25.8.2017   

BG

Официален вестник на Европейския съюз

L 220/1

(1)

Напълно функциониращ взаимосвързан вътрешен енергиен пазар е от решаващо значение за поддържането на сигурността на енергийните доставки, повишаването на конкурентоспособността и гарантирането на възможност за всички потребители да купуват енергия на достъпни цени.

(2)

В Регламент (ЕО) № 714/2009 се определят недискриминационни правила, регулиращи достъпа до мрежата за трансграничен обмен на електроенергия, с цел да се гарантира правилното функциониране на вътрешния пазар на електроенергия.

(3)

За операторите на преносни системи (ОПС), операторите на разпределителни системи (ОРС) и значителните потребители на електроенергийната мрежа (ЗПЕМ) следва да бъдат определени хармонизирани правила за експлоатацията на системата с цел да се осигури ясна правна рамка за експлоатацията на системата, да се улесни търговията с електроенергия в целия Съюз, да се гарантира сигурността на системата, да се гарантират наличността и обменът на необходимите данни и информация между ОПС и между ОПС и всички други заинтересовани страни, да се улесни интегрирането на възобновяеми енергийни източници, да се даде възможност за по-ефективно използване на мрежата и да се увеличи конкуренцията в полза на потребителите.

(4)

За да се гарантира експлоатационната сигурност на взаимосвързаната преносна система, е от основно значение да се определи общ набор от минимални изисквания за експлоатацията на системата в целия Съюз, за трансграничното сътрудничество между операторите на преносни системи и за използването на съответните характеристики на присъединените оператори на разпределителни системи и значителните потребители на електроенергийната мрежа.

(5)

Всички ОПС следва да се съобразяват с общите минимални изисквания за процедури, необходими за подготовка на експлоатация в реално време, разработване на модели на отделни и на обща електроенергийна мрежа, улесняване на ефективното и съгласувано използване на коригиращи действия, които са необходими за експлоатацията в реално време, с цел да се поддържат експлоатационната сигурност, качеството и стабилността на взаимосвързаната преносна система и да се подпомага ефективното функциониране на европейския вътрешен пазар на електроенергия, както и да се улеснява интегрирането на възобновяеми енергийни източници (ВЕИ).

(6)

Макар и понастоящем да съществуват редица доброволни инициативи за регионално сътрудничество по отношение на експлоатацията на системата, насърчавани от операторите на преносни системи, за експлоатацията на преносната система в Съюза е необходимо официално координиране между операторите на преносни системи, за да се посрещнат промените на пазара на електроенергия в Съюза. Правилата за експлоатация на системата, предвидени в настоящия регламент, изискват институционална рамка за засилена координация между операторите на преносни системи, включително задължителното участие на тези оператори при координаторите за регионалната сигурност (КРС). Формулираните в настоящия регламент общи изисквания за създаването на КРС и за техните задачи представляват първа стъпка към по-нататъшно регионално координиране и интегриране на експлоатацията на системата и следва да улеснят постигането на целите на Регламент (ЕО) № 714/2009 и да гарантират по-високи стандарти за сигурност на доставките в Съюза.

(7)

Настоящият регламент следва да създаде рамка за задължителното сътрудничество между операторите на преносни системи чрез назначаването на координатори за регионалната сигурност. КРС следва да дават препоръки на операторите на преносни системи от региона за изчисляване на преносната способност, за който са назначени. ОПС следва да решат поотделно дали да следват, или не препоръките на координатора за регионалната сигурност. ОПС следва да продължава да носи отговорността за поддържането на експлоатационна сигурност в своята контролна зона.

(8)

Правилата за оперативното обучение и сертифициране са необходими, за да се гарантира, че служителите на системния оператор и други оперативни служители са квалифицирани и добре обучени и че по отношение на експлоатацията в реално време служителите на системния оператор са сертифицирани да експлоатират преносната система по сигурен начин при всички експлоатационни ситуации. Правилата за обучението и сертифицирането подсилват и придават официален характер на съществуващите най-добри практики сред операторите на преносни системи и гарантират, че минималните стандарти се прилагат от всички ОПС в Съюза.

(9)

Изискванията за експлоатационно изпитване и следене имат за цел да гарантират правилното функциониране на елементите на преносната система, разпределителната система и оборудването на потребителите на електроенергийната мрежа. Планирането и координирането на експлоатационните изпитвания са необходими за свеждане до минимум на смущенията в стабилността, работата и икономическата ефективност на взаимосвързаната система.

(10)

Предвид факта, че плановите изключвания влияят на стабилността на мрежата и извън контролната зона на даден ОПС, в рамките на оперативното планиране всеки ОПС следва да следи осъществимостта на планови изключвания за всеки времеви интервал и когато е необходимо, да координира изключванията със и между операторите на преносни системи, операторите на разпределителни системи и значителните потребители на електроенергийната мрежа, когато въпросните изключвания влияят на трансграничните потоци, засягащи експлоатационната сигурност на преносните системи.

(11)

Процесите във връзка с експлоатацията и графиците, изисквани за предвиждане на трудности с експлоатационната сигурност в реално време и за разработване на съответни коригиращи мерки, включват своевременен и адекватен обмен на данни. Ето защо този обмен не трябва да бъде възпрепятстван от пречки между различните участници.

(12)

Един от процесите с най-критично значение за осигуряване на експлоатационна сигурност с висока степен на надеждност и качество е процесът на регулиране на товарите и честотата (РТЧ). Ефективно регулиране на товарите и честотата може да стане възможно само ако съществува задължение операторите на преносни системи и включващите резерв ОРС да си сътрудничат за експлоатацията на взаимосвързаните преносни системи като една единна система, а модулите за производство на електроенергия и потребяващите съоръжения, принадлежащи на предоставящи резерв организации, да отговарят на съответните минимални технически изисквания.

(13)

Разпоредбите относно регулирането на товарите и честотата и относно резервите имат за цел да определят ясни, обективни и хармонизирани изисквания за операторите на преносни системи, включващите резерв ОПС, модулите за производство на електроенергия и потребяващите съоръжения, принадлежащи на предоставящи резерв организации, с цел да гарантират сигурността на системата и да допринесат за недискриминация, ефективна конкуренция и ефикасно функциониране на вътрешния пазар на електроенергия. Разпоредбите относно регулирането на товарите и честотата и относно резервите предоставят техническата рамка, необходима за развиването на трансгранични балансиращи пазари.

(14)

С цел да се гарантира качеството на общата честота на системата е от съществено значение да бъдат определени общ набор от минимални изисквания и принципи за регулирането на товарите и честотата и за резервите за целия Съюз, които да послужат за основа както за трансгранично сътрудничество между операторите на преносни системи, така и, когато е приложимо, за използване на характеристиките на присъединените системи за производство, потребяване и разпределяне на електроенергия. За тази цел настоящият регламент разглежда правилата за структурата и експлоатацията по отношение на РТЧ, критериите и целите за качество, определянето на размера на резервите, обмена на резервите, съвместното ползване, разпределянето и следенето, свързани с РТЧ.

(15)

Синхронните зони не свършват на границите на Съюза и може да включват територията на трети държави. Съюзът, държавите членки и операторите на преносни системи следва да се стремят към сигурна експлоатация на системата във всички синхронни зони на територията на Съюза. Те следва да подпомагат трети държави в прилагането на правила, подобни на тези, които се съдържат в настоящия регламент. ЕМОПС за електроенергия следва да улеснява сътрудничеството между оператори на преносни системи на Съюза и ОПС от трети държави, имащо отношение към сигурната експлоатация на системата.

(16)

В съответствие с член 8 от Регламент (ЕО) № 713/2009 на Европейския парламент и на Съвета (2) Агенцията за сътрудничество между енергийните регулатори („Агенцията“) следва да вземе решение, ако компетентните регулаторни органи не могат да постигнат съгласие относно общи условия или методики.

(17)

Настоящият регламент е разработен в тясно сътрудничество с ЕМОПС за електроенергия и заинтересованите лица, с цел да се приемат ефективни, балансирани и пропорционални правила по прозрачен и приобщаващ начин. В съответствие с член 18, параграф 3 от Регламент (ЕО) № 714/2009 Комисията ще се консултира с Агенцията, ЕМОПС за електроенергия и други съответни заинтересовани страни, преди да предложи каквото и да е изменение на настоящия регламент.

(18)

Мерките, предвидени в настоящия регламент, са в съответствие със становището на комитета, посочен в член 23, параграф 1 от Регламент (ЕО) № 714/2009,

а)

изисквания и принципи по отношение на експлоатационната сигурност;

б)

правила и отговорности за координирането и обмена на данни между операторите на преносни системи, между операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи и между операторите на преносни системи или операторите на разпределителни системи и значителните потребители на електроенергийната мрежа, при оперативното планиране и при експлоатация, близка до тази в реално време;

в)

правила за обучение и сертифициране на служители на системния оператор;

г)

изисквания относно координирането на изключванията;

д)

изисквания за графици между контролните зони на операторите на преносни системи; и

е)

правила, целящи създаване на рамка на Съюза за регулирането на товара и честотата и за резервите.

а)

съществуващи и нови модули за производство на електроенергия, които са или биха били класифицирани като типове B, C и D в съответствие с критериите, формулирани в член 5 от Регламент (ЕС) 2016/631 на Комисията (3);

б)

съществуващи и нови потребяващи съоръжения, присъединени към преносна система;

в)

съществуващи и нови затворени разпределителни системи, присъединени към преносна система;

г)

съществуващи и нови потребяващи съоръжения, затворени разпределителни системи и трети страни, ако те предоставят реакция на потреблението директно на оператора на преносна система в съответствие с критериите по член 27 от Регламент (ЕС) 2016/1388 на Комисията (4);

д)

доставчици на повторно диспечиране на модули за производство на електроенергия или потребяващи съоръжения посредством агрегиране и доставчици на резерв на активна мощност в съответствие с част IV, дял 8 от настоящия регламент; и

е)

съществуващи и нови системи за постоянен ток с високо напрежение (ПТВН) в съответствие с критериите по член 3, параграф 1 от Регламент (ЕС) 2016/1447 на Комисията (5).

1)

„експлоатационна сигурност“ означава способността на преносната система да запазва нормалното си състояние или да се връща към нормалното си състояние възможно най-бързо; тази способност се характеризира с граници, осигуряващи експлоатационна сигурност;

2)

„ограничение“ означава ситуация, при която е необходимо да се подготви и предприеме коригиращо действие с цел спазване на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност;

3)

„ситуация N“ означава ситуация, при която няма елемент на преносната система, който да не е разполагаем поради настъпване на извънредна ситуация;

4)

„списък на извънредните ситуации“ означава списък на извънредни ситуации, които трябва да бъдат симулирани с цел да се провери съответствието с границите, осигуряващи експлоатационна сигурност;

5)

„нормално състояние“ означава ситуация, при която системата е в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, намира се в ситуация N и е след настъпването на извънредна ситуация от списъка на извънредните ситуации, като се взема предвид ефектът от разполагаемите коригиращи действия;

6)

„резерви за първично регулиране на честотата“ (РПРЧ) означава резервите на активна мощност, разполагаеми, за да се удържа честотата на системата след възникването на дисбаланс;

7)

„резерви за вторично регулиране на честотата“ (РВРЧ) означава резервите на активна мощност, разполагаеми, за да се възстанови честотата на системата до номиналната честота, а за синхронна зона, състояща се от повече от една зона за РТЧ, да се възстанови балансът на мощностите до стойността съгласно графика;

8)

„резерви за заместване“ (РЗ) означава резервите на активна мощност, разполагаеми за възстановяване или подпомагане на необходимото ниво на резерви за вторично регулиране на честотата, които трябва да бъдат подготвени за допълнителните дисбаланси в системата, включително електропроизводствените резерви;

9)

„организация, предоставяща резерв“ означава юридическо лице със законово или договорно задължение да предоставя резерви за първично регулиране на честотата, резерви за вторично регулиране на честотата или резерви за заместване от поне една единица, предоставяща резерв, или група, предоставяща резерв;

10)

„единица, предоставяща резерв“ означава отделен модул или съвкупност от модули за производство на електроенергия и/или потребяващи единици, свързани към обща точка на присъединяване, отговарящи на изискванията за предоставяне на резерв за първично регулиране на честотата, резерв за вторично регулиране на честотата или резерв за заместване;

11)

„група, предоставяща резерв“ означава съвкупност от модули за производство на електроенергия, потребяващи единици и/или единици, предоставящи резерв, свързани към повече от една точка на присъединяване, отговарящи на изискванията за предоставяне на резерв за първично регулиране на честотата, резерв за вторично регулиране на честотата или резерв за заместване;

12)

„зона за регулиране на товарите и честотата“ или „зона за РТЧ“ означава част от синхронна зона или цяла синхронна зона, разграничена физически от точки на измерване при междусистемните връзки с други зони за РТЧ, експлоатирана от един или няколко ОПС, които изпълняват задълженията за регулиране на товарите и честотата;

13)

„време за възстановяване на честотата“ означава максималното очаквано време след възникването на моментен дисбаланс на мощностите, по-малък от или равен на еталонната авария, за което време честотата на системата се връща към обхвата на вторично регулиране на честотата за синхронни зони с една-единствена зона за РТЧ, а при синхронни зони с повече от една зона за РТЧ — максималното очаквано време след възникването на моментен дисбаланс на мощностите в зона за РТЧ, в рамките на което дисбалансът се компенсира;

14)

„критерий (N-1)“ означава правилото, съгласно което елементите, останали в експлоатация в рамките на контролна зона на даден ОПС след настъпването на извънредна ситуация, могат да се приспособят към новата експлоатационна ситуация, без да нарушават границите, осигуряващи експлоатационна сигурност;

15)

„ситуация (N-1)“ означава ситуация в преносната система, в която е възникнала една извънредна ситуация от списъка на извънредните ситуации;

16)

„резерв на активна мощност“ означава резервите за балансиране, разполагаеми за поддържане на честотата;

17)

„състояние на повишено внимание“ означава състояние на системата, в което системата е в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, но е открита извънредна ситуация от списъка на извънредните ситуации и в случай на нейното настъпване разполагаемите коригиращи действия не са достатъчни за поддържане на нормалното състояние;

18)

„блок за регулиране на товарите и честотата“ или „блок за РТЧ“ означава част от синхронна зона или цяла синхронна зона, разграничена физически от точки на измерване при междусистемните връзки с други блокове за РТЧ, състояща се от една или повече зони за РТЧ, експлоатирана от един или няколко ОПС, които изпълняват задълженията за регулиране на товарите и честотата;

19)

„грешка при регулиране в зоната“ означава сбора от грешката при регулиране на мощността (ΔP), тоест разликата в реално време между измерената действителна стойност на обмена на мощност в реално време (P) и програмата за регулиране (P0) за конкретна зона за РТЧ или блок за РТЧ, и грешката при регулиране на честотата (K*Δf), т.е. произведението на коефициента K и отклонението на честотата на тази конкретна зона за РТЧ или блок за РТЧ, като грешката при регулиране в зоната е равна на ΔP + K*Δf;

20)

„програма за регулиране“ означава последователност от зададени стойности за нетния обмен на мощност на зона за РТЧ или блок за РТЧ по междусистемните връзки за променлив ток (ПрТ);

21)

„регулиране на напрежението“ означава ръчни или автоматични действия по регулиране при генериращия възел, при крайните възли на линиите за променливо напрежение или системите за ПТВН, върху трансформатори или други средства, проектирани за поддържане на зададената стойност на напрежението или зададената стойност на реактивната мощност;

22)

„състояние на прекъсване на електроснабдяването“ означава състоянието на системата, в което експлоатацията на част или на цялата преносна система е прекратена;

23)

„вътрешна извънредна ситуация“ означава извънредна ситуация в рамките на контролната зона на ОПС, включително междусистемните връзки;

24)

„външна извънредна ситуация“ означава извънредна ситуация извън контролната зона на ОПС, без да се обхващат междусистемните връзки, с фактор на въздействие, по-голям от прага на въздействие на извънредната ситуация;

25)

„фактор на въздействие“ означава числената стойност, използвана за количествено определяне на най-големия ефект от отпадането на елемент на преносна система, разположен извън контролната зона на ОПС, без да се обхващат междусистемните връзки, изразен като промяна в потоците на мощността или в напрежението, предизвикана от въпросното отпадане, за всеки елемент от преносната система. Колкото по-висока е стойността, толкова по-голямо е въздействието;

26)

„праг на въздействие на извънредната ситуация“ означава числена гранична стойност, спрямо която се проверяват факторите на въздействие, като се счита, че ако дадена извънредна ситуация, възникнала извън контролната зона на ОПС, има фактор на въздействие, по-голям от прага на въздействие на извънредната ситуация, тя има значително въздействие върху контролната зона на ОПС, включително междусистемните връзки;

27)

„анализ на извънредните ситуации“ означава компютърно симулиране на извънредни ситуации от списъка на извънредните ситуации;

28)

„критично време за изключване при повреда“ означава максималното времетраене на повреда, през което преносната система запазва стабилността на работата;

29)

„повреда“ означава всички видове къси съединения (едно-, дву- и трифазно, със или без връзка към земя), прекъснат проводник, прекъсната верига или спорадичен контакт, които водят до постоянна неразполагаемост на засегнатия елемент на преносната система;

30)

„елемент на преносната система“ означава всеки компонент на преносната система;

31)

„смущение в работата“ означава всяко непланирано събитие, което може да причини отклоняване на преносната система от нормалното състояние;

32)

„динамична стабилност“ е общ термин, включващ способността за оставане в синхронизъм, стабилността на честотата и стабилността на напрежението;

33)

„оценка на динамичната стабилност“ означава оценка на експлоатационната сигурност по отношение на динамичната стабилност;

34)

„стабилност на честотата“ означава способността на преносната система да поддържа честотата стабилна в ситуация N и след като е била подложена на смущение в работата;

35)

„стабилност на напрежението“ означава способността на преносната система да поддържа стабилни напрежения във всички възли на преносната система в ситуация N и след като е била подложена на смущение в работата;

36)

„състояние на системата“ означава експлоатационното състояние на преносната система във връзка с границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, което може да бъде нормално състояние, състояние на повишено внимание, извънредно състояние, състояние на прекъсване на електроснабдяването и състояние на възстановяване;

37)

„извънредно състояние“ означава състояние на системата, в което една или повече граници, осигуряващи експлоатационна сигурност, са били нарушени;

38)

„състояние на възстановяване“ означава състоянието на системата, в което целта на всички дейности в преносната система е да се възстанови експлоатацията на системата и да се запази експлоатационната сигурност след състоянието на прекъсване на електроснабдяването или аварийното състояние;

39)

„изключителна извънредна ситуация“ означава едновременното възникване на множество извънредни ситуации с обща причина;

40)

„отклонение на честотата“ е разликата между действителната и номиналната честота на синхронната зона, която може да бъде отрицателна или положителна;

41)

„честота на системата“ означава електрическата честота на системата, която може да се измери навсякъде в синхронната зона, като се допуска, че за времеви интервал от порядъка на секунди стойността в системата е съгласувана, само с много малки разлики между различните места на измерване;

42)

„процес на вторично регулиране на честотата“, или „ПВРЧ“ означава процес, чиято цел е да се възстанови честотата до номиналната честота, а за синхронни зони, състоящи се от повече от една зона за РТЧ — процес, чиято цел е да се възстанови балансът на мощностите до стойността от графика;

43)

„грешка при вторично регулиране на честотата“, или „ГВРЧ“ означава грешката при регулиране при процеса на вторично регулиране на честотата, която е равна на грешката при регулиране в дадена зона за РТЧ или е равна на отклонението на честотата, когато зоната за РТЧ географски съответства на синхронната зона;

44)

„график“ означава еталонен набор от стойности, представляващи производството, потреблението или обмена на електроенергия за определен период от време;

45)

„коефициент K на зона за РТЧ или блок за РТЧ“ означава стойност, изразена в мегаватове на херц (MW/Hz), която е практически възможно най-близо до или е по-голяма от сумата от автоматичното регулиране на електропроизводството, саморегулирането на товара и приноса на резерва за първично регулиране на честотата, отнесена към максималното отклонение на честотата при стационарни условия;

46)

„местно състояние“ означава класификация на състояние на повишено внимание, извънредно състояние или състояние на прекъсване на електроснабдяването, когато не съществува риск от разширяване на последиците извън контролната зоната, включително междусистемните връзки, свързани към тази контролна зона;

47)

„максимално отклонение на честотата при стационарни условия“ означава максималното очаквано отклонение на честотата след възникването на дисбаланс, по-малък или равен на еталонната авария, при който честотата на системата е предвидена да бъде стабилизирана;

48)

„зона на наблюдаемост“ означава собствената преносна система на даден ОПС и съответните части на разпределителни системи, както и преносните системи на съседните ОПС, върху които ОПС извършва следене в реално време и моделиране с цел да поддържа експлоатационната сигурност в своята контролна зона, включително на междусистемните връзки;

49)

„съседни ОПС“ означава ОПС, пряко свързани посредством поне една междусистемна връзка за променлив или постоянен ток;

50)

„анализ на експлоатационната сигурност“ означава целия обхват на компютърните, ръчните и автоматичните дейности, извършвани с цел да се оцени експлоатационната сигурност на преносната система и да се оценят коригиращите действия, необходими за поддържане на експлоатационната сигурност;

51)

„показатели за експлоатационна сигурност“ означава показатели, използвани от операторите на преносни системи за следене на експлоатационната сигурност по отношение на състоянията на системата, както и на повредите и смущенията в работата, които оказват влияние върху експлоатационната сигурност;

52)

„категоризиране на експлоатационната сигурност“ означава категоризирането, използвано от операторите на преносни системи за следене на експлоатационната сигурност въз основа на показателите за експлоатационна сигурност;

53)

„експлоатационни изпитвания“ означава изпитванията, провеждани от оператор на преносна система или оператор на разпределителна система за поддръжка, развиване на практиките за експлоатацията на системата и обучение, както и за придобиване на информация за поведението на системата при ненормални системни условия, както и изпитванията, провеждани от значителни потребители на електроенергийната мрежа за подобни цели върху техните съоръжения;

54)

„обикновена извънредна ситуация“ означава възникване на извънредна ситуация при единичен клон или подаване на мощност;

55)

„извънредна ситуация извън границите“ означава едновременно възникване на множество извънредни ситуации без обща причина или отпадане на модули за производство на електроенергия с обща загуба на мощност, която надхвърля границите на еталонната авария;

56)

„скорост на линейно изменение“ е скоростта на изменение на активната мощност от модул за производство на електроенергия, потребяващо съоръжение или система за ПТВН;

57)

„резерв на реактивна мощност“ означава реактивната мощност, с която се разполага за поддържане на напрежението;

58)

„еталонна авария“ означава максималното положително или отрицателно отклонение на мощността, възникващо моментно между електропроизводството и товара в синхронна зона, взето предвид при определянето на размерите на РПРЧ;

59)

„способност за оставане в синхронизъм“ означава способността на синхронните машини да остават в синхронизъм при ситуация N и след като са били подложени на смущение в работата;

60)

„план за сигурност“ означава план, който съдържа оценка на риска за критични активи на ОПС във връзка с големи физически и кибернетични заплахи с оценка на възможните последици;

61)

„граници на стабилност“ означава допустимите граници за експлоатацията на преносната система по отношение на спазването на границите на стабилност на напрежението, способността за оставане в синхронизъм и стабилността на честотата;

62)

„широкомащабно състояние“ означава обозначение за състояние на повишено внимание, извънредно състояние или състояние на прекъсване на електроснабдяването, когато съществува риск от неговото разпространяване върху взаимосвързаните преносни системи;

63)

„план за защита на системата“ означава техническите и организационните мерки, които се предприемат, за да се предотвратят разпространяването или влошаването на смущение в работата на преносната система, с цел да се избегне смущение в работата, характерно за широкомащабно състояние, и състояние на прекъсване на електроснабдяването;

64)

„топология“ означава данните относно свързаността на различните елементи на преносната система и на разпределителната система в дадена подстанция и включва електрическата конфигурация и местоположението на прекъсвачите и изолаторите;

65)

„допустими преходни претоварвания“ означава временни претоварвания на елементи на преносна система, които са позволени за ограничен период и които не водят до физически щети в елементите на преносната система, при условие че се спазват дефинираните продължителност и прагове;

66)

„виртуална междусистемна линия“ означава допълнителен вход в регулаторите на участващите зони за РТЧ, който има същия ефект като измервана стойност от физическа междусистемна връзка и позволява обмен на електроенергия между съответните зони;

67)

„гъвкави преносни системи за променлив ток“ (ГПСПТ) означава оборудване за пренасяне на електроенергия чрез променлив ток, с цел повишена способност за регулиране и повишена способност за прехвърляне на активна мощност;

68)

„адекватност“ означава способността за подавания на енергия в дадена зона, за да се покрие потреблението в тази зона;

69)

„агрегиран нетен външен график“ означава график, представляващ нетното агрегиране на всички външни графици на ОПС и графици за външна търговия между две зони за съставяне на график или между дадена зона за съставяне на график и група други зони за съставяне на график;

70)

„план за разполагаемост“ означава съвкупността от всички планирани състояния на разполагаемост на значим актив за определен период от време;

71)

„състояние на разполагаемост“ означава способността на даден модул за производство на електроенергия, елемент на електроенергийната мрежа или потребяващо съоръжение да осигурява услуга за определен период от време, независимо от това дали е в експлоатация;

72)

„почти в реално време“ означава промеждутъка от време (с продължителност не повече от 15 минути) между последното затваряне на пазара за сделки в рамките на деня и реалното време;

73)

„график за консумацията“ означава график, представящ консумацията на потребяващо съоръжение или на група потребяващи съоръжения;

74)

„среда за данни за оперативното планиране на ЕМОПС“ означава набора от приложни програми и оборудване, разработени с цел да позволят запаметяването, обмена и управлението на данните, използвани в процеси на оперативно планиране между операторите на преносни системи;

75)

„график за външна търговия“ означава график, представящ търговския обмен на електроенергия между участниците на пазара в различни зони за съставяне на график;

76)

„график за външен ОПС“ означава график, представящ търговския обмен на електроенергия между оператори на преносни системи от различни зони за съставяне на график;

77)

„принудително изключване“ означава непредвидено изваждане от експлоатация на значим актив по спешна причина, която не е под оперативния контрол на оператора на въпросния значим актив;

78)

„график за генерирането“ означава график, представящ производството на електроенергия на даден модул за производство на електроенергия или на група модули за производство на електроенергия;

79)

„график за вътрешна търговия“ означава график, представящ търговския обмен на електроенергия в рамките на зона за съставяне на график между различните участници на пазара;

80)

„вътрешен значим актив“ означава значим актив, който е част от контролната зона на оператор на преносна система, или значим актив, намиращ се в разпределителна система, включително затворена разпределителна система, която е свързана пряко или непряко с контролната зона на въпросния ОПС;

81)

„нетна позиция на зоната за променливо напрежение“ означава нетното агрегиране на всички външни графици за променливо напрежение на дадена зона;

82)

„регион за координиране на изключвания“ означава комбинация от контролни зони, за които ОПС определят процедури за следене и, когато е необходимо, за координиране на състоянието на разполагаемост на значимите активи във всички времеви интервали;

83)

„значимо потребяващо съоръжение“ означава потребяващо съоръжение, което участва в координирането на изключванията и чието състояние на разполагаемост влияе върху трансграничната експлоатационна сигурност;

84)

„значим актив“ означава всяко значимо потребяващо съоръжение, значим модул за производство на електроенергия или значим елемент на електроенергийната мрежа, участващ в координирането на изключванията;

85)

„значим елемент на електроенергийната мрежа“ означава всеки компонент на преносна система, включително междусистемните електропроводи, или на разпределителна система, включително на затворена разпределителна система, като отделна линия, отделен трансформатор, отделен трансформатор с фазово изместване или инсталация за регулиране на напрежението чрез компенсация, който участва в координирането на изключванията и чието състояние на разполагаемост влияе върху трансграничната експлоатационна сигурност;

86)

„несъвместимост в планирането на изключванията“ означава състоянието, в което комбинацията от състоянието на разполагаемост на един или повече значими елементи на електроенергийната мрежа, значими модули за производство на електроенергия и/или значими потребяващи съоръжения и на най-добрата прогноза за прогнозираното състояние на електроенергийната мрежа води до нарушаване на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, като се вземат предвид коригиращите действия без разходи, които са на разположение на оператора на преносна система;

87)

„агент, планиращ изключванията“ означава организация, която има за задача да планира състоянието на разполагаемост на значим модул за производство на електроенергия, значимо потребяващо съоръжение или значим елемент на електроенергийната мрежа;

88)

„значим модул за производство на електроенергия“ означава модул за производство на електроенергия, който участва в координирането на изключванията и чието състояние на разполагаемост влияе върху трансграничната експлоатационна сигурност;

89)

„координатор за регионалната сигурност“ (КРС) означава организация или организации, притежавани или управлявани от оператори на преносни системи, в един или повече региони за изчисляване на преносната способност, изпълняващи задачи, свързани с регионалното координиране между ОПС;

90)

„агент за съставяне на графици“ означава организация или организации, имащи за задача да предоставят графици от участниците на пазара за операторите на преносни системи или, когато е приложимо, на трети страни;

91)

„зона за съставяне на график“ означава зона, в която поради експлоатационни или организационни нужди важат задълженията на операторите на преносни системи по отношение на съставянето на графици;

92)

„седмица напред“ означава седмицата преди календарната седмица на експлоатация;

93)

„година напред“ означава годината преди календарната година на експлоатация;

94)

„засегнат ОПС“ означава ОПС, за който за целите на анализа и за поддържането на експлоатационната сигурност е необходима информация относно обмена на резерви и/или съвместното ползване на резерви, и/или процедурата на уравняване на дисбалансите, и/или трансграничната процедура на задействане;

95)

„резервна мощност“ означава размера на РПРЧ, РВРЧ или РЗ, който трябва да е разполагаем за оператора на преносна система;

96)

„обмен на резерви“ означава възможността даден ОПС да има достъп до резервната мощност, свързана към друга зона за РТЧ, блок за РТЧ или синхронна зона, за да изпълни изискванията си за резерв, произтичащи от собствената му процедура за определяне на размера на РПРЧ, РВРЧ или РЗ, при положение че въпросната резервна мощност е изключително за посочения ОПС и не се взема предвид от друг ОПС за изпълнението на изискванията му за резерв, произтичащи от процедурите му за определяне на размера на резервите;

97)

„съвместно ползване на резерви“ означава механизъм, при който повече от един ОПС вземат предвид една и съща резервна мощност, РПРЧ, РВРЧ или РЗ, за да изпълнят съответните си изисквания за резерв, произтичащи от техните процедури за определяне на размера на резервите;

98)

„време за превключване в състояние на повишено внимание“ означава времето, преди да стане активно състоянието на повишено внимание;

99)

„автоматичен РВРЧ“ означава РВРЧ, който може да се задейства от автоматично устройство за управление;

100)

„закъснение на задействането на автоматичния РВРЧ“ означава периода от време между задаването на нова зададена стойност от регулатора за вторично регулиране на честотата и началото на физическото подаване на автоматичен РВРЧ;

101)

„време за пълно задействане на автоматичния РВРЧ“ означава периода от време между задаването на нова зададена стойност от регулатора за вторично регулиране на честотата и съответното задействане или изключване на автоматичния РВРЧ;

102)

„средни данни за ГВРЧ“ означава набор от данни, състоящ се от средноаритметичната стойност на записаната моментна ГВРЧ за дадена зона за РТЧ или блок за РТЧ в рамките на определен измерен период от време;

103)

„ОПС, предоставящ способност за регулиране“ означава ОПС, който инициира задействането на своята резервна мощност за ОПС, получаващ способност за регулиране, при условията на споразумение за съвместно ползване на резерви;

104)

„ОПС, получаващ способност за регулиране“ означава ОПС, който изчислява резервната мощност, като взема предвид резервна мощност, достъпна чрез ОПС, предоставящ способност за регулиране, при условията на споразумение за съвместно ползване на резерви;

105)

„процедура за прилагане на критериите“ означава процедурата на изчисляване на целевите параметри за синхронната зона, блока за РТЧ и зоната за РТЧ въз основа на данните, получени при процедурата за събиране и предоставяне на данни;

106)

„процедура за събиране и предоставяне на данни“ означава процедурата на събиране на набора от данни, необходим за прилагане на критериите за оценка на качеството на честотата;

107)

„трансгранична процедура за задействане на автоматичния РВРЧ“ означава процедура, договорена между операторите на преносни системи, участващи в процедурата, която дава възможност за задействане на РВРЧ, свързан към различна зона за РТЧ, чрез съответно коригиране на входните данни на засегнатите процеси на вторично регулиране на честотата;

108)

„трансгранична процедура за задействане на РЗ“ означава процедура, договорена между операторите на преносни системи, участващи в процедурата, която дава възможност за задействане на РЗ, свързан към различна зона за РТЧ, чрез съответно коригиране на входните данни на засегнатите ПЗР;

109)

„авария във връзка с определянето на размерите“ означава очаквания най-голям моментно възникващ дисбаланс на активната мощност в рамките на даден блок за РТЧ както в положителна, така и в отрицателна посока;

110)

„електрическо времево отклонение“ означава времевото несъответствие между синхронното време и координираното универсално време (UTC);

111)

„отклонение на честотата за пълно задействане на РПРЧ“ означава номиналната стойност на отклонението на честотата, при която РПРЧ в дадена синхронна зона се задейства напълно;

112)

„време за пълно задействане на РПРЧ“ означава периода от време между настъпването на еталонната авария и съответното пълно задействане на РПРЧ;

113)

„задължение за РПРЧ“ означава частта от всички РПРЧ, която попада в обхвата на отговорностите на даден ОПС;

114)

„процес на първично регулиране на честотата“, или „ППРЧ“ означава процес, който има за цел стабилизиране на честота на системата чрез компенсиране на дисбаланси посредством подходящи резерви;

115)

„процес на обвързване на честотата“ означава процес, договорен между всички ОПС от две синхронни зони, който позволява свързването на задействането на РПРЧ чрез адаптиране на потоците на прехвърляне между синхронните зони на мощност чрез ПТВН;

116)

„параметър, определящ качеството на честотата“ означава основните променливи във връзка с честотата на системата, които определят принципите на качество на честотата;

117)

„целеви параметър за качеството на честотата“ означава основната целева честота на системата, въз основа на която в нормално състояние се оценява поведението на процедурите за задействане на РПРЧ, РВРЧ или РЗ;

118)

„критерии за оценка на качеството на честотата“ означава набор от изчисления с използване на измервания на честотата на системата, които дават възможност за оценка на качеството на честотата на системата по отношение на целевите параметри за качеството на честотата;

119)

„данни за оценка на качеството на честотата“ означава набор от данни, даващ възможност за изчисляване на критериите за оценка на качеството на честотата;

120)

„обхват на възстановяване на честотата“ означава обхвата на честотата на системата, към който честотата на системата се очаква да се върне в синхронната зона „Великобритания“ и синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“ след възникването на дисбаланс, по-малък или равен на еталонната авария в рамките на времето за възстановяване на честотата;

121)

„време за възстановяване на честотата“ означава, за синхронната зона „Великобритания“ и синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“, максималното очаквано време след възникването на дисбаланс, по-малък или равен на еталонната авария, за което честотата на системата се връща към максималното отклонение на честотата при стационарни условия;

122)

„обхват на вторично регулиране на честотата“ означава обхвата на честотата на системата, към който честотата на системата се очаква да се върне в синхронната зона „Великобритания“, синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“ и в синхронна зона „Скандинавие“ след възникването на дисбаланс, по-малък или равен на еталонната авария в рамките на времето за възстановяване на честотата;

123)

„целеви параметри за ГВРЧ“ означава основните целеви променливи за блока за РТЧ, въз основа на които се определят и оценяват критериите за определяне на размера на РВРЧ или на РЗ в блока за РТЧ и които се използват, за да се отрази поведението на блока за РТЧ при нормална експлоатация;

124)

„обмен на мощност за вторично регулиране на честотата“ означава мощността, която се обменя между зони за РТЧ в рамките на трансграничната процедура за задействане на автоматичния РВРЧ;

125)

„зададена стойност за честотата“ означава целевата стойност на честотата, използвана в ПВРЧ и определена като сума от номиналната честота на системата и стойност на отклонение, необходима за намаляване на електрическото времево отклонение;

126)

„изисквания за разполагаемост на РВРЧ“ означава набор от изисквания, дефинирани от операторите на преносни системи на даден блок за РТЧ относно разполагаемостта на РВРЧ;

127)

„правила за определяне на размера на РВРЧ“ означава спецификациите на процедурата за определяне на РВРЧ за блок за РТЧ;

128)

„процедура на уравняване на дисбалансите“ означава процедура, договорена между операторите на преносни системи, която дава възможност да се избегне едновременно задействане на РВРЧ в противоположни посоки, като се вземат предвид съответните ГВРЧ и задействаният РВРЧ, и чрез коригиране на входните данни на засегнатите процеси на вторично регулиране на честотата;

129)

„обмен на мощност за уравняване на дисбалансите“ означава мощността, която се обменя между зони за РТЧ в рамките на процедурата на уравняване на дисбалансите;

130)

„първоначално задължение за РПРЧ“ означава размера на РПРЧ, разпределен на даден ОПС въз основа на коефициент на разпределение;

131)

„моментни данни за честотата“ означава набор от данни от измервания на общата честота на системата за синхронната зона с период на измерване, по-малък или равен на една секунда, използвани за оценяване на качеството на честотата;

132)

„моментно отклонение на честотата“ означава набор от данни от измервания на максималните отклонения на честотата на системата за синхронната зона с период на измерване, по-малък или равен на една секунда, използвани за целите на оценяването на качеството на честотата;

133)

„моментни данни за ГВРЧ“ означава набор от данни за ГВРЧ на даден блок за РТЧ с период на измерване, по-малък или равен на 10 секунди, използвани за целите на оценяването на качеството на честотата;

134)

„ниво 1 на обхвата на ГВРЧ“ означава първия обхват, използван за целите на оценяването на качеството на честотата на ниво „блок за РТЧ“, в рамките на който ГВРЧ следва да се поддържа за определен процент от времето;

135)

„ниво 2 на обхвата на ГВРЧ“ означава втория обхват, използван за целите на оценяването на качеството на честотата на ниво „блок за РТЧ“, в рамките на който ГВРЧ следва да се поддържа за определен процент от времето;

136)

„споразумение за експлоатация в блок за РТЧ“ означава многостранно споразумение между всички ОПС от даден блок за РТЧ, ако блокът за РТЧ се експлоатира от повече от един ОПС, и методика за експлоатация в блок за РТЧ, която се възприема едностранно от съответния ОПС, ако блокът за РТЧ се експлоатира само от един ОПС;

137)

„обмен на мощност за заместване“ означава мощността, която се обменя между зони за РТЧ в рамките на трансграничната процедура за задействане на РЗ;

138)

„дисбаланси в блок за РТЧ“ означава сумата от ГВРЧ, задействането на РВРЧ и задействането на РЗ в рамките на блок за РТЧ и обмена на мощност за уравняване на дисбалансите, обмена на мощност за вторично регулиране на честотата и обмена на мощност за заместване на този блок за РТЧ с други блокове за РТЧ;

139)

„наблюдаващ блока за РТЧ“ означава ОПС, отговарящ за събирането на данните за критериите за оценка на качеството на честотата и прилагащ критериите за оценка на качеството на честотата за блока за РТЧ;

140)

„структура за регулиране на товарите и честотата“ означава основната структура, включваща всички значими аспекти на регулирането на товарите и честотата, и по-специално във връзка със съответните отговорности и задължения, както и с видовете и целите на резервите на активна мощност;

141)

„структура на отговорностите за процедурите“ означава структура за определяне на отговорностите и задълженията по отношение на резервите на активна мощност въз основа на структурата за регулиране на синхронната зона;

142)

„структура за задействане на процедура“ означава структура за категоризиране на процедурите, свързани с различните видове резерви на активна мощност, по отношение на целите и задействането;

143)

„време за пълно задействане на ръчния РВРЧ“ означава периода от време между промяната на зададената стойност и съответното задействане или изключване на ръчния РВРЧ;

144)

„максимално моментно отклонение на честотата“ означава максималната очаквана абсолютна стойност на моментно отклонение на честотата след възникването на дисбаланс, по-малък или равен на еталонната авария, отвъд която се задействат спешни мерки;

145)

„зона за наблюдение“ означава част от синхронната зона или цялата синхронна зона, разграничена физически от точки на измерване при междусистемните връзки с други зони за наблюдение, експлоатирана от един или няколко ОПС, които изпълняват задълженията за зона за наблюдение;

146)

„предварителна оценка“ означава процедура за проверяване на съответствието на единица, предоставяща резерв, или група, предоставяща резерв, с изискванията, определени от ОПС;

147)

„период на линейно изменение“ означава период от време, дефиниран чрез определена начална точка и продължителност от време, през която приемането и/или подаването на активна мощност се увеличава или намалява;

148)

„ОПС, инструктиращ относно резерва“ означава ОПС, отговарящ за инструктирането на единицата, предоставяща резерв, или групата, предоставяща резерв, да задейства РВРЧ и/или РЗ;

149)

„ОРС, включващ резерв“ означава ОРС, отговарящ за разпределителната мрежа, към която е свързана единица, предоставяща резерв, или група, предоставяща резерв, за целите на предоставянето на резерв на даден ОПС;

150)

„ОПС, включващ резерв“ означава ОПС, отговарящ за зоната за наблюдение, към която се свързва единица, предоставяща резерв, или група, предоставяща резерв;

151)

„ОПС, получаващ резерв“ означава ОПС, участващ в обмен с включващ резерв ОПС и/или с единица, предоставяща резерв, или група, предоставяща резерв, свързани към друга зона за наблюдение или зона за РТЧ;

152)

„процедура за заместване на резерв“, или ПЗР означава процедура на възстановяване на задействания РВРЧ, а в допълнение за „Великобритания“ и „Ирландия и Северна Ирландия“ — за възстановяване на задействания РПРЧ;

153)

„изисквания за разполагаемост на РЗ“ означава набор от изисквания, дефинирани от операторите на преносни системи на даден блок за РТЧ относно разполагаемостта на РЗ;

154)

„правила за определяне на размера на РЗ“ означава спецификациите на процедурата за определяне на размера на РЗ за блок за РТЧ;

155)

„стандартен обхват на честотата“ означава определен симетричен интервал около номиналната честота, в рамките на който трябва да се поддържа честотата на системата в дадена синхронна зона;

156)

„стандартно отклонение на честотата“ означава абсолютната стойност на отклонението на честотата, което служи за граница на стандартния обхват на честотата;

157)

„отклонение на честотата при стационарни условия“ означава абсолютната стойност на отклонението на честотата след възникването на дисбаланс, след като честотата на системата е била стабилизирана;

158)

„наблюдаващ синхронна зона“ означава ОПС, отговарящ за събирането на данните за критериите за оценка на качеството на честотата и прилагащ критериите за оценка на качеството на честотата за синхронната зона;

159)

„процедура за управление на времето“ означава процедура за управление на времето, където управлението на времето е дейност за управление, извършвана, за да се сведе до нула електрическото времево отклонение между синхронното време и универсалното време (UTC).

а)

определяне на общи изисквания и принципи за експлоатационна сигурност;

б)

определяне на общи принципи за оперативно планиране за системата с междусистемни връзки;

в)

определяне на общи процедури за регулиране на товарите и честотата и структури за регулиране;

г)

осигуряване на условия за поддържане на експлоатационната сигурност в целия Съюз;

д)

осигуряване на условия за поддържане на качеството на честотата на всички синхронни зони в целия Съюз;

е)

насърчаване на координирането на експлоатацията на системата и оперативното планиране;

ж)

осигуряване и повишаване на прозрачността и надеждността на информацията за експлоатацията на преносната система;

з)

допринасяне за ефикасната експлоатация и развитието на системата за пренос на електроенергия и електроенергийния сектор в Съюза.

а)

да прилагат принципите на пропорционалност и за недопускане на дискриминация;

б)

да гарантират прозрачност;

в)

да прилагат принципа на оптимизация между най-високата обща ефективност и най-ниските общи разходи за всички участващи страни;

г)

да гарантират, че ОПС използват пазарни механизми, доколкото това е възможно, за да гарантират сигурност и стабилност на мрежата;

д)

да се съобразяват със задълженията на съответния ОПС с цел да се гарантира сигурността на системата, включително съгласно изискванията на националното законодателство;

е)

да се консултират със съответните ОРС и да вземат предвид потенциалните въздействия върху тяхната система; и

ж)

да вземат под внимание договорените европейски стандарти и технически спецификации.

а)

ОПС, представляващи най-малко 55 % от държавите членки; и

б)

ОПС, представляващи държави членки, съставляващи най-малко 65 % от населението на Съюза.

а)

ОПС, представляващи най-малко 72 % от съответните държави членки; и

б)

ОПС, представляващи държави членки, съставляващи най-малко 65 % от населението на съответния регион.

а)

ключови организационни изисквания, роли и отговорности във връзка с обмена на данни, свързани с експлоатационната сигурност в съответствие с член 40, параграф 6;

б)

методика за изграждане на модели на обща електроенергийна мрежа в съответствие с член 67, параграф 1 и член 70;

в)

методика за координиране на анализа на експлоатационната сигурност в съответствие с член 75.

а)

методика за всяка синхронна зона за определянето на минимален инерционен момент в съответствие с член 39, параграф 3, буква б);

б)

общи разпоредби за всеки регион за изчисляване на преносната способност, за координиране на регионалната експлоатационна сигурност в съответствие с член 76;

в)

методика — най-малко за всяка синхронна зона — за оценка на значението на активи за координирането на изключванията в съответствие с член 84;

г)

методики, условия и стойности, включени в споразуменията за експлоатация на синхронната зона съгласно член 118 относно:

д)

методики и условия, включени в споразуменията за експлоатация на блока за РТЧ съгласно член 119 относно:

е)

мерки за намаляване на риска за всяка синхронна зона или всеки блок за РТЧ в съответствие с член 138;

ж)

съвместно предложение за всяка синхронна зона, за определяне на блокове за РТЧ в съответствие с член 141, параграф 2.

а)

за синхронната зона „Великобритания“ и синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“, предложението на всеки ОПС, определящо нивото на отпадане на потребители, при което преносната система е в състояние на прекъсване на електроснабдяването;

б)

обхват на обмена на данни с оператори на разпределителни системи и значителни потребители на електроенергийната мрежа в съответствие с член 40, параграф 5;

в)

допълнителни изисквания за групи, предоставящи РПРЧ в съответствие с член 154, параграф 3;

г)

изключване на групи, предоставящи РПРЧ, от предоставянето на РПРЧ съгласно член 154, параграф 4;

д)

за синхронната зона „Континентална Европа“ и синхронната зона „Скандинавие“, предложението относно минималния междинен период на задействане, който трябва да се осигури от организациите, предоставящи РПРЧ, предложено от оператора на преносна система в съответствие с член 156, параграф 9;

е)

технически изисквания за РВРЧ, дефинирани от оператора на преносна система в съответствие с член 158, параграф 3;

ж)

отхвърляне на групи, предоставящи РВРЧ, съгласно член 159, параграф 7;

з)

технически изисквания за присъединяването на единици, предоставящи РЗ, и групи, предоставящи РЗ, формулирани от оператора на преносна система в съответствие с член 161, параграф 3; и

и)

отхвърляне на групи, предоставящи РЗ, от предоставянето на РЗ съгласно член 162, параграф 6.

а)

усъвършенствания на инструменти за експлоатацията на мрежата в съответствие с член 55, параграф 1, буква д);

б)

целевите параметри за ГВРЧ в съответствие с член 128;

в)

ограничения относно линейните изменения на ниво „синхронна зона“ в съответствие с член 137, параграф 1;

г)

ограничения относно линейните изменения на ниво „блок за РТЧ“ в съответствие с член 137, параграф 3;

д)

мерки, предприемани в състоянието на повишено внимание поради недостатъчност на резервите на активна мощност в съответствие с член 152, параграф 11; и

е)

искане на включващия резерв ОПС към организация, предоставяща РПРЧ, за предоставяне на информацията в реално време в съответствие с член 154, параграф 11.

а)

показатели за експлоатационна сигурност в съответствие с член 15;

б)

регулиране на товарите и честотата в съответствие с член 16;

в)

оценка на регионалното координиране в съответствие с член 17;

г)

набелязване на всякакви различия в националното прилагане на настоящия регламент по отношение на условията или методиките, изброени в член 6, параграф 3;

д)

набелязване на всякакви допълнителни подобрения на инструменти и услуги в съответствие с член 55, букви а) и б) извън подобренията, набелязани от операторите на преносни системи в съответствие с член 55, буква д);

е)

набелязване на всякакви необходими подобрения в годишния доклад въз основа на скалата за класификация на авариите в съответствие с член 15, които са необходими с цел подпомагане на устойчивата и дългосрочна експлоатационна сигурност; и

ж)

набелязване на евентуални трудности, свързани със сътрудничеството по сигурната експлоатация на системата с оператори на преносни системи от трети държави.

а)

брой защитни изключвания на елементи на преносната система за една година, за един ОПС;

б)

брой защитни изключвания на съоръжения за производство на електроенергия за една година, за един ОПС;

в)

енергия, която не е подадена, за една година, поради непланови изключвания на съоръжения за производство на електроенергия, за един ОПС;

г)

продължителност и брой на случаи на възникване на състояние на повишено внимание и на извънредно състояние за всеки ОПС;

д)

времетраене и брой на установените събития, при които е имало липса на резерви, за един ОПС;

е)

времетраене и брой на отклоненията на напрежението, излизащи извън обхватите от таблици 1 и 2 в приложение II, за един ОПС;

ж)

брой минути извън стандартния обхват на честотата и брой минути извън 50 % от максималното отклонение на честотата при стационарни условия, за всяка синхронна зона;

з)

брой изключвания с разделяне на системата или местни състояния на прекъсване на електроснабдяването; и

и)

брой прекъсвания на електроснабдяването, обхващащи два или повече ОПС.

а)

брой на събитията, при които авария от списъка на извънредните ситуации е довела до влошаване на състоянието на експлоатация на системата;

б)

брой на събитията, посочени в буква а), при които е настъпило влошаване на условията на експлоатация на системата в резултат на неочаквани несъответствия с прогнозите за товарите и генерирането;

в)

брой на събитията, при които е имало влошаване на условията на експлоатация на системата поради изключителна извънредна ситуация;

г)

брой на събитията, посочени в буква в), при които е настъпило влошаване на условията на експлоатация на системата в резултат на неочаквани несъответствия с прогнозите за товарите и генерирането; и

д)

брой на събитията, водещи до влошаване на условията на експлоатация на системата поради липса на резерви на активна мощност.

а)

наименованията на блоковете за РТЧ, зоните за РТЧ и зоните за наблюдение в държавата членка;

б)

наименованията на блоковете за РТЧ, които не са в държавата членка и които съдържат зони за РТЧ и зони за наблюдение в държавата членка;

в)

наименованията на синхронните зони, към които принадлежи всяка държава членка;

г)

данните във връзка с критериите за оценка на качеството на честотата за всяка синхронна зона и всеки блок за РТЧ съгласно букви а), б) и в) за всеки месец от най-малко две предходни календарни години;

д)

задължението за РПРЧ и първоначалното задължение за РПРЧ на всеки ОПС с дейност в рамките на държавата членка за най-малко две предходни календарни години; и

е)

описание и дата на прилагането на всякакви мерки за намаляване на риска и изисквания по отношение на линейното изменение за потушаване на неслучайни отклонения в честотата, предприети през предходната календарна година в съответствие с членове 137 и 138, в които са участвали ОПС от държавата членка.

а)

броя на случаите, в които не е изпълнил своите функции, средната им продължителност и причините за неизпълнението;

б)

статистиката относно ограниченията, включително продължителността им, местоположението и броя на събитията, заедно със съответните предприети коригиращи действия и разходите за тях, в случай че са възникнали такива;

в)

броя на случаите, в които операторите на преносни системи отказват да въведат в действие коригиращите мерки, препоръчани от координатора за регионалната сигурност, и причините за това;

г)

броя на несъвместимостите в планирането на изключванията, установени в съответствие с член 80; и

д)

описание на случаите, в които е направена оценка на липсата на регионална адекватност, и описание на въведените действия за смекчаване на последиците.

а)

напрежението и потоците на мощността са в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени в съответствие с член 25;

б)

честотата отговаря на следните критерии:

в)

резервите на активна и реактивна мощност са достатъчни, за да издържат на извънредните ситуации от списъка на извънредни ситуации, определен в съответствие с член 33, без да се нарушават границите, осигуряващи експлоатационна сигурност;

г)

експлоатацията на контролната зона на засегнатия ОПС е и ще остане в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, след прилагането на коригиращи действия в резултат на възникването на извънредна ситуация от списъка на извънредни ситуации, определен в съответствие с член 33.

а)

напрежението и потоците на мощността са в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени в съответствие с член 25; и

б)

резервната мощност на оператора на преносната система е намаляла с повече от 20 % за повече от 30 минути и не съществуват начини за компенсиране на това намаление при експлоатация на системата в реално време; или

в)

честотата отговаря на следните критерии:

г)

поне една извънредна ситуация от списъка на извънредните ситуации, определен в съответствие с член 33, води до нарушаване на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност за конкретния ОПС, дори след предприемането на коригиращи действия.

а)

има най-малко едно нарушаване на границите на ОПС, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени в съответствие с член 25;

б)

честотата не отговаря на критериите за нормално състояние и за състояние на повишено внимание, определени в съответствие с параграфи 1 и 2;

в)

задействана е най-малко една мярка от плана на ОПС за защита на системата;

г)

има отказ във функционирането на инструменти, средства и съоръжения, определени в съответствие с член 24, параграф 1, което води до неразполагаемост на тези инструменти, средства и съоръжения за повече от 30 минути.

а)

загуба на повече от 50 % от товара в контролната зона на засегнатия ОПС;

б)

пълно отсъствие на напрежение в продължение на най-малко три минути в контролната зона на засегнатия ОПС, което води до задействането на планове за възстановяване.

а)

потоците на активна и на реактивна мощност;

б)

напреженията на шините;

в)

честотата и грешката при вторично регулиране на честотата на неговата зона за РТЧ;

г)

резервите на активна и на реактивна енергия; и

д)

генерираната мощност и товара.

а)

информира всички ОПС за състоянието на своята преносна система посредством инструмент на информационните технологии за обмен на данни в реално време на общоевропейско равнище; и

б)

предоставя на други ОПС допълнителна информация за елементите на своята преносна система, които са част от тяхната зона на наблюдаемост.

а)

за нарушения на експлоатационната сигурност, които не е нужно да бъдат управлявани координирано, ОПС разработва, подготвя и предприема коригиращи действия (от категориите, дефинирани в член 22), за да възстанови системата в нормално състояние и да предотврати разпространяването на състоянието на повишено внимание или аварийното състояние извън контролната си зона;

б)

за нарушения на експлоатационната сигурност, които е нужно да бъдат управлявани координирано, ОПС разработва, подготвя и предприема коригиращи действия съгласувано с други засегнати ОПС, като следва методиката за подготвяне на коригиращи действия по координиран начин по член 76, параграф 1, буква б) и като взема предвид препоръката на координатор за регионалната сигурност в съответствие с член 78, параграф 4.

а)

предприема най-ефикасните и икономически ефективни коригиращи действия;

б)

предприема коригиращи действия възможно най-близко до реалното време, като държи сметка за очакваното време на задействане и спешността, свързана с проблема на експлоатацията на системата, който възнамерява да разреши;

в)

обмисля рисковете, произтичащи от повреди при прилагането на разполагаемите коригиращи действия, и тяхното въздействие върху експлоатационната сигурност, като например:

г)

отдава предпочитание на коригиращи действия, които предоставят за разпределение най-голямата междузонова преносна способност, като същевременно удовлетворяват всички граници, осигуряващи експлоатационна сигурност.

а)

промяна на времетраенето на дадено планирано изключване или връщане в експлоатация на елементи на преносната система за постигане на експлоатационна разполагаемост на тези елементи на преносната система;

б)

активно въздействие върху потоците на мощност чрез:

в)

регулиране на напрежението и управление на реактивната мощност чрез:

г)

преизчисляване на междузоновите преносни способности за ден напред и в рамките на деня в съответствие с Регламент (ЕС) 2015/1222;

д)

повторно диспечиране на присъединени към преносна или разпределителна система потребители в рамките на контролната зона на оператора на преносна система, между два или повече ОПС;

е)

насрещна търговия между две или повече тръжни зони;

ж)

коригиране на потоците на активната мощност през системи за ПТВН;

з)

задействане на процедури за управление на отклонението на честотата;

и)

ограничаване, съгласно член 16, параграф 2 от Регламент № 714/2009, на вече разпределената междузонова преносна способност в извънредна ситуация, когато използването на тази преносна способност застрашава експлоатационната сигурност, всички ОПС на даден междусистемен електропровод са съгласни за такова коригиране и повторното диспечиране или насрещната търговия не са възможни; и

й)

когато е приложимо, добавяне на ръчно регулираното разтоварване в нормално състояние или в състояние на повишено внимание.

а)

следенето и определянето на състоянията на системата в съответствие с член 19;

б)

анализа на извънредните ситуации при експлоатация в реално време в съответствие с член 34; и

в)

анализа на извънредните ситуации при оперативно планиране в съответствие с член 72.

а)

съоръжения за следене на състоянието на преносната система, включително приложения за оценяване на състоянието и съоръжения за регулиране на товарите и честотата;

б)

средства за управление на комутацията на прекъсвачи, секционни прекъсвачи, трансформаторни янсенови регулатори и друго оборудване, служещо за управление на елементи на преносната система;

в)

средства за комуникация със залите за управление на други ОПС и КРС;

г)

инструменти за анализ на експлоатационната сигурност; и

д)

инструменти и средства за комуникация, необходими на операторите на преносни системи за улесняване на трансграничните операции на пазара на електроенергия.

а)

граничните стойности на напрежението в съответствие с член 27;

б)

граничните стойности на токовете на късо съединение в съответствие с член 30; и

в)

граничните стойности на тока, по нагряване, включително допустимите преходни претоварвания.

а)

максималния ток на късо съединение, при който се надвишава номиналната мощност на изключване на прекъсвачите и друго оборудване; и

б)

минималния ток на късо съединение за правилната работа на оборудването на защитите.

а)

използва най-точните и качествени данни;

б)

взема предвид международните стандарти; и

в)

разглежда като основа за изчисляването на максималния ток на к.с. такива експлоатационни условия, които осигуряват възможно най-висока стойност на тока на късо съединение, включително тока на късо съединение от други преносни системи и разпределителни системи, включително затворени разпределителни системи.

а)

всеки ОПС класифицира извънредните ситуации за своята собствена контролна зона;

б)

когато експлоатационните или климатичните условия значително увеличават вероятността за извънредна ситуация, всеки ОПС включва тази изключителна извънредна ситуация в своя списък на извънредните ситуации; и

в)

с цел да взема предвид изключителни извънредни ситуации с висока степен на въздействие върху своите собствени или съседните преносни системи, всеки ОПС включва такива изключителни извънредни ситуации в своя списък на извънредните ситуации.

а)

по време на последователности на комутиране;

б)

по време на периода, необходим за подготвяне и предприемане на коригиращи действия.

а)

гарантира, че всяка специална последователност от действия за защита действа избирателно, надеждно и ефективно;

б)

оценява, при проектирането на специална последователност от действия за защита, последиците за преносната система в случай на неправилно функциониране, вземайки предвид въздействието върху засегнатите ОПС;

в)

проверява дали специалната последователност от действия за защита е с надеждност, сравнима с тази на системите за защита, използвани за основната защита на елементи на преносната система;

г)

експлоатира преносната система със специалната последователност от действия за защита в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени в съответствие с член 25; и

д)

координира функциите, принципите за задействане и зададените стойности на специалната последователност от действия за защита със съседните ОПС и със засегнатите ОРС, присъединени към преносна система, включително със затворени разпределителни системи и засегнатите ЗПМ, присъединени към преносна система.

а)

обхвата на координираното изследване за оценка на динамичната стабилност, поне по отношение на модел на обща електроенергийна мрежа;

б)

набора от данни, които трябва да се обменят между засегнатите ОПС, за да се направи координираното изследване за оценка на динамичната стабилност;

в)

списък на съвместно договорени сценарии относно координираното изследване за оценка на динамичната стабилност; и

г)

списък на съвместно договорени извънредни ситуации или смущения в работата, чието въздействие се оценява чрез координираното изследване за оценка на динамичната стабилност.

а)

ако по отношение на списъка на извънредните ситуации границите на стационарни условия се достигат преди границите на стабилност, ОПС основава оценката на динамичната стабилност само върху проучвания на стабилността извън работеща система, извършвани на етапа на по-дългосрочно оперативно планиране;

б)

ако в условия на планово изключване по отношение на списъка на извънредните ситуации границите на стационарни условия и границите на стабилност са близо една до друга или границите на стабилност се достигат преди границите на стационарни условия, ОПС прави оценка на динамичната стабилност на етапа на оперативно планиране за ден напред, докато въпросните условия остават непроменени. ОПС планира коригиращи действия, които да бъдат прилагани, ако е необходимо, при експлоатация в реално време; и

в)

ако преносната система е в ситуация N по отношение на списъка на извънредните ситуации и границите на стабилност се достигат преди границите на стационарни условия, ОПС прави оценка на динамичната стабилност на всички етапи на оперативното планиране и оценява повторно границите на стабилност във възможно най-кратък срок след откриване на значителна промяна в ситуацията N.

а)

не по-късно от две години след влизането в сила на настоящия регламент всички ОПС от въпросната синхронна зона провеждат съвместно проучване за всяка синхронна зона с цел да се установи дали трябва да бъде наложен минимално изискван инерционен момент, като се вземат предвид разходите и ползите, както и потенциални алтернативи. Всички ОПС съобщават своите проучвания на своите регулаторни органи. Всички ОПС извършват периодичен преглед и актуализират въпросните проучвания на всеки две години;

б)

когато проучванията, посочени в буква а), показват, че е необходимо да се дефинира минимално изискван инерционен момент, всички ОПС от засегнатата синхронна зона съвместно разработват методика за дефиниране на минимален инерционен момент, необходим за поддържане на експлоатационната сигурност и за да се предотврати нарушаването на границите на стабилност. Методиката трябва да спазва принципите на ефективност и пропорционалност, да бъде разработена в рамките на шест месеца след приключване на проучванията, посочени в буква а), и да бъде актуализирана в срок от шест месеца след като проучванията са актуализирани и са на разположение; и

в)

всеки ОПС пуска при експлоатация в реално време минималния инерционен момент в своята собствена контролна зона в съответствие с методиката и резултатите, дефинирани и получени в съответствие с буква б).

а)

електропроизводство;

б)

потребление;

в)

графици;

г)

салдо по баланса;

д)

планови изключвания и топологии на подстанции; и

е)

прогнози.

а)

структурни данни в съответствие с член 48;

б)

данни за съставяне на графици и прогнозни данни в съответствие с член 49;

в)

данни в реално време в съответствие с членове 44, 47 и 50; и

г)

разпоредбите в съответствие с членове 51, 52 и 53.

а)

задължения на ОПС да съобщават незабавно на всички съседни ОПС всякакви промени в настройките на защитата, граничните стойности за нагряването и техническите възможности при междусистемните електропроводи между своите контролни зони;

б)

задължения на операторите на разпределителни системи, директно присъединени към преносната система, да информират ОПС, към които са присъединени, в рамките на договорените срокове за всякакви промени в данните и информацията съгласно настоящия дял;

в)

задължения на съседните оператори на разпределителни системи и/или между ОПС, намиращ се нагоре по потока на мощността, и ОПС, намиращ се надолу по потока на мощността, да се информират взаимно в рамките на договорените срокове за всякакви промени в данните и информацията съгласно настоящия дял;

г)

задължения на значителните потребители на електроенергийната мрежа да информират своя ОПС или ОРС в рамките на договорените срокове за всякакви съответни промени в данните и информацията, установени съгласно настоящия дял;

д)

подробно съдържание на данните и информацията, установени съгласно настоящия дял, включително основни принципи, вид на данните, средства за комуникация, формат и стандарти, които да се прилагат, срокове и отговорности;

е)

времевите печати и честотата на подаване на данните и на информацията, предоставяни от операторите на разпределителни системи и значителните потребители на електроенергийната мрежа, които се използват от операторите на преносни системи при различните срокове. Трябва да е дефинирана честотата на обмен на информацията при данните в реално време, данните по график и актуализирането на структурни данни; и

ж)

формата за докладване на данните и информацията, установен съгласно настоящия дял.

а)

нормалната топология на подстанциите и други съответни данни, организирани по стойности на напрежението;

б)

технически данни за преносните линии;

в)

технически данни за трансформаторите, свързващи операторите на разпределителни системи, значителните потребители на електроенергийната мрежа, които са потребяващи съоръжения, и трансформаторите за собствени нужди на значителни потребители на електроенергийната мрежа, които са съоръжения за производство на електроенергия;

г)

максималната и минималната активна и реактивна мощност на значителните потребители на електроенергийната мрежа, които са модули за производство на електроенергия;

д)

технически данни за трансформаторите с фазово изместване;

е)

технически данни за системите за ПТВН;

ж)

технически данни за реакторите, кондензаторите и статичните компенсатори на реактивна мощност; и

з)

границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени от всеки ОПС в съответствие с член 25.

а)

топологията на преносните системи за 220 kV и по-високо напрежение в рамките на своята контролна зона;

б)

модел или еквивалент на преносната система с напрежение под 220 kV, със значително въздействие върху неговата собствена преносна система;

в)

граничните стойности за нагряването на елементите на преносната система; и

г)

реалистично и точно прогнозно агрегирано количество за подаването на мощност от и към (за всеки първичен енергиен източник) всеки възел от преносната система, за различни времеви интервали.

а)

данни относно ЗПЕМ, които са модули за производство на електроенергия, които са свързани, но не само, със:

б)

данните за вида на регулирането и обхвата на регулирането на напрежението във връзка с янсеновите регулатори, включително описанието на съществуващите превключватели на отклонения на намотките под товар, както и данните за вида на регулирането и обхвата на регулирането на напрежението във връзка с повишаващите и мрежовите трансформатори; и

в)

данните за динамичните модели на системата или на устройството и съответното му регулиране, подходящо за големи смущения в работата, във връзка със системите за ПТВН и устройствата на ГПСПТ.

а)

честота;

б)

грешка при вторично регулиране на честотата;

в)

измерен обмен на активна мощност между зони за РТЧ;

г)

агрегирана подавана генерирана мощност;

д)

състояние на системата в съответствие с член 18;

е)

зададена стойност на регулатора на товарите и честотата; и

ж)

обмен на мощност чрез виртуални междусистемни линии.

а)

действителна топология на подстанциите;

б)

активна и реактивна мощност при точката на свързване към линията, включително за преносните, разпределителните линии и линиите, свързващи значителните потребители на електроенергийната мрежа;

в)

активна и реактивна мощност в точката на свързване към трансформатора, включително преносните, разпределителните трансформатори и трансформатори, свързващи значителните потребители на електроенергийната мрежа;

г)

активна и реактивна мощност в точката на свързване към съоръжението за производство на електроенергия;

д)

положения на регулиране на трансформаторите, включително на трансформаторите с фазово изместване;

е)

измерено или очаквано напрежение на шините;

ж)

реактивна мощност в точките на свързване към реакторите и кондензаторните батерии или от статичен компенсатор на реактивна мощност; и

з)

ограничения за възможностите за подаване на активна и реактивна мощност по отношение на зоната на наблюдаемост.

а)

подстанциите по напрежения;

б)

линиите, които свързват подстанциите, посочени в буква а);

в)

трансформаторите от подстанциите, посочени в буква а);

г)

значителните потребители на електроенергийната мрежа; и

д)

реакторите и кондензаторните батерии, свързани към подстанциите, посочени в буква а).

а)

действителната топология на подстанциите;

б)

активната и реактивната мощност в точката на свързване към линията;

в)

активната и реактивната мощност в точката на свързване към трансформатора;

г)

подаването на активна и реактивна мощност в точката на свързване към съоръжението за производство на електроенергия;

д)

положенията на отклоненията на намотките на трансформаторите, свързани към преносната система;

е)

напреженията на шините;

ж)

реактивната мощност в точките на свързване към реакторите и кондензаторните батерии;

з)

най-добрите налични данни за агрегирано електропроизводство за всеки първичен енергиен източник в зоната на оператора на разпределителна система; и

и)

най-добрите налични данни за агрегирания товар в зоната на оператора на разпределителна система.

а)

общи данни за модула за производство на електроенергия, включително инсталирана мощност и първичен енергиен източник;

б)

данни за турбината и съоръжението за производство на електроенергия, включващи времето за пускане от студено и от горещо състояние;

в)

данни за изчисляване на токове на късо съединение;

г)

данни за трансформатора на съоръжението за производство на електроенергия;

д)

данни за РПРЧ на модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга, в съответствие с член 154;

е)

данни за РВРЧ на модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга, в съответствие с член 158;

ж)

данни за РЗ от модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга, в съответствие с член 161;

з)

данни, необходими за възстановяване на преносната система;

и)

данни и модели, необходими за извършването на динамична симулация;

й)

данни за защитите;

к)

данни, необходими за определянето на разходите за коригиращи действия в съответствие с член 78, параграф 1, буква б); когато оператор на преносна система използва пазарни механизми в съответствие с член 4, параграф 2, буква г), информирането за цените, платими от ОПС, се счита за достатъчно;

л)

способност за регулиране на напрежението и на реактивната мощност.

а)

общи данни за модула за производство на електроенергия, включително инсталирана мощност и първичен енергиен източник;

б)

данни за изчисляване на токове на късо съединение;

в)

данни за РПРЧ в съответствие с определението и изискванията на член 173 за модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга;

г)

данни за РВРЧ на модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга;

д)

данни за РЗ на модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга;

е)

данни за защитите;

ж)

способност за регулиране на реактивната мощност;

з)

данни, необходими за определянето на разходите за коригиращи действия в съответствие с член 78, параграф 1, буква б); когато оператор на преносна система използва пазарни механизми в съответствие с член 4, параграф 2, буква г), информирането за цените, платими от ОПС, се счита за достатъчно;

и)

данни, необходими за извършване на оценка на динамичната стабилност съгласно член 38.

а)

паспортни данни на инсталацията;

б)

данни за трансформаторите;

в)

данни за филтрите и наборите от филтри;

г)

данни за компенсирането на реактивна енергия;

д)

способност за регулиране на активната мощност;

е)

способност за регулиране на реактивната мощност и на напрежението;

ж)

приоритизиране на активен или реактивен режим на работа, ако има;

з)

способност за изменение в зависимост от честотата;

и)

динамични модели за динамично симулиране;

й)

данни за защитите; и

к)

способност да се поддържа непрекъснатостта на електроснабдяването.

а)

паспортни данни на инсталацията;

б)

електрически параметри;

в)

свързани с тях защити.

а)

размери и разполагаемост на генерираната активна мощност и резервите на активна мощност, за ден напред и в рамките на деня;

б)

незабавно — всяка планова неразполагаемост или всяко ограничение във връзка с активната мощност;

в)

всякакво прогнозно ограничаване на способността за регулиране на реактивната мощност; и

г)

като изключение от букви а) и б) в региони с централна система за диспечерско управление — данни, поискани от ОПС за подготовката на неговия график за генериране на активна мощност.

а)

график за активна мощност и разполагаемост, за ден напред и в рамките на деня;

б)

незабавно — своята планова неразполагаемост или ограничение във връзка с активната мощност; и

в)

всякакво прогнозно ограничение в способността за регулиране на реактивната мощност или напрежението.

а)

положение на прекъсвачите в точката на присъединяване или друга точка на взаимодействие, договорена с оператора на преносна система;

б)

активна и реактивна мощност в точката на присъединяване или друга точка на взаимодействие, договорена с оператора на преносна система; и

в)

за съоръжение за производство на електроенергия с консумация, различна от консумацията за собствени нужди — нетната активна и реактивна мощност.

а)

положение на прекъсвачите;

б)

експлоатационно състояние; и

в)

активна и реактивна мощност.

а)

общи данни за модула за производство на електроенергия, включително инсталирана мощност и първичен енергиен източник или вид гориво;

б)

данни за РПРЧ в съответствие с определението и изискванията на член 173 за съоръжения за производство на електроенергия, които предлагат или извършват услугата РПРЧ;

в)

данни за РВРЧ за съоръжения за производство на електроенергия, които предлагат или извършват услугата РВРЧ;

г)

данни за РЗ за модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват услугата РЗ;

д)

данни за защитите;

е)

способност за регулиране на реактивната мощност;

ж)

способност за достъп от разстояние до прекъсвача;

з)

данни, необходими за извършване на динамичната симулация в съответствие с разпоредбите на Регламент (ЕС) 2016/631; и

и)

стойност на напрежението и местоположението на всеки модул за производство на електроенергия.

а)

планираната си неразполагаемост, планираното ограничение във връзка с активната мощност и прогнозното планирано генериране на активна мощност в точката на присъединяване;

б)

всякакво прогнозно ограничение в способността за регулиране на реактивната мощност; и

в)

като изключение от букви а) и б) в региони с централна система за диспечерско управление — данни, поискани от ОПС за подготовката на неговия график за генериране на активна мощност.

а)

състояние на комутационните устройства и на прекъсвачите в точката на присъединяване; и

б)

потоците от активна и реактивна мощност, тока и напрежението в точката на присъединяване.

а)

електрически данни за трансформаторите, свързани с преносната система;

б)

характеристики на товара на потребяващото съоръжение; и

в)

характеристики на регулирането на реактивната мощност.

а)

планираното потребление на активна и прогнозното потребление на реактивна мощност за ден напред и в рамките на деня, включително всякакви промени на въпросните графици или прогнози;

б)

всякакво прогнозно ограничение в способността за регулиране на реактивната мощност;

в)

ако участва в реакцията на потреблението — график на обхвата на структурната си минимална и максимална мощност, който трябва да бъде съкратен; и

г)

по изключение от буква а) в региони с централна система за диспечерско управление — данните, поискани от ОПС за подготовката на неговия график за генериране на активна мощност.

а)

активната и реактивната мощност в точката на присъединяване; и

б)

минималния и максималния обхват на мощността, който трябва да бъде съкратен.

а)

структурната минимална и максимална активна мощност, разполагаема за реакция на потреблението, както и максималната и минималната продължителност на всяко потенциално използване на тази мощност за реакция на потреблението;

б)

прогноза за неограничена активна мощност, разполагаема за реакция на потреблението, и всяка планирана реакция на потреблението;

в)

активната и реактивната мощност в реално време в точката на присъединяване; и

г)

потвърждение, че са приложени прогнозите за действителните стойности за реакцията на потреблението.

а)

структурната минимална и максимална активна мощност, разполагаема за реакция на потреблението, както и максималната и минималната продължителност на всяко потенциално задействане на реакция на потреблението в конкретна географска област, дефинирана от оператора на преносна система и оператора на разпределителна система;

б)

прогноза за неограничена активна мощност, разполагаема за реакцията на потреблението, и всяко планирано ниво на реакция на потреблението в конкретна географска област, дефинирана от оператора на преносна система и оператора на разпределителна система;

в)

активна и реактивна мощност в реално време; и

г)

потвърждение, че са приложени прогнозите за действителните стойности за реакцията на потреблението.

а)

да разработва и внедрява инструменти за експлоатация на мрежата, които са от значение за неговата контролна зона и са свързани с експлоатацията в реално време и оперативното планиране;

б)

да разработва и въвежда инструменти и решения за предотвратяване и защита от смущения в работата;

в)

да използва услуги, предоставяни от трети страни, чрез обществени поръчки, когато е приложимо, като например повторно диспечиране или насрещна търговия, услуги по управление на претоварването, електропроизводствени резерви и други спомагателни услуги;

г)

да се съобразява със скалата за класификация на авариите, приета от ЕМОПС за електроенергия, в съответствие с член 8, параграф 3, буква а) от Регламент (ЕО) № 714/2009, и да предоставя на ЕМОПС за електроенергия информацията, необходима за изпълнение на задачите за изготвяне на скалата за класификация на авариите; и

д)

да следи на ежегоден принцип целесъобразността на инструментите за експлоатация на мрежата, установени съгласно букви а) и б), необходими за поддържане на експлоатационната сигурност. Всеки ОПС набелязва всякакви целесъобразни подобрения на въпросните инструменти за експлоатация на мрежата, като взема предвид годишните отчети, изготвени от ЕМОПС за електроенергия въз основа на скалата за класификация на авариите в съответствие с член 15. Всяко набелязано подобрение се привежда в изпълнение впоследствие от оператора на преносна система.

а)

доказателство за съответствие с всички съответни технически и организационни разпоредби за експлоатация от настоящия регламент за нов елемент на преносната система при първото му пускане в експлоатация;

б)

доказателство за съответствие с всички съответни технически и организационни разпоредби за експлоатация от настоящия регламент за ново съоръжение на значителния потребител на електроенергийната мрежа или на оператор на разпределителна система при първото му пускане в експлоатация;

в)

доказателство за съответствие с всички съответни технически и организационни разпоредби за експлоатация от настоящия регламент при всякаква промяна на елемент на преносната система или на съоръжение на значителния потребител на електроенергийната мрежа или на оператора на разпределителна система, която е от значение за експлоатацията на системата;

г)

оценка на възможните отрицателни въздействия на неизправност, късо съединение или друга непланирана и неочаквана авария в експлоатацията на системата върху елемента на преносната система или върху съоръжението на значителния потребител на електроенергийната мрежа или на оператора на разпределителна система.

а)

операторът на преносна система да гарантира правилното функциониране на елементите на преносната система;

б)

операторът на разпределителна система и значителните потребители на електроенергийната мрежа да гарантират правилното функциониране на разпределителните системи и на съоръженията на значителните потребители на електроенергийната мрежа;

в)

операторът на преносна система, операторът на разпределителна система или значителният потребител на електроенергийната мрежа да запазва съществуващите и да разработва нови експлоатационни практики;

г)

операторът на преносна система да гарантира изпълнението на спомагателни услуги;

д)

операторът на преносна система, операторът на разпределителна система или значителният потребител на електроенергийната мрежа да събира информация относно показателите на елементите на преносната система и съоръженията на значителните потребители на електроенергийната мрежа и операторите на разпределителни системи при всякакви условия и в съответствие с всички съответни разпоредби за експлоатация от настоящия регламент по отношение на:

а)

са включени в процеса на обучение и сертифициране на служителите, отговарящи за експлоатацията в реално време;

б)

се използват като входни данни за процеса на изследователска и развойна дейност на ЕМОПС за електроенергия; и

в)

се използват за подобряване на експлоатационните практики, включително на тези в извънредно състояние и състояние на възстановяване.

а)

цялата документация и сертификати на оборудване, които трябва да се представят от ЗПЕМ;

б)

подробна информация за техническите данни на съоръжението на ЗПЕМ от значение за експлоатацията на системата;

в)

изисквания за моделите за оценка на динамичната стабилност; и

г)

проучвания от страна на ЗПЕМ, доказващи очаквания резултат от оценката на динамичната стабилност, когато е приложимо.

а)

първоначална програма за обучение за сертифициране и непрекъсната програма за непрекъснато обучение на своите служители, които отговарят за експлоатацията на преносната система в реално време;

б)

програма за обучение на своите служители, отговарящи за оперативното планиране. Всеки ОПС допринася за разработване и приемане на програми за обучение за служителите на съответните координатори за регионалната сигурност;

в)

програма за обучение на своите служители, отговарящи за балансирането.

а)

описание на елементите на преносната система;

б)

експлоатация на преносната система във всички състояния на системата, включително при възстановяване;

в)

използване на системите и процесите на самото работно място;

г)

координиране на действията между операторите на преносни системи и пазарните договорености;

д)

разпознаване и реагиране при извънредни ситуации в експлоатацията;

е)

съответни области на електроинженерството;

ж)

съответни аспекти на вътрешния пазар на електроенергия на Съюза;

з)

съответни аспекти на мрежовите кодекси или насоки, приети съгласно член 6 и член 18 от Регламент (ЕО) № 714/2009;

и)

безопасност и сигурност на хора, ядрено и друго оборудване при експлоатация на преносната система;

й)

сътрудничество и координация между ОПС при експлоатация в реално време и в оперативното планиране на равнище „главни зали за управление“, което се осъществява на английски език, освен ако не е посочено друго;

к)

съвместно обучение с присъединени към преносна система ОРС и ЗПЕМ, когато е целесъобразно;

л)

поведенчески умения със специално ударение върху управлението на стреса, действията на човека в критична ситуация, отговорността и уменията за мотивиране; и

м)

практики на оперативно планиране и инструменти, включително използваните със съответните координатори за регионалната сигурност при оперативното планиране.

а)

квалификациите и процеса на подбор за служителите на ОПС, които ще се обучават;

б)

обучението, което се изисква за сертифицирането на служителите на системния оператор, отговарящи за експлоатацията в реално време;

в)

процедурите, включително съответната документация, за първоначалната програма за обучение и програмите за непрекъснато обучение;

г)

процедурата за сертифицирането на служителите на системния оператор, отговарящи за експлоатацията, в реално време; и

д)

процедурата за удължаване на даден период на обучение и сертифициране за служителите на системния оператор, отговарящи за експлоатацията в реално време.

а)

за година напред, в съответствие с членове 66, 67 и 68;

б)

когато е приложимо, за седмица напред, в съответствие с член 69;

в)

за ден напред, в съответствие с член 70; и

г)

в рамките на деня, в съответствие с член 70.

а)

потребление на електроенергия;

б)

условията, свързани с приноса на възобновяемите енергийни източници;

в)

определени позиции на внос/износ, включително договорени еталонни стойности, които позволяват задачата по обединяването;

г)

модела на генериране, при напълно разполагаем производствен парк;

д)

развитието на електроенергийната мрежа за година напред.

а)

типичните модели на трансграничен обмен за различни нива на потребление и на производство на енергия от възобновяеми и конвенционални източници;

б)

вероятността за възникването на сценариите;

в)

потенциалните отклонения от границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, за всеки сценарий;

г)

стойността на мощността, генерирана и потребявана от съоръженията за производство на електроенергия и потребяващите съоръжения, свързани към разпределителни системи.

а)

зимен максимум, 3-та сряда на януари от текущата година, 10:30 централноевропейско време (ЦЕВ);

б)

зимен минимум, 2-ра неделя на януари от текущата година, 03:30 ЦЕВ;

в)

пролетен максимум, 3-та сряда на април от текущата година, 10:30 ЦЕВ;

г)

пролетен минимум, 2-ра неделя на април от текущата година, 03:30 ЦЕВ;

д)

летен максимум, 3-та сряда на юли от предишната година, 10:30 ЦЕВ;

е)

летен минимум, 2-ра неделя на юли от предишната година, 03:30 ЦЕВ;

ж)

есенен максимум, 3-та сряда на октомври от предишната година, 10:30 ЦЕВ;

з)

есенен минимум, 2-ра неделя на октомври от предишната година, 03:30 ЦЕВ;

а)

се договаря със съседните ОПС за прогнозния поток на мощност по системите за ПТВН, свързващи техните контролни зони;

б)

балансира за всеки сценарий сумата от:

а)

да са съгласувани със структурните данни, предоставени в съответствие с изискванията на членове 41, 43, 45 и 48;

б)

да са съгласувани със сценариите, разработени в съответствие с член 65; и

в)

да разграничават между видовете първични енергийни източници.

а)

сроковете за събирането на моделите на отделни електроенергийни мрежи за година напред, за обединяването им в модел на обща електроенергийна мрежа и за съхраняването на моделите на отделни електроенергийни мрежи и на обща електроенергийна мрежа;

б)

контрола на качеството на моделите на отделни електроенергийни мрежи и на обща електроенергийна мрежа, който да бъде внедрен, с цел да се осигури тяхната пълнота и последователност; и

в)

коригирането и усъвършенстването на моделите на отделни електроенергийни мрежи и на обща електроенергийна мрежа, внедрявайки най-малко контрола на качеството, посочен в буква б).

а)

определение за времевите печати;

б)

сроковете за събирането на моделите на отделни електроенергийни мрежи, за обединяването им в модела на обща електроенергийна мрежа и за съхраняването на модели на отделни електроенергийни мрежи и на обща електроенергийна мрежа. Сроковете следва да бъдат съвместими с регионалните процеси, установени за подготвянето и предприемането на коригиращи действия;

в)

контрола на качеството на моделите на отделни електроенергийни мрежи и модела на обща електроенергийна мрежа, който да бъде внедрен, за да се осигури тяхната пълнота и последователност;

г)

коригирането и усъвършенстването на моделите на отделни електроенергийни мрежи и на обща електроенергийна мрежа, внедрявайки най-малко контрола на качеството, посочен в буква в); и

д)

обработката на допълнителна информация, свързана с договорености за експлоатацията, като например зададени стойности за защитите или последователности от действия за защита, диаграми за единични линии и конфигурация на подстанции с цел управление на експлоатационната сигурност.

а)

актуалните прогнози за товарите и електропроизводството;

б)

наличните резултати от процедурите за сделки за ден напред и в рамките на деня;

в)

наличните резултати от задачите за съставяне на график, описани в дял 6, част III;

г)

за съоръжения за производство на електроенергия, присъединени към разпределителни системи, агрегираната генерирана активна мощност, разграничена според вида на първичния енергиен източник, в съответствие с данните, предоставени в съответствие с членове 40, 43, 44, 48, 49 и 50;

д)

актуална топология на преносната система.

а)

съгласуваността на състоянието на връзката на междусистемните електропроводи;

б)

дали стойностите на напрежението са в рамките на обичайните експлоатационни стойности за елементите на преносната система, които имат влияние върху други контролни зони;

в)

съгласуваността на допустимите преходни претоварвания на междусистемните електропроводи; и

г)

дали подаванията от и към мрежата на активна мощност и реактивна мощност са съвместими с обичайните експлоатационни стойности.

а)

за година напред;

б)

за седмица напред, когато е приложимо в съответствие с член 69;

в)

за ден напред; и

г)

в рамките на деня.

а)

потоците на мощност и напрежението, надвишаващи границите, осигуряващи експлоатационна сигурност;

б)

нарушавания на границите на стабилност на преносната система, установени в съответствие с член 38, параграфи 2 и 6; и

в)

нарушавания на праговете за тока на късо съединение на преносната система.

а)

методи за оценка на влиянието на елементи на преносната система и на значителни потребители на електроенергийната мрежа, намиращи се извън контролната зона на оператора на преносна система, с цел откриване на елементите, включени в зоната на наблюдаемост на оператора на преносна система, и праговете на въздействие на извънредните ситуации, над които извънредни ситуации за тези елементи представляват външни извънредни ситуации;

б)

принципи за общ подход за оценка на риска, обхващащи, за извънредните ситуации, посочени в член 33, като минимум:

в)

принципите за оценка и справяне с неопределеностите на електропроизводството и товарите, като се взема предвид резервът за надеждност в съответствие с член 22 от Регламент (ЕС) 2015/1222;

г)

изискванията за координирането и обмена на информация между координаторите за регионалната сигурност във връзка със задачите, изброени в член 77, параграф 3;

д)

ролята на ЕМОПС за електроенергия в управлението на общи инструменти, подобряването на правилата за качеството на данните, наблюдението на методиката за координиран анализ на експлоатационната сигурност и общите разпоредби за координиране на регионалната експлоатационна сигурност във всеки регион за изчисляване на преносната способност.

а)

състоянието на свързаност или електрическите стойности (като напрежения, потоци на мощност, синхронизъм), които влияят значително върху точността на резултатите от оценяването на състоянието в контролната зона на оператора на преносна система, над общите прагове;

б)

състоянието на свързаност или електрическите стойности (като напрежения, потоци на мощност, синхронизъм), които влияят значително върху точността на резултатите от анализа на експлоатационната сигурност от оператора на преносната система, над общите прагове; и

в)

изискването да се гарантира адекватно представяне на свързаните елементи в зоната на наблюдаемост на оператора на преносна система.

а)

всеки елемент оказва въздействие върху електрическите стойности (като напрежения, потоци на мощност, синхронизъм) в контролната зона на оператора на преносна система, по-голямо от общите прагове на въздействие на извънредните ситуации, което означава, че отпадането на този елемент може да повлияе значително на резултатите от анализа на извънредните ситуации, извършен от оператора на преносна система;

б)

изборът на праговете на въздействие на извънредните ситуации трябва да сведе до минимум риска от това, при възникване на извънредна ситуация в контролната зона на друг ОПС, която не е в списъка на външните извънредни ситуации на оператора на преносна система, да се стигне до поведение на системата на оператора на преносна система, считано за неприемливо за който и да било елемент от неговия списък на вътрешни извънредни ситуации, като например извънредно състояние;

в)

оценката на такъв риск се основава на ситуации, представителни за различните условия, които могат да се очакват, характеризиращи се с променливи, като ниво и модел на електропроизводство, нива на обмен, отпадания на активи.

а)

последователността в определението за изключителните извънредни ситуации;

б)

оценяването на вероятността за изключителни извънредни ситуации и тяхното въздействие; и

в)

вземането предвид на изключителните извънредни ситуации в списъка на извънредните ситуации на даден ОПС, когато тяхната вероятност надвишава общия праг.

а)

хармонизирани условия, при които един ОПС актуализира своя анализ на експлоатационната сигурност. В условията се вземат предвид съответни аспекти, като времевия хоризонт на прогнозите за електропроизводството и потреблението, нивото на промяна на прогнозните стойности в рамките на контролната зона на оператора на преносна система или в рамките на контролната зона на други ОПС, местоположение на електропроизводството и товарите, предходните резултати от неговия анализ на експлоатационната сигурност; и

б)

минимална честота на актуализиране на прогнозата за електропроизводството и потреблението, в зависимост от тяхната изменчивост и от инсталираната мощност на недиспечируемо електропроизводство.

а)

условията и честотата на координирането в рамките на деня на анализа на експлоатационната сигурност и на актуализациите на модела на обща електроенергийна мрежа от координатора за регионалната сигурност;

б)

методиката за подготвянето на коригиращи действия, управлявано по координиран начин, вземайки предвид тяхното трансгранично значение, както е определено в съответствие с член 35 от Регламент 2015/1222, вземайки предвид изискванията по членове 20 — 23 и определяйки най-малко:

а)

назначаването на координатор(и) за регионалната сигурност, който(които) да изпълнява(т) задачите по параграф 3 за въпросния регион за изчисляване на преносната способност;

б)

правила относно управлението и работата на координатора(ите) за регионалната сигурност, гарантиращи равноправно третиране на всички членуващи ОПС;

в)

когато ОПС предложат назначаване на повече от един координатор за регионалната сигурност в съответствие с буква а):

а)

всеки ОПС трябва да бъде обхванат от поне един координатор за регионалната сигурност;

б)

всички ОПС гарантират, че общият брой на координаторите за регионалната сигурност в целия Съюз е не повече от шест.

а)

координиране на регионалната експлоатационна сигурност в съответствие с член 78, с цел подпомагане на операторите на преносни системи да изпълняват задълженията си за времевите интервали „година напред“, „ден напред“ и „в рамките на деня“ от член 34, параграф 3 и членове 72 и 74;

б)

изграждане на модел на обща електроенергийна мрежа в съответствие с член 79;

в)

регионално координиране на изключванията в съответствие с член 80, с цел подпомагане на операторите на преносни системи да изпълняват задълженията си по членове 98 и 100.