27.4.2016   

IT

Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

L 112/1

(1)

Realizzare rapidamente un mercato interno dell'energia perfettamente funzionante e interconnesso è fondamentale per mantenere la sicurezza dell'approvvigionamento energetico, aumentare la competitività e garantire che tutti i consumatori possano acquistare energia a prezzi accessibili.

(2)

Il regolamento (CE) n. 714/2009 stabilisce norme non discriminatorie che disciplinano l'accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica al fine di garantire il buon funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica. Inoltre, l'articolo 5 della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (2) impone agli Stati membri o alle autorità di regolamentazione, qualora gli Stati membri abbiano così disposto, di assicurare, tra le altre cose, che siano definite norme tecniche oggettive e non discriminatorie che stabiliscano i requisiti tecnici minimi di progettazione e di funzionamento per la connessione al sistema. Nei casi in cui i requisiti costituiscono condizioni di connessione alle reti nazionali, l'articolo 37, paragrafo 6, della medesima direttiva conferisce alle autorità di regolamentazione il compito di fissare o approvare quantomeno le metodologie usate per calcolarle o stabilirle. Per assicurare la sicurezza del sistema di trasmissione interconnesso, è fondamentale stabilire un'interpretazione comune dei requisiti applicabili ai gruppi di generazione. Tali requisiti, che contribuiscono a mantenere, preservare e ripristinare la sicurezza del sistema al fine di facilitare il buon funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica all'interno delle aree sincrone e tra di esse, nonché a conseguire l'efficienza in termini di costi, dovrebbero essere considerati questioni transfrontaliere relative alla rete e questioni relative all'integrazione del mercato.

(3)

È opportuno definire norme armonizzate sulla connessione alla rete per i gruppi di generazione allo scopo di stabilire un quadro giuridico chiaro per le connessioni alla rete, agevolare gli scambi di energia sul territorio dell'Unione europea, garantire la sicurezza del sistema, facilitare l'integrazione delle energie rinnovabili, incentivare la concorrenza e consentire un uso più efficiente della rete e delle risorse, a vantaggio dei consumatori.

(4)

La sicurezza del sistema dipende in parte dai limiti tecnici di capability dei gruppi di generazione. Pertanto il regolare coordinamento a livello di reti di trasmissione e di distribuzione e prestazioni adeguate delle apparecchiature connesse alle reti di trasmissione e di distribuzione, con sufficiente solidità per fronteggiare i disturbi e contribuire a prevenire eventuali importanti perturbazioni o per facilitare il ripristino del sistema dopo un collasso, sono prerequisiti fondamentali.

(5)

Il funzionamento sicuro del sistema è possibile solo se vi è una stretta cooperazione tra i titolari degli impianti di generazione di energia e i gestori dei sistemi. In particolare, il funzionamento del sistema in condizioni operative anomale dipende dalla risposta dei gruppi di generazione alle deviazioni dai valori di riferimento di 1 per unit (pu) di tensione e dai valori nominali di frequenza. Nel contesto della sicurezza del sistema, le reti e i gruppi di generazione dovrebbero essere considerati come un'unica entità dal punto di vista ingegneristico, dato che si tratta di parti interdipendenti. È pertanto opportuno definire requisiti tecnici pertinenti per i gruppi di generazione come prerequisito per la connessione alla rete.

(6)

Le autorità di regolamentazione dovrebbero considerare i costi ragionevoli effettivamente sostenuti dai gestori di sistema per l'attuazione del presente regolamento nello stabilire o nell'approvare le tariffe di trasmissione o di distribuzione o le relative metodologie di calcolo o nell'approvare i termini e le condizioni per la connessione e l'accesso alle reti nazionali conformemente all'articolo 37, paragrafi 1 e 6, della direttiva 2009/72/CE e all'articolo 14 del regolamento (CE) n. 714/2009.

(7)

I diversi sistemi elettrici sincroni dell'Unione presentano caratteristiche differenti di cui è necessario tener conto nel definire i requisiti per i generatori. Nel definire le norme di connessione alla rete è pertanto opportuno tenere conto delle specificità regionali, secondo quanto stabilito all'articolo 8, paragrafo 6, del regolamento (CE) n. 714/2009.

(8)

In considerazione della necessità di garantire la certezza normativa, i requisiti previsti dal presente regolamento dovrebbero applicarsi ai nuovi impianti di generazione, mentre non dovrebbero applicarsi ai gruppi di generazione esistenti o a quelli che si trovano già a uno stadio avanzato della pianificazione ma non sono stati ancora completati, a meno che l'autorità di regolamentazione competente o lo Stato membro interessato non decida altrimenti, in considerazione dell'evoluzione dei requisiti di sistema e di un'analisi completa costi-benefici o qualora siano stati effettuati importanti interventi di ammodernamento di tali impianti di generazione.

(9)

La significatività dei gruppi di generazione dovrebbe dipendere dalle loro dimensioni e dal loro impatto sul sistema nel suo complesso. Le macchine sincrone dovrebbero essere classificate in base alla taglia e includere tutti i componenti di un impianto di generazione che normalmente funzionano in modo inseparabile, quali ad esempio gli alternatori e le relative turbine a gas e a vapore che li azionano di un'unica installazione a ciclo combinato. Per un impianto che include diverse installazioni a ciclo combinato con turbine a gas di questo tipo, ogni installazione dovrebbe essere valutata in base alla sua taglia e non in base alla capacità complessiva dell'impianto. Le unità di generazione connesse in modo asincrono, laddove siano raggruppate in modo da costituire un'unità economica e abbiano un solo punto di connessione, dovrebbero essere valutate in base alla loro capacità aggregata.

(10)

In considerazione del diverso livello di tensione con cui i generatori sono connessi e della loro capacità di generazione massima, il presente regolamento dovrebbe operare una distinzione tra i diversi tipi di generatori definendo differenti livelli di requisiti. Il presente regolamento non fissa le norme per determinare il livello di tensione del punto di connessione al quale sarà connesso il gruppo di generazione.

(11)

I requisiti applicabili ai gruppi di generazione di tipo A dovrebbero essere quelli minimi necessari ad assicurare capacità di generazione con condizioni di risposta automatica limitata e livello minimo di controllo da parte del gestore di sistema. Essi dovrebbero garantire che non vi siano ingenti perdite di generazione nell'ambito dei range operativi del sistema, in modo da ridurre al minimo gli eventi critici, e includere i requisiti necessari per un intervento diffuso durante gli eventi critici per il sistema.

(12)

I requisiti applicabili ai gruppi di generazione di tipo B dovrebbero fornire una più elevata capacità di risposta dinamica automatica, con una maggiore resilienza in caso di eventi operativi, in modo da garantire l'utilizzo di questa risposta dinamica, un maggiore livello di controllo da parte del gestore di sistema e informazioni per l'uso di tali capacità. Essi assicurano una risposta automatica per attenuare l'impatto degli eventi di sistema e ottimizzare la risposta dinamica agli stessi a livello di generazione.

(13)

I requisiti applicabili ai gruppi di generazione di tipo C dovrebbero fornire una risposta dinamica in tempo reale mirata, stabile e altamente controllabile, intesa a fornire i servizi ausiliari fondamentali per assicurare la sicurezza dell'approvvigionamento. Tali requisiti dovrebbero riguardare tutti gli stati del sistema e specificare in modo dettagliato le interazioni tra requisiti, funzioni, controllo e informazioni per utilizzare queste capacità e assicurare una risposta del sistema in tempo reale, necessaria per evitare e gestire gli eventi di sistema e per rispondere agli stessi. Questi requisiti dovrebbero inoltre fornire capacità dei gruppi di generazione sufficienti a rispondere a situazioni di funzionamento del sistema con e senza disturbi, oltre a fornire le informazioni e il controllo necessari per utilizzare la generazione in situazioni differenti.

(14)

I requisiti applicabili ai gruppi di generazione di tipo D dovrebbero essere specifici per la generazione connessa a una tensione più elevata, con un impatto sul controllo e sul funzionamento dell'intero sistema. Essi dovrebbero assicurare il funzionamento stabile del sistema interconnesso, consentendo l'uso di servizi ausiliari a livello europeo.

(15)

I requisiti dovrebbero basarsi sui principi della non discriminazione e della trasparenza, nonché sul principio dell'ottimizzazione volto a conseguire la massima efficienza complessiva al minor costo totale per tutte le parti coinvolte. Questi principi dovrebbero pertanto riflettere le differenze nel trattamento delle tecnologie di generazione che presentano caratteristiche intrinseche diverse ed evitare gli investimenti non necessari in talune aree geografiche, al fine di tener conto delle rispettive specificità regionali. I gestori dei sistemi di trasmissione («TSO») e i gestori dei sistemi di distribuzione («DSO»), compresi i gestori dei sistemi di distribuzione chiusi («CDSO»), possono tener conto di tali differenze nel definire i requisiti conformemente alle disposizioni del presente regolamento, riconoscendo tuttavia che le soglie in base alle quali si determina se un sistema è di trasmissione o di distribuzione sono stabilite a livello nazionale.

(16)

A causa del suo impatto transfrontaliero, il presente regolamento dovrebbe mirare agli stessi requisiti relativi alla frequenza per tutti i livelli di tensione, almeno all'interno di un'area sincrona. Si tratta di una necessità poiché, all'interno della stessa area sincrona, una variazione della frequenza in uno Stato membro avrebbe un impatto immediato sulla frequenza in tutti gli altri Stati membri, con possibili danni alle apparecchiature.

(17)

Al fine di garantire la sicurezza del sistema, i gruppi di generazione in ogni area sincrona del sistema interconnesso dovrebbero poter restare connessi al sistema per determinati intervalli di frequenza e tensione.

(18)

Il presente regolamento dovrebbe prevedere delle serie di parametri per consentire l'effettuazione di scelte a livello nazionale per quanto riguarda la capacità di fault-ride-through, al fine di adottare un approccio adeguato che rifletta le varie esigenze dei sistemi, come il livello di energie rinnovabili e gli schemi di protezione della rete utilizzati, sia per i sistemi di trasmissione che per i sistemi di distribuzione. In considerazione della configurazione di talune reti, il limite superiore per i requisiti relativi al fault-ride-through dovrebbe essere 250 millisecondi. Tuttavia, dato che attualmente il tempo richiesto per l'eliminazione di un guasto in Europa corrisponde nella maggior parte dei casi a 150 millisecondi, l'entità designata dallo Stato membro per approvare i requisiti del presente regolamento ha un certo margine per accertare l'eventuale necessità di un requisito che preveda un intervallo di tempo più lungo prima di approvarlo.

(19)

Nel definire le condizioni precedenti e successive al guasto per la capacità di fault-ride-through, tenendo conto di caratteristiche del sistema quali la topologia di rete e il mix energetico prodotto, il TSO in questione dovrebbe decidere se dare priorità alle condizioni operative dei gruppi di generazione precedenti al guasto o a tempi di eliminazione del guasto più lunghi.

(20)

Assicurare una riconnessione adeguata dopo una disconnessione accidentale dovuta a un disturbo sulla rete è importante per il funzionamento del sistema interconnesso. Una protezione adeguata della rete è essenziale per preservare la stabilità e la sicurezza del sistema, soprattutto in caso di disturbi. Gli schemi di protezione possono impedire il peggioramento dei disturbi e limitarne le conseguenze.

(21)

Un adeguato scambio di informazioni tra i gestori di sistema e i titolari degli impianti di generazione è un presupposto indispensabile per consentire ai primi di preservare la stabilità e la sicurezza del sistema. I gestori di sistema hanno bisogno di avere costantemente una panoramica dello stato del sistema, comprese le informazioni sulle condizioni di funzionamento dei gruppi di generazione, e devono avere la possibilità di comunicare con questi ultimi per fornire istruzioni operative.

(22)

Nelle situazioni di emergenza che potrebbero compromettere la stabilità e la sicurezza del sistema, i gestori di sistema dovrebbero avere la possibilità di ordinare l'adeguamento della produzione dei gruppi di generazione in modo da poter adempiere le proprie responsabilità in termini di sicurezza del sistema.

(23)

Gli intervalli dei valori di tensione dovrebbero essere coordinati tra i sistemi interconnessi poiché sono essenziali per assicurare la pianificazione e il funzionamento di un sistema elettrico all'interno di un'area sincrona. Le disconnessioni dovute a disturbi della tensione incidono sui sistemi limitrofi. La mancata indicazione degli intervalli dei valori di tensione può comportare un'incertezza diffusa nella pianificazione e nel funzionamento del sistema in situazioni diverse dalle normali condizioni operative.

(24)

Quanto necessario in termini di potenza reattiva da mettere a disposizione dipende da diversi fattori, tra cui il livello di magliatura della rete e il rapporto tra potenza in entrata e consumo, che vanno presi in considerazione al momento di stabilire i requisiti in termini di potenza reattiva. Quando le caratteristiche del sistema regionale variano nell'ambito dell'area di responsabilità di un gestore di sistema, potrebbe essere opportuno definire più di un profilo. La produzione di potenza reattiva (induttiva) a tensioni elevate e il consumo di potenza reattiva (capacitiva) a basse tensioni potrebbero non essere necessari. I requisiti relativi alla potenza reattiva potrebbero imporre vincoli alla progettazione e alla gestione degli impianti di generazione. È pertanto importante valutare attentamente le capacità effettivamente richieste per un funzionamento efficiente del sistema.

(25)

I gruppi di generazione sincroni hanno la capacità intrinseca di resistere alle deviazioni della frequenza o di rallentarle, una caratteristica che molte tecnologie per le fonti energetiche rinnovabili non hanno. È pertanto opportuno adottare contromisure per evitare una maggiore derivata della frequenza durante un'intensa produzione di energia da fonti rinnovabili. L'inerzia sintetica potrebbe facilitare l'ulteriore espansione delle energie rinnovabili, che per loro natura non contribuiscono all'inerzia.

(26)

È opportuno imporre l'esecuzione di prove di conformità adeguate e proporzionate, in modo che i gestori di sistema possano garantire la sicurezza di esercizio.

(27)

Le autorità di regolamentazione, gli Stati membri e i gestori di sistema dovrebbero, in fase di elaborazione e approvazione dei requisiti per la connessione alla rete, provvedere ad armonizzarli il più possibile al fine di garantire la piena integrazione del mercato. Nello sviluppo dei requisiti di connessione è opportuno tenere particolarmente conto delle norme tecniche già consolidate.

(28)

Nel presente regolamento si dovrebbe definire un processo di deroga alle disposizioni per tenere conto delle specificità locali nei casi eccezionali in cui, ad esempio, il rispetto delle norme potrebbe compromettere la stabilità della rete locale o in cui il funzionamento sicuro di un gruppo di generazione potrebbe richiedere condizioni operative non conformi alle disposizioni del regolamento. Nel caso di specifici impianti di cogenerazione, che offrono maggiori vantaggi in termini di efficienza, l'applicazione delle norme fissate dal presente regolamento potrebbe dar luogo a costi sproporzionati e alla perdita dei summenzionati vantaggi.

(29)

Previa approvazione della competente autorità di regolamentazione, o di un'altra autorità se del caso in uno Stato membro, i gestori di sistema dovrebbero essere autorizzati a proporre deroghe per talune classi di gruppi di generazione.

(30)

Il presente regolamento, adottato sulla base del regolamento (CE) n. 714/2009, integra il regolamento stesso e ne costituisce parte integrante. I riferimenti al regolamento (CE) n. 714/2009 devono essere intesi anche come riferimenti al presente regolamento.

(31)

Le misure previste dal presente regolamento sono conformi al parere del comitato di cui all'articolo 23, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 714/2009,

1.

«entità», un'autorità di regolamentazione, altra autorità nazionale, gestore di sistema o altro organismo pubblico o privato designata ai sensi del diritto nazionale;

2.

«area sincrona», un'area gestita da TSO interconnessi in maniera sincrona, come le aree sincrone Europa continentale, Gran Bretagna, Irlanda-Irlanda del Nord e Nordica e i sistemi elettrici di Lituania, Lettonia ed Estonia (Baltico), che fanno parte di un'area sincrona più ampia;

3.

«tensione», differenza di potenziale elettrico tra due punti misurata come valore efficace (valore quadratico medio) delle tensioni fase-fase alla sequenza positiva ed alla frequenza fondamentale;

4.

«potenza apparente», prodotto dei valori della tensione e della corrente alla frequenza fondamentale, moltiplicato per la radice quadrata di tre nel caso dei sistemi trifase, solitamente espressa in kilovolt-ampere (kVA) o in megavolt-ampere (MVA);

5.

«gruppo di generazione», gruppo di generazione di energia elettrica sincrono o parco di generazione;

6.

«impianto di generazione», impianto di conversione dell'energia primaria in energia elettrica che consiste in uno o più gruppi di generazione dell'energia elettrica connessi a una rete in uno o più punti di connessione;

7.

«titolare di un impianto di generazione», persona fisica o giuridica che possiede un impianto di generazione dell'energia elettrica;

8.

«macchinari di generazione principali», uno o più elementi principali dell'apparecchiatura necessaria per convertire la fonte energetica primaria in energia elettrica;

9.

«gruppo di generazione sincrono», gruppo indivisibile di installazioni per la generazione di energia elettrica, tali che la velocità del generatore e la frequenza di rete siano in rapporto costante (sincrone);

10.

«documento del gruppo di generazione» o «PGMD», documento fornito dal titolare dell'impianto di generazione al gestore di sistema pertinente per un gruppo di generazione di tipo B o C, che attesta che il gruppo di generazione è risultato conforme ai criteri tecnici di cui al presente regolamento e fornisce i dati e le dichiarazioni necessari, compresa una dichiarazione di conformità;

11.

«pertinente TSO», TSO nella cui area di controllo è o sarà connesso alla rete, a qualsiasi livello di tensione, un gruppo di generazione, un impianto di consumo, un sistema di distribuzione o un sistema HVDC;

12.

«rete», impianti e apparecchiature connessi tra loro per trasmettere o distribuire energia elettrica;

13.

«pertinente gestore di sistema», gestore di sistema di trasmissione o gestore di sistema di distribuzione al cui sistema è o sarà connesso un gruppo di generazione, un impianto di consumo, un sistema di distribuzione o un sistema HVDC;

14.

«contratto di connessione», contratto tra il gestore di sistema pertinente e il titolare dell'impianto di generazione, il titolare dell'impianto di consumo, il gestore del sistema di distribuzione o il titolare del sistema HVDC, che riguarda il sito pertinente e i requisiti tecnici specifici per l'impianto di generazione, l'impianto di consumo, il sistema di distribuzione, la connessione del sistema di distribuzione o il sistema HVDC;

15.

«punto di connessione», interfaccia tramite la quale il gruppo di generazione, l'impianto di consumo, il sistema di distribuzione o il sistema HVDC è connesso a un sistema di trasmissione, a una rete offshore, a un sistema di distribuzione (compresi i sistemi di distribuzione chiusi) o a un sistema HVDC, così come individuati nel contratto di connessione;

16.

«potenza massima» o «Pmax», potenza attiva massima erogata in modo continuativo da un gruppo di generazione, escludendo l'eventuale assorbimento necessario a facilitare il funzionamento del gruppo e non immesso in rete, come specificato nel contratto di connessione o concordato tra il gestore di sistema pertinente e il titolare dell'impianto di generazione;

17.

«parco di generazione», unità o insieme di unità di generazione di energia elettrica connesso alla rete in modo asincrono o mediante elettronica di potenza, che ha un solo punto di connessione a un sistema di trasmissione, a un sistema di distribuzione (inclusi i sistemi di distribuzione chiusi) o a un sistema HVDC;

18.

«parco di generazione offshore», parco di generazione situato in mare aperto con punto di connessione in mare aperto;

19.

«funzionamento come compensatore sincrono», funzionamento di un alternatore senza motore primo, per regolare la tensione dinamicamente mediante produzione o assorbimento di potenza reattiva;

20.

«potenza attiva», la componente reale della potenza apparente alla frequenza fondamentale, espressa in watt o multipli di watt, ad esempio kilowatt (kW) o megawatt (MW);

21.

«impianto di pompaggio», unità di generazione nella quale l'acqua può essere pompata a una quota più alta in serbatoio idrico per essere usata successivamente per la generazione di energia elettrica;

22.

«frequenza», frequenza elettrica del sistema espressa in hertz che può essere misurata in tutte le parti dell'area sincrona presupponendo un valore coerente di sistema in una finestra temporale di secondi, con differenze trascurabili tra differenti punti di misurazione. Il suo valore nominale è 50 Hz;

23.

«statismo», rapporto tra una variazione permanente della frequenza e la risultante variazione permanente della potenza attiva prodotta, espresso in termini percentuali. La variazione della frequenza è espressa in relazione alla frequenza nominale, mentre la variazione della potenza attiva è espressa in relazione alla potenza massima o alla potenza attiva effettiva al raggiungimento della soglia pertinente;

24.

«livello minimo di regolazione», potenza attiva minima, specificata nel contratto di connessione o concordata tra il gestore di sistema pertinente e il titolare dell'impianto di generazione, a cui il gruppo di generazione può regolare la potenza attiva con potenza a scendere;

25.

«setpoint», valore di riferimento di un parametro, usato solitamente negli schemi di controllo;

26.

«istruzione», comando impartito, da un gestore di sistema nell'ambito delle sue competenze, al titolare di un impianto di generazione, al titolare di un impianto di consumo, a un gestore di sistema di distribuzione o al titolare di un sistema HVDC affinché venga eseguita un'azione;

27.

«guasto estinto», guasto eliminato correttamente secondo i criteri del gestore di sistema;

28.

«potenza reattiva», la componente immaginaria della potenza apparente alla frequenza fondamentale, espressa solitamente in kilovar (kVAr) o megavar (MVAr);

29.

«fault-ride-through», capacità degli apparati elettrici di rimanere connessi alla rete e in esercizio durante un transitorio di riduzione della tensione al punto di connessione determinato da un guasto estinto;

30.

«alternatore», dispositivo che converte l'energia meccanica in energia elettrica mediante un campo magnetico rotante;

31.

«corrente», velocità del flusso della carica elettrica, misurata con il valore quadratico medio della sequenza positiva della corrente di fase alla frequenza fondamentale;

32.

«statore», porzione di una macchina rotante che comprende le parti magnetiche stazionarie e i relativi avvolgimenti;

33.

«inerzia», proprietà di un corpo rigido rotante, ad esempio il rotore di un alternatore, grazie alla quale esso mantiene il proprio stato di movimento rotatorio uniforme e il proprio momento angolare, a meno che non venga applicato un momento torcente esterno;

34.

«inerzia sintetica», capacità di un parco di generazione o di un sistema HVDC di simulare l'effetto dell'inerzia di un gruppo di generazione sincrono, ai livelli prescritti di prestazione;

35.

«controllo della frequenza», capacità di un gruppo di generazione o di un sistema HVDC di adattare la sua produzione di potenza attiva in risposta a una deviazione della frequenza del sistema misurata rispetto a un setpoint, al fine di mantenere una frequenza del sistema stabile;

36.

«Frequency Sensitive Mode» o «FSM», modalità di funzionamento del gruppo di generazione o del sistema HVDC in cui la produzione di potenza attiva cambia in risposta a una variazione della frequenza del sistema, in modo tale da favorire il ripristino della frequenza desiderata;

37.

«Limited Frequency Sensitive Mode — Overfrequency (LFSM-O)», modalità di funzionamento di un gruppo di generazione o di un sistema HVDC che determina una riduzione della produzione di potenza attiva in risposta a una variazione della frequenza del sistema al di sopra di un determinato valore;

38.

«Limited Frequency Sensitive Mode — Underfrequency (LFSM-U)», modalità di funzionamento di un gruppo di generazione o di un sistema HVDC che determina un aumento della produzione di potenza attiva in risposta a una variazione della frequenza del sistema al di sotto di un determinato valore;

39.

«banda morta della risposta in frequenza», intervallo impostato volontariamente entro il quale il controllo di frequenza è inibito;

40.

«insensibilità della risposta in frequenza», caratteristica intrinseca del sistema di controllo specificata come il valore minimo della variazione di frequenza o segnale in ingresso che determina una variazione della potenza in uscita o del segnale in uscita;

41.

«diagramma di capability P-Q», diagramma che descrive la capability della potenza reattiva di un gruppo di generazione al variare della potenza attiva al punto di connessione;

42.

«stabilità statica», capacità di una rete o di un gruppo di generazione sincrono di tornare a un funzionamento stabile e di mantenerlo in seguito a piccole perturbazioni;

43.

«funzionamento in isola», funzionamento indipendente di un'intera rete o di una sua parte, isolata dopo il distacco dal sistema interconnesso, che dispone di almeno un gruppo di generazione o di un sistema HVDC che fornisce potenza alla rete in isola e controlla la frequenza e la tensione;

44.

«funzionamento in rifiuto di carico», funzionamento che garantisce che gli impianti di generazione di energia elettrica possano continuare ad alimentare i carichi interni in caso di guasti in rete che comportino il distacco dei gruppi di generazione dalla rete stessa e la loro commutazione sui servizi ausiliari;

45.

«capacità di black start», capacità di un gruppo di generazione di avviarsi autonomamente in caso di assenza di tensione sulla rete mediante una fonte di alimentazione ausiliaria dedicata e senza alcuna alimentazione elettrica esterna all'impianto di generazione;

46.

«certificatore autorizzato», entità che rilascia i certificati delle apparecchiature e i documenti relativi ai gruppi di generazione, accreditata dall'affiliata nazionale della Cooperazione europea per l'accreditamento («EA»), istituita a norma del regolamento (CE) n. 765/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio (6);

47.

«certificato dell'apparecchiatura», documento rilasciato da un certificatore autorizzato per le apparecchiature utilizzate da un gruppo di generazione, un'unità di consumo, un sistema di distribuzione, un impianto di consumo o un sistema HVDC. Il certificato dell'apparecchiatura definisce l'ambito della sua validità a livello nazionale o a un altro livello per il quale viene selezionato un valore specifico tra quelli compresi nell'intervallo permesso a livello europeo. Allo scopo di sostituire parti specifiche del processo di conformità, il certificato dell'apparecchiatura può includere modelli verificati alla luce dei risultati effettivi delle prove;

48.

«sistema di controllo dell'eccitazione», sistema di controllo in retroazione della macchina sincrona e del suo sistema di eccitazione;

49.

«profilo U-Q/Pmax», curva che rappresenta la capability della potenza reattiva di un gruppo di generazione o di una stazione di conversione HVDC in presenza di variazione della tensione al punto di connessione;

50.

«livello minimo di funzionamento stabile», potenza attiva minima, specificata nel contratto di connessione o concordata tra il gestore di sistema pertinente e il titolare dell'impianto di generazione, a cui il gruppo di generazione può funzionare stabilmente per un tempo illimitato;

51.

«limitatore di sovreccitazione», dispositivo di controllo dell'AVR che impedisce il sovraccarico del rotore di un alternatore limitando la corrente di eccitazione;

52.

«limitatore di sottoeccitazione», dispositivo di controllo presente nell'AVR che ha lo scopo di impedire la perdita di sincronismo dell'alternatore con la rete per mancanza di eccitazione;

53.

«regolatore automatico di tensione» o «AVR», apparecchiatura automatica che controlla continuamente la tensione ai morsetti di un gruppo di generazione sincrono dell'energia elettrica, confrontando l'effettiva tensione ai morsetti con un valore di riferimento e controllando l'uscita del sistema di controllo dell'eccitazione;

54.

«sistema di stabilizzazione della potenza» o «PSS», funzionalità supplementare dell'AVR di un gruppo di generazione sincrono che serve a smorzare le oscillazioni di potenza;

55.

«corrente di guasto rapido», iniezione di corrente da un parco di generazione o da un sistema HVDC durante o dopo una deviazione della tensione causata da un guasto elettrico, allo scopo di individuare, mediante i sistemi di protezione della rete, un guasto al suo stadio iniziale, facilitando il supporto alla tensione in una successiva fase del guasto e il ripristino della tensione di rete dopo l'eliminazione del guasto;

56.

«fattore di potenza», rapporto tra il valore assoluto della potenza attiva e la potenza apparente;

57.

«pendenza», rapporto tra la variazione di tensione, riferita alla tensione di riferimento di 1 pu, e una variazione di potenza reattiva in ingresso da zero al massimo, riferita alla massima potenza reattiva;

58.

«sistema di connessione alla rete offshore», insieme di tutti gli elementi di interconnessione tra un punto di connessione offshore e la rete onshore nel punto di interconnessione onshore;

59.

«punto di interconnessione alla rete onshore», punto in cui il sistema di connessione alla rete offshore è connesso con la rete onshore del pertinente gestore di sistema;

60.

«documento di installazione», semplice documento preimpostato contenente informazioni su un gruppo di generazione di tipo A o un'unità di consumo predisposta alla gestione della domanda e connessa a una tensione inferiore a 1 000 V e che conferma la conformità del gruppo o dell'unità ai requisiti pertinenti;

61.

«dichiarazione di conformità», documento, fornito dal titolare di un impianto di generazione, dal titolare di un impianto di consumo, dal gestore di un sistema di distribuzione o dal titolare di un sistema HVDC al gestore del sistema, in cui si dichiara lo stato corrente di conformità alle specifiche e ai requisiti pertinenti;

62.

«comunicazione definitiva di esercizio» o «FON», comunicazione da parte del gestore di sistema pertinente al titolare di un impianto di generazione, al titolare di un impianto di consumo, al gestore di un sistema di distribuzione o al titolare di un sistema HVDC che risponde alle specifiche e ai requisiti pertinenti, mediante la quale li si autorizza ad utilizzare la connessione di rete per l'esercizio, rispettivamente, di un gruppo di generazione, di un impianto di consumo, di un sistema di distribuzione o di un sistema HVDC;

63.

«comunicazione di entrata in esercizio» o «EON», comunicazione rilasciata dal gestore di sistema pertinente al titolare di un impianto di generazione, al titolare di un impianto di consumo, al gestore di un sistema di distribuzione o al titolare di un sistema HVDC prima della messa in tensione della sua rete interna;

64.

«comunicazione di esercizio provvisorio» o «ION», comunicazione rilasciata dal gestore di sistema pertinente al titolare di un impianto di generazione, al titolare di un impianto di consumo, al gestore di un sistema di distribuzione o al titolare di un sistema HVDC che li autorizza a far funzionare per un periodo limitato di tempo rispettivamente un gruppo di generazione, un impianto di consumo, un sistema di distribuzione o un sistema HVDC utilizzando la connessione alla rete, nonché ad avviare prove di conformità al fine di garantire la conformità alle specifiche e ai requisiti pertinenti;

65.

«comunicazione di esercizio limitato» o «LON», comunicazione rilasciata dal gestore di sistema pertinente al titolare di un impianto di generazione, al titolare di un impianto di consumo, al gestore di un sistema di distribuzione o al titolare di un sistema HVDC che ha raggiunto in precedenza lo stato di FON ma è temporaneamente soggetto a una variazione significativa o a una perdita delle sue caratteristiche che comporta una non conformità alle specifiche e ai requisiti applicabili.

a)

ai gruppi di generazione connessi al sistema di trasmissione e ai sistemi di distribuzione o a parti del sistema di trasmissione o dei sistemi di distribuzione di isole di uno Stato membro i cui sistemi non sono connessi in modo sincrono con le aree sincrone dell'Europa continentale, della Gran Bretagna, dell'Europa settentrionale, dell'Irlanda e Irlanda del Nord e del Baltico;

b)

ai gruppi di generazione installati per fornire energia di riserva e funzionare in parallelo con la rete per meno di cinque minuti per mese civile mentre il sistema si trova in stato normale. Il funzionamento parallelo durante la manutenzione o le prove di messa in esercizio del gruppo di generazione non contano ai fini del limite di cinque minuti;

c)

ai gruppi di generazione che non hanno un punto di connessione permanente e sono utilizzati dai gestori di sistema per fornire temporaneamente potenza quando la normale capacità del sistema è parzialmente o completamente indisponibile;

d)

ai dispositivi di accumulo di energia, ad eccezione dei gruppi di generazione con accumulo per pompaggio di cui all'articolo 6, paragrafo 2.

a)

un gruppo di generazione di tipo C o di tipo D sia stato modificato a tal punto da rendere necessaria una sostanziale revisione del suo contratto di connessione secondo la procedura descritta di seguito:

b)

un'autorità di regolamentazione o, se del caso, uno Stato membro decida di vincolare un gruppo di generazione esistente al rispetto di tutti o di alcuni dei requisiti di cui al presente regolamento, a seguito di una proposta presentata dal pertinente TSO conformemente ai paragrafi 3, 4 e 5.

a)

è già connesso alla rete alla data di entrata in vigore del presente regolamento; oppure

b)

il titolare dell'impianto di generazione ha concluso un contratto finale e vincolante per l'acquisto dei macchinari di generazione principali entro due anni dall'entrata in vigore del regolamento. Il titolare dell'impianto di generazione è tenuto a comunicare la conclusione del contratto al pertinente gestore di sistema e al pertinente TSO entro 30 mesi dall'entrata in vigore del regolamento.

a)

i costi, in relazione ai gruppi di generazione esistenti, derivanti dall'obbligo di rispettare il presente regolamento;

b)

i vantaggi socioeconomici derivanti dall'applicazione dei requisiti di cui al presente regolamento; e

c)

le potenzialità delle misure alternative per il conseguimento delle prestazioni richieste.

a)

effettua un confronto qualitativo preliminare dei costi e dei benefici;

b)

ottiene l'approvazione della pertinente autorità di regolamentazione o, se del caso, dello Stato membro.

a)

punto di connessione al di sotto di 110 kV e potenza massima di almeno 0,8 kW (tipo A);

b)

punto di connessione al di sotto di 110 kV e potenza massima pari o superiore a una soglia proposta da ciascun TSO pertinente conformemente alla procedura di cui al paragrafo 3 (tipo B). Tale soglia non è superiore ai limiti fissati per i gruppi di generazione di tipo B riportati nella tabella 1;

c)

punto di connessione al di sotto di 110 kV e potenza massima pari o superiore a una soglia specificata da ciascun TSO pertinente conformemente alla procedura di cui al paragrafo 3 (tipo C). Tale soglia non è superiore ai limiti fissati per i gruppi di generazione di tipo C riportati nella tabella 1; oppure

d)

punto di connessione a 110 kV o superiore (tipo D). Un gruppo di generazione è di tipo D anche nel caso in cui il suo punto di connessione sia al di sotto di 110 kV e la sua potenza massima sia pari o superiore a una soglia specificata conformemente al paragrafo 3. Tale soglia non è superiore al limite fissato per i gruppi di generazione di tipo D, riportato nella tabella 1.

Tabella 1

Limiti per le soglie relative ai gruppi di generazione di tipo B, C e D

a)

lo scopo principale di tali impianti è produrre calore per i processi di produzione del sito industriale interessato;

b)

la generazione di energia termica e la generazione di energia elettrica sono indissolubilmente legate; in altre parole, qualsiasi variazione nella generazione di energia termica dà inevitabilmente luogo a una variazione nella generazione di potenza attiva e viceversa;

c)

i gruppi di generazione sono di tipo A, B, C o, nell'area sincrona Nordica, D ai sensi dell'articolo 5, paragrafo 2, lettere da a) a c).

a)

applicano i principi di proporzionalità e di non discriminazione;

b)

garantiscono la trasparenza;

c)

applicano il principio dell'ottimizzazione tra la massima efficienza complessiva e i costi totali più bassi per tutte le parti coinvolte;

d)

rispettano la responsabilità assegnata al pertinente TSO al fine di garantire la sicurezza del sistema, ivi incluso quanto disposto dalla normativa nazionale;

e)

si consultano con i pertinenti DSO e tengono conto del potenziale impatto sul loro sistema;

f)

tengono conto delle specifiche tecniche e delle norme europee concordate.

a)

Per quanto riguarda gli intervalli dei valori di frequenza:

b)

Per quanto riguarda la capacità di resistere alla derivata di frequenza, un gruppo di generazione è in grado di restare connesso alla rete e di funzionare con valori di derivata di frequenza fino a un valore specificato dal pertinente TSO, a meno che la disconnessione non sia dovuta all'intervento del sistema di protezione che monitora la derivata di frequenza. Il gestore di sistema pertinente, in coordinamento con il pertinente TSO, specifica l'intervento della protezione di rete che monitora la derivata di frequenza.

Tabella 2

Intervalli di tempo minimi in cui un gruppo di generazione deve essere in grado di funzionare a frequenze differenti, che si discostano da un valore nominale, senza disconnettersi dalla rete

a)

il gruppo di generazione è in grado di attivare la fornitura della risposta frequenza/potenza attiva conformemente alla figura 1 con una soglia di frequenza e con impostazioni di statismo specificati dal pertinente TSO;

b)

in sostituzione della capacità di cui alla lettera a), il pertinente TSO può scegliere di consentire entro la propria area di controllo la disconnessione e la riconnessione automatiche dei gruppi di generazione di tipo A, a frequenze casuali, idealmente distribuite in modo uniforme, al di sopra di una soglia di frequenza, come stabilito dal pertinente TSO ove sia in grado di dimostrare alla pertinente autorità di regolamentazione, con la collaborazione dei titolari di impianti di generazione, che ciò ha un impatto transfrontaliero limitato e mantiene lo stesso livello di sicurezza di esercizio in tutti gli stati del sistema;

c)

la soglia di frequenza è compresa tra 50,2 Hz e 50,5 Hz inclusi;

d)

le impostazioni dello statismo sono comprese tra il 2 % e il 12 %;

e)

il gruppo di generazione è in grado di attivare la risposta frequenza/potenza con il più breve ritardo iniziale possibile. Qualora tale ritardo superi i due secondi, il titolare dell'impianto di generazione è tenuto a giustificarlo, fornendo dati tecnici al pertinente TSO;

f)

il pertinente TSO può richiedere che, una volta raggiunto il livello minimo di regolazione, il gruppo di generazione sia in grado:

g)

il gruppo di generazione è in grado di funzionare in modo stabile in modalità LFSM-O. Quando è attiva la modalità LFSM-O, il setpoint LFSM-O prevale su qualsiasi altro setpoint di potenza attiva.

Figura 1

Risposta frequenza/potenza attiva dei gruppi di generazione in modalità LFSM-O

Pref è la potenza attiva di riferimento alla quale si riferisce ΔΡ e può essere specificata in modo diverso per i gruppi di generazione sincroni e i parchi di generazione. ΔΡ è la variazione nella produzione di potenza attiva del gruppo di generazione.f n è la frequenza nominale (50 Hz) nella rete e Δf è la deviazione della frequenza nella rete. Alle sovrafrequenze dove Δf è superiore a Δf 1 ‘il gruppo di generazione deve fornire una variazione della produzione di potenza attiva negativa secondo uno statismo pari a S2 .

a)

al di sotto di 49 Hz con valori di rampa del 2 % di calo di produzione rispetto alla potenza massima riferiti a 50 Hz per ogni 1 Hz di frequenza in riduzione;

b)

al di sotto di 49,5 Hz con valori di rampa del 10 % di calo di produzione rispetto alla potenza massima riferiti a 50 Hz per ogni 1 Hz di frequenza in riduzione.

a)

specifica chiaramente le condizioni ambientali di applicazione;

b)

tiene conto dei limiti tecnici di capability dei gruppi di generazione.

Figura 2

Riduzione massima della capability di potenza con frequenza in diminuzione

Il grafico rappresenta i limiti entro cui il pertinente TSO può specificare la capability.

a)

gli intervalli dei valori di frequenza entro i quali è ammissibile una connessione automatica, e il corrispondente tempo di ritardo; e

b)

il gradiente ammissibile massimo per la rampa di incremento della produzione di potenza attiva.

a)

ai fini del controllo della produzione di potenza attiva, il gruppo di generazione è dotato di un'interfaccia (porta d'ingresso) che permette di ridurre tale produzione a seguito di un'istruzione ricevuta alla porta d'ingresso; e

b)

il pertinente gestore di sistema ha la facoltà di specificare i requisiti applicabili ad ulteriori apparecchiature per consentire il controllo a distanza della produzione di potenza attiva.

a)

per quanto riguarda la fault-ride-through capability dei gruppi di generazione:

v)

su richiesta del titolare di un impianto di generazione, il gestore di sistema pertinente comunica le seguenti condizioni pre-guasto e post-guasto da considerare per la fault-ride-through capability come risultato dei calcoli al punto di connessione di cui al punto iv): — la potenza di corto circuito minima pre-guasto in ciascun punto di connessione, espressa in MVA, — le condizioni di esercizio pre-guasto di produzione della potenza attiva e reattiva del gruppo di generazione al punto di connessione e tensione al punto di connessione, e — la potenza di corto circuito minima post-guasto in ciascun punto di connessione, espressa in MVA; in alternativa, il pertinente gestore di sistema può fornire valori generici derivati da casi tipici; Figura 3 Profilo di fault-ride-through di un gruppo di generazione Il grafico rappresenta il limite inferiore di un profilo tensione-tempo della tensione al punto di connessione prima, durante e dopo un guasto, espresso come rapporto tra valore effettivo e il valore di riferimento di 1 p.u.. Uret è la tensione mantenuta al punto di connessione durante un guasto, tclear è l'istante in cui il guasto è stato eliminato. Urec1, Urec2, trec1, trec2 e trec3 specificano determinati punti dei limiti inferiori del ritorno di tensione dopo l'eliminazione di un guasto. Tabella 3.1 Parametri relativi alla figura 3 per la fault-ride-through capability dei gruppi di generazione sincroni Parametri relativi alla tensione [pu] Parametri relativi al tempo [secondi] Uret: 0,05 — 0,3 tclear: 0,14 — 0,15 (o 0,14 — 0,25 se necessario per preservare la protezione del sistema e l'esercizio in sicurezza) Uclear: 0,7 — 0,9 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 — 0,7 Urec2: 0,85 — 0,9 e ≥ Uclear trec3: trec2 — 1,5 Tabella 3.2 Parametri relativi alla figura 3 per la fault-ride-through capability dei parchi di generazione Parametri relativi alla tensione [pu] Parametri relativi al tempo [secondi] Uret: 0,05 — 0,15 tclear: 0,14 — 0,15 (o 0,14 — 0,25 se necessario per preservare la protezione del sistema e l'esercizio in sicurezza) Uclear: Uret — 0,15 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 Urec2: 0,85 trec3: 1,5 — 3,0

b)

ciascun TSO specifica la fault-ride-through capability in caso di guasti asimmetrici.

a)

il pertinente TSO specifica le condizioni in cui un gruppo di generazione è in grado di riconnettersi alla rete dopo una disconnessione accidentale causata da un disturbo in rete; e

b)

l'installazione dei sistemi di riconnessione automatica è soggetta all'autorizzazione preventiva del pertinente gestore di sistema e alle condizioni di riconnessione specificate dal pertinente TSO.

a)

per quanto riguarda gli schemi e le impostazioni di controllo:

b)

per quanto riguarda gli schemi e le impostazioni del sistema di protezione:

c)

il titolare dell'impianto di generazione organizza i dispositivi di protezione e di controllo in base al seguente ordine di priorità (decrescente):

d)

per quanto riguarda lo scambio di informazioni:

a)

per quanto riguarda la capacità di regolazione della potenza attiva e l'intervallo di regolazione, il sistema di controllo del gruppo di generazione è in grado di regolare il setpoint della potenza attiva sulla base delle istruzioni fornite al titolare dell'impianto di generazione dal pertinente gestore di sistema o dal pertinente TSO.

Il pertinente gestore di sistema o il pertinente TSO stabilisce il periodo entro il quale è necessario raggiungere il setpoint della potenza attiva regolato. Il pertinente TSO specifica una tolleranza (in funzione della disponibilità del motore primo) da applicare al nuovo setpoint e il termine per il suo raggiungimento;

b)

sono consentite misurazioni locali effettuate manualmente nel caso in cui i dispositivi di controllo remoto automatico siano fuori servizio.

Il pertinente gestore di sistema o il pertinente TSO comunica all'autorità di regolamentazione i tempi richiesti per raggiungere il setpoint insieme alla tolleranza per la potenza attiva;

c)

oltre ai requisiti di cui all'articolo 13, paragrafo 2, ai gruppi di generazione di tipo C si applicano i seguenti requisiti in relazione alla modalità Limited Frequency Sensitive Mode — Underfrequency (LFSM-U):

v)

è assicurato il funzionamento stabile del gruppo di generazione in modalità LFSM-U; Figura 4 Capacità di risposta frequenza/potenza attiva dei gruppi di generazione in modalità LFSM-U Pref è la potenza attiva di riferimento alla quale si riferisce ΔΡ e può essere specificata in modo diverso per i gruppi di generazione sincroni e i parchi di generazione. ΔΡ è la variazione nella produzione di potenza attiva del gruppo di generazione. f n è la frequenza nominale (50 Hz) nella rete e Δf è la deviazione della frequenza nella rete. In caso di sottofrequenza dove Δf è inferiore a Δf 1’ il gruppo di generazione aumenta la produzione di potenza attiva in funzione di uno statismo pari a S 2

d)

oltre al paragrafo 2, lettera c), quando è attiva la modalità Frequency Sensitive Mode («FSM») si applicano le seguenti condizioni cumulative:

i)

il gruppo di generazione è in grado di fornire una risposta frequenza/potenza attiva conforme ai parametri specificati da ciascun pertinente TSO entro gli intervalli riportati nella tabella 4. Nello specificare tali parametri, il pertinente TSO tiene conto dei seguenti fattori: — in caso di sovrafrequenza, la risposta frequenza/potenza attiva è limitata dal livello minimo di regolazione, — in caso di sottofrequenza, la risposta frequenza/potenza attiva è limitata dalla potenza massima, — la fornitura effettiva della risposta frequenza/potenza attiva dipende dalle condizioni di esercizio e ambientali del gruppo di generazione nel momento in cui la risposta viene attivata, in particolare dalle limitazioni relative al funzionamento con una potenza prossima a quella massima a basse frequenze, conformemente all'articolo 13, paragrafi 4 e 5, e dalle fonti energetiche primarie disponibili; Tabella 4 Parametri per la risposta frequenza/potenza attiva in modalità FSM (spiegazione della figura 5) Parametri Intervalli Rapporto potenza attiva/potenza massima 1,5 — 10 % Insensibilità della risposta in frequenza 10 — 30 mHz 0,02 — 0,06 % Banda morta della risposta in frequenza 0 — 500 mHz Statismo s 1 2 — 12 % Figura 5 Capacità di risposta frequenza/potenza attiva dei gruppi di generazione in modalità FSM che illustra il caso con banda morta e insensibilità pari a zero Pref è la potenza attiva di riferimento alla quale si riferisce ΔΡ. ΔΡ è la variazione nella produzione di potenza attiva del gruppo di generazione. f n è la frequenza nominale (50 Hz) nella rete e Δf è la deviazione della frequenza nella rete.

iv)

l'attivazione iniziale della risposta frequenza/potenza attiva richiesta non subisce indebiti ritardi. Se il ritardo nell'attivazione iniziale della risposta frequenza/potenza attiva è superiore a due secondi, il titolare del gruppo di generazione fornisce dati tecnici che dimostrino la necessità di tempi più lunghi. Per i gruppi di generazione senza inerzia, il pertinente TSO può specificare un intervallo inferiore a due secondi. Qualora non sia in grado di soddisfare questo requisito, il titolare dell'impianto di generazione fornisce dati tecnici che dimostrino la necessità di tempi più lunghi per l'attivazione iniziale della risposta frequenza/potenza attiva; Figura 6 Capacità di risposta frequenza/potenza attiva. Pmax è la potenza massima alla quale si riferisce ΔΡ ΔΡ è la variazione della produzione di potenza attiva da parte del gruppo di generazione. Il gruppo di generazione deve fornire la produzione di potenza attiva ΔΡ fino al punto ΔΡ 1 nel rispetto dei tempi t 1 e t 2, dove i valori ΔΡ 1, t 1 e t 2 sono specificati dal pertinente TSO sulla base della tabella 5. t 1 è il ritardo iniziale. t 2 è il tempo per l'attivazione completa.

e)

per quanto riguarda il controllo del ripristino della frequenza, il gruppo di generazione fornisce funzionalità conformi alle specifiche specificate dal pertinente TSO, intese a ripristinare la frequenza al suo valore nominale o a mantenere gli scambi di potenza tra aree di controllo ai rispettivi valori previsti;

f)

per quanto riguarda la disconnessione in sottofrequenza, gli impianti di generazione di energia in funzionamento da carico, compresi gli impianti idroelettrici con accumulo per pompaggio, possono disconnettere il proprio carico in caso di sottofrequenza. Il requisito di cui alla presente lettera non si applica ai servizi ausiliari;

g)

per quanto riguarda il monitoraggio in tempo reale della modalità FSM:

a)

in caso di oscillazioni della potenza, i gruppi di generazione mantengono la stabilità statica in qualsiasi punto di funzionamento del diagramma di capability P-Q;

b)

fatto salvo l'articolo 13, paragrafi 4 e 5, i gruppi di generazione sono in grado di restare connessi alla rete e di funzionare senza alcuna riduzione di potenza, fintantoché la tensione e la frequenza restano entro i limiti specificati dal presente regolamento;

c)

i gruppi di generazione sono in grado di restare connessi alla rete durante le richiusure automatiche monofase o trifase sulle linee delle reti magliate, ove applicabile per la rete alla quale sono connessi. I dettagli di tale capacità sono soggetti a coordinamento e accordi sugli schemi e le impostazioni di protezione di cui all'articolo 14, paragrafo 5, lettera b).

a)

per quanto riguarda la capacità di black start:

b)

per quanto riguarda la capacità di partecipare al funzionamento in isola:

c)

per quanto riguarda la capacità di risincronizzazione rapida:

a)

per quanto riguarda la perdita di stabilità angolare o la perdita di controllo, un gruppo di generazione è in grado di disconnettersi automaticamente dalla rete per contribuire a preservare la sicurezza della rete o per prevenire danni al gruppo di generazione. Il titolare dell'impianto di generazione e il pertinente gestore di sistema, in coordinamento con il pertinente TSO, concordano i criteri per il rilevamento della perdita di stabilità angolare o della perdita di controllo;

b)

per quanto riguarda la strumentazione:

c)

per quanto riguarda i modelli di simulazione:

d)

per quanto riguarda l'installazione di dispositivi per l'esercizio del sistema e dispositivi per la sicurezza del sistema, qualora il pertinente gestore di sistema o il pertinente TSO ritenga che sia necessario installare dispositivi aggiuntivi in un impianto di generazione al fine di preservare o ripristinare il funzionamento o la sicurezza del sistema, il pertinente gestore di sistema o il pertinente TSO e il titolare dell'impianto di generazione esaminano la questione e concordano una soluzione adeguata;

e)

il pertinente gestore di sistema specifica, in coordinamento con il pertinente TSO, i limiti minimi e massimi per il rapporto di variazione della produzione di potenza attiva (limiti di rampa), a salire e a scendere della variazione della potenza attiva, per un gruppo di generazione, tenendo conto delle caratteristiche specifiche della tecnologia del motore primo;

f)

la tipologia di atterramento dello stato del neutro, lato connessione di rete, dei trasformatori elevatori è conforme alle specifiche del pertinente gestore di sistema.

a)

per quanto riguarda gli intervalli di tensione:

b)

il pertinente gestore di sistema e il titolare dell'impianto di generazione, in coordinamento con il pertinente TSO, possono concordare intervalli di tensione più ampi o intervalli minimi di tempo di funzionamento più lunghi. Se gli intervalli di tensione più ampi o gli intervalli minimi di tempo di funzionamento più lunghi sono possibili sul piano economico e tecnico, il titolare dell'impianto di generazione non si oppone senza valido motivo;

c)

fatta salva la lettera a), il pertinente gestore di sistema, in coordinamento con il pertinente TSO, ha il diritto di specificare le tensioni nel punto di connessione alle quali un gruppo di generazione è in grado di effettuare la disconnessione automatica. I termini e le condizioni per la disconnessione automatica sono concordati tra il pertinente gestore di sistema e il titolare dell'impianto di generazione.

a)

per quanto riguarda la fault-ride-through capability:

b)

su richiesta del titolare di un impianto di generazione, il gestore di sistema pertinente comunica le condizioni pre-guasto e post-guasto da considerare per la fault-ride-through capability come risultato dei calcoli al punto di connessione di cui all'articolo 14, paragrafo 3, lettera a), punto iv), concernenti:

c)

ciascun TSO specifica la fault-ride-through capability in caso di guasti asimmetrici.

a)

per quanto riguarda la sincronizzazione, all'avvio di un gruppo di generazione, il titolare dell'impianto di generazione esegue la sincronizzazione solo dopo aver ricevuto l'autorizzazione dal pertinente gestore di sistema;

b)

il gruppo di generazione è dotato dei necessari dispositivi di sincronizzazione;

c)

la sincronizzazione dei gruppi di generazione è possibile alle frequenze comprese negli intervalli riportati nella tabella 2;

d)

il pertinente gestore di sistema e il titolare dell'impianto di generazione concordano le impostazioni dei dispositivi di sincronizzazione da configurare prima della messa in funzione del gruppo di generazione. Tale accordo riguarda:

a)

per quanto riguarda la capability della potenza reattiva, il pertinente gestore di sistema ha la facoltà di specificare la capacità di un gruppo di generazione sincrono di fornire potenza reattiva;

b)

per quanto riguarda il sistema di controllo della tensione, un gruppo di generazione sincrono è dotato di un sistema permanente di controllo automatico dell'eccitazione in grado di fornire tensione costante sui morsetti dell'alternatore seguendo un setpoint selezionabile senza instabilità sull'intero range operativo del gruppo di generazione sincrono.

a)

Per quanto riguarda la capability della potenza reattiva, il pertinente gestore di sistema può specificare una compensazione supplementare di potenza reattiva da fornire laddove il punto di connessione di un gruppo di generazione sincrono non si trovi né ai morsetti di alta tensione del trasformatore elevatore né ai morsetti dell'alternatore, qualora sia presente un trasformatore elevatore del gruppo di generazione. Tale potenza reattiva supplementare compensa la domanda di potenza reattiva della linea o del cavo ad alta tensione tra i morsetti di alta tensione del trasformatore elevatore del gruppo di generazione sincrono o i morsetti dell'alternatore, in assenza di trasformatore elevatore, e il punto di connessione ed è fornita dal titolare responsabile della linea o del cavo.

b)

per quanto riguarda la capability della potenza reattiva alla potenza massima:

ii)

il profilo U-Q/Pmax è specificato dal pertinente gestore di sistema in coordinamento con il pertinente TSO, nel rispetto dei seguenti principi: — il profilo U-Q/Pmax non si trova al di fuori della rispettiva superficie di inviluppo, rappresentata nella figura 7, — le dimensioni della superficie di inviluppo del profilo U-Q/Pmax (intervallo Q/Pmax e intervallo dei valori di tensione) sono comprese nell'intervallo specificato per ogni area sincrona nella tabella 8, e — la posizione della superficie di inviluppo del profilo U-Q/Pmax è compresa entro i limiti rappresentati dalla superficie fissa di inviluppo esterna della figura 7; Figura 7 Profilo U-Q/Pmax di un gruppo di generazione sincrono Il diagramma rappresenta i limiti di un profilo U-Q/Pmax in base alla tensione nel punto di connessione, espressa come rapporto tra il suo valore effettivo e il valore di riferimento di 1 pu rispetto al rapporto tra potenza reattiva (Q) e potenza massima (Pmax). La posizione, le dimensioni e la forma della superficie di inviluppo interna sono indicative. Tabella 8 Parametri per la superficie di inviluppo interna della figura 7 Area sincrona Intervallo massimo di Q/Pmax Intervallo massimo dei valori della tensione di regime stazionario in pu Europa continentale 0,95 0,225 Area nordica 0,95 0,150 Gran Bretagna 0,95 0,225 Irlanda e Irlanda del Nord 1,08 0,218 Baltico 1,0 0,220

c)

per quanto riguarda la capability della potenza reattiva al di sotto della potenza massima, in condizioni di funzionamento che presentano una produzione di potenza attiva inferiore alla potenza massima (P < Pmax), i gruppi di generazione sincroni sono in grado di funzionare in qualsiasi punto di funzionamento possibile del diagramma di capability P-Q del rispettivo alternatore, almeno fino al livello minimo di funzionamento stabile. Anche in presenza di una produzione di potenza attiva ridotta, la fornitura di potenza reattiva nel punto di connessione corrisponde pienamente al diagramma di capability P-Q dell'alternatore di gruppo di generazione sincrono di cui trattasi, tenendo conto della potenza dei servizi ausiliari e delle perdite di potenza attiva e reattiva del trasformatore elevatore del gruppo di generazione, ove applicabile.

a)

i parametri e le impostazioni dei componenti del sistema di controllo della tensione sono concordati tra il titolare dell'impianto di generazione e il pertinente gestore di sistema, in coordinamento con il pertinente TSO;

b)

l'accordo di cui alla lettera a) copre le specifiche e le prestazioni di un regolatore automatico di tensione («AVR») in relazione al controllo della tensione di regime stazionario e della tensione transitoria, nonché le specifiche e le prestazioni del sistema di controllo dell'eccitazione. Queste ultime comprendono:

a)

per quanto riguarda la capability della potenza reattiva, il pertinente gestore di sistema ha la facoltà di specificare la capability di un parco di generazione di fornire potenza reattiva;

b)

il pertinente gestore di sistema, in coordinamento con il pertinente TSO, ha la facoltà di specificare che un parco di generazione deve essere in grado di fornire corrente di guasto rapido nel punto di connessione in caso di guasti (trifase) simmetrici, nelle seguenti condizioni:

c)

per quanto riguarda la fornitura di corrente di guasto rapido in caso di guasti (monofase o bifase) asimmetrici, il pertinente gestore di sistema, in coordinamento con il pertinente TSO, ha la facoltà di specificare un requisito per l'immissione di corrente asimmetrica.

a)

il pertinente TSO specifica il ripristino della potenza attiva successivo al guasto che il parco di generazione è in grado di fornire e specifica:

b)

le specifiche sono conformi ai seguenti principi:

a)

il pertinente TSO ha la facoltà di specificare che i parchi di generazione devono essere in grado di fornire inerzia sintetica durante deviazioni della frequenza molto rapide;

b)

il principio di funzionamento dei sistemi di controllo installati per fornire inerzia sintetica e i parametri associati relativi alle prestazioni sono specificati dal pertinente TSO.

a)

per quanto riguarda la capability della potenza reattiva, il pertinente gestore di sistema può specificare una compensazione supplementare di potenza reattiva da fornire laddove il punto di connessione di un parco di generazione non si trovi né ai morsetti di alta tensione del trasformatore elevatore né ai morsetti del convertitore, qualora non sia presente un trasformatore elevatore. Tale potenza reattiva supplementare compensa la domanda di potenza reattiva della linea o cavo ad alta tensione tra i morsetti di alta tensione del trasformatore elevatore del parco di generazione o i morsetti del convertitore, in assenza di trasformatore elevatore, e il punto di connessione ed è fornita dal titolare responsabile della linea o del cavo.

b)

per quanto riguarda la capability della potenza reattiva alla potenza massima:

ii)

il profilo U-Q/Pmax è specificato dal pertinente gestore di sistema in coordinamento con il pertinente TSO, nel rispetto dei seguenti principi: — il profilo U-Q/Pmax non si trova al di fuori della rispettiva superficie di inviluppo, rappresentata nella figura 8, — le dimensioni della superficie di inviluppo del profilo U-Q/Pmax (intervallo Q/Pmax e intervallo dei valori di tensione) sono comprese nei valori specificati per ogni area sincrona nella tabella 9, — la posizione della superficie di inviluppo del profilo U-Q/Pmax è compresa entro i limiti rappresentati dalla superficie fissa di inviluppo esterna di cui alla figura 8; e — il profilo U-Q/Pmax specificato può assumere qualsiasi forma, tenendo conto dei potenziali costi associati alla capacità di fornire la produzione di potenza reattiva con valori di tensione elevati e il consumo di potenza reattiva con valori di tensione bassi; Figura 8 Profilo U-Q/Pmax di un parco di generazione Il diagramma rappresenta i limiti di un profilo U-Q/Pmax in base alla tensione nel punto di connessione, espressa come rapporto tra il suo valore effettivo e il suo valore di riferimento di 1 pu rispetto al rapporto tra potenza reattiva (Q) e potenza massima (Pmax). La posizione, le dimensioni e la forma della superficie di inviluppo interna sono indicative. Tabella 9 Parametri per la superficie di inviluppo interna della figura 8 Area sincrona Intervallo massimo di Q/Pmax Intervallo massimo dei valori della tensione di regime stazionario in pu Europa continentale 0,75 0,225 Area nordica 0,95 0,150 Gran Bretagna 0,66 0,225 Irlanda e Irlanda del Nord 0,66 0,218 Baltico 0,80 0,220

c)

per quanto riguarda la capability della potenza reattiva al di sotto della potenza massima:

iii)

in condizioni di funzionamento che presentano una produzione di potenza attiva inferiore alla potenza massima (P < Pmax), il parco di generazione è in grado di fornire potenza reattiva in qualsiasi punto di funzionamento all'interno del rispettivo profilo P-Q/Pmax, se tutte le unità del parco di generazione che generano energia sono tecnicamente disponibili, ossia se non sono fuori servizio per operazioni di manutenzione o a causa di guasti, altrimenti è ammessa una capability della potenza reattiva inferiore, tenendo conto delle disponibilità tecniche; Figura 9 Profilo P-Q/Pmax di un parco di generazione Il diagramma rappresenta i limiti di un profilo P-Q/Pmax al punto di connessione in base alla potenza attiva, espressa come rapporto tra il suo valore effettivo e la potenza massima in pu rispetto al rapporto tra potenza reattiva (Q) e potenza massima (Pmax). La posizione, le dimensioni e la forma della superficie di inviluppo interna sono indicative.

d)

per quanto riguarda le modalità di controllo della potenza reattiva:

e)

per quanto riguarda la priorità da attribuire al contributo della potenza attiva o reattiva, il pertinente TSO specifica se, durante i guasti per i quali è richiesta la fault-ride-through capability, ad avere la priorità è il contributo della potenza attiva o il contributo della potenza reattiva. Se si attribuisce la priorità al contributo della potenza attiva, si stabilisce che la potenza attiva deve essere fornita entro 150 ms dall'inizio del guasto;

f)

per quanto riguarda il controllo dello smorzamento delle oscillazioni di potenza, se specificato dal pertinente TSO un parco di generazione è in grado di contribuire a tale smorzamento. Le caratteristiche dei parchi di generazione relative al controllo della tensione e della potenza reattiva non devono pregiudicare lo smorzamento delle oscillazioni di potenza.

a)

configurazione 1: connessione in corrente alternata a un singolo punto di interconnessione della rete onshore mediante il quale uno o più parchi di generazione offshore interconnessi tra loro per formare un sistema offshore in corrente alternata sono connessi al sistema onshore;

b)

configurazione 2: connessioni magliate in corrente alternata mediante le quali diversi parchi di generazione offshore sono interconnessi tra loro per formare un sistema in corrente alternata offshore, il quale è connesso al sistema onshore in due o più punti di interconnessione della rete onshore.

a)

il luogo in cui è effettuata la connessione;

b)

la data della connessione;

c)

la potenza massima erogabile dell'installazione in kW;

d)

il tipo di fonte energetica primaria;

e)

la classificazione del gruppo di generazione come tecnologia emergente ai sensi del titolo VI del presente regolamento;

f)

riferimenti ai certificati delle apparecchiature rilasciati da un certificatore autorizzato utilizzati per apparecchiature site nell'installazione;

g)

per le apparecchiature utilizzate per le quali non si disponga di un certificato si forniscono informazioni seguendo le istruzioni del pertinente gestore di sistema; e

h)

i recapiti del titolare dell'impianto di generazione e dell'installatore e le rispettive firme.

a)

la prova dell'esistenza di un accordo sulla protezione e sulle impostazioni di controllo che interessano il punto di connessione tra il pertinente gestore di sistema e il titolare dell'impianto di generazione;

b)

una dichiarazione di conformità dettagliata;

c)

i dati tecnici dettagliati del gruppo di generazione che interessano la connessione alla rete come specificato dal pertinente gestore di sistema;

d)

i certificati delle apparecchiature rilasciati da un certificatore autorizzato relativi ai gruppi di generazione, ove siano addotti come parte della dimostrazione di conformità;

e)

per i gruppi di generazione di tipo C, i modelli di simulazione ai sensi dell'articolo 15, paragrafo 6, lettera c);

f)

le relazioni delle prove di conformità che dimostrano le prestazioni in regime stazionario e dinamico come prescritto dai capi 2, 3 e 4 del titolo IV, compreso l'uso di valori reali rilevati durante la prova, con il grado di dettaglio richiesto dal pertinente gestore di sistema; e

g)

gli studi che dimostrano le prestazioni in regime stazionario e dinamico come prescritto dai capi 5, 6 o 7 del titolo IV, con il grado di dettaglio richiesto dal pertinente gestore di sistema.

a)

la comunicazione di entrata in esercizio («EON»);

b)

la comunicazione di esercizio provvisorio («ION»); e

c)

la comunicazione definitiva di esercizio («FON»).

a)

una dichiarazione di conformità dettagliata;

b)

i dati tecnici dettagliati del gruppo di generazione che interessano la connessione alla rete come specificato dal pertinente gestore di sistema;

c)

i certificati delle apparecchiature rilasciati da un certificatore autorizzato relativi ai gruppi di generazione, ove siano addotti come parte della dimostrazione di conformità;

d)

i modelli di simulazione, come specificato all'articolo 15, paragrafo 6, lettera c), e come richiesto dal pertinente gestore di sistema;

e)

gli studi che dimostrino le prestazioni attese in regime stazionario e dinamico, come prescritto dai capi 5, 6 o 7 del titolo IV; e

f)

i dettagli delle prove di conformità previste a norma dei capi 2, 3 e 4 del titolo IV.

a)

una dichiarazione di conformità dettagliata; e

b)

un aggiornamento dei dati tecnici rilevanti, dei modelli di simulazione e degli studi di cui all'articolo 35, paragrafo 3, lettere b), d) ed e), compreso l'uso di valori reali rilevati durante le prove.

a)

l'impianto è temporaneamente interessato da modifiche significative o da perdita di capacità che incidono sulle prestazioni; oppure

b)

guasti delle apparecchiature compromettono il rispetto di determinati requisiti pertinenti.

a)

le questioni irrisolte che giustificano il rilascio della LON;

b)

le responsabilità e i tempi attuativi per la soluzione prevista; e

c)

un periodo massimo di validità non superiore a 12 mesi. Il periodo concesso inizialmente può essere più breve e prorogabile subordinatamente alla valutazione positiva, da parte del pertinente gestore di sistema, di elementi presentatigli a dimostrazione di progressi sostanziali compiuti verso la piena conformità.

a)

comprende l'analisi costi-benefici e una raccomandazione su come procedere;

b)

comprende una proposta di periodo transitorio di applicazione del requisito a gruppi di generazione esistenti. Tale periodo transitorio non è superiore a due anni a decorrere dalla data della decisione dell'autorità di regolamentazione o, ove applicabile, dello Stato membro sull'applicabilità del requisito;

c)

è oggetto di consultazione pubblica a norma dell'articolo 10.

a)

una procedura di comunicazione di esercizio per dimostrare l'attuazione dei requisiti da parte del titolare dell'impianto di generazione esistente;

b)

un periodo transitorio per l'attuazione dei requisiti che tiene conto della categoria del gruppo di generazione secondo quanto specificato all'articolo 5, paragrafo 2, e all'articolo 23, paragrafo 3, e di eventuali ostacoli all'efficace esecuzione delle modifiche/ristrutturazioni delle apparecchiature

a)

il pertinente TSO, il pertinente gestore di sistema o il titolare o potenziale titolare dell'impianto di generazione fonda la sua analisi costi-benefici su uno o più dei seguenti principi di calcolo:

b)

il pertinente TSO, il pertinente gestore di sistema o il titolare o potenziale titolare dell'impianto di generazione quantifica inoltre i vantaggi socioeconomici in termini di miglioramento della sicurezza dell'approvvigionamento e considera almeno:

c)

il pertinente TSO, il pertinente gestore di sistema o il titolare o potenziale titolare dell'impianto di generazione quantifica i benefici per il mercato interno dell'energia elettrica, per gli scambi transfrontalieri e per l'integrazione delle energie rinnovabili e considera almeno:

d)

il pertinente TSO quantifica i costi dell'applicazione delle norme necessarie ai gruppi di generazione esistenti e considera almeno:

a)

tutti i documenti e i certificati che il titolare dell'impianto di generazione deve trasmettere;

b)

il dettaglio dei dati tecnici del gruppo di generazione che interessano la connessione alla rete;

c)

i requisiti per i modelli degli studi di sistema in regime stazionario e dinamico;

d)

la tempistica di trasmissione dei dati di sistema necessari per svolgere gli studi;

e)

gli studi svolti dal titolare dell'impianto di generazione per dimostrare le prestazioni attese in regime stazionario e dinamico in conformità ai requisiti di cui ai capitoli 5 e 6 del titolo IV;

f)

le condizioni e procedure, compresa la portata, per la registrazione dei certificati delle apparecchiature e

g)

le condizioni e procedure per l'uso, da parte del titolare dell'impianto di generazione, dei pertinenti certificati delle apparecchiature rilasciati da un certificatore autorizzato.

a)

consentire al titolare dell'impianto di generazione di svolgere una serie alternativa di prove, a condizione che tali prove siano efficienti e sufficienti a dimostrare la conformità di un gruppo di generazione ai requisiti del presente regolamento;

b)

richiedere al titolare dell'impianto di generazione di svolgere una serie supplementare o alternativa di prove nei casi in cui le informazioni fornite al pertinente gestore di sistema in relazione alle prove di conformità a norma delle disposizioni del capo 2, 3, o 4 del titolo IV non siano sufficienti a dimostrare la conformità ai requisiti del presente regolamento; e

c)

richiedere al titolare dell'impianto di generazione di svolgere prove adeguate per dimostrare le prestazioni di un gruppo di generazione in caso di funzionamento con combustibili o miscele di combustibili alternativi. Il pertinente gestore di sistema e il titolare dell'impianto di generazione si accordano su quali tipi di combustibile occorra sottoporre a prova.

a)

consentire al titolare dell'impianto di generazione di svolgere una serie alternativa di simulazioni, a condizione che tali simulazioni siano efficienti e sufficienti a dimostrare la conformità di un gruppo di generazione ai requisiti del presente regolamento o alla normativa nazionale; e

b)

richiedere al titolare dell'impianto di generazione di svolgere una serie supplementare o alternativa di simulazioni nei casi in cui le informazioni fornite al pertinente gestore di sistema in relazione alle simulazioni di conformità a norma delle disposizioni del capo 5, 6 o 7 del titolo IV non siano sufficienti a dimostrare la conformità ai requisiti del presente regolamento.

a)

si dimostra la capacità tecnica del gruppo di generazione di modulare in continuo la potenza attiva per contribuire al controllo della frequenza in caso di forte aumento della frequenza nel sistema. Si verificano i parametri delle regolazioni in regime stazionario, quali statismo e banda morta, e in regime dinamico, compresa la risposta alla variazione a gradino della frequenza;

b)

la prova si svolge simulando gradini e rampe di frequenza di entità sufficiente a far scattare una variazione di capacità massima della potenza attiva pari almeno al 10 %, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta. Se necessario, si immettono segnali simulati di deviazione di frequenza simultaneamente nel regolatore della velocità e nel regolatore di carico dei sistemi di controllo, tenendo conto degli schemi dei medesimi sistemi di controllo;

c)

l'esito della prova si considera positivo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

a)

si dimostra che il gruppo di generazione è tecnicamente in grado di modulare in continuo la potenza attiva in punti di funzionamento al di sotto della capacità massima per contribuire al controllo di frequenza in caso di forte riduzione della frequenza nel sistema;

b)

la prova si svolge simulando appropriati punti di carico di potenza attiva, con gradini e rampe di bassa frequenza di entità sufficiente a far scattare una variazione della potenza attiva pari almeno al 10 % della capacità massima, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta. Se necessario, si immettono segnali simulati di deviazione di frequenza simultaneamente nei riferimenti del regolatore di velocità e del regolatore di carico;

c)

l'esito della prova si considera positivo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

a)

si dimostra che il gruppo di generazione è tecnicamente in grado di modulare in continuo la potenza attiva per l'intero range operativo tra la potenza massima e il livello minimo di regolazione per contribuire al controllo di frequenza. Si verificano i parametri di regolazione in regime stazionario, quali statismo e banda morta, e in regime dinamico, compresa la robustezza attraverso la risposta frequenza/potenza alle deviazioni a gradino di frequenza e transitori di frequenza veloci e lenti;

b)

la prova si svolge simulando gradini e rampe di frequenza di entità sufficiente a far scattare l'intero intervallo di risposta frequenza/potenza attiva, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta, nonché della capacità effettiva di aumentare o diminuire la produzione di potenza attiva dal rispettivo punto di funzionamento. Se necessario, si immettono segnali simulati di deviazione di frequenza simultaneamente nei riferimenti del regolatore di velocità e del regolatore di carico dell'unità o del sistema di controllo dell'impianto.

c)

l'esito della prova si considera positivo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

a)

si dimostra la capacità tecnica del gruppo di generazione di partecipare al controllo del ripristino della frequenza e si verifica il coordinamento del FSM e del controllo del ripristino della frequenza;

b)

l'esito della prova si considera positivo se i risultati, sia per i parametri dinamici che per quelli statici, soddisfano i requisiti di cui all'articolo 15, paragrafo 2, lettera e).

a)

per i gruppi di generazione con capacità di black start si dimostra la capacità tecnica di riavviarsi dopo un arresto senza alcuna alimentazione elettrica esterna;

b)

l'esito della prova si considera positivo se il periodo di riaccensione si mantiene entro i tempi indicati al punto iii) dell'articolo 15, paragrafo 5, lettera a).

a)

si dimostra la capacità tecnica dei gruppi di generazione di attivare il funzionamento sugli ausiliari e di funzionare in modo stabile in tale configurazione;

b)

la prova si svolge alla potenza massima e alla potenza reattiva nominale del gruppo di generazione prima del distacco di carico;

c)

il pertinente gestore di sistema ha la facoltà di stabilire condizioni supplementari, tenendo conto dell'articolo 15, paragrafo 5, lettera c);

d)

l'esito della prova si considera positivo se l'attivazione del funzionamento sugli ausiliari avviene con successo, la stabilità del funzionamento sugli ausiliari è stata dimostrata nel periodo di cui all'articolo 15, paragrafo 5, lettera c), e la risincronizzazione alla rete è stata effettuata con successo.

a)

si dimostra la capacità tecnica del gruppo di generazione di fornire capability di potenza reattiva induttiva e capacitiva in conformità all'articolo 18, paragrafo 2, lettere b) e c);

b)

l'esito della prova si considera positivo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

a)

si dimostra la capacità tecnica del parco di generazione di modulare in continuo la potenza attiva per contribuire al controllo della frequenza in caso di aumento della frequenza nel sistema; Si verificano i parametri delle regolazioni in regime stazionario, quali statismo e banda morta, e in regime dinamico;

b)

la prova si svolge simulando gradini e rampe di frequenza di entità sufficiente a far scattare una variazione di capacità massima della potenza attiva pari almeno al 10 %, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta. Per svolgere questa prova si immettono segnali simulati di deviazione di frequenza simultaneamente nei riferimenti del sistema di controllo.

c)

l'esito della prova si considera positivo se i risultati, sia per i parametri dinamici che per quelli statici, soddisfano i requisiti di cui all'articolo 13, paragrafo 2.

a)

si dimostra la capacità tecnica del parco di generazione di funzionare a un livello di carico al di sotto del setpoint fissato dal pertinente gestore di sistema o dal pertinente TSO;

b)

l'esito della prova si considera positivo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

a)

si dimostra la capacità tecnica del parco di generazione di modulare in continuo la potenza attiva per contribuire al controllo della frequenza in caso di forte riduzione della frequenza nel sistema;

b)

la prova si svolge simulando gradini e rampe di frequenza di entità sufficiente a far scattare una variazione di capacità massima della potenza attiva pari almeno al 10 % con un punto di partenza non superiore all'80 % della capacità massima, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta.

c)

l'esito della prova si considera positivo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

a)

si dimostra la capacità tecnica del parco di generazione di modulare in continuo la potenza attiva sull'intero range operativo tra la capacità massima e il livello minimo di regolazione per contribuire al controllo di frequenza. Si verificano i parametri delle regolazioni in regime stazionario, quali insensibilità, statismo, banda morta e intervallo di regolazione, e in regime dinamico, compresa la risposta alla variazione a gradino della frequenza;

b)

la prova si svolge simulando gradini e rampe di frequenza di entità sufficiente a far scattare l'intero intervallo di risposta frequenza/potenza attiva, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta. Per svolgere la prova si immettono segnali simulati di deviazione di frequenza.

c)

l'esito della prova si considera positivo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

a)

si dimostra la capacità tecnica del parco di generazione di contribuire al controllo del ripristino della frequenza. Si controlla la cooperazione sia degli FSM che del controllo del ripristino della frequenza;

b)

l'esito della prova si considera positivo se i risultati, sia per i parametri dinamici che per quelli statici, soddisfano i requisiti di cui all'articolo 15, paragrafo 2, lettera e).

a)

si dimostra la capacità tecnica del parco di generazione di fornire capability di potenza reattiva induttiva e capacitiva in conformità all'articolo 21, paragrafo 3, lettere b) e c);

b)

la prova è effettuata alla potenza reattiva massima, sia induttiva che capacitiva, e verifica i seguenti parametri:

c)

l'esito della prova si considera positivo se sono soddisfatti i seguenti criteri:

a)

si dimostra la capacità del parco di generazione di funzionare nella modalità di controllo della tensione di cui alle condizioni stabilite ai punti da ii) a iv) dell'articolo 21, paragrafo 3, lettera d);

b)

la prova della modalità di controllo della tensione verifica i seguenti parametri:

c)

l'esito della prova si considera positivo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

a)

si dimostra la capacità del parco di generazione di funzionare nella modalità di controllo della potenza reattiva, in conformità alle condizioni stabilite al punto v) dell'articolo 21, paragrafo 3, lettera d);

b)

la prova della modalità di controllo della potenza reattiva è complementare alla prova della capability della potenza reattiva;

c)

La prova della modalità di controllo della potenza reattiva verifica i seguenti parametri:

d)

l'esito della prova si considera positivo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

a)

si dimostra la capacità del parco di generazione di funzionare nella modalità di controllo del fattore di potenza, in conformità al punto iv) dell'articolo 21, paragrafo 3, lettera d);

b)

la prova della modalità di controllo del fattore di potenza verifica i seguenti parametri:

c)

l'esito della prova si considera positivo se le seguenti condizioni sono soddisfatte cumulativamente:

a)

si dimostra mediante simulazione la capacità del gruppo di generazione di modulare la potenza attiva ad alta frequenza in conformità all'articolo 13, paragrafo 2;

b)

la simulazione si svolge per mezzo di gradini e rampe ad alta frequenza che raggiungono il livello minimo di regolazione, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta;

c)

l'esito della simulazione si considera positivo se:

a)

si dimostra mediante simulazione la fault-ride-through capability del gruppo di generazione in conformità alle condizioni stabilite dall'articolo 14, paragrafo 3, lettera a);

b)

l'esito della simulazione si considera positivo se è dimostrata la conformità al requisito di cui all'articolo 14, paragrafo 3, lettera a).

a)

si dimostra la capacità del gruppo di generazione di effettuare il ripristino della potenza attiva dopo un guasto di cui alle condizioni stabilite dall'articolo 17, paragrafo 3;

b)

l'esito della simulazione si considera positivo se è dimostrata la conformità al requisito di cui all'articolo 17, paragrafo 3.

a)

si dimostra la capacità del gruppo di generazione di modulare la potenza attiva a basse frequenze in conformità all'articolo 15, paragrafo 2, lettera c);

b)

la simulazione si svolge per mezzo di gradini e rampe a bassa frequenza che raggiungono la capacità massima, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta;

c)

l'esito della simulazione si considera positivo se:

a)

si dimostra la capacità del gruppo di generazione di modulare la potenza attiva lungo tutto l'intervallo dei valori di frequenza in conformità all'articolo 15, paragrafo 2, lettera d);

b)

la simulazione si svolge simulando gradini e rampe di frequenza di entità sufficiente a far scattare l'intero intervallo di risposta frequenza/potenza attiva, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta.

c)

l'esito della simulazione si considera positivo se:

a)

si dimostrano le prestazioni del gruppo di generazione durante il funzionamento in isola di cui alle condizioni stabilite dall'articolo 15, paragrafo 5, lettera b);

b)

l'esito della simulazione si considera positivo se il gruppo di generazione riduce o aumenta la produzione di potenza attiva dal precedente punto di funzionamento a qualsiasi nuovo punto di funzionamento all'interno del diagramma di capability P-Q entro i limiti di cui all'articolo 15, paragrafo 5, lettera b), senza disconnessione del gruppo di generazione dall'isola per variazione eccessiva della frequenza verso l'alto o verso il basso.

a)

si dimostra la capacità del gruppo di generazione di fornire capability di potenza reattiva induttiva e capacitiva in conformità alle condizioni stabilite dall'articolo 18, paragrafo 2, lettere b) e c);

b)

l'esito della simulazione si considera positivo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

a)

si dimostra che le prestazioni del gruppo di generazione in termini del suo sistema di controllo (funzione «PSS») consentono lo smorzamento delle oscillazioni della potenza attiva in conformità alle condizioni di cui all'articolo 19, paragrafo 2;

b)

la sintonizzazione deve risultare in un migliore smorzamento della corrispondente risposta della potenza attiva dell'AVR in combinazione con la funzione PSS, rispetto alla risposta della potenza attiva del solo AVR;

c)

l'esito della simulazione si considera positivo se le seguenti condizioni sono soddisfatte cumulativamente:

a)

si dimostra la capacità del gruppo di generazione di effettuare il fault-ride-through alle condizioni stabilite dall'articolo 16, paragrafo 3, lettera a);

b)

l'esito della simulazione si considera positivo se è dimostrata la conformità al requisito di cui all'articolo 16, paragrafo 3, lettera a).

a)

si dimostra la capacità del parco di generazione di modulare la potenza attiva ad alta frequenza in conformità all'articolo 13, paragrafo 2;

b)

la simulazione si svolge per mezzo di gradini e rampe ad alta frequenza che raggiungono il livello minimo di regolazione, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta;

c)

l'esito della simulazione si considera positivo se:

a)

si dimostra la capacità del parco di generazione di effettuare l'iniezione rapida di corrente di guasto alle condizioni stabilite dall'articolo 20, paragrafo 2, lettera b);

b)

l'esito della simulazione si considera positivo se è dimostrata la conformità al requisito di cui all'articolo 20, paragrafo 2, lettera b).

a)

si dimostra per simulazione la fault-ride-through capability del parco di generazione alle condizioni stabilite dall'articolo 14, paragrafo 3, lettera a);

b)

l'esito della simulazione si considera positivo se è dimostrata la conformità al requisito di cui all'articolo 14, paragrafo 3, lettera a).

a)

si dimostra la capacità del parco di generazione di effettuare il ripristino della potenza attiva dopo un guasto, alle condizioni di cui all'articolo 20, paragrafo 3;

b)

l'esito della simulazione si considera positivo se è dimostrata la conformità al requisito di cui all'articolo 20, paragrafo 3.

a)

si dimostra la capacità del parco di generazione di modulare la potenza attiva a basse frequenze in conformità all'articolo 15, paragrafo 2, lettera c);

b)

la simulazione si svolge simulando gradini e rampe a bassa frequenza che raggiungono la capacità massima, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta;

c)

l'esito della simulazione si considera positivo se:

a)

si dimostra la capacità del parco di generazione di modulare la potenza attiva lungo tutto l'intervallo dei valori di frequenza di cui all'articolo 15, paragrafo 2, lettera d);

b)

la simulazione si svolge simulando gradini e rampe di frequenza di entità sufficiente a far scattare l'intero intervallo di risposta frequenza/potenza attiva, tenendo conto delle impostazioni di statismo e della banda morta.

c)

l'esito della simulazione si considera positivo se:

a)

si dimostrano le prestazioni del parco di generazione durante il funzionamento in isola alle condizioni stabilite dall'articolo 15, paragrafo 5, lettera b);

b)

l'esito della simulazione si considera positivo se il parco di generazione riduce o aumenta la produzione di potenza attiva dal precedente punto di funzionamento a qualsiasi nuovo punto di funzionamento all'interno del diagramma di capability P-Q ed entro i limiti di cui all'articolo 15, paragrafo 5, lettera b), senza disconnessione del parco di generazione dall'isola per variazione eccessiva della frequenza verso l'alto o verso il basso.

a)

si dimostra la capacità del parco di generazione di fornire inerzia sintetica in caso di evento di bassa frequenza di cui all'articolo 21, paragrafo 2, lettera a);

b)

l'esito della simulazione si considera positivo se si dimostra la conformità del modello alle condizioni di cui all'articolo 21, paragrafo 2.

a)

si dimostra la capacità del parco di generazione di fornire capability di potenza reattiva induttiva e capacitiva in conformità all'articolo 21, paragrafo 3, lettere b) e c);

b)

l'esito della simulazione si considera positivo se le seguenti condizioni sono soddisfatte cumulativamente:

a)

si dimostra la capacità del modello del parco di generazione di fornire la capacità di smorzamento delle oscillazioni di potenza attiva in conformità all'articolo 21, paragrafo 3, lettera f);

b)

l'esito della simulazione è considerato positivo se il modello dimostra la conformità alle condizioni di cui all'articolo 21, paragrafo 3), lettera f).

a)

l'individuazione di eventuali divergenze nell'attuazione del presente regolamento a livello nazionale;

b)

una valutazione volta a stabilire se la scelta di valori e di intervalli nei requisiti applicabili ai gruppi di generazione ai sensi del presente regolamento continui a essere valida.

a)

l'identificazione del titolare o del potenziale titolare dell'impianto di generazione e di una persona di contatto per eventuali comunicazioni;

b)

la descrizione del gruppo o dei gruppi di generazione per cui si chiede una deroga;

c)

un riferimento alle disposizioni del presente regolamento per cui si chiede una deroga e una descrizione dettagliata della deroga chiesta;

d)

una motivazione dettagliata, con i pertinenti documenti giustificativi e un'analisi costi-benefici in conformità al disposto dell'articolo 39;

e)

la dimostrazione che la deroga chiesta non avrebbe alcun effetto negativo sugli scambi transfrontalieri.

a)

l'autorità di regolamentazione decida di concedere una proroga; oppure

b)

il titolare o il potenziale titolare dell'impianto di generazione dichiari all'autorità di regolamentazione, mediante comunicazione motivata, che la richiesta di deroga è completa.

a)

l'identificazione del pertinente gestore di sistema o TSO e di una persona di contatto per eventuali comunicazioni;

b)

una descrizione dei gruppi di generazione per cui si chiede una deroga, la capacità totale installata e il numero di gruppi di generazione;

c)

il requisito o i requisiti del presente regolamento per cui si chiede una deroga, con una descrizione dettagliata della deroga chiesta;

d)

una motivazione dettagliata, con tutti i pertinenti documenti giustificativi;

e)

la dimostrazione che la deroga chiesta non avrebbe alcun effetto negativo sugli scambi transfrontalieri;

f)

un'analisi costi-benefici in conformità al disposto dell'articolo 39. Se del caso, l'analisi costi-benefici è svolta in coordinamento con il pertinente TSO ed eventuali DSO adiacenti.