27.4.2016   

RO

Jurnalul Oficial al Uniunii Europene

L 112/1

(1)

Realizarea rapidă a unei piețe interne a energiei pe deplin funcțională și interconectată este crucială pentru menținerea securității aprovizionării cu energie, creșterea competitivității și asigurarea faptului că toți consumatorii pot achiziționa energie la prețuri accesibile.

(2)

Regulamentul (CE) nr. 714/2009 stabilește norme nediscriminatorii privind accesul la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică, în vederea asigurării unei funcționări corespunzătoare a pieței interne a energiei electrice. În plus, articolul 5 din Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European și a Consiliului (2) prevede că statele membre sau, când au stabilit astfel, autoritățile de reglementare asigură, printre altele, că se elaborează norme tehnice obiective și nediscriminatorii, care să stabilească cerințele tehnice minime de proiectare și de funcționare pentru racordarea la rețea. În cazul în care cerințele constituie termeni și condiții pentru racordarea la rețelele naționale, articolul 37 alineatul (6) din aceeași directivă prevede că autoritățile de reglementare sunt responsabile cu stabilirea și aprobarea cel puțin a metodologiilor utilizate pentru calcularea sau stabilirea lor. Pentru a asigura siguranța în funcționare a sistemelor în cadrul rețelei de transport interconectate, este esențial să se stabilească o înțelegere comună a cerințelor aplicabile unităților generatoare de energie electrică. Aceste cerințe, care contribuie la menținerea, la conservarea și la restabilirea securității sistemului pentru facilitarea bunei funcționări a pieței interne de energie electrică intra- și inter- zone sincrone și pentru realizarea eficienței din perspectiva costurilor, ar trebui să fie privite ca aspecte de rețea având caracter transfrontalier și ca aspecte legate de integrarea pieței.

(3)

Ar trebui stabilite norme armonizate pentru racordarea la rețea a unităților generatoare, pentru a furniza un cadru legal clar pentru racordările la rețea, pentru a facilita comerțul cu energie electrică la nivelul întregii Uniuni, pentru a asigura siguranța în funcționare a sistemului, pentru a facilita integrarea surselor de energie regenerabile, pentru a crește concurența și a permite o utilizare mai rațională a rețelei și a resurselor, în beneficiul consumatorilor.

(4)

siguranța în funcționare a sistemului depinde parțial de capacitățile tehnice ale unităților generatoare. Prin urmare, coordonarea periodică la nivelul rețelelor de transport și de distribuție și performanța corespunzătoare a echipamentelor conectate la rețelele de transport și distribuție, care să fie suficient de solide pentru a face față deranjamentelor și pentru a contribui la prevenirea perturbărilor majore sau pentru a facilita revenirea sistemului după un colaps, reprezintă condiții esențiale.

(5)

Funcționarea sistemului în condiții de siguranță este posibilă numai dacă deținătorii instalațiilor de producere colaborează cu operatorii de sistem. În special, funcționarea sistemului în condiții anormale depinde de reacția unităților generatoare la abaterile de la valorile de referință 1 per unitate (pu) ale tensiunii și frecvenței nominale. În contextul siguranței sistemului, rețelele și unitățile generatoare ar trebui să fie considerate ca fiind o singură entitate din punctul de vedere al ingineriei sistemului, având în vedere că aceste părți sunt interdependente. Prin urmare, trebuie să se stabilească cerințe tehnice pertinente pentru unitățile generatoare, ca o condiție prealabilă pentru racordarea la rețea.

(6)

Autoritățile de reglementare ar trebui să ia în considerare costurile rezonabile pe care operatorii de sistem le suportă efectiv la punerea în aplicare a prezentului regulament, atunci când stabilesc sau aprobă tarifele de transport sau de distribuție ori metodologiile aferente sau atunci când aprobă termenii și condițiile de racordare și de acces la rețelele naționale, în conformitate cu articolul 37 alineatele (1) și (6) din Directiva 2009/72/CE și cu articolul 14 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.

(7)

Diversele sisteme electrice sincron din Uniune au caracteristici diferite care trebuie să fie luate în considerare la stabilirea cerințelor pentru unitățile generatoare. Prin urmare, este necesar să se ia în considerare specificul regional atunci când se stabilesc normele de racordare la rețea, astfel cum se prevede la articolul 8 alineatul (6) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.

(8)

Având în vedere necesitatea de a oferi siguranță în materie de reglementare, cerințele prevăzute de prezentul regulament ar trebui să se aplice noilor instalații de producere, dar nu ar trebui să se aplice instalațiilor de producere existente și nici celor aflate deja într-un stadiu avansat de proiectare, fără a fi încă finalizate, cu excepția cazului în care autoritatea de reglementare sau statul membru în cauză decide altfel, pe baza evoluției cerințelor rețelei și a unei analize complete a costurilor și beneficiilor sau în cazul în care au avut loc retehnologizări importante ale instalațiilor respective.

(9)

Importanța unităților generatoare ar trebui să se bazeze pe dimensiunea lor și pe efectul lor asupra întregului sistem. Mașinile sincrone ar trebui clasificate în funcție de dimensiune și ar trebui să includă toate componentele unei instalații de producere care în mod normal funcționează indivizibil, cum ar fi alternatoarele separate antrenate de turbinele separate cu gaze și aburi ale unei instalații unice de turbine cu gaz cu ciclu combinat. În cazul unei centrale care include mai multe instalații cu turbine cu gaz cu ciclu combinat, fiecare instalație ar trebui să fie evaluată în funcție de dimensiunea individuală, și nu de capacitatea totală a facilității. Instalațiile de generare a energiei electrice conectate nesincron, în cazul în care sunt grupate pentru a forma o unitate economică și au un punct unic de racordare, ar trebui evaluate în funcție de capacitatea lor agregată.

(10)

Ținând cont de nivelurile diferite de tensiune la care sunt conectate generatoarele și de capacitatea lor maximă de producție, prezentul regulament ar trebui să facă o distincție între diferitele tipuri de generatoare prin stabilirea unor niveluri diferite de cerințe. Prezentul regulament nu stabilește norme pentru stabilirea nivelului de tensiune la punctul de racordare la care se racordează unitățile generatoare.

(11)

Cerințele aplicabile unităților generatoare de tip A ar trebui să fie stabilite la un nivel de bază necesar pentru a asigura capacități de producere cu răspuns automat limitat și cu control minim al operatorului de sistem. Cerințele ar trebui să asigure că nu există nicio pierdere masivă de capacitate de producere în domeniul de operare al sistemului, reducând astfel la minimum situațiile critice, și să includă indicațiile necesare pentru intervențiile extinse în timpul evenimentelor critice pentru sistem.

(12)

Cerințele aplicabile tipului B de unități generatoare ar trebui să prevadă o gamă mai largă de răspuns dinamic automate cu o mai mare rezistență la incidente din rețea pentru a asigura utilizarea acestui răspuns dinamic și un nivel mai ridicat de control al operatorului de sistem, precum și informații necesare pentru utilizarea acestor capacități. Ele asigură un răspuns automat care să atenueze impactul incidentelor din sistem și care să potențeze răspunsul dinamic generat la acestea.

(13)

Cerințele aplicabile unităților generatoare de tip C ar trebui să prevadă un răspuns dinamic în timp real care să fie rafinat, stabil și foarte controlabil, vizând furnizarea de servicii tehnologice de sistem pentru a asigura siguranța alimentării cu energie electrică. Aceste cerințe ar trebui să acopere toate regimurile de funcționare ale sistemului, cu specificarea în detaliu a interacțiunilor dintre cerințe, funcții, reglaj și informațiile necesare pentru utilizarea acestor capabilități și să asigure răspunsul în timp real al sistemului necesar pentru a se putea evita și gestiona evenimentele din sistem și in scopul utilizării acestor capabilități pentru asigurarea răspunsului adecvat la acest tip de evenimente. Aceste cerințe trebuie, de asemenea, să furnizeze unităților generatoare o capacitate care să fie suficientă pentru a reacționa atât la situațiile în care sistemul rămâne intact, cât și la cele în care sistemul este perturbat, și ar trebui să furnizeze informațiile și controlul necesar pentru a putea utiliza capacitatea de producere în diverse situații.

(14)

Cerințele aplicabile unităților generatoare de tip D ar trebui să fie specifice capacităților de producere racordate la tensiuni mai înalte cu impact asupra controlului și funcționării întregului sistem. Ele ar trebui să asigure funcționarea stabilă a sistemelor interconectate, permițând utilizarea serviciilor tehnologice de sistem ale tuturor capacităților de producție de la nivel european.

(15)

Cerințele ar trebui să se bazeze pe principiul nediscriminării, pe cel al transparenței și pe cel al optimizării între eficiența generală maximă și costul total minim pentru toate părțile implicate. Prin urmare, aceste cerințe ar trebui să reflecte diferențele de tratament între generațiile de tehnologii cu caracteristici inerente diferite și să permită evitarea investițiilor inutile în unele zone geografice, pentru a lua în considerare particularitățile regionale respective. Operatorii de transport și de sistem („OTS”) și operatorii de rețele de distribuție („OD”), incluzând operatorii de rețele de distribuție închise („ODI”) pot lua în considerare aceste diferențe atunci când definesc cerințele potrivit dispozițiilor din prezentul regulament, recunoscând totodată că pragurile care determină dacă o rețea este o rețea de distribuție sau o rețea de transport se stabilesc la nivel național.

(16)

Având în vedere impactul său transfrontalier, prezentul regulament ar trebui să vizeze aceleași cerințe de frecvență pentru toate nivelurile de tensiune, cel puțin într-o zonă sincronă. Acest lucru este necesar pentru că, într-o zonă sincronă, o schimbare a frecvenței într-un stat membru ar afecta imediat frecvența din toate celelalte state membre și ar putea avaria echipamentele acestora.

(17)

Pentru a asigura siguranța în funcționare a sistemului, ar trebui să fie posibil ca unitățile generatoare în fiecare zonă sincronă a sistemului interconectat să rămână conectate la sistem pentru domeniile specificate de frecvență și tensiune.

(18)

Prezentul regulament ar trebui să prevadă intervale de parametri pentru opțiunile naționale pentru capacitatea de trecere peste defect (LVRT) pentru a se menține o abordare proporțională care reflectă necesitățile sistemului, precum nivelul de surse regenerabile de energie („SRE”) și sistemele de protecție a rețelei existente, în ceea ce privește atât transportul, cât și distribuția. Având în vedere configurația unor rețele, limita superioară pentru cerințele LVRT ar trebui să fie de 250 de milisecunde. Cu toate acestea, având în vedere faptul că în general timpul de eliminare a defectului în Europa este în prezent de 150 de milisecunde, entității desemnate de statul membru să aprobe cerințele prezentului regulament îi rămâne o marjă să verifice dacă este necesară o durată mai lungă înainte de a-și da aprobarea.

(19)

În momentul definirii condițiilor ante- și post defect pentru capacitatea LVRT, luând în considerare caracteristici ale sistemului precum topologia rețelei și mixul energetic, OTS relevant ar trebui să decidă dacă se acordă prioritate condițiilor de operare ante-defect ale unităților generatoare sau intervalului mai mare de timp de eliminare a defectului.

(20)

Asigurarea reconectării corespunzătoare după o deconectare accidentală datorată unui incident in rețea este importantă pentru funcționarea sistemului interconectat. Protecția corespunzătoare a rețelei este esențială pentru menținerea stabilității și a securității sistemului, în special în caz de deranjamente ale sistemului. Sistemele de protecție pot preveni agravarea incidentelor și pot limita consecințele acestora.

(21)

Schimbul adecvat de informații între operatorii de sistem și gestionarii instalațiilor de producere a energiei electrice este o condiție prealabilă pentru a se permite operatorilor de sistem să mențină stabilitatea și siguranța în funcționare a sistemului. Operatorii de sistem trebuie să aibă permanent o imagine de ansamblu asupra situației sistemului, care să includă informații privind condițiile de funcționare a unităților generatoare, precum și posibilitatea de a comunica cu acestea în vederea direcționării instrucțiunilor.

(22)

În situații de urgență care ar putea pune în pericol stabilitatea și siguranța în funcționare a sistemului, operatorii de sistem ar trebui să aibă posibilitatea de a cere ca producția unităților generatoare să fie ajustată într-un fel care să permită operatorilor de sistem să își îndeplinească cerințele referitoare la siguranța în funcționare a sistemului.

(23)

Între sistemele interconectate ar trebui coordonate intervalele de tensiune, deoarece ele sunt esențiale pentru planificarea și operarea în condiții de siguranță a unui sistem energetic într-o zonă sincronă. Deconectările din cauza fluctuațiilor de tensiune afectează sistemele vecine. Nestabilirea intervalelor de tensiune ar putea duce la o incertitudine larg răspândită în planificarea și operarea sistemului în ceea ce privește operarea în condiții care nu se înscriu în condițiile normale de funcționare.

(24)

Necesarul de capacitate de putere reactivă depinde de mai mulți factori, inclusiv de gradul de buclare al rețelei și raportul dintre generare și consum, care ar trebui luați în considerare la stabilirea cerințelor privind furnizarea de putere reactivă. Atunci când caracteristicile sistemului regional variază în zona de responsabilitate a unui operator de sistem, ar putea fi oportună existența mai multor diagrame de capabilitate. Este posibil să nu fie necesară producerea de putere reactivă, adică defazajul capacitiv, la înaltă tensiune, și consumul de putere reactivă, adică defazajul inductiv, la joasă tensiune. Cerințele pentru puterea reactivă ar putea impune constrângeri asupra fazelor de proiectare și funcționare ale instalațiilor de producere a energiei electrice. Prin urmare, este important să fie evaluate temeinic capacitățile efectiv necesare operării eficiente a sistemului.

(25)

Grupurile generatoare sincrone au capacitatea inerentă de a rezista la abaterile de frecvență sau de a le stabiliza, spre deosebire de multe tehnologii SRE – surse regenerabile de energie. Prin urmare, ar trebui să fie adoptate contramăsuri pentru a se evita o rată mare de variație a frecvenței în perioadele cu producție mare din SRE. Inerția artificială ar putea facilita integrarea a unei cantități suplimentare de SRE, care nu contribuie în mod normal la inerția sistemului.

(26)

Trebuie introduse teste de conformitate adecvate și proporționale, pentru ca operatorii de sistem să poată asigura siguranța în funcționare.

(27)

Autoritățile de reglementare, statele membre și operatorii de sistem ar trebui să asigure că cerințele pentru racordarea la rețea sunt armonizate în măsura posibilului în etapa de redactare și aprobare, în scopul de a asigura integrarea completă a pieței. Ar trebui să se țină cont în special de standardele tehnice specifice la elaborarea cerințelor pentru racordare.

(28)

Prezentul regulament ar trebui să prevadă un proces de derogare de la aceste norme, pentru a se ține cont de circumstanțele locale, în care, în mod excepțional, de exemplu, respectarea acestor norme ar putea pune în pericol stabilitatea rețelei locale sau în care funcționarea în siguranță a unei unități generatoare ar putea necesita condiții de funcționare care contravin prezentului regulament. În cazul anumitor centrale termoelectrice cu ciclu combinat, care aduc beneficii mari în ceea ce privește eficiența, aplicarea normelor stabilite în prezentul regulament ar putea determina costuri disproporționate și ar conduce la pierderea acestor beneficii.

(29)

Sub rezerva aprobării de către autoritatea de reglementare competentă, operatorilor de sistem ar trebui să li se permită să propună derogări pentru anumite categorii de unități generatoare.

(30)

Prezentul regulament a fost adoptat pe baza Regulamentului (CE) nr. 714/2009, pe care îl completează și din care face parte integrantă. Trimiterile din alte acte juridice la Regulamentul (CE) nr. 714/2009 se înțeleg, de asemenea, ca trimiteri la prezentul regulament.

(31)

Măsurile prevăzute de prezentul regulament sunt conforme cu avizul comitetului menționat la articolul 23 alineatul (1) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009,

1.

„entitate” înseamnă o autoritate națională de reglementare, o altă autoritate națională, un operator de sistem sau un alt organism public sau privat desemnat în temeiul dreptului național;

2.

„zonă sincronă” înseamnă o zonă operată de OTS interconectați sincron, cum ar fi zonele sincrone din Europa continentală („CE”), din Regatul Unit („GB”), din Irlanda-Irlanda de Nord („IRE”) și din Europa de Nord („NE”) și sistemele energetice din Lituania, Letonia și Estonia, denumite în continuare „zona baltică”, care fac parte dintr-o zonă sincron mai extinsă;

3.

„tensiune” înseamnă diferența de potențial electric între două puncte, măsurată ca valoare medie pătratică a tensiunilor la borne în secvență pozitivă la frecvența fundamentală;

4.

„putere aparentă” înseamnă produsul dintre tensiunea de linie și curentul de fază, la frecvența fundamentală, multiplicat cu rădăcina pătrată din trei, în cazul sistemelor trifazate, exprimat de obicei în kilovolți-amperi („kVA”) sau în megavolți-amperi („MVA”);

5.

„unitate generatoare” înseamnă fie un grup generator sincron, fie un modul generator din componența unei centrale electrice;

6.

„instalație de producere a energiei electrice” înseamnă o instalație care convertește energia primară în energie electrică și care este compusă dintr-una sau mai multe unități generatoare a energiei electrice conectate la o rețea într-unul sau mai multe puncte de conectare;

7.

„gestionarul instalației de producere a energiei electrice” înseamnă o persoană fizică sau juridică care deține o instalație de producere a energiei electrice;

8.

„elemente principale de generare” înseamnă unul sau mai multe echipamente care sunt necesare pentru convertirea sursei primare de energie în electricitate;

9.

„grup generator sincron” înseamnă un set indivizibil de instalații care pot produce energie electrică astfel încât frecvența tensiunii generate, turația generatorului și frecvența tensiunii rețelei să se afle într-un raport constant și, prin urmare, să fie sincrone;

10.

„documentul unității generatoare” sau „DUG” înseamnă un document prezentat de către gestionarul instalației de producere a energiei electrice operatorului de rețea relevant în cazul unei unități de generare de tip B sau C, prin care confirmă faptul că unitatea generatoare respectă criteriile tehnice prevăzute în prezentul regulament și furnizează datele și declarațiile necesare, inclusiv un raport de conformitate;

11.

„OTS relevant” înseamnă OTS în a cărui zonă de reglaj este sau va fi conectată la rețea, la orice nivel de tensiune, o unitate generatoare, o instalație de consum a energiei electrice, o rețea de distribuție sau un sistem HVDC;

12.

„rețea” înseamnă centrale și aparatajul aferent, conectate împreună pentru a transporta sau distribui energie electrică;

13.

„operator de rețea relevant” înseamnă un operator de transport și de sistem sau un operator de distribuție la al cărui sistem/rețea este sau va fi racordată o unitate generatoare, un loc de consum, o rețea de distribuție sau un sistem HVDC;

14.

„contract de racordare” înseamnă un contract încheiat între operatorul de rețea relevant și fie gestionarul instalației de producere a energiei electrice, gestionarul locului de consum, operatorul de distribuție sau gestionarul sistemului HVDC, care include cerințele pentru situl respectiv și cerințele tehnice specifice pentru instalația de producere a energiei electrice, locul de consum, rețeaua de distribuție, racordul la rețeaua de distribuție sau sistemul HVDC;

15.

„punct de racordare” înseamnă interfața la care unitatea generatoare, locul de consum, rețeaua de distribuție sau sistemul HVDC este conectat la o rețea de transport, la o rețea offshore, la o rețea de distribuție, inclusiv la rețele de distribuție închise, sau sistemul HVDC, astfel cum au fost identificate în cadrul acordului;

16.

„capacitate maximă” sau „Pmax” înseamnă puterea activă maximă produsă continuu, pe care o unitate generatoare o poate produce, fără a lua în considerare nicio sarcină (niciun consum) aferentă destinată exclusiv asigurării funcționării unității generatoare și nelivrată în rețea, așa cum este specificat în contractul de racordare sau după cum este convenit intre operatorul de rețea relevant și gestionarul instalației de producere;

17.

„modul generator din centrală” sau „MGC” înseamnă un echipament sau un ansamblu de echipamente generatoare care este racordat la rețea asincron sau prin electronică de putere, și care are un singur punct de racordare la o rețea de transport, la o rețea de distribuție, inclusiv la rețelele de distribuție închise, sau la un sistem HVDC;

18.

„modul generator offshore” înseamnă un modul generator situat offshore – în larg, cu un punct de racordare offshore;

19.

„funcționare în compensator sincron” înseamnă operarea unui generator fără utilizarea sursei primare de energie în scopul a regla continuu tensiunea, prin producția sau absorbția puterii reactive;

20.

„putere activă” înseamnă componenta reală a puterii aparente la frecvență fundamentală, exprimată în wați sau în multiplii lor de tipul kilowaților („kW”) sau megawaților („MW”);

21.

„acumulare prin pompare” înseamnă o unitate hidroelectrică în care nivelul apei poate fi crescut prin pompare în vederea stocării pentru producerea de energie electrică;

22.

„frecvență” înseamnă frecvența sistemului electric exprimată în herți, care poate fi măsurată în toate punctele zonei sincrone, în ipoteza unei valori cvasiconstante în sistem de ordinul secundelor, cu existența doar a unor diferențe minore între punctele de măsurare diferite. Valoarea nominală a frecvenței este 50 Hz;

23.

„statism” înseamnă raportul între abaterea relativă a frecvenței și variația relativă a puterii active rezultată ca răspuns la abaterea de frecventă, în regim permanent, exprimat în procente. Abaterea relativă de frecvență se raportează la frecvența nominală și variația relativă a puterii active se raportează la capacitatea maximă sau la puterea activă reală în momentul atingerii pragului relevant;

24.

„puterea minimă de reglaj” înseamnă puterea activă minimă, specificată în contractul de racordare sau convenită cu operatorul de rețea relevant și gestionarul instalației de producere, până la care poate fi reglată unitatea generatoare;

25.

„valoare de referință” înseamnă valoarea prescrisă ca referință pentru oricare parametru folosit în sistemele de reglaj;

26.

„dispoziție” înseamnă orice comandă dată, în limita autorității sale, de un operator de sistem unui gestionar de instalație de producere, unui operator de distribuție sau unui gestionar de sistem HVDC pentru a îndeplini o acțiune;

27.

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

28.

„putere reactivă” înseamnă componenta imaginară a puterii aparente la frecvența fundamentală, exprimată de obicei în kilovari („kVAr”) sau în megavari („MVAr”);

29.

„capacitatea de trecere peste defect (FRT)” înseamnă capacitatea dispozitivelor electrice de a rămâne conectate la rețea și de a funcționa pe perioada golurilor de tensiune din punctul de racordare cauzate de defectele eliminate;

30.

„generator” înseamnă un dispozitiv care transformă energia mecanică în energie electrică prin intermediul unui câmp învârtitor;

31.

„curent” înseamnă debitul cu care trece sarcina electrică. Se măsoară prin valoarea medie pătratică a secvenței pozitive a curentului de fază la frecvența fundamentală;

32.

„stator” înseamnă partea unui mecanism rotativ care include componente magnetice staționare cu înfășurările aferente;

33.

„inerție” înseamnă gestionarea unui organ rigid rotativ, cum ar fi rotorul unui generator, care îi permite să-și mențină mișcarea de rotație uniformă și momentul cinetic, atât timp cât nu se aplică un cuplu extern;

34.

„inerție artificială” înseamnă o facilitate furnizată de un modul generator din centrală sau de un sistem HVDC pentru a înlocui efectul de inerție al generatoarelor sincrone la un nivel de performanță prescris;

35.

„reglaj de frecvență” înseamnă capacitatea unei unități generatoare sau a unui sistem HVDC de a-și ajusta producția de putere activă ca reacție la o abatere a frecvenței sistemului față de o valoare de referință, în scopul stabilizării frecvenței sistemului;

36.

„reglaj de frecvență activ – răspuns la abaterile de frecvență” sau „RFA” înseamnă modul de funcționare al unei unități generatoare sau al unui sistem HVDC în care producția de putere activă se modifică ca reacție la abaterea frecvenței sistemului, astfel încât aceasta să contribuie la restabilirea frecvenței la valoarea de referință;

37.

„reglaj de frecvență activ – limitat la creșterea frecvenței” („RFA-CR”) înseamnă modul de funcționare al unei unități generatoare sau al unui sistem HVDC, care are drept rezultat reducerea puterii active ca răspuns la o creștere a frecvenței sistemului peste o anumită valoare;

38.

„reglaj de frecvență activ – limitat la scăderea frecvenței” („RFA-SC”) înseamnă modul de funcționare al unei unități generatoare sau al unui sistem HVDC, care are drept rezultat creșterea puterii active ca răspuns la o scădere a frecvenței sistemului sub o anumită valoare;

39.

„bandă moartă în frecvență” înseamnă un domeniu de frecvență în care reglajul de frecvență este dezactivat în mod voit;

40.

„insensibilitate în frecvență” înseamnă o caracteristică intrinsecă a unui sistem de reglaj definită ca valoarea minimă a abaterii de frecvență sau a semnalului de intrare care determină o variație a puterii active sau a semnalului de ieșire;

41.

„diagrama de capabilitate P-Q” înseamnă o diagramă care descrie capabilitatea de generare de putere reactivă a unei unități generatoare la variații ale puterii active în punctul de racordare;

42.

„stabilitate statică” înseamnă capacitatea unei rețele sau unui ansamblu de grupuri generatoare de a reveni la o funcționare stabilă și de a o menține după un incident minor;

43.

„regim de funcționare insularizat” înseamnă funcționarea independentă a unei rețele întregi sau a unei părți a unei rețele care este izolată după ce a fost separată de la sistemul interconectat, având cel puțin o unitate generatoare sau un sistem HVDC care furnizează energie în această rețea și controlează frecvența și tensiunea;

44.

„funcționare izolată pe servicii proprii” înseamnă funcționarea care asigură că instalațiile de generare a energiei electrice pot continua să alimenteze serviciile proprii în cazul incidentelor din rețea care determină deconectarea de la rețea a unității generatoare și alimentând serviciile proprii;

45.

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

46.

„organism de certificare autorizat” înseamnă o entitate care emite certificate pentru echipamente și documente pentru unitățile generatoare, a cărei acreditare este dată de filialele naționale ale Cooperării europene pentru acreditare („EA”), instituită în conformitate cu Regulamentul (CE) nr. 765/2008 al Parlamentului European și al Consiliului (6);

47.

„certificatul echipamentului” înseamnă un document emis de un organism de certificare autorizat pentru echipamentele utilizate de o unitate generatoare, de o unitate consumatoare, de un operator de distribuție, de un loc de consum sau de sistemul HVDC. Certificatul echipamentului definește domeniul valabilității sale la nivel național sau la alt nivel care necesită o valoare specifică din intervalul permis la nivel european. În scopul înlocuirii anumitor părți din procesul de asigurare a conformității, certificatul echipamentului poate include modele matematice care au fost verificate comparativ cu rezultatele reale de testare;

48.

„sistem de reglaj al excitației” înseamnă un sistem de reglaj care include mașina sincronă și sistemul său de excitație;

49.

„diagrama Pmax/U-Q” înseamnă o diagramă care reprezintă capabilitatea de producere de putere reactivă a unei unități generatoare sau a unei instalații de convertizor HVDC pentru diferite variații de tensiune în punctul de racordare;

50.

„puterea minimă de funcționare stabilă” înseamnă puterea activă minimă, prevăzută în contractul de racordare sau convenită între operatorul de rețea relevant și gestionarul instalației de producere, la care unitatea generatoare poate funcționa în condiții de stabilitate pe o durată nelimitată;

51.

„limitator de supraexcitație” înseamnă o rețea de reglaj aparținând regulatorului automat de tensiune care împiedică intrarea în suprasarcină a rotorului unui generator prin limitarea curentului de excitație;

52.

„limitator de subexcitație” înseamnă o rețea de reglaj din regulatorul automat de tensiune, care împiedică ieșirea din sincronism a generatorului datorat lipsei de excitație;

53.

„regulator automat de tensiune” sau „RAT” înseamnă echipamentul automat care acționează în permanență reglând tensiunea la borne a unuia sau mai multor grupuri generatoare sincrone prin compararea valorii reale a tensiunii măsurate la borne cu o valoare de referință și prin reglajul curentului de excitație;

54.

„rețea de stabilizare a puterii de tip PSS” sau „PSS” înseamnă o funcție suplimentară a RAT al unui grup de generatoare sincrone, al cărui scop este atenuarea oscilațiilor de putere interzonale;

55.

„componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect” înseamnă un curent injectat de un modul generator din centrală sau de un rețea HVDC în timpul și după o abatere de tensiune provocată de un defect electric, cu scopul de a facilita acționarea rețelelor de protecție a rețelei în etapa inițială a defectului și de a contribui la menținerea tensiunii în sistem într-o etapă ulterioară a defectului și la restabilirea tensiunii după eliminarea defectului;

56.

„factor de putere” reprezintă raportul dintre valoarea absolută a puterii active și a puterii aparente;

57.

„pantă” înseamnă raportul dintre variația de tensiune raportată la tensiunea de referință de 1 pu, și puterea reactivă absorbită, raportată la puterea reactivă maximă;

58.

„sistemul de racordare a rețelei offshore” înseamnă întreaga interconectare dintre un punct de racordare offshore și un sistem terestru la punctul de interconectare la rețeaua terestră;

59.

„punct de interconectare la rețeaua terestră” înseamnă punctul în care sistemul de racordare a rețelei offshore este racordat la rețeaua terestră a operatorului de rețea relevant;

60.

„documentul instalației” înseamnă un document simplu structurat, care conține informații despre o unitate generatoare de tip A sau o unitate consumatoare cu o variație a cererii de energie conectată la mai puțin de 1 000 V, și care confirmă conformitatea acesteia cu cerințele relevante;

61.

„declarație de conformitate” înseamnă un document furnizat de gestionarul instalației de producere a energiei electrice sau al locului de consum, de un operator de distribuție sau un operator de sistem HVDC operatorului de sistem, în care prezintă situația actuală a conformității cu specificațiile și cerințele solicitate;

62.

„notificare de funcționare finală (NFF)” înseamnă acceptul emis de operatorul de rețea relevant unui gestionar de instalație de producere a energiei electrice sau de loc de consum, unui operator de distribuție sau unui operator de sistem HVDC care îndeplinește specificațiile și cerințele solicitate, prin care le permite acestora să opereze o unitate generatoare a energiei electrice, un loc de consum, o rețea de distribuție sau un sistem HDVC prin utilizarea racordului la rețea;

63.

„notificare de punere sub tensiune (NPT)” înseamnă acceptul emis de către un operator de rețea relevant unui gestionar de instalație de producere a energiei electrice sau de loc de consum, unui operator de distribuție sau unui operator de sistem HVDC prin care i se permite punerea sub tensiune a instalației;

64.

„notificare de funcționare provizorie (NFP)” înseamnă acceptul emis de către un operator de rețea relevant unui gestionar de instalație de producere a energiei electrice sau de loc de consum, unui operator de distribuție sau unui operator de sistem HVDC care îi permite acestuia să opereze o unitate generatoare a energiei electrice, un loc de consum, o rețea de distribuție sau un sistem HDVC prin utilizarea racordului la rețea pentru o perioadă limitată și să înceapă teste de conformitate pentru a asigura conformitatea cu specificațiile și cerințele solicitate;

65.

„notificare de funcționare limitată (NFL)” înseamnă o notificare emisă de către un operator de rețea relevant unui gestionar de instalație de producere a energiei electrice sau de loc de consum, unui operator de distribuție sau unui operator de sistem HVDC care a beneficiat anterior de statutul NFF, dar care trece temporar printr-o modificare semnificativă sau are o pierdere importantă de capacitate care conduce la nerespectarea specificațiilor și cerințelor solicitate.

(a)

unităților generatoare racordate la rețeaua de transport și la cea de distribuție, integral sau parțial, al unor insule ale statelor membre ale căror sisteme nu funcționează în sincronism cu zona sincronă Europa Continentală, Regatul Unit, Europa de Nord, Irlanda și Irlanda de Nord sau zona baltică;

(b)

unităților generatoare de înlocuire și care funcționează în paralel cu sistemul mai puțin de cinci minute într-o lună calendaristică, în timp ce sistemul se află în stare normală. Funcționarea în paralel cu sistemul în timpul probelor de întreținere sau punere în funcțiune a respectivei unități generatoare nu se contorizează pentru limita de cinci minute într-o lună;

(c)

unităților generatoare care nu au un punct de racordare permanent și sunt utilizate temporar de operatorii de rețea, atunci când capacitatea normală a sistemului este parțial sau complet indisponibilă;

(d)

dispozitivelor de stocare, cu excepția unităților generatoare cu acumulare prin pompare, în conformitate cu articolul 6 alineatul (2).

(a)

o unitate generatoare de tip C sau D a fost modificată într-o asemenea măsură încât contractul de racordare trebuie să fie revizuit substanțial în conformitate cu procedura următoare:

(b)

o autoritate de reglementare sau, dacă este cazul, un stat membru decide să supună o unitate generatoare unora sau mai multor cerințe ale prezentului regulament, în urma unei propuneri prezentate de OTS relevant în conformitate cu alineatele (3)-(5).

(a)

este deja racordată la rețea la data intrării în vigoare a prezentului regulament; sau

(b)

gestionarul instalației de producere a încheiat un contract definitiv și obligatoriu pentru achiziționarea echipamentelor principale de generare până la doi ani de la intrarea în vigoare a prezentului regulament. Gestionarul instalației de producere notifică operatorului de rețea și OTS relevant, în termen de 30 de luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, încheierea contractului.

(a)

costurile, în ceea ce privește unitățile generatoare existente, pe care le presupune punerea în conformitate cu prezentul regulament;

(b)

beneficiile socio-economice care rezultă din aplicarea cerințelor prevăzute în prezentul regulament; și

(c)

posibilitatea unor măsuri alternative prin care să se atingă performanțele necesare.

(a)

efectuează o comparație calitativă preliminară a costurilor și beneficiilor;

(b)

obține aprobarea autorității de reglementare relevante sau, după caz, a statului membru.

(a)

punct de racordare sub 110 kV și capacitate maximă de 0,8 kW sau mai mult (tip A);

(b)

punct de racordare sub 110 kV și capacitate maximă egală sau mai mare decât un prag propus de fiecare OTS relevant în conformitate cu procedura prevăzută la alineatul (3) (tip B). Acest prag nu poate depăși limitele pentru unitățile generatoare de tip B prevăzute în tabelul 1;

(c)

punct de racordare sub 110 kV și capacitate maximă egală sau mai mare decât un prag prevăzut de fiecare OTS relevant în conformitate cu alineatul (3) (tip C). Acest prag nu poate depăși limitele pentru unitățile generatoare de tip C prevăzute în tabelul 1; sau

(d)

punct de racordare la 110 kV sau mai mult (tip D). O unitate generatoare se încadrează de asemenea la tipul D dacă are punctul de racordare sub 110 kV și o capacitate maximă mai mare sau egală cu un prag prevăzut în conformitate cu alineatul (3). Acest prag nu poate depăși limitele pentru unitățile generatoare de tip D prevăzute în tabelul 1.

Tabelul 1

Limitele pragurilor la unitățile generatoare de tip B, C și D

(a)

scopul principal al respectivelor instalații este de a produce căldură pentru procesele de producție ale platformei industriale respective;

(b)

producerea de energie termică este indisolubil legată de producerea de energie electrică, și anume orice schimbare a producției de energie termică determină involuntar modificarea producției de putere activă și viceversa;

(c)

unitățile generatoare sunt de tipul A, B sau C sau, în cazul zonei sincrone Europa de nord, de tipul D, în conformitate cu articolul 5 alineatul (2) literele (a)-(c).

(a)

să aplice principiile proporționalității și nediscriminării;

(b)

să asigure transparența;

(c)

să aplice principiul optimizării între eficiența generală maximă și cele mai scăzute costuri totale pentru toate părțile implicate;

(d)

să respecte responsabilitatea atribuită OTS relevant, în scopul asigurării securității sistemului, inclusiv în conformitate cu legislația națională;

(e)

să se consulte cu operatorii de distribuție relevanți și să țină cont de impactul potențial asupra sistemului lor;

(f)

să țină seama de standardele și specificațiile tehnice convenite la nivel european.

(a)

În ceea ce privește domeniile de frecvență:

(b)

În ceea ce privește capacitatea de a suporta viteze de variație a frecvenței, o unitate generatoare trebuie să rămână conectată la rețea și să funcționeze la o viteză de variație a frecvenței având o valoare maximă prevăzută de către OTS relevant, cu excepția cazului în care declanșarea s-a datorat acționării protecției la viteza de variație a frecvenței determinată de dispariția tensiunii rețelei. Operatorul de rețea relevant, în cooperare cu OTS relevant, stabilește reglajul protecției la viteza de variație a frecvenței determinată de dispariția tensiunii rețelei.

Tabelul 2

Perioadele minime în care o unitate generatoare trebuie să fie capabilă să funcționeze la frecvențe diferite, care se abat de la o valoare nominală, fără deconectare de la rețea

(a)

unitatea generatoare trebuie să poată activa cantitatea de putere activă corespunzătoare variației de frecventă în conformitate cu figura 1, la un prag al frecvenței și la statismul setat la valoarea stabilită de OTS relevant;

(b)

în locul capacității menționate la litera (a), OTS relevant poate alege să permită, în propria zonă de reglaj, deconectarea și reconectarea automată a unităților generatoare de tipul A la alte valori de frecvență, în mod ideal distribuite uniform, deasupra unui prag de frecvență stabilit de OTS relevant, la care poate demonstra autorității de reglementare relevante și cu cooperarea gestionarilor de instalații de producere, că acest lucru are un impact transfrontalier limitat și menține același nivel de siguranță în operare în toate statele care fac parte din sistem;

(c)

pragul de frecvență este cuprins între 50,2 Hz și 50,5 Hz, inclusiv;

(d)

valoarea statismului setat se situează între 2 % și 12 %;

(e)

unitatea generatoare trebuie să fie capabilă să activeze puterea activă corespunzătoare variației de frecvență cu o întârziere inițială cât mai mică. În cazul în care această întârziere este mai mare de două secunde, gestionarul instalației de producție a energiei electrice justifică această întârziere, furnizând dovezi tehnice către OTS relevant;

(f)

OTS relevant poate solicita ca, la atingerea nivelului minim de reglaj, unitatea generatoare să fie capabilă:

(g)

unitatea generatoare este stabilă în timpul funcționării RFA-CR. Când RFA-CR este activ, consemnul RFA-CR va prevala asupra oricăror alte referințe ale puterii active.

Figura 1

Capacitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvență pentru unitățile generatoare în modul RFA-CR

Pref este referința de putere activă la care se referă ΔΡ și poate fi stabilită diferit pentru grupurile generatoare sincrone și pentru elementele generatoare din centrală. ΔΡ este variația puterii active produse de unitatea generatoare. fn este frecvența nominală (50 Hz) în rețea și Δf este abaterea frecvenței în rețea. În cazul creșterilor de frecvență, unde Δf este mai mare ca Δf1 , unitatea generatoare trebuie să scadă puterea activă, conform statismului S2 .

(a)

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

(b)

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

(a)

să stabilească în mod clar condițiile de mediu aplicabile;

(b)

să țină seama de capabilitatea tehnică a unităților generatoare.

Figura 2

Capacitatea maximă de reducere a puterii active în cazul scăderii frecvenței

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

(a)

domeniile de frecvență în care este admisă conectarea automată și timpul de întârziere asociat; și

(b)

panta maximă admisă de creștere a puterii active.

(a)

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

(b)

operatorul de rețea relevant are dreptul de a stabili cerințele pentru echipamente suplimentare care să permită reglajul de la distanță al puterii active.

(a)

în ceea ce privește capacitatea de trecere peste defect a unităților generatoare:

(v)

la solicitarea unui gestionar de instalație de producere a energiei electrice, operatorul de rețea relevant furnizează condițiile ante- și post-defect care se iau în considerare pentru capacitatea de trecere peste defect ca rezultat al calculelor din punctul de racordare, așa cum se prevede la punctul (iv) privind: — capacitatea minimă de scurtcircuit ante-defect la fiecare punct de racordare, exprimată în MVA; — punctul de funcționare ante-defect al unității generatoare, exprimat în putere activă și putere reactivă în punctul de racordare și tensiune în punctul de racordare; și — capacitate minimă de scurtcircuit post-defect la fiecare punct de racordare, exprimată în MVA. În mod alternativ, operatorul de rețea relevant poate furniza valori relevante derivate din cazuri tipice. Figura 3 Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect al unei unități generatoare Diagrama reprezintă limita inferioară a graficului de evoluție a tensiunii în timp în punctul de racordare, exprimată ca raport între valoarea curentă și valoarea de referință exprimată în unități relative, înainte, în timpul și după eliminarea unui defect. Tensiunea Uret este tensiunea reziduală la punctul de racordare în timpul unui defect, tclear este momentul în care defectul a fost eliminat. Urec1, Urec2, trec1, trec2 și trec3 specifică anumite puncte ale limitelor inferioare ale tensiunii reziduale după eliminarea defectului. Tabelul 3.1 Parametrii pentru figura 3 referitori la capacitatea de trecere peste defect a unităților generatoare Parametrii tensiunii [pu] Parametrii de timp [secunde] Uret: 0,05-0,3 tclear: 0,14-0,15 (sau 0,14-0,25 dacă protecțiile de sistem și siguranța în funcționare impun acest lucru) Uclear: 0,7-0,9 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 – 0,7 Urec2: 0,85-0,9 și ≥ Uclear trec3: trec2 – 1,5 Tabelul 3.2 Parametrii pentru figura 3 privind capacitatea de trecere peste defect la modulele generatoare din centrală Parametrii tensiunii [pu] Parametrii de timp [secunde] Uret: 0,05-0,15 tclear: 0,14-0,15 (sau 0,14-0,25 dacă protecțiile de sistem și siguranța în funcționare impun acest lucru) Uclear: Uret – 0,15 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 Urec2: 0,85 trec3: 1,5-3,0

(b)

În cazul defectelor asimetrice, capacitățile de trecere peste defect se stabilesc de către fiecare OTS în parte.

(a)

OTS relevant definește condițiile în care o unitate generatoare este capabilă să se reconecteze la rețea după o deconectare accidentală cauzată de un deranjament în rețea; și

(b)

instalarea sistemelor automate de reconectare este supusă unei avizări prealabile de către operatorul de rețea relevant și condițiilor de reconectare specificate de către OTS relevant.

(a)

în ceea ce privește schemele de control și automatizare cu setările aferente:

(b)

în ceea ce privește schemele de protecție electrică și setările aferente:

(c)

gestionarul instalației de producere a energiei electrice își organizează dispozitivele de protecție și control în conformitate cu următoarea ierarhie a priorităților (de la cea mai mare la cea mai mică):

(d)

referitor la schimbul de informații:

(a)

în ceea ce privește reglajul puterii active și domeniul de reglaj, sistemul de reglaj al unității generatoare trebuie să permită modificarea referinței de putere activă în conformitate cu dispozițiile date gestionarului instalației de producere a energiei electrice de către operatorul de rețea relevant sau OTS relevant.

Operatorul de rețea relevant sau OTS relevant stabilește timpul de atingere a referinței de putere activă. OTS relevant definește o toleranță (dată de disponibilitatea primei mișcări a motorului primar) care se aplică noii referințe și timpului în care aceasta va fi atinsă;

(b)

în cazurile în care echipamentele automate de reglaj la distanță sunt indisponibile, se permite luarea de măsuri manuale la nivel local.

Operatorul de rețea relevant sau OTS relevant notifică autoritatea de reglementare cu privire la timpul de atingere a referinței de putere activă solicitat și la toleranța pentru realizarea referinței de putere activă;

(c)

În plus față de articolul 13 alineatul (2), se aplică următoarele cerințe unităților generatoare de tip C cu privire la răspunsul abaterile de frecvență limitat la scăderea frecvenței (RFA-SC):

(v)

trebuie asigurată funcționarea stabilă a unității generatoare în timpul funcționării în modul RFA-SC. Figura 4 Capacitatea de răspuns frecvență/putere activă a unităților generatoare în RFA-SC Pref este referința de putere activă la care se referă ΔΡ și poate fi stabilită diferit pentru grupurile generatoare sincrone și pentru elementele generatoare din centrală. ΔΡ este variația puterii active produse de unitatea generatoare. fn este frecvența nominală (50 Hz) în rețea și Δf este abaterea frecvenței în rețea. În cazul scăderilor de frecvență, unde Δf este mai mic decât Δf1, unitatea generatoare trebuie să crească puterea activă, conform statismului S2.

(d)

în plus față de alineatul (2) litera (c), se aplică următoarele condiții în mod cumulativ atunci când este activ reglajul de frecvență (RFA):

(i)

unitatea generatoare trebuie să poată furniza un răspuns frecvență/putere activă, în conformitate cu parametrii stabiliți de către fiecare OTS relevant în intervalele menționate în tabelul 4. La stabilirea acelor parametri, OTS relevant ține seama de următoarele elemente: — în cazul creșterii frecvenței, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvență este limitată la nivelul minim de reglare a puterii active; — în cazul scăderii frecvenței, răspunsul în putere activă la abaterea de frecvență este limitat de capacitatea maximă; — furnizarea efectivă a răspunsului în putere activă la abaterea de frecvență depinde de condițiile externe și de funcționare a unității generatoare în momentul mobilizării puterii active, în special de limitările date de funcționarea în apropierea capacității maxime la scăderea frecvenței în conformitate cu articolul 13 alineatele (4) și (5) și de disponibilitatea sursei de energie primară. Tabelul 4 Parametri pentru răspunsul în putere activă la abaterea de frecvență (explicație pentru figura 5) Parametri Intervale Variația puterii active raportată la capacitatea maximă 1,5-10 % Zona de insensibilitate pentru răspunsul la abaterea de frecvență 10-30 mHz 0,02-0,06 % Bandă moartă pentru răspunsul la abaterea de frecvență 0-500 mHz Statism s 1 2-12 % Figura 5 Capacitatea de răspuns la abaterile de frecvență a unităților generatoare în RFA care ilustrează cazul în care zona de insensibilitate și bandă moartă sunt zero Pref este referința de putere activă care determină variația de putere activă ΔΡ. ΔΡ este variația puterii active produse de unitatea generatoare. fn este frecvența nominală (50 Hz) în rețea și Δf este abaterea frecvenței în rețea.

(iv)

activarea inițială a puterii active ca răspuns la abaterile de frecvență nu va fi întârziată în mod nejustificat. În cazul în care întârzierea la activarea inițială este mai mare de două secunde, gestionarul instalației de producere a energiei electrice furnizează dovezi tehnice care să demonstreze motivele pentru care este necesară o perioadă mai lungă de timp. Pentru unitățile generatoare fără inerție, OTS relevant poate specifica o perioadă mai scurtă decât două secunde. În cazul în care gestionarul instalației de producere a energiei electrice nu poate îndeplini această cerință, el furnizează dovezi tehnice care să demonstreze motivele pentru care este necesară o perioadă mai lungă de timp pentru activarea inițială a răspunsului în putere activă la abaterea de frecvență. Figura 6 Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvență Pmax este capacitatea maximă la care se referă variația de putere activă mobilizată ΔΡ. ΔΡ este variația de putere activă a unității generatoare. Unitatea generatoare trebuie să activeze o putere activă ΔΡ până la punctul ΔΡ1 în conformitate cu timpii t1 și t2 , valorile ΔΡ1 , t1 și t2 fiind specificate de OTS relevant în conformitate cu tabelul 5. t1 este întârzierea inițială. t2 este durata până la activarea completă.

(e)

în ceea ce privește restabilirea frecvenței, unitatea generatoare trebuie să asigure funcții in conformitate cu specificațiile prevăzute de către OTS relevant, vizând restabilirea frecvenței la valoarea sa nominală sau/și menținerea puterilor de schimb dintre ariile de control la valorile programate;

(f)

în ceea ce privește deconectarea pe criteriul de frecvență minimă, instalațiile de producere a energiei electrice capabile să acționeze ca un consumator, inclusiv unitățile generatoare din centralele cu acumulare prin pompaj cu acumulare și pompaj, trebuie să își poată deconecta consumul la scăderea frecvenței. Cerința menționată la prezentul punct nu se extinde la alimentarea serviciilor proprii;

(g)

în ceea ce privește monitorizarea în timp real a RFA:

(a)

în cazul oscilațiilor de putere, unitățile generatoare trebuie să își mențină stabilitatea de regim permanent la funcționarea în orice punct al diagramei de capacitate-P-Q;

(b)

fără a aduce atingere articolului 13 alineatele (4) și (5), unitățile generatoare trebuie să poată rămâne conectate la rețea și să funcționeze fără reducere de putere, atâta timp cât tensiunea și frecvența se încadrează în limitele specificate în conformitate cu prezentul regulament;

(c)

unitățile generatoare trebuie să fie capabile să rămână conectate la rețea în cursul reanclanșărilor automate monofazate sau trifazate a liniilor dintr-o rețea buclată, dacă este cazul, în rețeaua la care sunt conectate. Detaliile acestei capacități fac obiectul coordonării și acordurilor privind sistemele de protecție și setările menționate la articolul 14 alineatul (5) litera (b).

(a)

În ceea ce privește capacitatea de pornire fără sursă de tensiune din sistem:

(b)

în ceea ce privește capabilitatea de a funcționa în regim de funcționare insularizat:

(c)

în ceea ce privește capacitatea de resincronizare rapidă:

(a)

în ceea ce privește pierderea stabilității unghiulare sau pierderea controlului asupra unității generatoare, aceasta trebuie să se poată deconecta de la rețea în mod automat pentru a contribui la menținerea siguranței sistemului sau pentru a preveni avariile la unitatea generatoare. Gestionarul instalației de producere a energiei electrice și operatorul de rețea relevant, în coordonare cu OTS relevant, convin criteriile de detectare a pierderii stabilității unghiulare sau a pierderii controlului;

(b)

în ceea ce privește dispozitivele de măsură și de control:

(c)

în ceea ce privește modelele de simulare:

(d)

în ceea ce privește montarea de dispozitive pentru operarea sistemului și a dispozitivelor pentru siguranța în funcționare a sistemului, în cazul în care operatorul de rețea relevant sau OTS relevant consideră că este necesar să instaleze dispozitive suplimentare într-o instalație de producere a energiei electrice pentru a menține sau restabili funcționarea sau siguranța în funcționare a sistemului, operatorul de rețea relevant sau OTS relevant și gestionarul instalației de producere a energiei electrice studiază și convin asupra soluției adecvate;

(e)

operatorul de rețea relevant stabilește, în coordonare cu OTS relevant, limitele minime și maxime pentru viteza de variație a puterii active (limitele rampelor) în ambele direcții la creștere și la scădere pentru unitatea generatoare, luând în considerare caracteristicile sursei primare;

(f)

Legarea la pământ a punctului neutru pe partea de rețea a transformatoarelor ridicătoare de tensiune trebuie să respecte specificațiile operatorului de rețea relevant.

(a)

în ceea ce privește domeniile de tensiune:

(b)

domenii de tensiune mai extinse sau duratele mai mari de funcționare pot fi convenite între operatorul de rețea relevant și gestionarul instalației de producere a energiei electrice, în coordonare cu OTS relevant. Dacă domeniile de tensiune mai extinse sau duratele mai mari de funcționare sunt fezabile din punct de vedere economic și tehnic, gestionarul instalațiilor de producere a energiei electrice nu va refuza in mod nerezonabil un acord;

(c)

fără a aduce atingere literei (a), operatorul de rețea relevant, în coordonare cu OTS relevant, are dreptul de a preciza valorile tensiunii din punctul de racordare la care o unitate generatoare este capabilă de deconectare automată. Condițiile și parametrii pentru deconectarea automată se convin între operatorul de rețea relevant și gestionarul instalației de producere a energiei electrice.

(a)

în ceea ce privește capacitatea de trecere peste defect:

(b)

la solicitarea unui gestionar de instalație de producere a energiei electrice, operatorul de rețea relevant furnizează condițiile ante- și post-defect care trebuie luate în considerare pentru capacitatea de trecere peste defect ca rezultat al calculelor de la punctul de racordare, în conformitate cu articolul 14 alineatul (3) litera (a) punctul (iv) în ceea ce privește:

(c)

în cazul defectelor asimetrice, capacitatea de trecere peste defect se stabilește de către fiecare OTS în parte.

(a)

la pornirea unei unități generatoare, sincronizarea se realizează de către gestionarul instalației de producere a energiei electrice doar după aprobarea din partea operatorului de rețea relevant;

(b)

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

(c)

sincronizarea unităților generatoare este posibilă în domeniul de frecvență prevăzut în tabelul 2;

(d)

operatorul de rețea relevant și gestionarul instalației de producere a energiei electrice convin și stabilesc, înaintea punerii în funcțiune, parametrii dispozitivelor de sincronizare. Se convine asupra următoarelor elemente:

(a)

în ceea ce privește capacitatea de putere reactivă, operatorul de rețea relevant are dreptul de a stabili capabilitatea grupurilor generatoare sincrone de furnizare a puterii reactive;

(b)

în ceea ce privește sistemul de reglaj al tensiunii, grupul generator sincron trebuie să fie prevăzut cu un sistem permanent de reglaj automat al excitației, care să asigure o tensiune constantă stabilă la bornele generatorului la o valoare de referință prescrisă pe întregul domeniu de funcționare.

(a)

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

(b)

în ceea ce privește capacitatea de producere de putere reactivă la capacitate maximă:

(ii)

limitele diagramei de capabilitate U-Q/Pmax sunt stabilite de operatorul de rețea relevant, în colaborare cu OTS relevant, în conformitate cu următoarele principii: — conturul U-Q/Pmax nu trebuie să depășească conturul diagramei U-Q/Pmax, reprezentat de conturul interior din figura 7; — dimensiunile conturului diagramei U-Q/Pmax(intervalul Q/Pmax și domeniul de tensiune) trebuie să se încadreze în limitele stabilite pentru fiecare zonă sincronă în tabelul 8; și — poziționarea diagramei U-Q/Pmax trebuie să se încadreze în conturul exterior fix din figura 7. Figura 7 Diagrama U-Q/Pmax al unui grup generator sincron Figura reprezintă limitele diagramei U-Q/Pmax ca dependență între tensiunea în punctul de racordare, exprimată prin raportul dintre valoarea reală și valoarea de referință 1 pu în unități relative, și raportul dintre puterea reactivă (Q) și capacitatea maximă (Pmax). Poziția, dimensiunea și forma înfășurătoarei interne sunt orientative. Tabelul 8 Parametrii pentru conturul interior din figura 7 Zonă sincronă Intervalul maxim Q/Pmax Domeniul maxim al tensiunii în regim permanent exprimat în unități relative pu Europa continentală 0,95 0,225 Europa de Nord 0,95 0,150 Regatul Unit 0,95 0,225 Irlanda și Irlanda de Nord 1,08 0,218 Zona baltică 1,0 0,220

(c)

în ceea ce privește capabilitatea puterii reactive sub capacitatea maximă, atunci grupurile generatoare sincrone atunci când funcționează la o putere activă sub capacitatea maximă (P < Pmax), trebuie să fie capabile să funcționeze în orice punct al diagramei de capabilitate P-Q a generatorului respectivului grup, cel puțin până la puterea minimă de funcționare stabilă. Chiar și la o putere activă redusă, furnizarea de putere reactivă în punctul de racordare trebuie să corespundă în totalitate diagramei de capabilitate P-Q a generatorului respectiv, ținând cont, dacă este cazul, de mijloacele de compensare auxiliare și de pierderile de putere activă și reactivă ale transformatorului ridicător de tensiune.

(a)

parametrii și valorile prescrise ale componentelor sistemului de reglaj al tensiunii se stabilesc de comun acord între gestionarul instalației de producere a energiei electrice și operatorul de rețea relevant, în coordonare cu OTS relevant;

(b)

acordul menționat la litera (a) cuprinde cerințele și performanțele unui regulator automat de tensiune (RAT) cu privire la reglajul tensiunii în regim permanent și tranzitoriu, precum și specificațiile și performanțele sistemului de reglaj al excitației. Acestea din urmă includ:

(a)

în ceea ce privește capabilitatea de producere a puterii reactive, operatorul de rețea relevant are dreptul de a stabili capabilitatea unui modul generator din centrală de a furniza putere reactivă;

(b)

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

(c)

în ceea ce privește furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în cazul defectelor asimetrice monofazate sau bifazate, operatorul de rețea relevant, în colaborare cu OTS relevant, trebuie să aibă dreptul de a stabili cerințe pentru componenta asimetrică a curentului de defect.

(a)

OTS relevant stabilește nivelul de restabilire a puterii active după defect pe care modulul generator din centrală este capabil să-l asigure și precizează:

(b)

specificațiile se fac în conformitate cu următoarele principii:

(a)

OTS relevant are dreptul de a preciza că modulele generatoare din centrală trebuie să fie capabile să furnizeze inerție artificială în timpul unor abateri foarte rapide de la frecvență;

(b)

principiul de funcționare a sistemelor de reglaj instalate pentru a furniza inerție artificială și parametrii de performanță aferenți trebuie stabiliți de către OTS relevant.

(a)

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

(b)

în ceea ce privește capabilitatea de producere de putere reactivă la capacitate maximă:

(ii)

diagrama U-Q/Pmax este stabilită de operatorul de rețea relevant, în colaborare cu OTS relevant, în conformitate cu următoarele principii: — conturul U-Q/Pmax nu trebuie să depășească conturul diagramei U-Q/Pmax, reprezentat de conturul interior din figura 8; — dimensiunile conturului diagramei U-Q/Pmax(intervalul Q/Pmax și domeniul de tensiune) trebuie să se încadreze în valorile stabilite pentru fiecare zonă sincronă în tabelul 9; — poziționarea diagramei U-Q/Pmax trebuie să se încadreze în conturul exterior fix din figura 8; și — diagrama stabilită U-Q/Pmax poate avea orice formă, luând în considerare posibilele costuri de realizare a capacității de furnizare a puterii reactive la creșteri de tensiune și consumul de putere reactivă la scăderi de tensiune. Figura 8 Diagrama U-Q/Pmax a unui modul generator din centrală Figura reprezintă limitele diagramei U-Q/Pmax ca dependență între tensiunea în punctul de racordare, exprimată prin raportul dintre valoarea reală și valoarea sa de referință 1 pu în unități relative, și raportul dintre puterea reactivă (Q) și capacitatea maximă (Pmax). Poziția, dimensiunea și forma înfășurătoarei interne sunt orientative. Tabelul 9 Parametrii pentru înfășurătoarea interioară din figura 8 Zonă sincronă Intervalul maxim Q/Pmax Domeniul maxim al tensiunii în regim permanent exprimat în unități relative pu Europa continentală 0,75 0,225 Europa de Nord 0,95 0,150 Regatul Unit 0,66 0,225 Irlanda și Irlanda de Nord 0,66 0,218 Zona baltică 0,80 0,220

(c)

în ceea ce privește capabilitatea de producere de putere reactivă sub capacitatea maximă:

(iii)

atunci când funcționează la o putere activă sub capacitatea maximă (P < Pmax), modulul generator din centrală trebuie să aibă capacitatea de a furniza putere reactivă pentru orice punct de funcționare din interiorul diagramei sale P-Q/Pmax, dacă toate unitățile respectivului modul care produc energie sunt disponibile din punct de vedere tehnic, și nu sunt retrase din funcționare pentru întreținere sau din cauza unei avarii, deoarece, în caz contrar, este posibilă diminuarea capacității de producere de putere reactivă, în funcție de disponibilitățile tehnice. Figura 9 Diagrama P-Q/Pmax a unui modul generator din centrală Figura reprezintă limitele diagramei P-Q/Pmax ca dependență între puterea activă în punctul de racordare, exprimată prin raportul dintre valoarea reală și capacitatea maximă în unități relative, și raportul dintre puterea reactivă (Q) și capacitatea maximă (Pmax). Poziția, dimensiunea și forma înfășurătoarei interne sunt orientative.

(d)

în ceea ce privește modurile de comandă a puterii reactive:

(e)

în ceea ce privește ierarhizarea contribuției puterii active sau reactive, OTS relevant precizează care dintre acestea are prioritate în timpul defectelor pentru care se solicită capacitatea de trecere peste defect. Dacă se acordă prioritate contribuției puterii active, furnizarea acesteia se stabilește cel târziu la 150 ms de la începerea defectului;

(f)

în ceea ce privește amortizarea oscilațiilor de putere, dacă acest lucru este specificat de către OTS relevant, un modul generator din centrală trebuie să fie capabil să contribuie la amortizarea oscilațiilor de putere. Caracteristicile sistemelor de reglaj al tensiunii și puterii reactive ale modulelor generatoare din centrală nu trebuie să afecteze în mod negativ atenuarea oscilațiilor de putere.

(a)

configurația 1: racordare în curent alternativ într-un unic punct terestru de interconectare, prin care unul sau mai multe module generatoare offshore care sunt interconectate offshore într-un sistem de curent alternativ offshore sunt conectate la sistemul terestru;

(b)

configurația 2: Conexiunile de curent alternativ la o rețea buclată prin care o serie de module generatoare offshore sunt interconectate offshore pentru a forma un sistem de curent alternativ offshore, iar sistemul de curent alternativ offshore este conectat la sistemul terestru în două sau mai multe puncte de interconectare a rețelei terestre.

(a)

locul în care se face racordul;

(b)

data racordării;

(c)

capacitatea maximă a instalației în kW;

(d)

tipul sursei de energie primară;

(e)

clasificarea unității generatoare ca tehnologie emergentă, în conformitate cu titlul VI din prezentul regulament;

(f)

trimitere la certificatele pentru echipamente, eliberate de un organism de certificare autorizat, utilizate pentru echipamentele aflate în instalația din situl respectiv;

(g)

în ceea ce privește echipamentele utilizate pentru care nu a fost primit un certificat, trebuie furnizate informații în conformitate cu instrucțiunile date de operatorul de rețea relevant; și

(h)

datele de contact ale gestionarului instalației de producere a energiei electrice și ale instalatorului și semnăturile acestora.

(a)

dovada unui acord privind schemele de protecții aplicabili la punctul de racordare dintre operatorul de rețea relevant și gestionarul instalației de producere a energiei electrice;

(b)

o declarație de conformitate detaliată pe puncte;

(c)

date tehnice detaliate ale unității generatoare, cu relevanță pentru racordarea la rețea, așa cum se prevede de către operatorul de rețea relevant;

(d)

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

(e)

pentru unitățile generatoare de tip C, modelele matematice utilizate în simulare în temeiul articolului 15 alineatul (6) litera (c);

(f)

rapoarte de testare a conformității care demonstrează performanța în regim permanent și dinamic în conformitate cu capitolele 2, 3 și 4 din titlul IV, inclusiv utilizarea valorilor reale măsurate în timpul testelor, la nivelul de detaliu solicitat de operatorul de rețea relevant; și

(g)

studii care demonstrează performanța în regim permanent și dinamic în conformitate cu capitolele 5, 6 și 7 din titlul IV, la nivelul de detaliu solicitat de operatorul de rețea relevant.

(a)

notificarea de punere sub tensiune (NPT);

(b)

notificarea de funcționare provizorie (NFP); și

(c)

notificarea de funcționare finală (NFF).

(a)

o declarație de conformitate detaliată pe puncte;

(b)

date tehnice detaliate ale unității generatoare, cu relevanță pentru racordarea la rețea, așa cum prevede operatorul de rețea relevant;

(c)

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

(d)

modele de simulare, în temeiul articolului 15 alineatul (6) litera (c) și solicitate de operatorul de rețea relevant;

(e)

studii care demonstrează performanțele preconizate în regim permanent și dinamic, astfel cum se prevede la capitolul 5, 6 sau 7 din titlul IV; și

(f)

detalii privind testele de conformitate preconizate, în conformitate cu capitolele 2, 3 și 4 din titlul IV.

(a)

o declarație de conformitate detaliată pe puncte; și

(b)

o actualizare a datelor tehnice aplicabile, a modelelor de simulare și a studiilor menționate la articolul 35 alineatul (3) literele (b), (d) și (e), inclusiv utilizarea valorilor reale măsurate în timpul testelor.

(a)

instalația face temporar obiectul unei modificări semnificative sau al unei pierderi de capacitate care îi afectează performanța; sau

(b)

defecțiuni ale echipamentelor care conduc la nerespectarea unor cerințe relevante.

(a)

problemele neremediate care justifică acordarea NFL;

(b)

responsabilitățile și calendarul pentru soluționarea avută în vedere; și

(c)

o perioadă maximă de valabilitate care nu trebuie să depășească 12 luni. Perioada inițială acordată poate fi mai scurtă, cu posibilitate de prelungire dacă se prezintă dovezi considerate satisfăcătoare de către operatorul de rețea relevant care demonstrează că au fost înregistrate progrese substanțiale în vederea realizării conformității integrale.

(a)

include analiza cost-beneficiu și o recomandare cu privire la metoda care trebuie abordată;

(b)

include o propunere pentru o perioadă de tranziție în ceea ce privește aplicarea cerinței la unitățile generatoare existente. Această perioadă de tranziție nu trebuie să fie mai mare de doi ani, cu începere de la data deciziei autorității de reglementare sau, după caz, a statului membru cu privire la aplicabilitatea cerinței;

(c)

este supus consultării publice în conformitate cu articolul 10.

(a)

o procedură de notificare pentru a demonstra implementarea acestor cerințe de către gestionarul instalației de producere existente;

(b)

o perioadă de tranziție pentru implementarea cerințelor care trebuie să țină seama de categoria unităților generatoare, după cum se prevede la articolul 5 alineatul (2) și la articolul 23 alineatul (3) și de orice obstacole în calea implementării eficiente a modificării/retehnologizării echipamentelor.

(a)

OTS relevant, operatorul de rețea relevant, gestionarul instalației de producere a energiei electrice sau potențialii gestionari de instalații de producere a energiei electrice trebuie să își întemeieze analiza cost-beneficiu pe unul sau mai multe dintre următoarele principii de calcul:

(b)

OTS relevant, operatorul de rețea relevant, gestionarul instalației de producere a energiei electrice sau potențialii gestionari de instalații de producere a energiei electrice trebuie, de asemenea, să cuantifice beneficiile socio-economice în ceea ce privește îmbunătățirea siguranței în alimentare și include cel puțin:

(c)

OTS relevant, operatorul de rețea relevant, gestionarul instalației de producere a energiei electrice sau potențialii gestionari de instalații de producere a energiei electrice trebuie să cuantifice beneficiile pe piața internă a energiei electrice, pentru comerțul transfrontalier și pentru integrarea energiilor din surse regenerabile, inclusiv:

(d)

OTS relevant trebuie să cuantifice costurile aplicării normelor necesare la unitățile generatoare existente, incluzând cel puțin:

(a)

toate documentele și certificatele care urmează a fi furnizate de către gestionarul instalației de producere a energiei electrice;

(b)

date tehnice detaliate ale unității generatoare, cu relevanță pentru racordarea la rețea;

(c)

cerințe de modelare pentru studiile de sistem de regim permanent și de regim dinamic;

(d)

termenele pentru furnizarea informațiilor de sistem necesare pentru efectuarea studiilor;

(e)

studii efectuate de către gestionarul instalației de producere a energiei electrice pentru a demonstra performanțele scontate în regim permanent și dinamic, în conformitate cu cerințele prevăzute la capitolele 5 și 6 din titlul IV;

(f)

condițiile și procedurile, inclusiv domeniul de aplicare, pentru înregistrarea certificatelor pentru echipamente; și

(g)

condițiile și procedurile pentru utilizarea, de către gestionarul instalației de producere a energiei electrice, a certificatelor pentru echipamente relevante eliberate de un organism de certificare autorizat.

(a)

să permită gestionarului instalației de producere a energiei electrice să efectueze o serie de teste alternative, cu condiția ca acestea să fie eficiente și să demonstreze îndeajuns că o unitate generatoare se află în conformitate cu cerințele prezentului regulament;

(b)

să solicite gestionarului instalației de producere a energiei electrice să efectueze teste suplimentare sau alternative în cazurile în care informațiile furnizate operatorului de rețea relevant în ceea ce privește testele de conformitate în temeiul dispozițiilor de la capitolul 2, 3 sau 4 din titlul IV nu sunt suficiente pentru a demonstra conformitatea cu cerințele prezentului regulament; și

(c)

să solicite gestionarului instalației de producere a energiei electrice să efectueze teste adecvate pentru a demonstra performanța unei unități generatoare atunci când funcționează cu combustibili alternativi sau cu amestecuri de combustibil. Operatorul de rețea relevant și gestionarul instalației de producere a energiei electrice convin cu privire la tipurile de combustibil care trebuie folosite la teste.

(a)

să permită gestionarului instalației de producere a energiei electrice să efectueze o serie de simulări alternative, cu condiția ca acestea să fie eficiente și să demonstreze îndeajuns că o unitate generatoare este conformă cu cerințele prezentului regulament sau cu legislația națională; și

(b)

să solicite gestionarului instalației de producere a energiei electrice să efectueze simulări suplimentare sau alternative în cazurile în care informațiile furnizate operatorului de rețea relevant în ceea ce privește simularea conformității în temeiul dispozițiilor de la capitolul 5, 6 sau 7 din titlul IV nu sunt suficiente pentru a demonstra conformitatea cu cerințele prezentului regulament.

(a)

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

(b)

testul se efectuează prin simularea unor trepte și rampe de frecvență suficient de mari pentru a declanșa o variație de cel puțin 10 % din capacitatea maximă a puterii active, luând în considerare valorile setate pentru statism și banda moartă. Dacă este necesar, semnale simulate de abatere de frecvenței vor fi introduse simultan în regulatorul de viteză și în regulatorul de putere activă din sistemele de reglaj, luând în considerare schema acestora;

(c)

testul se consideră reușit dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

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

(b)

testul se efectuează prin simularea în puncte de funcționare la putere activă corespunzătoare, a unor trepte de frecvență mici și rampe suficient de mari pentru a declanșa o variație a puterii active de cel puțin 10 % din capacitatea maximă, luând în considerare valorile setate pentru statism și banda moartă. Dacă este necesar, semnale simulate a abaterii de frecvență vor fi introduse atât în regulatorul de viteză, cât și în regulatorul de putere activă;

(c)

Testul se consideră reușit dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

se demonstrează că unitatea generatoare este capabilă din punct de vedere tehnic să modifice continuu puterea activă pe întregul domeniu de funcționare dintre nivelul capacității maxime și nivelul minim de reglare pentru a contribui la reglajul frecvenței. Se verifică parametrii în regim permanent ai reglajelor, precum statismul și banda moartă, și parametrii dinamici, inclusiv prin răspunsul la variații treaptă de frecvență și la abateri mari și rapide de frecvență;

(b)

testul se efectuează prin simularea unor trepte și rampe de frecvență suficient de mari pentru a declanșa mobilizarea întregului răspuns în putere activă, pentru valorile setate pentru statism și banda moartă, precum și capacitatea de a crește sau descrește efectivă de putere activă din punctul de funcționare respectiv. Dacă este necesar, semnale simulate ale abaterii de frecvență vor fi introduse simultan în referințele regulatorului de viteză și de putere al unității sau al sistemului de control al centralei;

(c)

testul se consideră reușit dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

trebuie demonstrată capacitatea tehnică a unității generatoare privind participarea la reglajul restabilirii frecvenței verificându-se legătura dintre RFA și reglajul restabilirii frecvenței;

(b)

testul va fi considerat reușit dacă rezultatele pentru parametrii dinamici și statici respectă dispozițiile de la articolul 15 alineatul (2) litera (e).

(a)

pentru unitățile generatoare cu capacitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem, trebuie demonstrată această capacitate tehnică de a porni din starea de oprire fără nicio sursă externă de alimentare cu energie;

(b)

testul se consideră reușit dacă timpul de pornire este menținut în intervalul prevăzut la articolul 15 alineatul (5) litera (a) punctul (iii).

(a)

trebuie demonstrată capacitatea tehnică a unității generatoare de a se izola pe servicii proprii și de a funcționa stabil pe serviciile alimentate;

(b)

testul se realizează la capacitatea maximă și la puterea reactivă nominală a unității generatoare înainte de izolare;

(c)

operatorul de rețea relevant trebuie să aibă dreptul de a stabili condiții suplimentare, ținând seama de articolul 15 alineatul (5) litera (c);

(d)

testul este considerat reușit în cazul în care trecerea pe servicii proprii a reușit, funcționarea cu aceasta a fost demonstrată în intervalul de timp prevăzut la articolul 15 alineatul (5) litera (c), iar resincronizarea la rețea a fost realizată cu succes.

(a)

trebuie demonstrată capacitatea tehnică a unității generatoare în ceea ce privește capacitatea de furnizare a puterii reactive capacitive și inductive în conformitate cu articolul 18 alineatul (2) literele (b) și (c);

(b)

testul se consideră reușit dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

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

(b)

testul se efectuează prin simularea unor trepte și rampe de frecvență suficient de mari pentru a declanșa o variație de cel puțin 10 % din capacitatea maximă a puterii active, luând în considerare valorile setate pentru statism și banda moartă. Pentru efectuarea acestui test, în referințele sistemului de control se injectează simultan semnale simulate de deviere a frecvenței.

(c)

Testul este considerat reușit dacă rezultatele pentru parametrii dinamici și permanenți respectă dispozițiile de la articolul 13 alineatul (2).

(a)

trebuie demonstrată capacitatea tehnică a modulului de generare de a funcționa la o putere activă sub valoarea preconvenită cu operatorul de rețea relevant sau de OTS relevant, la o valoare de referință;

(b)

testul se consideră reușit dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

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

(b)

testul se efectuează prin simularea unor trepte și rampe de frecvență suficient de mari pentru a determina o variație de cel puțin 10 % din capacitatea maximă a puterii active pornind de la o putere activă care nu depășește 80 % din capacitatea maximă, luând în considerare valorile setate pentru statism și banda moartă;

(c)

testul se consideră reușit dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

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

(b)

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

(c)

testul se consideră reușit dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

trebuie demonstrată capacitatea tehnică a modulului generator de a participa la reglajul restabilirii frecvenței. Trebuie verificată legătura dintre RFA și reglajul restabilirii frecvenței;

(b)

testul va fi considerat reușit dacă rezultatele pentru parametrii dinamici și statici respectă dispozițiile de la articolul 15 alineatul (2) litera (e).

(a)

trebuie demonstrată capacitatea tehnică a modulului generator privind furnizarea puterii reactive capacitive și inductive în conformitate cu articolul 21 alineatul (3) literele (b) și (c);

(b)

testul se efectuează la puterea reactivă maximă, inductivă și capacitivă, și verifică următorii parametri:

(c)

testul se consideră reușit dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

trebuie demonstrată capacitatea modulului generator de a funcționa în modul de reglaj menționat în condițiile prevăzute la articolul 21 alineatul (3) litera (d) punctele (ii)-(iv);

(b)

testul pentru modul de reglaj al tensiunii verifică următorii parametri:

(c)

testul se consideră reușit dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

trebuie demonstrată capacitatea modulului generator de a funcționa în modul de reglaj al puterii reactive, în condițiile prevăzute la articolul 21 alineatul (3) litera (d) punctul (v);

(b)

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

(c)

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

(d)

testul se consideră reușit dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

trebuie demonstrată capacitatea modulului generator de a funcționa în modul de reglaj al factorului de putere, în condițiile prevăzute la articolul 21 alineatul (3) litera (d) punctul (vi);

(b)

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

(c)

testul se consideră reușit dacă sunt îndeplinite cumulativ următoarele condiții:

(a)

trebuie demonstrată capacitatea unității generatoare de a modifica puterea activă la creșterea frecvenței, în conformitate cu articolul 13 alineatul (2), prin simulare;

(b)

simularea se efectuează prin intermediul unor trepte și rampe de frecvență la creștere care să conducă la atingerea nivelului minim de reglaj, luând în considerare valorile setate de statism și banda moartă;

(c)

simularea se consideră reușită în cazul în care:

(a)

trebuie demonstrată capacitatea unității generatoare de a trece peste defect în conformitate cu condițiile prevăzute la articolul 14 alineatul (3) litera (a), prin simulare;

(b)

simularea se consideră reușită dacă respectarea cerinței prevăzute la articolul 14 alineatul (3) litera (a) este demonstrată.

(a)

trebuie demonstrată capacitatea unității generatoare de a restabili puterea activă după defect, menționată în condițiile prevăzute la articolul 17 alineatul (3);

(b)

simularea se consideră reușită dacă respectarea cerinței prevăzute la articolul 17 alineatul (3) este demonstrată.

(a)

trebuie demonstrată capacitatea unității generatoare de a modifica puterea activă la scăderea frecvenței, în conformitate cu articolul 15 alineatul (2) litera (c);

(b)

simularea se efectuează prin intermediul unor trepte și rampe de frecvență la scădere care să conducă la atingerea capacității maxime, luând în considerare valorile setate de statism și banda moartă;

(c)

simularea se consideră reușită în cazul în care:

(a)

trebuie demonstrată capacitatea unității generatoare de a modifica puterea activă pe întregul domeniu de frecvență, în conformitate cu articolul 15 alineatul (2) litera (d);

(b)

simularea se efectuează prin simularea unor trepte și rampe de frecvență suficient de mari pentru a determina întregul răspuns în putere activă la abaterea de frecvență, luând în considerare valorile setate pentru statism și banda moartă;

(c)

simularea se consideră reușită în cazul în care:

(a)

trebuie demonstrată performanța unității generatoare în timpul funcționării în regim insularizat menționată în condițiile prevăzute la articolul 15 alineatul (5) litera (b);

(b)

simularea se consideră reușită dacă unitatea generatoare reduce sau crește puterea activă din punctul de funcționare anterior în orice punct nou de funcționare de pe diagrama de capabilitate P-Q în limitele stabilite la articolul 15 alineatul (5) litera (b), fără deconectarea unității generatoare din cauza frecvenței scăzute sau crescute.

(a)

trebuie demonstrată capacitatea unității generatoare în ceea ce privește furnizarea puterii reactive capacitive și inductive în conformitate cu condițiile stabilite la articolul 18 alineatul (2) literele (b) și (c);

(b)

simularea se consideră reușită dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

trebuie să se demonstreze performanțele unității generatoare din punct de vedere al sistemului său de reglaj (performanța PSS) sunt capabile să amortizeze oscilațiile de putere activă în conformitate cu condițiile stabilite la articolul 19 alineatul (2);

(b)

acordarea trebuie să conducă la îmbunătățirea amortizării răspunsului în putere activă corespunzătoare RAT în combinație cu funcția PSS, față de răspunsul în putere activă a unui RAT singur;

(c)

simularea se consideră reușită dacă sunt îndeplinite cumulativ următoarele condiții: