Hotărâre nr.656 din 21.12.2021 pentru modificarea Codului reţelelor electrice, aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.423/2019 din 22 noiembrie 2019

AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU
REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ

H O T Ă R Â R E

pentru modificarea Codului reţelelor electrice,

aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie

al ANRE nr. 423/2019 din 22 noiembrie 2019

nr. 656  din  21.12.2021

 (în vigoare 07.01.2022) 

Monitorul Oficial al R. Moldova nr.1-5 art. 8 din 07.01.2022

* * *

ÎNREGISTRAT:

Ministerul Justiţiei

al Republicii Moldova

nr.1680 din 29 decembrie 2021

Ministru __________ Sergiu LITVINENCO

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

HOTĂRĂŞTE:

1. Codul reţelelor electrice, aprobat prin Hotărârea Consiliului de Administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.423/2019 din 22 noiembrie 2019 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2020, nr.14-23, art.63), înregistrat la Ministerul Justiţiei cu nr.1513 din 20 decembrie 2019, se modifică după cum urmează:

1) După clauza de armonizare se introduce textul "PARTEA ÎNTÂI – ACCESUL ŞI RACORDAREA LA REŢELELE ELECTRICE"

2) Pct.3 se completează cu următorii termeni şi definiţii:

"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."

3) Tabelul 1 va avea următorul cuprins:

4) După pct.613 se completează cu următorul cuprins:

"PARTEA A DOUA

SECURITATEA OPERAŢIONALĂ

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 data 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 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, inclusive 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 avea 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

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 contrlului 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 de 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.

Subsecţiunea 1

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 ieșirea 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, căt 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, şieste 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 alt 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

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. Perioadă 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 să 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 procesului 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 a 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 ale 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.

TITLUL 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.

TITLUL 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

TITLUL 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 consulatarea 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."

2. Se abrogă:

1) 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);

2) 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).

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

4. Prezenta hotărâre intră în vigoare la data publicării.