dacă, din punct de vedere tehnic, este fezabil să se utilizeze domenii de frecvenţă mai extinse sau durate de funcţionare minime mai mari, nu se refuză în mod nerezonabil consimţământul gestionarului locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau al OSD.

 

Subsecţiunea 2

Cerinţe generale privind tensiunea

203. Locurile de consum racordate la reţeaua electrică de transport, instalaţiile de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport şi sistemele de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport trebuie să poată rămâne racordate la reţea şi să funcţioneze în domeniile de tensiune şi pentru perioadele de timp specificate în Anexa 2.

204. Echipamentele sistemelor de distribuţie racordate la aceeaşi tensiune ca tensiunea punctului de racordare la reţeaua electrică de transport sunt capabile să rămână racordate la reţea şi să funcţioneze în domeniile de tensiune şi pentru perioadele de timp specificate în Anexa 2.

205. Domeniul de tensiune la punctul de racordare se exprimă ca tensiunea la punctul de racordare faţă de valoarea de referinţă a tensiunii de 1 per unitate (unităţi relative). Pentru nivelul de tensiune de reţea de 400 kV, valoarea de referinţă 1 ur în unităţi relative este de 400 kV, iar, pentru alte niveluri de tensiune de reţea, referinţa în unităţi relative poate fi diferită pentru fiecare operator de sistem din aceeaşi zonă sincronă;

206. Dacă OST solicită acest lucru, un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, o instalaţie de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport sau un sistem de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport trebuie să fie capabil să se deconecteze automat la tensiunile specificate. Condiţiile şi parametrii pentru deconectarea automată se convin între OST şi gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau OSD.

207. În ceea ce priveşte sistemele de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport cu o tensiune sub 110 kV la punctul de racordare, OST specifică domeniul de tensiune la punctul de racordare pe care sistemele de distribuţie racordate la respectiva reţea electrică de transport trebuie să îl suporte din proiectare. OST proiectează capacitatea propriului echipament, racordat la aceeaşi tensiune ca cea a punctului de racordare la reţeaua electrică de transport, astfel încât să se conformeze acestui domeniu de tensiune.

 

Subsecţiunea 3

Cerinţe privind curenţii de scurtcircuit

208. Pe baza capacităţii nominale a elementelor reţelei sale de transport de a suporta scurtcircuitele, OST precizează curentul maxim de scurtcircuit în punctul de racordare pe care trebuie să îl poată suporta locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport.

209. OST furnizează gestionarului locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport o estimare a curentului minim şi a celui maxim de scurtcircuit care se pot preconiza la punctul de racordare ca echivalent al reţelei.

210. Fără întârziere şi cel târziu la o săptămână după producerea unui eveniment neplanificat, OST informează gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport afectat sau operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport afectat în legătură cu schimbările peste limita curentului maxim de scurtcircuit pe care locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport afectat sau sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport afectat trebuie să îl poată suporta de la reţeaua OST, în conformitate cu pct.208.

211. Limita stabilită la pct.210 se specifică fie de către gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, pentru locul său, fie de către operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport, pentru reţeaua sa.

212. Cu cel puţin o săptămână înaintea unui eveniment planificat, OST informează gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport afectat sau operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport afectat în legătură cu schimbările peste limita curentului maxim de scurtcircuit pe care locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport afectat sau sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport afectat trebuie să îl poată suporta de la reţeaua OST, în conformitate cu pct.208.

213. Limita stabilită în pct.212 se specifică fie de către gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, pentru locul său, fie de către operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport, pentru reţeaua sa.

214. OST solicită informaţii de la gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau de la un operator de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport, în ceea ce priveşte contribuţia în materie de curent de scurtcircuit din partea respectivului loc sau a respectivei reţele. Ca măsură minimă, se pun la dispoziţie şi se dovedesc echivalenţii de succesiune zero, pozitivă şi negativă ai reţelei.

215. În cel puţin o săptămână după producerea unui eveniment neplanificat, gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul de distribuţie, reţeaua căruia este racordată la reţeaua electrică de transport informează OST în legătură cu schimbările contribuţiei la curentul de scurtcircuit ce depăşeşte limita stabilită de OST.

216. Cu cel puţin o săptămână înaintea unui eveniment planificat, gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport informează OST în legătură cu modificările contribuţiei la curentul de scurtcircuit peste limita stabilită de OST.

 

Subsecţiunea 4

Cerinţe privind puterea reactivă

217. Locurile de consum racordate la reţeaua electrică de transport şi sistemele de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport trebuie să poată rămâne în stare normală de funcţionare în punctul lor de racordare într-un interval de putere reactivă specificat de OST, în conformitate cu următoarele condiţii:

1) în cazul locurilor de consum racordate la reţeaua electrică de transport, intervalul real al puterii reactive specificat de OST pentru importul şi exportul de putere reactivă nu trebuie să depăşească 48 la sută din cea mai mare dintre capacităţile maxime de import sau de export (corespunzător unui factor de putere 0,9 pentru importul sau exportul de putere activă), cu excepţia situaţiilor în care beneficiile tehnice sau financiare pentru sistem sunt demonstrate, pentru locurile de consum racordate la reţeaua electrică de transport, de gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport şi acceptate de OST;

2) în cazul sistemelor de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, intervalul real al puterii reactive specificat de OST pentru importul şi exportul de putere reactivă nu trebuie să depăşească:

a) 48 la sută (adică factorul de putere 0,9) din cea mai mare dintre capacităţile maxime de import sau de export în timpul importului de putere reactivă (consum);

b) 48 la sută (adică factorul de putere 0,9) din cea mai mare dintre capacităţile maxime de import sau de export în timpul exportului de putere reactivă (producţie),

cu excepţia situaţiilor în care beneficiile tehnice sau financiare pentru sistem sunt demonstrate de OST şi de operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport prin analiză comună;

3) OST şi operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport convin asupra sferei de cuprindere a analizei, care abordează soluţiile posibile şi stabileşte soluţia optimă pentru schimbul de putere reactivă dintre sistemele lor, ţinând seama în mod adecvat de caracteristicile specifice ale sistemelor, de structura variabilă a schimbului de putere, de circulaţiile bidirecţionale şi de capacităţile de producere de putere reactivă din sistemul de distribuţie;

4) OST poate stabili utilizarea unor sisteme de măsurare diferite de factorul de putere pentru a stabili intervale echivalente pentru capacitatea de producere de putere reactivă;

5) valorile din cerinţa privind intervalul de furnizare a puterii reactive se raportează la punctul de racordare;

6) prin derogare de la sbp.5), atunci când un punct de racordare este partajat de o unitate generatoare şi un loc de consum, trebuie îndeplinite cerinţe echivalente la punctul definit în contractele relevante.

218. OST poate solicita, ca sistemele de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport să aibă, în punctul de racordare, capacitatea de a nu exporta putere reactivă (la tensiunea de referinţă 1 ur) pentru o circulaţie de putere activă mai mică de 25% din capacitatea maximă de import. După caz, Agenţia solicită OST să îşi justifice solicitarea printr-o analiză în comun cu operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport. Dacă aceste cerinţe nu sunt justificate pe baza analizei comune, OST şi operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport convin asupra unor cerinţe necesare în conformitate cu rezultatele unei analize comune.

219. Fără a se aduce atingere pct.217, sbp.2), OST pot solicita ca sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport să controleze în mod activ schimbul de putere reactivă la punctul de racordare, în beneficiul întregului sistem. OST şi operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport convin asupra unei metode de efectuare a acestui control, pentru a asigura nivelul justificat al siguranţei în alimentare pentru ambele părţi. Justificarea include o foaie de parcurs în care se specifică etapele şi calendarul de îndeplinire a cerinţei.

220. În conformitate cu pct.219, operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport poate solicita OST să aibă în vedere sistemul său de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport în ceea ce priveşte gestionarea puterii reactive.

 

Subsecţiunea 5

Cerinţe privind sistemele de protecţie

221. OST specifică dispozitivele şi setările necesare pentru protecţia reţelei de transport în conformitate cu caracteristicile locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau ale sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport. OST şi gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport convin asupra sistemelor de protecţie şi asupra setărilor relevante pentru locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau pentru sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport.

222. Protecţia electrică a locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau a sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport este prioritară în raport cu reglajele operaţionale, respectându-se totodată siguranţa în funcţionare a sistemului, sănătatea şi siguranţa personalului şi a publicului.

223. Dispozitivele sistemelor de protecţie pot să se aplice următoarelor elemente:

1) scurtcircuite interne şi externe;

2) creşterile şi scăderile de tensiune în punctul de racordare la reţeaua electrică de transport;

3) creşterile şi scăderile de frecvenţă;

4) protecţia circuitului de consum;

5) protecţia transformatorului de evacuare a unităţii generatoare;

6) protecţia de rezervă a celulei de racord la refuz de protecţie şi la refuz de declanşare întreruptor (DRRI).

224. OST şi gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport convin asupra oricăror schimbări ale sistemelor de protecţie relevante pentru locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau pentru sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport şi asupra măsurilor pentru sistemele de protecţie a locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau a sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport.

 

Subsecţiunea 6

Cerinţe privind controlul

225. OST şi gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport convin asupra sistemelor şi asupra setărilor diferitelor dispozitive de comandă-control ale locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau asupra sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport relevant pentru siguranţa în funcţionare a sistemului.

226. Acordul se aplică cel puţin următoarelor elemente:

1) funcţionarea insularizată a reţelei;

2) amortizarea oscilaţiilor;

3) perturbaţiile în reţeaua de transport;

4) anclanşarea automată a rezervei (AAR);

5) reanclanşarea automată rapidă (RAR) (în cazul defectelor monofazate).

227. OST şi gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport convin asupra eventualelor schimbări aduse sistemelor şi setărilor diferitelor dispozitive de control ale locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau ale sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport relevant pentru siguranţa în funcţionare a sistemului.

228. În ceea ce priveşte ordinea de prioritate pentru protecţie şi comandă-control, gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport stabilesc dispozitivele de protecţie şi comandă-control ale propriului loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau, respectiv, ale propriului sistem de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport, cu următoarea ierarhizare, organizate în ordinea descrescătoare a importanţei:

1) protecţia reţelei de transport;

2) protecţia locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau a sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport;

3) reglajul de frecvenţă (în cadrul reglajului puterii active);

4) restricţii de putere.

 

Subsecţiunea 7

Schimbul de informaţii

229. Locurile de consum racordate la reţeaua electrică de transport sunt echipate în conformitate cu standardele specificate de OST, pentru a se realiza schimburi de informaţii între OST şi locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport cu marcarea timpului specificată. OST pune standardele specificate la dispoziţia publicului.

230. Sistemele de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport sunt echipate în conformitate cu standardele specificate de OST, pentru a se realiza schimburi de informaţii între OST şi sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport cu marcarea timpului specificată. OST pune standardele specificate la dispoziţia publicului.

231. OST specifică standardele pentru schimbul de informaţii. OST pune la dispoziţia publicului lista exactă cu datele necesare.

 

Subsecţiunea 8

Deconectarea consumului şi reconectarea consumului

232. Toate locurile de consum racordate la reţeaua electrică de transport şi sistemele de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport trebuie să satisfacă următoarele cerinţe legate de capabilitatea de deconectare a consumului la scăderea frecvenţei:

1) fiecare operator de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport şi, dacă OST specifică astfel, fiecare gestionar locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport furnizează capacităţi care permit deconectarea automată a unei ponderi specificate a propriului consum la scăderea frecvenţei. OST poate specifica un criteriu de deconectare bazat pe o combinaţie de prag de frecvenţă scăzută şi o viteză de variaţie a frecvenţei;

2) capabilitatea de deconectare a consumului la scăderea frecvenţei trebuie să permită deconectarea consumului în trepte, pentru un domeniu de frecvenţe operaţionale;

3) capabilitatea de deconectare a consumului la scăderea frecvenţei trebuie să permită funcţionarea la o tensiune nominală de curent alternativ („c.a.”) care urmează a fi specificată de operatorul de sistem relevant şi trebuie să satisfacă următoarele cerinţe:

a) domeniul de frecvenţă: cel puţin între 47 şi 50 Hz, ajustabil în trepte de câte 0,05 Hz;

b) timp de acţionare: maximum 150 ms de la depăşirea valorii de consemn reglate a frecvenţei;

c) blocarea pe criteriul de tensiune: trebuie să fie reglabilă în domeniul 30-90% din tensiunea de referinţă 1 ur;

d) trebuie să permită identificarea sensului circulaţiei de putere activă la punctul de deconectare;

4) alimentarea cu tensiune c.a. utilizată pentru furnizarea semnalului de măsurare a frecvenţei de deconectare a consumului la scăderea frecvenţei este furnizată din reţea în punctul de măsurare a frecvenţei, aşa cum este utilizată pentru furnizarea semnalului în conformitate cu pct.232, sbp.3), astfel încât frecvenţa corespunzătoare tensiunii de alimentare a dispozitivului de deconectare a consumului la scăderea frecvenţei să fie aceeaşi cu cea din reţea.

233. În ceea ce priveşte dispozitivul de deconectare a consumului la tensiune scăzută, se aplică următoarele cerinţe:

1) în coordonare cu operatorii de distribuţie racordaţi la reţeaua electrică de transport, OST poate să specifice cerinţe pentru dispozitivele de deconectare a consumului la tensiune scăzută pentru instalaţiile de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport;

2) în coordonare cu gestionarii locurilor de consum racordat la reţeaua electrică de transport, OST poate să specifice cerinţe pentru dispozitivele de deconectare a consumului la tensiune scăzută pentru locurile de consum racordate la reţeaua electrică de transport;

3) pe baza evaluării OST în ceea ce priveşte siguranţa în funcţionare a sistemului, pentru operatorii de distribuţie racordaţi la reţeaua electrică de transport trebuie să fie obligatorie implementarea blocării comutatorului de ploturi sub sarcină şi implementarea blocării deconectării consumului la tensiune scăzută;

4) dacă OST decide să implementeze un dispozitiv de deconectare a consumului la tensiune scăzută, atât echipamentul pentru blocarea comutatorului de ploturi sub sarcină, cât şi cel pentru deconectarea consumului la tensiune scăzută se instalează în coordonare cu OST;

5) metoda de deconectare a consumului la tensiune scăzută se implementează fie prin relee, fie prin sistemul de control din camera de comandă;

6) dispozitivele de deconectare a consumului la tensiune scăzută prezintă următoarele caracteristici:

a) dispozitivele de deconectare a consumului la tensiune scăzută monitorizează tensiunea tuturor celor trei faze;

b) blocarea funcţionării releelor se bazează fie pe sensul de circulaţie de putere activă, fie pe sensul de circulaţie de putere reactivă.

234. În ceea ce priveşte blocarea comutatorului de ploturi sub sarcină, se aplică următoarele cerinţe:

1) dacă OST solicită acest lucru, comutatorul de ploturi sub sarcină al transformatorului de la instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport trebuie să poată fi blocat în mod automat sau manual;

2) OST specifică cerinţele tehnice de blocare automată a comutatorului de ploturi sub sarcină.

235. Toate locurile de consum racordate la reţeaua electrică de transport şi sistemele de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe legate de deconectarea sau reconectarea unui loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau a unui sistem de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport:

1) în ceea ce priveşte capacitatea de reconectare în urma unei deconectări, OST specifică condiţiile în care un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau un sistem de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport are dreptul de a se reconecta la reţeaua electrică de transport. Instalarea unor sisteme de reconectare automată face obiectul unei aprobări prealabile de către OST;

2) în ceea ce priveşte reconectarea unui loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau a unui sistem de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport, locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport trebuie să fie capabil de sincronizare pentru frecvenţe cuprinse în domeniul prevăzut la Subsecţiunea 1, Secţiunea 1, Capitolul II din Titlul III. OST şi gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport convin asupra setărilor dispozitivelor de sincronizare înaintea racordării locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau a racordării sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport, inclusiv asupra tensiunii, a frecvenţei, a domeniului unghiului fazorilor de tensiune şi a diferenţelor de tensiune şi frecvenţă;

3) un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau o instalaţie de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport trebuie să poată fi deconectate de la distanţă de la reţeaua electrică de transport atunci când OST solicită acest lucru. Dacă este necesar, echipamentul de deconectare automatizat pentru reconfigurarea sistemului în scopul pregătirii reconectării consumatorilor se specifică de către OST. OST specifică timpul necesar pentru deconectarea de la distanţă.

 

Subsecţiunea 9

Calitatea energiei electrice

236. Gestionarii locurilor de consum racordat la reţeaua electrică de transport şi operatorii de distribuţie racordaţi la reţeaua electrică de transport se asigură că propriile instalaţii conectate la reţea nu generează un nivel determinat de perturbaţii sau fluctuaţie a tensiunii de alimentare în punctul de racordare la reţea. Nivelul de perturbaţii nu depăşeşte nivelul alocat lor de către OST. OST îşi coordonează cerinţele referitoare la calitatea energiei electrice cu cerinţele OST adiacenţi.

 

Subsecţiunea 10

Modele de simulare

237. Locurile de consum racordate la reţeaua electrică de transport şi sistemele de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport trebuie să satisfacă cerinţele prevăzute la pct.239 şi 240 legate de modelele matematice utilizate în simulare sau de informaţiile echivalente.

238. OST poate solicita modele matematice utilizate în simulare sau informaţii echivalente care să arate comportamentul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau al sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport sau al ambelor, în condiţii staţionare şi dinamice.

239. OST specifică conţinutul şi formatul modelelor matematice utilizate în simulare sau ale informaţiilor echivalente respective. Conţinutul şi formatul includ:

1) condiţiile pentru regimurile permanente şi dinamice, inclusiv componenta de 50 Hz;

2) simulări electromagnetice tranzitorii în punctul de racordare;

3) topologia şi schema electrică.

240. În scopul simulărilor dinamice, modelul matematic utilizat în simulare sau informaţiile echivalente menţionate la pct.239, sbp.1) conţin următoarele submodele sau informaţii echivalente:

1) reglajul puterii;

2) reglajul tensiunii;

3) modelele de protecţie a locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport şi a sistemului de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport;

4) diferitele tipuri de consum, mai exact caracteristicile electrotehnice ale consumului;

5) modelele convertorului.

241. Fiecare operator de sistem relevant sau OST specifică cerinţele referitoare la performanţa înregistrărilor locurilor de consum racordate la reţeaua electrică de transport sau ale instalaţiilor de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport sau ale ambelor, pentru a compara răspunsul modelului cu aceste înregistrări.

 

Secţiunea 2

Procedura de notificare

 

Subsecţiunea 1

Prevederi generale

242. Procedura de notificare pentru conectarea fiecărui nou loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a fiecărei noi instalaţii de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport şi a fiecărui nou sistem de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport cuprinde:

1) o notificare de punere sub tensiune (NPT);

2) o notificare de funcţionare provizorie (NFP);

3) o notificare de funcţionare finală (NFF).

243. Fiecare gestionar al locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau fiecare operator de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport căruia i se aplică una sau mai multe din cerinţele Capitolului 2, Titlului III demonstrează OST că a respectat cerinţele prevăzute în Capitolul 2, Titlul III din prezentul Cod, încheind cu succes procedura de notificare pentru racordarea fiecărui loc de consum la reţeaua electrică de transport, a fiecărei instalaţii de distribuţie la reţeaua electrică de transport şi a fiecărui sistem de distribuţie la reţeaua electrică de transport descris la Subsecţiunile 2-5 din prezenta secţiune.

244. OST trebuie să specifice şi să pună la dispoziţia publicului detalii suplimentare privind procedura de notificare.

 

Subsecţiunea 2

Notificarea de punere sub tensiune

245. O NPT conferă gestionarului locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport dreptul de a pune sub tensiune reţeaua internă şi dispozitivele auxiliare, prin utilizarea instalaţiei de racordare la reţea care este stabilită pentru punctul de racordare.

246. OST emite o NPT sub rezerva îndeplinirii lucrărilor pregătitoare, printre care se numără şi acordul privind protecţia şi parametrii de reglaj aplicabili la punctul de racordare dintre OST şi gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport.

 

Subsecţiunea 3

Notificarea de funcţionare provizorie

247. O NFP conferă gestionarului locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport dreptul de a opera locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport, instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport sau sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport utilizând instalaţia de racordare la reţea pentru o perioadă limitată de timp.

248. OST emite o NFP aferentă finalizării procesului de analiză a datelor şi a studiilor, în conformitate cu prezenta Subsecţiune.

249. În ceea ce priveşte analiza datelor şi studiilor, OST are dreptul de a solicita gestionarului locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorului sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport să-i furnizeze următoarele:

1) o declaraţie de conformitate defalcată pe puncte;

2) datele tehnice detaliate ale locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, ale instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport sau ale sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport cu relevanţă pentru racordarea la reţea, aşa cum se prevede de către OST;

3) certificatele pentru echipamente eliberate de un organism de certificare autorizat în ceea ce priveşte locurile de consum racordate la reţeaua electrică de transport, instalaţiile de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport şi sistemele de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, în cazul în care aceste certificate sunt invocate ca parte a dovezilor de conformitate;

4) modelele matematice utilizate în simulare, astfel, cum se specifică în Subsecţiunea 10, Secţiunea 1 din prezentul Capitol şi conform solicitării OST;

5) studii care demonstrează performanţele preconizate în regim permanent şi dinamic, astfel, cum se prevede în Subsecţiunea 2 din Secţiunea 3, şi Subsecţiunile 1 şi 2 din Secţiunea 4, Capitolul IV, Titlul III;

6) detalii ale metodei practice preconizate de realizare a testelor de conformitate în temeiul Secţiunii 2, Capitolul IV din prezentul Titlu.

250. Perioada maximă pe parcursul căreia gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport poate menţine statutul de NFP este de 24 de luni. OST este abilitat să stabilească o perioadă de valabilitate mai scurtă a NFP. O prelungire a NFP se acordă numai în cazul în care gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport a înregistrat progrese semnificative în direcţia realizării conformităţii integrale. Chestiunile nesoluţionate trebuie să fie clar identificate în momentul depunerii cererii de prelungire.

251. O prelungire a perioadei în care gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport poate menţine statutul de NFP, dincolo de perioada stabilită la pct.250, poate fi acordată în cazul, în care OST i se adresează o cerere de derogare înainte de expirarea perioadei respective, în conformitate cu procedura de derogare prevăzută în Capitolul I din Titlul VI.

 

Subsecţiunea 4

Notificarea de funcţionare finală

252. O NFF conferă gestionarului locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorului sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport dreptul de a opera locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport, instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport sau sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport utilizând instalaţia de racordare la reţea.

253. OST emite o NFF după eliminarea prealabilă a tuturor incompatibilităţilor identificate în timpul statutului NFP şi condiţionat de finalizarea procesului de analiză a datelor şi studiilor, în conformitate cu prezenta Subsecţiune.

254. În scopul analizei datelor şi studiilor, gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport trebuie să transmită OST următoarele:

1) o declaraţie de conformitate defalcată pe puncte;

2) o actualizare a datelor tehnice aplicabile, a modelelor matematice utilizate în simulare şi a studiilor menţionate în pct.249, sbp.2), 4) şi 5), inclusiv utilizarea valorilor reale măsurate în timpul testelor.

255. Dacă se identifică o incompatibilitate în legătură cu emiterea NFF, poate fi acordată o derogare, în urma unei cereri adresate OST, în conformitate cu procedura de derogare descrisă în Titlul VI. NFF se emite de către OST, dacă locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport, instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport sau sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport respectă dispoziţiile derogării.

În cazul în care o cerere de derogare este respinsă, OST are dreptul de a refuza permiterea funcţionării locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport sau sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport până în momentul în care gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport şi OST remediază incompatibilitatea, astfel încât OST consideră, că locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport, instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport sau sistemul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport este în conformitate cu dispoziţiile prezentului titlu.

Dacă OST şi gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport nu rezolvă incompatibilitatea într-un interval de timp rezonabil, dar în niciun caz mai târziu de şase luni de la notificarea deciziei de respingere a cererii de derogare, fiecare parte poate prezenta problema spre soluţionare Agenţiei.

 

Subsecţiunea 5

Notificarea de funcţionare limitată

256. Gestionarii instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport sau operatorii sistemelor de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport cărora li s-a acordat o NFF, informează imediat OST, cel târziu la 24 de ore după apariţia incidentului, dacă apar următoarele situaţii:

1) instalaţia prezintă temporar obiectul unei modificări semnificative sau al unei pierderi de capacitate care îi afectează performanţa;

2) există o defecţiune a echipamentelor care conduce la nerespectarea unor cerinţe relevante.

În funcţie de natura schimbărilor, poate fi stabilită, prin acord cu gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau cu operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport, o perioadă de timp mai lungă pentru informarea OST.

257. Gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport solicită OST o notificare de funcţionare limitată (NFL), dacă gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport preconizează, că situaţiile descrise la pct.256 vor dura mai mult de trei luni.

258. OST emite o NFL care conţine următoarele informaţii, clar identificabile:

1) problemele neremediate care justifică acordarea NFL;

2) responsabilităţile şi calendarul pentru soluţionarea avută în vedere;

3) o perioadă maximă de valabilitate care nu trebuie să depăşească 12 luni. Perioada iniţială acordată poate fi mai scurtă, cu posibilitate de prelungire, dacă se prezintă dovezi considerate suficiente de către OST, care demonstrează că au fost înregistrate progrese substanţiale în vederea realizării conformităţii integrale.

259. NFF se suspendă în perioada de valabilitate a NFL referitor la aspectele pentru care a fost emisă NFL.

260. O nouă prelungire a perioadei de valabilitate a NFL poate fi acordată în urma unei cereri de derogare adresate OST înainte de expirarea perioadei respective, în conformitate cu procedura de derogare descrisă la Titlul VI.

261. La încetarea valabilităţii NFL, OST are dreptul de a refuza să permită funcţionarea locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport sau a sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport. În astfel de cazuri, NFF se anulează automat.

262. În cazul în care OST nu acordă o prelungire a perioadei de valabilitate a NFL în conformitate cu pct.260 sau în cazul în care acesta refuză să permită funcţionarea locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport sau a sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport după ce NFL îşi încetează valabilitatea în conformitate cu pct.261, gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport poate înainta problema spre soluţionare Agenţiei în termen de şase luni de la notificarea deciziei către OST.

 

Capitolul III

RACORDAREA UNITĂŢILOR DE CONSUM UTILIZATE DE UN LOC DE

CONSUM SAU DE UN SISTEM DE DISTRIBUŢIE ÎNCHIS PENTRU

A FURNIZA SERVICII DE CONSUM COMANDABIL CĂTRE

OPERATORII DE REŢEA

 

Secţiunea 1

Cerinţe generale

 

Subsecţiunea 1

Dispoziţii generale

263. Serviciile de consum comandabil furnizate operatorilor de sistem se diferenţiază pe baza următoarelor categorii:

1) comandate de la distanţă pentru:

a) reglajul de putere activă al consumului comandabil;

b) reglajul de putere reactivă al consumului comandabil;

c) managementul congestiilor în reţeaua electrică cu ajutorul consumului comandabil;

2) comandate autonom:

a) răspunsul consumului la abaterile de frecvenţă;

b) reglajul foarte rapid al puterii active al consumului.

264. Locurile de consum şi sistemele de distribuţie închise pot furniza servicii de consum comandabil către operatorii de sistem relevanţi şi OST. Serviciile de consum comandabil pot include, împreună sau separat, modificarea consumului în sensul creşterii sau al scăderii lui.

265. Categoriile menţionate la pct.263 nu sunt exclusive, iar prezentul Cod nu împiedică dezvoltarea altor categorii. Prezentul Cod nu se aplică serviciilor de consum comandabil furnizate altor entităţi decât operatorii de sistem relevanţi sau OST.

 

Subsecţiunea 2

Dispoziţii specifice privind unităţile consumatoare cu reglaj de putere activă

al consumului comandabil, cu reglaj de putere reactivă al consumului

comandabil şi cu management al congestiilor din reţeaua

electrică cu ajutorul consumului comandabil

266. Locurile de consum şi sistemele de distribuţie închise ar putea oferi operatorilor de sistem relevanţi şi OST reglaj de putere activă al consumului comandabil, reglaj de putere reactivă al consumului comandabil sau management al congestiilor în reţeaua electrică cu ajutorul consumului comandabil.

267. Unităţile consumatoare cu reglaj de putere activă al consumului comandabil, cu reglaj de putere reactivă al consumului comandabil sau cu management al congestiilor în reţeaua electrică cu ajutorul consumului comandabil trebuie să satisfacă, fie individual, fie, dacă nu fac parte dintr-un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, împreună, ca parte a agregării locurilor de consum prin intermediul unui terţ, următoarele cerinţele:

1) să poată funcţiona în domeniile de frecvenţă specificate în pct.201 şi în domeniul extins specificat în pct.202;

2) să poată funcţiona în domeniile de tensiune specificate în Subsecţiunea 2, Secţiunea 1 din Capitolul II, Titlul III, dacă sunt racordate la un nivel de tensiune de 110 kV sau mai mare;

3) să poată funcţiona în domeniul de tensiune al funcţionării normale a sistemului la punctul de racordare, specificat de operatorul de sistem relevant, dacă este racordat la un nivel de tensiune mai mic de 110 kV. Acest domeniu trebuie să ţină seama de standardele existente şi, înaintea aprobării în conformitate cu Secţiunea 3 din Titlul I, trebuie să facă obiectul unei consultări cu părţile interesate relevante, în conformitate cu pct.20;

4) să poată regla consumul de putere din reţea într-un domeniu egal cu domeniul contractat, direct sau indirect, printr-un terţ, de OST;

5) să fie echipate pentru a primi dispoziţii, direct sau indirect, printr-un terţ, de la operatorul de sistem relevant sau de la OST, pentru a-şi modifica cererea şi pentru a transfera informaţiile necesare. Operatorul de sistem relevant pune la dispoziţia publicului specificaţiile tehnice aprobate pentru a permite acest transfer de informaţii. În cazul unităţilor consumatoare racordate la un nivel de tensiune mai mic de 110 kV, aceste specificaţii, înaintea aprobării în conformitate cu Secţiunea 3 din Titlul I, trebuie să facă obiectul unei consultări cu părţile interesate relevante, în conformitate cu pct.20;

6) să îşi poată ajusta consumul de putere într-un interval de timp specificat de operatorul de sistem relevant sau de OST. În cazul unităţilor consumatoare racordate la un nivel de tensiune mai mic de 110 kV, aceste specificaţii, înaintea aprobării în conformitate cu Secţiunea 3 din Titlul I, trebuie să facă obiectul unei consultări cu părţile interesate relevante, în conformitate cu pct.20;

7) să poată executa în întregime o dispoziţie emisă de operatorul de sistem relevant sau de OST de a-şi modifica consumul de putere până la limitele de siguranţă ale protecţiei electrice, cu excepţia cazului în care există o metodă convenită prin contractul cu operatorul de sistem relevant sau cu OST pentru înlocuirea participării lor (inclusiv a contribuţiei locurilor de consum agregate, prin intermediul unui terţ);

8) după ce a avut loc modificarea consumului de putere şi pe durata modificării solicitate, să modifice numai solicitarea utilizată pentru a furniza serviciul, dacă acest lucru este solicitat de operatorul de sistem relevant sau de OST, până la limitele de siguranţă ale protecţiei electrice, cu excepţia cazului în care există o metodă convenită prin contractul cu operatorul de sistem relevant sau cu OST pentru înlocuirea participării lor (inclusiv a locurilor de consum agregate, prin intermediul unui terţ). Dispoziţiile de modificare a consumului de putere pot avea efecte imediate sau întârziate;

9) să notifice operatorului de sistem relevant sau OST modificarea capacităţii de consum comandabil. Operatorul de sistem relevant sau OST specifică modalităţile notificării;

10) să permită modificarea unei părţi a propriei cereri ca răspuns la o dispoziţie emisă de operatorul de sistem relevant sau de OST, în limitele convenite cu gestionarul locului de consum sau cu operatorul de sistem distribuţie închis şi în conformitate cu setările unităţii consumatoare, în cazul în care operatorul de sistem relevant sau OST comandă, direct sau indirect, printr-un terţ, modificarea consumului de putere;

11) să aibă capacitatea de a nu se deconecta de la sistem din cauza vitezei de variaţie a frecvenţei până la o valoare specificată de OST. În ceea ce priveşte această capacitate de a rămâne racordat la sistem, valoarea vitezei de variaţie a frecvenţei se calculează pentru un interval de timp de 500 ms. În cazul unităţilor consumatoare racordate la un nivel de tensiune mai mic de 110 kV, aceste specificaţii, înaintea aprobării în conformitate cu Secţiunea 3 din Titlul I, trebuie să facă obiectul unei consultări cu părţile interesate relevante, în conformitate cu pct.20;

12) să fie echipate să primească, direct sau indirect, printr-un terţ, dispoziţiile emise de operatorul de sistem relevant sau de OST, de a măsura valoarea frecvenţei sau a tensiunii sau ambele, de a comanda deconectarea şi de a transfera informaţiile, în cazul în care modificarea consumului de putere este specificată prin reglarea frecvenţei sau a tensiunii sau a amândurora şi printr-un semnal de preavertizare trimis de operatorul de sistem relevant sau de OST. Operatorul de sistem relevant precizează şi publică specificaţiile tehnice ale echipamentului aprobate pentru a permite acest transfer de informaţii. În cazul unităţilor consumatoare racordate la un nivel de tensiune mai mic de 110 kV, aceste specificaţii, înaintea aprobării în conformitate cu Secţiunea 3 din Titlul I, trebuie să facă obiectul unei consultări cu părţile interesate relevante, în conformitate cu pct.20.

268. În ceea ce priveşte reglajul tensiunii cu deconectarea şi reconectarea echipamentelor de compensare statice, fiecare loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau fiecare sistem de distribuţie închis racordat la reţeaua electrică de transport trebuie să îşi poată conecta sau deconecta echipamentele de compensare statice, direct sau indirect, fie individual, fie în comun, ca parte a agregării locurilor de consum prin intermediul unui terţ, ca răspuns la o dispoziţie transmisă de OST, sau în condiţiile prevăzute în contractul dintre OST şi gestionarul locului de consum sau operatorul sistemului de distribuţie închis.

 

Subsecţiunea 3

Dispoziţii specifice privind unităţile consumatoare care asigură

răspunsul consumului la abaterile de frecvenţă

269. Locurile de consum şi sistemele de distribuţie închise le pot asigura operatorilor de sistem relevanţi şi OST răspunsul consumului la abaterile de frecvenţă.

270. Fie individual, fie, dacă nu fac parte dintr-un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, împreună, ca parte a agregării locurilor de consum prin intermediul unui terţ, unităţile consumatoare care asigură răspunsul consumului la abaterile de frecvenţă trebuie să satisfacă următoarele cerinţe:

1) pot funcţiona în domeniile de frecvenţă specificate la pct.201 şi în domeniul extins specificat la pct.202;

2) pot funcţiona în domeniile de tensiune specificate la Subsecţiunea 2, Secţiunea 1, Capitolul II din Titlul III, dacă sunt racordate la un nivel de tensiune de 110 kV sau mai mare;

3) pot funcţiona în domeniul de tensiune al funcţionării normale a sistemului în punctul de racordare, specificat de operatorul de sistem relevant, dacă este racordat la un nivel de tensiune mai mic de 110 kV. Acest domeniu trebuie să ţină seama de standardele existente şi, înaintea aprobării în conformitate cu Secţiunea 3 din Titlul I, trebuie să facă obiectul unei consultări cu părţile interesate relevante, în conformitate cu pct.20;

4) să fie echipate cu un sistem de reglaj care să fie insensibil într-o bandă moartă în jurul frecvenţei nominale a sistemului de 50,00 Hz, cu o lăţime care urmează a fi specificată de OST în consultare cu OST din zona sincronă. În cazul unităţilor consumatoare racordate la un nivel de tensiune mai mic de 110 kV, aceste specificaţii, înaintea aprobării în conformitate cu Secţiunea 3 din Titlul I, trebuie să facă obiectul unei consultări cu părţile interesate relevante, în conformitate cu pct.20;

5) la revenirea la o frecvenţă din interiorul benzii moarte specificate pct.270, sbp.4), să poată iniţia o întârziere cu o durată aleatorie de până la cinci minute înainte de a se relua funcţionarea normală. Abaterea maximă a frecvenţei de la valoarea normală de 50,00 Hz faţă de care trebuie să reacţioneze sistemul de reglaj se specifică de către OST în coordonare cu OST din zona sincronă. În cazul unităţilor consumatoare racordate la un nivel de tensiune mai mic de 110 kV, aceste specificaţii, înaintea aprobării în conformitate cu Secţiunea 3 din Titlul I, trebuie să facă obiectul unei consultări cu părţile interesate relevante, în conformitate cu pct.20. Consumul creşte sau descreşte pentru o frecvenţă a sistemului peste sau, respectiv, sub banda moartă cu frecvenţă nominală de 50,00 Hz;

6) sunt echipate cu un regulator care măsoară frecvenţa reală a sistemului. Măsurătorile se actualizează cel puţin o dată la 0,2 secunde;

7) pot detecta o abatere a frecvenţei sistemului de 0,01 Hz, pentru a oferi un răspuns general liniar şi proporţional în sistem, în ceea ce priveşte sensibilitatea răspunsului consumului la abaterile de frecvenţă şi acurateţea măsurării frecvenţei şi în ceea ce priveşte modificarea în consecinţă a consumului. Unitatea consumatoare trebuie să poată detecta şi răspunde rapid la abaterile de frecvenţă ale sistemului, conform specificaţiilor OST în coordonare cu OST din zona sincronă. Este acceptabilă o compensare a frecvenţei în cazul măsurătorii în condiţii staţionare de până la 0,05 Hz.

 

Subsecţiunea 4

Dispoziţii specifice privind unităţile consumatoare cu

reglaj foarte rapid al puterii active al consumului

271. OST, în coordonare cu operatorul de sistem relevant, poate conveni cu un gestionar al locului de consum sau cu un operator al sistemului de distribuţie închis (inclusiv printr-un terţ, dar nu cu restricţie la un terţ), asupra unui contract pentru livrarea de reglaj foarte rapid al puterii active al consumului.

272. Dacă se ajunge la acordul menţionat la pct.271, contractul menţionat la punctul respectiv trebuie să specifice:

1) o modificare a puterii active legate de o măsură precum viteza de variaţie a frecvenţei pentru respectiva porţiune a cererii sale;

2) principiul de funcţionare a acestui sistem de reglaj şi parametrii de performanţă aferenţi;

3) timpul de reacţie pentru reglajul foarte rapid al puterii active, care nu trebuie să depăşească două secunde.

 

Secţiunea 2

Procedura de notificare

 

Subsecţiunea 1

Dispoziţii generale

273. Procedura de notificare pentru unităţile consumatoare utilizate de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza servicii de consum comandabil către operatorii de sistem diferă pentru:

1) unităţile consumatoare dintr-un loc de consum sau un sistem de distribuţie închis racordat la un nivel de tensiune de 1000 V sau mai mic;

2) unităţile consumatoare dintr-un loc de consum sau un sistem de distribuţie închis racordat la un nivel de tensiune de peste 1000 V;

274. Fiecare gestionar al locului de consum sau fiecare operator al sistemului de distribuţie închis care furnizează servicii de consum comandabil unui operator de sistem relevant sau OST confirmă operatorului de sistem relevant sau OST, direct sau indirect, printr-un terţ, capacitatea sa de a corespunde cerinţelor tehnice de proiectare şi de funcţionare menţionate în Secţiunea 1, Capitolul III din Titlul III.

275. Gestionarul locului de consum sau operatorul sistemului de distribuţie închis notifică în prealabil operatorului de sistem relevant sau OST, direct sau indirect, printr-un terţ, orice decizie de încetare a furnizării de servicii de consum comandabil sau renunţarea permanentă la unitatea consumatoare cu consum comandabil. Aceste informaţii pot fi agregate conform specificaţiilor operatorului de sistem relevant sau OST.

276. Operatorul de sistem relevant trebuie să specifice şi să pună la dispoziţia publicului detalii suplimentare privind procedura de notificare.

 

Subsecţiunea 2

Proceduri pentru unităţile consumatoare dintr-un loc de consum

sau un sistem de distribuţie închis racordat la un nivel

de tensiune de cel mult 1000 V

277. Procedura de notificare pentru o unitate consumatoare dintr-un loc de consum sau un sistem de distribuţie închis racordat la un nivel de tensiune de 1000 V sau mai mic cuprinde un document al instalaţiei;

278. Operatorul de sistem relevant furnizează modelul de document al instalaţiei, conţinutul acestuia fiind convenit cu OST, fie în mod direct, fie în mod indirect, printr-un terţ.

279. Pe baza unui document al instalaţiei, gestionarul locului de consum sau operatorul sistemului de distribuţie închis transmit informaţii, direct sau indirect, printr-un terţ, operatorului de sistem relevant sau OST. Data acestei transmiteri trebuie să fie anterioară ofertei făcute pe piaţă de către unitatea consumatoare în ceea ce priveşte capacitatea de consum comandabil. Cerinţele prevăzute în documentul instalaţiei diferenţiază între tipuri de racordări diferite şi între diferitele categorii de servicii de consum comandabil.

280. Pentru unităţile consumatoare cu consum comandabil succesive, se furnizează documente separate ale instalaţiei.

281. Conţinutul documentului instalaţiei al fiecărei unităţi consumatoare poate fi agregat de operatorul de sistem relevant sau de OST.

282. Documentul instalaţiei conţine următoarele informaţii:

1) locul în care este racordat la reţea locul de consum cu consum comandabil;

2) capacitatea maximă a instalaţiei cu consum comandabil în kW;

3) tipul serviciilor de consum comandabil;

4) certificatul unităţii consumatoare şi certificatul echipamentului relevant pentru serviciul de consum comandabil sau, dacă acestea nu sunt disponibile, informaţii echivalente;

5) datele de contact ale gestionarului locului de consum, ale operatorului sistemului de distribuţie închis sau ale terţului care agregă unităţile consumatoare din locul de consum sau din sistemul de distribuţie închis.

 

Subsecţiunea 3

Proceduri pentru unităţile consumatoare dintr-un loc de consum

sau un sistem de distribuţie închis racordat la un nivel

de tensiune mai mare de 1000 V

283. Procedura de notificare pentru o unitate consumatoare dintr-un loc de consum sau un sistem de distribuţie închis racordat la un nivel de tensiune de peste 1000 V cuprinde un document al consumatorului comandabil (în continuare – DCC). Operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST, specifică conţinutul solicitat pentru DCC. Conţinutul DCC impune o declaraţie de conformitate care să conţină informaţiile prevăzute la Secţiunile 2, 3 şi 4 din Capitolul IV, Titlul III din prezentul Cod în ceea ce priveşte unităţile consumatoare şi sistemele de distribuţie închise, dar cerinţele referitoare la conformitate pentru locurile de consum şi sistemele de distribuţie închise, prevăzute la Secţiunile 2, 3 şi 4 din Capitolul IV, Titlul III din prezentul Cod, pot fi simplificate la o singură etapă de notificare şi pot fi reduse. Gestionarul locului de consum sau operatorul sistemului de distribuţie închis furnizează informaţiile necesare şi le transmite operatorului de sistem relevant. Unităţile consumatoare cu consum comandabil succesive furnizează DCC separate.

284. Pe baza DCC,operatorul de sistem relevant emite o NFF către gestionarul locului de consum sau operatorul sistemului de distribuţie închis.

 

Capitolul IV

CONFORMITATE

 

Secţiunea 1

Dispoziţii generale

 

Subsecţiunea 1

Responsabilitatea gestionarului locului de consum, a operatorului sistemului

de distribuţie şi a operatorului sistemului de distribuţie închis

285. Gestionarii locurilor de consum racordate la reţeaua electrică de transport şi OSD se asigură că locurile lor de consum racordate la reţeaua electrică de transport, instalaţiile de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport sau sistemele de distribuţie corespund cerinţelor prevăzute în prezentul Cod. Un gestionar al locului de consum sau un operator al sistemului de distribuţie închis care furnizează servicii de consum comandabil operatorilor de sistem relevanţi şi OST se asigură că unitatea consumatoare este în conformitate cu cerinţele prevăzute de prezentul Cod.

286. În cazurile în care cerinţele prezentului Cod sunt aplicabile unităţilor consumatoare utilizate de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza servicii de consum comandabil operatorilor de sistem relevanţi şi OST, gestionarul locului de consum sau operatorul sistemului de distribuţie închis poate delega unor terţi, în totalitate sau parţial, sarcini precum comunicarea cu operatorul de sistem relevant sau cu OST şi obţinerea documentaţiei care demonstrează conformitatea de la gestionarul locului de consum, de la OSD sau de la operatorul sistemului de distribuţie închis.

Terţii sunt trataţi drept utilizatori unici, cu dreptul de a compila documentaţia relevantă şi de a demonstra conformitatea cu dispoziţiile prezentului Cod a locurilor lor de consum agregate sau a sistemelor lor de distribuţie închise agregate. Locurile de consum şi sistemele de distribuţie închise care furnizează servicii de consum comandabil către operatorii de sistem relevanţi şi OST pot acţiona în mod colectiv prin terţi.

287. În cazul în care obligaţiile sunt îndeplinite prin terţi, aceştia trebuie doar să informeze operatorul de sistem relevant în legătură cu modificări ale totalităţii serviciilor oferite, ţinând seama de serviciile specifice fiecărei locaţii.

288. Dacă cerinţele sunt specificate de OST sau sunt concepute în scopul funcţionării sistemului OST, se pot stabili, împreună cu OST, teste sau cerinţe alternative pentru acceptarea rezultatelor testelor pentru aceste cerinţe.

289. Orice intenţie de modificare a capacităţilor tehnice ale locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, ale instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, ale sistemului de distribuţie sau ale unităţii consumatoare, care are un impact asupra respectării cerinţelor prevăzute în secţiunile 2-4, Capitolul IV, Titlul III, este notificată operatorului de sistem relevant, direct sau indirect, printr-un terţ, înaintea punerii în aplicare a respectivei modificări, în termenul prevăzut de operatorul de sistem relevant.

290. Eventualele incidente sau deficienţe ale locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, ale instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, ale sistemului de distribuţie sau ale unităţii consumatoare, care au un impact asupra respectării cerinţelor prevăzute în secţiunile 2-4, Capitolul IV, Titlul III, sunt notificate operatorului de sistem relevant, direct sau indirect, în cel mai scurt timp posibil de la înregistrarea incidentului respectiv.

291. Orice planificare a testelor şi procedurilor pentru verificarea conformităţii cu cerinţele prezentului Cod a locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, a sistemului de distribuţie sau a unităţii consumatoare sunt notificate operatorului de sistem relevant în termenul specificat de operatorul de sistem relevant şi sunt aprobate de operatorul de sistem relevant înainte de fi puse în aplicare.

292. Operatorul de sistem relevant poate participa la testele respective şi poate înregistra performanţa locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, a sistemului de distribuţie şi a unităţii consumatoare.

 

Subsecţiunea 2

Sarcinile operatorului de sistem relevant

293. Operatorul de sistem relevant evaluează conformitatea cu cerinţele prezentului Cod a unui loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a unei instalaţii de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, a unui sistem de distribuţie sau a unei unităţi consumatoare, de-a lungul întregii durate de viaţă a locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, a sistemului de distribuţie sau a unităţii consumatoare. Gestionarul locului de consum, OSD sau operatorul sistemului de distribuţie închis este informat în privinţa rezultatului acestei evaluări.

Conformitatea unei unităţi consumatoare utilizate de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza servicii de consum comandabil către OST se evaluează de către OST împreună cu operatorul de sistem relevant şi, dacă este cazul, în coordonare cu terţul implicat în agregarea locurilor de consum.

294. Operatorul de sistem relevant are dreptul de a solicita gestionarului locului de consum, OSD sau operatorului sistemului de distribuţie închis să efectueze teste de conformitate şi simulări în conformitate cu un plan iterativ sau cu un program general sau în urma unei eventuale deficienţe, modificări sau înlocuiri a oricărui echipament ce ar putea avea un impact asupra conformităţii cu cerinţele prezentului Cod a locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, a sistemului de distribuţie sau a unităţii consumatoare.

Gestionarul locului de consum, OSD sau operatorul sistemului de distribuţie închis este informat în privinţa rezultatului acestor teste de conformitate şi simulări.

295. Operatorul de sistem relevant pune la dispoziţia publicului lista cu informaţiile şi documentele care urmează a fi furnizate, precum şi cerinţele care trebuie îndeplinite de gestionarul locului de consum, de OSD sau de operatorul sistemului de distribuţie închis în cadrul procesului de conformitate. Lista conţine cel puţin următoarele informaţii, documente şi cerinţe:

1) toate documentele şi certificatele care trebuie furnizate de gestionarul locului de consum, de OSD sau de operatorul sistemului de distribuţie închis;

2) detalii referitoare la datele tehnice solicitate locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, sistemului de distribuţie sau unităţii consumatoare, cu relevanţă pentru racordarea la reţea sau pentru funcţionarea reţelei;

3) cerinţe pentru modele de studii ale sistemelor staţionare şi dinamice;

4) calendarul pentru furnizarea unor informaţii de sistem necesare pentru efectuarea studiilor;

5) studiile realizate de gestionarul locului de consum, de OSD sau de operatorul sistemului de distribuţie închis pentru a demonstra performanţele preconizate în regim permanent şi dinamic în legătură cu cerinţele prevăzute în secţiunile 2, 3 şi 4 din prezentul capitol;

6) condiţiile şi procedurile, inclusiv domeniul de aplicare, pentru înregistrarea certificatelor pentru echipamente;

7) condiţii şi proceduri pentru utilizarea de către gestionarul locului de consum, de către OSD sau de către operatorul sistemului de distribuţie închis a certificatelor echipamentelor relevante eliberate de un organism de certificare autorizat.

296. Operatorul de sistem relevant publică alocarea responsabilităţilor către gestionarul locului de consum, către OSD sau către operatorul sistemului de distribuţie închis şi operatorul de sistem în ceea ce priveşte testele de conformitate, simulările şi monitorizarea.

297. Operatorul de sistem relevant poate delega unor terţi, total sau parţial, exercitarea activităţii sale de monitorizare a conformităţii. În astfel de cazuri,operatorul de sistem relevant trebuie să continue să asigure conformitatea cu pct.22-25, inclusiv prin angajamente de confidenţialitate încheiate cu cesionarul.

298. Dacă testele de conformitate sau simulările nu pot fi executate astfel cum s-a convenit între operatorul de sistem relevant şi gestionarul locului de consum, OSD sau operatorul sistemului de distribuţie închis din motive ce pot fi atribuite operatorului de sistem relevant, atunci acesta din urmă nu va refuza în mod nerezonabil notificarea menţionată în secţiunile 2 şi 3. Capitolul IV, Titlul III.

 

Secţiunea 2

Testele de conformitate

 

Subsecţiunea 1

Dispoziţii comune pentru testele de conformitate

299. Testarea performanţei unui loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a unei instalaţii de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport sau a unei unităţi consumatoare cu reglaj de putere activă al consumului comandabil, cu reglaj de putere reactivă al consumului comandabil sau cu management al congestiilor în reţeaua electrică cu ajutorul consumului comandabil vizează să demonstreze că sunt satisfăcute cerinţele prevăzute de prezentul Cod.

300. Fără a se aduce atingere cerinţelor minime pentru efectuarea testelor de conformitate stabilite în prezentul Cod, operatorul de sistem relevant are următoarele drepturi:

1) să permită gestionarului locului de consum, OSD sau operatorului sistemului de distribuţie închis să efectueze o serie de teste alternative, cu condiţia ca acestea să fie eficiente şi să demonstreze îndeajuns că un loc de consum sau un sistem de distribuţie este în conformitate cu cerinţele prezentului Cod;

2) să solicite gestionarului locului de consum, OSD sau operatorului sistemului de distribuţie închis să efectueze teste suplimentare sau alternative în cazurile în care informaţiile furnizate operatorului de sistem relevant în ceea ce priveşte testele de conformitate în temeiul dispoziţiilor de la Subsecţiunile 2-6 din prezenta secţiune nu sunt suficiente pentru a demonstra conformitatea cu cerinţele prezentului Cod.

301. Gestionarul locului de consum, OSD sau operatorul sistemului de distribuţie închis este responsabil de efectuarea testelor în conformitate cu condiţiile prevăzute în Secţiunea 2, Capitolul IV, Titlul III. Operatorul de sistem relevant cooperează şi nu întârzie nejustificat efectuarea testelor.

302. Operatorul de sistem relevant poate participa la verificarea conformităţii fie la faţa locului, fie de la distanţă, de la camera de comandă a operatorului de sistem. În acest scop, gestionarul locului de consum, OSD sau operatorul sistemului de distribuţie închis trebuie să furnizeze echipamentele de monitorizare necesare pentru a înregistra toate semnalele şi măsurătorile relevante, precum şi să se asigure că reprezentanţii gestionarului locului de consum, ai OSD sau ai operatorului sistemului de distribuţie închis sunt disponibili la faţa locului pe parcursul întregii perioade de testare. Semnalele specificate de operatorul de sistem relevant trebuie să fie furnizate dacă, pentru anumite teste, operatorul de sistem doreşte să utilizeze propriile echipamente pentru înregistrarea performanţelor. Operatorul de sistem relevant este singurul în măsură să decidă cu privire la participarea sa.

 

Subsecţiunea 2

Testele de conformitate pentru deconectarea şi reconectarea instalaţiilor

de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport

303. Instalaţiile de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport trebuie să corespundă cerinţelor pentru deconectare şi reconectare menţionate la Subsecţiunea 8, Secţiunea 1, Capitolul II din Titlul III şi trebuie să fie supuse testelor de conformitate de mai jos.

304. În ceea ce priveşte testarea capacităţii de reconectare după o deconectare accidentală cauzată de o perturbaţie în reţea, reconectarea se realizează printr-o procedură de reconectare, preferabil prin automatizare, autorizată de OST.

305. În ceea ce priveşte testul de sincronizare, trebuie demonstrate capacităţile tehnice de sincronizare ale instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport. Acest test va verifica setările dispozitivelor de sincronizare. Acest test vizează următoarele aspecte: tensiunea, frecvenţa, domeniul de defazaj şi deviaţiile tensiunii şi frecvenţei.

306. În ceea ce priveşte testul deconectării de la distanţă, trebuie să se demonstreze că instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport are capacitatea tehnică de a se deconecta de la distanţă de la reţeaua electrică de transport la punctul sau punctele de racordare atunci când OST solicită acest lucru şi în intervalul de timp specificat de OST.

307. În ceea ce priveşte testul deconectării consumului la scăderea frecvenţei, trebuie să se demonstreze că instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport are capacitatea tehnică de deconectare a consumului la scăderea frecvenţei pentru un procentaj din consum care urmează a fi specificat de OST în coordonare cu OST adiacenţi, dacă este echipat astfel cum se prevede în Subsecţiunea 8, Secţiunea 1, Capitolul II din Titlul III. În ceea ce priveşte testul de deconectare a consumului la scăderea frecvenţei, trebuie să se demonstreze, în conformitate cu pct.232 şi 233, că instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport are capacitatea tehnică de a funcţiona prin alimentare cu o tensiune nominală de curent alternativ. OST specifică această valoare a tensiunii de curent alternativ.

308. În ceea ce priveşte testul de deconectare a consumului la tensiune scăzută, trebuie să se demonstreze, în conformitate cu pct.233, că instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport are capacitatea tehnică de a bloca într-o singură acţiune comutatorul de ploturi sub sarcină prevăzut la pct.234.

309. În locul unei părţi a testelor prevăzute la pct.303 poate fi utilizat un certificat al echipamentului, cu condiţia ca certificatul respectiv să fie furnizat OST.

 

Subsecţiunea 3

Testele de conformitate pentru schimbul de informaţii cu instalaţiile

de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport

310. În ceea ce priveşte schimbul de informaţii dintre OST şi operatorul de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport, în timp real sau periodic, trebuie să se demonstreze că instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport are capacitatea tehnică de a se conforma standardului privind schimbul de informaţii instituit în temeiul pct.231.

311. În locul unei părţi a testelor prevăzute la pct.310 poate fi utilizat un certificat al echipamentului, cu condiţia ca certificatul respectiv să fie furnizat OST.

 

Subsecţiunea 4

Testele de conformitate pentru deconectarea consumului şi reconectarea

locurilor de consum racordate la reţeaua electrică de transport

312. Locurile de consum racordate la reţeaua electrică de transport trebuie să corespundă cerinţelor pentru deconectare şi reconectare menţionate în Subsecţiunea 8, Secţiunea 1, Capitolul II din Titlul III şi trebuie să fie supuse testelor de conformitate de mai jos.

313. În ceea ce priveşte testarea capacităţii de reconectare după o deconectare accidentală cauzată de o perturbaţie în reţea, reconectarea se realizează printr-o procedură de reconectare, preferabil prin automatizare, autorizată de OST.

314. În ceea ce priveşte testul de sincronizare, trebuie demonstrate capacităţile tehnice de sincronizare ale locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport. Acest test va verifica setările dispozitivelor de sincronizare. Acest test vizează următoarele aspecte: tensiunea, frecvenţa, domeniul de defazaj şi deviaţiile tensiunii şi frecvenţei.

315. În ceea ce priveşte testul deconectării de la distanţă, trebuie să se demonstreze că locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport are capacitatea tehnică de a se deconecta de la distanţă de la reţeaua electrică de transport la punctul sau punctele de racordare atunci când OST solicită acest lucru şi în intervalul de timp specificat de OST.

316. În ceea ce priveşte testul de deconectare a consumului la scăderea frecvenţei, trebuie să se demonstreze, în conformitate cu pct.232 şi 233, că locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport are capacitatea tehnică de a funcţiona în condiţiile alimentării cu o tensiune nominală de c.a. OST specifică această valoare a tensiunii de c.a.

317. În ceea ce priveşte testul de deconectare a consumului la tensiune scăzută, trebuie să se demonstreze, în conformitate cu pct.233, că locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport are capacitatea tehnică de a bloca într-o singură acţiune comutatorul de ploturi sub sarcină prevăzut la pct.234.

318. În locul unei părţi a testelor prevăzute la pct.312 poate fi utilizat un certificat al echipamentului, cu condiţia ca certificatul respectiv să fie furnizat OST.

 

Subsecţiunea 5

Testele de conformitate pentru schimbul de informaţii cu locurile de

consum racordate la reţeaua electrică de transport

319. În ceea ce priveşte schimbul de informaţii dintre OST şi gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, în timp real sau periodic, trebuie să se demonstreze că locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport are capacitatea tehnică de a se conforma standardului privind schimbul de informaţii instituit în temeiul pct.231.

320. În locul unei părţi a testelor prevăzute la pct.319 poate fi utilizat un certificat al echipamentului, cu condiţia ca certificatul respectiv să fie furnizat OST.

 

Subsecţiunea 6

Testarea conformităţii în cazul unităţilor consumatoare cu reglaj al puterii active

al consumului comandabil, cu reglaj al puterii reactive al consumului

comandabil şi cu management al congestiilor în reţeaua

electrică cu ajutorul consumului comandabil

321. În ceea ce priveşte testul de modificare a consumului de putere:

1) fie individual, fie colectiv, ca parte a agregării locurilor de consum prin intermediul unui terţ, trebuie să se demonstreze că unitatea consumatoare utilizată de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza reglaj de putere activă al consumului comandabil, reglaj de putere reactivă al consumului comandabil sau management al congestiilor în reţeaua electrică cu ajutorul consumului comandabil are capacitatea tehnică de a îşi schimba consumul de putere, după primirea unei dispoziţii din partea operatorului de sistem relevant sau a OST, în domeniul, pentru durata şi conform planificării convenite în prealabil şi stabilite în conformitate cu Subsecţiunea 2, Secţiunea 1, Capitolul III din Titlul III;

2) testul se efectuează fie în urma unei dispoziţii, fie în urma simulării primirii unei dispoziţii de la operatorul de sistem relevant sau OST, prin modificarea consumului de putere a locului de consum sau a sistemului de distribuţie închis;

3) testul este considerat efectuat cu succes dacă sunt respectate condiţiile specificate de operatorul de sistem relevant sau de OST în temeiul pct.267, sbp.4), 6), 7), 8), 11) şi 12);

4) în locul unei părţi a testelor prevăzute la pct.321, sbp.2) poate fi utilizat un certificat al echipamentului, cu condiţia ca certificatul respectiv să fie furnizat operatorului de sistem relevant sau OST.

322. În ceea ce priveşte testul de deconectare sau reconectare a instalaţiilor de compensare statică:

1) fie individual, fie colectiv, ca parte a agregării locurilor de consum prin intermediul unui terţ, trebuie să se demonstreze că unitatea consumatoare utilizată de un gestionar al locului de consum sau de un operator al sistemului de distribuţie închis pentru a furniza reglaj de putere activă al consumului comandabil, reglaj de putere reactivă al consumului comandabil sau management al congestiilor în reţeaua electrică cu ajutorul consumului comandabil are capacitatea tehnică de a-şi deconecta sau reconecta (sau ambele) instalaţia de compensare statică atunci când primeşte o dispoziţie de la operatorul de sistem relevant sau de la OST, în termenul prevăzut în conformitate cu Subsecţiunea 2, Secţiunea 1, Capitolul III din Titlul III;

2) testul se efectuează prin simularea primirii unei dispoziţii de la operatorul de sistem relevant sau de la OST, urmată de deconectarea instalaţiei de compensare statică, de simularea primirii unei dispoziţii de la operatorul de sistem relevant sau de la OST şi apoi de reconectarea locului respectiv;

3) testul este considerat efectuat cu succes dacă sunt respectate condiţiile specificate de operatorul de sistem relevant sau de OST în temeiul pct.268, sbp.4), 6), 7), 8), 11) şi 12).

 

Secţiunea 3

Simularea conformităţii

 

Subsecţiunea 1

Dispoziţii comune pentru simulările de conformitate

323. Simularea performanţei tehnice a unui loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a unei instalaţii de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport sau a unei unităţi consumatoare cu reglaj foarte rapid al puterii active al consumului în interiorul unui loc de consum sau al unui sistem de distribuţie închis demonstrează dacă sunt sau nu satisfăcute cerinţele prevăzute de prezentul Cod.

324. Simulările se efectuează în următoarele circumstanţe:

1) este necesară o nouă racordare la reţeaua electrică de transport;

2) a fost contractată o nouă unitate consumatoare utilizată de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza OST reglaj foarte rapid al puterii active al consumului, în conformitate cu Subsecţiunea 4, Secţiunea 1, Capitolul III din Titlul III;

3) are loc o dezvoltare suplimentară, o înlocuire sau o modernizare a echipamentului;

4) o presupusă neconformitate a operatorului de sistem relevant cu cerinţele prezentului Cod.

325. Fără a aduce atingere cerinţelor minime pentru efectuarea simulării de conformitate stabilite în prezentul titlu, operatorul de sistem relevant are următoarele drepturi:

1) să permită gestionarului locului de consum, OSD sau operatorului sistemului de distribuţie închis să efectueze o serie de simulări alternative, cu condiţia ca acestea să fie eficiente şi să demonstreze îndeajuns că un loc de consum sau un sistem de distribuţie este în conformitate cu cerinţele prezentului Cod;

2) să solicite gestionarului locului de consum, OSD sau operatorului sistemului de distribuţie închis sau să efectueze serii de simulări suplimentare sau alternative în cazurile în care informaţiile furnizate operatorului de sistem relevant în ceea ce priveşte simularea conformităţii în temeiul dispoziţiilor din Subsecţiunile 2-4 din prezenta secţiune nu sunt suficiente pentru a demonstra conformitatea cu cerinţele prezentului titlu.

326. Gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport furnizează un raport cu rezultatele simulării pentru fiecare loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport în parte sau pentru fiecare instalaţie de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport în parte. Gestionarul locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau operatorul sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport produce şi furnizează un model matematic utilizat în simulare validat pentru un anumit loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport sau pentru o anumită instalaţie de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport. Tipul modelelor de simulare este prevăzut la pct.237 şi 238.

327. Operatorul de sistem relevant are dreptul de a verifica dacă un loc de consum sau un sistem de distribuţie respectă cerinţele prezentului Cod, prin efectuarea propriilor simulări de conformitate pe baza rapoartelor de simulare furnizate, a modelelor utilizate în simulare şi a măsurătorilor de la testele de conformitate.

328. Operatorul de sistem relevant furnizează gestionarului locului de consum, OSD sau operatorului sistemului de distribuţie închis datele tehnice şi un model de simulare a reţelei, în măsura în care acest lucru este necesar pentru a efectua simulările necesare în conformitate cu Subsecţiunile 2-4 din prezenta secţiune.

 

Subsecţiunea 2

Simulări de conformitate în cazul instalaţiilor de distribuţie

racordate la reţeaua electrică de transport

329. În ceea ce priveşte simularea capacităţii de putere reactivă a unei instalaţii de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport:

1) pentru calcularea consumului de putere reactivă în condiţii de sarcină şi de producere diferite, se utilizează un model de simulare a circulaţiei de putere în regim permanent a reţelei sistemului de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport;

2) din simulări face parte o combinaţie de condiţii de sarcină minimă şi maximă în regim permanent şi de producere care determină cel mai redus şi cel mai ridicat consum de putere reactivă;

3) în conformitate cu Subsecţiunea 4, Secţiunea 1 din Capitolul II Titlul III, din simulări face parte calcularea exportului de putere reactivă la o circulaţie de putere activă de mai puţin de 25% din capacitatea de import maximă la punctul de racordare.

330. OST poate specifica metoda pentru simularea conformităţii reglajului activ al puterii reactive prevăzute la pct.219.

331. Se consideră că simularea a fost efectuată cu succes dacă rezultatele demonstrează respectarea cerinţelor prevăzute de Subsecţiunea 4, Secţiunea 1, Capitolul II din Titlul III.

 

Subsecţiunea 3

Simulări de conformitate în cazul locurilor de consum racordate

la reţeaua electrică de transport

332. În ceea ce priveşte simularea capacităţii de putere reactivă a unui loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport fără producere distribuită:

1) trebuie să se demonstreze că locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport fără producere distribuită are capacitatea de a produce putere reactivă în punctul de racordare;

2) pentru calcularea consumului de putere reactivă în condiţii de sarcină diferite, se utilizează un model de simulare a circulaţiei de putere a locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport. Din simulări fac parte condiţiile de putere minimă şi maximă care determină cel mai redus şi cel mai ridicat consum de putere reactivă în punctul de racordare;

3) se consideră că simularea a fost efectuată cu succes dacă rezultatele demonstrează respectarea cerinţelor prevăzute la pct.217 şi 218.

333. În ceea ce priveşte simularea capacităţii de putere reactivă a unui loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport cu producere distribuită:

1) pentru calcularea consumului de putere reactivă în condiţii de sarcină şi de producere diferite, se utilizează un model de simulare a circulaţiei de putere a locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport;

2) din simulări face parte o combinaţie de condiţii de sarcină minimă şi maximă şi de generare care determină cea mai redusă şi cea mai ridicată capacitate de putere reactivă la punctul de racordare;

3) se consideră că simularea a fost efectuată cu succes dacă rezultatele demonstrează respectarea cerinţelor prevăzute la pct.217 şi 218.

 

Subsecţiunea 4

Simulări de conformitate privind unităţile consumatoare cu

reglaj foarte rapid al puterii active al consumului

334. Modelul unităţii consumatoare utilizate de un gestionar al locului de consum sau de un operator al sistemului de distribuţie închis pentru a furniza reglaj foarte rapid al puterii active al consumului demonstrează capacitatea tehnică a unităţii consumatoare de a furniza reglaj foarte rapid al puterii active al consumului în cazul scăderii frecvenţei în condiţiile prevăzute în Subsecţiunea 4, Secţiunea 1, Capitolul III din Titlul III.

335. Se consideră că simularea a fost efectuată cu succes dacă modelul demonstrează respectarea condiţiilor prevăzute în Subsecţiunea 4, Secţiunea 1, Capitolul III din Titlul III.

 

Secţiunea 4

Monitorizarea conformităţii

 

Subsecţiunea 1

Monitorizarea conformităţii în cazul instalaţiilor de distribuţie

racordate la reţeaua electrică de transport

336. În ceea ce priveşte monitorizarea conformităţii în cazul cerinţelor privind puterea reactivă, aplicabile instalaţiilor de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport:

1) instalaţia de distribuţie racordată la reţeaua electrică de transport trebuie să fie dotată cu echipamentele necesare pentru măsurarea puterii active şi a puterii reactive, în conformitate cu Subsecţiunea 4, Secţiunea 1, Capitolul II din Titlul III;

2) operatorul de sistem relevant stabileşte programul de monitorizare a conformităţii.

 

Subsecţiunea 2

Monitorizarea conformităţii în cazul locurilor de consum

racordate la reţeaua electrică de transport

337. În ceea ce priveşte monitorizarea conformităţii în cazul cerinţelor privind puterea reactivă aplicabile locurilor de consum racordate la reţeaua electrică de transport:

1) locul de consum racordat la reţeaua electrică de transport trebuie să fie dotat cu echipamentele necesare pentru măsurarea puterii active şi a puterii reactive, în conformitate cu Subsecţiunea 3, Secţiunea 1, Capitolul II din Titlul II;

2) operatorul de sistem relevant stabileşte programul de monitorizare a conformităţii.

 

TITLUL IV

CERINŢE PENTRU RACORDAREA LA REŢEA A SISTEMELOR DE ÎNALTĂ

TENSIUNE ÎN CURENT CONTINUU ŞI A MODULELOR GENERATOARE

DIN CENTRALĂ CONECTATE ÎN CURENT CONTINUU

 

Capitolul I

DOMENIU DE APLICARE

338. Prezentul Titlu stabileşte cerinţele pentru racordarea la reţea a sistemelor de tensiune înaltă în curent continuu (HVDC) şi a modulelor generatoare din centrală conectate în curent continuu. În consecinţă, acesta contribuie la asigurarea unor condiţii echitabile de concurenţă în cadrul pieţei interne a energiei electrice, pentru a se asigura siguranţa în funcţionare şi integrarea surselor de energie regenerabile şi pentru a se facilita comerţul cu energie electrică. Prezentul Titlu stabileşte obligaţii pentru asigurarea faptului că operatorii de sistem utilizează adecvat capacităţile sistemelor HVDC şi ale modulelor MGCCC, într-un mod transparent şi nediscriminatoriu.

339. Cerinţele prezentului Titlu se aplică:

1) sistemelor HVDC care racordează zone sincrone sau zone de reglaj, inclusiv schemele „back-to-back”;

2) sistemelor HVDC care racordează modulele generatoare din centrală la o reţea de transport sau la o reţea de distribuţie, în conformitate cu pct.340;

3) sistemelor HVDC integrate într-o zonă de reglaj şi racordate la reţeaua de transport;

4) sistemelor HVDC integrate într-o zonă de reglaj şi racordate la reţeaua de distribuţie, atunci când operatorul de transport şi de sistem (OST) demonstrează existenţa unui impact transfrontalier. OTS relevant trebuie să aibă în vedere dezvoltarea pe termen lung a reţelei în această evaluare.

340. Operatorii de sistem relevanţi, în cooperare cu OST, propun Agenţiei spre aprobare aplicarea prezentului Cod la modulele MGCCC cu un singur punct de racordare la o reţea de transport sau la o reţea de distribuţie care nu face parte dintr-o zonă sincronă în conformitate cu Secţiunea 3 din Titlul I. Toate celelalte module din centrală care sunt conectate în curent alternativ, dar sunt racordate în curent continuu la o zonă sincronă sunt considerate module MGCCC şi intră în domeniul de aplicare al prezentului titlu.

341. Secţiunea 1 din Capitolul V, Subsecţiunile 3 şi 4 din Secţiunea 1, Secţiunile 2 şi 3 din Capitolul VI din prezentul titlu, precum şi Capitolul IV din Titlul VI nu se aplică sistemelor HVDC dintr-o zonă de reglaj, menţionate la pct.339, sbp.3) şi 4) atunci când:

1) sistemul HVDC are cel puţin o staţie de conversie HVDC deţinută de către OST;

2) sistemul HVDC este deţinut de o entitate care exercită controlul asupra Operatorul de sistem relevant;

3) sistemul HVDC este deţinut de o entitate controlată direct sau indirect de către o entitate care exercită controlul asupra Operatorul de sistem relevant.

342. Cerinţele de racordare pentru sistemele HVDC prevăzute la Capitolul II din prezentul Titlu se aplică punctelor de racordare la curent alternativ ale acestor sisteme, cu excepţia cerinţelor prevăzute la pct.396 şi 397, şi pct.407, care se aplică pentru alte puncte de racordare, şi pct.366, care se aplică bornelor staţiilor de conversie HVDC.

343. Cerinţele de racordare pentru modulele MGCCC şi staţiile de conversie HVDC din extremităţi prevăzute în Capitolul III din prezentul Titlu nu se aplică la punctul de interfaţă cu HVDC al acestor sisteme, cu excepţia cerinţelor prevăzute la pct.428, sbp.1) şi la pct.450, care se aplică în punctul de racordare din zona sincronă în care se furnizează răspunsul în frecvenţă.

344. Operatorul de sistem relevant refuză să permită racordarea sistemelor HVDC şi a MGCCC care nu respectă cerinţele prevăzute în prezentul Cod şi care nu sunt acoperite de o derogare acordată de către Agenţie, în temeiul Titlului VI. Operatorul de sistem relevant comunică în scris acest refuz, prin intermediul unei declaraţii motivate, gestionarului sistemului HVDC şi al MGCCC, şi Agenţiei.

345. Prezentul regulament nu se aplică sistemelor HVDC al căror punct de racordare este sub 110 kV, cu excepţia cazului în care existenţa unui impact transfrontalier este demonstrată de către OST. În cadrul evaluării menţionate OST trebuie să ia în considerare dezvoltarea pe termen lung a reţelei.

 

Capitolul II

CERINŢE GENERALE PENTRU RACORDAREA HVDC

 

Secţiunea 1

Cerinţe pentru reglajul puterii active şi menţinerea frecvenţei

 

Subsecţiunea 1

Domeniile de frecvenţă

346. Un sistem HVDC trebuie să poată rămâne conectat la reţeaua electrică şi să se menţină în funcţiune în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp specificate în tabelul 1 din Anexa 3 pentru intervalul puterii de scurtcircuit, după cum se prevede la pct.410.

347. OST şi gestionarul sistemului HVDC pot conveni cu privire la domenii de frecvenţă mai largi sau la perioade minime de funcţionare mai mari, dacă acest lucru este necesar pentru a menţine sau a restabili siguranţa în funcţionare. Dacă domeniile de frecvenţă mai extinse sau perioadele minime de funcţionare mai mari sunt fezabile din punct de vedere economic şi tehnic, gestionarul sistemului HVDC nu va refuza in mod nerezonabil să-şi dea acordul în acest sens.

348. Fără a aduce atingere pct.346, un sistem HVDC trebuie să aibă capacitatea de deconectare automată la frecvenţele specificate de către OST.

349. OST poate specifica o reducere maximă admisibilă a producţiei de putere faţă de punctul de funcţionare în cazul în care frecvenţa este mai mică de 49 Hz.

 

Subsecţiunea 2

Capacitatea de rezistenţă la viteza de variaţie a frecvenţei, capacitatea

de reglaj a puterii active, intervalul de reglaj şi valoarea rampei

350. Un sistem HVDC trebuie să poată rămâne conectat la reţea şi în stare de funcţionare dacă frecvenţa reţelei se variază cu o viteză între – 2,5 şi + 2,5 Hz/s (măsurată în orice moment ca o medie a vitezei de variaţie a frecvenţei în ultima 1 s).

 

Subsecţiunea 3

Capacitatea de reglaj a puterii active, intervalul de

reglaj şi valoarea rampei

351. În ceea ce priveşte capacitatea de a regla puterea activă transportată:

1) în cazul unei instrucţiuni transmise de OST, un sistem HVDC trebuie să permită ajustarea puterii active transportate până la capacitatea sa maximă de transport în fiecare direcţie.

OST are următoarele drepturi:

a) poate specifica o valoare maximă şi una minimă a treptei de variaţie a puterii active transportate;

b) poate specifica o capacitate minimă de transport al puterii electrice active a HVDC pentru fiecare direcţie, sub care nu este solicitată capacitatea de transport al puterii active;

c) trebuie să specifice perioada maximă de întârziere în interiorul căreia sistemul HVDC poate să ajusteze puterea activă transportată, la primirea unei cereri din partea OST;

2) OST trebuie să precizeze modul în care un sistem HVDC trebuie să fie capabil să modifice aportul de putere activă transportată în caz de perturbări în una sau mai multe dintre reţelele de curent alternativ la care este racordat. Dacă întârzierea iniţială înainte de începutul schimbării este mai mare de 10 milisecunde de la primirea semnalului declanşator de către OST, acest lucru trebuie să fie justificat în mod rezonabil de către gestionarul sistemului HVDC în faţa OST;

3) OST poate specifica faptul că un sistem HVDC trebuie să aibă capacitatea de inversare rapidă a puterii active. Inversarea puterii trebuie să fie posibilă de la limitele maxime de capacitate de transport al puterii active într-o direcţie la capacitatea maximă de transport al puterii active în sens invers, cât mai repede posibil din punct de vedere tehnic şi justificat în mod rezonabil de către gestionarul sistemului HVDC în faţa OST în cazul în care durează mai mult de două secunde;

4) pentru sistemele HVDC care leagă zonele de reglaj sau zone sincrone diferite, sistemul HVDC trebuie să fie echipat cu funcţii de reglaj care să permită OST să modifice puterea activă transportată, în scopul echilibrării transfrontaliere.

352. Un sistem HVDC trebuie să permită ajustarea valorii rampei de variaţie a puterii active, în limita capacităţilor sale tehnice, în conformitate cu instrucţiunile transmise de OST. În caz de modificare a puterii active în conformitate cu pct.351, sbp.2) şi 3), valoarea rampei nu se ajustează.

353. Dacă un OST specifică acest lucru, în colaborare cu OST din ţările învecinate, funcţiile de reglaj ale unui sistem HVDC trebuie să fie capabile să ia măsuri de remediere, inclusiv oprirea rampei şi blocarea RFA, RFA-CR şi RFA-SC şi reglajul frecvenţei. Criteriile de declanşare şi de blocare trebuie să fie specificate de către OST, sub rezerva notificării Agenţiei.

 

Subsecţiunea 4

Inerţia artificială

354. În cazul în care se specifică de un OST, un sistem HVDC trebuie să poată furniza inerţie artificială ca răspuns la schimbările de frecvenţă, activată în regimurile de joasă frecvenţă sau de înaltă frecvenţă prin ajustarea rapidă a puterii active introduse sau retrase din reţeaua de curent alternativ pentru a limita viteza de variaţie a frecvenţei. Cerinţa include cel puţin rezultatele studiilor efectuate de OST pentru a se stabili dacă este necesar să se stabilească o valoare minimă a inerţiei.

355. Principiul acestui sistem de reglaj şi parametrii de performanţă aferenţi se convin între OST şi gestionarul sistemului HVDC.

 

Subsecţiunea 5

Reglajul de frecvenţă, cerinţele aplicabile răspunsului la abaterile de frecvenţă,

răspunsului la abaterile de frecvenţă – creşterea frecvenţei şi răspunsului

la abaterile de frecvenţă – scăderea frecvenţei

356. Cerinţele aplicabile răspunsului la variaţia de frecvenţă, răspunsului la abaterile de frecvenţă – creşterea frecvenţei şi răspunsului la variaţiile de frecvenţă – scăderea frecvenţei se stabilesc în conformitate cu Anexa 4.

 

Subsecţiunea 6

Reglajul de frecvenţă

357. În cazul în care se specifică de către OST, un sistem HVDC trebuie să fie prevăzut cu un mod de reglaj independent pentru a modifica producţia de putere activă a staţiei de conversie HVDC în funcţie de frecvenţele din toate punctele de racordare ale sistemului HVDC în scopul de a menţine stabilitatea frecvenţei sistemelor.

358. OST precizează principiul de funcţionare, parametrii de performanţă aferenţi şi criteriile de activare a reglajului de frecvenţă menţionat la pct.357.

 

Subsecţiunea 7

Pierderea maximă de putere activă

359. Un sistem HVDC trebuie configurat astfel, încât pierderea de putere activă injectată într-o zonă sincronă să fie limitată la o valoare specificată de OST pentru zona lor de reglaj frecvenţă-putere, pe baza impactului sistemului HVDC asupra sistemului electroenergetic.

360. În cazul în care un sistem HVDC face legătura între două sau mai multe zone de reglaj, OST în cauză se consultă reciproc pentru a stabili o valoare coordonată a pierderii maxime din injecţia de energie activă, astfel cum se menţionează la pct.359, ţinând seama de afectarea comună a diferitelor zone.

 

Secţiunea 2

Cerinţe pentru reglajul puterii reactive şi menţinerea tensiunii

 

Subsecţiunea 1

Domenii de tensiune

361. Fără a aduce atingere Subsecţiunii 1 din Secţiunea 3, Capitolul II al prezentului titlu, o staţie de conversie HVDC trebuie să fie capabilă să rămână conectată la reţea, funcţionând la valoarea maximă a curentului din sistemul HVDC, în limitele tensiunii de reţea din punctul de racordare, exprimate prin tensiunea în punctul de racordare aferent tensiunii nominale de 1 pu şi în perioadele de timp prevăzute în tabelele 4 şi 5 din Anexa 4. Stabilirea tensiunii nominale de 1 pu se face în comun de către operatorii de sistem relevanţi din ţările vecine. În urma consultării cu operatorii de sistem relevanţi din ţările vecine, OST stabileşte pentru staţiile de conversie HVDC cerinţele de funcţionare în intervalele de tensiune şi pentru perioade de timp care se aplică în zona sincronă a Europei Continentale.

362. Gestionarul sistemului HVDC şi operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, pot conveni asupra unor limite de tensiune mai mari sau asupra unor perioade minime de funcţionare mai mari decât cele specificate la pct.361, pentru a asigura utilizarea optimă a capacităţilor tehnice ale unui sistem HVDC, dacă acest lucru este necesar pentru a menţine sau a restabili siguranţa în funcţionare. Dacă domeniile de tensiune mai extinse sau perioadele minime mai lungi de funcţionare sunt fezabile din punct de vedere economic şi tehnic, gestionarul sistemului HVDC nu va refuza în mod nerezonabil să-şi dea consimţământul.

363. O staţie de conversie HVDC trebuie să fie capabilă de deconectare automată la tensiunile din punctul de racordare specificate de operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST. Condiţiile şi parametrii pentru deconectarea automată se convin între operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST şi cu gestionarul sistemului HVDC.

364. Pentru punctele de racordare la tensiunile nominale de curent alternativ de 1 pu, care nu sunt incluse în limitele prevăzute în Anexa 5, operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, precizează cerinţele aplicabile în punctele de racordare.

 

Subsecţiunea 2

Contribuţia la scurtcircuit în timpul defectelor

365. Dacă se specifică de către operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, un sistem HVDC trebuie să aibă capacitatea de a furniza componenta tranzitorie a curentului de defect într-un punct de racordare în cazul defectelor simetrice (trifazate).

366. În cazul în care un sistem HVDC trebuie să aibă capacitatea menţionată la pct.365, operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, precizează următoarele:

1) modul şi momentul în care se determină o abatere de tensiune, precum şi terminarea abaterii de tensiune;

2) caracteristicile componentei tranzitorii a curentului de defect;

3) secvenţa de timp şi precizia componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, care poate include mai multe etape.

367. Operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST, poate include o cerinţă pentru introducerea de curent asimetric în cazul defectelor asimetrice (monofazate sau bifazate).

 

Subsecţiunea 3

Capacitatea de livrare de putere reactivă

368. Operatorul de sistem relevant, în colaborare cu OST, trebuie să stabilească cerinţele referitoare la capacitatea de livrare de putere reactivă la punctele de racordare, în contextul variaţiilor de tensiune. Propunerea pentru aceste cerinţe include o diagramă U-Q/P_max, în limita căreia staţia de conversie HVDC trebuie să poată furniza putere reactivă la capacitatea sa maximă de transport al puterii active.

369. Diagrama U-Q/P_max menţionată la pct.368 respectă următoarele principii:

1) diagrama U-Q/P_max nu trebuie să depăşească conturul profilului U-Q/P_max reprezentat de conturul interior din figura din Anexa 6 şi nu este necesar să fie de formă dreptunghiulară;

2) dimensiunile conturului profilului U-Q/P_max trebuie să respecte valorile stabilite pentru fiecare zonă sincronă în tabelul care figurează în Anexa 6;

3) poziţia conturului profilului U-Q/P_max trebuie să respecte limitele conturului exterior fix din grafiul din Anexa 6.

370. Un sistem HVDC trebuie să se poată deplasa la orice punct de funcţionare din cadrul diagramei U-Q/Pmax în intervalele de timp specificate de operatorul de sistem relevant în cooperare cu OST.

371. Atunci când funcţionează la o putere activă sub valoarea maximă a capacităţii de transport al puterii active a HVDC (P<P_max), staţia de conversie HVDC trebuie să fie capabilă să funcţioneze în orice punct de funcţionare posibil, astfel cum se specifică de către operatorul de sistem relevant în cooperare cu OST şi în conformitate cu capacitatea de putere reactivă stabilită de profilul U-Q/P_max indicat la pct.368-370.

 

Subsecţiunea 4

Puterea reactivă schimbată cu reţeaua

372. Gestionarul sistemului HVDC se asigură că puterea reactivă a staţiei de conversie HVDC schimbată cu reţeaua în punctul de racordare este limitată la valorile specificate de operatorul de sistem relevant în cooperare cu OST.

373. Variaţia puterii reactive cauzată de funcţionarea staţiei de conversie HVDC în modul de reglaj al puterii reactive, menţionată la pct.374, nu duce la un salt de tensiune mai mare decât valoarea permisă în punctul de racordare. Operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, stabileşte această valoare maximă tolerabilă a variaţiei de tensiune.

 

Subsecţiunea 5

Modul de reglaj al puterii reactive

374. O staţie de conversie HVDC trebuie să fie capabilă de funcţionare într-unul sau mai multe din modurile de reglaj de mai jos, după cum specifică operatorul de sistem relevant în cooperare cu OST:

1) modul de reglaj al tensiunii;

2) modul de reglaj al puterii reactive;

3) modul de reglaj al factorului de putere.

375. O staţie de conversie HVDC trebuie să fie capabilă de funcţionare în moduri de reglaj suplimentare, specificate de operatorul de sistem relevant în cooperare cu OST.

376. În ceea ce priveşte modul de reglaj al tensiunii, fiecare staţie de conversie HVDC trebuie să fie capabilă să contribuie la reglajul tensiunii în punctul de racordare prin utilizarea capacităţilor sale, respectând în acelaşi timp dispoziţiile Subsecţiunilor 3 şi 4, Secţiunea 2, Capitolul II din Titlul IV, în conformitate cu următoarele caracteristici ale reglajului:

1) o tensiune de referinţă în punctul de racordare trebuie prevăzută astfel încât să acopere un anumit interval de funcţionare, în mod continuu sau în trepte, de către operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST;

2) reglajul tensiunii poate fi acţionat cu sau fără bandă moartă în jurul unei valori de referinţă, care să poată fi selectată din intervalul de la zero până la ± 5% din tensiunea de reţea convenită în unităţi relative 1 pu. Banda moartă trebuie să fie ajustabilă în trepte, după cum se specifică de către operatorul de sistem relevant în cooperare cu OST;

3) în urma unei schimbări a treptei de tensiune, staţia de conversie HVDC trebuie să poată:

a) să realizeze 90% din variaţia puterii reactive într-un timp t₁ prevăzut de operatorul de sistem în coordonare cu OST. Timpul t₁ trebuie să se situeze în intervalul 0,1-10 secunde;

b) să se limiteze la valoarea specificată de rampa de variaţie activă într-un timp t_2, prevăzut de operatorul de sistem relevant în cooperare cu OST. Timpul t₂ trebuie să se situeze în intervalul 1-60 secunde, cu o anumită toleranţă în regim staţionar exprimată în % din valoarea maximă a puterii reactive;

4) modul de reglaj al tensiunii include capacitatea de a modifica puterea reactivă rezultată, pe baza unei combinaţii dintre o valoare de referinţă modificată a tensiunii şi o altă componentă suplimentară a puterii reactive solicitate. Rampa trebuie să fie specificată de un interval de timp şi o valoare de variaţie (treaptă), după cum se prevede de către operatorul de sistem relevant în cooperare cu OST.

377. În ceea ce priveşte modul de reglaj al puterii reactive,operatorul de sistem relevant indică o variaţie de putere reactivă în MVAr sau în procente (%) din valoarea maximă a puterii reactive, precum şi precizia aferentă în punctul de racordare, utilizând capacităţile sistemului HVDC şi respectând, totodată, Subsecţiunile 3 şi 4 din prezenta Secţiune.

378. În ceea ce priveşte modul de comandă al factorului de putere, staţia de conversie HVDC trebuie să poată regla factorul de putere în punctul de racordare la o valoare ţintă, respectând Subsecţiunile 3 şi 4 din prezenta Secţiune. Valorile prescrise referinţei trebuie să fie disponibile în trepte care să nu depăşească o valoare maximă permisă stabilită de operatorul de sistem relevant.

379. Operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, trebuie să precizeze toate echipamentele necesare pentru a permite selectarea de la distanţă a modurilor de reglaj şi ale valorilor de referinţă.

 

Subsecţiunea 6

Prioritatea contribuţiei puterii active sau reactive

380. Ţinând cont de capacităţile sistemului HVDC menţionate în conformitate cu prezentul Cod, OST trebuie să stabilească dacă are prioritate contribuţia puterii active sau contribuţia puterii reactive în timpul funcţionării la tensiune înaltă sau joasă sau în timpul defectelor pentru care este necesară capacitatea de trecere peste defect. În cazul în care prioritatea este acordată contribuţiei puterii active, furnizarea acesteia se stabileşte într-un interval de timp de la începutul defectului, astfel cum se specifică de către OST.

 

Subsecţiunea 7

Calitatea energiei electrice

381. Un proprietar de sistem HVDC trebuie să se asigure că propriul sistem de racordare la reţea nu determină un nivel de distorsiune sau de fluctuaţii ale tensiunii de alimentare în reţea, în punctul de racordare, peste nivelul specificat de operatorul de sistem relevant în cooperare cu OST. Procesul necesar pentru realizarea de studii şi furnizarea de date relevante de către toţi utilizatorii reţelei implicaţi, precum şi măsurile de atenuare identificate şi implementate trebuie să respecte procedura din Subsecţiunea 2, Secţiunea 4, Capitolul II din prezentul titlu.

 

Secţiunea 3

Cerinţe pentru capacitatea de trecere peste defect

 

Subsecţiunea 1

Capacitatea de trecere peste defect

382. OST trebuie să precizeze, respectând prevederile Subsecţiunii 1, Secţiunea 2, din Capitolul II al prezentului titlu, o diagramă a dependenţei tensiune-timp, astfel cum este prevăzut în Anexa 7, având în vedere modul de evoluţie a tensiunii în timp prevăzut pentru modulele generatoare din centrală în conformitate cu Titlul II din prezentul Cod. Această diagramă se aplică în punctele de racordare în condiţii de defect, în care staţia de conversie HVDC trebuie să poată rămâne conectată la reţea în stare de funcţionare stabilă după ce sistemul şi-a revenit în urma eliminării defectului. Diagrama dependenţei tensiune-timp exprimă o limită inferioară a traiectoriei reale a tensiunilor la borne pentru nivelul de tensiune a reţelei în punctul de racordare în timpul unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte, în timpul defectului şi după acesta. Orice trecere peste defect care depăşeşte t_rec2 se stabileşte de către OST, în conformitate cu Subsecţiunea 7 din secţiunea 2 a prezentului capitol.

383. La cererea gestionarului de sistem HVDC, operatorul de sistem relevant furnizează condiţiile ante- şi post-defect, după cum se prevede la pct.408-410 în ceea ce priveşte:

1) capacitatea minimă de scurtcircuit pre-defect la fiecare punct de racordare, exprimată în MVA;

2) punctul de funcţionare ante-defect al staţiei de conversie HVDC, exprimat în putere activă şi putere reactivă în punctul de racordare şi tensiune în punctul de racordare;

3) capacitatea minimă de scurtcircuit post-defect la fiecare punct de racordare, exprimată în MVA.

În mod alternativ,operatorul de sistem relevant poate furniza valorile generice pentru condiţiile de mai sus, derivate din cazuri tipice.

384. Staţia de conversie HVDC trebuie să rămână conectată la reţea şi să continue să funcţioneze în mod stabil în cazul, în care variaţia reală a tensiunilor la borne pe nivelul de tensiune în punctul de racordare în timpul unui defect simetric, având în vedere condiţiile ante- şi post-defect de la pct.408-410, rămâne peste limita inferioară prevăzută în graficul din Anexa 5, cu excepţia cazului în care sistemul de protecţie pentru defectele electrice interne necesită deconectarea de la reţea a staţiei de conversie HVDC. Sistemele de protecţie şi setările pentru defectele interne trebuie proiectate astfel încât să nu pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect.

385. OST poate stabili limite de tensiune (U_block) în punctele de racordare la reţeaua electrică, în anumite condiţii de reţea, la care se permite blocarea sistemului HVDC. Blocarea înseamnă rămânerea în stare de conectare la reţeaua electrică fără contribuţie de putere activă şi reactivă pentru un interval de timp, care trebuie să fie cât mai scurt posibil din punct de vedere tehnic şi care este stabilit în comun de către OST şi gestionarul sistemului HVDC.

386. În conformitate cu pct.415-417, protecţia la tensiune scăzută se stabileşte de către gestionarul sistemului HVDC la capacitatea tehnică cea mai amplă posibil a staţiei de conversie HVDC. Operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, poate stabili şi capacităţi mai reduse, în temeiul pct.415-417.

387. OST stabileşte capabilităţile de trecere peste defect în cazul defectelor asimetrice.

 

Subsecţiunea 2

Restabilirea puterii după defect

388. OST stabileşte nivelul şi graficul în timp al restabilirii puterii active pe care sistemul HVDC trebuie să fie capabil să o furnizeze, în conformitate cu Subsecţiunea 1 din prezenta secţiune.

 

Subsecţiunea 3

Recuperare rapidă după defect în curent continuu

389. Sistemele HVDC, inclusiv liniile aeriene în curent continuu, trebuie să permită revenirea rapidă după defectele tranzitorii apărute în sistemul HVDC. Detaliile acestei capacităţi fac obiectul coordonării şi convenirii sistemelor de protecţie şi al setărilor menţionate în temeiul pct.415-417.

 

Secţiunea 4

Cerinţe pentru comandă şi control

 

Subsecţiunea 1

Punerea sub tensiune şi sincronizarea staţiilor de conversie HVDC

390. Cu excepţia unor instrucţiuni contrare din partea operatorului de sistem relevant, în cursul punerii sub tensiune sau sincronizării unei staţii de conversie HVDC la reţeaua de curent alternativ sau în timpul conectării unei staţii de conversie HVDC energizate la un sistem HVDC, staţia de conversie HVDC trebuie să aibă capacitatea să limiteze orice modificări ale nivelului de tensiune la un regim permanent stabilit de operatorul de sistem relevant în coordonare cu OST. Nivelul specificat nu trebuie să depăşească 5% din tensiunea de presincronizare.

391. Operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST, specifică amplitudinea maximă, durata şi intervalul de măsurare a tensiunilor tranzitorii.

 

Subsecţiunea 2

Interacţiunile dintre sistemele HVDC şi alte centrale sau echipamente

392. În cazul în care mai multe staţii de conversie HVDC sau alte instalaţii şi echipamente se află în imediată proximitate electrică, OST poate preciza, dacă este necesar un studiu cu o anumită sferă şi amploare, care să demonstreze că nu vor avea loc interacţiuni negative. În cazul în care se depistează interacţiuni negative, studiile trebuie să identifice potenţiale măsuri de atenuare, care trebuie implementate pentru a asigura conformitatea cu cerinţele prezentului Cod.

393. Studiile se efectuează de către gestionarul sistemului HVDC, cu participarea tuturor celorlalte părţi identificate de către OST ca fiind relevante pentru fiecare punct de racordare. Responsabilitatea pentru efectuarea studiilor în conformitate cu prezenta Subsecţiune îi revine OST. Toate părţile sunt informate asupra rezultatelor studiilor.

394. Toate părţile identificate de către OST ca fiind relevante pentru fiecare punct de racordare, inclusiv OST, contribuie la studii şi furnizează toate datele şi modelele relevante, după cum este rezonabil necesar pentru atingerea scopului acestor studii. OST colectează aceste informaţii şi, dacă este cazul, le transmite părţii responsabile pentru studii, în conformitate cu pct.22-25.

395. OST evaluează rezultatul studiilor pe baza domeniului de aplicare şi a dimensiunii lor, astfel cum se prevede în conformitate cu pct.392. Dacă este necesar pentru evaluare, OST poate solicita gestionarului sistemului HVDC să realizeze studii suplimentare în conformitate cu domeniul de aplicare şi cu amploarea specificate în conformitate cu pct.392.

396. OST poate revizui sau reproduce studiile, integral sau parţial. Gestionarul sistemului HVDC furnizează OST toate datele şi modelele relevante care permit efectuarea studiului.

397. Măsurile de atenuare necesare identificate de studiile efectuate în conformitate cu pct.393-396 şi evaluate de către OST trebuie să fie luate de către gestionarul sistemului HVDC ca parte a racordării noilor staţii de conversie HVDC.

398. OST poate specifica valori de performanţă temporare asociate unor evenimente legate de un sistem HVDC individual sau de mai multe sisteme HVDC afectate în mod obişnuit. Această dispoziţie poate fi prevăzută pentru a proteja integritatea atât a echipamentelor OST, cât şi a celor ale utilizatorilor de reţea în concordanţă cu codul naţional.

 

Subsecţiunea 3

Capacitatea de amortizare a oscilaţiilor de putere

399. Sistemul HVDC trebuie să poată contribui la amortizarea oscilaţiilor de putere în reţelele de curent alternativ conectate. Sistemul de reglaj al sistemului HVDC nu reduce amortizarea oscilaţiilor de putere.

400. OST stabileşte un domeniu de frecvenţă al oscilaţiilor pe care sistemul de reglaj le amortizează pozitiv şi condiţiile de reţea la producerea acestui eveniment, care justifică cel puţin studiile de evaluare a stabilităţii dinamice efectuate de OST pentru a identifica limitele de stabilitate şi potenţialele probleme de stabilitate în sistemele lor de transport.

401. Selectarea setărilor parametrilor de reglaj se stabileşte de comun acord între OST şi gestionarul sistemului HVDC.

 

Subsecţiunea 4

Capacitatea de amortizare a interacţiunilor torsionale subsincrone

402. În ceea ce priveşte amortizarea interacţiunilor torsionale subsincrone (ITSS), echipamentele HVDC trebuie să fie capabile să contribuie la amortizarea electrică a oscilaţiilor de frecvenţă torsionale.

403. OST precizează amploarea necesară a studiilor ITSS şi furnizează parametri de intrare, în măsura în care este posibil, în legătură cu echipamentele şi condiţiile sistemului respectiv în reţeaua sa. Studiile ITSS sunt furnizate de către gestionarul sistemului HVDC. Studiile identifică eventualele condiţii în care există ITSS şi propun procedurile de atenuare necesare. Responsabilitatea pentru efectuarea studiilor în conformitate cu prezenta Subsecţiune îi revine OST. Toate părţile sunt informate asupra rezultatelor studiilor.

404. Toate părţile identificate de către OST ca fiind relevante pentru fiecare punct de racordare, inclusiv OST, contribuie la studii şi furnizează toate datele şi modelele relevante, după cum este rezonabil necesar pentru atingerea scopului acestor studii. OST colectează aceste informaţii şi, dacă este cazul, le transmite părţii responsabile pentru studii, în conformitate cu pct.22-25.

405. OST evaluează rezultatul studiilor ITSS. Dacă este necesar pentru evaluare, OST poate solicita ca gestionarul sistemului HVDC să efectueze în continuare studii ITSS în conformitate cu acelaşi domeniu de aplicare şi respectând aceeaşi amploare.

406. OST poate revizui sau reproduce studiul. Gestionarul sistemului HVDC furnizează OST toate datele şi modelele relevante care permit realizarea studiului.

407. Măsurile de atenuare necesare identificate de studiile efectuate în conformitate cu pct.406 sau 405 şi evaluate de către OST trebuie să fie luate de către gestionarul sistemului HVDC ca parte a racordării noilor staţii de conversie HVDC.

 

Subsecţiunea 5

Caracteristicile reţelei electrice

408. Operatorul de sistem relevant precizează şi pune la dispoziţia publicului metoda şi condiţiile ante- şi post-defect cel puţin pentru calculul puterii minime şi maxime de scurtcircuit în punctele de racordare.

409. Sistemul HVDC trebuie să poată funcţiona în intervalul de putere de scurtcircuit şi în caracteristicile reţelei specificate de operatorul de sistem relevant.

410. Fiecare operator de sistem relevant furnizează gestionarului sistemului HVDC echivalente ale reţelei care descriu comportamentul reţelei în punctul de racordare, permiţând proprietarilor de sisteme HVDC să-şi proiecteze sistemul lor în ceea ce priveşte cel puţin, dar nu exclusiv, armonicile şi stabilitatea dinamică de-a lungul întregului ciclu de viaţă al sistemului HVDC.

 

Subsecţiunea 6

Stabilitatea în funcţionare a sistemului HVDC

411. Sistemul HVDC trebuie să poată găsi puncte de funcţionare stabile, cu o variaţie minimă a fluxului de putere activă şi a nivelului de tensiune, în timpul şi după orice modificare planificată sau neplanificată a sistemului HVDC sau a reţelei de curent alternativ la care acesta este racordat. OST trebuie să precizeze schimbările condiţiilor din sistem în care sistemele HVDC rămân în stare de funcţionare stabilă.

412. Gestionarul sistemului HVDC se asigură că declanşarea sau deconectarea unei staţii de conversie HVDC, ca parte a unui sistem HVDC cu borne multiple sau integrat, nu duce la tensiuni tranzitorii în punctul de racordare care să depăşească limita specificată de către OST.

413. Sistemul este astfel conceput încât să reziste defectelor tranzitorii de pe liniile de tensiune înaltă în curent alternativ dintr-o reţea adiacentă sau apropiată de sistemul HVDC, şi să nu determine deconectarea de la reţea a echipamentelor din sistemul HVDC din cauza autoreanclanşării liniilor din reţea.

414. Gestionarul sistemului HVDC furnizează operatorului de sistem relevant informaţii privind rezilienţa sistemului HVDC la perturbările din sistemul AC.

 

Secţiunea 5

Cerinţe pentru dispozitivele şi reglajele corespunzătoare

 

Subsecţiunea 1

Scheme şi reglaje ale protecţiilor electrice

415. Operatorul de sistem relevant specifică, în coordonare cu OST, schemele de protecţie şi reglajele necesare, ţinând cont de caracteristicile sistemului HVDC. Schemele de protecţie relevante pentru sistemul HVDC şi reţea, precum şi setările relevante pentru sistemul HVDC trebuie să fie coordonate şi convenite între operatorul de sistem relevant, OST şi gestionarul sistemului HVDC. Schemele de protecţie şi setările pentru defectele electrice interne trebuie să fie proiectate în aşa fel încât să nu pericliteze performanţa sistemului HVDC în conformitate cu prezentul Cod.

416. Protecţiile electrice ale sistemului HVDC prevalează asupra comenzilor operaţionale, ţinând seama de siguranţa sistemelor, de sănătatea şi siguranţa personalului şi a publicului, precum şi reducerea avariilor la sistemul HVDC.

417. Modificările aduse schemelor de protecţie sau setărilor acestora relevante pentru sistemul HVDC şi reţea se convin între operatorul de sistem relevant, OST şi gestionarul sistemului HVDC, înainte de a fi implementate de către gestionarul sistemului HVDC.

 

Subsecţiunea 2

Ierarhizarea protecţiei şi a controlului

418. O schemă de protecţii-control, indicată de către gestionarul sistemului HVDC şi constând din diferite moduri de comandă, inclusiv reglajele parametrilor specifici, trebuie să fie coordonată şi convenită între OST,operatorul de sistem relevant şi gestionarul sistemului HVDC.

419. Cu privire la ierarhizarea protecţiei şi a reglajului, gestionarul sistemului HVDC îşi organizează dispozitivele de protecţie şi de reglaj în conformitate cu următoarea ierarhizare, în ordinea descrescătoare a importanţei, cu excepţia cazului în care se specifică altfel de către OST, în coordonare cu operatorul de sistem relevant:

1) protecţia reţelei şi a sistemului HVDC;

2) reglajul puterii active pentru suport în caz de urgenţă;

3) inerţia artificială, dacă este cazul;

4) acţiunile corective automate, astfel cum se prevede la pct.353;

5) RFA-CR şi RFA-SC;

6) RFA şi reglajul frecvenţei;

7) constrângerea privind panta de putere.

 

Subsecţiunea 3

Modificări ale schemelor şi reglajelor sistemelor

de protecţie şi control

420. Parametrii diferitelor moduri de comandă şi reglajele protecţiilor sistemului HVDC trebuie să poată fi modificate în staţia de conversie HVDC, dacă operatorul de sistem relevant sau OST solicită acest lucru, în conformitate cu pct.422.

421. Modificarea schemelor sau a reglajelor parametrilor diferitelor moduri de comandă şi de protecţie a sistemului HVDC, inclusiv procedura, trebuie să fie coordonată şi convenită între OST şi gestionarul sistemului HVDC.

422. Modurile de reglaj şi de transport, precum şi valorile prescrise ale sistemului HVDC asociate trebuie să poată fi modificate de la distanţă, astfel cum prevede operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST.

 

Secţiunea 6

Cerinţe pentru restaurarea sistemului electroenergetic

423. OST poate obţine o cotă pentru a-şi asigura capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem de la un proprietar de sistem HVDC.

424. În cazul, în care una dintre staţiile de conversie este pusă sub tensiune, un sistem HVDC cu capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să poată să pună sub tensiune bara colectoare din postul de transformare de curent alternativ la care este racordată o altă staţie de conversie, într-un termen după închiderea sistemului HVDC stabilit de către OST. Sistemul HVDC trebuie să aibă capacitatea de sincronizare în domeniul de frecvenţă stabilit în Subsecţiunea 1, Secţiunea 1, Capitolul II din Titlul IV şi în limitele de tensiune specificate de OST sau astfel, cum este prevăzut în Subsecţiunea 1, Secţiunea 2, Capitolul II din Titlul IV, după caz. OST poate prevedea intervale de tensiune şi de frecvenţă mai mari atunci când acest lucru este necesar pentru a restabili siguranţa în funcţionare.

425. OST şi gestionarul sistemului HVDC convin asupra capacităţii şi a disponibilităţii capacităţii de pornire fără sursă de tensiune din reţea şi asupra procedurii operaţionale.

 

Capitolul III

CERINŢE PENTRU MODULELE MGCCC ŞI PENTRU STAŢIILE

DE CONVERSIE HVDC DIN EXTREMITĂŢI

 

Secţiunea 1

Cerinţe pentru modulele MGCCC

 

Subsecţiunea 1

Domeniu de aplicare

426. Cerinţele aplicabile instalaţiilor de generare în temeiul Capitolului II din Titlul II se aplică modulelor MGCCC, care fac obiectul cerinţelor specifice prevăzute în Subsecţiunile 4-8 din prezenta Secţiune. Aceste cerinţe se aplică la punctul de interfaţă HVDC dintre modulul MGCCC şi sistemele HVDC. Clasificarea din Secţiunea 2, Capitolul II al Titlului II se aplică modulelor MGCCC.

 

Subsecţiunea 2

Cerinţe privind stabilitatea frecvenţei

427. În ceea ce priveşte răspunsul la abaterile de frecvenţă:

1) un modul MGCC trebuie să fie capabil să primească un semnal rapid de la un punct de racordare din zona sincronă în care se furnizează răspunsul la abaterile de frecvenţă şi să fie capabil să prelucreze acest semnal în decurs de 0,1 secundă de la emiterea semnalului la încheierea prelucrării semnalului de activare a răspunsului. Frecvenţa trebuie măsurată în punctul de racordare în zona sincronă în care este furnizat răspunsul la frecvenţă;

2) modulele MGCCC racordate prin sistemele HVDC care se conectează cu mai mult de o zonă de reglaj trebuie să fie capabile să asigure un reglaj coordonat al frecvenţei, astfel cum prevede OST.

428. În ceea ce priveşte domeniile de frecvenţă şi răspunsul la abaterile de frecvenţă:

1) un modul MGCCC trebuie să aibă capacitatea de a rămâne conectat la reţeaua staţiei de conversie HVDC din extremităţi şi de a funcţiona în domeniile de frecvenţă şi pe duratele prevăzute în Anexa 8 pentru sistemul nominal de 50 Hz. În cazul în care se utilizează altă frecvenţă nominală decât cea de 50 Hz sau o frecvenţă variabilă prin proiectare, sub rezerva unui acord cu OST, domeniile de frecvenţă şi duratele aplicabile sunt specificate de către OST, ţinând seama de particularităţile sistemului şi de cerinţele stabilite în Anexa 8;

2) OST şi gestionarul modulului MGCCC pot stabili de comun acord domenii de frecvenţă mai largi sau perioade minime de funcţionare mai mari, pentru a asigura utilizarea optimă a capacităţilor tehnice ale modulului MGCCC, dacă acest lucru este necesar pentru a menţine sau a restabili siguranţa în funcţionare. Dacă domeniile de frecvenţă mai extinse sau perioadele minime de funcţionare mai mari sunt fezabile din punct de vedere economic şi tehnic, gestionarul modulului MGCCC nu va refuza in mod nerezonabil să-şi dea acordul în acest sens;

3) respectând dispoziţiile de la pct.428, sbp.1), un modul MGCCC trebuie să fie capabil să se deconecteze automat la anumite frecvenţe, în cazul în care acest lucru este prevăzut de către OST. Condiţiile şi parametrii pentru deconectarea automată se convin între OST şi gestionarul modulului MGCCC.

429. În ceea ce priveşte capacitatea de rezistenţă la viteza de variaţie a frecvenţei, un modul MGCCC trebuie să poată rămâne conectat la reţeaua staţiei de conversie HVDC din extremităţi şi în stare de funcţionare dacă frecvenţa din sistem se schimbă cu o viteză de până la ± 2 Hz/S (măsurată în orice moment ca o medie a ratei de schimbare a frecvenţei în ultima secundă) la punctul de interfaţă al modulului MGCCC de pe staţia de conversie HVDC din extremităţi pentru sistemul nominal de 50 Hz.

430. Modulele MGCCC trebuie să aibă capacitate de răspuns limitat la abaterile crescătoare ale frecvenţei (RFA-CR) în conformitate cu pct.39, sub rezerva răspunsului la semnalul rapid, astfel cum se specifică la pct.427 pentru sistemul nominal de 50 Hz.

431. Pentru sistemul nominal de 50 Hz, capabilitatea modulelor MGCCC de a menţine puterea constantă se determină în conformitate cu pct.40.

432. Pentru sistemul nominal de 50 Hz, capabilitatea unui modul MGCCC de reglaj a puterii se determină în conformitate cu pct.51, sbp.1). Trebuie să se permită reglajul manual în cazul în care dispozitivele de reglaj automat de la distanţă nu sunt în uz.

433. Modulele MGCCC trebuie să aibă capacitate de răspuns la limitările de frecvenţă – scăderea frecvenţei (RFA-SC) în conformitate cu pct.51, sbp.3), sub rezerva răspunsului la semnalul rapid, astfel cum se specifică la pct.427 pentru sistemul nominal de 50 Hz.

434. Modulele MGCCC trebuie să aibă capacitate de răspuns la frecvenţă, care se determină în conformitate cu pct.51, sbp.4), sub rezerva răspunsului la semnalul rapid, astfel cum se specifică pct.427 pentru sistemul nominal de 50 Hz.

435. Pentru sistemul nominal de 50 Hz, capacitatea de restabilire a frecvenţei a unui modul MGCCC se determină în conformitate cu pct.51, sbp.5).

436. În cazul în care se utilizează altă frecvenţă nominală decât cea de 50 Hz sau o frecvenţă variabilă prin proiectare sau o tensiune de sistem în curent continuu, sub rezerva aprobării OST, capacităţile enumerate la pct.429-435 şi parametrii aferenţi acestor capacităţi se specifică de către OST.

 

Subsecţiunea 3

Cerinţe pentru puterea reactivă şi pentru tensiune

437. În ceea ce priveşte domeniile de tensiune:

1) un modul MGCCC trebuie să aibă capacitatea de a rămâne conectat la reţeaua staţiei de conversie HVDC din extremităţi şi de a funcţiona în domeniile de tensiune (per unitate) şi pe duratele de timp prevăzute în tabelele 9 şi 10 din Anexa 9. Domeniul de tensiune şi duratele specificate aplicabile sunt selectate pe baza tensiunii de referinţă de 1 pu;

2) Operatorul de sistem relevant, OST şi gestionarul modulului MGCCC pot stabili de comun acord domenii de tensiune mai largi sau perioade minime de funcţionare mai mari, pentru a asigura utilizarea optimă a capacităţilor tehnice ale modulului MGCCC, dacă acest lucru este necesar pentru a menţine sau a restabili siguranţa în funcţionare. Dacă domeniile de tensiune mai extinse sau perioadele minime de funcţionare mai mari sunt fezabile din punct de vedere economic şi tehnic, gestionarul modulului MGCCC nu va refuza in mod nerezonabil să îşi dea acordul în acest sens;

3) pentru modulele MGCCC care au un punct de interfaţă HVDC la reţeaua staţiei de conversie HVDC din extremităţi, operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, poate specifica tensiuni la punctul de interfaţă HVDC la care un modul MGCCC trebuie să fie capabil de deconectare automată. Condiţiile şi parametrii pentru deconectarea automată se convin între operatorul de sistem relevant, OST şi gestionarul modulului MGCCC;

4) pentru punctele de interfaţă la tensiunile în curent alternativ care nu sunt incluse în domeniul de aplicare al anexei 9, operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, trebuie să precizeze cerinţele aplicabile punctului de racordare;

5) în cazul utilizării altor frecvenţe decât cea nominală de 50 Hz, sub rezerva acordului OST, domeniile de tensiune şi duratele specificate de operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, trebuie să fie proporţionale cu cele din tabelele 9 şi 10 din Anexa 9.

438. În ceea ce priveşte capacitatea de putere reactivă a modulelor MGCCC:

1) dacă gestionarul modulului MGCCC poate obţine un acord bilateral cu proprietarii de sisteme HVDC care conectează modulul MGCCC la un singur punct de racordare la o reţea în curent alternativ, el trebuie să satisfacă toate cerinţele de mai jos:

a) trebuie să aibă capacitatea să realizeze, cu instalaţii sau echipamente, software suplimentare, capabilităţile de livrare a puterii reactive prescrise de operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, în conformitate cu sbp.2), şi trebuie:

– să aibă capabilităţile de livrare a puterii reactive pentru unele sau pentru toate echipamentele în conformitate cu sbp.2), deja instalate ca parte a racordării modulului MGCCC la reţeaua de curent alternativ la momentul conectării iniţiale şi punerii în funcţiune;

– să demonstreze şi, ulterior, să ajungă la un acord cu operatorul de sistem relevant şi cu OST cu privire la modul în care va fi asigurată capabilitatea de livrare a puterii reactive atunci când modulul MGCCC este racordat la mai mult de un singur punct de racordare din reţeaua de curent alternativ sau reţeaua staţiei de conversie HVDC din extremităţi are conectat fie un modul MGCCC, fie un sistem HVDC cu un alt proprietar. Acest acord include un contract prin care gestionarul modulului MGCCC (sau oricare proprietar ulterior) se angajează că va finanţa şi instala capabilităţile de producere a puterii reactive prevăzute de prezenta Subsecţiune pentru modulele sale într-un moment specificat de operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST. Operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, îl informează pe gestionarul modulului MGCCC asupra datei de finalizare a oricărui proiect angajat care va necesita ca gestionarul modulului MGCCC să instaleze capacitatea integrală de putere reactivă;

b) operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, trebuie să ţină cont de calendarul de retehnologizare a capacităţii de producere a puterii reactive la modulul MGCCC la stabilirea momentului în care urmează să aibă loc retehnologizarea acestei capacităţi de producere a puterii reactive. Calendarul proiectului trebuie să fie furnizat de gestionarul modulului MGCCC în momentul racordării la reţeaua de curent alternativ;

2) modulele MGCCC trebuie să satisfacă următoarele cerinţe referitoare la stabilitatea tensiunii, fie la momentul racordării, fie ulterior, în conformitate cu acordul menţionat la sbp.1):

a) în ceea ce priveşte capacitatea de livrare a puterii reactive la capacitatea maximă de transport al puterii electrice a sistemului HVDC, modulele MGCCC trebuie să întrunească cerinţele în materie de capacitate de putere reactivă stabilite de operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST, în contextul tensiunii în curent alternativ. Operatorul de sistem relevant stabileşte un profil U-Q/Pmax care poate lua orice formă în limitele stabilite în tabelul 1 din Anexa 8, în care modulul MGCCC trebuie să aibă capacitatea de a furniza putere reactivă la capacitatea maximă de transport al puterii reactive a sistemului HVDC. Operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, ia în considerare dezvoltarea pe termen lung a reţelei atunci când stabileşte aceste valori, precum şi eventualele costuri pentru modulele de centrală electrică ale furnizării capabilităţii de producţie a puterii reactive la înaltă tensiune şi de consum al puterii reactive la tensiune joasă.

În cazul în care planul de dezvoltare a reţelelor electrice de transport pentru 10 ani, elaborat în conformitate cu art.34 din Legea cu privire la energia electrică prevede, că un modul MGCCC se va racorda în curent alternativ la zona sincronă, OST poate preciza ca:

– modulul MGCCC trebuie să dispună de capacităţile prevăzute la pct.69, sbp.2) şi 3), precum şi pct.73 pentru această zonă sincronă, instalate în momentul racordării iniţiale la reţeaua de curent alternativ şi al punerii în funcţiune a modulului MGCCC;

– gestionarul modulului MGCCC trebuie să demonstreze operatorului de sistem relevant şi OST modul în care capabilităţile puterii reactive prevăzute la pct.69, sbp.2) şi 3), precum şi pct.73 în această zonă sincronă vor fi furnizate în cazul în care modulul MGCCC se conectează în curent alternativ la zona sincronă şi, ulterior, să ajungă la un acord în acest sens;

b) în ceea ce priveşte capacitatea de livrare a puterii reactive,operatorul de sistem relevant poate stabili o putere reactivă suplimentară care trebuie furnizată dacă punctul de racordare al unui modul MGCCC nu se află nici la bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune, nici la bornele generatorului, în cazul în care nu există un transformator ridicător de tensiune. Această putere reactivă suplimentară trebuie să compenseze schimbul de putere reactivă al liniei sau cablului de înaltă tensiune între bornele de înaltă tensiune ale transformatorului ridicător de tensiune al modulului MGCCC sau bornele alternatorului, în cazul în care nu există un transformator ridicător de tensiune, şi punctul de racordare şi trebuie să fie furnizată de gestionarul responsabil al respectivei linii sau cablu.

439. În ceea ce priveşte prioritizarea contribuţiei puterii active pentru modulele MGCCC, operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, precizează care dintre acestea are prioritate în timpul defectelor pentru care este nevoie de capacitatea de trecere peste defect. În cazul în care prioritatea este acordată contribuţiei puterii active, furnizarea acesteia se stabileşte într-un interval de timp de la începutul defectului, astfel cum se specifică de către operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST.

 

Subsecţiunea 4

Cerinţe privind reglajul

440. În timpul sincronizării unui modul MGCCC la reţeaua de colectare în curent alternativ, modulul MGCCC trebuie să aibă capacitatea de a limita variaţiile de tensiune la un nivel de regim permanent prevăzut de către operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST. Nivelul specificat nu trebuie să depăşească 5% din tensiunea de presincronizare. Operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, trebuie să specifice amplitudinea maximă, durata şi fereastra de măsurare a tensiunii tranzitorii.

441. Gestionarul modulului MGCCC furnizează semnale de ieşire, după cum se specifică de către operatorul de sistem relevant în cooperare cu OST.

 

Subsecţiunea 5

Caracteristicile reţelei

442. În ceea ce priveşte caracteristicile reţelei, se aplică următoarele condiţii pentru modulele MGCCC:

1) Operatorul de sistem relevant precizează şi pune la dispoziţia publicului metoda şi condiţiile ante- şi post-defect pentru calculul puterii minime şi maxime de scurtcircuit la punctul de interfaţă HVDC;

2) Modulul MGCCC trebuie să aibă capacitatea de a funcţiona stabil în intervalul minim-maxim al puterii de scurtcircuit şi în limita caracteristicilor punctului de interfaţă HVDC specificat de operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST;

3) fiecare operator de sistem relevant şi proprietar de sistem HVDC furnizează gestionarului modulului MGCCC echivalente ale reţelei care reprezintă sistemul, permiţând proprietarilor modulelor MGCCC să îşi proiecteze propriul sistem în ceea ce priveşte armonicile.

 

Subsecţiunea 6

Cerinţe de protecţie

443. Schemele şi setările de protecţie electrică ale modulelor MGCCC se determină în conformitate cu pct.49, sbp.2), unde reţeaua electrică înseamnă reţeaua electrică a zonei sincrone. Schemele de protecţie trebuie să fie proiectate ţinând seama de performanţa sistemului, de caracteristicile reţelei, precum şi de caracteristicile tehnice ale tehnologiei modulelor generatoare din centrală şi trebuie stabilite de comun acord cu operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST.

444. Ierarhizarea protecţiei şi a reglajului la modulele MGCCC se determină în conformitate cu pct.49, sbp.3), în cazul în care reţeaua se referă la reţeaua electrică a zonei sincrone şi se convine cu operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST.

 

Subsecţiunea 7

Calitatea energiei electrice

445. Proprietarii modulelor MGCCC trebuie să se asigure că instalaţiile de racordare la reţea ce le aparţin nu determină un nivel de distorsiune sau de fluctuaţii ale tensiunii de alimentare în reţea, în punctul de racordare, peste nivelul specificat de operator de sistem relevant în cooperare cu OST. Contribuţia necesară din partea utilizatorilor de sistem la studiile conexe, inclusiv, dar fără a se limita la acestea, la modulele MGCCC existente şi la sistemele HVDC existente, nu poate fi refuzată în mod nejustificat. Procesul necesar pentru realizarea de studii şi furnizarea de date relevante de către toţi utilizatorii reţelei implicaţi, precum şi măsurile de atenuare identificate şi implementate trebuie să respecte procedura stabilită în Subsecţiunea 2, Secţiunea 4, Capitolul II din prezentul titlu.

 

Subsecţiunea 8

Cerinţe generale de operare a sistemului aplicabile

modulelor MGCCC

446. În ceea ce priveşte cerinţele generale în materie de operare a sistemului, tuturor modulelor MGCCC li se aplică pct.49, pct.55 şi pct.59.

 

Secţiunea 2

Cerinţe pentru staţiile de conversie HVDC din extremităţi

 

Subsecţiunea 1

Domeniu de aplicare

447. Cerinţele Capitolului II din Titlul IV şi Subsecţiunilor 1 şi 2 din Secţiunea 1, Capitolul III, Titlul IV se aplică staţiilor de conversie HVDC din extremităţi, sub rezerva anumitor cerinţe prevăzute în Subsecţiunile 2-5 din prezenta Secţiune.

 

Subsecţiunea 2

Cerinţe privind stabilitatea frecvenţei

448. În cazul în care în reţeaua care conectează modulele MGCCC se foloseşte o altă frecvenţă nominală în afara celei de 50 Hz sau o frecvenţă variabilă prin proiectare, sub rezerva acordului OST, Secţiunea 2 din Capitolul I, Titlul II se aplică staţiei de conversie HVDC din extremităţi cu domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp aplicabile specificate de către OST, luând în considerare particularităţile sistemului şi de cerinţele stabilite în Anexa 3.

449. În ceea ce priveşte răspunsul la frecvenţă, gestionarul staţiei de conversie HVDC din extremităţi şi gestionarul modulului MGCCC convin cu privire la modalităţile tehnice de transmitere a semnalului în conformitate cu pct.138. În cazul în care OST solicită acest lucru, sistemul HVDC trebuie să poată furniza frecvenţa reţelei în punctul de racordare ca semnal. Pentru un sistem HVDC care conectează un modul generator din centrală, ajustarea răspunsului în putere activă în funcţie de frecvenţă este limitată de capacitatea modulelor MGCCC.

 

Subsecţiunea 3

Cerinţe pentru puterea reactivă şi pentru tensiune

450. În ceea ce priveşte domeniile de tensiune:

1) o staţie de conversie HVDC din extremităţi trebuie să aibă capacitatea de a rămâne conectată la reţeaua staţiei de conversie HVDC din extremităţi şi de a funcţiona în domeniile de tensiune (per unitate) şi perioadele de timp specificate în tabelele 12 şi 13 din Anexa 10. Domeniul de tensiune şi duratele specificate aplicabile sunt selectate pe baza tensiunii de referinţă de 1 pu;

2) domenii de tensiune mai extinse sau perioade minime mai lungi de funcţionare pot fi convenite între operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, şi gestionarul modulului MGCCC, în conformitate cu Subsecţiunea 3, Secţiunea 1, Capitolul II din Titlul IV;

3) pentru punctele de interfaţă la tensiunile de curent alternativ care nu sunt incluse în domeniul de aplicare al tabelelor 12 şi 13 din Anexa 10, operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, trebuie să precizeze cerinţele aplicabile punctului de racordare;

4) în cazul utilizării altor frecvenţe decât cea nominală de 50 Hz, sub rezerva acordului OST, domeniile de tensiune şi duratele specificate de operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, trebuie să fie proporţionale cu cele enunţate în Anexa 10.

451. O staţie de conversie HVDC din extremităţi trebuie să satisfacă următoarele cerinţe referitoare la stabilitatea tensiunii la punctele de racordare în ceea ce priveşte capacitate de putere reactivă:

1) operatorul de sistem relevant, în colaborare cu OST, trebuie să stabilească cerinţele referitoare la capacitatea de furnizare a puterii reactive pentru diverse niveluri de tensiune. La stabilirea acestor cerinţe,operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST, determină un profil U-Q/Pmax de orice formă, în limita căruia staţia de conversie HVDC din extremităţi trebuie să poată furniza putere reactivă la capacitatea maximă de transport al puterii active a sistemului HVDC;

2) profilul U-Q/Pmax este stabilit de operatorul de sistem relevant, în colaborare cu OST. Profilul U-Q/Pmax trebuie să se situeze în intervalul Q/Pmax şi de tensiune staţionară prevăzut în tabelul 3 din Anexa 10, iar poziţia conturului profilului U-Q/Pmax trebuie să se situeze în limitele conturului exterior fix prevăzut în Anexa 6. Оperatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST, ţine cont de dezvoltarea pe termen lung a reţelei atunci când stabileşte aceste intervale.

 

Subsecţiunea 4

Caracteristicile reţelei

452. În ceea ce priveşte caracteristicile reţelei, gestionarul staţiei de conversie HVDC trebuie să furnizeze date pertinente oricărui proprietar de modul MGCCC, în conformitate cu Subsecţiunea 5, Secţiunea 1, Capitolul III din prezentul titlu.

 

Subsecţiunea 5

Calitatea energiei electrice

453. Proprietarii staţiilor de conversie HVDC din extremităţi trebuie să se asigure, că instalaţiile de racordare la reţea ce le aparţin nu determină un nivel de distorsiune sau de fluctuaţii ale tensiunii de alimentare în reţea, în punctul de racordare, peste nivelul care le-a fost alocat de operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST. Contribuţia necesară din partea utilizatorilor de sistem la studiile conexe, inclusiv, dar fără a se limita la acestea, la modulele MGCCC existente şi la sistemele HVDC existente, nu poate fi refuzată în mod nejustificat. Procesul necesar pentru realizarea de studii şi furnizarea de date relevante de către toţi utilizatorii reţelei implicaţi, precum şi măsurile de atenuare identificate şi implementate trebuie să respecte procedura din Subsecţiunea 2, Secţiunea 4, Capitolul II din prezentul titlu.

 

Capitolul IV

SCHIMB DE INFORMAŢII ŞI COORDONARE

 

Secţiunea 1

Operarea sistemelor HVDC

454. În ceea ce priveşte instrumentele de operare, fiecare unitate de conversie HVDC a unui sistem HVDC trebuie să fie echipată cu un regulator automat, capabil să primească comenzi de la operatorul de sistem relevant şi de la OST. Acest regulator automat trebuie să poată opera unităţile de conversie HVDC ale sistemului HVDC în mod coordonat. Operatorul de sistem relevant specifică ierarhia reglajului automat pentru fiecare unitate de conversie HVDC.

455. Regulatorul automat al sistemului HVDC menţionat la pct.454 trebuie să poată trimite operatorului de sistem relevant următoarele tipuri de semnale:

1) semnale operaţionale, care să transmită cel puţin următoarele:

a) semnale de pornire;

b) valoarea măsurată a tensiunii de curent alternativ şi curentului alternativ;

c) valoarea măsurată a curentului alternativ şi a curentului continuu;

d) valoarea măsurată a puterii active şi reactive în partea de curent alternativ;

e) valoarea măsurată a puterii în curent continuu;

f) operarea la nivel de unitate de conversie HVDC într-un convertizor HVDC tip cu poli multipli;

g) elementele şi statutul topologiei;

h) intervalele de putere activă RFA, RFA-CR şi RFA-SC;

2) semnale de alarmă, care să transmită cel puţin următoarele elemente:

a) blocarea de urgenţă;

b) blocarea rampelor;

c) inversarea rapidă a sensului puterii active.

456. Regulatorul automat menţionat la pct.454 trebuie să poată primi următoarele tipuri de semnale de la operatorul de sistem relevant:

1) semnale operaţionale, care să primească cel puţin următoarele:

a) comanda de pornire;

b) valorile prescrise ale puterii active;

c) setările răspunsului la abaterile de frecvenţă;

d) puterea reactivă, tensiunea sau valorile prescrise similare;

e) modurile de reglaj al puterii reactive;

f) reglajul amortizării oscilaţiilor de putere;

g) inerţia artificială;

2) semnale de alarmă, care să primească cel puţin următoarele:

a) comanda de blocare de urgenţă;

b) comanda de blocare a rampelor;

c) direcţia fluxului de putere activă;

d) comanda de inversare rapidă a sensului puterii active.

457. În ceea ce priveşte fiecare semnal, operatorul de sistem relevant poate stabili calitatea semnalului furnizat.

 

Secţiunea 2

Parametri şi setări

458. Parametrii şi valorile prescrise ale funcţiilor principale de reglaj ale unui sistem HVDC se stabilesc de comun acord între gestionarul sistemului HVDC şi operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST. Parametrii şi valorile prescrise se implementează în cadrul unei ierarhii de reglaj care să facă posibilă modificarea lor dacă este necesar. Respectivele funcţii principale de reglaj sunt cel puţin:

1) inerţia artificială, dacă este aplicabilă în conformitate cu Subsecţiunea 4, Secţiunea 1 Capitolul II şi Subsecţiunea 4, Secţiunea 1, Capitolul III din prezentul titlu;

2) răspunsurile la frecvenţă (RFA, RFA-CR şi RFA-SC) menţionate în Subsecţiunile 5-7, Secţiunea 1, Capitolul II din prezentul titlu;

3) reglajul frecvenţei, dacă este cazul, menţionat în Subsecţiunea 6, Secţiunea 1, Capitolul II din prezentul titlu;

4) modul de reglaj al puterii reactive, dacă este aplicabil în conformitate cu Subsecţiunea 5, Secţiunea 1, Capitolul III din prezentul titlu;

5) capacitatea de atenuare a oscilaţiilor de putere, menţionată în Subsecţiunea 3, Secţiunea 4, Capitolul II din prezentul titlu;

6) capacitatea de reglaj al amortizării interacţiunilor torsionale subsincrone, menţionată în Subsecţiunea 4, Secţiunea 4, Capitolul II din prezentul titlu.

 

Secţiunea 3

Înregistrarea defectelor şi monitorizarea

459. Un sistem HVDC trebuie să fie echipat cu un dispozitiv care să asigure înregistrarea defectelor şi monitorizarea comportamentului dinamic în sistem a următorilor parametri pentru fiecare dintre staţiile sale de conversie HVDC:

1) tensiunea în curent alternativ şi curent continuu;

2) curentul alternativ şi curentul continuu;

3) puterea activă;

4) puterea reactivă;

5) frecvenţa.

460. Operatorul de sistem relevant poate să specifice calitatea parametrilor de măsură furnizaţi care trebuie respectaţi de sistemul HVDC, cu condiţia să se acorde un preaviz rezonabil.

461. Informaţiile privind echipamentul de înregistrare a defectelor menţionat la pct.459, inclusiv canalele analoge şi digitale, setările, inclusiv criteriile de declanşare şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul sistemului HVDC, operatorul de sistem relevant şi OST.

462. Toate echipamentele de monitorizare a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să includă un criteriu de pornire bazat pe oscilaţie, stabilit de operatorul de sistem în coordonare cu OST, cu scopul de a detecta variaţiile de putere prost amortizate.

463. Sistemul de monitorizare a calităţii furnizării şi a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să includă dispoziţii referitoare la accesul electronic la informaţii al gestionarului sistemului HVDC şi al operatorului de sistem relevant. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionarul sistemului HVDC, operatorul de sistem relevant şi OST.

 

Secţiunea 4

Modele de simulare

464. Operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST, poate solicita, ca un proprietar de sistem HVDC să furnizeze modele de simulare care să reflecte în mod adecvat comportamentul sistemului HVDC atât în condiţii de simulare în regim staţionar sau dinamic (componentă a frecvenţei fundamentale), cât şi în simulări electromagnetice temporare. Formatul în care trebuie furnizate modelele şi documentaţia privind structura modelelor şi schema electrică se stabileşte de către operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST.

465. În scopul simulărilor de regim dinamic, modelele furnizate trebuie să conţină cel puţin următoarele submodele, fără a se limita însă la acestea, în funcţie de existenţa componentelor menţionate:

1) modele de unităţi de conversie HVDC;

2) modele de componente de curent alternativ;

3) modele de reţele de curent continuu;

4) reglajul de tensiune şi de putere;

5) elemente speciale de reglaj, dacă este cazul, de exemplu, funcţia de amortizare a oscilaţiilor de putere (POD), reglajul amortizării interacţiunilor torsionale subsincrone (SSTI);

6) reglajul bornelor multiple, dacă este cazul;

7) modele de protecţie a sistemului HVDC, astfel cum au fost convenite între OST şi gestionarul sistemului HVDC.

466. Gestionarul sistemului HVDC verifică modelele în raport cu rezultatele încercărilor de conformitate efectuate în conformitate cu Capitolul VI din prezentul Titlu şi un raport al acestei verificări se trimite OST. Modelele se utilizează apoi cu scopul de a verifica conformitatea cu cerinţele prezentului Cod, dar fără a se limita la acestea, simulările de conformitate, astfel cum se prevede la Capitolul VI din prezentul titlu, precum şi în cadrul studiilor pentru evaluarea continuă în cadrul planificării şi operării sistemului.

467. Un proprietar de sistem HVDC trimite înregistrările sistemului HVDC operatorului de sistem relevant sau OST, dacă este necesar pentru a compara răspunsul modelelor cu aceste înregistrări.

468. Un proprietar de sistem HVDC emite un model echivalent al sistemului de reglaj în cazul în care se produc interacţiuni de reglaj adverse cu staţii de conversie HVDC şi alte conexiuni electrice în strânsă proximitate, dacă acest lucru este solicitat de către operatorul de sistem relevant sau OST. Modelul echivalent trebuie să conţină toate datele necesare pentru simularea realistă a interacţiunilor negative de reglaj.

 

Capitolul V

PROCEDURA DE NOTIFICARE DE FUNCŢIONARE PENTRU RACORDARE

 

Secţiunea 1

Racordarea sistemelor HVDC noi

 

Subsecţiunea 1

Dispoziţii generale

469. Gestionarul sistemului HVDC trebuie să îi demonstreze operatorului de sistem relevant că respectă cerinţele menţionate la Capitolele II-IV din prezentul Titlu în punctul de racordare corespunzător, prin finalizarea cu succes a procedurii de notificare de funcţionare pentru racordarea sistemului HVDC în conformitate cu Subsecţiunile 2-5 din prezenta Secţiune.

470. Operatorul de sistem relevant stabileşte eventualele dispoziţii detaliate ale procedurii de notificare de funcţionare şi face publice aceste informaţii.

471. Procedura de notificare de funcţionare pentru racordarea fiecărui sistem HVDC nou constă în:

1) notificarea de punere sub tensiune (NPT);

2) notificarea de funcţionare provizorie (NFP);

3) notificarea de funcţionare finală (NOF);

4) notificarea de funcţionare limitată (NFL).

472. Operatorul de sistem relevant comunică OST, la fiecare trei luni, informaţiile (tipul, capacitatea instalată, punctul de racordare, respectarea prevederilor Titlului IV privind toate instalaţiile HVDC conectate, operaţionale sau scoase din uz din momentul ultimului raport.

473. Operatorii de sistem relevanţi sunt obligaţi să deţină infrastructura necesară pentru transmiterea/recepţia datelor privind instalaţiile HVDC conectate, în formatul şi cantitatea solicitată de OST.

 

Subsecţiunea 2

Notificarea de punere sub tensiune pentru sistemele HVDC

474. O NPT conferă gestionarului unui sistem HVDC dreptul de a-şi pune sub tensiune reţeaua internă şi dispozitivele auxiliare şi de a o racorda la reţea, la punctele de racordare stabilite ale acesteia.

475. Operatorul de sistem relevant emite o NPT, sub rezerva încheierii pregătirii şi a respectării cerinţelor stabilite de operatorul de sistem relevant în cadrul procedurilor operaţionale relevante. Această pregătire va include un acord privind parametrii de protecţie şi reglaj aplicabili la punctele de racordare dintre operatorul de sistem relevant şi gestionarul sistemului HVDC.

 

Subsecţiunea 3

Notificarea de funcţionare provizorie pentru sistemele HVDC

476. O NFP conferă unui proprietar de sistem HVDC sau de unitate de conversie HVDC dreptul de a opera sistemul HVDC sau convertizorul HVDC prin utilizarea racordărilor la reţea specificate pentru punctele de racordare pentru o perioadă de timp limitată.

477. Operatorul de sistem relevant emite o NFP, sub rezerva încheierii procesului de analiză a datelor şi studiului.

478. În scopul încheierii procesului de analiză a datelor şi a studiului, gestionarul sistemului HVDC sau gestionarul unităţii de conversie HVDC furnizează, la cererea operatorului de sistem relevant, următoarele elemente:

1) o declaraţie de conformitate defalcată pe puncte;

2) date tehnice detaliate ale sistemului HVDC cu relevanţă pentru racordarea la reţea, care sunt specificate în ceea ce priveşte punctele de racordare, astfel cum s-a stabilit de către operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST;

3) certificatele pentru echipamente ale sistemelor HVDC sau ale unităţilor de conversie HVDC, în cazul în care acestea sunt invocate ca parte a dovezilor de conformitate;

4) modele de simulare sau o replică exactă a sistemului de reglaj în conformitate cu Secţiunea 4, Capitolul IV din prezentul Titlu şi cu specificaţiile operatorului de sistem relevant în coordonare cu OST;

5) studii care să demonstreze performanţele scontate în regim staţionar şi dinamic, în conformitate cu capitolele II, III şi IV din prezentul titlu;

6) detalii ale simulărilor de conformitate preconizate în temeiul Subsecţiunii 2, Secţiunea 2, Capitolul VI, Titlul IV;

7) detalii ale metodei practice preconizate de finalizare a încercărilor de conformitate în temeiul capitolului IV din prezentul titlu.

479. Cu excepţia cazului în care se aplică pct.480, perioada maximă în care gestionarul sistemului HVDC sau gestionarul unităţii de conversie HVDC poate menţine statutul de NFP nu trebuie să depăşească 24 de luni. Operatorul de sistem relevant poate stabili o perioadă de valabilitate mai scurtă a NOI. Perioada de valabilitate a NFP se notifică Agenţiei. Prelungirea NFP se acordă numai dacă gestionarul sistemului HVDC demonstrează că a realizat progrese substanţiale în vederea conformării depline. În momentul prelungirii NFP, chestiunile nesoluţionate trebuie să fie identificate în mod explicit.

480. Perioada maximă în care gestionarul sistemului HVDC sau gestionarul unităţii de conversie HVDC poate menţine statutul de NFP poate fi prelungită dincolo de 24 de luni, în urma unei cereri de derogare adresate operatorului de sistem relevant, în conformitate cu procedura descrisă în Titlul VI. Cererea se transmite înainte de expirarea perioadei 24 de luni.

 

Subsecţiunea 4

Notificarea de funcţionare finală pentru sistemele HVDC

481. O NFF conferă gestionarului unui sistem HVDC dreptul de a opera sistemul HVDC sau unităţile de conversie HVDC prin utilizarea punctelor de racordare din reţea.

482. Operatorul de sistem relevant emite o NFF după eliminarea prealabilă a tuturor incompatibilităţilor identificate în ceea ce priveşte statutul de NFP şi sub rezerva încheierii procesului de analiză a datelor şi studiilor.

483. În scopul încheierii procesului de analiză a datelor şi studiilor, gestionarul sistemului HVDC furnizează, la cererea operatorului de sistem relevant, în coordonare cu OST, următoarele elemente:

1) o declaraţie de conformitate defalcată pe puncte;

2) o actualizare a datelor tehnice aplicabile, a modelelor de simulare, a replicii exacte a sistemului de reglaj şi a studiilor menţionate în Subsecţiunea 3 din prezenta Secţiune, inclusiv utilizarea valorilor reale măsurate în timpul încercării.

484. În cazul identificării unei incompatibilităţi în procesul de acordare a statutului de NFF, se poate acorda o derogare în urma unei cereri adresate operatorului de sistem relevant, în conformitate cu Capitolele II şi III din Titlul VI. Operatorul de sistem relevant emite o NFF, dacă sistemul HVDC respectă dispoziţiile derogării.

În cazul în care o cerere de derogare este respinsă, operatorul de sistem relevant are dreptul de a refuza operarea sistemului HVDC sau a unităţilor de conversie HVDC al căror proprietar a depus cererea de derogare care a fost respinsă, până când gestionarul sistemului HVDC şi operatorul de sistem relevant rezolvă incompatibilitatea şi operatorul de sistem relevant consideră că sistemul HVDC respectă dispoziţiile prezentului Cod.

Dacă operatorul de sistem relevant şi gestionarul sistemului HVDC nu rezolvă incompatibilitatea într-un interval de timp rezonabil, dar în niciun caz mai târziu de şase luni de la notificarea deciziei de respingere a cererii de derogare, fiecare parte poate prezenta problema spre soluţionare Agenţiei.

 

Subsecţiunea 5

Notificare de funcţionare limitată pentru sistemele HVDC/derogări

485. Proprietarii sistemelor HVDC cărora li s-a acordat o NFF informează imediat operatorul de sistem relevant dacă apar următoarele situaţii:

1) sistemul HVDC trece temporar printr-o modificare semnificativă sau are o pierdere de capacitate din cauza implementării uneia sau mai multor modificări importante pentru performanţa sa;

2) în cazul unor defecţiuni ale echipamentelor care conduc la nerespectarea unor cerinţe relevante.

486. Gestionarul sistemului HVDC solicită operatorului de sistem relevant o NFL, dacă gestionarul sistemului HVDC preconizează în mod rezonabil că situaţiile descrise în detaliu la pct.485 vor dura mai mult de trei luni.

487. Operatorul de sistem relevant emite o NFL, identificând în mod clar:

1) problemele neremediate care justifică acordarea NFL;

2) responsabilităţile şi calendarul termenelor pentru soluţionarea problemelor date;

3) o perioadă maximă de valabilitate care nu trebuie să depăşească 12 luni. Perioada iniţială acordată poate fi mai scurtă, cu posibilitatea de prelungire, în cazul prezentării dovezilor considerate suficiente de către operatorul de sistem relevant, care demonstrează că au fost înregistrate progrese substanţiale în vederea realizării conformităţii integrale.

488. NFF se suspendă în perioada de valabilitate a NFL cu privire la aspectele pentru care a fost emisă NFL.

489. O nouă prelungire a perioadei de valabilitate a NFL poate fi acordată în urma unei cereri de derogare adresate operatorului de sistem relevant înainte de expirarea perioadei respective, în conformitate cu Capitolele II şi III din Titlul VI.

490. Operatorul de sistem relevant poate refuza operarea sistemului HVDC în cazul în care NFL expiră şi situaţia care a dus la emiterea acesteia persistă. În astfel de cazuri, NFF se invalidează automat.

491. În cazul în care operatorul de sistem relevant nu acordă o prelungire a perioadei de valabilitate a NFL în conformitate cu pct.489 sau în cazul în care acesta refuză să permită funcţionarea sistemului HVDC după ce NFL nu mai este valabilă în conformitate cu pct.490, gestionarul sistemului HVDC poate înainta problema spre soluţionare Agenţiei în termen de şase luni de la notificarea deciziei operatorului de sistem relevant.

 

Secţiunea 2

Racordarea noilor module MGCCC

 

Subsecţiunea 1

Dispoziţii generale

492. Dispoziţiile prezentului capitol se aplică exclusiv noilor module MGCCC.

493. Gestionarul modulului MGCCC trebuie să îi demonstreze operatorului de sistem relevant că respectă cerinţele menţionate la capitolul III din prezentul Titlu la punctele de racordare corespunzătoare, prin finalizarea cu succes a procedurii de notificare de funcţionare pentru racordarea modulului MGCCC în conformitate cu Subsecţiunile 2-5 din prezenta Secţiune, şi cu Subsecţiunile 1 şi 2 din Secţiunea 1, Capitolul VI, Titlul IV.

494. Operatorul de sistem relevant stabileşte detaliile suplimentare ale procedurii de notificare de funcţionare şi face publice aceste detalii.

495. Procedura de notificare de funcţionare pentru racordarea fiecărui modul MGCCC nou constă în:

1) notificarea de punere sub tensiune (NPT);

2) notificarea de funcţionare provizorie (NFP);

3) notificarea de funcţionare finală (NFF);

4) notificarea de funcţionare limitată (NFL).

 

Subsecţiunea 2

Notificarea de punere sub tensiune pentru modulele MGCCC

496. O NPT conferă gestionarului modulului MGCCC dreptul de a-şi pune sub tensiune reţeaua internă şi dispozitivele auxiliare, prin utilizarea instalaţiei de racordare la reţea care este stabilit pentru punctul de racordare.

497. Operatorul de sistem relevant emite o NPT sub rezerva încheierii pregătirii şi a respectării cerinţelor stabilite de operatorul de sistem relevant, printre care se numără şi acordul privind protecţia şi parametrii de reglaj aplicabili la punctele de racordare dintre operatorul de sistem relevant şi gestionarul modulului MGCCC.

 

Subsecţiunea 3

Notificarea de funcţionare provizorie pentru modulele MGCCC

498. O NFP conferă gestionarului modulului MGCCC dreptul de a opera modulul MGCCC şi de a genera energie prin utilizarea instalaţiei de racordare la reţea pentru o perioadă limitată de timp.

499. Operatorul de sistem relevant emite o NFP, sub rezerva încheierii procesului de analiză a datelor şi studiilor.

500. În ceea ce priveşte analiza datelor şi studiilor, gestionarul modulului MGCCC furnizează, la cererea operatorului de sistem relevant, următoarele elemente:

1) o declaraţie de conformitate defalcată pe puncte;

2) date tehnice detaliate ale modulului MGCCC cu relevanţă pentru racordarea la reţea, care este specificată de punctele de racordare, astfel cum s-a stabilit de către operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST;

3) certificatele pentru echipamente ale modulului MGCCC, în cazul în care acestea sunt invocate ca parte a dovezilor de conformitate;

4) modele de simulare, astfel cum sunt stabilite la Secţiunea 4, Capitolul IV din Titlul IV şi solicitate de operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST;

5) studii care demonstrează performanţele preconizate în regim staţionar şi dinamic, astfel cum se prevede la Capitolul III din prezentul Titlu;

6) detalii privind încercările de conformitate, în temeiul Secţiunii 3, Capitolul VI din prezentul titlu.

501. Cu excepţia cazului în care se aplică pct.502, perioada maximă în care gestionarul modulului MGCCC poate menţine statutul de NFP nu trebuie să depăşească 24 de luni. Operatorul de sistem relevant poate stabili o perioadă de valabilitate mai scurtă a NFP. Perioada de valabilitate a NFP se notifică Agenţiei. Se acordă prelungiri ale NFP numai dacă gestionarul modulului MGCCC demonstrează ca a realizat progrese substanţiale în vederea conformării depline. În momentul prelungirii NFP, eventualele chestiuni nesoluţionate trebuie să fie identificate în mod explicit.

502. Perioada maximă în care gestionarul modulului MGCCC poate menţine statutul de NFP poate fi prelungită dincolo de 24 de luni, în urma unei cereri de derogare adresate operatorului de sistem relevant, în conformitate cu procedura descrisă în Titlul VI.

 

Subsecţiunea 4

Notificarea de funcţionare finală pentru module MGCCC.

503. O NFF conferă gestionarului modulului MGCCC dreptul de opera modulul MGCCC prin utilizarea instalaţiei de racordare la reţea.

504. Operatorul de sistem relevant emite o NFF după eliminarea prealabilă a tuturor incompatibilităţilor identificate în ceea ce priveşte statutul de NFP şi sub rezerva încheierii procesului de analiză a datelor şi studiilor, în conformitate cu prezentul Cod.

505. În scopul finalizării analizei datelor şi studiilor, gestionarul modulului MGCCC trebuie să transmită, la cererea operatorului de sistem relevant, următoarele elemente:

1) o declaraţie de conformitate defalcată pe puncte;

2) o actualizare a datelor tehnice aplicabile, a modelelor de simulare şi a studiilor menţionate la pct.500, inclusiv utilizarea valorilor reale măsurate în timpul încercării.

506. În cazul identificării unei incompatibilităţi în procesul de acordare a statutului de NFF, se poate acorda o derogare în urma unei cereri adresate operatorului de sistem relevant, în conformitate cu procedura de derogare prevăzută la Titlul VI. Operatorul de sistem relevant emite o NFF dacă modulul MGCCC respectă dispoziţiile derogării. Operatorul de sistem relevant are dreptul de a refuza operarea modulului MGCCC în cazul în care cererea de derogare a gestionarului acestuia a fost respinsă, până când gestionarul modulului MGCCC şi operatorul de sistem relevant rezolvă incompatibilitatea şi modulul MGCCC este considerat conform de către operatorul de sistem relevant.

 

Subsecţiunea 5

Notificarea de funcţionare limitată pentru modulele MGCCC

507. Proprietarii modulelor MGCCC cărora li s-a acordat o NFF informează imediat operatorul de sistem relevant dacă apar următoarele situaţii:

1) modulul MGCCC trece temporar printr-o modificare semnificativă sau are o pierdere de capacitate din cauza implementării uneia sau mai multor modificări importante pentru performanţa sa;

2) în cazul unor defecţiuni ale echipamentelor care conduc la nerespectarea unor cerinţe relevante.

508. Gestionarul modulului MGCCC solicită operatorului de sistem relevant o notificare de funcţionare limitată (NFL), dacă preconizează că situaţiile descrise în detaliu la pct.507 vor dura mai mult de trei luni.

509. OST emite o NFL, identificând în mod clar:

1) problemele neremediate care justifică acordarea NFL;

2) responsabilităţile şi calendarul pentru soluţionarea problemelor date;

3) o perioadă maximă de valabilitate care nu trebuie să depăşească 12 luni. Perioada iniţială acordată poate fi mai scurtă, cu posibilitate de prelungire, în cazul prezentării dovezilor considerate suficiente de către operatorul de sistem relevant care demonstrează că au fost înregistrate progrese substanţiale în vederea realizării conformităţii integrale.

510. NFF se suspendă în perioada de valabilitate a NFL cu privire la aspectele pentru care a fost emisă NFL.

511. O nouă prelungire a perioadei de valabilitate a NFL poate fi acordată în urma unei cereri de derogare adresate operatorului de sistem relevant înainte de expirarea perioadei respective, în conformitate cu procedura de derogare descrisă la Titlul VI.

512. Operatorul de sistem relevant poate refuza operarea modulului MGCCC în cazul în care NFL expiră şi situaţia care a dus la emiterea acesteia persistă. În astfel de cazuri, NFF se invalidează automat.

 

Capitolul VI

CONFORMITATEA

 

Secţiunea 1

Monitorizarea conformităţii

 

Subsecţiunea 1

Dispoziţii comune pentru testele de conformitate

513. Testarea performanţelor sistemelor HVDC şi ale modulelor MGCCC urmăreşte să demonstreze că cerinţele prezentului Cod au fost respectate.

514. Fără a se aduce atingere cerinţelor minime pentru efectuarea testelor de conformitate stabilite în prezentul Cod, operatorul de sistem relevant are următoarele drepturi:

1) să permită gestionarului sistemului HVDC sau al modulului MGCCC să efectueze o serie de teste alternative, cu condiţia ca acestea să fie eficiente şi suficiente pentru a demonstra că un sistem HVDC sau un modul MGCCC îndeplineşte cerinţele prezentului Cod;

2) să solicite gestionarului sistemului HVDC sau al modulului MGCCC să efectueze teste suplimentare sau alternative în cazurile în care informaţiile furnizate operatorului de sistem relevant în ceea ce priveşte testele de conformitate în temeiul dispoziţiilor de la Secţiunea 2 din Capitolul VI nu sunt suficiente pentru a demonstra conformitatea cu cerinţele prezentului titlu.

515. Gestionarul sistemului HVDC sau al modulului MGCCC este responsabil de efectuarea încercărilor în conformitate cu condiţiile prevăzute la Secţiunea 2 din Capitolul VI. Operatorul de sistem relevant cooperează şi nu întârzie nejustificat efectuarea testelor.

516. Operatorul de sistem relevant poate participa la verificarea conformităţii fie la faţa locului, fie de la distanţă, de la centrul de comandă al operatorului de sistem. În acest scop, gestionarul sistemului HVDC sau al modulului MGCCC trebuie să furnizeze echipamentele de monitorizare necesare pentru a înregistra toate semnalele şi măsurătorile de test relevante, precum şi să se asigure că reprezentanţii gestionarului sistemului HVDC sau al modulului MGCCC sunt disponibili la faţa locului pe parcursul întregii perioade de testare. Semnalele specificate de operatorul de sistem relevant trebuie să fie furnizate dacă, pentru anumite teste, operatorul de sistem doreşte să utilizeze propriile echipamente pentru înregistrarea performanţelor. Operatorul de sistem relevant este singurul în măsură să decidă cu privire la participarea sa.

 

Subsecţiunea 2

Dispoziţii comune pentru simularea conformităţii

517. Simularea performanţelor sistemelor HVDC şi a modulelor MGCCC urmăreşte să demonstreze că cerinţele prezentului Cod au fost respectate.

518. În pofida cerinţelor minime stabilite în prezentul Cod pentru simularea de conformitate, operatorul de sistem relevant poate:

1) să permită gestionarului sistemului HVDC sau al modulului MGCCC să efectueze o serie de simulări alternative, cu condiţia ca acestea să fie eficiente şi să demonstreze îndeajuns că un sistem HVDC sau un modul MGCCC este în conformitate cu cerinţele prezentului Cod sau cu legislaţia naţională;

2) să solicite gestionarului sistemului HVDC sau al modulului MGCCC să efectueze simulări suplimentare sau alternative în cazurile în care informaţiile furnizate operatorului de sistem relevant în ceea ce priveşte simularea conformităţii în temeiul dispoziţiilor de la Secţiunea 3 din Capitolul VI nu sunt suficiente pentru a demonstra conformitatea cu cerinţele prezentului Titlu.

519. Pentru a demonstra conformitatea cu dispoziţiile din prezentul Cod, gestionarul sistemului HVDC şi gestionarul modulului MGCCC trebuie să furnizeze un raport cu rezultatele simulărilor. Gestionarul sistemului HVDC şi gestionarul modulului MGCCC elaborează şi furnizează un model de simulare validat pentru un anumit sistem HVDC sau modul MGCCC. Tipul modelelor de simulare este prevăzut în Subsecţiunea 1, Secţiunea 1, Capitolul III şi Secţiunea 4 Capitolul IV din prezentul titlu.

520. Operatorul de sistem relevant are dreptul de a verifica dacă sistemul HVDC şi modulul MGCCC respectă cerinţele prezentului Cod, prin efectuarea propriilor simulări de conformitate pe baza rapoartelor de simulare furnizate, a modelelor de simulare şi a măsurătorilor de la încercările de conformitate.

521. Operatorul de sistem relevant furnizează gestionarului sistemului HVDC şi gestionarului modulului MGCCC datele tehnice şi un model de simulare a reţelei, în măsura în care acest lucru este necesar pentru a efectua simulările necesare în conformitate cu Secţiunea 3 capitolul VI din Titlul IV.

 

Subsecţiunea 3

Responsabilitatea gestionarului sistemului HVDC

sau a gestionarului modulului MGCCC

522. Gestionarul sistemului HVDC se asigură că sistemul HVDC şi staţiile de conversie HVDC sunt conforme cu cerinţele prevăzute în prezentul Cod. Conformitatea trebuie menţinută pe durata întregului ciclu de viaţă al instalaţiei.

523. Gestionarul modulului MGCCC se asigură că modulul MGCCC este conform cu cerinţele revăzute în prezentul Cod. Conformitatea trebuie menţinută pe durata întregului ciclu de viaţă al instalaţiei.

524. Modificările planificate ale capacităţilor tehnice ale sistemului HVDC, ale staţiilor de conversie HVDC sau ale modulului MGCCC care pot avea un impact asupra conformităţii acestora cu cerinţele prevăzute în prezentul Cod trebuie notificate operatorului de sistem relevant de către gestionarul sistemului HVDC sau al modulului MGCCC înainte de iniţierea modificărilor respective.

525. Orice incidente sau deficienţe de funcţionare ale unui sistem HVDC, ale unei staţii de conversie HVDC sau ale unui modul MGCCC care au un impact asupra conformităţii acestora cu cerinţele prevăzute în prezentul Cod trebuie notificate operatorului de sistem relevant de către gestionarul sistemului HVDC sau al modulului MGCCC fără întârziere, cât mai curând posibil după producerea incidentului respectiv.

526. Orice calendar al testelor şi orice proceduri preconizate în scopul verificării conformităţii unui sistem HVDC, a unei staţii de conversie HVDC sau a unui modul MGCCC cu cerinţele prezentului Cod trebuie notificate operatorului de sistem relevant de către gestionarul sistemului HVDC sau al modulului MGCCC în timp util şi înainte de lansarea lor şi trebuie aprobate de operatorul de sistem relevant.

527. Trebuie luate măsurile necesare pentru a facilita participarea la aceste teste a operatorului de sistem relevant, care poate înregistra performanţa sistemelor HVDC, a staţiilor de conversie HVDC sau a modulelor MGCCC.

 

Subsecţiunea 4

Sarcinile operatorului de sistem relevant

528. Operatorul de sistem relevant evaluează conformitatea unui sistem HVDC, a unei staţii de conversie HVDC sau a unui modul MGCCC cu cerinţele prezentului Cod pe durata întregului ciclu de viaţă al sistemului HVDC, al staţiei de conversie HVDC sau a modulului MGCCC. Gestionarul sistemului HVDC sau gestionarul modulului MGCCC trebuie informat cu privire la rezultatul acestei evaluări.

529. La cererea operatorului de sistem relevant, gestionarul sistemului HVDC sau al modulului MGCCC efectuează încercări şi simulări de conformitate, nu numai pe parcursul procedurilor de notificare în conformitate cu Capitolul V din prezentul Titlu, dar şi în mod repetat, pe durata întregului ciclu de viaţă al sistemului HVDC, al staţiei de conversie HVDC sau al modulului MGCCC, potrivit unui calendar sau unei scheme generale pentru încercări repetate şi simulări specificate sau după orice defect, modificare sau înlocuire a echipamentelor, care ar putea avea un impact asupra conformităţii cu cerinţele prezentului Cod. Gestionarul sistemului HVDC sau al modulului MGCCC este informat cu privire la rezultatul acestor încercări şi simulări de conformitate.

530. Operatorul de sistem relevant pune la dispoziţia publicului o listă cu informaţiile şi documentele care urmează a fi furnizate, precum şi cu cerinţele care trebuie îndeplinite de către gestionarul sistemului HVDC sau al modulului MGCCC în cadrul procesului de conformitate. Această listă trebuie să conţină cel puţin următoarele informaţii, documente şi cerinţe:

1) toate documentele şi certificatele care trebuie furnizate de gestionarul sistemului HVDC sau de gestionarul modulului MGCCC;

2) detalii ale datelor tehnice privind sistemul HVDC, staţia de conversie HVDC sau modulul MGCCC, importante pentru racordarea la reţea;

3) cerinţe pentru modele de studii ale sistemelor staţionare şi dinamice;

4) calendarul pentru furnizarea unor informaţii de sistem necesare pentru efectuarea studiilor;

5) studii efectuate de gestionarul sistemului HVDC sau de gestionarul modulului MGCCC pentru a demonstra performanţele preconizate în regim staţionar şi dinamic, în conformitate cu cerinţele prevăzute la Capitolele II, III şi IV;

6) condiţiile şi procedurile, inclusiv domeniul de aplicare, pentru înregistrarea certificatelor pentru echipamente;

7) condiţiile şi procedurile de utilizare, de către gestionarul modulului MGCCC, a certificatelor pentru echipamente relevante eliberate de un organism de certificare autorizat.

531. Operatorul de sistem relevant pune la dispoziţia publicului alocarea responsabilităţilor către gestionarul sistemului HVDC sau către gestionarul modulului MGCCC şi către operatorul de sistem în vederea efectuării încercărilor de conformitate, a simulărilor de conformitate şi a monitorizării conformităţii.

532. Operatorul de sistem relevant poate să cesioneze unor terţi, parţial sau total, exercitarea activităţii sale de monitorizare a conformităţii. În acest caz, operatorul de sistem relevant trebuie să asigure conformitatea cu pct.22-25 prin angajamente de confidenţialitate încheiate cu cesionarul.

533. Operatorul de sistem relevant nu trebuie să refuze în mod nerezonabil nici o notificare de funcţionare în conformitate cu Capitolul V, Titlul IV, dacă încercările sau simulările de conformitate nu pot fi efectuate astfel cum s-a convenit între operatorul de sistem relevant şi gestionarul sistemului HVDC sau gestionarul modulului MGCCC din cauza unor motive aflate exclusiv sub reglajul operatorului de sistem relevant.

534. Operatorul de sistem relevant furnizează OST, la cererea acestuia, rezultatele testelor şi simulărilor de conformitate menţionate în prezenta secţiune.

 

Secţiunea 2

Testele de conformitate

 

Subsecţiunea 1

Teste de conformitate pentru sistemele HVDC

535. În locul unei părţi a testelor de mai jos pot fi utilizate certificate pentru echipamente, cu condiţia ca acestea să fie transmise operatorului de sistem relevant.

536. În ceea ce priveşte testul privind capacitatea de putere reactivă:

1) trebuie demonstrată capacitatea tehnică a unităţii de conversie HVDC sau a staţiei de conversie HVDC în ceea ce priveşte furnizarea de capacitate a puterii reactive capacitive şi inductive în conformitate cu Subsecţiunea 3, Secţiunea 2, Capitolul II din prezentul titlu;

2) testul privind capacitatea de putere reactivă se efectuează la puterea reactivă maximă, atât inductivă, cât şi capacitivă, şi cu privire la verificarea următorilor parametri:

a) funcţionarea la capacitatea minimă de transport al puterii active a HVDC;

b) funcţionarea la capacitatea maximă de transport al puterii active a HVDC;

c) funcţionarea la valorile puterii active prescrise între valoarea minimă şi cea maximă a capacităţii de transport al puterii active a HVDC;

3) testul se consideră reuşit, dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) unitatea de conversie HVDC sau staţia de conversie HVDC a funcţionat cel puţin o oră la puterea reactivă maximă, atât inductivă, cât şi capacitivă, pentru fiecare parametru menţionat la sbp.2);

b) se demonstrează capacitatea unităţii de conversie HVDC sau a staţiei de conversie HVDC de a trece la orice valoare de consemn a puterii reactive din intervalul aplicabil, în cadrul obiectivelor de performanţă specificate ale sistemului relevant de reglaj al puterii reactive;

c) nu are loc nici o acţiune de protecţie în limitele de funcţionare definite de diagrama de capacitate a puterii reactive.

537. În ceea ce priveşte testul pentru modul de reglaj al tensiunii:

1) se demonstrează capacitatea unităţii de conversie HVDC sau a staţiei de conversie HVDC de a funcţiona în modul de reglaj al tensiunii, în condiţiile prevăzute la pct.376;

2) testul pentru modul de reglaj al tensiunii se aplică în ceea ce priveşte verificarea următorilor parametri:

a) panta şi banda moartă implementate ale caracteristicii statice;

b) precizia reglajului;

c) insensibilitatea reglajului;

d) durata de activare a puterii reactive;

3) testul se consideră reuşit, dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) intervalul de reglaj şi statismul şi banda moartă ajustabile respectă parametrii caracteristici conveniţi sau stabiliţi, în conformitate cu pct.376;

b) insensibilitatea reglajului tensiunii nu este mai mare de 0,01 pu;

c) după o schimbare a treptei de tensiune, 90% din variaţia producţiei de putere reactivă a fost realizată în intervalele de timp şi toleranţele prevăzute la pct.376.

538. În ceea ce priveşte testul pentru modul de reglaj al puterii reactive:

1) trebuie demonstrată capacitatea unităţii de conversie HVDC sau a staţiei de conversie HVDC de a funcţiona în modul de reglaj al puterii reactive, în condiţiile prevăzute la pct.377;

2) testul pentru modul de reglaj al puterii reactive trebuie să vină în completarea testului pentru capacitatea de putere reactivă;

3) testul pentru modul de reglaj al puterii reactive se aplică pentru verificarea următorilor parametri:

a) intervalul şi treapta valorii de consemn a puterii reactive;

b) precizia reglajului;

c) durata de activare a puterii reactive;

4) testul se consideră reuşit, dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) intervalul şi treapta valorii de consemn a puterii reactive sunt asigurate în conformitate cu pct.377;

b) precizia reglajului corespunde cerinţelor menţionate la pct.376.

539. În ceea ce priveşte testul pentru modul de reglaj al factorului de putere:

1) trebuie demonstrată capacitatea unităţii de conversie HVDC sau a staţiei de conversie HVDC de a funcţiona în modul de reglaj al factorului de putere, în condiţiile prevăzute la pct.378;

2) testul pentru modul de reglaj al factorului de putere se aplică în ceea ce priveşte verificarea următorilor parametri:

a) intervalul valorii de consemn a factorului de putere;

b) precizia reglajului;

c) răspunsul puterii reactive declanşat la schimbarea de treaptă a puterii active;

3) testul se consideră reuşit, dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) intervalul şi treapta valorii de consemn a factorului de putere sunt asigurate în conformitate cu pct.378;

b) durata de activare a puterii reactive ca rezultat al schimbării treptei de putere activă nu depăşeşte cerinţele specificate în conformitate cu pct.378;

c) precizia reglajului respectă valoarea menţionată la pct.378.

540. În ceea ce priveşte testele pentru răspunsul RFA:

1) trebuie să se demonstreze capacitatea tehnică a sistemului HVDC de a modula permanent puterea activă pe întregul interval de funcţionare dintre capacitatea maximă de transport al puterii active HVDC şi capacitatea minimă de transport al puterii active HVDC pentru a contribui la reglajul frecvenţei şi să se verifice parametrii staţionari ai reglajelor, precum statismul şi banda moartă, şi parametrii dinamici, inclusiv soliditatea în timpul răspunsului la schimbarea treptei de frecvenţă şi a variaţiilor rapide de frecvenţă;

2) testul se efectuează prin simularea unor trepte şi rampe de frecvenţă suficient de mari pentru a activa cel puţin 10% din intervalul total de răspuns la frecvenţă al puterii active în fiecare direcţie, luând în considerare setările pentru statism şi banda moartă. Vor fi introduse semnale simulate de deviere a frecvenţei în regulatorul unităţii de conversie HVDC sau al staţiei de conversie HVDC;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) timpul de activare a întregii game de răspuns frecvenţă/putere activă ca rezultat al unei schimbări a treptei de frecvenţă nu a depăşit valoarea prevăzută în Anexa 4;

b) nu apar oscilaţii neatenuate după răspunsul la schimbările de treaptă;

c) timpul de întârziere iniţial a fost conform cu Anexa 4;

d) setările pentru statism sunt disponibile în intervalul stabilit în Anexa 4, iar banda moartă (pragul) nu depăşeşte valoarea prevăzută în Anexa 4;

e) insensibilitatea răspunsului frecvenţă/putere activă în orice punct de funcţionare relevant nu depăşeşte cerinţele prevăzute în Anexa 4.

541. În ceea ce priveşte încercările pentru răspunsul RFA-CR:

1) trebuie demonstrată capacitatea tehnică a sistemului HVDC de a modula permanent puterea activă pentru a contribui la reglajul frecvenţei în cazul unei creşteri importante a frecvenţei în sistem şi trebuie verificaţi parametrii staţionari ai reglajelor, precum statismul şi banda moartă, şi parametrii dinamici, inclusiv răspunsul la schimbarea treptei de frecvenţă;

2) testul se efectuează prin simularea unor trepte şi rampe de frecvenţă suficient de mari pentru a declanşa o variaţie de cel puţin 10% din întregul interval de funcţionare pentru puterea activă, luând în considerare valorile de consemn pentru statism şi banda moartă. Vor fi introduse semnale simulate de deviere a frecvenţei în regulatorul unităţii de conversie HVDC sau al staţiei de conversie HVDC;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate ambele condiţii de mai jos:

a) rezultatele încercărilor, atât pentru parametrii dinamici, cât şi pentru cei statici, sunt în concordanţă cu cerinţele menţionate în Anexa 4;

b) nu apar oscilaţii neatenuate după răspunsul la schimbările de treaptă.

542. În ceea ce priveşte testul pentru răspunsul RFA-SC:

1) trebuie să se demonstreze capacitatea tehnică a sistemului HVDC de a modula permanent puterea activă pe întregul interval de funcţionare la puncte de funcţionare situate sub capacitatea maximă de transport al puterii active HVDC pentru a contribui la reglajul frecvenţei în cazul unei scăderi mari de frecvenţă în sistem;

2) testul se efectuează prin simularea unor puncte de sarcină cu putere activă corespunzătoare, cu trepte de frecvenţă mici şi rampe suficient de mari pentru a declanşa o variaţie a puterii active de cel puţin 10% din întregul interval de funcţionare pentru puterea activă, luând în considerare setările pentru statism şi banda moartă. Vor fi introduse semnale simulate de deviere a frecvenţei în regulatorul unităţii de conversie HVDC sau al staţiei de conversie HVDC;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt respectate ambele condiţii de mai jos:

a) rezultatele testelor, atât pentru parametrii dinamici, cât şi pentru cei statici, sunt în concordanţă cu cerinţele menţionate în Anexa 4;

b) nu apar oscilaţii neatenuate după răspunsul la schimbările de treaptă.

543. În ceea ce priveşte testul pentru reglajul puterii active:

1) trebuie să se demonstreze capacitatea tehnică a sistemului HVDC de a modula permanent puterea activă pe întregul interval de funcţionare în conformitate cu pct.351, sbp.1) şi 4);

2) testul se efectuează prin trimiterea de instrucţiuni manuale şi automate de către OST;

3) testul se consideră reuşit, dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) sistemul HVDC a demonstrat că funcţionează stabil;

b) timpul de ajustare a puterii active este mai scurt decât termenul limită stabilit în temeiul pct.351, sbp.1);

c) a fost demonstrat răspunsul dinamic al sistemului HVDC la primirea instrucţiunilor în scopul efectuării schimbului sau al partajării rezervelor ori în scopul participării la procesele de protecţie împotriva instabilităţii, dacă corespunde cerinţelor pentru aceste produse, astfel cum sunt specificate de OST.

544. În ceea ce priveşte testul pentru modificarea rampei de variaţie a puterii active:

1) trebuie să se demonstreze capacitatea tehnică a sistemului HVDC de a ajusta rampa de variaţie a puterii active în conformitate cu pct.352;

2) testul se efectuează de către OST care trimite instrucţiuni privind modificări ale rampei;

3) testul se consideră reuşit, dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) rampa de variaţie a puterii active este ajustabilă;

b) sistemul HVDC a demonstrat că funcţionează stabil în timpul perioadelor de variaţie a puterii active.

545. În ceea ce priveşte testul pentru capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem, dacă este aplicabil:

1) trebuie să se demonstreze capacitatea tehnică a sistemului HVDC de a pune sub tensiune bara colectoare a staţiei electrice de transformare la curent alternativ din extremităţi la care este conectat, într-un interval de timp stabilit de OST în conformitate cu pct.424;

2) testul se efectuează în timp ce sistemul HVDC porneşte din starea de oprire;

3) testul se consideră reuşit, dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) trebuie să se demonstreze că sistemul HVDC poate pune sub tensiune bara colectoare a staţiei electrice de transformare a curentului alternativ din capete la care este conectat;

b) sistemul HVDC funcţionează dintr-un punct de funcţionare stabil la capacitatea convenită, în conformitate cu procedura prevăzută la pct.425.

 

Subsecţiunea 2

Testul de conformitate pentru modulele MGCCC şi pentru

unităţile de conversie HVDC din extremităţi

546. În locul unei părţi a încercărilor de mai jos pot fi utilizate certificate pentru echipamente, cu condiţia ca acestea să fie furnizate operatorului de sistem relevant.

547. În ceea ce priveşte testul pentru capacitatea de putere reactivă a modulelor MGCCC:

1) trebuie demonstrată capacitatea tehnică a modulelor MGCCC de a furniza capacitatea puterii reactive capacitive şi inductive în conformitate cu pct.438;

2) testul privind capacitatea de putere reactivă se efectuează la puterea reactivă maximă, atât inductivă, cât şi capacitivă, şi cu privire la verificarea următorilor parametri:

a) funcţionare la mai mult de 60% din capacitatea maximă timp de 30 de minute;

b) funcţionare în intervalul 30-50% din capacitatea maximă timp de 30 de minute;

c) funcţionare în intervalul 10-20% din capacitatea maximă timp de 60 de minute;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) modulul MGCCC a funcţionat cel puţin pe durata solicitată la puterea reactivă maximă, atât inductivă, cât şi capacitivă, pentru fiecare parametru menţionat la sbp.2);

b) trebuie demonstrată capacitatea modulului MGCCC de a trece la orice valoare de consemn a puterii reactive în intervalul convenit sau stabilit, în limitele obiectivelor de performanţă specificate ale sistemului de reglaj al puterii reactive relevante;

c) nu are loc nicio acţionare a protecţiei în limitele de funcţionare definite de diagrama de capacitate a puterii reactive.

548. În ceea ce priveşte testul pentru capacitatea de putere reactivă a unităţilor de conversie HVDC din extremităţi:

1) trebuie demonstrată capacitatea tehnică a unităţii de conversie HVDC sau a staţiei de conversie HVDC de a furniza capacitatea puterii reactive capacitive şi inductive în conformitate cu pct.451;

2) testul se consideră reuşit, dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) unitatea de conversie HVDC sau staţia de conversie HVDC a funcţionat cel puţin o oră la puterea reactivă maximă, atât inductivă, cât şi capacitivă, la:

– capacitatea minimă de transport al puterii active HVDC;

– capacitatea maximă de transport al puterii active HVDC;

– un punct de funcţionare activă, între intervalele minime şi maxime respective;

b) trebuie demonstrată capacitatea unităţii de conversie HVDC sau a staţiei de conversie HVDC de a trece la orice valoare de consemn a puterii reactive în intervalul convenit sau stabilit în limitele obiectivelor de performanţă specificate ale sistemului de reglaj al puterii reactive relevante;

c) nu are loc nicio acţionare a protecţiei în limitele de funcţionare definite de diagrama de capacitate a puterii reactive.

549. În ceea ce priveşte testul pentru modul de reglaj al tensiunii:

1) trebuie să se demonstreze capacitatea modulului MGCCC de a funcţiona în modul de reglaj al tensiunii, în condiţiile prevăzute în Subsecţiunea 2, Secţiunea 3, Capitolul II din Titlul II;

2) testul pentru modul de reglaj al tensiunii se aplică în ceea ce priveşte verificarea următorilor parametri:

a) panta şi banda moartă implementate ale caracteristicii statice;

b) precizia reglajului;

c) insensibilitatea reglajului;

d) durata de activare a puterii reactive;

3) testul se consideră reuşit, dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) intervalul de reglaj, statismul ajustabil şi banda moartă respectă parametrii caracteristici conveniţi sau stabiliţi,în conformitate cu pct.73, sbp.4);

b) insensibilitatea reglajului tensiunii nu este mai mare de 0,01 pu, în conformitate cu pct.73, sbp.4);

c) după o schimbare a treptei de tensiune, 90% din variaţia producţiei de putere reactivă a fost realizată în intervalele de timp şi toleranţele menţionate la pct.73, sbp.4).

550. În ceea ce priveşte testul pentru modul de reglaj al puterii reactive:

1) trebuie să se demonstreze capacitatea modulului MGCCC de a funcţiona în modul de reglaj al puterii reactive, în condiţiile prevăzute la pct.73, subpct.4), lit.c);

2) testul pentru modul de reglaj al puterii reactive trebuie să vină în completarea încercării pentru capacitatea de putere reactivă;

3) testul pentru modul de reglaj al puterii reactive se aplică pentru verificarea următorilor parametri:

a) intervalul şi treapta valorii de consemn a puterii reactive;

b) precizia reglajului;

c) durata de activare a puterii reactive;

4) testul se consideră reuşit dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) intervalul şi treapta valorii de consemn ale puterii reactive sunt asigurate în conformitate cu pct.73, sbp.4);

b) precizia reglajului îndeplineşte condiţiile menţionate la pct.73, sbp.4);

551. În ceea ce priveşte testul pentru modul de reglaj al factorului de putere:

1) trebuie să se demonstreze capacitatea modulului MGCCC de a funcţiona în modul de reglaj al factorului de putere, în condiţiile prevăzute în pct.73, sbp.4), lit.d);

2) testul pentru modul de reglaj al factorului de putere se aplică în ceea ce priveşte verificarea următorilor parametri:

a) intervalul valorii de consemn a factorului de putere;

b) precizia reglajului;

c) răspunsul puterii reactive declanşat la schimbarea de treaptă a puterii active;

3) testul se consideră reuşit dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) intervalul şi treapta valorii de consemn a factorului de putere sunt asigurate în conformitate cu pct.73, sbp.4);

b) durata de activare a puterii reactive ca rezultat al schimbării treptei de putere activă nu depăşeşte cerinţa prevăzută la pct.73, sbp.4);

c) precizia reglajului respectă valoarea menţionată la pct.73, sbp.4);

552. În ceea ce priveşte încercările identificate la pct.549-551, OST nu poate selecta decât două dintre cele trei opţiuni de reglaj pentru încercare.

553. În ceea ce priveşte răspunsul RFA-CR al modulului MGCCC, încercările se efectuează în conformitate cu pct.140.

554. În ceea ce priveşte răspunsul RFA-SC al modulului MGCCC, încercările se efectuează în conformitate cu pct.143.

555. În ceea ce priveşte reglajul puterii active a modulului MGCCC, încercările se efectuează în conformitate cu pct.142.

556. În ceea ce priveşte răspunsul RFA al modulului MGCCC, încercările se efectuează în conformitate cu pct.144.

557. În ceea ce priveşte reglajul restabilirii frecvenţei al modulului MGCCC, încercările se efectuează în conformitate cu pct.132.

558. În ceea ce priveşte răspunsul la semnale rapide al modulului MGCCC, testul se consideră reuşit dacă modulul MGCCC poate demonstra capacitatea de răspuns în intervalul de timp specificat la pct.427, sbp.1).

559. În ceea ce priveşte încercările pentru modulele MGCCC în cazul cărora reţeaua colectoare a curentului alternativ nu este la frecvenţa nominală de 50 Hz, operatorul de sistem relevant, în coordonare cu OST convine încercările de conformitate necesare cu gestionarul modulului MGCCC.

 

Secţiunea 3

Simulările de conformitate

 

Subsecţiunea 1

Simulări de conformitate pentru sistemele HVDC

560. În locul unei părţi a simulărilor de mai jos pot fi utilizate certificate pentru echipamente, cu condiţia ca acestea să fie furnizate operatorului de sistem relevant.

561. În ceea ce priveşte simularea pentru introducerea componentei tranzitorii a curentului de defect:

1) gestionarul unităţii de conversie HVDC sau al staţiei de conversie HVDC simulează introducerea componentei tranzitorii a curentului de defect, în condiţiile prevăzute la pct.365-367;

2) simularea se consideră reuşită cu condiţia să se demonstreze respectarea cerinţelor specificate în conformitate cu pct.365-367.

562. În ceea ce priveşte simularea pentru capacitatea de trecere peste defect cu nivel minim de tensiune:

1) gestionarul sistemului HVDC simulează capacitatea de trecere peste defect cu nivel minim de tensiune, în condiţiile prevăzute în Subsecţiunea 1, Secţiunea 3, Capitolul II din Titlul IV;

2) simularea se consideră reuşită cu condiţia să se demonstreze respectarea cerinţelor specificate în conformitate cu Subsecţiunea 1, Secţiunea 3, Capitolul II din Titlul IV.

563. În ceea ce priveşte simularea pentru recuperarea puterii active după defect:

1) gestionarul sistemului HVDC simulează recuperarea puterii active după defect, în condiţiile prevăzute la pct.388;

2) simularea se consideră reuşită cu condiţia să se demonstreze respectarea cerinţelor specificate în conformitate cu pct.388.

564. În ceea ce priveşte simularea pentru capacitatea de putere reactivă:

1) gestionarul unităţii de conversie HVDC sau al staţiei de conversie HVDC simulează capacitatea de furnizare a capacităţii puterii reactive capacitive şi inductive, în condiţiile prevăzute la pct.369-371;

2) simularea se consideră reuşită dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) modelul de simulare al unităţii de conversie HVDC sau al staţiei de conversie HVDC este validat în raport cu încercările de conformitate pentru capacitatea de putere reactivă, prevăzute în Subsecţiunea 1, Secţiunea 2, Capitolul VI din prezentul titlu;

b) se demonstrează respectarea cerinţelor prevăzute la pct.369-371.

565. În ceea ce priveşte simularea pentru reglajul atenuării oscilaţiilor de putere:

1) gestionarul sistemului HVDC demonstrează performanţa sistemului său de reglaj (funcţia POD) în ceea ce priveşte atenuarea oscilaţiilor de putere, în condiţiile prevăzute la pct.399-401;

2) ajustarea trebuie să conducă la îmbunătăţirea atenuării răspunsului puterii active corespunzătoare a sistemului HVDC în combinaţie cu funcţia POD, comparativ doar cu răspunsul puterii active a sistemului HVDC fără POD;

3) simularea se consideră reuşită dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) funcţia POD atenuează oscilaţiile de putere existente ale sistemului HVDC într-o gamă de frecvenţe specificată de către OST. Această gamă de frecvenţe include frecvenţa în mod local a sistemului HVDC şi oscilaţiile din reţea preconizate;

b) un transfer de variaţie a puterii active al sistemului HVDC, astfel cum a fost specificat de către OST, nu conduce la oscilaţii neatenuate ale puterii reactive sau active a sistemului HVDC.

566. În ceea ce priveşte simularea pentru modificarea puterii active în caz de deranjament:

1) gestionarul sistemului HVDC simulează capacitatea de a modifica rapid puterea activă în conformitate cu pct.351, sbp.2);

2) simularea se consideră reuşită dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) sistemul HVDC a demonstrat că funcţionează stabil atunci când urmează secvenţa prestabilită a variaţiei puterii active;

b) termenul iniţial de ajustare a puterii active este mai scurt decât valoarea specificată la pct.351, sbp.2) sau, dacă este mai lung, se justifică în mod rezonabil.

567. În ceea ce priveşte simularea pentru inversarea rapidă a puterii active, după caz:

1) gestionarul sistemului HVDC simulează capacitatea de a inversa rapid puterea activă în conformitate cu pct.351, sbp.3);

2) simularea se consideră reuşită dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) sistemul HVDC a demonstrat că funcţionează stabil;

b) timpul iniţial de ajustare a puterii active este mai scurt decât valoarea specificată la pct.351, sbp.3) sau, dacă este mai lung, se justifică în mod rezonabil.

 

Subsecţiunea 2

Simulări de conformitate pentru modulele MGCCC şi pentru unităţile

de conversie HVDC din extremităţi

568. Modulele MGCCC se supun simulărilor de conformitate detaliate în prezenta Subsecţiune. În locul unei părţi a simulărilor descrise mai jos pot fi utilizate certificate pentru echipamente, cu condiţia ca acestea să fie furnizate operatorului de sistem relevant.

569. În ceea ce priveşte simularea pentru introducerea componentei tranzitorii a curentului de defect:

1) gestionarul modulului MGCCC simulează capacitatea de introducere a componentei tranzitorii a curentului de defect, în condiţiile prevăzute la pct.69, sbp.2);

2) simularea se consideră reuşită cu condiţia să se demonstreze conformitatea cu cerinţele, în temeiul pct.69, sbp.2);

570. În ceea ce priveşte simularea pentru recuperarea puterii active după defect:

1) gestionarul modulului MGCCC simulează capacitatea de recuperare a puterii active după defect, în condiţiile prevăzute la pct.70, sbp.1);

2) simularea se consideră reuşită cu condiţia să se demonstreze conformitatea cu cerinţele, în temeiul pct.70, sbp.1);

571. În ceea ce priveşte simularea pentru capacitatea de putere reactivă a modulelor MGCCC:

1) gestionarul modulului MGCCC simulează capabilitatea puterii reactive capacitive şi inductive, în condiţiile prevăzute la pct.438;

2) simularea se consideră reuşită dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) modelul de simulare a modulului MGCCC este validat în raport cu încercările de conformitate pentru capacitatea puterii reactive stabilite la pct.547;

b) respectarea cerinţei prevăzute la pct.438 este demonstrată.

572. În ceea ce priveşte simularea pentru capacitatea de putere reactivă a unităţilor de conversie HVDC din extremităţi, se aplică următoarele cerinţe:

1) gestionarul unităţii de conversie HVDC din extremităţi sau al staţiei de conversie HVDC din extremităţi simulează capacitatea de furnizare a capacităţii puterii reactive capacitive şi inductive, în condiţiile prevăzute la pct.451;

2) simularea se consideră reuşită dacă sunt satisfăcute următoarele condiţii:

a) modelul de simulare al unităţii de conversie HVDC din extremităţi sau al staţiei de conversie HVDC din extremităţi este validat în raport cu încercările de conformitate pentru capacitatea de putere reactivă, prevăzute la pct.548;

b) respectarea cerinţei prevăzute la pct.451 este demonstrată.

573. În ceea ce priveşte simularea pentru reglajul atenuării oscilaţiilor de putere:

1) gestionarul modulului MGCCC simulează capacitatea de atenuare a oscilaţiilor de putere în condiţiile menţionate la pct.73, sbp.6);

2) simularea se consideră reuşită cu condiţia să se demonstreze că modelul respectă condiţiile prevăzute la pct.73, sbp.6).

574. În ceea ce priveşte capacitatea de trecere peste defect cu nivel minim de tensiune:

1) gestionarul modulului MGCCC simulează capacitatea de trecere peste defect în condiţiile menţionate la pct.58, sbp.1);

2) simularea se consideră reuşită cu condiţia să se demonstreze că modelul respectă condiţiile prevăzute la pct.58, sbp.1).

 

TITLU V

ANALIZA COST-BENEFICIU

 

Capitolul I

IDENTIFICAREA COSTURILOR ŞI BENEFICIILOR APLICĂRII CERINŢELOR LA UNITĂŢILE

 GENERATOARE EXISTENTE, LOCURILOR DE CONSUM EXISTENTE RACORDATE LA

REŢEAUA ELECTRICĂ DE TRANSPORT, INSTALAŢIILOR DE DISTRIBUŢIE

EXISTENTE RACORDATE LA REŢEAUA ELECTRICĂ DE TRANSPORT,

SISTEMELOR DE DISTRIBUŢIE EXISTENTE ŞI UNITĂŢILOR

CONSUMATOARE EXISTENTE, LA SISTEMELE HVDC

SAU LA MODULELE MGCCC EXISTENTE

575. Înainte de aplicarea oricărei cerinţe prevăzute în prezentul Cod la unităţile generatoare existente, în cazul locurilor de consum existente racordate la reţeaua electrică de transport, al instalaţiilor de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de transport, al sistemelor de distribuţie existente şi al unităţilor consumatoare existente, la sistemele HVDC sau la modulele MGCCC existente în conformitate cu pct.7, OST realizează o comparaţie calitativă a costurilor şi beneficiilor legate de cerinţa avută în vedere. Această comparaţie trebuie să ţină seama de alternativele disponibile în reţea sau pe piaţă. OST poate să întreprindă o analiză cantitativă cost-beneficiu, în conformitate cu pct.576-579, numai în cazul în care comparaţia calitativă indică faptul că potenţialele beneficii depăşesc costurile probabile. În cazul în care costul este considerat mare sau beneficiul este considerat mic, OST nu poate continua.

576. În urma unei evaluări pregătitoare efectuate conform pct.575, OST trebuie să efectueze o analiză cantitativă cost-beneficiu a oricărei cerinţe care este avută în vedere pentru aplicarea la unităţile generatoare existente, în cazul locurilor de consum existente racordate la reţeaua electrică de transport, al instalaţiilor de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de transport, al sistemelor de distribuţie existente şi al unităţilor consumatoare existente, la sistemele HVDC existente sau la modulele MGCCC existente, şi care, în urma etapei pregătitoare în conformitate cu pct.575, a demonstrat că poate aduce beneficii.

577. În termen de trei luni de la finalizarea analizei cost-beneficiu, OST rezumă constatările într-un raport care:

1) include analiza cost-beneficiu şi o recomandare cu privire la metoda care trebuie abordată;

2) include o propunere pentru o perioadă de tranziţie în ceea ce priveşte aplicarea cerinţei la unităţile generatoare existente, în cazul locurilor de consum existente racordate la reţeaua electrică de transport, al instalaţiilor de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de transport, al sistemelor de distribuţie existente şi al unităţilor consumatoare existente, la sistemele HVDC existente sau la modulele MGCCC existente. Această perioadă de tranziţie nu trebuie să fie mai mare de doi ani, cu începere de la data deciziei Agenţiei cu privire la aplicabilitatea cerinţei;

3) este supus consultării publice în conformitate cu pct.20-21.

578. Nu mai târziu de şase luni după terminarea consultării publice, OST pregăteşte un raport în care explică rezultatele consultării şi face o propunere privind aplicabilitatea cerinţei avute în vedere. Raportul şi propunerea se transmit Agenţiei, iar gestionarii instalaţiilor electrice sau, după caz, terţii sunt informaţi cu privire la cuprinsul acestora.

579. Propunerea făcută de către OST Agenţiei în temeiul pct.578 include, cel puţin, următoarele elemente:

1) o procedură de notificare pentru a demonstra implementarea acestor cerinţe de către gestionarul instalaţiei electrice;

2) perioadă de tranziţie pentru implementarea cerinţelor care trebuie să ţină seama de specificul instalaţiei electrice, după cum se prevede la pct.30 şi de orice obstacole în calea implementării eficiente a modificării/retehnologizării echipamentelor.

 

Capitolul II

PRINCIPIILE ANALIZEI COST-BENEFICIU

580. Gestionarii instalaţiilor de producere, locurilor de consum, OSD şi operatorii sistemelor de distribuţie închise, proprietarii de sisteme HVDC şi de module MGCCC sprijină şi contribuie la analiza cost-beneficiu efectuată în conformitate cu Capitolul I din prezentul Titlu şi cu Capitolul III din Titlul VI şi furnizează datele solicitate de către operatorul de sistem sau OST, în termen de trei luni de la primirea solicitării, cu excepţia cazului în care se convine altfel de către OST. Pentru pregătirea unei analize cost-beneficiu de către un gestionar sau potenţial gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice, de loc de consum, OSD şi operatorii sistemelor de distribuţie închise, proprietarii de sisteme HVDC şi de module MGCCC care evaluează o posibilă derogare în temeiul Capitolul II din Titlul VI, OST şi operatorii de distribuţie, inclusiv operatorii sistemelor de distribuţie închise sprijină şi contribuie la analiza cost-beneficiu şi furnizează datele solicitate de gestionarul sau potenţialul gestionar al instalaţiei de producere a energiei electrice, de loc de consum, OSD şi operatorii sistemelor de distribuţie închise, proprietarii de sisteme HVDC şi de module MGCCC în termen de trei luni de la primirea solicitării, cu excepţia cazului în care se convine altfel de către gestionarul sau potenţialul gestionar al instalaţiei de producere a energiei electrice, de loc de consum, OSD şi operatorii sistemelor de distribuţie închise, proprietarii de sisteme HVDC şi de module MGCCC.

581. Analiza cost-beneficiu se face în conformitate cu următoarele principii:

1) OST, operatorul de sistem relevant, gestionarul instalaţiei electrice sau potenţialii gestionari de instalaţii electrice trebuie să îşi întemeieze analiza cost-beneficiu pe unul sau mai multe dintre următoarele principii de calcul:

a) valoarea netă actualizată;

b) rentabilitatea investiţiei;

c) rata rentabilităţii;

d) durata de recuperare a investiţiei;

2) OST, operatorul de sistem relevant, gestionarul instalaţiei electrice sau potenţialii gestionari de instalaţii electrice trebuie să cuantifice beneficiile socio-economice în ceea ce priveşte îmbunătăţirea securităţii aprovizionării cu energie electrică şi include cel puţin:

a) reducerea aferentă a probabilităţii de pierdere a furnizării pe durata modificării;

b) amploarea şi durata probabilă a unor astfel de pierderi de producţie;

c) costul fiecărei ore în care se produc astfel de pierderi de producţie;

3) OST, operatorul de sistem relevant, gestionarul instalaţiei electrice sau potenţialii gestionari de instalaţii electrice trebuie să cuantifice beneficiile pe piaţa internă a energiei electrice, pentru comerţul transfrontalier şi pentru integrarea energiilor din surse regenerabile, inclusiv:

a) răspunsul la abaterile de frecvenţă ale puterii active;

b) rezervele de echilibrare;

c) furnizarea de putere reactivă;

d) managementul congestiilor;

e) măsuri de apărare;

4) OST trebuie să cuantifice costurile aplicării normelor necesare la instalaţiile electrice existente, incluzând cel puţin:

a) costurile directe datorate implementării unei cerinţe;

b) costurile asociate atribuite pierderii oportunităţii;

c) costurile aferente modificărilor în operare şi mentenanţă.

 

TITLUL VI

DEROGĂRI

 

Capitolul I

DISPOZIŢII GENERALE

582. La solicitarea unui operator de sistem relevant sau OST, a unui gestionar sau potenţial gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice, gestionar sau potenţial gestionar de loc de consum, OSD/operator al sistemului de distribuţie închis sau potenţial operator, unui proprietar sau potenţial proprietar de sistem HVDC sau de modul MGCCC Agenţia este în drept să acorde acestora derogări de la una sau mai multe dispoziţii ale prezentului Cod în conformitate cu prezentul titlu.

583. După consultarea operatorilor de sistem relevanţi, a gestionarilor de instalaţie de producere a energiei electrice, gestionarilor locurilor de consum, OSD/operator al sistemului de distribuţie închis, a proprietarilor de sistem HVDC sau de modul MGCCC şi a altor părţi interesate care, în opinia Agenţiei, pot fi afectate de prezentul Cod, Agenţia stabileşte criteriile de acordare a derogărilor în temeiul Capitolelor II-IV din prezentul Titlu. Agenţia publică criteriile respective pe site-ul său de internet şi le transmite Secretariatului Comunităţii Energetice în termen de nouă luni de la intrarea în vigoare a prezentului Cod. Secretariatul Comunităţii Energetice poate solicita Agenţiei să modifice criteriile în cazul în care consideră că acestea nu sunt conforme cu prezentul Cod. Această posibilitate de revizuire şi modificare a criteriilor de acordare a derogării nu trebuie să afecteze derogările deja acordate, care se vor aplica în continuare până la data expirării, potrivit deciziei de acordare a derogării.

584. Agenţia este în drept să revizuie şi să modifice criteriile de acordare a derogărilor în conformitate cu pct.582 cel mult o dată pe an dacă consideră că acest lucru este necesar din cauza unei modificări a circumstanţelor referitoare la evoluţia cerinţelor pentru sistem. Modificarea criteriilor nu se aplică derogărilor pentru care s-a făcut deja o solicitare.

585. Agenţia este în drept să decidă dacă instalaţiile electrice pentru care a fost depusă o cerere de derogare în temeiul Capitolelor II-IV din prezentul Titlu nu trebuie să respecte cerinţele prezentului Cod de la care s-a cerut derogarea, de la data depunerii cererii până la emiterea deciziei Agenţiei.

 

Capitolul II

CEREREA DE DEROGARE FORMULATĂ DE CĂTRE GESTIONARUL INSTALAŢIEI

DE PRODUCERE A ENERGIEI ELECTRICE, GESTIONARUL LOCULUI DE

CONSUM, OPERATORUL SISTEMULUI DE DISTRIBUŢIE, OPERATORUL

SISTEMULUI DE DISTRIBUŢIE ÎNCHIS, PROPRIETARUL DE

SISTEM HVDC SAU DE MODUL MGCCC

586. Gestionarul instalaţiei de producere a energiei electrice, gestionarul locului de consum, operatorul sistemului de distribuţie, operatorul sistemului de distribuţie închis, proprietarul de sistem HVDC sau de modul MGCCC poate solicita derogări de la una sau mai multe dintre cerinţele prezentului Cod pentru instalaţiile electrice care le deţin.

587. O cerere de derogare se depune la operatorul de sistem relevant şi trebuie să includă:

1) o identificare a gestionarului sau potenţialului gestionar al instalaţiei de producere a energiei electrice, a gestionarului sau a potenţialului gestionar al locului de consum, a OSD/operatorului sistemului de distribuţie închis sau a potenţialului operator, a gestionarului sistemului HVDC sau al modulului MGCCC sau a gestionarului lor potenţial, precum şi a unei persoane de contact pentru toate comunicările;

2) o descriere a unităţii sau unităţilor generatoare, a locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, a sistemului de distribuţie sau a unităţii consumatoare, sistemului HVDC sau a modulului MGCCC pentru care se solicită o derogare;

3) o trimitere la dispoziţiile prezentului Cod de la care se solicită o derogare şi o descriere detaliată a derogării solicitate;

4) o motivare detaliată, însoţită de documentele justificative şi o analiză cost-beneficiu în conformitate cu cerinţele din Capitolul II Titlul V;

5) demonstrarea faptului că derogarea solicitată nu ar avea niciun efect advers asupra comerţului transfrontalier;

6) în cazul unui modul MGCCC racordat la una sau mai multe staţii de conversie HVDC din extremităţi, dovada că staţia de conversie nu va fi afectată de derogare sau, ca alternativă, acordul gestionarului staţiei de conversie cu privire la derogarea propusă.

588. În termen de două săptămâni de la primirea unei cereri de derogare, operatorul de sistem relevant îi confirmă solicitantului dacă cererea este completă. În cazul în care operatorul de sistem relevant consideră că cererea este incompletă, solicitantul trebuie să prezinte informaţiile suplimentare solicitate în termen de o lună de la primirea cererii de informaţii suplimentare. Dacă solicitantul nu furnizează informaţiile solicitate în acest termen, se consideră că cererea de derogare a fost retrasă.

589. Operatorul de sistem relevant, în cooperare cu OST şi orice OSD adiacent afectat, evaluează cererea de derogare şi analiza cost-beneficiu furnizată, luând în considerare criteriile stabilite de Agenţie în temeiul Capitolul I din prezentul Titlu.

590. În cazul în care o cerere de derogare priveşte o unitate generatoare de tip C sau D, un sistem HVDC sau un modul MGCCC racordat la o reţea de distribuţie, inclusiv la o reţea de distribuţie închisă, evaluarea operatorului de sistem relevant trebuie să fie însoţită de o evaluare a cererii de derogare de către OST. OST pune la dispoziţie rezultatele evaluării sale în termen de două luni de la solicitarea în acest sens adresată de către operatorul de sistem relevant.

591. În termen de şase luni de la primirea unei cereri de derogare, operatorul de sistem relevant transmite cererea către Agenţie şi prezintă respectiva evaluare sau respectivele evaluări elaborate în conformitate cu pct.589 şi 590. Acest termen poate fi prelungit cu încă o lună, dacă operatorul de sistem relevant solicită informaţii suplimentare din partea solicitantului, şi cu două luni dacă operatorul de sistem relevant solicită OST să prezinte o evaluare a cererii de derogare.

592. Agenţia adoptă o decizie cu privire la orice cerere de derogare în termen de şase luni din ziua următoare primirii cererii. Acest termen poate fi prelungit cu trei luni înainte de expirarea sa, dacă Agenţia solicită informaţii suplimentare din partea operatorilor de sistem relevanţi, a gestionarilor de instalaţie de producere a energiei electrice, gestionarilor locurilor de consum, OSD/operator al sistemului de distribuţie închis, a proprietarilor de sistem HVDC sau de modul MGCCC sau din partea oricărei alte părţi interesate. Perioada suplimentară începe în momentul în care au fost primite informaţiile complete.

593. Gestionarul sau potenţialul gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice, gestionarul sau potenţialul gestionar al locului de consum, OSD/operatorul sistemului de distribuţie închis sau potenţialul operator, proprietarul sau potenţialul proprietar de sistem HVDC sau de modul MGCCC trebuie să prezinte orice alte informaţii suplimentare solicitate de Agenţie în termen de două luni de la depunerea cererii. În cazul în care gestionarul sau potenţialul gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice, gestionarul sau potenţialul gestionar al locului de consum, OSD/operatorul sistemului de distribuţie închis sau potenţialul operator, proprietarul sau potenţialul proprietar de sistem HVDC sau de modul MGCCC nu furnizează informaţiile solicitate în termenul respectiv, cererea de derogare se consideră retrasă, cu excepţia cazurilor în care, înainte de expirarea acesteia:

1) Agenţia decide să ofere o prelungire;

2) Gestionarul sau potenţialul gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice, gestionarul sau potenţialul gestionar al locului de consum, OSD/operatorul sistemului de distribuţie închis sau potenţialul operator, proprietarul sau potenţialul proprietar de sistem HVDC sau de modul MGCCC informează Agenţiei, printr-o cerere motivată, că cererea de derogare este completă.

594. Agenţia emite o decizie motivată cu privire la cererea de derogare. În cazul în care Agenţia acordă o derogare, aceasta trebuie să specifice durata sa.

595. Agenţia notifică decizia sa tuturor părţilor implicate.

596. Agenţia este în drept să revoce o decizie de acordare a unei derogări în cazul în care circumstanţele şi motivele care stau la baza derogării nu se mai aplică sau la recomandarea motivată a Comitetului de reglementare al Comunităţii Energetice.

597. Pentru unităţile generatoare de tipul A, unităţilor consumatoare din cadrul unui loc de consum sau al unui sistem de distribuţie închis racordat la un nivel de tensiune de 1000 V sau mai mic, cererea de derogare în temeiul prezentului Capitol poate fi depusă şi de un terţ în numele gestionarului sau potenţialului gestionar al unei instalaţii de producere a energiei electrice, gestionarului sau potenţialului gestionar al locului de consum sau în numele operatorului sistemului de distribuţie închis sau al potenţialului operator. Această cerere poate viza o singură unitate generatoare sau mai multe unităţi generatoare identice, precum şi o singură unitate consumatoare sau pentru mai multe unităţi consumatoare din cadrul aceluiaşi loc de consum sau al aceluiaşi sistem de distribuţie închis. În cazul din urmă şi cu condiţia să se specifice capacitatea maximă cumulată, terţul poate substitui detaliile solicitate la pct.587, sbp.1) cu propriile date de identificare.

 

Capitolul III

CEREREA DE DEROGARE A OST SAU A UNUI OPERATOR

DE SISTEM RELEVANT

598. Operatorii de sistem relevanţi sau OST pot solicita derogări pentru clasele de unităţi generatoare, pentru locuri de consum racordate la reţeaua electrică de transport, instalaţii de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, sisteme de distribuţie sau unităţi consumatoare din cadrul unui loc de consum sau al unui sistem de distribuţie închis, pentru clasele de sisteme HVDC sau de module MGCCC care sunt sau vor fi racordate la reţeaua lor.

599. Operatorii de sistem relevanţi sau OST depun cererile de derogări la Agenţie. Fiecare cerere de derogare trebuie să includă:

1) o identificare a operatorului de sistem relevant sau OST, precum şi o persoană de contact pentru toate comunicările;

2) o descriere a unităţilor generatoare, locului de consum racordat la reţeaua electrică de transport, a instalaţiei de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, a sistemului de distribuţie sau unităţii consumatoare, o descriere a sistemelor HVDC sau a modulelor MGCCC pentru care se solicită o derogare, puterea totală instalată şi numărul de unităţi;

3) cerinţa sau cerinţele prezentului Cod pentru care se solicită o derogare şi o descriere detaliată a derogării solicitate;

4) motivarea detaliată, însoţită de toate documentele justificative relevante;

5) demonstrarea faptului că derogarea solicitată nu ar avea niciun efect advers asupra comerţului transfrontalier;

6) o analiză cost-beneficiu în conformitate cu cerinţele din Capitolelor II Titlul V. Dacă este cazul, analiza cost-beneficiu se efectuează în coordonare cu OST şi orice OSD adiacent sau adiacenţi.

600. În cazul în care cererea de derogare este prezentată de către un OSD sau OSDI relevant, Agenţia, în termen de două săptămâni din ziua următoare primirii respectivei cereri, solicită OST să evalueze cererea de derogare din perspectiva criteriilor stabilite în conformitate cu Capitolul I din prezentul titlu.

601. În termen de două săptămâni din ziua următoare primirii respectivei cereri de evaluare, OST confirmă OSD sau OSDI relevant dacă cererea de derogare este completă. În cazul în care OST consideră că cererea este incompletă, OSD sau OSDI relevant trebuie să prezinte informaţiile suplimentare solicitate în termen de o lună de la primirea cererii pentru informaţii suplimentare.

602. În termen de şase luni de la primirea unei cereri de derogare, OST înaintează evaluarea către Agenţie, inclusiv documentaţia aferentă. Termenul de şase luni poate fi prelungit cu încă o lună în cazul în care OST doreşte să obţină informaţii suplimentare din partea OSD sau OSDI relevant.

603. Agenţia adoptă o decizie cu privire la o cerere de derogare în termen de şase luni din ziua următoare primirii cererii. Atunci când cererea de derogare se depune de către OSD sau OSDI relevant, termenul de şase luni începe din ziua următoare datei primirii evaluării OST în conformitate cu pct.602.

604. Termenul de şase luni menţionat la pct.603 poate fi prelungit înainte de expirare cu o perioadă suplimentară de trei luni în cazul în care Agenţia solicită informaţii suplimentare din partea operatorului de sistem relevant care solicită derogarea sau a oricărei alte părţi interesate. Termenul suplimentar începe în ziua următoare datei primirii informaţiilor complete.

Operatorul de sistem relevant trebuie să prezinte orice informaţii suplimentare solicitate de Agenţie în termen de două luni de la data depunerii cererii. În cazul în care operatorul de sistem relevant nu furnizează informaţiile suplimentare solicitate în termenul respectiv, cererea de derogare se consideră retrasă cu excepţia cazurilor în care, înainte de expirarea acesteia:

1) decide să ofere o prelungire;

2) operatorul de sistem relevant informează Agenţia, printr-o cerere motivată, că cererea de derogare este completă.

605. Agenţia emite o decizie motivată cu privire la cererea de derogare. În cazul în care Agenţia acordă derogarea, aceasta trebuie să specifice durata sa.

606. Agenţia notifică decizia sa operatorului de sistem relevant care solicită derogarea, OST şi Comitetului de reglementare al Comunităţii Energetice.

607. Agenţia poate stabili cerinţe suplimentare privind pregătirea cererilor de derogare de către operatorii de sistem relevanţi. În acest sens, Agenţia ia în considerare delimitarea între reţeaua de transport şi reţeaua de distribuţie la nivel naţional şi se consultă cu operatorii de sistem, cu gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice, locurilor de consum, proprietarii sistemelor HVDC şi a modulelor MGCCC şi cu alte părţi interesate, inclusiv cu fabricanţii de echipamente.

608. Agenţia este în drept să revoce o decizie de acordare a unei derogări în cazul în care circumstanţele şi motivele care stau la baza derogării nu se mai aplică sau la recomandarea motivată a Secretariatului sau a Comitetului de reglementare al Comunităţii Energetice.

 

Capitolul IV

EVIDENŢA DEROGĂRILOR DE LA CERINŢELE PREZENTULUI COD

609. Agenţia menţine informaţia cu privire la toate derogările pe care le-a acordat sau refuzat şi prezintă Comitetului de reglementare al Comunităţii Energetice un raport consolidat şi actualizat cel puţin o dată la şase luni.

610. Agenţia duce evidenţa, cel puţin, a următoarelor informaţii:

1) cerinţa sau cerinţele pentru care este acordată sau refuzată derogarea;

2) conţinutul derogării;

3) motivele acordării sau neacordării derogării;

4) consecinţele acordării derogării.

 

TITLUL VII

DISPOZIŢII SPECIALE

611. Agenţia se asigură că toate clauzele contractuale, termenii şi condiţiile generale pertinente privind racordarea la reţea a noilor unităţi generatoare, noilor locuri de consum racordate la reţeaua electrică de transport, a noilor instalaţii de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, a noilor sisteme de distribuţie şi a noilor unităţi consumatoare, a noilor sisteme HVDC sau a noilor module MGCCC sunt aduse în conformitate cu cerinţele prezentului Cod.

612. Toate clauzele contractuale relevante şi termenii şi condiţiile generale pertinente privind racordarea la reţea a unităţilor generatoare existente, a locurilor de consum existente racordate la reţeaua electrică de transport, a instalaţiilor de distribuţie existente racordate la reţeaua electrică de transport, a sistemelor de distribuţie existente şi a unităţilor consumatoare existente, a sistemelor HVDC sau a modulelor MGCCC existente care fac obiectul unor cerinţe sau al tuturor cerinţelor prezentului Cod în conformitate pct.5 se modifică pentru a se conforma cerinţelor din prezentul Cod. Clauzele pertinente se modifică în termen de trei ani de la decizia Agenţiei, potrivit pct.5.

613. Agenţia se asigură că acordurile naţionale între operatorii de sistem şi gestionarii instalaţiilor noi sau existente de producere a energiei electrice, gestionarii de locuri de consum noi sau existente sau operatorii de sisteme de distribuţie noi sau existente, proprietarii sistemelor HVDC sau ai modulelor MGCCC noi sau existente care fac obiectul prezentului Cod şi care se referă la cerinţele pentru racordarea la reţea instalaţiilor de producere a energiei electrice, a locurilor de consum racordate la reţeaua electrică de transport, a instalaţiilor de distribuţie racordate la reţeaua electrică de transport, a sistemelor de distribuţie şi a unităţilor consumatoare utilizate de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza servicii de consum comandabil unui operator de sistem relevant şi unui OST, a sistemelor HVDC şi modulelor MGCCC, reflectă cerinţele prevăzute în prezentul Cod.

 

PARTEA A DOUA

SECURITATEA OPERAŢIONALĂ

[Partea a doua introdusă prin Hot. ANRE nr.656 din 21.12.2021, în vigoare 07.01.2022]

 

 

TITLUL I

CERINŢE PRIVIND SECURITATEA OPERAŢIONALĂ

 

Capitolul I

STĂRILE SISTEMULUI, MĂSURILE DE REMEDIERE ŞI LIMITELE

DE SIGURANŢĂ ÎN FUNCŢIONARE

 

Secţiunea 1

Clasificarea stărilor sistemului

614. Sistemul electroenergetic este în starea normală de funcţionare în cazul în care sunt îndeplinite toate condiţiile de mai jos:

1) fluxurile de tensiune şi de putere se încadrează în limitele de siguranţă în funcţionare;

2) frecvenţa îndeplineşte următoarele criterii:

a) abaterea de frecvenţă în regim staţionar se încadrează în domeniul de frecvenţă standard;

b) valoarea absolută a abaterii de frecvenţă în regim staţionar a sistemului nu este mai mare decât abaterea maximă de frecvenţă în regim staţionar şi nu sunt atinse limitele frecvenţei sistemului pentru starea de alertă;

3) rezervele de putere activă şi reactivă sunt suficiente pentru a suporta contingenţele normative fără să se încalce limitele de siguranţă în funcţionare;

4) funcţionarea sistemului electroenergetic va rămâne în limitele de siguranţă în funcţionare după activarea măsurilor de remediere în urma producerii unei contingenţe normative;

615. Sistemul electroenergetic este în stare de alertă în cazul în care:

1) fluxurile de tensiune şi de putere se încadrează în limitele de siguranţă în funcţionare;

2) capacitatea de rezervă este redusă cu mai mult de 20% pentru o perioadă mai lungă de 30 de minute şi nu există niciun mijloc prin care să se compenseze această reducere în decursul funcţionării în timp real a sistemului;

3) frecvenţa îndeplineşte următoarele criterii:

a) valoarea absolută a abaterii de frecvenţă în regim staţionar a sistemului nu este mai mare decât abaterea maximă de frecvenţă în regim staţionar;

b) valoarea absolută a abaterii de frecvenţă în regim staţionar a sistemului a depăşit constant 50% din abaterea maximă de frecvenţă în regim staţionar, pentru o perioadă de timp mai lungă decât perioada de declanşare a stării de alertă, sau domeniul de frecvenţă standard, pentru o perioadă de timp mai lungă decât durata de restabilire a frecvenţei;

4) cel puţin o contingenţă normativă, determină o încălcare a limitelor de siguranţă în funcţionare, chiar şi după activarea măsurilor de remediere.

616. Sistemul electroenergetic este în stare de urgenţă în cazul în care este îndeplinită cel puţin una dintre următoarele condiţii:

1) există cel puţin o încălcare a limitelor de siguranţă în funcţionare;

2) frecvenţa nu îndeplineşte criteriile pentru starea normală de funcţionare şi pentru starea de alertă;

3) este activată cel puţin o măsură din planul de apărare a sistemului electroenergetic;

4) există o deficienţă în funcţionarea instrumentelor, mijloacelor şi instalaţiilor, definită în conformitate cu Secţiunea 6, care determină indisponibilitatea acestor instrumente, mijloace şi instalaţii pentru o perioadă mai lungă de 30 de minute.

617. Sistemul electroenergetic este în stare de colaps în cazul în care cel puţin una dintre următoarele condiţii este îndeplinită:

1) pierderea a mai mult de 50% din consum;

2) lipsa totală a tensiunii timp de cel puţin trei minute, care determină declanşarea unor planuri de restaurare.

618. Sistemul electroenergetic este în stare de restaurare atunci când, în stare urgenţă sau de colaps, OST a început să activeze măsuri din planul de restaurare.

 

Secţiunea 2

Monitorizare şi determinare a stărilor sistemului de către OST

619. OST determină starea sistemului electroenergetic în decursul funcţionării în timp real.

620. OST monitorizează în timp real următorii parametri ai sistemului electroenergetic, pe baza telemetriei în timp real sau a valorilor calculate din zona sa de observabilitate, luând în calcul datele structurale şi datele în timp real:

1) fluxurile de putere activă şi reactive în sistemul de transport;

2) tensiunile în barele colectoare a sistemului de transport;

3) frecvenţa şi abaterea de reglaj la restabilirea frecvenţei;

4) rezervele de putere activă şi reactivă;

5) producţia şi consumul.

621. Pentru a stabili starea sistemului, OST trebuie să facă analiza contingenţelor cel puţin o dată la fiecare 15 minute, monitorizând parametrii definiţi în conformitate cu secţiunea dată faţă de limitele de siguranţă în funcţionare şi faţă de criteriile pentru stările sistemului. Fiecare OST verifică, de asemenea, nivelul rezervelor disponibile faţă de capacitatea de rezervă. Atunci când efectuează analiza contingenţelor, fiecare OST ţine seama de efectul măsurilor de remediere şi al măsurilor din planul de apărare a sistemului.

622. În cazul în care sistemul electroenergetic nu este într-o stare normală de funcţionare şi în cazul în care această stare a sistemului este se extinde şi asupra sistemelor vecine, OST are următoarele obligaţii:

1) să informeze OST ai sistemelor vecine cu privire la starea sistemului său;

2) să furnizeze informaţii suplimentare OST ai sistemelor vecine cu privire la elementele sistemului său de transport care fac parte din zona de observabilitate a acestor OST.

 

Secţiunea 3

Măsuri de remediere în cadrul operării sistemului

623. OST trebuie să asigure că sistemul electroenergetic rămâne în stare normală de funcţionare şi este responsabil de gestionarea situaţiilor de nerespectare a siguranţei în funcţionare. Pentru a atinge acest obiectiv, OST concepe, elaborează şi activează măsuri de remediere, în funcţie de disponibilitate şi ţinând cont de timpul şi de resursele necesare pentru activarea acestora, precum şi de condiţiile din afara sistemului de transport care sunt relevante pentru fiecare măsură de remediere.

624. OST aplică următoarele principii atunci când activează şi coordonează măsuri de remediere:

1) în situaţiile de nerespectare a siguranţei în funcţionare care nu trebuie să fie gestionate în mod coordonat cu alţi OST, OST concepe, elaborează şi activează măsurile de remediere care readuc sistemul la starea normală de funcţionare şi care previn propagarea stării de alertă sau de urgenţă din categoriile definite în Secţiunea 4;

2) în situaţiile de nerespectare a siguranţei în funcţionare care trebuie să fie gestionate în mod coordonat cu alţi OST, OST concepe, elaborează şi activează măsurile de remediere împreună cu ceilalţi OST în cauză.

625. Atunci când alege măsurile de remediere adecvate, OST trebuie să aplice următoarele criterii:

1) să activeze măsurile de remediere cele mai eficace şi eficiente din punct de vedere economic;

2) să activeze măsuri de remediere cât mai aproape de timpul real, ţinând seama de perioada de timp preconizată de activare şi de urgenţa situaţiei de operare a sistemului pe care intenţionează să o soluţioneze;

3) să ia în considerare riscurile de eşec în cazul aplicării măsurilor de remediere disponibile şi impactul acestora asupra siguranţei în funcţionare, cum ar fi:

a) riscurile de eşec sau de scurtcircuit provocate de modificarea topologiei;

b) riscurile de retrageri din exploatare provocate de modificările puterii active sau reactive la unităţile generatoare sau la locurile de consum;

c) riscurile de defecţiune cauzate de comportamentul echipamentelor;

4) să acorde prioritate măsurilor de remediere care pun la dispoziţie cea mai mare capacitate interzonală pentru alocarea capacităţilor, respectând totodată toate limitele de siguranţă în funcţionare.

 

Secţiunea 4

Categorii de măsuri de remediere

626. OST utilizează, fără a se limita, următoarele categorii de măsuri de remediere:

1) modificarea duratei unei retrageri planificate din exploatare sau repunerea în serviciu a elementelor sistemului electroenergetic pentru a obţine disponibilitatea operaţională a respectivelor elemente;

2) modificarea activă a fluxurilor de putere prin:

a) comutarea ploturilor la transformatoarele de putere;

b) comutarea ploturilor la transformatoarele defazor de reglaj;

c) modificarea topologiilor;

3) reglajul tensiunii şi gestionarea puterii reactive prin:

a) comutarea ploturilor la transformatoarele de putere;

b) comutarea capacitorilor şi bobinelor de reactanţă;

c) comutarea dispozitivelor de gestionare a tensiunii şi a puterii reactive pe bază de electronică de putere;

d) transmiterea de dispoziţii către OSD racordaţi la sistemele de transport şi către utilizatorii de reţea semnificativi pentru blocarea reglajului automat de tensiune şi putere reactivă al transformatoarelor sau pentru activarea la instalaţiile lor a măsurilor de remediere dacă deteriorarea tensiunii periclitează siguranţa în funcţionare sau ameninţă să conducă la un colaps de tensiune;

e) solicitarea modificării valorii de ieşire a puterii reactive sau a valorii de referinţă a tensiunii grupurilor generatoare sincrone;

f) solicitarea modificării valorii de ieşire a puterii reactive a convertoarelor grupurilor generatoare nesincrone;

4) recalcularea capacităţii interzonale;

5) redispecerizarea utilizatorilor de reţea electrică racordaţi la sistemul de transport sau distribuţie;

6) comercializarea în contrapartidă cu sistemele electroenergetice vecine;

7) ajustarea fluxurilor de putere activă prin intermediul sistemelor HVDC;

8) activarea procedurilor de gestionare a abaterilor de frecvenţă;

9) cu acordul OST vecini, limitarea capacităţii interzonale alocate deja într-o situaţie de urgenţă în cazul în care utilizarea acestei capacităţi pune în pericol siguranţa în funcţionare, dacă redispecerizarea sau comercializarea în contrapartidă nu este posibilă;

10) dacă este cazul, deconectarea manuală a sarcinii, inclusiv în starea normală sau în starea de alertă.

627. Dacă este necesar şi justificat pentru a menţine siguranţa în funcţionare, fiecare OST poate pregăti şi activa măsuri de remediere suplimentare.

 

Secţiunea 5

Pregătirea, activarea şi coordonarea măsurilor de remediere

628. OST pregăteşte şi activează măsurile de remediere pentru a preveni deteriorarea stării sistemului, pe baza următoarelor elemente:

1) monitorizarea şi stabilirea stărilor sistemului;

2) analiza contingenţelor în funcţionarea în timp real;

3) analiza contingenţelor în planificarea operaţională.

629. Atunci când pregăteşte şi activează măsuri de remediere, inclusiv de redispecerizare sau de comercializare în contrapartidă, OST evaluează, în cooperare cu OST vecini, impactul unor astfel de măsuri de remediere în interiorul şi în afara sistemului electroenergetic naţional.

630. Atunci când pregăteşte şi activează măsuri de remediere care au un impact asupra utilizatorilor de sistem implicaţi şi OSD, OST, în cazul în care sistemul este în starea normală de funcţionare sau în starea de alertă, evaluează impactul măsurilor de remediere în cooperare cu respectivii utilizatori şi OSD afectaţi şi alege măsurile de remediere care contribuie la menţinerea stării normale de funcţionare şi a funcţionării în siguranţă în cazul tuturor părţilor implicate. Toţi utilizatorii de sistem şi OSD afectaţi furnizează OST toate informaţiile necesare pentru această coordonare.

631. În cazul în care sistemul electroenergetic este în stare normală sau de alertă, când pregăteşte şi activează măsurile de remediere, OST coordonează, în măsura în care este posibil, aceste măsuri de remediere cu utilizatorii de sistem şi OSD afectaţi care sunt conectaţi la sistemul de transport, pentru a menţine siguranţa în funcţionare şi integritatea sistemului. Atunci când un OST activează o măsură de remediere, toţi utilizatorii de sistem şi OSD aplică dispoziţiile date de OST.

632. În cazul unor contingenţe care au doar consecinţe asupra stării sistemului electroenergetic naţional şi nerespectarea siguranţei în funcţionare nu trebuie gestionată în mod coordonat cu alţi OST, OST activează măsurile de remediere care presupun costuri doar dacă contingenţele respective duc la scăderea parametrilor de calitate a energiei electrice şi a stabilităţii sistemului electroenergetic.

 

Secţiunea 6

Disponibilitatea mijloacelor, instrumentelor şi instalaţiilor OST

633. Fiecare OST asigură disponibilitatea, fiabilitatea şi redundanţa următoarelor elemente:

1) instalaţii pentru monitorizarea stării sistemului electroenergetic, inclusiv aplicaţii pentru estimarea stării şi instalaţii pentru reglajul frecvenţă-putere;

2) mijloace de comandă a întrerupătoarelor, a separatoarelor, a schimbătoarelor de ploturi şi a altor echipamente utilizate pentru comandarea elementelor sistemului electroenergetic;

3) mijloace de comunicare cu camerele de comandă ale altor OST, OSD şi utilizatori de sistem;

4) instrumente de analiză a siguranţei în funcţionare;

5) instrumente şi mijloace de comunicare necesare OST pentru a facilita tranzacţiile pe piaţa energiei electrice internă cât şi tranzacţiile transfrontaliere.

634. În cazul în care instrumentele, mijloacele şi instalaţiile OST menţionate în pct.633 necesită implicarea OSD sau utilizatorilor de sistem care participă în furnizarea serviciilor de echilibrare, a serviciilor tehnologice de sistem, sau de apărare, sau de restaurare, sau necesită furnizarea în timp real de date operaţionale, OST şi respectivii OSD şi utilizatori de sistem trebuie să coopereze şi să se coordoneze pentru a specifica şi a asigura disponibilitatea, fiabilitatea şi redundanţa acestor instrumente, mijloace şi instalaţii.

635. Cel puţin o dată pe an, sau după orice modificare importantă a cadrului normativ sau condiţiilor de operare a sistemului, OST reexaminează necesitatea actualizării instrumentelor, mijloacelor şi instalaţiilor critice pentru asigurarea continuităţii activităţii. OST pune la dispoziţia OSD şi utilizatorilor de sistem vizaţi noi cerinţe care îi afectează pe aceştia din urmă.

 

Secţiunea 7

Limitele siguranţei în funcţionare

636. OST specifică limitele de siguranţă în funcţionare pentru fiecare element al sistemului electroenergetic, luând în considerare cel puţin următoarele caracteristici fizice:

1) limitele de tensiune;

2) limitele pentru curentul de scurtcircuit;

3) limitele termice, inclusiv suprasarcinile tranzitorii admisibile.

637. Atunci când defineşte limitele siguranţei în funcţionare, OST ţine seama de capacităţile utilizatorilor de sistem de a preveni, în stările normale şi de alertă, deconectarea instalaţiilor acestora determinată de limitele de tensiune şi frecvenţă.

638. În cazul schimbării unuia dintre elementele sistemului electroenergetic cu impact semnificativ, OST validează şi, dacă este necesar, actualizează limitele de siguranţă în funcţionare.

639. Pentru fiecare linie de interconexiune, OST convine cu OST vecini limitele comune de siguranţă în funcţionare.

 

Capitolul II

REGLAJUL TENSIUNII ŞI GESTIONAREA PUTERII REACTIVE

 

Secţiunea 1

Obligaţiile OST şi utilizatorilor de sistem în ceea

ce priveşte limitele de tensiune

640. OST depune toate eforturile pentru a asigura că, în timpul stării normale de funcţionare, tensiunea rămâne în regim staţionar la punctele de racordare ale sistemului de transport în următoarele limite, în dependenţă de domeniul de tensiune la punctul de racordare/interconectare:

1) mai mic de 110 kV- în conformitate cu valorile stabilite în acordurile cu utilizatorii de sistem şi alţi operatori de sistem;

2) între 110 kV şi 300 kV inclusiv-0,90 pu-1,118 pu;

3) mai mare de 300 kV şi până la 380 kV exclusiv – 0,90 pu-1,097 pu.

4) Mai mare sau egală cu 380 kV – 0.9 – 1.05

 

 

Tabelul arată duratele minime de timp în care o unitate generatoare trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta la tensiuni de reţea care se abat de la valoarea de referinţă de 1 pu în punctul de racordare, în cazul în care tensiunea considerată pentru valorile unitare pu este mai mare de 300 kV şi pînă la 380 kV exclusiv.

 

 

Tabelul arată duratele minime de timp în care o unitate generatoare trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta la tensiuni de reţea care se abat de la valoarea de referinţă de 1 pu în punctul de racordare, în cazul în care tensiunea considerată pentru valorile unitare pu este mai mare sau egală cu 380 kV.

641. OST defineşte baza tensiunii pentru notarea valorilor per unitate.

642. OST asigură că, în timpul stării normale de funcţionare şi după producerea unei contingenţe, tensiunea rămâne în domenii mai largi de tensiune pentru perioade limitate de operare atunci când există un acord cu privire la aceste domenii mai largi de tensiune cu OSD racordaţi la sistemul de transport, cu gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice.

643. OST convine, cu OSD racordaţi la sistemul de transport şi cu utilizatorii de sistem racordaţi la sistemul de transport, cu privire la domeniile de tensiune la punctele de racordare sub 110 kV în cazul în care aceste domenii de tensiune sunt relevante pentru menţinerea limitelor de siguranţă în funcţionare. OST se străduieşte să asigure faptul că tensiunea rămâne în interiorul domeniului convenit în timpul stării normale de funcţionare şi după producerea unor contingenţe.

644. În cazul în care tensiunea la punctul de racordare la sistemul de transport este în afara intervalelor definite, OST aplică reglajul tensiunii şi măsurile de remediere pentru gestionarea puterii reactive, pentru a restabili tensiunea la punctul de racordare.

645. OST asigură rezerve de putere reactivă, cu volum şi răspuns în timp adecvate, pentru a menţine tensiunile în zona sa de reglaj şi pe liniile de interconexiune în limitele stabilite.

646. Utilizatorii de sistem care sunt locuri de consum racordate la sistemul de transport menţin valorile de referinţă ale puterii reactive, intervalele factorilor şi valorile de referinţă ale tensiunii pentru reglajul tensiunii în intervalul convenit cu OST.

647. OST stabileşte cu fiecare OSD interconectat la sistemul de transport valorile de referinţă ale puterii reactive, intervalele factorilor de putere şi valorile de referinţă ale tensiunii pentru reglajul tensiunii la punctul de interconectare dintre OST şi OSD. Pentru a asigura faptul că aceşti parametri sunt menţinuţi, fiecare OSD interconectat la sistemul de transport îşi utilizează resursele de putere reactivă şi are dreptul de a da dispoziţii de dispecer privind reglajul tensiunii către utilizatorii de sistem conectaţi la sistemul de distribuţie.

648. OST are dreptul să utilizeze toate capacităţile de putere reactivă conectate la sistemul de transport în zona sa de reglaj pentru a gestiona în mod eficace puterea reactivă şi pentru a menţine domeniile de tensiune prevăzute.

649. OST, în mod direct sau indirect, în coordonare cu OSD interconectaţi la sistemul de transport, operează, dacă este cazul, resursele de putere reactivă, inclusiv blocarea reglajului automat tensiune/putere reactivă al transformatoarelor, reducerea tensiunii şi deconectarea consumului pe criteriul scăderii tensiunii, pentru a menţine limitele siguranţei în funcţionare şi pentru a preveni o prăbuşire a tensiunii sistemului de transport.

650. OST stabileşte măsurile de reglaj al tensiunii în cooperare cu utilizatorii de sistem şi cu OSD interconectaţi la sistemul de transport şi cu OST învecinaţi.

651. Atunci când este relevant pentru reglajul tensiunii şi pentru gestionarea puterii active în sistemul de transport, un OST cere, unui utilizator de sistem racordat la sistemul de transport să urmeze dispoziţiile de dispecer privind reglajul tensiunii.

 

Capitolul III

CALCULUL CURENTULUI DE SCURTCIRCUIT

ŞI MĂSURILE AFERENTE

652. OST stabileşte:

1) curentul de scurtcircuit maxim la care este depăşită capacitatea nominală a întrerupătoarelor şi a altor echipamente;

2) curentul de scurtcircuit minim pentru funcţionarea corectă a echipamentelor de protecţie.

653. OST trebuie să efectueze calculul curentului de scurtcircuit pentru a evalua impactul OST învecinaţi, al utilizatorilor de sistem conectaţi la sistemul de transport şi al sistemelor de distribuţie conectate la sistemul de transport, inclusiv al sistemelor de distribuţie închise, asupra nivelurilor curentului de scurtcircuit în sistemul de transport. În cazul în care un sistem de distribuţie conectat la sistemul de transport, inclusiv un sistem de distribuţie închis, are un impact asupra nivelurilor curentului de scurtcircuit, acesta trebuie să fie inclus în calculul curentului de scurtcircuit pentru sistemul de transport.

654. La efectuarea calculelor curentului de scurtcircuit, OST are următoarele obligaţii:

1) să utilizeze datele cele mai exacte şi de înaltă calitate disponibile;

2) să ia în considerare ca bază de calcul al curentului maxim de scurtcircuit condiţiile operaţionale care oferă cea mai mare valoare posibilă de curent de scurtcircuit, inclusiv curentul de scurtcircuit din alte sisteme de transport şi de distribuţie, şi din sistemele de distribuţie închise.

655. OST aplică măsuri operaţionale sau de altă natură pentru a preveni abaterile de la limitele maxime şi minime ale curentului de scurtcircuit, în orice interval de timp şi pentru toate echipamentele de protecţie. În cazul în care se produce o astfel de abatere, OST trebuie să activeze măsuri de remediere sau să aplice alte măsuri prin care să asigure restabilirea limitelor menţionate. O abatere de la limitele respective este permisă numai în timpul secvenţelor de comutare.

 

Capitolul IV

LIMITELE FLUXULUI DE PUTERE

656. OST menţine fluxurile de putere în limitele de siguranţă în funcţionare definite atunci când sistemul este în starea sa normală de funcţionare şi după producerea unei contingenţe.

657. În situaţia cu (N-1) elemente în funcţiune, în starea normală de funcţionare, OST îşi menţine fluxurile de putere în suprasarcinile tranzitorii admisibile, după ce a pregătit măsurile de remediere care trebuie aplicate şi executate în intervalul de timp prevăzut pentru suprasarcinile tranzitorii admisibile.

 

Capitolul V

ANALIZA ŞI GESTIONAREA CONTINGENŢELOR

 

Secţiunea 1

Lista de contingenţe

658. OST stabileşte o listă de contingenţe care include contingenţe interne şi externe din zona sa de observabilitate, evaluând dacă vreuna dintre aceste contingenţe pune în pericol siguranţa în funcţionare a sistemului electroenergetic naţional. Lista de contingenţe trebuie să includă atât contingenţele obişnuite, cât şi contingenţele excepţionale.

659. Fiecare OSD şi utilizator de sistem conectat la sistemul de transport care este o instalaţie de producere a energiei electrice furnizează toate informaţiile pertinente pentru analiza contingenţelor, solicitate de OST, inclusiv date despre prognoze şi date în timp real, cu o posibilă agregare a datelor solicitate.

660. OST îşi coordonează analiza contingenţelor în ceea ce priveşte coerenţa listelor de contingenţe cel puţin cu OST din zona sa de observabilitate.

661. OST informează OST din zona sa de observabilitate cu privire la contingenţele externe incluse în propria listă de contingenţe.

662. OST informează, cu suficient timp înainte, OST în cauză din zona sa de observabilitate cu privire la intenţia de efectuare a unor modificări topologice asupra elementelor sistemului său de transport, care sunt incluse ca contingenţe externe în listele de contingenţe ale OST vizaţi.

663. OST se asigură că datele în timp real sunt suficient de precise pentru a permite convergenţa calculelor sarcină-flux care se fac în cadrul analizei contingenţelor.

 

Secţiunea 2

Analiza contingenţelor

664. OST efectuează analiza contingenţelor în zona sa de observabilitate pentru a identifica contingenţele care periclitează sau sunt de natură să pericliteze siguranţa în funcţionare a sistemului electroenergetic naţional şi identifică măsurile de remediere care pot fi necesare pentru a soluţiona contingenţele, inclusiv atenuarea efectelor contingenţelor excepţionale.

665. OST se asigură că eventualele încălcări ale limitelor de siguranţă în funcţionare din sistemul electroenergetic naţional, care sunt identificate prin analiza contingenţelor, nu periclitează siguranţa în funcţionare a sistemului său de transport sau ale sistemelor de transport interconectate.

666. OST efectuează analiza contingenţelor pe baza prognozelor datelor operaţionale şi a datelor operaţionale în timp real din zona sa de observabilitate. Topologia relevantă a sistemului de transport, care include retragerile din exploatare planificate în etapele de planificare operaţională, este utilizată drept stare iniţială pentru analiza contingenţelor în situaţia cu N elemente în funcţiune.

 

Secţiunea 3

Tratarea contingenţelor

667. OST trebuie să evalueze riscurile asociate fiecărei contingenţe după ce face o simulare a tuturor contingenţelor din lista de contingenţe şi după ce evaluează dacă poate menţine sistemul de transport în limitele de siguranţă în funcţionare în situaţia cu (N-1) elemente în funcţiune.

668. Atunci când OST estimează că riscurile asociate unei contingenţe sunt atât de importante încât nu ar fi în măsură să pregătească şi să activeze măsuri de remediere în timp util pentru a preveni nerespectarea criteriului (N-1) sau în cazul în care există un risc de propagare a unei perturbaţii în sistemul de transport interconectat, OST trebuie să pregătească şi să activeze, cât mai curând posibil, măsurile de remediere pentru a asigura conformitatea cu criteriul (N-1).

669. În cazul unei situaţii cu (N-1) elemente în funcţiune cauzate de o perturbaţie, OST trebuie să activeze o măsură de remediere pentru a asigura faptul că sistemul de transport revine la o stare normală de funcţionare cât mai curând posibil şi că această situaţie cu (N-1) elemente în funcţiune devine noua situaţie cu N elemente în funcţiune.

670. OST nu este obligat să respecte criteriul (N-1) în următoarele situaţii:

1) în timpul secvenţelor de comutare;

2) pe durata necesară pregătirii şi activării măsurilor de remediere.

 

Capitolul VI

PROTECŢIA REŢELELOR ELECTRICE

 

Secţiunea 1

Cerinţe generale de protecţie

671. OST operează sistemul de transport cu echipamentele de protecţie şi cu echipamentele de protecţie de rezervă necesare pentru a preveni automat propagarea perturbaţiilor care ar putea periclita siguranţa în funcţionare a propriului sistem de transport şi a sistemului de transport interconectat.

672. Cel puţin o dată la cinci ani, OST reexaminează strategia şi conceptele de protecţie şi le actualizează, dacă este necesar, pentru a asigura funcţionarea corectă a echipamentelor de protecţie şi menţinerea siguranţei în funcţionare.

673. După o operaţiune de protecţie, OST trebuie să evalueze dacă echipamentele de protecţie au funcţionat astfel cum a fost planificat şi să ia măsuri de remediere atunci când este necesar.

674. OST specifică valori de referinţă pentru echipamentele de protecţie a sistemului de transport, inclusiv pentru protecţia de rezervă în caz de defecţiune a sistemului de protecţie principal, care să asigure o eliminare fiabilă, rapidă şi selectivă a defectului.

675. Înainte de intrarea în funcţiune a echipamentului de protecţie sau a echipamentului de protecţie de rezervă sau în urma oricărei modificări, OST stabileşte, de comun acord cu OST învecinaţi, definirea valorilor de referinţă de protecţie pentru liniile de interconexiune şi se coordonează cu OST respectivi înainte de a schimba valorile.

 

Secţiunea 2

Scheme de protecţie specială

676. Atunci când OST utilizează o schemă de protecţie specială, acesta trebuie:

1) să se asigure că fiecare schemă de protecţie specială acţionează în mod selectiv, fiabil şi eficient;

2) să evalueze, în momentul elaborării unei scheme de protecţie specială, consecinţele asupra sistemului de transport în caz de funcţionare incorectă;

3) să verifice dacă schema de protecţie specială are o fiabilitate comparabilă cu sistemele de protecţie utilizate la protecţia primară a elementelor sistemului de transport;

4) să opereze sistemul de transport cu schema de protecţie specială în limitele de siguranţă în funcţionare stabilite;

5) să coordoneze funcţiile schemei de protecţie specială, principiile de activare şi valorile de referinţă cu OST învecinaţi şi cu OSD interconectaţi la sistemul de transport afectaţi, inclusiv sistemele de distribuţie închise şi utilizatorii de sistem afectaţi care sunt conectaţi la sistemul de transport.

 

Secţiunea 3

Monitorizarea şi evaluarea stabilităţii dinamice

677. OST monitorizează stabilitatea dinamică a sistemului de transport prin realizarea unor studii. OST face schimb de date relevante pentru monitorizarea stabilităţii dinamice a sistemului de transport cu alţi OST din zona sincronă.

678. OST implementează sisteme de monitorizare în timp real pentru prevenirea pierderii stabilităţii sistemului şi colectarea datelor necesare validării modelelor de calcul utilizate în cadrul studiilor de monitorizare a stabilităţii dinamice.

679. OST efectuează un studiu de evaluare a stabilităţii dinamice cel puţin o dată pe an pentru a identifica limitele de stabilitate şi posibilele probleme de stabilitate ale sistemului de transport. OST conlucrează cu OST din zona sincronă din care face parte sistemul electroenergetic naţional în a colecta datele necesare realizării acestor studii. Rezultatele studiului de evaluare a stabilităţii dinamice sunt transmise Agenţiei, operatorilor sistemelor de distribuţie, întreprinderilor electroenergetice titulare a licenţei de producere a energiei electrice, şi, la solicitare, tuturor părţilor interesate.

680. Atunci când efectuează evaluări ale stabilităţii dinamice, OST, de comun acord cu OST învecinaţi şi după caz OST din zona sincronă din care face parte sistemul electroenergetic naţional, stabilesc:

1) sfera evaluării coordonate a stabilităţii dinamice, cel puţin în ceea ce priveşte modelul comun de reţea;

2) setul de date care trebuie schimbate între OST în cauză pentru a realiza evaluarea coordonării stabilităţii dinamice;

3) o listă a scenariilor stabilite de comun acord cu privire la evaluarea coordonată a stabilităţii dinamice;

4) o listă de contingenţe stabilite de comun acord sau a perturbaţiilor al căror impact se evaluează prin evaluarea coordonată a stabilităţii dinamice.

681. Atunci când OST identifică o potenţială influenţă asupra stabilităţii tensiunii, a stabilităţii de unghi rotoric sau a stabilităţii frecvenţei în relaţie cu alte sisteme de transport interconectate, OST coordonează metodele utilizate pentru evaluarea stabilităţii dinamice, furnizând datele necesare şi planificând măsurile de remediere comune care vizează îmbunătăţirea stabilităţii, inclusiv procedurile de cooperare între OST.

682. Atunci când decide cu privire la metodele utilizate pentru evaluarea stabilităţii dinamice, OST aplică următoarele reguli:

1) în ceea ce priveşte lista de contingenţe, în cazul în care limitele de regim staţionar sunt atinse înainte limitele de stabilitate, OST îşi bazează evaluarea stabilităţii dinamice numai pe studiile de monitorizare a stabilităţii efectuate în faza de planificare operaţională pe termen mai lung;

2) dacă, în condiţii de retragere din exploatare planificată, cu privire la lista de contingenţe, limitele de regim staţionar şi limitele de stabilitate sunt apropiate sau limitele de regim staţionar sunt atinse înainte de limitele de stabilitate, OST trebuie să efectueze o evaluare a stabilităţii dinamice în etapa de planificare operaţională pe o zi, cu menţinerea acestor condiţii. OST planifică măsuri de remediere care urmează a fi utilizate în decursul operării în timp real, dacă este necesar;

3) dacă sistemul de transport este în situaţia cu N elemente în funcţiune cu privire la lista de contingenţe şi limitele de regim staţionar sunt atinse înainte de limitele de stabilitate, OST trebuie să efectueze o evaluare a stabilităţii dinamice în toate etapele planificării operaţionale şi să reevalueze limitele de stabilitate cât mai curând posibil după depistarea unei schimbări semnificative în ceea ce priveşte situaţia cu N elemente în funcţiune.

 

Secţiunea 4

Gestionarea stabilităţii dinamice

683. În cazul în care evaluarea stabilităţii dinamice indică faptul că există o nerespectare a limitelor de stabilitate, OST pregăteşte şi activează măsuri de remediere pentru a menţine stabilitatea sistemului de transport. Aceste măsuri de remediere pot presupune implicarea utilizatorilor de sistem.

684. OST se asigură că timpul de eliminare a defectului, în cazul defectelor care pot duce la starea de instabilitate, este mai scurt decât timpul critic de eliminare a defectului calculat de OST în evaluarea stabilităţii dinamice.

685. În ceea ce priveşte cerinţele referitoare la nivelul minim de inerţie care sunt relevante pentru stabilitatea de frecvenţă la nivelul zonei sincrone sau în cazul funcţionării izolate a sistemului electroenergetic naţional:

1) OST, după caz de comun acord cu OST din aceiaşi zonă sincronă, stabileşte cerinţe minime de inerţie, în baza unui studiu, luând în considerare costurile şi beneficiile, precum şi posibile alternative. OST transmite Agenţiei studiile realizate;

2) în cazul în care studiile menţionate demonstrează necesitatea de a se defini inerţia minimă necesară, OST, după caz de comun acord cu OST din aceiaşi zonă sincronă, elaborează o metodologie pentru definirea inerţiei minime necesare în vederea menţinerii siguranţei în funcţionare şi a prevenirii nerespectării limitelor de stabilitate;

3) OST implementează în operarea în timp real inerţia minimă în sistemul electroenergetic naţional, în conformitate cu metodologia pentru definirea inerţiei minime necesare în vederea menţinerii siguranţei în funcţionare şi a prevenirii nerespectării limitelor de stabilitate.

 

Capitolul VII

SCHIMB DE DATE

 

Secţiunea 1

Schimbul de date între OST şi OSD

686. OST stabileşte zona de observabilitate din sistemele de distribuţie racordate la sistemul de transport care este necesară pentru ca OST să stabilească starea sistemului în mod corect şi eficient.

687. În cazul în care OST consideră că un sistem de distribuţie neracordat la sistemul de transport are o influenţă semnificativă în ceea ce priveşte tensiunea, fluxurile de putere sau alţi parametri de reprezentare a comportamentului sistemului de transport, acest sistem de distribuţie este definit de către OST ca făcând parte din zona de observabilitate.

688. Informaţiile structurale legate de zona de observabilitate, pe care fiecare OSD le furnizează OST, trebuie să includă cel puţin:

1) staţiile de transformare, pe nivele de tensiune;

2) liniile care conectează staţiile de transformare menţionate la sbp.1);

3) transformatoarele din staţiile de transformare menţionate la sbp.1);

4) utilizatorii de sistem;

5) bobinele de reactanţă şi condensatorii conectaţi la staţiile de transformare menţionate la sbp.1).

689. OSD interconectat la sistemul de transport furnizează OST o actualizare a informaţiilor structurale cel puţin o dată la şase luni.

690. Cel puţin o dată pe an, fiecare OSD racordat la sistemul de transport furnizează OST, per surse de energie primară, capacitatea totală de producţie agregată a unităţilor generatoare de tip A precum şi informaţiile conexe privind comportamentul acestor unităţi în ceea ce priveşte frecvenţa.

691. Fiecare OSD furnizează OST la care este conectat, în timp real, informaţiile legate de zona de observabilitate a OST, inclusiv:

1) topologia reală a staţiei de transformare;

2) puterea activă şi reactivă în celula de linie;

3) puterea activă şi reactivă în celula de transformator;

4) injecţia de putere activă şi reactivă în celula instalaţiei de producere a energiei electrice;

5) poziţiile ploturilor din transformatoarele;

6) tensiunile în bara colectoare;

7) puterea reactivă în celula bobinei de reactanţă şi a condensatorului;

8) producţia agregată per sursă de energie primară în zona OSD pentru unităţile generatoare de tip A;

9) consumul agregat în zona OSD.

 

Secţiunea 2

Schimbul de date între OST, gestionarii de linii de interconexiune sau alte

linii şi unităţile generatoare conectate la sistemul de transport

692. Fiecare utilizator de sistem care este gestionar al unui instalaţii de producere a energiei electrice la o unitate generatoare de tip D racordată la sistemul de transport furnizează OST cel puţin următoarele date:

1) date generale privind unitatea generatoare, inclusiv puterea instalată, precum şi sursa de energie primară;

2) date privind turbinele şi instalaţia de producere a energiei electrice, inclusiv timpul de pornire la cald şi la rece;

3) date pentru calculul curentului de scurtcircuit;

4) date privind transformatorul instalaţiei de producere a energiei electrice;

5) datele RSF ale unităţilor generatoare;

6) datele RRF ale unităţilor generatoare care oferă sau furnizează acest serviciu;

7) datele RI ale unităţilor generatoare care oferă sau furnizează acest serviciu;

8) datele necesare pentru restaurarea sistemului de transport;

9) datele şi modelele necesare pentru efectuarea simulării dinamice;

10) date privind protecţia;

11) datele necesare pentru stabilirea costurilor măsurilor de remediere;

12) capacitatea puterii reactive pentru reglarea tensiunii.

693. Fiecare utilizator de sistem care este gestionar al unei instalaţii de producere a energiei electrice la o unitate generatoare de tip B sau C racordată la sistemul de transport furnizează OST cel puţin următoarele date:

1) date generale privind unitatea generatoare, inclusiv puterea instalată, precum şi sursa de energie primară;

2) date pentru calculul curentului de scurtcircuit;

3) date RSF pentru unităţile generatoare;

4) datele RRF ale unităţilor generatoare care oferă sau furnizează acest serviciu;

5) datele RI ale unităţilor generatoare care oferă sau furnizează acest serviciu;

6) date privind protecţia;

7) capacitatea de reglaj al puterii reactive;

8) datele necesare pentru stabilirea costurilor măsurilor de remediere;

9) datele necesare pentru efectuarea evaluării stabilităţii dinamice.

694. OST solicită gestionarului instalaţiei de producere a energiei electrice de la o unitate generatoare racordată la sistemul de transport să furnizeze date suplimentare, dacă este cazul, pentru o analiză a siguranţei în funcţionare.

695. Fiecare gestionar de sistem HVDC sau de linie de interconexiune furnizează OST următoarele date cu privire la sistemul HVDC sau la linia de interconexiune:

1) datele nominale ale instalaţiei;

2) date privind transformatoarele;

3) date privind filtrele şi băncile de filtre;

4) date privind compensarea puterii reactive;

5) capacitatea de reglaj al puterii reactive;

6) capacitatea de reglaj al puterii reactive şi al tensiunii;

7) întâietatea modului de funcţionare putere activă sau putere reactivă, dacă este cazul;

8) capacitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă;

9) modelele dinamice pentru simularea dinamică;

10) date privind protecţia şi

11) capacitatea de trecere peste defect.

696. Fiecare gestionar de linie de interconexiune în curent alternativ furnizează OST cel puţin următoarele date:

1) datele nominale ale instalaţiei;

2) parametrii electrici;

3) protecţiile asociate.

697. Fiecare utilizator de sistem care este gestionar al unei instalaţii de producere a energiei electrice la o unitate generatoare de tip B, C sau D racordată la sistemul de transport furnizează OST cel puţin următoarele date:

1) cantitatea de putere activă generată, precum şi cantitatea şi disponibilitatea rezervelor de putere activă, pe baza planificării pe o zi şi intrazilnice;

2) fără întârziere, orice indisponibilitate programată sau limitare a puterii active;

3) orice restricţie prognozată a capacităţii de reglaj al puterii reactive.

698. Fiecare operator de sistem HVDC furnizează OST cel puţin următoarele date:

1) programarea în ceea ce priveşte puterea activă şi disponibilitatea acesteia, pe baza planificării pe o zi şi intrazilnice;

2) fără întârziere, orice indisponibilitate programată sau restricţie a puterii active şi

3) orice restricţie prognozată a capacităţii de reglaj al puterii reactive sau tensiunii.

699. Fiecare operator de linie de interconexiune în curent alternativ sau operator de linie furnizează OST datele privind indisponibilitatea prevăzută sau restricţiile de putere activă.

700. Fiecare utilizator de sistem semnificativ care este gestionar al unei instalaţii de producere a energiei electrice la o unitate generatoare de tip B, C sau D furnizează OST conform cerinţelor stabilite de OST, cel puţin următoarele date:

1) poziţia întrerupătoarelor la punctul de racordare sau la un alt punct de interacţiune convenit cu OST;

2) puterea activă şi reactivă la punctul de racordare sau la un alt punct de interacţiune convenit cu OST;

3) în cazul instalaţiilor de producere a energiei electrice cu alt consum decât cel auxiliar, puterea activă şi reactivă netă.

701. Fiecare gestionar al unui sistem HVDC sau al unei linii de interconexiune în curent alternativ trebuie să pună la dispoziţia OST, în timp real, cel puţin următoarele date privind punctul de racordare al sistemului HVDC sau al liniei de interconexiune în curent alternativ:

1) poziţia întrerupătoarelor;

2) starea de funcţionare şi

3) puterea activă şi reactivă.

 

Secţiunea 3

Schimbul de date între OST, OSD şi unităţile de producţie

racordate la sistemul de distribuţie

702. Fiecare gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice al unei unităţi generatoare de tip B, C sau D, racordate la sistemul de distribuţie trebuie să furnizeze cel puţin următoarele date către OSD la care are un punct de racordare, cât şi după caz OST:

1) date generale privind unitatea generatoare, inclusiv puterea instalată, precum şi sursa de energie primară sau tipul de combustibil;

2) date RSF instalaţiile de producere a energiei electrice care participă în PRF;

3) date privind RRF pentru instalaţiile de producere a energiei electrice care oferă sau furnizează serviciul RRF;

4) datele RI ale unităţilor generatoare care oferă sau furnizează serviciul RI;

5) date privind protecţia;

6) capacitatea de reglaj al puterii reactive;

7) capacitatea de acces la distanţă la întrerupător;

8) datele necesare pentru efectuarea simulărilor dinamice;

9) nivelul de tensiune şi amplasarea fiecărei unităţi generatoare.

703. Fiecare gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice al unei unităţi generatoare de tip B, C, sau D, trebuie să informeze OSD la care are un punct de racordare, cât şi după caz OST, în termenul convenit, dar nu mai târziu de prima punere în funcţiune sau de efectuarea oricăror modificări la instalaţiile existente, despre orice modificare a sferei şi conţinutului datelor enumerate în secţiunea dată.

704. Fiecare gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice al unei unităţi generatoare de tip B, C, sau D, racordat la sistemul de distribuţie trebuie să furnizeze către OSD la care are un punct de racordare, cât şi după caz OST, cel puţin următoarele date:

1) indisponibilitatea prevăzută, restricţionarea programată a puterii active şi producţia prognozată de putere activă la punctul de racordare;

2) orice restricţie prognozată a capacităţii de reglaj al puterii reactive.

705. Fiecare gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice al unei unităţi generatoare de tip B, C, sau D, racordat la sistemul de distribuţie trebuie să furnizeze către OSD la care are un punct de racordare, cât şi după caz OST, în timp real, cel puţin următoarele date:

1) starea dispozitivelor de comutare şi a întrerupătoarelor la punctul de racordare şi

2) fluxurile de putere activă şi reactivă, curentul şi tensiunea la punctul de racordare.

706. OST defineşte, în cooperare cu OSD responsabil, care utilizatori de sistem pot fi scutiţi de obligaţia de a furniza direct OST datele în timp real. În astfel de cazuri, OST şi OSD responsabili convin asupra datelor în timp real ale utilizatorilor de sistem respectivi care urmează a fi transmise OST de către OSD, incluzive dacă este cazul modul de agregare.

707. Fiecare OSD furnizează OST informaţiile menţionate în secţiunea data, cu frecvenţa şi nivelul de detaliere solicitate de OST.

708. OST solicită date suplimentare de la un gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice al unei unităţi generatoare de tip B, C sau D, racordat la sistemul de distribuţie, în cazul în care acest lucru este necesar pentru analiza siguranţei în funcţionare şi pentru validarea modelelor.

 

Secţiunea 4

Schimbul de date între OST şi locurile de consum

709. Fiecare gestionar de loc de consum racordat la sistemul de transport furnizează OST următoarele date structurale:

1) datele electrice ale transformatoarelor electrice racordate la sistemul de transport;

2) caracteristicile sarcinii locului de consum;

3) caracteristicile reglajului puterii reactive.

710. Fiecare gestionar de loc de consum racordat la sistemul de transport furnizează OST următoarele date:

1) orice restricţie prognozată a capacităţii de reglaj al puterii reactive;

2) în cazul participării la consumul comandabil, un grafic al intervalului său de putere maximă şi minimă structurală care urmează să fie redus.

711. Fiecare gestionar de loc de consum racordat la sistemul de transport furnizează OST următoarele date:

1) puterea activă şi reactivă la punctul de racordare;

2) în cazul participării la consumul comandabil, intervalul de putere minimă şi maximă care urmează să fie redus.

712. Fiecare gestionar de loc de consum racordat la sistemul de transport descrie OST comportamentul său în domeniile de tensiune stabilite.

713. Fiecare utilizator de sistem care este un loc de consum racordat la sistemul de distribuţie la un nivel de tensiune egal sau mai mare 110 kV sau care participă la consumul comandabil, furnizează următoarele date programate şi în timp real către OSD cât şi OST:

1) puterea activă minimă şi maximă disponibilă pentru consumul comandabil şi durata maximă şi minimă a oricărei potenţiale utilizări a acestei puteri pentru consumul comandabil;

2) o prognoză a puterii active nerestricţionate disponibile pentru consumul comandabil şi orice consum comandabil planificat;

3) puterea activă şi reactivă în timp real la punctul de racordare şi

4) o confirmare a faptului că sunt aplicate estimările valorilor efective ale consumului comandabil.

714. Fiecare utilizator de sistem care participă la consumul comandabil, furnizează către OSD cât şi după caz OST, pe o zi şi aproape în timp real şi în numele tuturor locurilor sale de consum racordate la sistemul de distribuţie, următoarele date:

1) puterea activă minimă şi maximă structurală disponibilă pentru consumul comandabil şi durata maximă şi minimă a oricărei potenţiale activări a consumului comandabil într-o arie geografică specifică definită de OST şi OSD;

2) o prognoză a puterii active nerestricţionate disponibile pentru consumul comandabil şi orice nivel planificat al consumului comandabil într-o arie geografică specifică definită de OST şi OSD;

3) puterea activă şi reactivă, în timp real;

4) o confirmare a faptului că sunt aplicate estimările valorilor efective ale consumului comandabil.

 

Capitolul VIII

CONFORMITATE

 

Secţiunea 1

Responsabilitatea utilizatorilor de sistem

715. Fiecare utilizator de sistem notifică OST sau OSD la care are un punct de racordare orice modificare planificată a capacităţilor sale tehnice care ar putea avea un impact asupra conformităţii cu cerinţele prezentului cod, înainte de a efectua modificarea respectivă.

716. Fiecare utilizator de sistem notifică OST sau OSD la care are un punct de racordare orice perturbaţie operaţională în instalaţia sa care ar putea afecta conformitatea acesteia cu cerinţele prezentului cod, cât mai curând posibil după producerea perturbaţiei respective.

717. Fiecare utilizator de sistem notifică OST sau OSD la care are un punct de racordare programul testelor planificate şi procedurile care trebuie urmate pentru a verifica conformitatea instalaţiei sale cu cerinţele prezentului cod, în timp util şi înainte de lansarea acestora. OST sau OSD aprobă în prealabil şi în timp util programul testelor planificate şi procedurile, iar aprobarea nu poate fi refuzată în mod nejustificat. În cazul în care utilizatorul de sistem are un punct de racordare la OSD şi interacţionează numai cu OSD, OST are dreptul să solicite OSD respectiv rezultatele testelor de conformitate, care sunt relevante pentru siguranţa în funcţionare a sistemului său de transport.

718. La cererea OST sau OSD, utilizatorul de sistem efectuează simulări şi teste de conformitate în temeiul codului dat, în orice moment pe durata de viaţă a instalaţiei sale şi în special după orice defectare, modificare sau înlocuire a oricăror echipamente care ar putea avea un impact asupra conformităţii instalaţiei cu cerinţele prezentului cod în ceea ce priveşte capacitatea instalaţiei de a atinge valorile declarate, cerinţele temporale aplicabile acestor valori şi disponibilitatea sau furnizarea contractată de servicii tehnologice de sistem. Terţii care furnizează consumul comandabil direct OST, furnizorii de redispecerizare la unităţile generatoare sau locurile de consum prin intermediul agregării, precum şi alţi furnizori de rezerve de putere activă trebuie să se asigure că instalaţiile lor respectă cerinţele prezentului Cod.

 

Secţiunea 2

Testarea operaţională

719. OST este responsabil de siguranţa în funcţionare a sistemului electroenergetic naţional şi are, în special, următoarele obligaţii:

1) să elaboreze şi să implementeze instrumente pentru operarea reţelelor, inclusiv operarea în timp real, şi de planificarea operaţională;

2) să dezvolte şi să implementeze instrumente şi soluţii pentru prevenirea şi remedierea perturbaţiilor;

3) să folosească serviciile disponibile, precum redispecerizarea sau comercializarea în contrapartidă, managementul congestiilor, rezervele în exploatare şi alte servicii tehnologice de sistem;

4) să monitorizeze anual adecvanţa instrumentelor de operare a reţelei, care sunt necesare pentru a menţine siguranţa în funcţionare. OST identifică orice îmbunătăţiri adecvate ale acestor instrumente de operare a reţelelor. Orice îmbunătăţire identificată va fi implementată ulterior de către OST.

720. OST şi fiecare OSD sau utilizator de sistem racordat la sistemul de transport poate efectua testarea operaţională a elementelor sistemului său de transport şi, respectiv, a instalaţiilor lor în condiţii operaţionale simulate şi pentru o perioadă limitată de timp. În acest scop, ei trebuie să anunţe acest lucru în timp util şi înaintea începerii testării şi să reducă la minimum efectul asupra funcţionării în timp real a sistemului. Testele operaţionale urmăresc să furnizeze:

1) dovezi ale conformităţii cu toate dispoziţiile operaţionale tehnice şi organizatorice pertinente din prezentul cod pentru un nou element al sistemului de transport la prima sa intrare în funcţiune;

2) dovezi ale conformităţii cu toate dispoziţiile operaţionale tehnice şi organizatorice pertinente din prezentul cod pentru o nouă instalaţie a utilizatorului de sistem sau OSD la prima sa intrare în funcţiune;

3) dovezi ale conformităţii cu toate dispoziţiile operaţionale tehnice şi organizatorice pertinente din prezentul cod la orice schimbare a unui element din sistemul de transport sau a unei instalaţii a utilizatorului de sistem sau OSD, care este relevantă pentru operarea sistemului;

4) evaluarea posibilelor efecte negative ale producerii unui defect, scurtcircuit sau incident neprevăzut şi neaşteptat în operarea sistemului, într-un element al sistemului de transport sau la instalaţia utilizatorului de sistem ori a OSD.

721. OST, ODS sau utilizatorul de sistem utilizează rezultatele testelor operaţionale pentru ca:

1) OST să asigure funcţionarea corectă a elementelor sistemului de transport;

2) OSD şi utilizatorul de sistem să asigure funcţionarea corectă a sistemelor de distribuţie şi a instalaţiilor utilizatorului de sistem;

3) OST, OSD sau utilizatorul de sistem să dezvolte noi practici operaţionale şi să le menţină pe cele existente;

4) OST să garanteze îndeplinirea serviciilor tehnologice de sistem;

5) OST, OSD sau utilizatorul de sistem să obţină informaţii despre performanţa elementelor sistemului de transport şi a instalaţiilor utilizatorului de sistem şi OSD în orice condiţii şi cu respectarea tuturor dispoziţiilor operaţionale ale prezentului cod, în ceea ce priveşte:

a) aplicarea controlată de variaţii de tensiune sau de frecvenţă care vizează obţinerea de informaţii cu privire la comportamentul sistemului de transport şi al elementelor acestuia;

b) testarea practicilor operaţionale în stare de urgenţă şi de restaurare.

722. OST se asigură că testarea operaţională nu pune în pericol siguranţa în funcţionare a sistemului său de transport. Testele operaţionale pot fi amânate sau întrerupte din cauza unor condiţii neplanificate ale sistemului sau din motive de siguranţă a personalului, cetăţenilor, instalaţiei sau aparatajului supus testelor sau elementelor sistemului de transport sau ale instalaţiilor OSD sau utilizatorului de sistem.

723. În caz de degradare a stării sistemului de transport, OST are dreptul de a întrerupe testarea operaţională. Dacă efectuarea unui test afectează alt OST şi starea sistemului acestuia se degradează, OST sau utilizatorul de sistem sau OSD care efectuează testarea trebuie, atunci când este informat în acest sens de către OST, să înceteze de îndată testul operaţional.

724. OST se asigură că rezultatele testelor operaţionale relevante derulate împreună cu toate analizele aferente sunt:

1) încorporate în procesul de certificare şi de formare a angajaţilor responsabili de operarea în timp real;

2) utilizate drept contribuţii în procesul de cercetare şi dezvoltare şi

3) folosite pentru a îmbunătăţi practicile operaţionale, inclusiv practicile pentru starea de urgenţă şi de restaurare.

 

Capitolul IX

FORMARE

 

Secţiunea 1

Programul de formare

725. Programul de formare al OST include cunoştinţe privind elementele sistemului de transport, operarea sistemului de transport, utilizarea sistemelor şi proceselor la locul de muncă, operaţiunile cu alţi OST, condiţiile de piaţă, recunoaşterea şi răspunsul la situaţiile excepţionale produse în operarea sistemului, precum şi activităţile şi instrumentele de planificare operaţională.

726. Angajaţii OST responsabili de operarea în timp real a sistemului de transport urmează, ca parte a formării iniţiale, o formare profesională în materie de interoperabilitate a sistemelor de transport, pe baza experienţei operaţionale şi a reacţiilor obţinute în cadrul formării comune efectuate cu OST învecinaţi, în conformitate cu Secţiunea 2. Această formare în materie de interoperabilitate trebuie să includă pregătirea şi activarea unor măsuri de remediere coordonate necesare în toate stările sistemului.

727. OST include în programul său de formare pentru angajaţii care se ocupă de operarea sistemului de transport în timp real frecvenţa activităţilor de formare şi cel puţin următoarele componente:

1) o descriere a elementelor sistemului de transport;

2) operarea sistemului de transport în toate stările specifice sistemului, inclusiv starea de restaurare;

3) utilizarea sistemelor şi proceselor la locul de muncă;

4) coordonarea operaţiunilor şi condiţiilor de piaţă cu alţi OST;

5) recunoaşterea situaţiilor operaţionale excepţionale şi răspunsul la acestea;

6) aspecte relevante ale pieţelor interne a energiei electrice din ţările vecine;

7) siguranţa şi securitatea persoanelor şi a echipamentelor din sistemul electroenergetic în operarea sistemelor de transport, inclusiv securitatea cibernetică;

8) cooperarea şi coordonarea între OST în operarea în timp real şi în planificarea operaţională la nivelul principalelor camere de comandă, în limba engleză, cu excepţia cazului în care se prevede altfel;

9) formare profesională comună cu OSD conectaţi la sistemul de transport, dacă este cazul;

10) aptitudini comportamentale cu accent special pe gestionarea stresului, reacţii în situaţii critice, responsabilitate şi competenţe motivaţionale;

11) practicile şi instrumentele de planificare operaţională, inclusiv cele utilizate în comun cu alţi OST în planificarea operaţională.

728. OST îşi reexaminează programele de formare cel puţin o dată pe an sau în urma unor modificări semnificative ale sistemului pentru a reflecta evoluţia circumstanţelor operaţionale, a regulilor pieţei, a configuraţiei reţelei şi a caracteristicilor sistemului, cu accent special pe noile tehnologii, pe schimbarea modelelor de consum şi de producţie şi pe evoluţia pieţei.

729. Certificarea personalului operaţional responsabil de operarea în timp real al OST se efectuează conform prevederilor Capitolului X din Regulamentul privind dirijarea prin dispecerat a sistemului electroenergetic, aprobat prin Hotărârea ANRE nr.316 din 09.11.2018.

 

Secţiunea 2

Cooperare cu alţi OST în materie de formare

730. În scopul îmbunătăţirii cunoaşterii caracteristicilor sistemelor de transport din ţările învecinate, precum şi comunicarea şi coordonarea cu angajaţii OST învecinaţi responsabili de operarea în timp real, OST organizează sesiuni de formare cu OST învecinaţi. Formarea între OST include cunoştinţe detaliate despre măsurile coordonate necesare în cazul fiecărei stări a sistemului.

731. OST stabileşte, în cooperare cu OST învecinaţi, necesitatea şi frecvenţa sesiunilor comune de formare, inclusiv conţinutul minim şi sfera acestora, ţinând seama de nivelul de influenţă reciprocă şi de cooperarea operaţională necesară.

732. OST face schimb de experienţă dobândită în operarea în timp real, inclusiv prin vizite şi schimburi de experienţă între membrii personalului operaţional responsabil de operarea în timp real cu OST învecinaţi.

 

PARTEA A TREIA

PLANIFICAREA OPERAŢIONALĂ

[Partea a treia introdusă prin Hot. ANRE nr.656 din 21.12.2021, în vigoare 07.01.2022]

 

TITLUL I

DATELE PENTRU ANALIZA SIGURANŢEI ÎN FUNCŢIONARE

ÎN PLANIFICAREA OPERAŢIONALĂ

 

Secţiunea 1

Dispoziţii generale privind modelul reţelei

733. Modelul de reţea constă din elementele sistemului de transport cu tensiunea de 110 kV şi mai mare, inclusiv sistemele HVDC. Elementele sistemului cu tensiunea de sub 110 kV se includ în modelul de reţea în cazul în care acestea au un impact asupra sistemului de transport al OST.

734. Un identificator unic trebuie furnizat pentru fiecare element inclus în modelul de reţea.

735. Pentru a efectua analiza siguranţei în funcţionare în temeiul Titlului II, pentru fiecare dintre intervalele de timp de mai jos OST elaborează modele individuale de reţea conform metodologiilor aprobate în comun cu OST din ţările vecine, aplicând formatul de date stabilit:

1) pe un an, în conformitate cu Secţiunea 2;

2) pe o zi, în conformitate cu Secţiunea 3;

3) intrazilnic, în conformitate cu Secţiunea 3.

Metodologiile în baza cărora sunt elaborate modele individuale de reţea, sunt elaborate de OST în comun cu OST din ţările vecine, având ca bază metodologie dezvoltate şi aprobate ENTSO-E.

736. Modelele individuale de reţea includ informaţiile şi datele structurale prevăzute în Regulamentul privind dirijarea prin dispecerat a sistemului electroenergetic, aprobat de ANRE, Capitolul „Modelul reţelei electrice”.

 

Secţiunea 2

Modelul de reţea pe un an

737. OST evaluează modul de funcţionare a sistemului de transport, utilizând următoarele scenarii:

1) vârful de iarnă, a treia miercuri din ianuarie anul curent, ora 10:30 CET;

2) golul de iarnă, a doua duminică din ianuarie anul curent, ora 3:30 CET;

3) vârful de primăvară, a treia miercuri din aprilie anul curent, ora 10:30 CET;

4) golul de primăvară, a doua duminică din aprilie anul curent, ora 3:30 CET;

5) vârful de vară, a treia miercuri din iulie anul trecut, ora 10:30 CET;

6) golul de vară, a doua duminică din iulie anul trecut, ora 3:30 CET;

7) vârful de toamnă, a treia miercuri din octombrie anul trecut, ora 10:30 CET;

8) golul de toamnă, a doua duminică din octombrie anul trecut, ora 3:30 CET.

738. OST stabileşte modelul reţelei pe un an, pentru fiecare dintre scenariile elaborate în conformitate cu prezenta secţiune, utilizând cele mai bune estimări ale următoarelor variabile:

1) cererea de energie electrică;

2) condiţiile referitoare la contribuţia surselor regenerabile de energie;

3) poziţiile stabilite de import/export, inclusiv valorile de referinţă convenite care să permită fuzionarea;

4) modelul de producţie, cu un parc de producţie disponibil în întregime;

5) dezvoltarea reţelei pe un an.

739. La stabilirea modelului reţelei pe un an, OST are obligaţia de a echilibra, pentru fiecare scenariu, suma următoarelor elemente:

1) schimburile nete pe liniile electrice de interconexiune;

2) sarcina, estimând şi pierderile;

3) producţia.

740. OST include în modelul reţelei de un an puterile de ieşire agregate pentru instalaţiile de producere a energiei electrice conectate la sistemele de distribuţie. Aceste puteri de ieşire agregate trebuie să aibă următoarele caracteristici:

1) să fie în concordanţă cu datele structurale furnizate în conformitate cu cerinţele prevăzute privind schimbul de date;

2) să fie în concordanţă cu scenariile elaborate în conformitate cu prezenta secţiune;

3) să facă o distincţie cu privire la tipul de sursă de energie primară.

741. În cazul modificării de reţea, care este semnificativă pentru siguranţa în funcţionare, a celei mai bune estimări a variabilelor utilizate pentru determinarea modelului de reţea pe un an, stabilit în conformitate cu prevederile prezentei secţiuni, OST trebuie să actualizeze modelul de reţea pe un an.

 

Secţiunea 3

Modelul de reţea pe o zi şi intrazilnic

742. OST creează modelul de reţea pe o zi sau intrazilnic, în care include:

1) prognozele actualizate pentru producţie şi consum;

2) rezultatele disponibile ale proceselor de piaţă pe o zi şi intrazilnice;

3) rezultatele disponibile ale sarcinilor de planificare;

4) pentru instalaţiile de producere a energiei electrice racordate la sistemele de distribuţie, producţia de putere agregată activă diferenţiată în funcţie de sursă de energie primară potrivit datelor furnizate;

5) topologia actualizată a sistemului de transport.

743. Toate măsurile de remediere convenite deja se includ în modelul de reţea pe o zi şi intrazilnică şi trebuie să poată fi clar diferenţiate de injecţiile şi retragerile stabilite şi de topologia reţelei fără aplicarea măsurilor de remediere.

744. OST trebuie să evalueze acurateţea variabilelor din prezentă secţiune, comparându-le cu valorile lor reale şi ţinând seama de principiile stabilite pentru evaluarea şi gestionarea incertitudinilor legate de producţie şi de consum, luând în considerare o marjă de fiabilitate.

745. În cazul în care, în urma evaluării menţionate în prezentă secţiune, OST consideră că acurateţea variabilelor este insuficientă pentru a evalua siguranţa în funcţionare, el stabileşte cauzele acestei deficienţe. În cazul în care cauzele depind de procesele OST de stabilire a modelului de reţea, OST reexaminează aceste procese pentru a obţine rezultate mai precise. În cazul în care cauzele depind de variabile furnizare de alte părţi, OST cu respectivele părţi vor depune eforturi pentru a se asigura că variabilele respective sunt exacte.

 

Secţiunea 4

Controlul calităţii modelului de reţea

746. OST trebuie să efectueze controlul de calitate a modelului de reţea.

747. La efectuarea controlului de calitate a modelului de reţea OST verifică cel puţin următoarele elemente:

1) coerenţa statutului de conectare al liniilor de interconexiune cu alţi OST;

2) încadrarea valorilor tensiunii în valorile operaţionale admise pentru elementele sistemului de transport care au influenţă asupra altor zone de reglaj;

3) coerenţa suprasarcinilor tranzitorii admisibile pe liniile de interconexiune cu alţi OST;

4) compatibilitatea puterii active şi a puterii reactive injectate sau retrase cu valorile operaţionale.

 

TITLUL II

ANALIZA SIGURANŢEI ÎN FUNCŢIONARE

 

Secţiunea 1

Dispoziţii generale privind modelul reţelei

748. OST efectuează analiza a siguranţei în funcţionare cel puţin pentru următoarele intervale de timp:

1) pe un an;

2) pe o zi;

3) intrazilnic.

749. În scopul efectuării analizei ale siguranţei în funcţionare, OST trebuie, în fiecare situaţie cu N elemente în funcţiune să simuleze fiecare contingenţă din lista de contingenţe şi să verifice că, în situaţia cu (N-1) elemente în funcţiune, limitele de siguranţă în funcţionare definite nu sunt depăşite în zona sa de reglaj.

750. OST realizează analizele ale siguranţei în funcţionare utilizând modelele ale reţelei stabilite în conformitate cu Titlul I din prezenta PARTE şi ţine cont de retragerile din exploatare planificate atunci când efectuează aceste analize.

751. OST transmite rezultatele analizelor siguranţei în funcţionare pe care le-a efectuat cel puţin către OST ale căror elemente sunt incluse în zona de observabilitate a OST şi sunt afectate în conformitate cu această analiză a siguranţei în funcţionare, pentru a permite acestor OST să verifice dacă sunt respectate limitele de siguranţă în funcţionare în zonele lor de reglaj.

 

Secţiunea 2

Analiza siguranţei în funcţionare pe un an

752. OST efectuează analiza ale siguranţei în funcţionare pe un an în vederea depistării cel puţin a următoarelor restricţii:

1) fluxurile de putere şi tensiune care depăşesc limitele siguranţei în funcţionare;

2) încălcări ale limitelor de stabilitate ale sistemului de transport;

3) încălcarea pragurilor de scurtcircuit din sistemul de transport.

753. Atunci când depistează o posibilă restricţie, OST elaborează măsuri de remediere. Dacă nu sunt disponibile măsuri de remediere care nu presupun costuri şi restricţia este legată de indisponibilitatea planificată a unor active relevante, restricţia este constituită de o incompatibilitate a planificării retragerilor din exploatare, iar OST iniţiază coordonarea retragerilor din exploatare în conformitate cu prevederile Titlului III, în funcţie de perioada anului când se iniţiază această măsură.

 

Secţiunea 3

Analiza siguranţei în funcţionare pe o zi,

intrazilnică şi aproape în timp real

754. OST efectuează analiza siguranţei în funcţionare pe o zi, intrazilnică şi aproape în timp real pentru a depista posibilele restricţii şi pentru a pregăti şi pune în aplicare măsuri de remediere împreună cu alţi OST şi, după caz, cu OSD afectaţi.

755. OST monitorizează prognozele referitoare la consum şi la producţie. Atunci când aceste prognoze indică o abatere semnificativă a producţiei sau a consumului, OST îşi actualizează analiza siguranţei în funcţionare.

756. La efectuarea analizei în funcţionare aproape în timp real în zona sa de observabilitate, OST utilizează estimarea stării.

 

TITLUL III

COORDONAREA RETRAGERILOR DIN EXPLOATARE

 

Capitolul I

REGIUNILE DE COORDONARE A RETRAGERILOR DIN

EXPLOATARE, ACTIVELE RELEVANTE

 

Secţiunea 1

Scopul coordonării retragerilor din exploatare

757. OST efectuează coordonarea retragerilor din exploatare în conformitate cu principiile prezentului Capitol pentru a monitoriza starea de disponibilitate a activelor relevante şi coordonează planurile de disponibilitate pentru a asigura siguranţa în funcţionare a sistemului de transport.

758. OST împreună cu alţi OST, ale căror zona de observabilitate include SEE al RM, coordonează retragerile din exploatare, luând în calcul:

1) frecvenţa, amploarea şi tipul coordonării pentru, cel puţin, intervalul de timp pe un an;

2) modalităţi practice pentru validarea planurilor de disponibilitate a unui element de reţea relevant pe un an, astfel cum se prevede la Secţiunea 5 din Capitolul II.

759. OST participă la coordonarea retragerilor din exploatare din zona sa de observabilitate şi aplică procedurile operaţionale de coordonare stabilite în acorduri bilaterale.

760. În cazul în care apar incompatibilităţi de planificare între diferitele regiuni de coordonare a retragerilor din exploatare, toţi OS implicaţi trebuie să se coordoneze pentru a rezolva aceste incompatibilităţi.

761. OST furnizează tuturor OST ale căror zona de observabilitate include SEE al RM şi obţine de la OST din zona sa de observabilitate toate informaţiile relevante de care dispun cu privire la proiectele de infrastructură legate de sistemul de transport, de sistemele de distribuţie, de sistemele de distribuţie închise, de unităţile generatoare sau locurile de consum care pot avea un impact asupra operării zonei de reglaj.

762. OST furnizează OSD racordaţi la sistemul de transport şi aflaţi în zona sa de reglaj toate informaţiile relevante de care dispune cu privire la proiectele de infrastructură aferente sistemului de transport, care pot avea un impact asupra operării sistemului de distribuţie al acestor OSD.

 

Secţiunea 2

Metodologia de evaluare a relevanţei activelor pentru

coordonarea retragerilor din exploatare

763. Metodologia de evaluare a relevanţei activelor pentru coordonarea retragerilor din exploatare se bazează pe aspectele calitative şi cantitative care identifică impactul asupra zonei de reglaj al OST al stării de disponibilitate fie a unităţilor generatoare, fie a locurilor de consum, fie a elementelor de reţea care sunt situate într-un sistem de transport sau într-un sistem de distribuţie, inclusiv într-un sistem de distribuţie închis, şi care sunt legate direct sau indirect de zona de reglaj a unui alt OST şi, în special, pe:

1) aspectele cantitative legate de evaluarea modificărilor valorilor electrice (tensiuni, fluxuri de putere, unghiul rotoric) la cel puţin un element de reţea din zona de reglaj al OST, în urma schimbării stării de disponibilitate a unui potenţial activ relevant situat în altă zonă de reglaj. Această evaluare trebuie să se desfăşoare pe baza modelului reţelei pe un an;

2) pragurile de sensibilitate a valorilor electrice menţionate la sbp.1), faţă de care să se poată evalua relevanţa unui activ. Aceste praguri trebuie armonizate cel puţin pentru fiecare zonă sincronă;

3) capacitatea unităţilor generatoare sau a locurilor de consum potenţiale relevante de a se califica drept URS;

4) aspecte calitative precum dimensiunea şi proximitatea faţă de graniţele unei zone de reglaj ale unităţilor generatoare, locurilor de consum sau elementelor de reţea potenţiale relevante;

5) relevanţa sistematică a tuturor elementelor de reţea situate într-un sistem de transport sau într-un sistem de distribuţie care face legătura între diferite zone de reglaj;

6) relevanţa sistematică a tuturor elementelor critice de reţea.

764. OST evaluează relevanţa activelor prin calculul factorilor de influenţă a debitului de putere pe zona sa de control a elementelor de reţea, a unităţilor generatoare şi a locurilor de consum situate în afara zonei de control al OST şi conectate la sistemul de transport.

765. OST evaluează relevanţa activelor prin calculul factorilor de influenţă a debitului de putere pe zona sa de control a elementelor de reţea, a unităţilor generatoare şi a locurilor de consum situate în reţelele al OSD sau OSDI conectate la reţelele de transport, situate în afara zonei de control al OST cu condiţia că acestea sunt modelate în modelele de reţea generale utilizate pentru evaluare.

766. În cazul în care OST consideră că evaluarea factorilor de influenţă asupra fluxului de putere în zona sa de control nu va capta suficient elementele de reţea, unităţile generatoare şi locurile de consum care pot provoca variaţii semnificative ale tensiunii în zona sa de control, OST are dreptul de a utiliza factorii de influenţă asupra tensiunii în scopul determinării propunerii sale de active relevante.

767. În conformitate cu prevederile prezentei Secţiuni, OST informează OST din ţările vecine afectate în legătura cu decizia sa de a calcula factorii de influenţă asupra tensiunii pentru evaluarea influenţei asupra zonei sale de control a elementelor de reţea, a instalaţiilor de producere şi a locurilor de consum situate în afara zonei de control al OST şi conectate la sistemul de transport.

768. Relevante se consideră cel puţin toate activele următoare:

1) toate elementele al sistemului electroenergetic aflate în afara zonei de control şi au un factor de influenţă considerat relevant;

2) toate elemente din reţelele ale OST din ţările vecine care au factor de influenţă considerat relevant;

3) elementele cu influenta asupra stabilităţii dinamice al zonei de control al OST;

4) toate elementele ce interconectează zona de control al OST cu zonele de control al OST din ţările vecine.

769. Împreună cu OST din ţările vecine, OST poate include în propunerea sa de active relevante:

1) combinaţii a mai multor elemente de reţea în afara zonei sale de control ale căror deconectarea simultană poate ameninţa securitatea zonei sale de control;

2) elemente de reţea situate în afara zonei de control al OST, a căror întrerupere poate avea un impact asupra funcţionării sistemelor HVDC între zonele sincrone;

3) elemente de reţea situate în afara zonei de control al OST, ale căror deconectare poate avea un impact asupra funcţionării zonei sale de control, stabilităţii sistemului electroenergetic, funcţionării protecţiilor şi evaluării scurt-circuitelor.

770. În cazul în care deţinătorul al elementului de reţea care urmează să fie inclus în lista activelor relevante nu este de acord cu o astfel de abordare, OST trebuie să utilizeze metoda de evaluare a relevanţei activelor în scopul stabilirii relevanţei acestor elemente pentru coordonarea retragerilor din exploatare.

 

Secţiunea 3

Tratamentul activelor relevante aflate într-un sistem de distribuţie

sau într-un sistem de distribuţie închis

771. OST este responsabil de planificarea retragerilor din exploatare pentru fiecare element de reţea pe care îl gestionează.

772. OST coordonează cu OSD planificarea retragerilor din exploatare ale activelor relevante interne racordate la sistemul său de distribuţie.

773. OST coordonează cu OSDI planificarea retragerilor din exploatare ale activelor relevante interne racordate la sistemul său de distribuţie.

 

Capitolul II

ELABORAREA ŞI ACTUALIZAREA PLANURILOR DE DISPONIBILITATE

A ACTIVELOR RELEVANTE

 

Secţiunea 1

Dispoziţii generale privind planurile de disponibilitate

774. Starea de disponibilitate a unui activ trebuie să fie una dintre următoarele:

1) „disponibil” când activul relevant este gata şi capabil să furnizeze serviciul, indiferent dacă este sau nu în funcţiune;

2) „indisponibil” când activul relevant nu este gata şi nu este capabil să furnizeze serviciul;

775. Planurile de disponibilitate cuprind cel puţin următoarele informaţii:

1) motivul stării „indisponibil” a unui activ;

2) în cazul în care sunt identificate aceste situaţii, condiţiile care trebuie îndeplinite înainte de aplicarea stării „indisponibil” a unui activ în timp real;

3) timpul necesar pentru a readuce în funcţiune un activ, atunci când este necesar, pentru a menţine siguranţa în funcţionare.

776. Starea de disponibilitate a fiecărui activ relevant în intervalul de timp pe un an trebuie să fie prevăzută cu declaraţia de disponibilitate.

777. În cazul în care programele de producţie şi de consum sunt transmise OST în temeiul Secţiunii 1 din Capitolul V, perioada stărilor de disponibilitate trebuie să fie în concordanţă cu aceste programe.

 

Secţiunea 2

Furnizarea propunerilor de plan de disponibilitate pe un an

778. Înainte de data de 1 septembrie a fiecărui an calendaristic, fiecare OSD sau OSDI prezintă OST un plan de disponibilitate care să acopere anul calendaristic următor pentru fiecare dintre activele sale relevante.

779. OST examinează cererile de modificare a unui plan de disponibilitate atunci când le primeşte. Când acest lucru nu este posibil, OST examinează cererile de modificare a unui plan de disponibilitate după finalizarea coordonării retragerilor din exploatare pe un an.

780. OST examinează cererile de modificare a unui plan de disponibilitate după finalizarea coordonării retragerilor din exploatare pe un an:

1) cu respectarea ordinii în care au fost primite cererile de modificare;

2) cu aplicarea procedurii stabilite în conformitate cu Secţiunea 7.

 

Secţiunea 3

Evaluarea propunerilor de plan de disponibilitate pe un an

781. OST evaluează într-un interval pe un an dacă din planurile de disponibilitate primite în conformitate cu Secţiunea 2 decurg incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare.

782. Atunci când constată existenţa unor incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare, OST implementează următorul proces:

1) informează fiecare parte afectată despre condiţiile pe care trebuie să le îndeplinească pentru a atenua incompatibilităţile în planificarea retragerilor din exploatare constatate;

2) OST poate solicita ca unul sau mai multe părţi să prezinte un plan alternativ de disponibilitate care să îndeplinească condiţiile menţionate la sbp.1);

3) OST repetă evaluarea în conformitate cu prevederile prezentei Secţiuni pentru a stabili dacă persistă vreo incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare.

783. În urma unei cereri din partea OST în conformitate cu pct.782 sbp.782.2), în cazul în care partea afectată nu reuşeşte să depună un plan de disponibilitate alternativ menit să atenueze toate incompatibilităţile în planificarea retragerilor din exploatare, OST elaborează un plan de disponibilitate alternativ care trebuie:

1) să ia în considerare impactul raportat de părţile afectate, precum şi după caz, de OSD sau de OSDI;

2) să limiteze evoluţia planului de disponibilitate alternativ la ceea ce este strict necesar pentru a atenua incompatibilităţile legate de planificarea retragerilor din exploatare;

3) să notifice părţile afectate cu privire la planul de disponibilitate alternativ, inclusiv la motivele pentru elaborarea acestuia, precum şi la impactul raportat de părţile afectate.

 

Secţiunea 4

Furnizarea planurilor preliminare de disponibilitate pe un an

784. Înainte de data de 15 septembrie a fiecărui an calendaristic, pentru fiecare activ intern relevant aflat într-un sistem de distribuţie, OST coordonează cu OSD planul preliminar de disponibilitate pe un an.

785. Înainte de data de 15 septembrie a fiecărui an calendaristic, pentru fiecare activ intern relevant aflat într-un sistem de distribuţie închis, OST coordonează cu OSDI planul preliminar de disponibilitate pe un an.

786. Înainte de data de 15 septembrie a fiecărui an calendaristic, sau într-un alt termen stabilit în acorduri bilaterale, OST furnizează OST din ţările vecine planurile preliminare de disponibilitate pentru anul calendaristic următor pentru toate activele interne relevante.

787. Înainte de data de 15 noiembrie a fiecărui an calendaristic, sau într-un alt termen stabilit în acorduri bilaterale, OST obţine de la OST din ţările vecine planurile coordonate de disponibilitate pentru anul calendaristic următor pentru toate activele interne relevante.

 

Secţiunea 5

Validarea planurilor de disponibilitate pe un an

în zonele de observabilitate

788. OST verifică dacă apar incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare atunci când ţine cont de toate planurile preliminare de disponibilitate pe un an.

789. În absenţa unor incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare, OST validează planurile de disponibilitate pe un an pentru toate activele relevante din respectiva zona de observabilitate.

790. În cazul în care OST detectează o incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare, OST implicaţi din zonele de observabilitate în cauză identifică împreună o soluţie, utilizând mijloacele pe care le au la dispoziţie şi respectând pe cât posibil planurile de disponibilitate prezentate de părţile afectate în conformitate cu prevederile Secţiunii 3. Dacă se identifică o soluţie, toţi OST din zona de observabilitate în cauză trebuie să actualizeze şi să valideze planurile de disponibilitate pe un an pentru toate activele relevante.

791. Dacă nu se identifică o soluţie pentru o incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare, OST are următoarele obligaţii:

1) aduce forţat la starea „disponibil” toate stările „indisponibil” sau „în test” pentru activele relevante implicate în planificare a unei retrageri din exploatare pe perioada în cauză;

2) notifică măsurile luate OSD sau OSDI afectaţi, inclusiv justificarea acestor măsuri, impactul raportat de către părţile afectate.

 

Secţiunea 6

Planul final de disponibilitate pe un an

792. Înainte de data de 1 decembrie a fiecărui an calendaristic, OST:

1) finalizează coordonarea retragerilor din exploatare pe un an ale activelor interne relevante;

2) finalizează planurile de disponibilitate a activelor sale interne relevante.

793. Înainte de data de 1 decembrie a fiecărui an calendaristic, OST furnizează OSD relevant planurile sale finale de disponibilitate pe un an a fiecărui activ intern relevant aflat într-un sistem de distribuţie.

794. Înainte de data de 1 decembrie a fiecărui an calendaristic, OST furnizează OSDI relevant planurile sale finale de disponibilitate pe un an a fiecărui activ intern relevant aflat într-un sistem de distribuţie închis.

 

Secţiunea 7

Actualizarea planului final de disponibilitate pe un an

795. OST trebuie să poată lansa o procedură pentru modificarea planului final de disponibilitate pe un an în perioada dintre finalizarea coordonării retragerilor din exploatare pe un an şi executarea sa în timp real.

796. OSD şi OSDI trebuie să poată depune la OST o cerere de modificare a planului final de disponibilitate pe un an a activelor relevante din sfera sa de responsabilitate.

797. În cazul unei cereri de modificare, se aplică următoarea procedură:

1) OST confirmă primirea cererii şi evaluează cât mai curând posibil dacă modificarea determină apariţia unor incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare;

2) în cazul în care se depistează incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare, OST identifică o soluţie, dacă este cazul, împreună cu alte părţi implicate, utilizând mijloacele aflate la dispoziţia lor;

3) dacă nu s-a depistat nicio incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare sau dacă nu persistă nicio incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare, OST validează modificarea solicitată, informând în consecinţă toate părţile afectate şi actualizând planul final de disponibilitate pe un an;

4) în cazul în care nu se găseşte nicio soluţie pentru incompatibilităţile în planificarea retragerilor din exploatare, OST respinge modificarea solicitată.

798. Atunci când OST intenţionează să modifice planul final de disponibilitate pe un an a unui activ care întră într-o zonă de observabilitate a altui OST, el iniţiază procedura următoare:

1) OST elaborează o propunere de modificare a planului de disponibilitate pe un an, inclusiv o evaluare a măsurii în care aceasta ar putea conduce la incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare, şi îşi prezintă propunerea tuturor OST implicaţi;

2) dacă se constată incompatibilităţi în planificarea retragerilor din exploatare, OST implicaţi din a căror zonă de observabilitate face parte echipamentul vizat, identifică o soluţie împreună cu OST solicitant şi dacă este cazul, cu OSD şi OSDI, utilizând mijloacele aflate la dispoziţia acestora;

3) dacă nu s-a depistat nicio incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare sau dacă se identifică o soluţie la incompatibilitatea în planificarea retragerilor din exploatare, OST respectivi validează modificarea solicitată, informează în consecinţă toate părţile afectate şi actualizează planul final de disponibilitate pe un an;

4) dacă nu se identifică nicio soluţie la incompatibilităţile în planificarea retragerilor din exploatare, OST trebuie să îşi anuleze procedura de modificare.

 

Capitolul III

EXECUTAREA PLANULUI DE DISPONIBILITATE

 

Secţiunea 1

Procedura de tratare a retragerilor forţate din exploatare

799. OST elaborează o procedură pentru a remedia situaţia în care o retragere forţată din exploatare i-ar periclita siguranţa în funcţionare. Procedura trebuie să permită OST să se asigure că stările „disponibil” sau „indisponibil” ale altor active relevante din zona sa de reglaj pot fi schimbate în „indisponibil” sau, respectiv, „disponibil”.

800. OST trebuie să urmeze procedura prevăzută la pct.799 numai în cazul în care nu se ajunge la niciun acord cu părţile implicate în ceea ce priveşte soluţiile pentru retragerile forţate din exploatare.

801. Atunci când iniţiază procedura, OST trebuie să respecte, în măsura posibilului, limitările tehnice ale activelor relevante.

802. Operatorul cărui aparţine activul relevant notifică către OST şi, în cazul în care este racordat la un sistem de distribuţie sau la un sistem de distribuţie închis, către OSD sau OSDI, retragerea forţată din exploatare a unuia sau mai multora dintre activele sale relevante cât mai repede posibil după începutul retragerii forţate din exploatare.

803. La notificarea retragerii forţate din exploatare, operatorul trebuie să furnizeze următoarele informaţii:

1) motivul pentru care are lor retragerea forţată din exploatare;

2) durata preconizată a retragerii forţate din exploatare;

3) dacă este cazul, impactul retragerii forţate din exploatare asupra stării de disponibilitate a altor active relevante pentru care este operatorul.

804. În cazul în care OST constată că una sau mai multe retrageri forţate din exploatare ar putea scoate sistemul de transport din starea normală de funcţionare, el informează operatorul sau operatorii afectaţi cu privire la termenul în care siguranţa în funcţionare nu mai poate fi menţinută decât dacă activul sau activele lor relevante în retragere forţată din exploatare revin la starea „disponibil”. Operatorii informează OST dacă sunt capabili să respecte termenul respectiv şi furnizează justificări întemeiate dacă nu sunt în măsură să respecte acest termen.

 

Secţiunea 2

Executarea în timp real a planurilor de disponibilitate

805. Fiecare gestionar al unei instalaţii de producere a energiei electrice se asigură că toate unităţile generatoare pe care le deţine şi care sunt declarate în starea „disponibil” sunt pregătite pentru producţia de energie electrică în conformitate cu capacităţile lor tehnice declarate, atunci când este necesar pentru a menţine siguranţa în funcţionare, cu excepţia cazului de retragere forţată din exploatare.

806. Fiecare gestionar al unei instalaţii de producere a energiei electrice se asigură că nicio unitate generatoare pe care o deţine şi care este declarată în starea „indisponibil” nu produce energie electrică.

807. Fiecare gestionar al unui loc de consum se asigură că niciun loc de consum pe care îl deţine şi care este declarat în starea „indisponibil” nu consumă energie electrică.

808. Fiecare gestionar al unui element de reţea relevant se asigură că toate elementele de reţea relevante pe care le deţine şi care sunt declarate în starea „disponibil” sunt pregătite pentru transportul de energie electrică în conformitate cu capacităţile lor tehnice declarate atunci când este necesar, pentru a menţine siguranţa în funcţionare, cu excepţia cazurilor de retragere forţată din exploatare.

809. Fiecare gestionar al unui element de reţea relevant se asigură că niciun element de reţea relevant pe care îl deţine şi care este declarat în starea „indisponibil” nu transportă energie electrică.

810. Atunci când OST constată că executarea unei stări „indisponibil” sau „în test” a unui activ relevant determină sau ar putea determina ieşirea sistemului de transport din starea normală de funcţionare, acesta transmite gestionarului elementului relevant de reţea, dacă este racordat la sistemul de transport, sau OSD ori OSDI dacă este racordat la un sistem de distribuţie sau la un sistem de distribuţie închis, dispoziţii să amâne executarea stării „indisponibil” sau „în test” a respectivului activ relevant conform instrucţiunilor sale şi în măsura în care este posibil, respectând totodată limitele tehnice şi de siguranţă.

 

Capitolul IV

SERVICII TEHNOLOGICE DE SISTEM

 

Secţiunea 1

Servicii tehnologice de sistem

811. OST verifică disponibilitatea serviciilor tehnologice de sistem.

812. În ceea ce priveşte serviciile de putere activă şi reactivă şi în coordonare cu alţi OST implicaţi, dacă este cazul, OST:

1) concepe, instituie şi gestionează achiziţiile de servicii tehnologice de sistem;

2) monitorizează, dacă nivelul şi localizarea serviciilor tehnologice de sistem disponibile permit asigurarea siguranţei în funcţionare;

3) utilizează toate mijloacele disponibile eficiente din punct de vedere economic şi fezabile pentru a obţine nivelul necesar de servicii tehnologice de sistem.

813. OST comunică nivelul disponibil al rezervelor de putere activă altor OST, la cerere.

 

Secţiunea 2

Servicii tehnologice de sistem pentru puterea reactivă

814. Pentru fiecare interval de planificare operaţională, OST trebuie să evalueze, faţă de propriile prognoze, dacă serviciile sale tehnologice de sistem pentru puterea reactivă disponibile sunt suficiente pentru a menţine siguranţa în funcţionare a sistemului de transport.

815. Pentru a spori eficienţa funcţionării elementelor sistemului de transport, OST monitorizează:

1) capacităţile disponibile de putere reactivă ale instalaţiilor de producere a energiei electrice;

2) capacităţile disponibile de putere reactivă ale locurilor de consum racordate la sistemul de transport;

3) capacităţile disponibile de putere reactivă ale OSD;

4) echipamentele racordate la sistemul de transport disponibile pentru furnizarea puterii reactive.

816. În cazul în care nivelul serviciilor tehnologice de sistem pentru puterea reactivă nu este suficient pentru a menţine siguranţa în funcţionare, OST:

1) informează OST învecinaţi;

2) pregăteşte şi activează măsuri de remediere.

 

Capitolul V

PROGRAMARE

 

Secţiunea 1

Notificarea programelor

817. Fiecare operator de sistem, producător sau alt terţ, care şi-a asumat responsabilitatea de echilibrare faţă de OST, au responsabilitatea de a transmite către OST următoarele programe:

1) programele de producţie;

2) programele de consum;

3) programele pentru schimburile comerciale interne;

4) programele pentru schimburile comerciale externe.

818. Notificare programelor se realizează cu luarea în considerare a prevederilor Titlului V din Regulile pieţei energiei electrice, aprobate de Agenţie.

 

Secţiunea 2

Programarea UP/CD

819. Operatorul de transport şi de sistem elaborează în urma unui proces de consultare publică şi aprobare de către ANRE şi publică pe pagina proprie de internet procedurile necesare în scopul funcţionării bune ale pieţei energiei electrice.

820. Procedurile elaborate de OST trebuie să fie conforme cu cerinţele Legii nr.107/2016 cu privire la energia electrică şi actele normative de reglementare aprobate de către Agenţie.

 

Secţiunea 2

Declaraţii de Disponibilitate

821. Fiecare participant la piaţa de echilibrare care au în exploatare UP/CD trebuie să transmită OST Declaraţii de Disponibilitate. Transmiterea Declaraţiilor de Disponibilitate face obiectul unei proceduri elaborate şi consultate public şi aprobate de OST, cu condiţia avizării de către Agenţie.

822. Declaraţii de Disponibilitate pentru o/un UP/CD pentru ziua D se transmit la OST în conformitate cu procedura indicată la pct.821.

823. Declaraţia de Disponibilitate (în continuare – DD) conţine cel puţin următoarele informaţii:

1) puterea disponibilă a fiecărei UP, separat pentru fiecare ID din fiecare D;

2) consumul minim şi maxim comandabil al fiecărui CD, separat pentru fiecare ID din fiecare D;

3) motivaţii şi detalii (inclusiv numărul cererii aprobate de dispecer) privind reducerile orare de disponibilitate ale fiecărei UP/CD;

4) UP care produc energie electrică din energie eoliană, UP care produc energie electrică din energie solară, precum şi CD sunt exceptate de la furnizarea motivaţiilor.

824. Verificarea formei şi conţinutului DD se face de către sistemul pieţei de echilibrare (în continuare – sistemul PEE), iar confirmarea este transmisă emitentului de către OST într-un format standard.

825. Dacă DD pentru o UP într-un interval de dispecerizare (în continuare – ID) indică o capacitate mai mică decât puterea maximă a UP, prevăzută ca dată de configuraţie în sistemul PEE, sau dacă nu există nicio DD în sistemul PEE pentru UP respectivă pentru ziua D, atunci OST verifică existenţa unei motivaţii. Dacă aceasta nu există, OST refuză DD pentru UP respectivă, iar emitentul este informat prin intermediul sistemului PEE. Procesul se reia până la validarea DD de către OST.

 

Subsecţiunea 2

Notificările Fizice

826. NF conţin cel puţin următoarele informaţiile specificate în Regulile pieţei energiei electrice, aprobate de Agenţie.

1) codul de identificare al PRE care a transmis respectiva NF;

2) ziua de livrare şi date separate pentru fiecare ID din respectiva D, şi anume:

a) producţia planificată netă ajustată la ieşirea din centrala electrică, pentru fiecare UP;

b) producţia planificată netă, agregată pe tip de producere, pentru unităţile generatoare care nu sunt UP;

c) consumul planificat pentru fiecare CD.

d) prognoza agregată de consum pentru toţi consumători de energie electrică care nu sunt CD.

e) schimburi-bloc cu alte PRE-uri, separat pentru fiecare PRE cu care s-au stabilit schimburi-bloc;

f) exporturile şi importurile stabilite cu alte ţări, separat pentru fiecare zonă de tranzacţionare de frontieră şi fiecare participant la piaţa energiei electrice.

827. Fiecare PRE transmite la OST NF pentru toate producţii, consumuri şi schimburi-bloc pentru un ID al zilei de livrare în termenii prevăzuţi în RPEE.

828. Modul şi termenii de transmitere a NF către OST se realizează conform procedurii prevăzute la pct.821.

829. O NF este considerată transmisă în momentul intrării şi validării în sistemul PEE.

830. Sistemul PEE verifică îndeplinirea condiţiilor de respectare a formatului NF şi condiţiilor de validare, prevăzute în procedura aplicabilă. Dacă sistemul PEE nu acceptă o NF, această este considerată nulă şi PRE care a transmis-o primeşte o notificare de eroare.

 

Subsecţiunea 3

Modificarea Notificărilor Fizice

831. Modificarea NF aprobate este permisă numai în următoarele cazuri:

1) în cazul selectării de către OST pe PEE a unei perechi preţ-cantitate (emiterii unei dispoziţii de dispecer);

2) în cazul reducerilor de putere accidentale ale UP, parţiale sau totale, anunţate la OST, fără modificarea schimburilor bloc, importurilor sau exporturilor aprobate anterior;

3) în cazul constatării şi corectării unor erori ale schimburilor-bloc, în intervalul destinat corecţiilor.

832. NF care au fost modificate conform prevederilor prezentei secţiuni înlocuiesc NF aprobate anterioare, se aplică pentru ID în D corespunzătoare şi constituie obligaţii ferme pentru respectiva PRE.

 

Subsecţiunea 4

Validarea Notificărilor Fizice

833. Toate notificările fizice sunt supuse verificării din punct de vedere al corectitudinii conţinutului. În cazul depistării unei erori, emitentul este notificat.

834. Fiecare NF este verificată dacă aceasta este completă, se analizează corectitudinea, coerenţa şi fezabilitatea fiecărei NF şi ale ansamblului acestora, verificând dacă:

1) există egalitatea schimburilor-bloc reciproce între PRE pe fiecare ID;

2) producţia programată pe fiecare UP se încadrează în DD al UP pentru aceeaşi D şi acelaşi ID;

3) consumul programat al fiecărui CD se încadrează în DD al CD pentru aceeaşi D şi acelaşi ID;

4) schimburile de energie cu alte sisteme (exportul şi importul) se încadrează în capacitatea de schimb alocată pentru fiecare participant la piaţă pentru care respectiva PRE şi asumat responsabilitatea, pe fiecare graniţă şi direcţie, cît şi există egalitate a schimburilor reciproce cu agenţii din alte ţări vecine, pentru fiecare ID;

5) sunt respectate limitele definite de caracteristicile tehnice ale unităţilor de producţie dispecerizabile şi/sau consumătorilor dispecerizabili.

835. Modul de validare a NF în conformitate cu prevederile prezentei secţiuni se realizează de către OST conform procedurii prevăzute în pct.821.

836. Fiecare participant la piaţă depune toate eforturile în vederea adaptării producţiei şi/sau a încheierii de tranzacţii de vânzare şi/sau cumpărare de energie electrică astfel încât suma dintre producţie, import şi achiziţie să fie egală cu suma dintre consum, export şi vânzare la nivelul fiecărui ID.

837. Realizarea sistematică de NF în dezechilibru, precum şi transmiterea cu bună ştiinţă de informaţii false în cadrul NF de către o PRE, care să indice în mod fals existenţa echilibrului, se consideră nerespectare a prevederilor Codului de Reţea, RPEE şi este comunicată de către OST la ANRE, în vederea sancţionării conform legii.

838. În cazul unor nepotriviri între schimburi-bloc reciproce ale PRE constatate în ultimele NF, PRE în cauză sunt atenţionate. Dacă acestea nu reuşesc să corecteze NF în intervalul destinat corecţiilor, definit în procedurile relevante, OST ia următoarele măsuri:

1) dacă sensul prevăzut în NF de către fiecare din cele două PRE ale schimburilor-bloc dintre ele este acelaşi, cantitatea corespunzătoare schimburilor-bloc între cele două PRE este considerată egală cu cea mai mică dintre două valori;

2) dacă NF ale celor două PRE prevăd schimburi-bloc dintre ele în sensuri diferite sau numai una dintre PRE a prevăzut în NF schimburi-bloc cu cealaltă, cantitatea corespunzătoare schimburilor-bloc între cele două PRE este considerată zero.

În cazul unor nepotriviri între importurile sau exporturile cu agenţii din alte ţări vecine sau insuficienţă de capacitate alocată pentru NF transmise, PRE în cauză sunt atenţionate. Dacă acestea nu reuşesc să corecteze NF în intervalul destinat corecţiilor, definit în procedurile relevante, OST ia măsuri în conformitate cu acordurile încheiate cu OST din ţările vecine.

839. OST nu este responsabil pentru consecinţele economice ale corecţiilor NF realizate conform prevederilor prezentei subsecţiuni.

840. Orice NF acceptată în sistemul pieţei de echilibrare, inclusiv cea modificată de OST conform regulilor anterioare, devine notificare fizică aprobată.

841. NF aprobate reprezintă obligaţii ferme pentru PRE respectiv, ele putând fi modificate doar în cazurile prevăzute la Subsecţiunea 2 din Secţiunea curentă.

 

Secţiunea 3

Compensarea dezechilibrelor în D-1

842. În ziua D-1, după închiderea porţilor de transmitere a notificărilor fizice şi ofertelor zilnice în sistemul PEE, OST analizează pentru fiecare interval orar al Zilei de Livrare:

1) puterea notificată pentru fiecare UP, CD, anumite unităţi nedispecerizabile şi pe întreg sistemul electroenergetic;

2) schimburile-bloc, consumul şi producţia agregată pe fiecare PRE;

3) prognoza de consum al sistemului electroenergetic;

4) schimburile notificate cu sistemele electroenergetice vecine.

843. Cu ajutorul datelor de la punctul precedent se analizează şi se determină:

1) rezerva pentru restabilirea manuală a frecvenţei de creştere la vârful de sarcină;

2) rezerva pentru restabilirea manuală a frecvenţei de scădere pentru golul de sarcină;

3) dezechilibrul orar la nivelul sistemului electroenergetic;

4) dezechilibrul mediu orar la nivelul sistemului electroenergetic.

844. OST decide modul de realizare a programării UP şi/sau CD în ziua D-1 pentru ziua D cu sau fără pornirea/oprirea de UP, dacă constată că cel puţin una din următoarele condiţii:

1) dezechilibrul dintre notificarea fizică a producţiei pe întreg sistemul electroenergetic şi consumul prognozat plus schimburile externe programate depăşeşte, pe cele 24 de ore, valoarea stabilită reieşind din posibilitatea compensării acesteia prin intermediul selectărilor şi activării ofertelor de pornire pe piaţa energiei de echilibrare, după termenul limită de transmitere a notificărilor fizice (H-1);

2) dezechilibrul orar în anumite ore depăşeşte valoarea stabilită reieşind din posibilitatea compensării acesteia prin intermediul selectărilor pe piaţa energiei de echilibrare, după termenul limită de transmitere a notificărilor fizice (H-1);

3) nu există suficientă rezervă pentru restabilirea manuală a frecvenţei şi rezervă de înlocuire, şi este îndeplinită, analizând situaţia disponibilităţii grupurilor generatoare din sistemul electroenergetic, după caz prognoza producţiei eoliene şi fotovoltaice.

845. Pornirea/oprirea de UP se face în ordinea de merit pe PEE, corespunzător ordinii de merit la creştere pentru pornire şi corespunzător ordinii de merit pentru la descreştere la oprire.

846. Dacă nu se pornesc/opresc UP, atunci echilibrarea SEE se face utilizând selecţiile de energii la creştere/scădere din ofertele de rezervă de înlocuire conform ordinii de merit pe PEE.

847. Selectarea în D-1 a energiilor de echilibrare din ofertele de rezervă de înlocuire se face, de regulă, după selectarea benzilor de reglaj pentru restabilirea automată a frecvenţei.

848. Dacă se pornesc/opresc UP şi se constată că producţia programată pe SEE nu profilează curba de consum prognozată plus schimburile externe (curba de sarcina), OST selectează (în ziua D-1), în limita posibilităţilor, din ofertele de rezervă de înlocuire la creştere sau scădere după caz, energiile necesare echilibrării.

849. NF fizice iniţiale plus selecţiile făcute de OST în ziua D-1 devin programul de funcţionare al UP şi/sau CD pentru ziua D.

850. În ziua D, în funcţie de situaţia reală, dispecerul al OST dispune, utilizând ordinea de merit pe PEE, încărcarea/descărcarea corespunzătoare a UP şi/sau CD, respectiv pornirea/oprirea corespunzătoare a UP.

851. Tranzacţiile finale pe PEE sunt cele rezultate în urma cumulării procesului de programare în ziua D-1, cu tranzacţiile corespunzătoare procesului de selectare de către dispecerul al OST în ziua D.

852. Procesul de programare a UP/CD are în vedere cel puţin următoarele aspecte tehnice de siguranţă a funcţionării:

1) se va prefera menţinerea în rezervă a unor UP termice faţă de oprirea altora, chiar dacă acest lucru nu respectă întocmai ordinea de merit, pentru a evita creşterea nejustificată a numărului de porniri/opriri de UP termice;

2) se va prefera menţinerea în funcţiune a unor UP termice faţă de pornirea altora, chiar dacă acest lucru nu respectă întocmai ordinea de merit, pentru a evita creşterea nejustificată a numărului de porniri/opriri de UP termice;

3) volumul opririlor/pornirilor de UP termice se va stabili astfel încât să existe suficientă rezervă pentru restabilirea manuală a frecvenţei de creştere şi rezervă de înlocuire de creştere la orele de vârf de sarcină;

4) volumul opririlor/pornirilor de UP termice se va stabili astfel încât să existe suficientă rezervă pentru restabilirea manuală a frecvenţei de scădere şi rezervă de înlocuire de scădere la orele de gol de sarcină.

853. În procesul de programare se vor lua în considerare şi alte aspecte cu influenţă asupra siguranţei funcţionării cum ar fi: ce zi urmează zilei D de programare (zi cu consum mai mare sau mai mic decât ziua D, sărbători oficiale, evenimente importante cu influenţa asupra consumului etc.), ce UP/CD urmează a se disponibiliza în ziua D+1 ş.a.

854. Toate operaţiile descrise în prezentă Secţiune sunt înregistrate la OST cu eticheta de timp şi numele operatorului.

 

Secţiunea 4

Coerenţa programelor

855. OST trebuie să verifice dacă programele de producţie, de consum şi de schimburi comerciale externe sunt echilibrate.

856. OST trebuie să verifice că toate programele de schimburi cu alte sisteme în capacitate de schimb agregată sunt echilibrate. În cazul în care apare o nepotrivire şi OST nu cade de acord în privinţa programului schimburilor cu un alt OST în capacitate de schimb agregată, se aplică valoarea cea mai mică.

 

Secţiunea 5

Furnizarea de informaţii către alţi OST

857. La cererea unui alt OST, OST solicitat calculează şi furnizează:

1) programele schimburilor cu alte sisteme în capacitate de schimb agregată;

2) poziţie netă a zonei.

858. Atunci când este necesar pentru crearea modelului comun de reţea, OST furnizează unui OST al ţării vecine:

1) programele de producţie;

2) programele de consum.

 

Capitolul VI

ADECVANŢA

 

Secţiunea 1

Analiza adecvanţei zonei de reglaj

859. OST trebuie să efectueze analiza adecvanţei zonei de reglaj evaluând posibilitatea ca suma producţiei din zona sa de reglaj şi a capacităţilor de import să corespundă consumului total din zona sa de reglaj în diferite scenarii operaţionale, ţinând seama de nivelul necesar al rezervelor de putere activă.

860. Atunci când efectuează analiza adecvanţei zonei de reglaj, OST:

1) utilizează cele mai recente planuri de disponibilitate şi cele mai recente date disponibile pentru:

a) capacităţile unităţilor generatoare;

b) capacitatea interzonală;

c) potenţialul consum comandabil.

2) ia în considerare contribuţia energiei produse din surse regenerabile şi a consumului de energie electrică;

3) evaluează probabilitatea şi durata estimată a unei absenţe a adecvanţei şi preconizează cantitatea de energie nefurnizată ca urmare a unei astfel de absenţe.

861. OST îşi actualizează analiza adecvanţei zonei de reglaj dacă detectează vreo modificare probabilă a stării de disponibilitate a unităţilor generatoare, a estimărilor de consum, a estimărilor pentru sursele de energie regenerabile sau a capacităţilor interzonale, care ar putea influenţa semnificativ adecvanţa preconizată.

862. Cât mai curând posibil după evaluarea absenţei adecvanţei în zona sa de reglaj, OST informează în acest sens OST vecini şi orice altă parte afectată.

 

Secţiunea 2

Analiza adecvanţei zonei de reglaj în intervalul pe

o zi şi în intervalul intrazilnic

863. OST efectuează o analiză a adecvanţei zonei de reglaj în intervalul de timp pe o zi şi în intervalul intrazilnic pe baza următoarelor elemente:

1) programele menţionate la Secţiunea 1 din Capitolul V;

2) consumul preconizat;

3) producţia preconizată din surse regenerabile de energie;

4) rezervele de putere activă;

5) capacităţile de import şi de export coerente cu capacităţile interzonale calculate, acolo unde este cazul;

6) capacităţile unităţilor generatoare;

7) capacităţile locurilor de consum cu consumul comandabil.

864. OST evaluează:

1) nivelul minim de import şi nivelul maxim de export compatibil cu adecvanţa zonei sale de reglaj;

2) durata preconizată a unei eventuale absenţe a adecvanţei;

3) cantitatea de energie care nu este furnizată în absenţa adecvanţei.

 

PARTEA A PATRA

REGLAJUL FRECVENŢĂ-PUTERE ŞI REZERVELE

[Partea a patra introdusă prin Hot. ANRE nr.656 din 21.12.2021, în vigoare 07.01.2022]

 

TITLUL I

CALITATEA FRECVENŢEI

 

Secţiunea 1

Parametrii care definesc calitatea frecvenţei

865. Parametrii şi valorile de bază care definesc calitatea frecvenţei sunt:

1) frecvenţa nominală – 50 Hz;

2) domeniul de frecvenţă standard – ± 50 mHz;

3) abaterea maximă a frecvenţei instantanee – 800 mHz;

4) abaterea maximă de frecvenţă în regim staţionar – 200 mHz;

5) durata de restabilire a frecvenţei – 15 minute;

6) timpul de declanşare a stării de alertă – 5 minute.

866. Parametrul-ţintă pentru calitatea frecvenţei este numărul maxim de minute în afara domeniului de frecvenţă standard pe an cu o valoare da bază de 15000.

867. OST este în drept de a propune, valori diferite de valorile de bază, în condiţiile în care noile valori sunt stabilite la nivelul zonei sincrone sau blocului din care face parte sistemul electroenergetic naţional.

868. OST propune şi întreprinde toate măsurile necesare întru respectarea valorilor parametrilor care definesc calitatea frecvenţei.

 

Secţiunea 2

Parametrii-ţintă pentru ARRF şi criteriile de evaluare a calităţii

frecvenţei în cadrul unui bloc RFP

869. În cazul în care sistemul electroenergetic naţional este parte a unui bloc RFP, în acordul operaţional în blocul RFP, un OST din blocul RFP este desemnat ca responsabil cu monitorizarea blocului RFP.

870. OST va include în acordul operaţional în blocul RFP, valorile parametrilor-ţintă pentru ARRF.

871. Procesul de aplicare a criteriilor trebuie să cuprindă:

1) colectarea datelor de evaluare a calităţii frecvenţei;

2) calculul criteriilor de evaluare a calităţii frecvenţei.

872. OST furnizează OST responsabil cu monitorizarea blocului RFP valorile măsurate din sistemul electroenergetic naţional necesare în vederea colectării datelor pentru evaluarea calităţii frecvenţei din blocul RFP.

873. Precizia de măsurare a datelor referitoare la ARRF instantanee trebuie să fie de cel puţin 1 mHz.

874. OST are dreptul de a solicita de la utilizatorii de sistem implicaţi în echilibrarea sistemului, informaţiile necesare pentru a monitoriza comportamentul de consum şi de producţie legat de dezechilibre. Aceste informaţii pot cuprinde:

1) valoarea de referinţă a puterii active cu marcă de timp pentru operarea în timp real şi în viitor;

2) producţia totală de putere activă cu marcă de timp.

875. OST conlucrează cu OST din cadrul blocului RFP întru elaborarea şi întreprinderea măsurilor necesare întru respectarea valorilor parametrilor care definesc calitatea frecvenţei şi ale parametrilor-ţintă pentru calitatea frecvenţei.

 

Secţiunea 3

Perioada de variaţie a sarcinii

876. Perioada de variaţie a sarcinii pentru calculul ARZ este definită după cum urmează:

1) momentul de început al perioadei de variaţie a sarcinii este cu 5 minute în prealabil momentului modificării valorii programate a puterii de schimb;

2) momentul de sfârşit al perioadei de variaţie a sarcinii este cu 5 minute ulterior momentului modificării valorii programate a puterii de schimb;

3) durata perioadei de variaţie a sarcinii este 10 minute, variaţia având caracter linear.

 

 

877. Perioada de variaţie a sarcinii se va aplica pentru orice modificare a valorii programate a puterii de schimb, ca urmarea tranzacţiilor pe piaţa energiei electrice, tranzacţionare în contrapartidă, redispecerizare, şi altele.

878. Pentru prevenirea abaterilor neintenţionate a frecvenţei şi acţiuni majore de reglaj în condiţiile normale de funcţionare, OST va urma strict timpii de modificare a valorii programate a puterii de schimb. În particular este necesar asigurarea pornirii capacităţilor de generare într-un mod eşalonat.

 

TITLUL II

STRUCTURA REGLAJULUI FRECVENŢĂ-PUTERE

 

Secţiunea 1

Structura de bază

879. OST este responsabil de punerea în aplicare a structurii reglajului frecvenţă-putere în sistemul electroenergetic naţional şi operează în conformitate cu aceasta.

880. Structura reglajului frecvenţă-putere include:

1) o structură de activare;

2) o structură de responsabilitate.

 

Secţiunea 2

Structura de activare şi de responsabilitate

881. Structura de activare include:

1) un proces de stabilizare a frecvenţei PSF;

2) un proces de restabilire a frecvenţei PRR.

882. Structura de activare a procesului poate include:

1) un proces de înlocuire a rezervelor PIR;

2) un proces de compensare a dezechilibrului;

3) un proces de activare a RRF transfrontaliere;

4) un proces de activare a RI transfrontaliere

883. OST evaluează necesarul de infrastructură tehnică pentru implementarea şi operarea proceselor menţionate.

884. OST calculează şi monitorizează în mod continuu transferul de putere activă în timp real în sistemul electroenergetic.

885. OST are următoarele responsabilităţi:

1) monitorizează în permanenţă ARRF;

2) implementează şi operează un PRF;

3) întreprinde acţiuni în vederea îndeplinirii parametrilor-ţintă pentru calitatea frecvenţei;

4) întreprinde acţiuni l în vederea îndeplinirii parametrilor-ţintă pentru ARRF;

5) au dreptul de a implementa una sau mai multe dintre procesele menţionate în secţiunea dată; implementează şi operează un PSF.

886. OST îndeplineşte următoarele activităţi aferente infrastructurii proceselor de reglaj:

1) asigură un nivel suficient de calitate şi disponibilitate al calculului ARRF;

2) efectuează monitorizarea în timp real a calităţii calculului ARRF;

3) ia măsuri în caz de calcul eronat al ARRF;

4) în cazul în care ARRF este determinată de ARZ, efectuează o monitorizare ex-post a calităţii calculului ARRF prin compararea ARRF cu valorile de referinţă, cel puţin o dată pe an.

887. OST precizează în acordurile/convenţiile operaţionale cu utilizatorii de sistem şi OSD repartizarea responsabilităţilor întru respectarea obligaţiei prevăzute în secţiunea dată.

888. OST specifică, în acordurile/convenţiile operaţionale cu utilizatorii de sistem şi OSD implicaţi în procesele sus menţionate, cerinţele minime privind disponibilitatea, fiabilitatea şi redundanţa infrastructurii tehnice:

1) acurateţea, rezoluţia, disponibilitatea şi redundanţa valorilor măsurate, ale fluxurilor de putere activă şi ale liniilor de interconexiune virtuale;

2) disponibilitatea şi redundanţa sistemelor de comandă digitală;

3) disponibilitatea şi redundanţa sistemelor infrastructurii de comunicaţii şi

4) protocoalele de comunicaţie.

889. OST este în drept de a stabili cerinţe suplimentare faţă de cele menţionate privind disponibilitatea, fiabilitatea şi redundanţa infrastructurii tehnice.

890. OST are dreptul de a forma un bloc RFP cu alţi OST.

 

Secţiunea 3

Procesul de stabilizare a frecvenţei

891. Obiectivul de reglaj al PSF este stabilizarea frecvenţei sistemului prin activarea RSF.

892. Caracteristica generală a activării RSF reflectă o scădere monotonă a activării RSF ca funcţie a abaterii de frecvenţă.

893. OST este responsabil de implementarea în sistemul electroenergetic naţional a procesului de stabilizare a frecvenţei.

894. Utilizatorii de sistem calificaţi pentru procesul de stabilizare a frecvenţei vor coopera cu OST întru implementarea procesului şi asigurarea RSF conform indicaţiilor OST.

 

Secţiunea 3

Procesul de restabilire a frecvenţei

895. Obiectivul de reglaj al PRF este:

1) reglarea ARRF spre valoarea zero pe durata de restabilire a frecvenţei;

2) a înlocui treptat RSF activate prin activarea RRF.

896. ARRF este:

1) ARZ, în cazul funcţionării sistemului electroenergetic naţional în cadrul unei zone sincrone formată din mai multe zone RFP;

2) abaterea de frecvenţă, în cazul funcţionării izolate.

897. ARZ se calculează ca fiind suma dintre produsul factorului K stabilit pentru sistemul electroenergetic şi abaterea frecvenţei, plus diferenţa dintre:

1) fluxul total de putere activă la linia de interconexiune şi la linia de interconexiune virtuală;

2) valoarea programată a puterii de schimb.

898. OST este responsabil de implementarea în sistemul electroenergetic naţional a procesului de stabilizare a frecvenţei şi asigurarea disponibilităţii RRF.

899. OST implementează un proces automat de restabilire a frecvenţei („aRRF”) şi un proces manual de restabilire a frecvenţei („mRRF”).

900. Un aRRF trebuie operat în mod buclă închisă atunci când ARRF reprezintă valoarea de intrare şi valoarea de referinţă pentru activarea RRF automate reprezintă valoarea de ieşire. Valoarea de referinţă pentru activarea RRF automate se calculează de către un singur regulator central frecvenţă-putere, operat de OST în sistemul electroenergetic naţional. Regulatorul central frecvenţă-putere de schimb:

1) este un regulator automat conceput să reducă ARRF la zero;

2) are un comportament proporţional-integral;

3) are un algoritm de reglaj care împiedică termenul integral al unui regulator proporţional-integral să acumuleze abaterea de reglaj şi să depăşească domeniul de reglaj;

4) are funcţionalităţi pentru modurile operaţionale extraordinare în cazul funcţionării în starea de alertă şi în cea de urgenţă.

901. Un mRRF se operează prin instrucţiunile de activare manuală a RRF în vederea îndeplinirii obiectivului de reglaj.

902. În cazul formării unui bloc RFP cu alţi operatori, pe lângă implementarea aPRF în sistemul electroenergetic naţional, OST de comun cu OST din bloc, este în drept de a stabili şi preciza în acordul operaţional în blocul RFP, un OST din cadrul blocului, care:

1) să calculeze şi să monitorizeze ARRF din întregul bloc RFP;

2) să ia în considerare ARRF din întregul bloc RFP la calculul valorii de referinţă pentru activarea aRRF, în plus faţă de ARRF din zona sa RFP.

 

Secţiunea 4

Procesul de înlocuire a rezervelor

903. Obiectivul de reglaj al PIR trebuie să îndeplinească cel puţin unul dintre următoarele obiective prin activarea RI:

1) înlocuirea treptată a RRF activate;

2) susţinerea activării RRF;

904. PIR se operează prin instrucţiunile de activare manuală a RI în vederea îndeplinirii obiectivului de reglaj.

 

Secţiunea 5

Procesul de compensare a dezechilibrelor

905. Obiectivul de reglaj al procesului de compensare a dezechilibrelor vizează reducerea cantităţii de activări simultane a RRF contrare în diverse zone RFP participante prin transferul de putere la compensarea dezechilibrelor.

906. OST are dreptul de a implementa procesul de compensare a dezechilibrelor cu alţi OST din alte sisteme electroenergetice, prin încheierea unui acord de compensare a dezechilibrelor.

907. OST implementează procesul de compensare a dezechilibrelor în aşa fel încât acesta să nu afecteze:

1) stabilitatea PSF;

2) stabilitatea PRF şi PIR;

3) siguranţa în funcţionare.

908. OST implementează transferul de putere la compensarea dezechilibrelor între zonele RFP în cel puţin una dintre următoarele modalităţi:

1) prin definirea fluxurilor de putere activă pe o linie de interconexiune virtuală care va fi inclusă în calculul ARRF;

2) prin ajustarea fluxurilor de putere activă prin liniile de interconexiune HVDC.

909. OST implementează transferul de putere la compensarea dezechilibrelor astfel încât să nu se depăşească cantitatea reală a RRF activate, necesară pentru reglarea la zero a ARRF, fără transfer de putere la compensarea dezechilibrelor.

 

Secţiunea 6

Procesul de activare a RRF transfrontaliere

910. Obiectivul de reglaj al procesului de activare a RRF transfrontaliere este acela de a permite OST să efectueze PRF prin transferul de putere la restabilirea frecvenţei cu alte sisteme electroenergetice.

911. OST are dreptul de a pune în aplicare procesul de activare a RRF cu alţi OST din alte sisteme electroenergetice, prin încheierea unui acord de activare a RRF transfrontaliere.

912. OST implementează procesul de activare a RRF transfrontaliere în aşa fel încât acesta să nu afecteze:

1) stabilitatea PSF;

2) stabilitatea PRF şi PIR şi

3) siguranţa în funcţionare.

913. OST implementează transferul de putere la restabilirea frecvenţei între zonele RFP printr-una dintre următoarele modalităţi:

1) definirea unui flux de putere activă pe o linie de interconexiune virtuală care este inclusă în calculul ARRF în cazul în care activarea RRF se face automat;

2) adaptarea unei valori programate a puterii de schimb sau definirea unui flux de putere activă pe o linie de interconexiune virtuală între zonele RFP în care activarea RRF se face manual;

3) ajustarea fluxurilor de putere activă prin liniile de interconexiune HVDC.

914. Procesul de activare a RRF transfrontaliere trebuie să includă un mecanism de rezervă care să asigure că transferul de putere la restabilirea frecvenţei este zero sau este limitat la o valoare la care poate fi garantată siguranţa în funcţionare.

 

Secţiunea 7

Procesul de activare a RI transfrontaliere

915. Obiectivul de reglaj al procesului de activare a RI transfrontaliere este acela de a permite unui OST să efectueze PIR prin valoarea programată a puterii de schimb cu alte sisteme electroenergetice.

916. OST are dreptul de a implementa procesul de activare a RI transfrontaliere cu alţi OST din alte sisteme electroenergetice, prin încheierea unui acord de activare a RI transfrontaliere.

917. OST implementează procesul de activare a RI transfrontaliere în aşa fel încât acesta să nu afecteze:

1) stabilitatea PSF;

2) stabilitatea PRF şi PIR;

3) siguranţa în funcţionare.

918. OST implementează valoarea programată a puterii de schimb între zonele RFP prin cel puţin una dintre următoarele modalităţi:

1) stabilirea fluxurilor de putere activă pe o linie de interconexiune virtuală care este inclusă în calculul ARRF;

2) ajustarea unei valori programate a puterii de schimb; sau

3) ajustarea fluxurilor de putere activă prin liniile de interconexiune HVDC.

919. Procesul de activare a RI transfrontaliere trebuie să includă un mecanism de rezervă care să asigure că valoarea programată a puterii de schimb este zero sau este limitată la o valoare la care poate fi garantată siguranţa în funcţionare.

 

TITLU III

OPERAREA REGLAJULUI FRECVENŢĂ-PUTERE

 

Secţiunea 1

Stările sistemului legate de frecvenţa sistemului

920. OST gestionează zona sa de reglaj utilizând rezerve suficiente crescătoare sau descrescătoare de putere activă, care pot include rezerve partajate sau schimbate, pentru a face faţă dezechilibrelor dintre cerere şi ofertă din sistemul electroenergetic. OST reglează ARRF, în vederea atingerii calităţii necesare a frecvenţei, în cooperare cu toţi OST din aceeaşi zonă sincronă.

921. OST monitorizează aproape în timp real programele de producţie şi de schimb, fluxurile de putere, injecţiile în punctele nodale şi retragerile din punctele nodale, precum şi alţi parametri din zona sa de reglaj care sunt relevanţi pentru anticiparea unui risc de abatere de frecvenţă şi ia, în coordonare cu alţi OST din zona sa sincronă, măsuri pentru a limita efectele negative ale acestora asupra echilibrului dintre producţie şi consum.

922. OST asigură un schimb de date în timp real cu alţi OST din aceeaşi zonă sincronă, care include cel puţin:

1) starea sistemului;

2) datele de măsurare în timp real a ARRF din blocurile RFP.

923. OST defineşte în acordurile operaţionale cu alţi OST din aceeaşi zonă sincronă:

1) normele comune pentru operarea reglajului frecvenţă-putere şi în starea normală de funcţionare şi în starea de alertă;

2) procedurile operaţionale pentru cazurile de epuizare a RRF sau RI; În aceste proceduri operaţionale, OST are dreptul de a solicita modificări ale producţiei sau consumului de putere activă al unităţilor generatoare şi al unităţilor consumatoare;

3) procedurile operaţionale pentru starea de alertă cauzată de încălcarea limitelor de frecvenţă a sistemului. Procedurile operaţionale vizează reducerea abaterii de frecvenţă din sistem pentru readucerea stării sistemului la starea normală de funcţionare şi pentru limitarea riscului de intrare în starea de urgenţă. Procedurile operaţionale includ dreptul OST de a devia de la obligaţiile prevăzute la art.892 1);

4) măsurile care permit OST să reducă în mod activ abaterea de frecvenţă prin activarea transfrontalieră a rezervelor;

5) măsurile pentru reducerea ARRF prin modificări ale producţiei sau consumului de putere activă al unităţilor generatoare sau al unităţilor consumatoare.

924. Dacă sistemul este în stare de alertă din cauza rezervelor insuficiente de putere activă, OST în strânsă cooperare cu alţi OST din zona sincronă şi cu OST din alte zone sincrone, iau măsuri pentru a restabili şi înlocui nivelurile necesare ale rezervelor de putere activă. În acest scop, OST are dreptul de a solicita modificări ale producţiei sau consumului de putere activă al unităţilor generatoare sau al unităţilor consumatoare din sistemul electroenergetic naţional pentru a reduce sau pentru a elimina încălcarea cerinţelor privind rezerva de putere activă.

 

TITLU IV

REZERVE PENTRU STABILIZAREA FRECVENŢEI

 

Secţiunea 1

Dimensionarea RSF

925. OST, de comun acord cu alţi OST din aceiaşi zonă sincronă din care face parte sistemul electroenergetic naţional, specifică în acordurile operaţionale, reguli de dimensionare a RSF.

926. Valoarea RSF necesară a fi asigurată în sistemul electroenergetic naţional este stabilită în conformitate cu obligaţia de RSF care revine sistemului electroenergetic naţional în cadrul zonei sincrone din care face parte. Valoarea RSF necesară a fi asigurată în sistemul electroenergetic naţional se notifică Agenţiei.

 

Secţiunea 2

Cerinţe tehnice minime pentru RSF

927. OST se asigură că RSF au proprietăţile următoare:

1) Efectul maxim combinat al insensibilităţii inerente a răspunsului la abaterile de frecvenţă şi al posibilei benzi moarte voluntare a acestui răspuns la nivelul regulatorului unităţilor furnizoare de RSF sau grupurilor furnizoare de RSF – 10 mHz;

2) Durata de activare integrală a RSF – 30 secunde;

3) Abaterea de frecvenţă pentru activarea integrală a RSF – ± 200 mHz;

4) Durata minima de menţinere a RSF – 15 minute.

928. OST de comun acord cu alţi OST din aceiaşi zonă sincronă are dreptul de a specifica, în acordurile operaţionale de zonă sincronă, proprietăţi comune suplimentare ale RSF necesare pentru a asigura siguranţa în funcţionare în zona sincronă.

929. OST are dreptul de a stabili cerinţe suplimentare pentru grupurile furnizoare de RSF pentru a asigura siguranţa în funcţionare. Aceste cerinţe suplimentare trebuie să se bazeze pe motive tehnice, cum ar fi distribuţia geografică a unităţilor generatoare sau a unităţilor consumatoare care aparţin unui grup furnizor de RSF. Furnizorul de RSF se asigură că este posibilă monitorizarea activării RSF la unităţile furnizoare de RSF din cadrul unui grup furnizor de rezerve.

930. OST are dreptul de a exclude grupurile furnizoare de RSF de la furnizarea RSF pentru a asigura siguranţa în funcţionare. Această excludere trebuie să se bazeze pe motive tehnice, cum ar fi distribuţia geografică a unităţilor generatoare sau a unităţilor consumatoare care aparţin unui grup furnizor de RSF.

931. Fiecare unitate furnizoare de RSF şi fiecare grup furnizor de RSF respectă proprietăţile necesare pentru RSF şi orice alte proprietăţi sau cerinţe suplimentare şi activează RSF convenite prin intermediul unui regulator proporţional care reacţionează la abateri de frecvenţă sau care este bazat pe o funcţie monotonă hibridă pe intervale cu caracteristica putere-frecvenţă liniară în cazul RSF activate prin releu.

932. OST se asigură că reacţia combinată a RSF din cadrul sistemului electroenergetic naţional respectă următoarele cerinţe:

1) activarea RSF nu este întârziată artificial şi începe cât de curând posibil după o abatere de frecvenţă;

2) în cazul unei abateri de frecvenţă mai mare sau egală cu 200 mHz, cel puţin 50% din capacitatea totală RSF se furnizează după cel mult 15 secunde;

3) în cazul unei abateri de frecvenţă mai mare sau egală cu 200 mHz, 100% din capacitatea totală RSF se furnizează după cel mult 30 de secunde;

4) în cazul unei abateri de frecvenţă mai mare sau egală cu 200 mHz, activarea capacităţii totale RSF creşte cel puţin liniar de la 15 la 30 de secunde;

5) în cazul în care abaterea de frecvenţă este mai mică de 200 mHz, capacitatea RSF aferentă activată este cel puţin proporţională cu acelaşi comportament temporal menţionat la sbp.1)-4).

933. OST monitorizează contribuţia la PSF şi activarea RSF în ceea ce priveşte RSF obligatoriu stabilită în cadrul zonei sincrone din care face parte sistemul electroenergetic naţional, inclusiv unităţile furnizoare de RSF şi grupurile furnizoare de RSF. Fiecare furnizor de RSF pune la dispoziţia OST, pentru fiecare dintre unităţile sale furnizoare de RSF şi grupurile sale furnizoare de RSF, cel puţin următoarele informaţii:

1) statutul cu marcaj temporal care să indice dacă RSF sunt activate sau dezactivate;

2) datele cu marcaj temporal referitoare la puterea activă necesare pentru a verifica activarea RSF, inclusiv datele cu marcaj temporal privind puterea activă instantanee;

3) statismul regulatorului pentru unităţile generatoare de tip C şi D, care acţionează ca unităţi furnizoare de RSF, sau parametrul său echivalent pentru grupurile furnizoare de RSF care sunt formate din unităţi generatoare de tip A şi/sau de tip B, şi/sau din unităţi consumatoare cu reglajul puterii active la consumul comandabil.

934. Fiecare furnizor de RSF are dreptul să agrege datele respective pentru mai mult de o unitate furnizoare de RSF în cazul în care puterea maximă a unităţilor agregate este mai mică de 1,5 MW şi este posibilă o verificare clară a activării RSF.

935. La cererea OST, furnizorul de RSF pune la dispoziţie, în timp real, informaţiile solicitate, cu o rezoluţie temporală de cel puţin 10 secunde.

936. La cererea OST şi dacă este necesar pentru verificarea activării RSF, furnizorul de RSF pune la dispoziţie informaţiile solicitate privind instalaţiile tehnice care fac parte din aceeaşi unitate furnizoare de RSF.

 

Secţiunea 3

Procesul de calificare prealabilă pentru RSF

937. OST elaborează o procedură de calificare prealabilă pentru RSF. Procedura se publică pe pagina web oficială a OST.

938. Un potenţial furnizor de RSF trebuie să demonstreze OST că respectă cerinţele tehnice şi cerinţele suplimentare prin încheierea cu succes a procesului de calificare prealabilă a potenţialelor unităţi furnizoare de RSF sau grupuri furnizoare de RSF.

939. Calificarea unităţilor furnizoare de RSF sau a grupurilor furnizoare de RSF este reevaluată:

1) cel puţin o dată la cinci ani;

2) în cazul în care cerinţele de disponibilitate sau de ordin tehnic ale echipamentelor s-au schimbat;

3) în cazul modernizării echipamentelor legate de activarea RSF.

940. La solicitarea OST producătorii vor prezenta informaţia necesară şi vor realiza testele necesare pentru procesul de calificare pentru RSF.

 

Secţiunea 4

Furnizarea de RSF

941. OST asigură disponibilitatea cel puţin a RSF obligatorii convenite între toţi OST din aceeaşi zonă sincronă.

942. OST de comun acord cu OST din aceiaşi zonă sincronă stabilesc, cel puţin o dată pe an, dimensiunea factorului K din zona sincronă.

943. OST de comun acord cu OST din aceiaşi zonă sincronă determină, în acordul operaţional de zonă sincronă, cotele factorului K pentru sistemul electroenergetic naţional.

944. Un furnizor de RSF trebuie să garanteze disponibilitatea neîntreruptă a RSF, cu excepţia unei retrageri forţate din exploatare a unei unităţi furnizoare de RSF, în perioada de timp în care este obligată să furnizeze RSF.

945. Fiecare furnizor de RSF informează OST, cât mai curând posibil, despre modificările disponibilităţii reale a unităţii furnizoare de RSF şi/sau a grupului furnizor de RSF, în întregime sau în parte, relevante pentru rezultatele calificării prealabile.

946. OST asigură sau impune furnizorilor săi de RSF să asigure că pierderea unei unităţi furnizoare de RSF nu pune în pericol siguranţa în funcţionare prin:

1) limitarea cotei de RSF furnizate de fiecare unitate furnizoare de RSF la 5% din capacitatea de rezervă pe RSF necesară pentru toată zona sincronă din care face parte sistemul electroenergetic naţional;

2) rezervarea integrală a RSF în cazul în care aceasta este repartizată doar pe o unitate furnizoare de RSF;

3) înlocuirea RSF care devin indisponibile din cauza unei retrageri forţate din exploatare sau a indisponibilităţii unei unităţi furnizoare de RSF ori unui grup furnizor de RSF cât mai curând posibil din punct de vedere tehnic şi în conformitate cu condiţiile stabilite de OST.

947. Perioada minimă de activare care trebuie asigurată de furnizorii de RSF este de minim 15 minute şi maxim 30 minute.

 

TITLUL V

REZERVE PENTRU RESTABILIREA FRECVENŢEI

 

Secţiunea 1

Dimensionarea RRF

948. OST de comun acord cu OST din blocul RFP din care face parte sistemul electroenergetic naţional, stabileşte regulile de dimensionare a RRF în acordul operaţional de bloc RFP.

949. Regulile de dimensionare a RRF trebuie să includă sau să ţină cont de cel puţin următoarele:

1) capacitatea de rezervă necesară de RRF a blocului RFP pe baza cel puţin a unei metodologii probabilistice pe baza unor înscrisuri istorice consecutive cuprinzând cel puţin valorile istorice pentru dezechilibrul de bloc RFP;

2) incidentului de referinţă, care este cel mai mare dezechilibru ce ar putea rezulta dintr-o variaţie instantanee a puterii active a unei singure unităţi generatoare, a unui singur loc de consum sau a unei singure linii de interconexiune HVDC sau din declanşarea unei linii de curent alternativ în blocul RFP;

3) raportul dintre RRF automate, RRF manuale, durata de activare completă a RRF automate şi durata de activare completă a RRF manual;

4) capacitatea de rezervă pozitivă pe RRF, care nu poate fi mai mică decât incidentul de dimensionare pozitiv al blocului RFP;

5) capacitatea de rezervă negativă pe RRF, care nu poate fi mai mică decât incidentul de dimensionare negativ al blocului RFP;

6) eventualele limitări geografice pentru distribuţia acesteia în interiorul blocului RFP şi eventualele limitări geografice pentru orice schimb sau partajare de rezerve cu alte blocuri RFP, în scopul respectării limitelor de siguranţă în funcţionare;

7) capacitatea de rezervă pozitivă pe RRF sau o combinaţie a capacităţii de rezervă pe RRF şi RI este suficientă pentru a acoperi dezechilibrele pozitive din blocul RFP cel puţin 99% din timp, pe baza înscrisurilor istorice;

8) capacitatea de rezervă negativă pe RRF sau o combinaţie a capacităţii de rezervă pe RRF şi RI este suficientă pentru a acoperi dezechilibrele negative din blocul RFP cel puţin 99% din timp, pe baza înscrisurilor istorice;

950. OST de comun acord cu OST din blocul RFP din care face parte sistemul electroenergetic naţional, stabileşte în acordul operaţional în blocul RFP repartizarea specifică a responsabilităţilor între OST aferente RRF stabilite pentru întreg blocul.

951. OST trebuie să aibă o capacitate de rezervă suficientă pe RRF, în orice moment.

 

Secţiunea 2

Cerinţe tehnice minime pentru RRF

952. Cerinţele tehnice minime pentru RRF sunt următoarele:

1) o unitate furnizoare de RRF sau un grup furnizor de RRF trebuie să activeze RRF în conformitate cu valoarea de referinţă primită de la OST;

2) o unitate furnizoare de RRF sau un grup furnizor de RRF pentru RRF automate trebuie să aibă o temporizare a activării RRF automate care să nu depăşească 30 de secunde;

3) un furnizor de RRF se asigură că este posibilă monitorizarea activării RRF la unităţile furnizoare de RRF din cadrul unui grup furnizor de rezerve. În acest scop, furnizorul de RRF trebuie să poată furniza către OST valori măsurate în timp real la punctul de racordare sau la un alt punct de interacţiune convenit cu OST în ceea ce priveşte:

a) producţia programată de putere activă cu marcă de timp;

b) puterea activă instantanee cu marcă de timp pentru:

– fiecare unitate furnizoare de RRF;

– fiecare grup furnizor de RRF şi

– fiecare unitate generatoare sau unitate consumatoare a unui grup furnizor de RRF cu producţia maximă de putere activă mai mare sau egală cu 1,5 MW;

4) o unitate furnizoare de RRF sau un grup furnizor de RRF pentru RRF automate trebuie să îşi poată activa capacitatea completă de rezervă pe RRF automate pe durata de activare completă a RRF automate;

5) o unitate furnizoare de RRF sau un grup furnizor de RRF pentru RRF manuale trebuie să îşi poată activa capacitatea completă de rezervă pe RRF manuale pe durata de activare completă a RRF manuale;

6) un furnizor de RRF trebuie să îndeplinească cerinţele privind disponibilitatea RRF;

7) o unitate furnizoare de RRF sau un grup furnizor de RRF trebuie să îndeplinească cerinţele privind viteza de variaţie a sarcinii în blocul RFP.

953. OST de comun acord cu OST din blocul RFP din care face parte sistemul electroenergetic naţional, specifică cerinţele privind disponibilitatea RRF şi cerinţele privind controlul calităţii la unităţile furnizoare de RRF şi grupurile furnizoare de RRF din blocul lor RFP în acordul operaţional în blocul RFP.

954. OST trebuie să adopte cerinţele tehnice pentru racordarea unităţilor furnizoare de RRF şi a grupurilor furnizoare de RRF pentru a asigura furnizarea RRF în condiţii de siguranţă şi de securitate.

955. Fiecare furnizor de RRF trebuie:

1) să se asigure că unităţile furnizoare de RRF şi grupurile furnizoare de RRF îndeplinesc cerinţele tehnice minime pentru RRF, cerinţele privind disponibilitatea RRF şi cerinţele privind viteza de variaţie a sarcinii.

2) să îşi informeze OST despre o reducere a disponibilităţii reale a unităţii sale furnizoare de RRF sau a grupului furnizor de RRF sau a unei părţi a acestuia din urmă, cât de curând posibil.

956. OST asigură monitorizarea conformităţii cu cerinţele tehnice minime pentru RRF, cu cerinţele privind disponibilitatea RRF, cu cerinţele privind viteza de variaţie a sarcinii şi cu cerinţele de racordare prin intermediul unităţilor furnizoare de RRF şi al grupurilor furnizoare de RRF.

 

Secţiunea 3

Procesul de calificare prealabilă pentru RRF

957. OST elaborează şi aprobă o procedură de calificare prealabilă pentru RRF. Procedura se publică pe pagina web oficială a OST.

958. Un potenţial furnizor de RRF trebuie să demonstreze OST că respectă cerinţele tehnice minime privind RRF, cerinţele privind disponibilitatea RRF, cerinţele privind viteza de variaţie a sarcinii şi cerinţele de racordare, prin încheierea cu succes a procesului de calificare prealabilă a potenţialelor unităţi furnizoare de RRF sau a potenţialelor grupuri furnizoare de RRF.

959. Un potenţial furnizor de RRF depune o cerere oficială la OST, însoţită de informaţiile obligatorii referitoare la potenţialele unităţi furnizoare de RRF sau grupuri furnizoare de RRF. În termen de 8 săptămâni de la data primirii cererii, OST trebuie să confirme dacă cererea este completă. În cazul în care OST consideră că cererea este incompletă, el solicită informaţii suplimentare, iar potenţialul furnizor de RRF prezintă informaţiile suplimentare solicitate în termen de 4 săptămâni de la primirea cererii. În cazul în care potenţialul furnizor de RRF nu furnizează informaţiile solicitate în termenul menţionat, se consideră că cererea a fost retrasă.

960. În termen de 3 luni de la confirmarea de către OST a faptului că cererea este completă, OST trebuie să evalueze informaţiile furnizate şi să decidă dacă potenţialele unităţi furnizoare de RRF sau grupuri furnizoare de RRF îndeplinesc criteriile pentru o calificare prealabilă pentru RRF. OST notifică decizia sa potenţialului furnizor de RRF.

961. Calificarea unităţilor furnizoare de RRF sau a grupurilor furnizoare de RRF este reevaluată:

1) cel puţin o dată la cinci ani şi

2) în cazul în care cerinţele tehnice sau de disponibilitate a echipamentelor s-au schimbat.

962. Pentru a asigura siguranţa în funcţionare, OST are dreptul de a exclude grupurile furnizoare de RRF de la furnizarea de RRF pe baza unor argumente tehnice, cum ar fi distribuţia geografică a unităţilor generatoare sau a unităţilor consumatoare care aparţin unui grup furnizor de RRF.

 

TITLUL VI

REZERVE DE ÎNLOCUIRE

 

Secţiunea 1

Dimensionarea RI

963. OST gestionează procesul de înlocuire a rezervelor.

964. OST de comun acord cu OST din blocul RFP din care face parte sistemul electroenergetic naţional, definesc regulile de dimensionare a RI în acordul operaţional în blocul RFP.

965. Regulile de dimensionare a RI cuprind cel puţin următoarele cerinţe:

1) trebuie să existe suficientă capacitate de rezervă pozitivă pe RI pentru a înlocui cantitatea necesară de RRF pozitive.

2) trebuie să existe suficientă capacitate de rezervă negativă pe RI pentru a înlocui cantitatea necesară de RRF negative.

3) trebuie să existe suficientă capacitate de rezervă pe RI, atunci când aceasta este luată în considerare la dimensionarea capacităţii de rezervă pe RRF în vederea respectării obiectivului de calitate ARRF, şi

4) respectarea siguranţei în funcţionare într-un bloc RFP pentru determinarea capacităţii de rezervă pe RI.

966. OST de comun acord cu OST din blocul RFP din care face parte sistemul electroenergetic naţional, pot reduce capacitatea de rezervă pe RI a blocului RFP care rezultă din procesul de dimensionare a RI, prin elaborarea unui acord de partajare a RI pentru respectiva capacitate pe RI cu alte blocuri de RFP. OST limitează reducerea capacităţii sale de rezervă pe RI pentru ca:

1) să garanteze că încă poate să îşi îndeplinească parametrii-ţintă pentru ARRF;

2) să se asigure că nu este pusă în pericol siguranţa operaţională;

3) să se asigure că reducerea capacităţii de rezervă pe RI nu depăşeşte restul de capacitate de rezervă pe RI a blocului RFP.

967. OST de comun acord cu OST din blocul RFP din care face parte sistemul electroenergetic naţional, specifică în acordul operaţional în blocul RFP repartizarea responsabilităţilor între OST pentru implementarea regulilor de dimensionare a RI.

968. OST trebuie să dispună în orice moment de o capacitate de rezervă suficientă pe RI în conformitate cu regulile de dimensionare a RI. OST precizează, în acordul operaţional în blocul RFP, o procedură de escaladare pentru situaţiile de risc grav de capacitate de rezervă insuficientă pe RI.

 

Secţiunea 2

Cerinţe tehnice minime pentru RI

969. Unităţile de furnizare a RI şi grupurile de furnizare a RI trebuie să respecte următoarele cerinţe tehnice minime:

1) activarea RI potrivit valorii de referinţă primite de la OST;

2) activarea capacităţii complete de rezervă pe RI pe durata de activare definită de către OST;

3) dezactivarea RI potrivit valorii de referinţă primite de la OST;

4) un furnizor de RI se asigură că este posibilă monitorizarea activării RI la unităţile furnizoare de RI din cadrul unui grup furnizor de rezerve. În acest scop, furnizorul de RI trebuie să poată furniza către OST valori măsurate în timp real la punctul de racordare sau la un alt punct de interacţiune convenit cu OST în ceea ce priveşte:

a) producţia programată de putere activă cu marcă de timp, pentru fiecare unitate furnizoare de RI sau grup furnizor de RI şi pentru fiecare unitate generatoare sau unitate consumatoare a unui grup furnizor de RI cu producţia maximă de putere activă mai mare sau egală cu 1,5 MW;

b) puterea activă instantanee cu marcă de timp, pentru fiecare unitate furnizoare de RI sau grup furnizor de RI şi pentru fiecare unitate generatoare sau unitate consumatoare a unui grup furnizor de RI cu producţia maximă de putere activă mai mare sau egală cu 1,5 MW;

5) îndeplinirea cerinţelor privind disponibilitatea RI.

970. OST de comun acord cu OST din blocul RFP din care face parte sistemul electroenergetic naţional specifică cerinţele privind disponibilitatea RI şi cerinţele privind controlul calităţii la unităţile furnizoare de RI şi grupurile furnizoare de RI în acordul operaţional în blocul RFP.

971. OST trebuie să adopte cerinţele tehnice pentru racordarea unităţilor furnizoare de RI şi a grupurilor furnizoare de RI pentru a asigura furnizarea RI în condiţii de siguranţă şi de securitate, potrivit descrierii procesului de calificare prealabilă.

972. Fiecare furnizor de RI:

1) se asigură că unităţile furnizoare de RI şi grupurile furnizoare de RI îndeplinesc cerinţele tehnice minime pentru RI şi cerinţele privind disponibilitatea RI;

2) informează OST despre o reducere a disponibilităţii reale sau o retragere forţată din exploatare a unităţii sale furnizoare de RI sau a grupului furnizor de RI sau a unei părţi a acestuia din urmă, cât de curând posibil.

973. OST asigură monitorizarea conformităţii şi respectarea cerinţelor tehnice pentru RI, cerinţelor privind disponibilitatea RI şi cerinţelor de racordare în ceea ce priveşte unităţile sale furnizoare de RI şi grupurile sale furnizoare de RI.

 

Secţiunea 3

Procesul de calificare prealabilă pentru RI

974. OST elaborează un proces de calificare prealabilă pentru RI şi clarifică şi pune la dispoziţia publicului detalii cu privire la acesta.

975. Un potenţial furnizor de RI trebuie să demonstreze OST că respectă cerinţele tehnice minime privind RI, cerinţele privind disponibilitatea RI şi cerinţele de racordare, prin încheierea cu succes a procesului de calificare prealabilă a potenţialelor unităţi furnizoare de RI sau a potenţialelor grupuri furnizoare de RI.

976. Un potenţial furnizor de RI depune o cerere oficială la OST, însoţită de informaţiile obligatorii referitoare la potenţialele unităţi furnizoare de RI sau grupuri furnizoare de RI. În termen de 8 săptămâni de la data primirii cererii, OST trebuie să confirme dacă cererea este completă. În cazul în care OST consideră că cererea este incompletă, potenţialul furnizor de RI prezintă informaţiile suplimentare solicitate în termen de 4 săptămâni de la primirea solicitării de prezentare a acestor informaţii. În cazul în care potenţialul furnizor de RI nu furnizează informaţiile solicitate în termenul menţionat, se consideră că cererea a fost retrasă.

977. În termen de 3 luni de la confirmarea faptului că cererea este completă, OST trebuie să evalueze informaţiile furnizate şi să decidă dacă potenţialele unităţi furnizoare de RI sau grupuri furnizoare de RI îndeplinesc criteriile pentru o calificare prealabilă pentru RI. OST notifică decizia sa potenţialului furnizor de RI.

978. Calificarea unităţilor furnizoare de RI sau a grupurilor furnizoare de RI este reevaluată:

1) cel puţin o dată la cinci ani;

2) în cazul în care cerinţele tehnice sau de disponibilitate a echipamentelor s-au schimbat.

979. Pentru a asigura siguranţa în funcţionare, OST are dreptul de a refuza furnizarea de RI de către grupurile furnizoare de RI pe baza unor argumente tehnice, cum ar fi distribuţia geografică a unităţilor generatoare sau a unităţilor consumatoare care formează un grup furnizor de RI.

 

TITLUL VII

SCHIMBUL ŞI PARTAJAREA DE REZERVE

 

Secţiunea 1

Schimbul şi partajarea de RSF într-o zonă sincronă

980. Schimbul de RSF implică transferul unei RSF obligatorii de la OST către alţi OST pentru capacitatea de rezervă pe RSF corespunzătoare atribuită OST.

981. OST de comun acord cu OST ai sistemelor electroenergetice vecine, are dreptul de a specifica, în acordurile operaţionale, limite aplicabile schimbului de RSF în vederea:

1) evitării congestiilor interne în cazul activării RSF;

2) asigurării unei distribuţii uniforme a RSF în caz de divizare a reţelei;

3) evitării destabilizării PRF sau a siguranţei în funcţionare.

982. OST poate refuza schimbul de RSF în cazul în care acesta ar putea genera fluxuri de putere care încalcă limitele de siguranţă în funcţionare în momentul activării capacităţii de rezervă pe RSF care face obiectul schimbului de RSF.

983. OST verifică dacă marja sa de fiabilitate, este suficientă pentru a permite fluxurile de putere rezultate din activarea capacităţii de rezervă pe RSF care face obiectul schimbului de RSF.

984. OST nu partajează RSF cu alţi OST pentru a-şi îndeplini RSF obligatorie.

 

Secţiunea 2

Schimbul şi partajarea de RRF şi de RI într-o zonă sincronă

985. OST de comun acord cu OST din blocul RFP din care face parte sistemul electroenergetic naţional, defineşte în acordul operaţional, rolurile şi responsabilităţile în ceea ce priveşte schimbul sau partajarea de RRF şi/sau RI, inclusiv:

1) cantitatea capacităţii de rezervă pe RRF şi RI care face obiectul schimbului sau partajării de RRF/RI;

2) implementarea procesului de activare a RRF/RI transfrontaliere;

3) cerinţele tehnice minime referitoare la RRF/RI aferente procesului de activare a RRF/RI transfrontaliere;

4) implementarea calificării prealabile pentru capacitatea de rezervă pe RRF şi RI care fac obiectul schimbului;

5) responsabilitatea de a monitoriza îndeplinirea cerinţelor tehnice pentru RRF/RI şi a cerinţelor de disponibilitate a capacităţii de rezervă pe RRF şi RI care face obiectul schimbului;

6) proceduri pentru a se asigura faptul că schimbul sau partajarea de RRF/RI nu generează fluxuri de putere care încalcă limitele de siguranţă în funcţionare.

986. OST de comun acord cu OST ai sistemelor electroenergetice vecine, are dreptul de a specifica, în acordurile operaţionale, limite aplicabile schimbului de RRF/RI în vederea:

1) evitării congestiilor interne în cazul activării RRF/RI;

2) asigurării unei distribuţii uniforme a RRF/RI în caz de divizare a reţelei;

3) evitării destabilizării PRF/PIR sau a siguranţei în funcţionare.

987. OST poate refuza schimbul sau partajarea în cazul în care acesta ar genera fluxuri de putere care încalcă limitele de siguranţă în funcţionare în momentul activării capacităţii de rezervă pe RRF şi RI care face obiectul schimbului de RRF sau RI.

988. OST se asigură că schimbul de RRF/RI nu împiedică să respecte cerinţele referitoare la rezerve stabilite în regulile de dimensionare a RRF sau RI.

989. OST de comun acord cu OST din blocul RFP din care face parte sistemul electroenergetic naţional, defineşte în acordul operaţional în blocul RFP, rolurile şi responsabilităţile OST în ceea ce priveşte schimbul sau partajarea de RRF şi/sau de RI cu OST din alte blocuri RFP.

 

Secţiunea 3

Schimbul şi partajarea de RSF, RRF şi de RI între zonele sincrone

990. OST are dreptul de a utiliza procesul de schimb sau partajare de RSF, RRF, RI între zonele sincrone.

991. Operatori şi/sau gestionari al unei linii de interconexiune HVDC care interconectează zonele sincrone furnizează către OST posibilitatea de a efectua schimbul şi partajarea de RSF, RRF şi RI în cazul în care această tehnologie este instalată.

992. În scopul schimbului sau partajării RSF, RRF şi RI, OST trebuie să elaboreze şi să adopte un acord de coordonare şi de operare a HVDC cu gestionarii liniei de interconexiune HVDC şi/sau cu operatorii liniei de interconexiune HVDC sau cu persoanele juridice care cuprind gestionarii liniei de interconexiune HVDC şi/sau operatorii liniei de interconexiune HVDC, inclusiv:

1) interacţiuni în toate intervalele de timp, inclusiv planificarea şi activarea;

2) factorul de sensibilitate MW/Hz, funcţia de răspuns liniar/dinamic sau static/progresiv a fiecărei linii de interconexiune HVDC care conectează zone sincrone;

3) ponderea/interacţiunea acestor funcţii în diverse trasee HVDC între zonele sincrone.

993. OST poate refuza schimbul sau partajarea în cazul în care acesta ar genera fluxuri de putere care încalcă limitele de siguranţă în funcţionare în momentul activării capacităţii de rezervă pe RRF şi RI care face obiectul schimbului de RRF sau RI.

 

TITLUL VIII

COOPERAREA CU OSD

994. OST şi OSD cooperează în vederea facilitării şi permiterii furnizării de rezerve de putere activă prin intermediul grupurilor de furnizare a rezervelor sau al unităţilor de furnizare a rezervelor situate în sistemele de distribuţie.

995. În sensul procesului de calificare prealabilă pentru RSF, pentru RRF şi pentru RI, OST trebuie să elaboreze şi să specifice, într-un acord cu OSD, termenii schimbului de informaţii necesar pentru aceste procese de calificare prealabilă în ceea ce priveşte unităţile de furnizare a rezervelor sau grupurile de furnizare a rezervelor situate în sistemele de distribuţie şi în ceea ce priveşte furnizarea rezervelor de putere activă. Procesul de calificare prealabilă pentru RSF, pentru RRF şi pentru RI specifică informaţiile care trebuie furnizate de către potenţialele unităţi sau grupuri de furnizare a rezervelor, care includ:

1) nivelurile de tensiune şi punctele de racordare a unităţilor sau grupurilor de furnizare a rezervelor;

2) tipul rezervelor de putere activă;

3) capacitatea de rezervă maximă furnizată de unităţile sau grupurile de furnizare a rezervelor la fiecare punct de racordare şi

4) viteza maximă de modificare a puterii active pentru unităţile sau grupurile de furnizare a rezervelor.

996. Procesul de calificare prealabilă se bazează pe calendarul convenit şi pe normele privind schimburile de informaţii şi furnizarea de rezerve de putere activă între OST şi OSD. Procesul de calificare prealabilă trebuie să aibă o durată maximă de trei luni de la depunerea unei cereri oficiale complete de către unitatea sau grupul furnizor de rezerve.

997. Pe durata procesului de calificare prealabilă a unităţii sau a grupului furnizor de rezerve racordat la sistemul său de distribuţie, OSD, în cooperare cu OST, are dreptul de a limita sau de a exclude furnizarea de rezerve de putere activă situate în sistemul său de distribuţie, pe baza unor motive tehnice, cum ar fi amplasarea geografică a unităţilor de furnizare a rezervelor şi a grupurilor de furnizare a rezervelor.

998. OSD are dreptul, în cooperare cu OST, să stabilească limite temporare pentru furnizarea de rezerve de putere activă situate în sistemul său de distribuţie, înainte de activarea rezervelor. OST respectiv stabileşte procedurile aplicabile de comun acord cu OSD.

 

PARTEA V

ASIGURAREA ECHILIBRULUI SISTEMULUI ELECTROENERGETIC

 

TITLU I

FUNCŢII ŞI RESPONSABILITĂŢI

 

Secţiunea 1

Rolul operatorului sistemului de transport

999. În contextul Titlului dat OST reprezintă operatorul sistemului de transport responsabil de dirijarea operativ-tehnologică unică a sistemului electroenergetic.

1000. OST este responsabil cu achiziţia de servicii de echilibrare de la furnizorii de servicii de echilibrare, pentru a garanta siguranţa în funcţionare.

1001. OST aplică un model de autodispecerizare pentru a stabili programele de producere şi de consum.

 

Secţiunea 2

Cooperarea cu operatorii de sisteme de distribuţie

1002. Operatorii de sisteme de distribuţie, operatorii de transport şi de sistem, furnizorii de servicii de echilibrare şi părţile responsabile cu echilibrarea cooperează pentru a asigura o echilibrare eficientă şi eficace.

1003. Fiecare OSD trebuie să furnizeze, în timp util, toate informaţiile necesare pentru a realiza decontarea dezechilibrelor către OST, în conformitate cu Codul dat, Regulile pieţei energiei electrice şi alte actele normative de reglementare.

1004. Operatorii de sisteme de distribuţie raportează OST orice limite, care ar putea afecta îndeplinirea cerinţelor prevăzute în prezentul cod.

 

Secţiunea 3

Rolul furnizorilor de servicii de echilibrare

1005. Un furnizor de servicii de echilibrare trebuie să se califice pentru transmiterea de oferte de energie de echilibrare sau de capacitate pentru echilibrare care sunt activate sau achiziţionate de către OST, prin semnarea contractului de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare şi finalizarea cu succes a calificării prealabile.

1006. Fiecare furnizor de servicii de echilibrare îi transmite OST ofertele sale care afectează una sau mai multe părţi responsabile cu echilibrarea.

1007. Fiecare furnizor de servicii de echilibrare care participă la procesul de achiziţie a energiei electrice de echilibrare, transmite şi are dreptul de a-şi actualiza ofertele zilnice şi ofertele fixe înainte de ora de închidere a porţii pentru procesul de achiziţie.

1008. Fiecare furnizor de servicii de echilibrare care deţine un contract pentru furnizarea energiei electrice de echilibrare îi transmite OST ofertele de energie de echilibrare sau ofertele aferente proceselor integrate de planificare corespunzătoare cantităţilor, produselor şi altor cerinţe prevăzute în contractul de de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare.

1009. Orice furnizor de servicii de echilibrare transmite OST ofertele de energie de echilibrare din produse standard sau din produse specifice sau ofertele aferente proceselor integrate de planificare pentru care a trecut procesul de calificare prealabilă.

1010. Preţul ofertelor de energie de echilibrare sau a ofertelor aferente proceselor integrate de planificare din produse standard şi specifice nu este predeterminat contractul de participare la piaţa energiei electrice de echilibrare.

1011. Nu trebuie să existe nicio discriminare între ofertele de energie de echilibrare sau ofertele aferente proceselor integrate de planificare şi ofertele de energie de echilibrare sau ofertele aferente proceselor integrate de planificare.

1012. În cazul fiecărui produs de energie de echilibrare sau de capacitate pentru echilibrare, unitatea de furnizare a rezervelor, grupul de furnizare a rezervelor, locul de consum sau terţul şi părţile asociate responsabile trebuie să aparţină aceleiaşi zone de programare.

 

Secţiunea 4

Rolul părţilor responsabile cu echilibrarea

1013. În timp real, fiecare parte responsabilă cu echilibrarea depune eforturi pentru a fi echilibrată sau pentru a contribui la echilibrarea sistemului electroenergetic.

1014. Fiecare parte responsabilă cu echilibrarea poartă răspunderea financiară pentru dezechilibrele care urmează să fie decontate cu OST.

1015. Fiecare parte responsabilă cu echilibrarea poate modifica programele pentru a-şi ajusta poziţia contractuală în conformitate cu cerinţele Regulilor pieţei energiei electrice, aprobate de ANRE.

 

Secţiunea 5

Clauze şi condiţii în materie de echilibrare

1016. Furnizori de servicii de echilibrare vor fi consideraţi producătorii care dispun de grupuri generatoare de tip B, C şi D pentru care urmează să parcurgă etapa de calificare.

1017. Pentru unităţile de producere pentru care disponibilitatea sursei primare de energie electrică nu poate fi activ controlată, puterea disponibilă indicată în declaraţia de disponibilitate, pentru care are loc ofertarea este egală cu cel puţin valoarea puterii nete indicată în notificările fizice.

1018. Pentru unităţile de producere în cogenerare se acceptă indicarea valorii minime tehnice egale cu valoarea puterii active corespunzătoare sarcinii termice planificate.

1019. Valoarea energiei livrate de o unitate de producere va fi ajustată întru asigurarea egalităţii între suma valorilor livrate de unităţile de producere şi valoare producerii nete a centralei electrice din care fac parte respectivele unităţi de producere.

1020. Mecanismul de echilibrare include pieţe pe care sunt tranzacţionate produse standard şi/sau produse specifice.

1021. Lista produselor standard include cel puţin:

1) Energie şi capacitate pentru procesul automat de restabilire a frecvenţei;

2) Energie şi capacitate pentru procesul manual de restabilire a frecvenţei;

3) Energie şi capacitate pentru procesul de înlocuire a rezervei;

1022. Cerinţele tehnice pentru produsele standard sunt definite de către OST, şi aprobate după consultarea publică. OST notifică ANRE privind aprobarea cerinţelor tehnice pentru produsele standard.

1023. OST poate defini produse specifice şi de a le propune spre coordonare Agenţiei.

1024. Din punct de vedere a mecanismului de echilibrare, ca unitate de producere se consideră:

1) centralele electrice eoliene şi solare pentru fiecare loc de producere în parte;

2) grupurile generatoare din centralele electrice termice şi hidro;

3) grup generatoare format prin agregarea într-o unitate a mai multor grupuri generatoare de tip B, care îndeplinesc condiţiile de agregare stabilite de OST.

1025. Pentru asigurarea egalităţii sumei energiei de echilibrare livrate la nivel de unitate de producere şi centrală electrică, se vor aplica formule de calcul corespunzătoare.

 

TITLU II

SERVICIILE DE ECHILIBRARE

 

Capitolul 1

ENERGIA DE ECHILIBRARE

 

Secţiunea 1

Activarea ofertelor de energie de echilibrare din listele cu

ordinea de merit economic comună

1026. Pentru a menţine echilibrul sistemului în conformitate, OST utilizează oferte de energie de echilibrare, care sunt disponibile pentru livrare, pe baza listelor cu ordinea de merit economic.

1027. OST poate colabora cu OST din sistemele electroenergetice vecine în a stabili mecanisme de echilibrare care ar permite utilizarea listelor cu ordinilor de merit economic comune.

1028. OST nu activează ofertele de energie de echilibrare înainte de ora corespunzătoare de închidere a porţii pentru energia de echilibrare, cu excepţia cazului în care sistemul este în stare de alertă sau de urgenţă, când aceste activări contribuie la atenuarea severităţii respectivelor stări ale sistemului, şi cu excepţia cazului în care ofertele servesc altor scopuri decât echilibrării.

1029. Pentru fiecare ofertă de energie de echilibrare activată din lista cu ordinea de merit economic, OST trebuie să definească scopul activării.

1030. În cazul în care activarea ofertelor de energie de echilibrare se abate de la rezultatele funcţiei de optimizare a activării, OST include informaţiile cu privire la motivele pentru care a avut loc abaterea respectivă.

1031. Cererea de activare a unei oferte de energie de echilibrare din funcţia de optimizare a activării îl obligă pe OST să accepte schimbul ferm de energie de echilibrare. OST conector asigură activarea ofertei de energie de echilibrare selectate de funcţia de optimizare a activării.

1032. Activarea ofertelor de energie de echilibrare se bazează pe un model OST-OST cu o listă cu ordine de merit economic comună.

1033. OST transmite funcţiei de optimizare a activării toate datele necesare pentru operarea algoritmelor funcţiei de optimizare a activării.

1034. OST trebuie să transmită funcţiei de optimizare a activării, înainte de ora de închidere a porţii pentru transmiterea de oferte de energie, toate ofertele de energie de echilibrare primite de la furnizorii de servicii de echilibrare. OST nu modifică şi nici nu suspendă ofertele de energie de echilibrare, care au fost validate.

1035. OST poate solicita activarea ofertelor de energie de echilibrare din listele cu ordine de merit economic până la cantitatea totală a energiei de echilibrare disponibilă. Cantitatea totală a energiei de echilibrare care poate fi activată de către OST este suma cantităţilor din ofertele de energie de echilibrare din listele cu ordine de merit comune sau interne.

 

Secţiunea 2

Funcţia de optimizare a activării

1036. OST instituie o funcţie de optimizare a activării, în vederea optimizării activării ofertelor de energie de echilibrare din diferite liste cu ordine de merit. Această funcţie ia în considerare cel puţin:

1) procesele de activare şi constrângerile tehnice din diferite produse de energie de echilibrare;

2) siguranţa în funcţionare;

3) constrângerile tehnice şi pe cele legate de reţea;

4) toate ofertele de energie de echilibrare incluse în listele cu ordine de merit compatibile;

5) posibilitatea compensării solicitărilor de activare în sens contrar;

6) solicitările de activare transmise de alţi OST;

7) capacitatea interzonală disponibilă.

1037. Listele cu ordine de merit comune constau în oferte de energie de echilibrare din produse standard. Ofertele de energie de echilibrare de creştere şi de reducere sunt incluse separat în liste cu ordine de merit comune distincte.

1038. Fiecare funcţie de optimizare a activării utilizează cel puţin o listă cu ordine de merit comună pentru ofertele de creştere de energie de echilibrare şi o listă cu ordine de merit comună pentru ofertele de reducere de energie de echilibrare.

1039. Funcţia de optimizare a activării selectează ofertele de energie de echilibrare şi solicită activarea ofertelor de energie de echilibrare selectate.

1040. Funcţia de optimizare a activării transmite confirmarea activării ofertelor de energie de echilibrare activate către OST. Furnizorii de servicii de echilibrare activate sunt responsabili cu livrarea cantităţii de energie electrică solicitate până la sfârşitul perioadei de livrare.

1041. OST utilizează toate ofertele de energie de echilibrare din listele cu ordine de merit pentru procesul de restabilire a frecvenţei şi procesul de înlocuire a rezervelor, cu scopul de a echilibra sistemul în modul cel mai eficient posibil, ţinând cont de siguranţa în funcţionare.

1042. Cu excepţia cazului în care sistemul se află în starea normală de funcţionare, OST pot decide să echilibreze sistemul utilizând numai ofertele de energie de echilibrare primite din partea furnizorilor de servicii de echilibrare din sistemul electroenergetic naţional, în cazul în care această decizie contribuie la atenuarea severităţii stării actuale a sistemului.

 

Capitolul II

CAPACITATEA PENTRU ECHILIBRARE

 

Secţiunea 1

Norme privind achiziţiile

1043. OST trebuie să revizuiască şi să definească periodic şi cel puţin o dată pe an cerinţele privind necesarul de capacitate în rezervă. OST trebuie să efectueze o analiză privind asigurarea optimă a capacităţii în rezervă, vizând reducerea la minimum a costurilor asociate cu asigurarea capacităţii în rezervă. Această analiză ia în considerare următoarele opţiuni pentru asigurarea capacităţii în rezervă:

1) achiziţia capacităţii pentru echilibrare în sistemul electroenergetic naţional şi schimbul de capacitate pentru echilibrare cu OST învecinaţi, atunci când este cazul;

2) partajarea rezervelor, dacă este cazul;

3) cantitatea de energie de echilibrare din ofertele necontractate care se preconizează că vor fi disponibile atât în sistemul electroenergetic naţional, cât şi sistemele electroenergetice vecine, luând în considerare capacitatea interzonală disponibilă.

1044. OST achiziţionează capacitate pentru echilibrare pe piaţa serviciilor de sistem în conformitate cu prevederile Regulilor pieţei energiei electrice.

 

Secţiunea 2

Schimbul de capacitate pentru echilibrare

1045. OST, de comun acord cu alţi OST, este în drept de a realiza schimb reciproc de capacitate pentru echilibrare şi elaborează o propunere privind instituirea de norme şi de procese comune şi armonizate pentru schimbul şi achiziţia de capacitate pentru echilibrare.

1046. Schimbul de capacitate pentru echilibrare se realizează pe baza unui model OST-OST, conform căruia doi sau mai mulţi OST stabilesc o metodă pentru achiziţia comună de capacitate pentru echilibrare, ţinând seama de capacitatea interzonală disponibilă şi de limitele operaţionale;

1047. În cazul schimbului de capacitate, OST trebuie să transmită funcţiei de optimizare a achiziţiei de capacitate toate ofertele de capacitate pentru echilibrare din produse standard.

1048. OST, în cazul schimbului schimb de capacitate pentru echilibrare, asigură atât disponibilitatea capacităţii interzonale, cât şi îndeplinirea cerinţelor privind siguranţa în funcţionare, stabilită prin una din următoarele:

1) metodologia de calcul al probabilităţii în ceea ce priveşte disponibilitatea capacităţii interzonale după ora de închidere a porţii pieţei intrazilnice;

2) metodologiile pentru alocarea capacităţii interzonale în intervalul de echilibrare.

1049. OST de comun acord cu OST cu care face schimb de capacitate pentru echilibrare în ceea ce priveşte rezervele pentru restabilirea frecvenţei şi rezervele de înlocuire pot elabora o propunere de metodologie de calcul al probabilităţii în ceea ce priveşte disponibilitatea capacităţii intrazonale după ora de închidere a porţii pieţei intrazilnice. Metodologia descrie cel puţin:

1) procesul de realizare a evaluării pentru perioada relevantă pentru schimbul de capacitate pentru echilibrare;

2) metoda de evaluare a riscului de indisponibilitate a capacităţii interzonale din cauza întreruperilor planificate şi neplanificate şi din cauza congestiilor;

3) metoda de evaluare a riscului de insuficienţă a capacităţii în rezervă din cauza indisponibilităţii capacităţii interzonale;

4) cerinţele privind aplicarea unei soluţii de ultimă instanţă în cazul indisponibilităţii capacităţii interzonale sau a insuficienţei capacităţii în rezervă;

5) cerinţele privind examinarea ex post şi monitorizarea riscurilor;

6) normele menite să asigure decontarea.

1050. Metodologia de calcul al probabilităţii în ceea ce priveşte disponibilitatea capacităţii intrazonale după ora de închidere a porţii pieţei intrazilnice este pusă în aplicare după avizarea acesteia de către ANRE:

1051. OST nu măresc marja de fiabilitate calculată pentru procesul de alocare a capacităţii interzonale din cauza schimbului de capacitate pentru echilibrare în ceea ce priveşte rezervele pentru restabilirea frecvenţei şi rezervele de înlocuire.

1052. În cazul schimbului de capacitate pentru echilibrare OST pot utiliza capacitatea interzonală pentru schimbul de energie de echilibrare atunci când capacitatea interzonală este:

1) disponibilă după finalizarea procesului de alocare a capacităţii interzonale şi/sau după închiderea porţii pieţei intrazilnice;

2) eliberată după finalizarea procesului de alocare a capacităţii interzonale şi/sau după închiderea porţii pieţei intrazilnice;

3) alocată în cadrul procesului de alocare a capacităţii interzonale.

 

 

 

Tabelul arată perioadele minime pentru care un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, un loc de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport sau un sistem de distribuţie trebuie să fie capabil să funcţioneze la frecvenţe diferite, care se abat de la o valoare nominală, fără deconectare de la reţea.

 

 

 

Tabelul arată perioadele minime pentru care un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, un loc de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport sau un sistem de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport trebuie să fie capabil să funcţioneze fără deconectare la tensiuni de reţea care se abat de la valoarea de referinţă 1 pu în punctul de racordare, în cazul în care tensiunea considerată pentru valorile unitare pu este egală cu sau mai mare de 110 kV şi de până la 300 kV (exclusiv).

 

 

Tabelul arată perioadele minime pentru care un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, un loc de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport sau un sistem de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport trebuie să fie capabil să funcţioneze fără deconectare la tensiuni de reţea care se abat de la valoarea de referinţă 1 pu în punctul de racordare, în cazul în care tensiunea considerată pentru valorile unitare pu este între 300 kV şi 400 kV (inclusiv).

 

 

Tabelul arată perioadele minime pentru care un loc de consum racordat la reţeaua electrică de transport, un loc de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport sau un sistem de distribuţie racordat la reţeaua electrică de transport trebuie să fie capabil să funcţioneze fără deconectare la tensiuni de reţea care se abat de la valoarea de referinţă 1 pu în punctul de racordare, în cazul în care tensiunea considerată pentru valorile unitare pu este mai mare de 400 kV.

 

 

 

 

Anexa 4

 

Cerinţe aplicabile răspunsului la frecvenţă, răspunsului la abaterile de

frecvenţă – creşterea frecvenţei şi răspunsului la abaterile de

frecvenţă – scăderea frecvenţei

 

A. Răspunsul la frecvenţă

1. Atunci când operează în modul de răspuns la frecvenţă (RFA):

(a) sistemul HVDC trebuie să fie capabil să răspundă la abaterile de frecvenţă din fiecare reţea de curent alternativ conectată prin ajustarea transportului puterii active, aşa cum se arată în figura 10 şi în conformitate cu parametrii specificaţi de către OST, în limitele indicate în tabelul 11. Această specificaţie face obiectul unei notificări către Agenţiei. Modalităţile de realizare a acestei notificări se stabilesc în conformitate cu cadrul de reglementare naţional aplicabil;

(b) ajustarea răspunsului la frecvenţă al puterii active este limitată de capacitatea minimă de transport al puterii active a sistemului HVDC şi de capacitatea maximă de transport al puterii active a sistemului HVDC (în fiecare direcţie).

 

 

Figura 10. Capacitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a unui sistem HVDC în mod RFA, ilustrând cazul bandă moartă şi bandă de

insensibilitate zero cu o valoare de consemn pozitivă a puterii active (mod import). ΔΡ este variaţia puterii active din

sistemul HVDC. fn este frecvenţa ţintă în reţeaua de curent alternativ în cazul în care FSM este

furnizat serviciul RFA, iar Δf este abaterea de frecvenţă din reţeaua de curent

alternativ în care este furnizat serviciul FSM.

 

 

 

(c) în urma unei instrucţiuni transmise de OST, sistemul HVDC trebuie să poată să ajusteze statismul pentru reglajul crescător şi descrescător, banda moartă pentru răspunsul la frecvenţă şi intervalul operaţional al variaţiei în limita gamei de putere active disponibile pentru RFA, prezentată în figura 10 şi, mai general, în limitele stabilite la literele (a) şi (b). Aceste valori fac obiectul unei notificări către Agenţie. Modalităţile de realizare a acestei notificări se stabilesc în conformitate cu cadrul de reglementare naţional aplicabil;

(d) ca urmare a schimbării treptei de frecvenţă, sistemul HVDC trebuie să permită ajustarea puterii active la răspunsul la abaterile de frecvenţă definit în figura 10, astfel încât răspunsul să fie:

(i) atât de rapid cât permite capacitatea tehnică;

(ii) pe linia plină sau deasupra acesteia, în conformitate cu figura 11, în conformitate cu parametrii specificaţi de către OST, în limitele prevăzute în tabelul 12 de mai jos:

– sistemul HVDC trebuie să fie capabil să ajusteze producţia de putere activă ΔΡ până la limita intervalului de putere activă solicitată de OST în conformitate cu t₁ şi t₂ potrivit limitelor din tabelul 12, unde t₁ este intervalul iniţial, iar t₂ este timpul pentru activarea completă. Valorile pentru t₁ şi t₂ se specifică de către OST, sub rezerva notificării Agenţiei. Modalităţile de realizare a acestei notificări se stabilesc în conformitate cu cadrul de reglementare naţional aplicabil;

– dacă intervalul iniţial de activare este mai mare de 0,5 s, gestionarul sistemului HVDC trebuie să justifice acest lucru în mod rezonabil în faţa OST.

 

 

Figura 11. Capacitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a unui sistem HVDC.

ΔΡ este variaţia puterii active declanşate de schimbarea treptei de frecvenţă.

 

 

(e) pentru sistemele HVDC care leagă diferite zone de reglaj sau zone sincrone, în modul de funcţionare RFA, sistemul HVDC trebuie să poată ajusta răspunsul integral la frecvenţă/putere activă în orice moment şi pentru o perioadă de timp neîntreruptă;

(f) atâta timp cât continuă abaterile de frecvenţă, reglajul puterii active nu trebuie să aibă niciun impact negativ asupra răspunsului la abaterile de frecvenţă.

 

B. Răspunsul la abaterile de frecvenţă – creşterea frecvenţei

1. În afară de cerinţele stabilite în Subsecţiunea 1, Secţiunea 1 din Capitolul II, Titlul IV, se aplică următoarele cerinţe răspunsului la abaterile de frecvenţă – creşterea frecvenţei (RFA-CR):

(a) sistemul HVDC trebuie să poată să ajusteze răspunsul la abaterile de frecvenţă la reţeaua sau reţelele de curent alternativ, în timpul importului şi exportului, în conformitate cu figura 12 la o frecvenţă prag  f₁ cuprinsă între 50,2 Hz şi 50,5 Hz, cu un statism S₃ ajustabil de la 0,1% în sus;

(b) sistemul HVDC trebuie să poată să-şi ajusteze descendent puterea activă, până la capacitatea sa minimă de transport al puterii active;

(c) sistemul HVDC trebuie să poată să-şi ajusteze răspunsul la abaterile de frecvenţă cât mai rapid posibil din punct de vedere tehnic, cu un interval iniţial şi o durată necesară pentru activarea completă determinate de către OST şi notificate Agenţiei, în conformitate cu cadrul de reglementare naţional aplicabil;

(d) sistemul HVDC trebuie să poată garanta o funcţionare stabilă în timpul funcţionării în RFA-CR.

Atunci când RFA-CR este activ, ierarhia funcţiilor de reglaj se organizează în conformitate cu Subsecţiunea 2, Secţiunea 5, Capitolul II din Titlul IV.

2. Pragul de frecvenţă şi parametrii de statism menţionaţi la pct.(1) litera (a) se stabilesc de către OST şi se notifică Agenţiei.

 

 

Figura 12. Capacitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a sistemelor HVDC în RFA-CR. ΔΡ este schimbarea puterii active la ieşirea

din sistemul HVDC şi, în funcţie de condiţiile de funcţionare, fie o scădere a puterii de import, fie o creştere a puterii de export. f_n

este frecvenţa nominală a reţelei sau reţelelor AC la care este conectat sistemul HVDC, iar Δf  este variaţia frecvenţei în

 reţeaua sau reţelele la care este conectat sistemul HVDC. La creşterile frecvenţei unde f este mai mare

ca  f₁, sistemul HVDC reduce puterea activă în funcţie de setările de statism.

 

C. Răspunsul la abaterile de frecvenţă – scăderea frecvenţei

1. În afară de cerinţele din Subsecţiunea 1, Secţiunea 1 din Capitolul II, Titlul IV, se aplică următoarele cerinţe răspunsului la variaţiile de frecvenţă – scăderea frecvenţei (RFA-SC):

(a) sistemul HVDC trebuie să poată să ajusteze răspunsul la abaterile de frecvenţă la reţeaua sau reţelele de curent alternativ, în timpul importului şi exportului, în conformitate cu figura 13 la o frecvenţă prag f₂ cuprinsă între 49,8 Hz şi 49,5 Hz, cu un statism S₄ ajustabil de la 0,1% în sus;

(b) în modul RFA-SC, sistemul HVDC trebuie să poată să îşi ajusteze ascendent puterea activă, până la capacitatea sa maximă de transport al puterii active;

(c) răspunsul la abaterile de frecvenţă trebuie activat cât mai rapid posibil din punct de vedere tehnic, cu un interval iniţial şi o durată necesară pentru activarea completă determinate de către OST şi notificate Agenţiei, în conformitate cu cadrul de reglementare naţional aplicabil;

(d) sistemul HVDC trebuie să poată garanta o funcţionare stabilă în timpul funcţionării în RFA-SC. Atunci când RFA-SC este activ, ierarhia funcţiilor de reglaj se organizează în conformitate cu Subsecţiunea 2, Secţiunea 5, Capitolul II din Titlul IV.

2. Pragul de frecvenţă şi parametrii de statism menţionaţi la pct.(1) litera (a) se stabilesc de către OST şi se notifică Agenţiei, în conformitate cu cadrul de reglementare naţional aplicabil.

 

 

Figura 13. Capacitatea de răspuns frecvenţă/putere activă a sistemelor HVDC în RFA-SC. ΔΡ este schimbarea producţiei de putere activă

a sistemului HVDC, în funcţie de starea de funcţionare, creşterea puterii de import sau creşterea puterii de export. f_n este frecvenţa

nominală a reţelei sau reţelelor AC la care este conectat sistemul HVDC, iar Δf este variaţia frecvenţei în reţeaua sau

reţelele AC la care este conectat sistemul HVDC. La scăderile de frecvenţă unde f este mai mic decât f₂,

sistemul HVDC creşte puterea activă în funcţie de statismul S₄.

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 1. Diagrama reprezintă limitele unui profil U-Q/Pmax în care U este tensiunea la punctele de racordare, exprimată prin raportul dintre

valoarea reală şi valoarea nominală 1 pu în per unitate, iar Q/Pmax este raportul dintre puterea reactivă şi capacitatea maximă de

transport al puterii active a sistemului HVDC. Poziţia, dimensiunea şi forma conturului interior sunt orientative şi în interiorul

acestuia pot fi folosite şi alte forme decât cele dreptunghiulare. Pentru alte forme ale profilului decât cele

dreptunghiulare, domeniul de tensiune reprezintă valorile cele mai mari şi cele mai mici ale tensiunii

din forma respectivă. Un astfel de profil nu ar determina disponibilitatea întregului interval

de putere reactivă pe domeniul de tensiuni în regim staţionar.

 

 

 

 

Figura 1. Profilul de trecere peste defect al staţiei de conversie HVDC. Diagrama reprezintă limita

inferioară a profilului dependenţei tensiune-timp la punctul de racordare, exprimată ca raport între

valoarea reală şi valoarea nominală 1 pu în per unitate înainte, în timpul unui defect şi după aceea.

U_ret este tensiunea reţinută la punctul de racordare în timpul unui defect, t_clear este momentul

eliminării defectului, U_rec1 şi t_rec1 specifică un punct din limitele inferioare ale restabilirii

tensiunii după eliminarea defectului. U_block este tensiunea de blocare la punctul de

racordare. Valorile temporare la care se face referire sunt măsurate de la t_fault.

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 1. Profilul U-Q/P_max al unui modul MGCCC la punctul de racordare. Diagrama reprezintă limitele unui

profil U-Q/P_max al tensiunii la punctul sau punctele de racordare, exprimată prin raportul dintre valoarea

reală şi valoarea de referinţă 1 pu în per unitate, faţă de raportul puterii reactive (Q) la capacitate

maximă (P_max). Poziţia, dimensiunea şi forma conturului interior sunt orientative şi în interiorul

acestuia pot fi folosite şi alte forme decât cele dreptunghiulare. Pentru alte forme ale profilului

decât cele dreptunghiulare, domeniul de tensiune reprezintă valorile cele mai mari şi cele

mai mici ale tensiunii. Un astfel de profil nu ar determina disponibilitatea întregului

interval de putere reactivă pe domeniul de tensiuni în regim staţionar.