27.4.2016   

BG

Официален вестник на Европейския съюз

L 112/1

(1)

Бързото изграждане на 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 могат да купуват енергия на достъпни цени.

(2)

В Регламент (ЕО) № 714/2009 се определят недискриминационни правила за уреждане на достъпа до мрежата при трансграничен обмен на електроенергия с оглед да се гарантира правилното функциониране на вътрешния пазар на електроенергия. Освен това в член 5 от Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета (2) се изисква държавите членки или, когато държавите членки имат съответни разпоредби, регулаторните органи, да гарантират, inter alia, че се разработват обективни и недискриминационни технически правила, които определят минимални изисквания за техническо проектиране и експлоатация по отношение на свързването към системата. Когато изискванията определят реда и условията за присъединяване към националните мрежи, в член 37, параграф 6 от същата директива се изисква регулаторните органи да отговарят за определяне и одобряване най-малкото на методиките, използвани за изчисляване или установяване на тези ред и условия. С цел да се осигури сигурността на системата в рамките на взаимосвързаната електропреносна система, е от съществено значение да се установи общо разбиране на изискванията, приложими за модулите за производство на електроенергия. Изискванията, които допринасят за поддържане, запазване и възстановяване на сигурността на системата, с цел да се улесни доброто функциониране на вътрешния пазар на електроенергия в рамките и между синхронни зони и да се постигне ефективност на разходите, следва да се считат за въпроси, свързани с трансграничната мрежа и въпроси, свързани с пазарната интеграция.

(3)

Следва да бъдат определени хармонизирани правила за присъединяване на модули за производство на електроенергия към мрежата с цел да се осигури ясна правна рамка за присъединяванията към мрежата, да се улесни търговията с електроенергия в целия Съюз, да се гарантира сигурността на системата, да се улесни интегрирането на възобновяеми източници на енергия, да се засили конкуренцията и да се даде възможност за по-ефективно използване на мрежата и ресурсите, в полза на потребителите.

(4)

Сигурността на системата зависи отчасти от техническите възможности на модулите за производство на електроенергия. Следователно основни предпоставки за сигурността на системата са редовно координиране на равнището на преносните и разпределителните мрежи и адекватни показатели на оборудването, свързано към преносните и разпределителните мрежи, което трябва да е с достатъчна устойчивост, за да издържа на смущения и да спомага за възстановяване на системата след разпадане.

(5)

Сигурна работа на системата е възможна единствено ако съществува тясно сътрудничество между собствениците на съоръжения за производство на електроенергия и операторите на системи. В частност, работата на системата при ненормални работни условия зависи от реакцията на модулите за производство на електроенергия на отклоненията от базисните стойности за изчисляване в относителни единици (отн.ед.) на напрежението и на номиналната честота. В контекста на сигурността на системата, мрежите и модулите за производство на електроенергия следва да се разглеждат като един обект от гледна точка на проектиране на системата, предвид факта, че тази части са взаимозависими. Следователно, като предпоставка за присъединяване към електроенергийната мрежа, за модулите за генериране на електроенергия следва да бъдат определени съответни технически изисквания.

(6)

Регулаторните органи следва да вземат предвид разумните разходи, действително правени от системните оператори при прилагането на настоящия регламент, когато определят или одобряват тарифи за пренос или разпределение или своите методики или когато одобряват условията и реда за присъединяване и достъп до националните мрежи в съответствие с член 37, параграфи 1 и 6 от Директива 2009/72/ЕО, както и с член 14 от Регламент (ЕО) № 714/2009.

(7)

Различните синхронни електроенергийни системи в Съюза имат различни характеристики, които трябва да бъдат взети предвид при определянето на изискванията за производителите на електроенергия. Следователно при установяването на правила за присъединяване към мрежата е целесъобразно да се вземат предвид регионалните особености, както се изисква в член 8, параграф 6 от Регламент (ЕО) № 714/2009.

(8)

С оглед на необходимостта да се осигури регулаторна сигурност изискванията на настоящия регламент следва да се прилагат за нови съоръжения за електропроизводство, но не следва да се прилагат за съществуващите модули за производство на електроенергия и за модули за производство на електроенергия на вече напреднал етап на планиране, но все още незавършени, освен ако съответният регулаторен орган или държава членка не реши друго въз основа на развитието на изискванията към системата и пълен анализ на ползите и разходите, или когато е имало значителна модернизация на въпросните съоръжения за електропроизводство.

(9)

Значимостта на модулите за производство на електроенергия следва да се основава на техния размер и тяхното въздействие върху цялата система. Синхронните машини следва да бъдат класифицирани според размера на машината и да включват всички компоненти на съоръжението за производство на електроенергия, които обикновено работят заедно като отделни синхронни генератори, задвижвани от отделени газови и парни турбини от обща паро-газова инсталация (с комбиниран цикъл). За съоръжение, включващо няколко такива паро-газови инсталации с комбиниран цикъл, всяка от тях трябва да се оценява по размера ѝ, а не по цялата мощност на съоръжението. Несинхронно свързани единици за електропроизводство, когато са събрани заедно, за да образуват стопанска единица, и когато имат една единствена точка на присъединяване, следва да се оценяват по тяхната сумарна мощност.

(10)

С оглед на различните напрежения, към които са свързани производителите на електроенергия, както и на тяхната максимална генерираща мощност, в настоящия регламент следва да се прави разграничение между различните видове производители на електроенергия чрез въвеждане на различни нива на изисквания. Настоящият регламент не определя правилата за определяне на напрежението в точката на присъединяване, към която се свързва модулът за производство на електроенергия.

(11)

Изискванията, приложими за модули за производство на електроенергия тип А, следва да са определени така, че да съответстват на основното ниво, необходимо за гарантиране на способности за генериране с ограничено автоматично реагиране и с минимално контролиране на генерирането от системния оператор. Те следва да гарантират, че в работните обхвати на системата няма значителен спад в генерирането, като по този начин свеждат до минимум критичните събития, и следва да включат изисквания, необходими за широкомащабна намеса по време на събития от критично значение за системата.

(12)

Изискванията, приложими за модули за производство на електроенергия тип В, следва да осигуряват по-широкообхватно автоматично динамично реагиране с по-голяма устойчивост на експлоатационните събития, за да се гарантира използването на това динамично реагиране, както и по-високо равнище на контролиране от системния оператор и информация за използването на тези възможности. Те гарантират автоматично реагиране с цел смекчаване на въздействието на системни събития и увеличаване в максимална степен на динамичната реакция на генерирането спрямо тези събития.

(13)

Изискванията, приложими за модули за производство на електроенергия тип C, следва да осигуряват точно, стабилно и контролируемо във висока степен динамично реагиране в реално време, чиято цел е предоставяне на основни спомагателни услуги за гарантиране на сигурността на електроснабдяването. Тези изисквания следва да обхващат всички състояния на системата с последваща подробна спецификация на взаимодействията на изискванията, функциите, контрола и информацията за използването на тези възможности, и да гарантират реагирането на системата в реално време, необходимо за предотвратяване, управление и реагиране на системни събития. Тези изисквания също така трябва да осигурят достатъчна способност на модулите за производство на електроенергия да реагират в ситуации както без, така и със смущения в работата на системата, и следва да предоставят информацията и контрола, необходими, за използване на електропроизводството в различни ситуации.

(14)

Изискванията, приложими за модули за производство на електроенергия тип D, следва да са специално насочени към генерирането в случай на присъединяване към мрежа с по-високо напрежение и във връзка с въздействие върху контрола и експлоатацията на цялата система. Те следва да гарантират стабилна експлоатация на взаимосвързаната система, което да позволява използването на спомагателни услуги от производителите на електроенергия в цяла Европа.

(15)

Изискванията следва да са въз основа на принципите на прозрачност и на недопускане на дискриминация, както и на принципа на оптимизация между най-високата ефективност и най-ниските сумарни разходи за всички участващи страни. Поради това горепосочените изисквания следва да отразяват разликите в третирането на технологиите за производство на електроенергия, имащи различни характеристики, и да избягват ненужни инвестиции в някои географски зони, вземайки предвид съответните им регионални особености. Операторите на преносни системи (ОПС) и операторите на разпределителни системи (ОРС), включително операторите на затворени разпределителни мрежи (ОЗРМ) могат да вземат предвид тези разлики при определянето на изискванията в съответствие с разпоредбите на настоящия регламент, като признават, че праговете, които определят дали дадена система е преносна система или разпределителна система, се определят на национално равнище.

(16)

Поради своето трансгранично въздействие, настоящият регламент следва да цели едни и същи изисквания по отношение на честота за всички напрежения, поне в рамките на дадена синхронна зона. Това е необходимо, тъй като в рамките на една синхронна зона промяната на честотата в една държава членка незабавно би се отразила на честота и би могла да повреди оборудване във всички останали държави членки.

(17)

За да се гарантира сигурността на системата, следва да е възможно модулите за производство на електроенергия във всяка синхронна зона на взаимосвързаната система да остават свързани към системата за конкретни обхвати на честотата и напрежението.

(18)

В настоящия регламент следва да са предвидени обхвати на параметри, в рамките на които на национално равнище да се избират стойности във връзка със способността за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването при повреда, с цел запазване на пропорционален подход, отразяващ различни потребности на системата като например нивото на възобновяемите енергийни източници (ВЕИ) и съществуващите начини на действие за защита на мрежата, както за преноса, така и за разпределението. С оглед на конфигурацията на някои мрежи, горната граница за изискванията за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването при повреда следва да бъде 250 милисекунди. Като се има предвид обаче, че най-застъпеното време за изключване при повреда в Европа понастоящем е 150 милисекунди, това позволява на организацията, определена от държавата членка да одобри изискванията по настоящия регламент, да се увери, че е необходимо изискване за по-дълго време, преди да го одобри.

(19)

При определянето на предаварийните и следаварийните условия във връзка със способността за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването, отчитайки характеристики на системата, като топологията на мрежата и дяловата структура на електропроизводството, съответните ОПС следва да решат дали да се даде приоритет на предаварийните условия на работа на модулите за производство на електроенергия или на по-дълги времена за изключване при повреда.

(20)

Осигуряването на подходящо включване след случайно изключване, дължащо се на смущение в работата на мрежата, е важно за функционирането на взаимосвързаната система. Подходящата защита на мрежата е от основно значение за поддържане на стабилността и сигурността на системата, особено в случай на смущения в работата на системата. Начините на действие за защита могат да предотвратяват задълбочаване на смущенията и да ограничават последиците от тях.

(21)

Адекватният обмен на информация между системните оператори и собствениците на съоръжение за производство на електроенергия е необходимо условие, за да могат системните оператори да поддържат стабилността и сигурността на системата. Системните оператори трябва да следят непрекъснато състоянието на системата, което включва да имат информация за условията на експлоатация на модулите за производство на електроенергия както и да имат възможност да общуват с тях с цел да отправят оперативни инструкции.

(22)

В извънредни ситуации, които биха могли да застрашат стабилността и сигурността на системата, системните оператори следва да имат възможността да дават указание изходната мощност на модулите за производство на електроенергия да бъде регулирана по начин, който им позволява да поемат задълженията си по сигурността на системата.

(23)

Обхватите на напрежението следва да бъдат координирани между взаимосвързаните системи, тъй като те са от решаващо значение за сигурното планиране и експлоатация на електроенергийната система в дадена синхронна зона. Прекъсвания поради проблеми с напрежението оказват влияние върху съседните системи. Неспецифицирането на обхватите на напрежението може да доведе до широка неопределеност в планирането и експлоатацията на системата по отношение на експлоатацията извън нормалните условия на експлоатация.

(24)

Нуждите от генериране на реактивна мощност зависят от редица фактори, сред които конфигурацията от затворени контури на мрежата и съотношението между подаването и потреблението на енергия, които следва да се вземат предвид при задаването на изисквания за реактивната мощност. Когато регионалните характеристики на системата се менят в рамките на зоната на отговорност на даден системен оператор, може да се окажат подходящи повече от една характеристика за способността за генериране на реактивна мощност. Генерирането на реактивна мощност (известно като работа с изоставащ фазов ъгъл) при високи напрежения и консумирането на реактивна мощност (известно като работа с изпреварващ фазов ъгъл), при ниско напрежение може да не е необходимо. Изискванията за реактивната мощност може да наложат ограничения върху конструкцията и експлоатацията на съоръженията за производството на електроенергия. Поради това е важно техническите възможности, действително необходими за ефективната експлоатация на системата, да бъдат оценени обстойно.

(25)

На синхронните модули за производство на електроенергия е присъща способността да са устойчиви или да забавят отклоненията в честотата — характеристика, която много технологии с ВЕИ не притежават. Поради това следва да се приемат мерки за противодействие, с цел избягване на по-голяма скорост на изменение на честотата по време на електропроизводство с висок дял на ВЕИ. Изкуствената инерция би могла да улесни по-нататъшното разпространение на ВЕИ, които по-принцип не допринасят за инерцията.

(26)

Следва да се въведат подходящи и пропорционални изпитвания за съответствие, така че системните оператори да могат да гарантират експлоатационната сигурност.

(27)

Регулаторните органи, държавите членки и системните оператори следва да гарантират че, в процеса на разработване и одобряване на изискванията за присъединяване към мрежата, те са хармонизирани във възможно най-голяма степен, с цел да се гарантира пълна интеграция на пазара. При разработването на изисквания за присъединяването към мрежата следва да бъдат взети под специално внимание установените технически стандарти.

(28)

В настоящия регламент следва да бъде определена процедура за предоставяне на дерогации от правилата, за да се вземат предвид местните обстоятелства, когато в изключителни случаи например спазването на този правила може да застраши стабилността на местната мрежа или когато безопасната експлоатация на даден модул за производство на електроенергия може да изисква условия на експлоатация, които не са в съответствие с регламента. В случая на конкретни централи за комбинирано производство на топло- и електроенергия, които носят по-широки ползи по отношение на ефективността, прилагането на правилата, определени в настоящия регламент, може да доведе до несъразмерни разходи и до загуба на гореспоменатите ползи, свързани с ефективността.

(29)

На системните оператори следва да бъде позволено да предлагат дерогации за определени класове модули за производство на електроенергия, след одобряване на дерогациите от съответния регулаторен орган или друг орган, когато е приложимо в дадена държава членка.

(30)

Настоящият регламент е приет въз основа на Регламент (ЕО) № 714/2009, който той допълва и от който е неразделна част. Позоваванията на Регламент (ЕО) № 714/2009 в други правни актове следва да се разбират като отнасящи се и до настоящия регламент.

(31)

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

1.

„организация“ означава регулаторен орган, друг национален орган, системен оператор или друга публична или частна организация, определени по националното законодателство.

2.

„синхронна зона“ означава зона, обхваната от синхронно взаимосвързани ОПС, като например синхронните зони на континентална Европа (CE), Великобритания, Ирландия-Северна Ирландия и Скандинавието, както и електрическите системи на Литва, Латвия и Естония, наричани заедно „Балтийска зона“, които са част от по-широка синхронна зона;

3.

„напрежение“ означава разликата в електрическия потенциал между две точки, измерена като ефективна стойност на линейните напрежения с положителна последователност при основната честота;

4.

„пълна (привидна) мощност“ означава в случая на трифазни системи произведението на напрежението и тока при основната честота и корен квадратен от 3, което обикновено е изразено в киловолтампери (kVA) или мегаволтампери (MVA);

5.

„модул за производство на електроенергия“ означава или синхронен модул за производство на електроенергия или модул от вида „електроенергиен парк“;

6.

„съоръжение за производство на електроенергия“ означава съоръжение, което преобразува първична енергия в електрическа енергия и което се състои от един или повече модули за производство на електроенергия, свързани към мрежа в една или повече точки на присъединяване;

7.

„собственик на съоръжение за производство на електроенергия“ означава физическо или юридическо лице, което притежава съоръжение за производство на електроенергия;

8.

„главна генерираща установка“ означава един или повече от основните елементи на оборудването, необходими за преобразуване на първичния източник на енергия в електроенергия;

9.

„синхронен модул за производство на електроенергия“ означава неделим набор от инсталации, които могат да генерират електрическа енергия, така че честотата на генерираното напрежение, честотата на въртене на генератора и честотата на мрежовото напрежение са в постоянно съотношение и по този начин в синхронизъм;

10.

„документ на модула за производство на електроенергия“ (ДМПЕ) означава документ, предоставен от собственика на съоръжение за производство на енергия на съответния системен оператор за модул за производство на електроенергия от тип B или C, който потвърждава, че съответствието на модула за производство на електроенергия с техническите критерии, посочени в настоящия регламент, е било демонстрирано и осигурява необходимите данни и декларации, включително декларация за съответствие;

11.

„съответен ОПС“ означава операторът на преносна система, в чиято контролна зона към мрежата, независимо на какво напрежение, е или ще бъде присъединен модул за производство на електроенергия, потребяващо съоръжение, разпределителна система или система за постоянен ток с високо напрежение (ПТВН);

12.

„мрежа“ означава електроцентрала и съоръжения свързани заедно с цел пренос или разпределение на електрическа енергия;

13.

„съответен системен оператор“ означава операторът на преносна система или операторът на разпределителна система, към чиято система ще бъде присъединен модул за производство на електроенергия, потребяващо съоръжение, разпределителна система или система за ПТВН;

14.

„договор за присъединяване“ означава договор между съответния системен оператор и собственик на съоръжение за производство на електроенергия, собственик на потребяващо съоръжение, оператор на разпределителна система или собственик на система за ПТВН, в който са включени съответният обект и конкретни технически изисквания за съоръжението за производство на електроенергия, потребяващото съоръжение, разпределителната система, присъединяването на разпределителната система или системата за ПТВН;

15.

„точка на присъединяване“ означава интерфейсът, където модул за производство на електроенергия, потребяващо съоръжение, разпределителна система или система за ПТВН се свързва към преносна мрежа, мрежа, разположена в морето, разпределителна система (включително затворени разпределителни системи) или система за ПТВН, както са определени в споразумението за присъединяване;

16.

„максимална мощност“ или „Pmax“ означава максималната продължителна активна мощност, която може да произвежда даден модул за производство на електроенергия, минус евентуално потребление, свързано единствено с улесняване на работата на този модул за производство на електроенергия и неподавано към мрежата, както е специфицирано в споразумението за присъединяване или както е съгласувано между съответния системен оператор и собственика на съоръжението за производство на електроенергия;

17.

„модул от вида „електроенергиен парк“ или „МЕП“ означава единица или съвкупност от единици, произвеждащи електроенергия, която е свързана несинхронно към мрежата или е свързана към нея чрез силова електроника, и която също така има една единствена точка за свързване към преносна система, разпределителна система, включително затворена разпределителна система или система за ПТВН;

18.

„модул от вида „електроенергиен парк“, разположен в морето „означава модул от вида „електроенергиен парк“, който се намира в морето, с точка за присъединяване в морето;

19.

„работа за синхронна компенсация“ означава работа на синхронен генератор без първичен двигател, с цел динамично регулиране на напрежението чрез генериране или консумиране на реактивна мощност;

20.

„активна мощност“ означава реалната съставка на пълната мощност при основната честота, изразена във ватове или в мерни единици, кратни на вата, като киловати (kW) или мегавати („MW“);

21.

„помпено-акумулираща електроцентрала“ означава единица за производство на хидроелектроенергия, в която водата може да бъде издигана чрез помпи и акумулирана, за да се използва за производството на електрическа енергия;

22.

„честота“ означава електрическата честота на системата, изразена в херци, която може да се измери навсякъде в синхронната зона при допускане за съгласувана стойност за системата в рамките на времеви интервал от секунди, само с много малки разлики между различните места на измерване. Нейната номинална стойност е 50 Hz;

23.

„статизъм“ означава отношението на промяната в честотата след края на преходен процес към промяната в изходната активна мощност след края на преходния процес, изразено в проценти. Промяната в честота се изразява като отношение към номиналната честота, а промяната на активната мощност —като отношение към максималната мощност или действителната активна мощност в момента на достигане на съответния праг;

24.

„минимално ниво на регулиране“ означава минималната активна мощност, както е указана в споразумението за присъединяване или съгласувана между съответния системен оператор и собственика на съоръжението за производство на електроенергия, до която модулът за производство на електроенергия може да регулира активната мощност в посока надолу;

25.

„зададена стойност“ означава целевата стойност за параметър, която обикновено се използва в последователности от действия за регулиране;

26.

„указание“ означава всяко нареждане, дадено от системен оператор (в рамките на правомощията му) на собственик на съоръжение за производство на електроенергия, собственик на потребяващо съоръжение, оператор на разпределителна система или собственик на система за ПТВН, с цел извършване на действие;

27.

„отстранена повреда“ означава повреда, която е елиминирана успешно в съответствие с критериите за планиране на системния оператор;

28.

„реактивна мощност“ означава имагинерна съставка на пълната мощност при основната честота, изразявана обикновено в киловари (kVAr) или мегавари (MVAr);

29.

„поддържане на непрекъснатост на електроснабдяването“ означава способността на електрическите устройства да могат да остават свързани към мрежата и да работят в периоди на понижено напрежение в точката на присъединяване, причинени от отстранени повреди (изключени к.с.);

30.

„синхронен генератор“ (алтернатор) означава устройство, което преобразува механичната енергия в електрическа енергия чрез въртящо магнитно поле;

31.

„ток“ означава скоростта, с която се движи електричен заряд, измерена с ефективната стойност на фазовите токове с положителна последователност при основната честота;

32.

„статор“ означава частта от въртяща машина, която включва неподвижните магнитни части със съответните им намотки;

33.

„инерционен момент“ означава свойството на въртящо се твърдо тяло, като например ротор на синхронен генератор, да поддържа състоянието се на равномерно въртеливо движение и кинетичния си момент, докато не бъде приложен външен въртящ момент;

34.

„изкуствен инерционен момент“ означава средство, осигурявано от модул от вида „електроенергиен парк“ или от система за ПТВН, което замества ефекта на инерционния момент на синхронен модул за производство на електроенергия при определено предписано ниво на показателите;

35.

„честотно регулиране“ означава способността на модул от вида „електроенергиен парк“ или на система за ПТВН да регулира своята изходна активна мощност в резултат от измерено отклонение на честотата на системата от зададена стойност, за поддържа стабилна честота на системата;

36.

„честотно зависим режим“ или „FSM“ означава режим на работа на модул за производство на електроенергия или на система за ПТВН, в който активната мощност се мени в резултат от промяна в честотата на системата по такъв начин, че да спомага за възстановяването на целевата честота;

37.

„честотно зависим режим с ограничаване при повишена честота“ или „LFSM-O“ означава работен режим на модул за производство на електроенергия или на система за ПТВН, при който изходната активна мощност намалява в резултат на покачване на честотата на системата над определена стойност;

38.

„честотно зависим режим с ограничаване при понижена честота“ или „LFSM-U“ означава работен режим на модул за производство на електроенергия или на система за ПТВН, при който генерираната активна мощност нараства в резултат на спадане на честотата на системата под определена стойност;

39.

„зона на нечувствителност при изменение на честотата“ означава интервал, използван целенасочено, за да се направи честотното регулиране нечувствително;

40.

„нечувствителност при изменение на честотата“ означава характерна за системата за регулиране характеристика, определена като минималната стойност на изменението на честотата или на входния сигнал, което води до промяна на изходната мощност или изходния сигнал;

41.

„характеристика на възможностите за P-Q“ означава характеристика, описваща способността за генериране на реактивна мощност от даден модул за производство на електроенергия в условия на променяща се активна мощност в точката на присъединяване;

42.

„стационарна стабилност“ означава способността на мрежа или синхронен модул за производство на електроенергия да се завръща и да запазва стабилната си работа след слабо смущаващо въздействие;

43.

„експлоатация в островен режим“ означава независима експлоатация на цяла мрежа или част от мрежа, която е изолирана след изключване от взаимосвързаната система, като поне един модул за производство на електроенергия или система за ПТВН подават мощност в тази мрежа и се регулира честотата и напрежението;

44.

„експлоатация за покриване на собствените нужди“ означава експлоатация, чрез която се гарантира, че съоръженията за производство на електроенергия са в състояние да продължат да покриват своите собствени енергийни нужди в случай на отпадане на мрежата, и която води до изключване от мрежата на модулите за производство на електроенергия и превключването им към техните спомагателни захранващи източници;

45.

„способност за пускане без външно захранване“ означава способността за възстановяване на работата след пълно изключване на модул за производство на електроенергия чрез специален спомагателен захранващ източник без каквото и да било електрическо захранване, външно за съоръжението за производство на електроенергия;

46.

„упълномощен сертифициращ орган“ означава организация, която издава сертификати за оборудване и документи за модули за производство на електроенергия и чиято акредитация е предоставена от националния клон на Европейската организация за акредитация („ЕА“), създадена в съответствие с Регламент (ЕО) № 765/2008 на Европейския парламент и на Съвета (6);

47.

„сертификат за оборудване“ означава документ, издаден от упълномощен сертифициращ орган за оборудване, използван за модул за производство на електроенергия, потребяваща единица, разпределителната мрежа, потребяващо съоръжение или система за ПТВН. Сертификатът за оборудването определя обхвата на своята валидност на национално или друго равнище, на което се избира конкретна стойност от обхвата, разрешен на европейско равнище. За целите на заместването на специфични части от процеса на осигуряване на съответствие, сертификатът за оборудването може да включва модели, които са потвърдени с резултати от изпитване;

48.

„система за регулиране на възбуждането“ означава система за регулиране с обратна връзка, която включва синхронната машина и нейната система за възбуждане;

49.

„характеристика U-Q/Pmax“ означава характеристика, описваща способността за генериране на реактивна мощност на даден модул за производство на електроенергия или на преобразувателна подстанция за ПТВН в условия на променящо се напрежение в точката на присъединяване;

50.

„минимално ниво на стабилна експлоатация“ означава минималната активна мощност, както е указана в споразумението за присъединяване или съгласувана между съответния системен оператор и собственика на съоръжението за производство на електроенергия, при която модулът за производство на електроенергия може да бъде експлоатиран стабилно за неограничен период от време;

51.

„ограничител на превъзбуждането“ означава устройство за управление в рамките на АРН, което предотвратява претоварване на ротора на синхронния генератор чрез ограничаване на възбудителния ток;

52.

„ограничител на недовъзбуждането“ означава устройство за управление в рамките на АРН, чиято цел е да предотвратява излизане от синхронизъм на синхронния генератор поради липса на възбуждане;

53.

„автоматичен регулатор на напрежението“ или „АРН“ означава постоянно действащо автоматично оборудване за регулиране на напрежението на клемите на синхронен модул за производство на електроенергия чрез сравняване на действителното напрежение на клемите с базова стойност и регулиране на изхода на система за регулиране на възбуждането;

54.

„стабилизатор на електроенергийната система“ или „СЕС“ означава допълнителна функционална възможност на АРН на синхронен модул за производство на електроенергия, чиято цел е да потушава колебанията в мощността;

55.

„бърз ток на късо съединение“ означава ток, подаден от модул от вида „електроенергиен парк“ или от система за ПТВН по време на и след отклонение на напрежението, причинено от електрическа повреда, с цел разпознаване на повредата от системите за защита на мрежата в началния стадий на повредата, спомагане за запазване на напрежението на системата на по-късен етап на повредата и възстановяване на напрежението на системата след отстраняване на повредата;

56.

„фактор на мощността“ е отношението на абсолютната стойност на активната мощност към пълната мощност;

57.

„наклон“ означава отношението на (изменението на напрежението спрямо базисната стойност за напрежението в отн.ед.), към (изменението на подаваната реактивна мощност от нула до максималната реактивна мощност към максималната реактивна мощност);

58.

„система за свързване с мрежата в морето“ означава пълната междусистемна връзка между точка за присъединяване в морето и системата на сушата в точката на междусистемно свързване с мрежата на сушата;

59.

„точка на междусистемно свързване с мрежата на сушата“ означава точката, в която системата за свързване на мрежата в морето е свързана с мрежата на сушата на съответния системен оператор;

60.

„документ за инсталиране“ означава просто структуриран документ, съдържащ информация за модул за производство на електроенергия от тип A или за потребяваща единица с възможност за реакция на потреблението, присъединена в точка под 1 000 V, потвърждаващ съответствието му/ѝ със съответните изисквания;

61.

„декларация за съответствие“ означава документ, който се предоставя от собственика на съоръжение за производство на електроенергия, собственика на потребяващо съоръжение, оператора на разпределителна система или собственика на система за ПТВН на системния оператор, в който се посочва текущото състояние по отношение на съответствието с приложимите спецификации и изисквания;

62.

„окончателно уведомление за експлоатация“ или „ОУЕ“ означава уведомление, издадено от съответния системен оператор на собственик на съоръжение за производство на електроенергия, собственик на потребяващо съоръжение, оператор на разпределителна система или собственик на система за ПТВН, отговарящ на съответните спецификации и изисквания, което им разрешава да експлоатират съответно модул за производство на електроенергия, потребяващо съоръжение, разпределителна система или система за ПТВН чрез използване на връзката към мрежата;

63.

„уведомление за експлоатация във връзка с електрозахранване“ или „УЕЕ“ означава уведомление, издадено от съответния системен оператор на собственик на съоръжение за производство на електроенергия, собственик на потребяващо съоръжение, оператор на разпределителна система или собственик на система за ПТВН, преди подаване на електрозахранване към неговата вътрешна мрежа;

64.

„временно уведомление за експлоатация“ или „ВЕУ“ означава уведомление, издадено от съответния системен оператор на собственик на съоръжение за производство на електроенергия, собственик на потребяващо съоръжение, оператор на разпределителна система или собственик на система за ПТВН, което им разрешава да експлоатират съответно модул за производство на електроенергия, потребяващо съоръжение, разпределителна система или система за ПТВН чрез използване на връзката към електроенергийната мрежа за ограничен период от време и да започнат изпитвания за съответствие за осигуряване на такова с приложимите спецификации и изисквания;

65.

„уведомление за експлоатация с ограничено действие“ или „УЕОД“ означава уведомление, издадено от съответния системен оператор на собственик на съоръжение за производство на електроенергия, собственик на потребяващо съоръжение, оператор на разпределителна система или собственик на система за ПТВН, който преди това е придобил ОУЕ, но временно претърпява значително изменение или понижаване на мощността, водещо до несъответствие със съответните спецификации и изисквания.

а)

модули за производство на електроенергия, свързани към преносната система и разпределителните системи или към части от преносната система или разпределителните системи на острови на държави членки, чиито системи не се експлоатират синхронно със синхронната зона на континентална Европа, Великобритания, Скандинавието, Ирландия и Северна Ирландия или с Балтийската синхронна зона;

б)

модули за производство на електроенергия, които са монтирани за осигуряване на резервиране на електроснабдяването и работят паралелно на системата по-малко от пет минути на календарен месец, докато системата е в нормално състояние. Паралелната работа по време на поддръжка или изпитвания за пускане в експлоатация на въпросния модул за производство на електроенергия не се причисляват към петте минути;

в)

модули за производство на електроенергия, които нямат постоянна точка на присъединяване и се използват от системните оператори за временно осигуряване на мощност, когато нормалната мощност на системата е частично или изцяло неразполагаема;

г)

акумулиращи устройства, с изключение на помпено-акумулиращите модули за производство на електроенергия в съответствие с член 6, параграф 2.

а)

модул за производство на електроенергия тип C или тип D е бил изменен в такава степен, че неговото споразумение за присъединяване трябва да бъде основно преразгледано в съответствие със следната процедура:

б)

регулаторният орган или, когато е приложимо, държава членка решава да направи съществуващ модул за производство на електроенергия обект на всички или само на някои от изискванията на настоящия регламент след предложение от съответния ОПС в съответствие с параграфи 3, 4 и 5.

а)

той вече е свързан към мрежата на датата на влизане в сила на настоящия регламент; или

б)

собственикът на съоръжението за производство на електроенергия е сключил окончателен и обвързващ договор за закупуването на главната генерираща установка в срок от две години след влизането в сила на регламента. Собственикът на съоръжението за производство на електроенергия трябва да уведоми съответния системен оператор и съответния ОПС за сключването на договора в срок от 30 месеца след влизането в сила на регламента.

а)

разходите, по отношение на съществуващите модули за производство на електроенергия, за изискване на съответствие с настоящия регламент;

б)

социално-икономическите ползи, произтичащи от прилагане на изискванията, определени в настоящия регламент; както и

в)

потенциалът на алтернативни мерки за постигане на изискваните показатели.

а)

да извърши предварително качествено сравнение на разходите и ползите;

б)

да получи одобрение от съответния регулаторен орган или, когато е приложимо, от държавата членка.

а)

точка на присъединяване под 110 kV и максимална мощност 0,8 kW или повече (тип A);

б)

точка на присъединяване под 110 kV и максимална мощност по-голяма или равна на прага, предложен от всеки съответен ОПС в съответствие с процедурата, формулирана в параграф 3 (тип B). Този праг не може да бъде над пределните стойности за модули за производство на електроенергия от тип B, съдържащи се в таблица 1;

в)

точка на присъединяване под 110 kV и максимална мощност по-голяма или равна на прага, специфициран от всеки съответен ОПС в съответствие с параграф 3 (тип C). Този праг не може да бъде над пределните стойности за модули за производство на електроенергия от тип C, съдържащи се в таблица 1; или

г)

точка на присъединяване 110 kV или повече (тип D). Даден модул за производство на електроенергия е също така от тип D, ако неговата точка на присъединяване е под 110 kV, а максималната му мощност е по-голяма или равна на прага, указан в съответствие с параграф 3. Този праг не може да бъде над пределната стойност за модули за производство на електроенергия от тип D, съдържащ се в таблица 1;

Таблица 1

Пределни стойности за праговете за модули за производство на електроенергия от тип B, C и D

а)

главната цел на гореспоменатите съоръжения е да произвеждат топлинна енергия за технологични процеси на въпросния промишлен обект;

б)

производствата на топлинна и електрическа енергия са неразривно свързани, т.е. всяка случайна промяна в производството на топлинна енергия води до промяна в генерирането на активна мощност и обратно;

в)

модулите за производство на електроенергия са от тип A, B или C или, в случая на скандинавската синхронна зона — от тип D, в съответствие с член 5, параграф 2, букви от а) до в).

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

д)

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

е)

да вземат под внимание договорените европейски стандарти и технически спецификации.

а)

По отношение на обхватите за честотата:

б)

Що се отнася до устойчивостта към скоростта на изменение на честотата, даден модул за производство на електроенергия трябва да може да остава свързан към мрежата и да работи при скорости на изменение на честотата, достигащи стойност, специфицирана от съответния ОПС, освен ако прекъсването е било предизвикано от защита срещу загуба на захранване, задействана по скорост на изменение на честотата. Съответният системен оператор, координирано със съответния ОПС, трябва да специфицира тази защита срещу загуба на захранване, задействана по скорост на изменение на честотата.

Таблица 2

Минимални времеви периоди, за които модул за производство на електроенергия трябва да е в състояние да работи на различни честоти, отклоняващи се от номиналната стойност, без да се изключва от мрежата

а)

модулът за производство на електроенергия трябва да може да задейства осигуряването на изменение на активната мощност в зависимост от честотата в съответствие с фигура 1, при честотен праг и настройки за статизма, специфицирани от съответния ОПС;

б)

вместо способността, посочена в буква а), съответният ОПС може да реши да разреши в рамките на своята контролна зона автоматично изключване и включване на модулите за производство на електроенергия от тип A, на случайно избрани честоти, в идеалния случай, равномерно разпределени над даден честотен праг, определен от съответния ОПС, когато той е в състояние да докаже пред съответния регулаторен орган, и със съдействието на собствениците на съоръжение за производство на електроенергия, че това има ограничено трансгранично въздействие и запазва едно и също ниво на експлоатационна сигурност във всички състояния на системата;

в)

честотният праг трябва да бъде между 50,2 Hz и 50,5 Hz включително;

г)

настройките за статизма трябва да са между 2 % и 12 %;

д)

модулът за производство на електроенергия трябва да може да задейства осигуряването на изменение на активната мощност в зависимост от честотата с възможно най-кратко начално закъснение. Ако това закъснение е по-голямо от две секунди, собственикът на съоръжението за производство на електроенергия обосновава закъснението, предоставяйки технически основания на съответния ОПС;

е)

съответният ОПС може да изисква при достигане на минимално ниво на регулиране модулът за производство на електроенергия да може:

ж)

модулът за производство на електроенергия трябва да може да работи стабилно по време на експлоатация в режим LFSM-O. Когато е активен режимът LFSM-O, зададената стойност за режима LFSM-O е с приоритет пред всякакви други зададени стойности за активната мощност.

Фигура 1

Изменение на активната мощност в зависимост от честотата на модули за производство на електроенергия в режим LFSM-O

Pref е базисната активна мощност, към която е отнесена ΔΡ и може да бъде специфицирана различно за синхронни модули за производство на електроенергия и модули от вида „електроенергиен парк“. ΔΡ е изменението в генерираната активна мощност от модула за производство на електроенергия. fn е номиналната честота (50 Hz) в мрежата, а Δf е отклонението в честотата на мрежата. При повишени честоти, когато Δf е по-висока от Δf1, модулът за производство на електроенергия трябва да осигури отрицателно изменение на генерираната активна мощност в съответствие със статизма S2.

а)

под 49 Hz, спадане при процентно намаляване 2 % от максималната мощност при 50 Hz, за всеки 1 Hz спад в честотата;

б)

под 49,5 Hz, спадане при процентно намаляване 10 % от максималната мощност при 50 Hz, за всеки 1 Hz спад в честотата.

а)

да специфицира ясно приложимите околни условия;

б)

да отчита техническите възможности на модулите за генериране на електроенергия.

Фигура 2

Намаляване на способността за генериране на максимална мощност със спадането на честотата

На диаграмата са дадени границите, в които способността може да бъде специфицирана от съответния ОПС.

а)

обхвати за честотата, в рамките на които се допуска автоматично свързване, и съответно закъснение; и

б)

максимално допустим наклон на увеличаване на генерираната активна мощност.

а)

за да управлява генерираната активна мощност, модулът за производство на електроенергия трябва да бъде оборудван с интерфейс (входен порт), за да може да намалява генерираната активна мощност след постъпване на инструкция на входния порт; и

б)

съответният системен оператор трябва да има право да формулира изисквания за допълнително оборудване, позволяващо генерираната активна мощност да се управлява от разстояние.

а)

относно способността за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването от модулите за производство на електроенергия:

v)

по искане на собственика на съоръжението за производство на електроенергия, съответният системен оператор предоставя предаварийните и следаварийните условия, които се разглеждат във връзка със способността за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването, като резултат от изчисленията в точката на присъединяване, както са формулирани в подточка iv) по отношение на: — предаварийната минимална мощност на късото съединение във всяка точка на присъединяване, изразена в MVA; — предаварийната работна точка на модула за производство на електроенергия, изразена като генерирана активна и генерирана реактивна мощност в точката на присъединяване и при напрежението в точката на присъединяване; и — следаварийната минимална мощност на късото съединение във всяка точка на присъединяване, изразена в MVA. Като алтернатива, съответният системен оператор може да осигури обобщени стойности, получени за типичните случаи; Фигура 3 Характеристика на непрекъснатостта на електроснабдяването за модул за производство на електроенергия На диаграмата е дадена долната граница на характеристиката „напрежение във функция от времето“ за напрежението в точката на присъединяване, представена като отношение между действителната му стойност и базисната стойност за изчисляването му в отн. ед. преди, по време и след повреда. Uret е остатъчното напрежение в точката на присъединяване по време на повреда, tclear е моментът, в който повредата е вече отстранена. Urec1, Urec2, trec1, trec2 и trec3 указват определени точки за долните граници за възстановяване на напрежението след отстраняване на повредата. Таблица 3.1 Параметри за фигура 3 за способността за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването от синхронни модули за производство на електроенергия Параметри на напрежението [отн.ед.] Времеви параметри [секунди] Uret: 0,05 — 0,3 tclear: 0,14 — 0,15 (или 0,14 — 0,25, ако защитата на системата и сигурната експлоатация изискват това) Uclear: 0,7 — 0,9 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 — 0,7 Urec2: 0,85 — 0,9 и ≥ Uclear trec3: trec2 — 1,5 Таблица 3.2 Параметри за фигура 3 за способността за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването от модули от вида „електроенергиен парк“ Параметри на напрежението [отн.ед.] Времеви параметри [секунди] Uret: 0,05 — 0,15 tclear: 0,14 — 0,15 (или 0,14 — 0,25, ако защитата на системата и сигурната експлоатация изискват това) Uclear: Uret — 0,15 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 Urec2: 0,85 trec3: 1,5 — 3,0

б)

В случай на несиметрични повреди, способностите за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването трябва да бъдат специфицирани от всеки ОПС.

а)

съответният ОПС формулира условията, при които модул за производство на електроенергия е в състояние да се свърже отново към мрежата след непредвидено изключване, причинено от смущение в работата на мрежата; и

б)

монтирането на автоматични системи за повторно включване е предмет както на предварително разрешение от страна на съответния системен оператор, така и на условията за повторно свързване, определени от съответния ОПС.

а)

по отношение на последователностите от действия и настройките за регулиране:

б)

по отношение на последователностите от действия и настройките за електрическа защита:

в)

собственикът на съоръжението за производство на електроенергия организира неговата защита и устройства за управление в съответствие със следната йерархия на приоритетите (от най-високия към най-ниския):

г)

по отношение на обмена на информация:

а)

по отношение на регулируемостта и обхвата на регулиране на активната мощност, системата за регулиране на модула за производство на електроенергия трябва да дава възможност за коригиране на зададената стойност на активната мощност в съответствие с инструкциите, дадени на собственика на съоръжението за производство на електроенергия от съответния системен оператор или съответния ОПС.

Съответният системен оператор или съответният ОПС определя периода, в рамките на който трябва да бъде достигната коригираната зададена стойност на активната мощност. Съответният ОПС специфицира допустимо отклонение (в зависимост от разполагаемостта на ресурса за първичния двигател (турбината), приложим за новата зададена стойност и за времевия интервал, в рамките на който тя трябва да бъде достигната;

б)

трябва да са разрешени ръчни мерки на местно ниво в случаи, в които автоматичните устройства за управление от разстояние не работят.

Съответният системен оператор или съответният ОПС уведомява регулаторния орган за времето, което е необходимо за достигане на зададената стойност, както и за толеранса за активната мощност;

в)

В допълнение към член 13, параграф 2, за модули за производство на електроенергия от тип C се прилагат следните изисквания по отношение на „честотно зависимия режим с ограничаване при понижена честота“ (LFSM-U):

v)

трябва да се осигури стабилна експлоатация на модула за производство на електроенергия по време на експлоатация в режим LFSM-U; Фигура 4 Изменение на активната мощност в зависимост от честотата на модули за производство на електроенергия в режим LFSM-U Pref е базисната активна мощност, към която е отнесена ΔΡ и може да бъде специфицирана различно за синхронни модули за производство на електроенергия и модули от вида „електроенергиен парк“. ΔΡ е изменението в генерираната активна мощност от модула за производство на електроенергия. fn е номиналната честота (50 Hz) в мрежата, а Δf е отклонението в честотата на мрежата. При понижени честоти, когато Δf е по-ниска от Δf1, модулът за производство на електроенергия трябва да осигури положително изменение на генерираната активна мощност в съответствие със статизма S2.

г)

когато е в действие честотно зависимият режим (FSM), в допълнение към параграф 2, буква в) важат заедно следните условия:

i)

модулът за производство на електроенергия трябва да може да осигурява изменение на активната мощност в зависимост от честотата в съответствие с параметрите, определени от всеки съответен ОПС, в обхватите, посочени в таблица 4. При определянето на тези параметри съответният ОПС взема предвид следните факти: — в случай на повишена честота, изменението на активната мощност в зависимост от честотата се ограничава от минималното ниво на регулиране; — в случай на понижена честота, изменението на активната мощност в зависимост от честотата се ограничава от максималната мощност; — действителното осигуряване на изменение на активната мощност в зависимост от честотата зависи от експлоатационните и околните условия на модула за производство на електроенергия, когато се задейства това изменение, по-специално от ограниченията за експлоатацията близо до максималната мощност при ниски честоти в съответствие с член 13, параграфи 4 и 5, както и от разполагаемите първични енергийни източници; Таблица 4 Параметри за изменението на активната мощност в честотно зависим режим (обяснение за фигура 5) Параметри Обхвати Обхват на активната мощност, отнесен към максималната мощност 1,5 — 10 % Нечувствителност при изменение на честотата 10 — 30 mHz 0,02 — 0,06 % Зона на нечувствителност при изменение на честотата 0 — 500 mHz Статизъм s 1 2 — 12 % Фигура 5 Способност за изменение на активната мощност в зависимост от честотата на модули за производство на електроенергия в режим FSM за илюстриране на случая с нулева зона на нечувствителност и с нечувствителност Pref е базисната активна мощност, към която е отнесена ΔΡ. ΔΡ е изменението в генерираната активна мощност от модула за производство на електроенергия. fn е номиналната честота (50 Hz) в мрежата, а Δf е отклонението на честотата в мрежата.

iv)

Първоначалното задействане на изменението на активната мощност в зависимост от честотата не трябва да се забавя неправомерно. Ако забавянето на първоначалното задействане на изменението на активната мощност в зависимост от честотата е по-голямо от две секунди, собственикът на съоръжението за производство на електроенергия представя технически основания, показващи защо е необходимо по-дълго време. За безинерционни модули за производство на електроенергия съответният ОПС може да определи време по-кратко от две секунди. Ако собственикът на съоръжението за производство на електроенергия не може да отговори на това изискване, той следва да представи технически основания, показващи защо е необходимо по-дълго време за задействане на изменението на активната мощност в зависимост от честотата; Фигура 6 Способност за изменение на активната мощност в зависимост от честотата Pref е максималната мощност, към която е отнесена ΔΡ. ΔΡ е изменението в генерираната активна мощност от модула за производство на електроенергия. Модулът за производство на електроенергия трябва да осигури генериране на активна мощност ΔΡ нагоре до точка ΔΡ1 в съответствие с моментите t1 и t2, като стойностите на ΔΡ1, t1 и t2 се указват от съответния ОПС в съответствие с таблица 5. t1 е първоначалното закъснение. t2 е времето за пълно задействане.

д)

по отношение на регулирането на възстановяването на честотата, модулът за производство на електроенергия трябва да осигурява функционални възможности в съответствие със спецификации, определени от съответния ОПС, като целта е възстановяване на честотата до нейната номинална стойност или поддържането на планираните стойности на енергийните потоци на обмен между контролните зони;

е)

що се отнася до изключването поради понижена честота съоръженията за производство на електроенергия, способни да действат като товар, включително помпено-акумулиращите съоръжения за производство на хидроелектроенергия, трябва да могат да изключват товара си в случай на понижена честота. Изискването, посочено в настоящата точка, не се отнася за спомагателни захранващи източници;

ж)

По отношение на следенето в реално време на честотно зависимия режим (FSM):

а)

в случай на колебания в мощността, модулите за производство на електроенергия трябва да запазват стационарна стабилност при експлоатация във всяка работна точка от характеристиката на възможностите за P-Q;

б)

без да се засягат разпоредбите на член 13, параграфи 4 и 5, модулите за производство на електроенергия трябва да могат да остават свързани към мрежата и да работят без намаление на мощността, докато напрежението и честотата остават в границите, определени в съответствие с настоящия регламент;

в)

модулите за производство на електроенергия трябва да могат да остават свързани към мрежата по време на еднофазни или трифазни автоматични повторни включвания в линии от мрежа със затворени контури, ако е приложимо за мрежата, към която са свързани. Подробностите около тази способност подлежи на координиране и споразумения относно последователностите от действия за защита и настройки, както е посочено в член 14, параграф 5, буква б).

а)

по отношение на способността за пускане без външно захранване:

б)

по отношение на способността да участва в експлоатация в островен режим:

в)

по отношение на способността за бързо повторно синхронизиране:

а)

при загуба на стабилност на ъгловата скорост или загуба на управление, един модул за производство на електроенергия трябва да може да се изключва автоматично от мрежата с цел да се подпомогне поддържането на сигурността на системата или да се предотврати повреда на модула. Собственикът на съоръжението за производство на електроенергия и съответният системен оператор, при съгласуване със съответния ОПС, уговаря критериите за откриване на загуба на стабилност на ъгловата скорост или загуба на управление;

б)

по отношение на измервателната апаратура:

в)

по отношение на моделите за симулация:

г)

по отношение на монтирането на устройства за експлоатация на системата и на устройства за сигурност на системата, ако съответният системен оператор или съответният ОПС счита за необходимо да се монтират допълнителни устройства в дадено съоръжение за производство на електроенергия, за да се запази или възстанови експлоатацията или сигурността на системата, съответният системен оператор или съответният ОПС и собственикът на съоръжението за производство на електроенергия трябва да проучат този въпрос и да постигнат съгласие за подходящо решение;

д)

съответният системен оператор специфицира, при съгласуване със съответния ОПС, минимални и максимални граници за скоростта на изменение на генерираната активна мощност (граници за линейното изменение), както в посока нагоре така и в посока надолу на изменението на генерираната активна мощност, за даден модул за производство на електроенергия, като взема предвид специфичните характеристики на технологията на първичния двигател;

е)

мерките за заземяване на неутралата на повишаващите трансформатори от страната на мрежата трябва да са в съответствие със спецификациите на съответния системен оператор.

а)

по отношение на обхватите за напрежението:

б)

между съответния системен оператор и собственика на съоръжението за производство на електроенергия, при съгласуване със съответния ОПС, може да бъдат договорени по-големи обхвати или по-дълги минимални времеви периоди на експлоатация. Ако са икономически и технически осъществими по-големи обхвати или по-дълги минимални времеви периоди на експлоатация, собственикът на съоръжението за производство на електроенергия не може без основателни причини да откаже споразумение;

в)

Без да се засяга буква а), съответният системен оператор на мрежа, при съгласуване със съответния ОПС, трябва да има правото да специфицира напреженията в точката на присъединяване, в която даден модул за производство на електроенергия може да се изключва автоматично. Условията и настройките за автоматично изключване се договарят между съответния системен оператор и собственика на съоръжението за производство на електроенергия.

а)

по отношение на способността за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването:

б)

по искане на собственика на съоръжението за производство на електроенергия, съответният системен оператор предоставя предаварийните и следаварийните условия, които се разглеждат във връзка със способността за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването като резултат от изчисленията в точката на присъединяване, както са специфицирани в член 14, параграф 3, подточка iv) по отношение на:

в)

в случай на несиметрични повреди, способностите за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването трябва да бъдат специфицирани от всеки ОПС.

а)

по отношение на синхронизацията, при пускането на модул за производство на електроенергия синхронизиране се извършва от собственика на съоръжението за производство на електроенергия само след получаване на разрешение от съответния системен оператор;

б)

модулът за производство на електроенергия трябва да бъде оборудван с необходимите съоръжения за синхронизиране;

в)

синхронизирането на модули за производство на електроенергия трябва да бъде възможно на честоти в рамките на обхватите, определени в таблица 2;

г)

съответният системен оператор и собственикът на съоръжението за производство на електроенергия се договарят относно настройките на устройствата за синхронизиране, които трябва да бъдат договорени преди експлоатиране на модула за производство на електроенергия. Това споразумение обхваща:

а)

по отношение на способността за генериране на реактивна мощност, съответният системен оператор трябва да има право да специфицира способността на даден синхронен модул за производство на електроенергия да отдава реактивна мощност;

б)

по отношение на системата за регулиране на напрежението, синхронният модул за производство на електроенергия трябва да бъде оборудван със система за постоянно автоматично регулиране на възбуждането, която е в състояние да осигурява стабилно напрежение на клемите на синхронния генератор при избираема зададена стойност, при отсъствие на нестабилност в целия работен обхват на синхронния модул за производство на електроенергия.

а)

по отношение на способността за генериране на реактивна мощност, съответният системен оператор може да специфицира допълнителна реактивна мощност, която трябва да се осигурява ако точката на присъединяване на синхронен модул за производство на електроенергия не е нито в мястото на клемите на високата страна на повишаващия трансформатор, осигуряващ връзката към напрежението на точката на присъединяване, нито на клемите на синхронния генератор, ако повишаващ трансформатор няма. Тази допълнителна реактивна мощност е за компенсиране на реактивната мощност, консумирана от въздушния или кабелен електропровод за високо напрежение между клемите на високата страна на повишаващия трансформатор на синхронния модул за производство на електроенергия или на клемите на синхронния генератор, ако повишаващ трансформатор няма, и точката на присъединяване, и трябва да се осигурява от отговорния собственик на този въздушен или кабелен електропровод.

б)

по отношение на способността за генериране на реактивна мощност при максимална активна мощност:

ii)

характеристиката U-Q/Pmax се специфицира от съответния системен оператор при съгласуване със съответния ОПС в съответствие със следните принципи: — характеристиката U-Q/Pmax не трябва да излиза извън обвивката на характеристиката U-Q/Pmax, представена с вътрешната обвивка на фигура 7; — Размерите на обвивката на характеристиката U-Q/Pmax (обхвата за Q/Pmax и за напрежението) трябва да бъдат в рамките на обхвата, специфициран за всяка синхронна зона в таблица 8; и — положението на обвивката на характеристиката U-Q/Pmax трябва да бъде в рамките на непроменящата се външна обвивка на фигура 7; Фигура 7 Характеристика U-Q/Pmax на синхронен модул за производство на електроенергия. На диаграмата са представени границите на характеристиката U-Q/Pmax, наложени от напрежението в точката на присъединяване, изразено чрез отношението на действителната му стойност към базисната стойност за изчисляване в отн. ед., спрямо отношението между реактивната мощност (Q) и максималната активна мощност (Pmax). Положението, размерът и формата на вътрешната обвивка са ориентировъчни. Таблица 8 Параметри за вътрешната обвивка на фигура 7 Синхронна зона Максимален обхват на Q/Pmax Максимален обхват на напрежението в стационарни условия в отн.ед. Континентална Европа 0,95 0,225 Скандинавска зона 0,95 0,150 Великобритания 0,95 0,225 Ирландия и Северна Ирландия 1,08 0,218 Прибалтийска 1,0 0,220

в)

по отношение на способността за генериране на реактивна мощност при активна мощност под максималната, при експлоатация с генерирана активна мощност под максималната (P<Pmax), синхронните модули за производство на електроенергия трябва да могат да работят във всяка възможна работна точка върху характеристика на възможностите за P-Q на синхронния генератор на въпросния синхронен модул за производство на електроенергия, поне в посока надолу до минималното ниво на стабилна експлоатация. Дори при намалено генериране на активна мощност, генерирането на реактивна мощност в точката на присъединяване трябва да съответства напълно на характеристиката на възможностите за P-Q на синхронния генератор на въпросния синхронен модул за производство на електроенергия, като ако е приложимо се отчитат мощността за спомагателното електрозахранване и загубите на активна и реактивна мощност в повишаващия трансформатор.

а)

параметрите и настройките на компонентите на системата за регулиране на напрежението се договорят между собственика на съоръжението за производство на електроенергия и съответния системен оператор, при съгласуване със съответния ОПС;

б)

споразумението, посочено в буква а), трябва да обхваща спецификациите и показателите на автоматичен регулатор на напрежението (АРН) по отношение на регулирането на напрежението в стационарни условия и напрежението при преходни процеси и спецификациите и показателите на системата за регулиране на възбуждането. последните включват:

а)

по отношение на способността за генериране на реактивна мощност, съответният системен оператор трябва да има право да специфицира способността на даден модул от вида „електроенергиен парк“ да отдава реактивна мощност;

б)

съответният системен оператор, при съгласуване със съответния ОПС, трябва да има право да укаже даден модул от вида „електроенергиен парк“ да може да осигурява бърз ток на късо съединение в точката на присъединяване в случай на симетрични (3-фазни) повреди, при следните условия:

в)

по отношение на подаването на бърз ток на късо съединение в случай на асиметрични (еднофазни или двуфазни) повреди, съответният системен оператор, при съгласуване със съответния ОПС, трябва да има право да формулира изискване за несиметрично подаване на ток.

а)

съответният ОПС специфицира следаварийното възстановяване на активната мощност, което може да осигурява модулът от вида „електроенергиен парк“ и също така специфицира:

б)

спецификациите трябва да бъдат в съответствие със следните принципи:

а)

съответният ОПС трябва да има право да укаже модулите от вида „електроенергиен парк“ да могат да осигуряват изкуствен инерционен момент през много бързи отклонения в честотата;

б)

принципът на действие на системите за регулиране, монтирани за осигуряване на изкуствен инерционен момент, и съответните експлоатационни параметри се специфицират от съответния ОПС.

а)

по отношение на способността за генериране на реактивна мощност, съответният системен оператор може да специфицира допълнителна реактивна мощност, която трябва да се осигурява ако точката на присъединяване на модул от вида „електроенергиен парк“ не е нито в мястото на клемите на високата страна на повишаващия трансформатор, осигуряващ връзката към напрежението на точката на присъединяване, нито на клемите на преобразувателя, ако повишаващ трансформатор няма. Тази допълнителна реактивна мощност е за компенсиране на реактивната мощност, консумирана от въздушния или кабелен електропровод за високо напрежение между клемите на високата страна на повишаващия трансформатор на модула от вида „електроенергиен парк“ или на клемите на преобразувателя на модула, ако повишаващ трансформатор няма, и точката на присъединяване, и трябва да се осигурява от отговорния собственик на този въздушен или кабелен електропровод.

б)

по отношение на способността за генериране на реактивна мощност при максимална активна мощност:

ii)

характеристиката U-Q/Pmax се дефинира от всеки системен оператор при съгласуване със съответния ОПС в съответствие със следните принципи: — характеристиката U-Q/Pmax не трябва да излиза извън обвивката на характеристиката U-Q/Pmax, представена с вътрешната обвивка на фигура 8; — Размерите на обвивката на характеристиката U-Q/Pmax (обхвата за Q/Pmax и за напрежението) трябва да бъдат в рамките на стойностите, специфицирани за всяка синхронна зона в таблица 9; — положението на обвивката на характеристиката U-Q/Pmax трябва да бъде в рамките на непроменящата се външна обвивка, определена на фигура 8; и — специфицираната характеристика U-Q/Pmax може да приема всякаква форма, вземайки предвид потенциалните разходи за осигуряването на способност за генериране на реактивна мощност при високи напрежения и консумиране на реактивна мощност при ниски напрежения; Фигура 8 Характеристика U-Q/Pmax на модул от вида „електроенергиен парк“ На диаграмата са представени границите на характеристиката U-Q/Pmax, наложени от напрежението в точката на присъединяване, изразено чрез отношението на действителната му стойност към базисната му стойност за изчисляване в отн. ед., спрямо отношението между реактивната мощност (Q) и максималната активна мощност (Pmax). Положението, размерът и формата на вътрешната обвивка са ориентировъчни. Таблица 9 Параметри за вътрешната обвивка на фигура 8 Синхронна зона Максимален обхват на Q/Pmax Максимален обхват на напрежението в стационарни условия в отн.ед. Континентална Европа 0,75 0,225 Скандинавска зона 0,95 0,150 Великобритания 0,66 0,225 Ирландия и Северна Ирландия 0,66 0,218 Прибалтийска 0,80 0,220

в)

по отношение на способността за генериране на реактивна мощност при активна мощност, под максималната:

iii)

когато се експлоатира при генериране на активна мощност под максималната (P<Pmax), модулът от вида „електроенергиен парк“ трябва да може да осигурява реактивна мощност във всяка работна точка вътре в рамките на своята характеристика P-Q/Pmax, ако всички единици от въпросния модул, които генерират мощност, са технически разполагаеми, т.е. не са извън експлоатация поради поддръжка или повреда, в противен случай при отчитане на техническите разполагаемости способността за генериране на реактивна мощност може да е по-малка; Фигура 9 Характеристика P-Q/Pmax на модул от вида „електроенергиен парк“ На диаграмата са представени границите на характеристиката P-Q/Pmax, наложени от активната мощност в точката на присъединяване, изразено чрез отношението на действителната ѝ стойност към максималната ѝ стойност в относителни единици, спрямо отношението между реактивната мощност (Q) и максималната активна мощност (Pmax). Положението, размерът и формата на вътрешната обвивка са ориентировъчни.

г)

по отношение на режимите на регулиране на реактивната мощност:

д)

по отношение на даването на приоритет на приноса на активна или на реактивна мощност, съответният ОПС указва дали с приоритет се ползва приносът на активна или този на реактивна мощност по време на повреди, за които се изисква способност за поддържане на непрекъснатостта на електроснабдяването. Ако се даде приоритет на приноса на активна мощност, осигуряването му трябва да се установи не по-късно от 150 ms от възникването на повредата;

е)

по отношение на регулирането на погасяването на колебанията на мощността, ако е указано от съответния ОПС модулът от вида „електроенергиен парк“ трябва да може да допринася за погасяването на колебания на мощността. Характеристиките на регулирането на напрежението и реактивната мощност на модули от вида „електроенергиен парк“ не трябва да въздействат неблагоприятно върху погасяването на колебания на мощността.

а)

конфигурация 1: Променливотокова връзка към една единствена точка на междусистемно свързване с мрежата на сушата, чрез която със системата на сушата са свързани един или повече модули от вида „електроенергиен парк“, разположени и свързани помежду си в морето, за да образуват система за променлив ток, разположена в морето;

б)

конфигурация 2: Променливотокови връзки чрез затворени контури, чрез които множество модули от вида „електроенергиен парк“, разположени в морето, са свързани взаимно в морето, за да образуват система за променлив ток, разположена в морето, като последната се свързва със системата на сушата в две или повече точки на междусистемно свързване с мрежата на сушата.

а)

мястото, в което се прави присъединяването;

б)

датата на присъединяването;

в)

максималната мощност на инсталацията в kW;

г)

вида на първичния енергиен източник;

д)

класифицирането на модула за производство на електроенергия като нововъзникваща технология съгласно дял VI от настоящия регламент;

е)

позоваване на сертификати за оборудване, издадени от упълномощен сертифициращ орган за оборудване, използвано при инсталирането на обекта;

ж)

по отношение на използваното оборудване, за което не е получен сертификат за оборудване, трябва да се предостави информация, както е указано от съответния системен оператор; и

з)

данните за контакт със собственика на съоръжението за производство на електроенергия и инсталатора, както и техните подписи.

а)

доказателство за споразумение за настройките за защитата и регулирането, съответстващи на точката на присъединяване между съответния системен оператор и собственика на съоръжение за производство на електроенергия;

б)

декларация за съответствие по позиции;

в)

подробни технически данни за модула за производство на електроенергия във връзка с присъединяването към електроенергийната мрежа, както е указано от съответния системен оператор;

г)

сертификати за оборудване, издадени от упълномощен сертифициращ орган за модулите за производство на електроенергия, когато на тях се основават част от доказателствата за съответствие;

д)

за модули за производство на електроенергия от тип C, модели за симулация съгласно член 15, параграф 6, буква в);

е)

протоколи от изпитвания за съответствие, доказващи стационарни и динамични показатели съгласно изискванията на глави 2, 3 и 4 от дял IV, включително използване на действително измерени стойности по време на изпитване, в степента на детайлизиране, изисквана от съответния системен оператор; и

ж)

проучвания, доказващи стационарни и динамични показатели съгласно изискванията на глави 5, 6 и 7 от дял IV, в степента на детайлизиране, изисквана от съответния системен оператор.

а)

уведомление за експлоатация във връзка с електрозахранване (УЕЕ);

б)

временно уведомление за експлоатация (ВУЕ); и

в)

окончателно уведомление за експлоатация (ОУЕ).

а)

декларация за съответствие по позиции;

б)

подробни технически данни за модула за производство на електроенергия, имащи отношение към присъединяването към електроенергийната мрежа, както е указано от съответния системен оператор;

в)

сертификати за оборудване, издадени от упълномощен сертифициращ орган за модулите за производство на електроенергия, когато на тяхна основа са част от доказателствата за съответствие;

г)

модели за симулация, както е указано в член 15, параграф 6, буква в) и се изисква от съответния системен оператор.

д)

изследвания, доказващи очакваните стационарни и динамични показатели съгласно изискванията на глава 5, 6 или 7 от дял IV; и

е)

подробности за предвидените изпитвания за съответствие в съответствие с глави 2, 3 и 4 от дял IV.

а)

декларация за съответствие по позиции; и

б)

актуализация на приложимите технически данни, моделите за симулация и проучвания, както е посочено в член 35, параграф 3, букви б), г) и д), включително използването на действително измерени стойности по време на изпитвания.

а)

при съоръжението временно се наблюдава значително изменение или загуба на мощност, засягащи показателите му; или

б)

неизправност на оборудването, която води до неспазване на някои съответни изисквания.

а)

нерешените проблеми, обосноваващи издаването на УЕОД;

б)

отговорностите и сроковете за очакваното решение; и

в)

максималния срок на валидност, който не трябва да надвишава 12 месеца. Първоначалният предоставен срок може да бъде по-кратък, с възможност за удължаване, ако по удовлетворителен за съответния системен оператор начин бъдат представени доказателства, че е постигнат значителен напредък по отношение на постигането на пълно съответствие с изискванията.

а)

включва анализа на разходите и ползите и препоръка за начина на действие;

б)

включва предложение за преходен период за прилагане на изискването за съществуващи модули за производство на електроенергия. Този преходен период трябва да бъде след не повече от две години, считано от датата на решението на регулаторния орган или, когато е приложимо, на държавата членка, относно приложимостта на изискването;

в)

е предмет на обществена консултация в съответствие с член 10.

а)

процедура за уведомление за експлоатация за доказване изпълнението на изискванията от страна на собственика на съществуващо съоръжение за производство на електроенергия;

б)

преходен период за изпълнение на изискванията, за който се вземат предвид категорията на модула за производство на електроенергия, както е определена в член 5, параграф 2 и член 23, параграф 3, и евентуални основни пречки пред ефективното изпълнение на изменението/преоборудването.

а)

съответният ОПС, съответният системен оператор, настоящият собственик или предполагаемият бъдещ собственик на съоръжението за производство на електроенергия трябва да основава своя анализ на разходите и ползите на един или повече от следните изчислителни принципи:

б)

съответният ОПС, съответният системен оператор, настоящият собственик или предполагаемият бъдещ собственик на съоръжението за производство на електроенергия също така определя количествено социално-икономическите ползи по отношение на повишаването на сигурността на електроснабдяването и включва като минимум:

в)

съответният ОПС, съответният системен оператор, настоящият собственик или предполагаемият бъдещ собственик на съоръжението за производство на електроенергия определя количествено ползите за вътрешния пазар на електроенергия, трансграничната търговия и интегрирането на възобновяемите енергийни източници, включително като минимум:

г)

съответният ОПС определя количествено разходите за прилагане на необходимите правила за съществуващи модули за производство на електроенергия, включително като минимум:

а)

всички документи и сертификати, които трябва да бъдат предоставени от собственика на съоръжение за производство на електроенергия;

б)

подробни технически данни за модула за производство на електроенергия, които са от значение за свързването към мрежата;

в)

изисквания към моделите за изследване на системи в стационарно и динамично състояние;

г)

график за предоставяне на данните за системата, необходими за извършване на изследванията;

д)

изследвания, извършени от собственика на съоръжението за производство на електроенергия с цел да се докаже наличието на очакваните стационарни и динамични показатели в съответствие с изискванията, установени в глави 5 и 6 на дял IV;

е)

условия и процедури, включително техният обхват, за регистриране на сертификати за оборудване; и

ж)

условия и процедури за използването на съответни сертификати за оборудване, издадени от упълномощен сертифициращ орган, от собственика на съоръжение за производство на електроенергия.

а)

да позволява на собственика на съоръжение за производство на електроенергия да извършва алтернативен набор от изпитвания, при условие че тези изпитвания са ефикасни и достатъчни, за да се докаже, че даден модул за производство на електроенергия е в съответствие с изискванията на настоящия регламент;

б)

да изисква от собственика на съоръжение за производство на електроенергия да извършва набор от допълнителни или алтернативни изпитвания в случаи, когато информацията, предоставена на съответния системен оператор за изпитвания за съответствие съгласно разпоредбите на глави 2, 3 или 4 от дял IV, не е достатъчна, за да се докаже спазването на изискванията на настоящия регламент; и

в)

да изисква от собственика на съоръжение за производство на електроенергия да извършва подходящи изпитвания, за да демонстрира експлоатационните показатели на модула за производство на електроенергия, когато той работи с алтернативни горива или горивни смеси. Съответният системен оператор и собственикът на съоръжение за производство на електроенергия се споразумяват относно това кои видове гориво трябва да бъдат подложени на изпитване.

а)

да позволява на собственика на съоръжение за производство на електроенергия да извършва алтернативен набор от симулации, при условие че тези симулации са ефикасни и достатъчни, за да се докаже, че даден модул за производство на електроенергия е в съответствие с изискванията на настоящия регламент или на националното законодателство; и

б)

да изисква от собственика на съоръжение за производство на електроенергия да извършва набор от допълнителни или алтернативни симулации в случаи, когато информацията, предоставена на съответния системен оператор за симулации за съответствие съгласно разпоредбите на глави 5, 6 или 7 от дял IV, не е достатъчна, за да се докаже спазването на изискванията на настоящия регламент.

а)

трябва да бъде доказана техническата способност на модула за производство на електроенергия за непрекъснато изменяне на активната мощност с цел да се регулира честотата в случай на значително нарастване на която и да е честота в системата. Проверяват се параметрите за стационарно състояние на регулировките, като статизъм и зона на нечувствителност, и динамичните параметри, включително реакцията на стъпална промяна на честотата;

б)

изпитването се провежда чрез симулиране на стъпални и линейни изменения на честотата, достатъчно големи, за да доведат до изменение на активната мощност в размер поне на 10 % от максималната мощност, като се вземат предвид настройките за статизма и зоната на нечувствителност. Ако е необходимо, към регулатора на честотата на въртене и устройството за регулиране на натоварването се подават едновременно симулирани сигнали за отклонение на честотата, като се отчита начинът на действие на тези системи за регулиране;

в)

изпитването се счита за успешно, ако са изпълнени следните условия:

а)

то трябва да докаже, че модулът за производство на електроенергия има техническата способност да изменя непрекъснато активната мощност в работни точки под максималната мощност, така че да подпомага регулирането на честотата в случай на голям спад на честотата в системата;

б)

изпитването се провежда чрез симулиране на подходящи точки на активен товар, с нискочестотни стъпални и линейни изменения на честотата, достатъчно големи, за да доведат до изменение на активната мощност в размер поне на 10 % от максималната мощност, като се вземат предвид настройките за статизъм и зоната на нечувствителност. Ако е необходимо, към базовите точки на регулатора на честотата на въртене и устройството за регулиране на натоварването се подават едновременно симулирани сигнали за отклонение на честотата;

в)

изпитването се счита за успешно, ако са изпълнени следните условия:

а)

то трябва да докаже, че модулът за производство на електроенергия има техническата способност да изменя непрекъснато активната мощност в целия работен обхват между максималната мощност и минималното ниво на регулиране, така че да подпомага регулирането на честотата. Проверяват се стационарните параметри на регулировките, като статизъм и зона на нечувствителност, и динамичните параметри, включително устойчивостта, посредством реакцията на стъпална промяна на честотата и на големи, бързи отклонения на честотата;

б)

изпитването се провежда чрез симулиране на стъпални и линейни изменения на честотата, достатъчно големи, за да обхванат целия диапазон на реакция на активната мощност, като се вземат предвид настройките за статизъм и зоната на нечувствителност, както и способността действително да се увеличи или намали генерираната активна мощност от съответната работна точка. Ако е необходимо, към базовите точки на регулатора на честотата на въртене и устройството за регулиране на натоварването в управляващата система на блока или централата се подават едновременно симулирани сигнали за отклонение на честотата.

в)

изпитването се счита за успешно, ако са изпълнени следните условия:

а)

трябва да бъде доказана техническата способност на модула за производство на електроенергия да участва в регулирането за възстановяване на честотата и да бъде проверена съвместната работа на FSM и регулирането за възстановяване на честотата;

б)

изпитването се счита за успешно, ако резултатите от него, както за динамични, така и за статични параметри, са в съответствие с изискванията на член 15, параграф 2, буква д).

а)

при модули за производство на електроенергия, притежаващи способност за пускане без външно захранване, трябва да бъде доказана тази способност за пускане без външно електрическо захранване след спиране на модула;

б)

изпитването се счита за успешно, ако времето за пускане остава в рамките на посоченото в член 15, параграф 5, буква а), подточка iii).

а)

трябва да бъде доказана техническата способност на модула за производство на електроенергия за превключване към режим на покриване на собствените нужди и стабилна работа в този режим;

б)

изпитването се провежда при максимална активна мощност и номинална реактивна мощност на модула за производство на електроенергия преди задействането на автоматично разтоварване;

в)

съответният системен оператор има право да определя допълнителни условия, като взема предвид член 15, параграф 5, буква в);

г)

изпитването се счита за успешно, ако превключването към покриване на собствените нужди е успешно, показана е стабилна работа в този режим за интервала от време, посочен в член 15, параграф 5, буква в), и повторното синхронизиране с мрежата е приключило успешно.

а)

трябва да бъде доказана техническата способност на модула за производство на електроенергия да генерира реактивна мощност при изпреварващ и изоставащ фазов ъгъл в съответствие с член 18, параграф 2, букви б) и в);

б)

изпитването се счита за успешно, ако са изпълнени следните условия:

а)

трябва да бъде доказана техническата способност на модула от вида „електроенергиен парк“ за непрекъснато изменяне на активната мощност с цел да се подпомага регулирането на честотата в случай на увеличаване на честотата в системата. Проверяват се параметрите за стационарно състояние на регулировките, като статизъм и зона на нечувствителност, както и динамичните параметри;

б)

изпитването се провежда чрез симулиране на стъпални и линейни изменения на честотата, достатъчно големи, за да доведат до изменение на активната мощност в размер поне на 10 % от максималната мощност, като се вземат предвид настройките за статизма и зоната на нечувствителност. За провеждането на това изпитване към базовите точки на управляващата система се подават едновременно симулирани сигнали за отклонение на честотата.

в)

изпитването се счита за успешно, когато неговите резултати, както за динамични, така и за статични параметри, са в съответствие с изискванията, определени в член 13, параграф 2.

а)

трябва да бъде доказана техническата способност на модул от вида „електроенергиен парк“ да работи при ниво на натоварване под зададената стойност, определена от съответния системен оператор или съответния ОПС;

б)

изпитването се счита за успешно, ако са изпълнени следните условия:

а)

трябва да бъде доказана техническата способност на модула от вида „електроенергиен парк“ за непрекъснато изменяне на активната мощност с цел да се подпомага регулирането на честотата в случай на голям спад на честотата в системата;

б)

изпитването се провежда чрез симулиране на стъпални и линейни изменения на честотата, достатъчно големи, за да доведат до изменение на активната мощност в размер поне на 10 % от максималната мощност, като се започне от стойност, ненадвишаваща 80 % от максималната мощност, и се вземат предвид настройките за статизъм и зоната на нечувствителност.

в)

изпитването се счита за успешно, ако са изпълнени следните условия:

а)

трябва да бъде доказана техническата способност на модула от вида „електроенергиен парк“ да изменя непрекъснато активната мощност в целия работен обхват между максималната мощност и минималното ниво на регулиране, така че да подпомага регулирането на честотата. Проверяват се стационарните параметри на регулировките, като нечувствителност, статизъм, зона на нечувствителност и обхват на регулиране, както и динамичните параметри, включително реакцията на стъпална промяна на честотата;

б)

изпитването се провежда чрез симулиране на стъпални и линейни изменения на честотата, достатъчно големи, за да обхванат целия диапазон на реакция на активната мощност, като се вземат предвид настройките за статизъм и зоната на нечувствителност. За провеждането на изпитването се подават симулирани сигнали за отклонение на честотата;

в)

изпитването се счита за успешно, ако са изпълнени следните условия:

а)

трябва да бъде доказана техническата способност на модула от вида „електроенергиен парк“ за непрекъснато изменяне на активната мощност с цел да се подпомогне възстановяването на честотата. Трябва да бъде проверена съвместната работа на честотно зависимия режим и регулирането за възстановяване на честотата;

б)

изпитването се счита за успешно, ако резултатите от него, както за динамични, така и за статични параметри, са в съответствие с изискванията на член 15, параграф 2, буква д).

а)

трябва да бъде доказана техническата способност на модула от вида „електроенергиен парк“ да генерира реактивна мощност при изпреварващ и изоставащ фазов ъгъл в съответствие с член 21, параграф 3, букви б) и в);

б)

то трябва да се проведе при максимална реактивна мощност, както с изпреварващ, така и изоставащ фазов ъгъл, и при него трябва да бъдат проверени следните параметри:

в)

изпитването се счита за успешно, ако са изпълнени следните критерии:

а)

трябва да бъде доказана способността на модула от вида „електроенергиен парк“ да работи в режим на регулиране на напрежението, както е посочено в условията, определени в член 21, параграф 3, буква г), подточки ii) — iv);

б)

при изпитването в режим на регулиране на напрежението се проверяват следните параметри:

в)

изпитването се счита за успешно, ако са изпълнени следните условия:

а)

трябва да бъде доказана способността на модула от вида „електроенергиен парк“ да работи в режим на регулиране на реактивната мощност съгласно член 21, параграф 3, буква г), подточка v);

б)

изпитването в режим на регулиране на реактивната мощност допълва изпитването за генериране на реактивна мощност;

в)

при изпитването в режим на регулиране на реактивната мощност се проверяват следните параметри:

г)

изпитването се счита за успешно, ако са изпълнени следните условия:

а)

трябва да бъде доказана способността на модула от вида „електроенергиен парк“ да работи в режим на регулиране на фактора на мощността, съгласно член 21, параграф 3, буква г), подточка vi);

б)

при изпитването в режим на регулиране на фактора на мощността се проверяват следните параметри:

в)

изпитването се счита за успешно, ако са изпълнени съвкупно следните условия:

а)

трябва да бъде доказана чрез симулация способността на модула за производство на електроенергия да изменя активната мощност при високи честоти съгласно член 13, параграф 2;

б)

симулацията се извършва чрез високочестотни стъпални и линейни изменения, достигащи минималното ниво на регулиране, като се вземат предвид настройките за статизъм и зоната на нечувствителност;

в)

симулацията се счита за успешна, ако:

а)

трябва да бъде доказана чрез симулация способността на модула за производство на електроенергия да поддържа непрекъснатост на електроснабдяването при повреда в съответствие с условията, предвидени в член 14, параграф 3, буква а);

б)

симулацията се счита за успешна, ако е доказано спазването на изискването, посочено в член 14, параграф 3, буква а).

а)

трябва да бъде доказана способността на модула за производство на електроенергия да възстановява активната мощност след повреда, както е посочено в член 17, параграф 3;

б)

симулацията се счита за успешна, ако е доказано спазването на изискването, посочено в член 17, параграф 3.

а)

трябва да бъде доказана способността на модула за производство на електроенергия да изменя активната мощност при ниски честоти съгласно член 15, параграф 2, буква в);

б)

симулацията се извършва чрез стъпални и линейни изменения с ниска честота, достигащи максималната мощност, като се вземат предвид настройките за статизъм и зоната на нечувствителност;

в)

симулацията се счита за успешна, ако:

а)

трябва да бъде доказана способността на модула за производство на електроенергия да изменя активната мощност в целия честотен обхват съгласно член 15, параграф 2, буква г);

б)

симулацията се провежда чрез симулиране на стъпални и линейни изменения на честотата, достатъчно големи, за да обхванат целия обхват на реакция на активната мощност, като се вземат предвид настройките за статизъм и зоната на нечувствителност;

в)

симулацията се счита за успешна, ако:

а)

трябва да бъде демонстрирана работата на модула за производство на електроенергия в островен режим, както е посочено в условията, определени в член 15, параграф 5, буква б);

б)

симулацията се счита за успешна, ако модулът за производство на електроенергия може да намали или увеличи генерираната активна мощност от предишната си работна точка до която и да е нова работна точка, намираща се върху кривата, характеризираща неговите възможности за P-Q, и в границите, определени в член 15, параграф 5, буква б), без модулът за производство на електроенергия да бъде изключен от „острова“ поради твърде висока или твърде ниска честота.

а)

трябва да бъде доказана способността на модула за производство на електроенергия да генерира реактивна мощност при изпреварващ и изоставащ фазов ъгъл в съответствие с условията, определени в член 18, параграф 2, букви б) и в);

б)

симулацията се счита за успешна, ако са изпълнени следните условия:

а)

трябва да бъде доказано, че системата за управление на модула за производство на електроенергия (функция „стабилизатор на електроенергийната система“ — СЕС) е в състояние да погасява колебания на активната мощност в съответствие с условията, предвидени в член 19, параграф 2;

б)

подобряването на настройките трябва да води до подобряване на погасяването на колебанията при съответната реакция на активната мощност при АРН в комбинация с функцията СЕС, в сравнение с реакцията на активната мощност само при АРН;

в)

симулацията се счита за успешна, ако са изпълнени съвкупно следните условия:

а)

трябва да бъде доказана способността на модула за производство на електроенергия да поддържане непрекъснатостта на електроснабдяването при повреда в съответствие с условията, предвидени в член 16, параграф 3, буква а);

б)

симулацията се счита за успешна, ако бъде доказано спазването на изискването, посочено в член 16, параграф 3, буква а).

а)

трябва да бъде доказана способността на модула от вида „електроенергиен парк“ да изменя активната мощност при високи честоти съгласно член 13, параграф 2;

б)

симулацията се извършва чрез високочестотни стъпални и линейни изменения, достигащи минималното ниво на регулиране, като се вземат предвид настройките за статизъм и зоната на нечувствителност;

в)

симулацията се счита за успешна, ако:

а)

трябва да бъде доказана способността на модула от вида „електроенергиен парк“ да подава бързо ток на късо съединение в съответствие с условията, определени в член 20, параграф 2, буква б);

б)

симулацията се счита за успешна, ако бъде доказано спазването на изискването, посочено в член 20, параграф 2, буква б).

а)

трябва да бъде доказана чрез симулация способността на модула от вида „електроенергиен парк“ да поддържа непрекъснатост на електроснабдяването при повреда в съответствие с условията, предвидени в член 14, параграф 3, буква а);

б)

симулацията се счита за успешна, ако бъде доказано спазването на изискването, посочено в член 14, параграф 3, буква а).

а)

трябва да бъде доказана способността на модула от вида „електроенергиен парк“ да възстановява активната мощност след повреда в съответствие с условията, определени в член 20, параграф 3;

б)

симулацията се счита за успешна, ако бъде доказано спазването на изискването, предвидено в член 20, параграф 3.

а)

трябва да бъде доказана способността на модула от вида „електроенергиен парк“ да изменя активната мощност при ниски честоти съгласно член 15, параграф 2, буква в);

б)

симулацията се извършва, като се симулират нискочестотни стъпални и линейни изменения, достигащи максималната мощност, като се вземат предвид настройките за статизъм и зоната на нечувствителност;

в)

симулацията се счита за успешна, ако:

а)

трябва да бъде доказана способността на модула от вида „електроенергиен парк“ да изменя активната мощност в целия честотен обхват, както е посочено в член 15, параграф 2, буква г);

б)

симулацията се провежда чрез симулиране на стъпални и линейни изменения на честотата, достатъчно големи, за да обхванат целия обхват на реакция на активната мощност, като се вземат предвид настройките за статизъм и зоната на нечувствителност;

в)

симулацията се счита за успешна, ако:

а)

трябва да бъде демонстрирана работата на модула от вида „електроенергиен парк“ в островен режим в съответствие с условията, определени в член 15, параграф 5, буква б);

б)

симулацията се счита за успешна, ако модулът от вида „електроенергиен парк“ може да намали или увеличи генерираната активна мощност от предишната си работна точка до която и да е нова работна точка, намираща се върху кривата, характеризираща неговите възможности за P-Q, и в границите, определени в член 15, параграф 5, буква б), без модулът от вида „електроенергиен парк“ да бъде изключен от „острова“ поради твърде висока или твърде ниска честота.

а)

трябва да бъде доказана способността на модула от вида „електроенергиен парк“ да генерира изкуствен инерционен момент в случай на ниска честота, както е посочено в член 21, параграф 2, буква а);

б)

симулацията се счита за успешна, ако моделът доказва, че са спазени изискванията, посочени в член 21, параграф 2.

а)

трябва да бъде доказано, че модулът от вида „електроенергиен парк“ е в състояние да генерира реактивна мощност при изпреварващ и изоставащ фазов ъгъл, както е предвидено в член 21, параграф 3, букви б) и в);

б)

симулацията се счита за успешна, ако са изпълнени съвкупно следните условия:

а)

моделът на модула от вида „електроенергиен парк“ трябва да доказва, че модулът е в състояние да погасява колебания на активната мощност в съответствие с член 21, параграф 3, буква е);

б)

симулацията се счита за успешна, ако моделът доказва съответствие с условията, описани в член 21, параграф 3, буква е).

а)

установяване на всички различия в изпълнението на настоящия регламент на национално равнище;

б)

оценка на това дали избраните стойности и обхвати, посочени в изискванията, приложими за модули за производство на електроенергия съгласно настоящия регламент, продължават да бъдат валидни.

а)

идентификация на настоящия или предполагаемия бъдещ собственик на съоръжение за производство на електроенергия и лице за контакт за комуникация от всякакъв вид;

б)

описание на модула или модулите за производство на електроенергия, за които е поискана дерогация;

в)

посочване на разпоредбите на настоящия регламент, от които се иска дерогация, и подробно описание на поисканата дерогация;

г)

подробна обосновка, придружена от съответни подкрепящи документи, и анализ на разходите и ползите в съответствие с изискванията на член 39;

д)

доказателства, че исканата дерогация няма да има неблагоприятно въздействие върху трансграничната търговия.

а)

регулаторният орган реши да предостави удължаване на срока; или

б)

настоящият или предполагаемият бъдещ собственик на съоръжението за производство на електроенергия информира посредством мотивирано искане регулаторния орган, че искането за дерогация е пълно.

а)

идентификация на съответния системен оператор или съответния ОПС и лице за контакт за комуникация от всякакъв вид;

б)

описание на модулите за производство на електроенергия, за които е поискана дерогация, както и общата инсталирана мощност и броя на модулите за производство на електроенергия;

в)

изискването или изискванията на настоящия регламент, от които се иска дерогация, наред с подробно описание на поисканата дерогация;

г)

подробна обосновка, заедно с всички съответни съпътстващи документи;

д)

доказателства, че исканата дерогация няма да има неблагоприятно въздействие върху трансграничната търговия;

е)

анализ на разходите и ползите, изготвен съгласно изискванията на член 39. Ако е приложимо, анализът на разходите и ползите се извършва в координация със съответния ОПС и всички съседни оператори на разпределителни системи (ОРС) или оператори на затворени разпределителни мрежи (ОЗРМ).

а)

регулаторният орган реши да предостави удължаване на срока; или

б)

съответният системен оператор информира посредством мотивирано искане регулаторния орган, че искането за дерогация е пълно.

а)

изискването или изискванията, по отношение на които е предоставена или отказана дерогацията;

б)

съдържанието на дерогацията;

в)

причините за предоставянето или отказването на дерогацията;

г)

последствията от предоставянето на дерогация.