Comunica experienta
MonitorulJuridic.ro
────────── Aprobată prin ORDINUL nr. 233 din 16 decembrie 2019, publicat în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 1035 din 24 decembrie 2019.────────── CAP. I Dispoziţii generale SECŢIUNEA 1 Scop şi domeniu de aplicare ART. 1 (1) Prezenta metodologie pentru schimbul de date între operatorul de transport şi de sistem, operatorii de distribuţie şi utilizatorii de reţea semnificativi, denumită în continuare metodologie, stabileşte: a) schimbul de date structurale între operatorul de transport şi de sistem, operatorul de distribuţie şi gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice racordate la sistemul de distribuţie; b) schimbul de date referitoare la programare şi prognoze între operatorul de transport şi de sistem, operatorul de distribuţie şi gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice racordate la sistemul de distribuţie; c) schimbul de date în timp real între: (i) operatorul de transport şi de sistem şi operatorul de distribuţie racordat la sistemul de transport sau între operatorul de sistem de distribuţie închis şi operatorul de distribuţie, în interiorul zonei de reglaj frecvenţă-putere a operatorului de transport şi de sistem; (ii) operatorul de transport şi de sistem şi gestionarii de linii de interconexiune în curent alternativ sau de sisteme HVDC, respectiv între operatorul de transport şi de sistem şi gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice racordate la sistemul de transport; (iii) operatorul de transport şi de sistem, operatorul de distribuţie şi gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice racordate la sistemul de distribuţie d) schimbul de date între: (i) operatorul de distribuţie şi operatorul de transport şi de sistem privind utilizatorii de reţea semnificativi de tip unitate generatoare; (ii) operatorul de transport şi de sistem şi gestionarii locurilor de consum racordate la sistemul de transport; (iii) operatorul de transport şi de sistem şi gestionarii locurilor de consum racordate la sistemul de distribuţie care furnizează servicii de consum comandabil sau terţii care furnizează servicii de consum comandabil. (2) În prezenta metodologie operatorul de transport şi sistem este C.N.T.E.E. Transelectrica - S.A. (3) Prezenta metodologie are în vedere creşterea nivelului de transparenţă în operarea SEN, prin transmiterea datelor şi informaţiilor necesare asigurării siguranţei în funcţionare a SEN. ART. 2 Metodologia se aplică de OTS, OD, gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice racordate la sistemul de transport şi la sistemul de distribuţie, gestionarii de linii de interconexiune sau de sisteme HVDC, gestionarii locurilor de consum racordate la sistemul de transport, gestionarii locurilor de consum racordate la sistemul de distribuţie care furnizează servicii de consum comandabil şi terţii care furnizează servicii de consum comandabil, în conformitate cu cerinţele de schimb de date prevăzute în Regulamentul (UE) 2017/1.485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice. SECŢIUNEA a 2-a Definiţii şi abrevieri ART. 3 (1) Termenii utilizaţi în prezenta metodologie au semnificaţia prevăzută în următoarele acte normative: a) Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare; b) Regulamentul (UE) 2017/1.485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice (SO GL); c) Regulamentul (UE) 2016/631 al Comisiei din 14 aprilie 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a instalaţiilor de generare; d) Regulamentul (UE) 2016/1.388 al Comisiei din 17 august 2016 de stabilire a unui cod de reţea privind racordarea consumatorilor; e) Regulamentul (UE) 2016/1.447 al Comisiei din 26 august 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a modulelor generatoare din centrală conectate în curent continuu; f) Norma tehnică privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru locurile/nodurile de consum, aprobată prin ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 67/2019. (2) În înţelesul prezentei metodologii, termenii utilizaţi au semnificaţiile următoare:
┌──────────────┬───────────────────────┐
│ │sistem de comunicaţie │
│ │utilizând standardele │
│ │de comunicaţie SDH │
│ │(Synchronous Digital │
│sistem de │Hierarchy) şi PDH │
│comunicaţie │(Plesiochronous Digital│
│SDH/PDH │Hierarchy) definite de │
│ │European │
│ │Telecommunications │
│ │Standards Institute │
│ │(ETSI) │
├──────────────┼───────────────────────┤
│zi │a treia miercuri din │
│caracteristică│lună │
├──────────────┼───────────────────────┤
│ziua D-2 │cu două zile înainte de│
│ │ziua de livrare │
├──────────────┼───────────────────────┤
│ziua D-1 │cu o zi înainte de │
│ │livrare │
├──────────────┼───────────────────────┤
│ziua D │ziua de livrare │
└──────────────┴───────────────────────┘
ART. 4 Abrevierile utilizate în cadrul metodologiei au următoarele semnificaţii:
┌─────────┬────────────────────────────┐
│ │Agenţia pentru Cooperarea │
│ACER │Autorităţilor de │
│ │Reglementare în Domeniul │
│ │Energiei │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ │Autoritatea Naţională de │
│ANRE │Reglementare în Domeniul │
│ │Energiei │
├─────────┼────────────────────────────┤
│aRRF │rezerve pentru restabilirea │
│ │frecvenţei activate automat │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ │Energy Management System - │
│EMS-SCADA│Supervisory Control and Data│
│ │Aquisition │
├─────────┼────────────────────────────┤
│HVDC │High Voltage Direct Current │
├─────────┼────────────────────────────┤
│mRRF │rezerve pentru restabilirea │
│ │frecvenţei activate manual │
├─────────┼────────────────────────────┤
│OD │operator de distribuţie │
├─────────┼────────────────────────────┤
│ORR │operator de reţea relevant │
├─────────┼────────────────────────────┤
│OTS │operatorul de transport şi │
│ │de sistem │
├─────────┼────────────────────────────┤
│RFP │reglaj frecvenţă putere │
├─────────┼────────────────────────────┤
│RRF │rezerve pentru restabilirea │
│ │frecvenţei │
├─────────┼────────────────────────────┤
│RSF │rezerve pentru stabilizarea │
│ │frecvenţei │
├─────────┼────────────────────────────┤
│RI │rezerve de înlocuire │
├─────────┼────────────────────────────┤
│SCADA │Supervisory Control and Data│
│ │Aquisition │
├─────────┼────────────────────────────┤
│SEN │Sistemul Electroenergetic │
│ │Naţional │
├─────────┼────────────────────────────┤
│URS │utilizator de reţea │
│ │semnificativ │
└─────────┴────────────────────────────┘
CAP. II Schimbul de date în timp real SECŢIUNEA 1 Schimbul de date între OTS şi OD în interiorul zonei RFP a OTS ART. 5 OTS stabileşte zona de observabilitate din sistemele de distribuţie necesară pentru stabilirea stării sistemului conform art. (5) alin. (1) din Metodologia pentru coordonarea analizei siguranţei în funcţionare, aprobată prin Decizia ACER nr. 7/2019*. * Publicată pe pagina de internet a ACER în data de 21.06.2019. ART. 6 (1) Fiecare OD racordat la sistemul de transport furnizează OTS, în timp real, informaţiile legate de zona de observabilitate prevăzută la articolul 5, inclusiv: a) topologia de funcţionare a staţiei de transformare; b) puterea activă şi reactivă în celulele de linie; c) puterea activă şi reactivă în celulele de transformator; d) schimbul de putere activă şi reactivă în celula instalaţiei de producere a energiei electrice; e) poziţiile ploturilor din transformatoarele conectate la sistemul de transport; f) tensiunile pe barele colectoare; g) frecvenţele tensiunilor pe barele colectoare; h) puterea reactivă a mijloacelor de compensare a puterii reactive; i) producţia agregată pe tip sursă de energie primară în zona OD; j) cele mai bune date disponibile pentru consumul agregat în zona OD pentru zilele caracteristice. (2) Informaţiile prevăzute la alin. (1) sunt transmise între sistemul DMS-SCADA al OD şi sistemul EMS-SCADA al OTS. (3) Protocoalele de comunicaţie utilizate sunt protocoalele standardizate SR EN 60870-5-101 şi SR EN 60870-5-104. Se asigură viteze de transmisie de 9600÷19200 Bps şi redundanţa atât pentru căile de comunicaţie, cât şi pentru echipamentele de recepţie/emisie din capete. Pentru compatibilizarea schimbului de informaţii dintre sistemele DMS-SCADA ale OD şi sistemul EMS-SCADA se pot folosi convertoare de comunicaţie. (4) Arhitectura reţelei de comunicaţie pentru date în timp real furnizate de OD către OTS se realizează utilizând următoarele căi de comunicaţie: a) OD-nod comunicaţie al OTS-OTS; b) OD-sistem comunicaţie SDH/PDH al OTS-OTS. (5) Arhitectura reţelei de comunicaţie pentru date în timp real furnizate de OD către OTS poate fi diferită de cele prevăzute la alin. (4), dacă OTS şi OD convin asupra acestui lucru. (6) Redundanţa la nivelul sistemului SDH/PDH se asigură prin comutarea automată pe inelele multiple care compun sistemul de comunicaţie. În cazul legăturii prin nod de comunicaţie, redundanţa se asigură prin realizarea a două căi separate spre noduri separate de comunicaţie. (7) Redundanţa căilor de comunicaţie este asigurată conform prevederilor Ordinului preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 67/2019 pentru aprobarea Normei tehnice privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru locurile/nodurile de consum, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 471 din 11 iunie 2019. (8) Securitatea reţelei de comunicaţie respectă: a) separarea fizică şi logică a legăturilor de comunicaţie de date în timp real de legăturile de comunicaţie administrative (IT). Legăturile de date în timp real se protejează împotriva accesului neautorizat utilizând metode avansate de securitate cibernetică. Metodele de securitate cibernetică se actualizează periodic; b) sistemele SCADA şi sistemele de comunicaţii de date şi voce, care trebuie alimentate în sistem redundant şi trebuie să dispună de surse de alimentare de rezervă şi de surse neîntreruptibile de energie; c) protecţia infrastructurii de conducere prin dispecer EMSSCADA şi DMS-SCADA, care conţine, fără a se limita, prevederi cuprinse în North American Electric Reliability Corporation (NERC) - Critical Infrastucture Protection (CIP) sau în alte norme europene recunoscute. (9) Codul de identificare (ID) şi/sau convenţia privind denumirea şi calitatea datelor se referă la următoarele: a) Denumirile echipamentelor incluse în schimbul de date în timp real respectă prevederile Regulamentului general de manevre în instalaţiile electrice de medie şi înaltă tensiune, cod NTE 009/10/00, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 25/2010, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 671 şi 671 bis din 10 octombrie 2010, precum şi prevederile SR EN 60870-1 şi SR EN 60870-2. b) Pentru asigurarea performanţei transferului de date, fiecare OD elaborează o declaraţie de conformitate, potrivit prevederilor protocoalelor de comunicaţie standardizate prevăzute la alin. (3). Declaraţia de conformitate este validată de OTS. (10) Parametrii şi performanţa transferului de date trebuie să respecte prevederile protocoalelor de comunicaţie standardizate prevăzute la alin. (3). (11) În cazul retragerilor din exploatare planificate ale echipamentelor de comunicaţie, se retrage din exploatare numai una din cele două căi de comunicaţie, iar comunicaţia de date continuă să funcţioneze pe cealaltă cale. În situaţia pierderii totale a legăturii de comunicaţie OD spre OTS, sistemul EMSSCADA suplineşte lipsa unor date prin funcţia de estimator de stare, iar altele se introduc manual conform atribuţiilor personalului de comandă operativă de la centrele de dispecer. (12) Datele transmise în timp real de OD la OTS sunt stocate pentru o perioadă de două săptămâni, cu un timp de eşantionare de 2 secunde, conform funcţiilor disponibile din cadrul sistemului de achiziţie de date în timp real deţinut de OTS. SECŢIUNEA a 2-a Schimbul de date între OTS şi gestionarii de linii de interconexiune în curent alternativ sau de sisteme HVDC, respectiv între OTS şi gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice racordate la sistemul de transport ART. 7 (1) Fiecare gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice racordată la sistemul de transport, care deţine unităţi generatoare de categorie B, C sau D desemnate ca URS, furnizează OTS, în timp real, cel puţin următoarele date: a) poziţia aparatajului de comutaţie în punctul de racordare sau într-un alt punct convenit cu OTS; b) puterea activă şi reactivă în punctul de racordare sau într-un alt punct convenit cu OTS; c) puterea activă şi reactivă netă, tensiunea, curentul şi frecvenţa în cazul instalaţiilor de producere a energiei electrice cu alt consum decât cel al serviciilor proprii; d) viteza medie a vântului şi direcţia acestuia la nivelul centralelor electrice eoliene; e) puterea disponibilă a centralelor electrice eoliene; f) radiaţia solară medie la nivelul centralelor electrice fotovoltaice; g) puterea disponibilă a centralelor electrice fotovoltaice. (2) În cazul unei linii de interconexiune în curent alternativ sau al unui sistem HVDC, în situaţia în care vor fi racordate sisteme de acest tip în SEN, gestionarul acesteia/acestuia pune la dispoziţia OTS, în timp real, cel puţin următoarele date referitoare la punctul de racordare a liniei de interconexiune în curent alternativ sau a sistemului HVDC, pentru a fi integrate în sistemul EMS-SCADA: a) poziţia aparatajului de comutaţie; b) starea de funcţionare; şi c) puterea activă şi reactivă, tensiunea, curentul şi frecvenţa. (3) Redundanţa căilor de comunicaţie pentru transmiterea datelor de la unităţile generatoare prevăzute la alin. (1) este asigurată conform prevederilor Ordinului preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 72/2017 pentru aprobarea Normei tehnice privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru grupurile generatoare sincrone, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 688 şi 688 bis din 24 august 2017, cu modificările şi completările ulterioare, şi ale Ordinului preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 208/2018 pentru aprobarea Normei tehnice privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru module generatoare, centrale formate din module generatoare şi centrale formate din module generatoare offshore (situate în larg), publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 26 şi 26 bis din 10 ianuarie 2019. (4) Redundanţa căilor de comunicaţie pentru transmiterea datelor în cazul unei linii de interconexiune în curent alternativ sau al unui sistem HVDC prevăzute la alin. (2) este asigurată conform prevederilor Ordinului preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 185/2019 pentru aprobarea Normei tehnice privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru sistemele de înaltă tensiune în curent continuu şi pentru centralele electrice formate din modulele generatoare care se racordează la reţelele electrice de interes public prin intermediul sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 726 din 4 septembrie 2019. (5) În cazul transmiterii datelor de la URS prevăzuţi la alin. (1) la OTS, se respectă prevederile art. 6 alin. (3)-(6) şi (8)-(12). SECŢIUNEA a 3-a Schimbul de date între OTS, OD şi gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice racordate la sistemul de distribuţie ART. 8 (1) Fiecare gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice racordată la sistemul de distribuţie, ce deţine unităţi generatoare reprezentând URS specificaţi la art. 2 alin. (1) lit. a) şi e) din SO GL, furnizează atât la OTS, cât şi la OD la care are un punct de racordare, în timp real, următoarele date: a) poziţia aparatajului de comutaţie de la grupurile generatoare; b) fluxurile de putere activă şi reactivă, curentul, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare; c) viteza medie a vântului şi direcţia acestuia la nivelul centralelor electrice eoliene; d) puterea disponibilă a centralelor electrice eoliene; e) radiaţia solară medie la nivelul centralelor electrice fotovoltaice; f) puterea disponibilă a centralelor electrice fotovoltaice; g) după caz, consemnul de putere activă în valoare netă, semnalul de stare de participare la procesul de stabilizare a frecvenţei, puterea activă instantanee cu marcă de timp pentru fiecare unitate generatoare care face parte dintr-o unitate de furnizare a rezervelor sau a unui grup de furnizare a rezervelor. (2) Prin derogare de la dispoziţiile alin. (1), în situaţia în care într-o staţie electrică sunt conectate mai multe unităţi generatoare de categorie B, gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice nu transmit datele respective. (3) Pentru situaţia prevăzută la alin. (2), OD transmite la OTS în mod agregat valorile de putere activă şi reactivă produse, precum şi tensiunea şi frecvenţa în staţie. (4) În cazul în care unităţile generatoare prevăzute la alin. (1) sunt calificate pentru furnizare de RSF, furnizorul de RSF are dreptul să agrege puterea activă cu o rezoluţie de cel mult 10 secunde în situaţia în care puterea maximă a unităţilor agregate este mai mică de 1,5 MW şi este posibilă o verificare exactă a activării RSF. (5) Pentru situaţia prevăzută la alin. (4), OD transmite la OTS datele agregate. (6) Furnizorul de RRF transmite la OTS furnizor de rezerve şi, după caz, către OTS receptor al rezervei valorile măsurate în timp real în punctul de racordare sau într-un alt punct convenit cu OTS pentru datele prevăzute la alin. (1) lit. g), pentru fiecare unitate de furnizare a RRF, pentru fiecare grup de furnizare a RRF şi pentru fiecare unitate generatoare sau unitate consumatoare furnizoare de servicii de consum comandabil, cu producţia maximă de putere activă mai mare sau egală cu 1,5 MW, aparţinând unui grup de furnizare a RRF. (7) În situaţia în care unităţile generatoare sau unităţile consumatoare furnizoare de servicii de consum comandabil care aparţin unui grup de furnizare a RRF au fiecare producţie maximă de putere activă mai mică decât 1,5 MW, furnizorul de RRF transmite la OTS furnizor de rezervă şi, după caz, către OTS receptor de rezervă valorile agregate măsurate în timp real în punctul de racordare sau într-un alt punct convenit cu OTS pentru datele prevăzute la alin. (1) lit. g). (8) Furnizorul de RI transmite la OTS furnizor de rezerve şi, după caz, către OTS receptor al rezervei valorile măsurate în timp real în punctul de racordare sau într-un alt punct convenit cu OTS pentru datele prevăzute la alin. (1) lit. g), pentru fiecare unitate de furnizare a RI, pentru fiecare grup de furnizare a RI şi pentru fiecare unitate generatoare sau unitate consumatoare furnizoare de servicii de consum comandabil, cu producţia maximă de putere activă mai mare sau egală cu 1,5 MW, aparţinând unui grup de furnizare a RI. (9) În situaţia în care unităţile generatoare sau unităţile consumatoare furnizoare de servicii de consum comandabil care aparţin unui grup de furnizare a RI au fiecare producţie maximă de putere activă mai mică decât 1,5 MW, furnizorul de RI transmite la OTS furnizor de rezervă şi, după caz, către OTS receptor al rezervei valorile agregate măsurate în timp real în punctul de racordare sau într-un alt punct convenit cu OTS pentru datele prevăzute la alin. (1) lit. g). (10) Redundanţa căilor de comunicaţie pentru transmiterea datelor de la unităţile generatoare prevăzute la alin. (1) este asigurată conform prevederilor Ordinului preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 72/2017 pentru aprobarea Normei tehnice privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru grupurile generatoare sincrone, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 688 şi 688 bis din 24 august 2017, cu modificările şi completările ulterioare, şi ale Ordinului preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 208/2017 pentru aprobarea Normei tehnice privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru module generatoare, centrale formate din module generatoare şi centrale formate din module generatoare offshore (situate în larg), publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 26 şi 26 bis din 10 ianuarie 2019. (11) În cazul transmiterii datelor de la URS prevăzuţi la alin. (1) la OTS, se respectă prevederile art. 6 alin. (3)-(6) şi (8)-(12). CAP. III Schimb de date structurale între OTS, OD şi gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice racordate la sistemul de distribuţie ART. 9 Fiecare gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice racordată la sistemul de distribuţie, care deţine unităţi generatoare reprezentând URS specificaţi la art. 2 alin. (1) lit. a) şi e) din SO GL, transmite la OTS şi OD la care este racordat, cu 6 luni înainte de punerea în funcţiune sau de punerea în funcţiune după o retehnologizare a URS, cel puţin următoarele date: a) date generale privind unitatea generatoare, inclusiv puterea instalată, sursa de energie primară sau tipul de combustibil; b) date privind RSF pentru unitatea de furnizare a rezervelor sau grupul de furnizare a rezervelor calificată/calificat pentru furnizarea de RSF, respectiv: (i) statismul regulatorului pentru unităţile generatoare de categorie C şi D sau parametrul său echivalent pentru grupurile furnizoare de RSF; (ii) puterea activă minimă (Pmin) şi puterea activă maximă (Pmax); (iii) entitatea de RSF pentru care a fost calificat. c) date privind RRF pentru unitatea de furnizare de rezerve sau grupul de furnizare de rezerve calificată/calificat pentru furnizarea de RRF, respectiv: (i) puterea maximă disponibilă; (ii) rezerva aRRF, respectiv rezerva mRRF, valorile minime şi maxime ale puterii unităţii de furnizare a rezervelor sau ale grupului de furnizare a rezervelor între care poate funcţiona unitatea sau grupul de furnizare a RRF, cu luarea în considerare a aRRF, respectiv a mRRF; (iii) viteza maximă de variaţie a puterii stabilită în procesul de calificare prealabilă; d) date privind RI pentru unitatea de furnizare a rezervelor sau grupul de furnizare a rezervelor calificată/calificat pentru furnizarea de RI, respectiv: (i) puterea maximă disponibilă; (ii) RI maximă posibil a fi livrată; (iii) valorile minime şi maxime ale puterii unităţii de furnizare a rezervelor sau ale grupului de furnizare a rezervelor între care poate funcţiona unitatea sau grupul de furnizare a RI; (iv) viteza maximă de variaţie a puterii stabilită în procesul de calificare prealabilă; e) date privind sistemele de protecţie şi automatizare; f) capacitatea de reglaj al puterii reactive; g) posibilitatea de acţionare de la distanţă a aparatajului de comutaţie; h) datele necesare pentru efectuarea simulărilor dinamice, în conformitate cu prevederile normelor tehnice de racordare aplicabile, în vigoare; i) nivelul de tensiune în punctul de racordare şi schema monofilară de racordare a fiecărei unităţi generatoare; j) în cazul unităţilor generatoare modelate detaliat: (i) puterea activă maximă şi puterea activă minimă şi, după caz, puterea absorbită în regim de motor/ compensator sincron/pompă; (ii) tipul modului de reglaj, respectiv unul dintre următoarele: dezactivat, controlul tensiunii, controlul factorului de putere, controlul puterii reactive şi barele la care se realizează reglajul la o valoare de consemn, utilizând unităţile generatoare cu reglaj de tensiune; (iii) valorile maxime şi minime pentru puterea reactivă, atunci când se livrează putere activă minimă şi maximă, precum şi curba de capacitate aferentă; (iv) consumul serviciilor interne ale unităţii generatoare, reprezentând consumul intern al unităţii generatoare, modelat ca o sarcină neconformă în punctul de racordare a unităţii generatoare; k) în cazul unităţilor generatoare şi a locurilor de consum cu consum comandabil modelate prin agregare, datele tehnice defalcate pe tipuri de surse primare de energie şi separate de consum, după caz, şi pe staţiile electrice aferente modelului echivalent sau pe staţiile electrice la care sunt racordate; l) în cazul unităţilor generatoare modelate prin agregare şi administrate de un agregator, ale căror date sunt utilizate în analiza regională a siguranţei în funcţionare, agregatorul furnizează următoarele date: agregări ale capacităţii de producere, defalcate pe tipuri de surse primare de energie şi separate de consumul administrat de agregator în zonele corespunzătoare ale reţelei electrice şi pe staţiile electrice aferente modelului echivalent sau pe staţiile electrice la care sunt racordate; m) în cazul unităţilor generatoare modelate detaliat şi al agregărilor de capacităţi de producere defalcate pe tipuri de surse primare de energie şi separate de consum se precizează următoarele date: (i) punctul de racordare; (ii) sursa primară de energie. ART. 10 Fiecare gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice care deţine unităţi generatoare definite ca URS specificaţi la art. 2 alin. (1) lit. a) şi e) din SO GL informează OTS şi OD la care are un punct de racordare, în termenul convenit, dar nu mai târziu de: a) prima punere în funcţiune; sau b) efectuarea oricăror modificări la instalaţiile existente. CAP. IV Schimbul de date referitoare la programare şi prognoză între OTS, OD şi gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice racordate la sistemul de distribuţie ART. 11 (1) Fiecare gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice racordată la sistemul de distribuţie, ce deţine unităţi generatoare definite ca URS specificaţi la art. 2 alin. (1) lit. a) şi e) din SO GL, furnizează OTS şi OD la care are un punct de racordare (ORR), cel târziu în ziua D-2, următoarele date: a) indisponibilitatea prevăzută, restricţionarea programată a puterii active, producţia prognozată de putere activă în punctul de racordare, inclusiv durata de menţinere a noii valori; b) orice restricţie prognozată a capacităţii de reglaj al puterii reactive şi durata de menţinere a noii valori; c) graficele de producţie şi de consum din intervalul de două zile înainte şi aproape de timpul real. (2) Schimbul de date programate între URS specificaţi la art. 2 alin. (1) lit. a) şi e) din SO GL, participanţi pe piaţa de echilibrare, racordaţi la sistemul de distribuţie şi OTS, inclusiv periodicitatea transmiterii datelor, se realizează conform prevederilor Ordinului preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 32/2013 privind aprobarea Regulamentului de programare a unităţilor de producţie şi a consumatorilor dispecerizabili, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 320 din 3 iunie 2013, cu modificările şi completările ulterioare. (3) În situaţia producerii unui eveniment privind o instalaţie de producere a energiei electrice ce deţine unităţi generatoare definite ca URS specificaţi la art. 2 alin. (1) lit. a) şi lit. e) din SO GL, gestionarul acesteia transmite datele prevăzute la alin. (1) conform prevederilor Ordinului preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 8/2005 privind aprobarea normei tehnice energetice „Normativ pentru analiza şi evidenţa evenimentelor accidentale din instalaţiile de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice şi termice“, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 189 din 7 martie 2005. CAP. V Alte dispoziţii privind schimbul de date SECŢIUNEA 1 Schimbul de date între OTS şi OD privind URS de tip unitate generatoare ART. 12 (1) Fiecare OD furnizează OTS informaţiile prevăzute la art. 8 alin. (3) şi (5), cu o rată de transmitere de cel mult 10 secunde şi o precizie de măsură de 1% pentru datele măsurate cu echipamente de tip analogic, iar pentru frecvenţă, cu o insensibilitate de maximum 10 mHz. (2) Fiecare gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice ce deţine unităţi generatoare definite ca URS specificaţi la art. 2 alin. (1) lit. a) şi e) din SO GL şi OD furnizează OTS informaţiile prevăzute la art. 9, conform termenilor şi condiţiilor prevăzute în cadrul procedurilor în vigoare ale OTS care se referă la transmiterea datelor structurale. (3) OTS pune la dispoziţia OD, la al cărui sistem de distribuţie sunt racordaţi URS specificaţi la art. 2 alin. (1) lit. a) şi. e) din SO GL, informaţiile prevăzute la art. 8, 9 şi 11 solicitate de OD, inclusiv datele de modelare realizate de către OTS, ca date structurale, sau consemnele de putere activă şi/sau reactivă transmise în timp real. (4) OTS poate solicita date suplimentare de la un gestionar de instalaţie de producere a energiei electrice ce deţine unităţi generatoare definite ca URS, conform prevederilor art. 8 alin. (1), racordat la sistemul de distribuţie, în cazul în care acest lucru este necesar pentru analiza siguranţei în funcţionare şi pentru validarea modelelor de reţea şi sistem dezvoltate de OTS, respectiv de OD, pentru calculul stabilităţii statice şi dinamice. SECŢIUNEA a 2-a Schimbul de date între OTS şi gestionarii locurilor de consum racordate la sistemul de transport ART. 13 Fiecare gestionar de loc de consum racordat la sistemul de transport furnizează OTS, cu 6 luni înainte de punerea în funcţiune sau de modificarea instalaţiilor aferente locului de consum, următoarele date structurale: a) datele tehnice ale transformatoarelor electrice racordate la sistemul de transport; b) caracteristicile sarcinii locului de consum; c) caracteristicile reglajului puterii reactive şi d) schema monofilară. ART. 14 Fiecare gestionar de loc de consum racordat la sistemul de transport furnizează OTS următoarele date: a) programul de consum planificat de putere activă şi prognoza schimbului de putere reactivă cu reţeaua electrică, pe baza planificării zilnice, transmis/transmisă în ziua D-1, până la ora 10,00, respectiv modificările aduse programului planificat sau prognozelor intrazilnice, transmise în maximum o oră de la apariţia modificării; b) orice restricţie prognozată a capacităţii de reglaj al puterii reactive, transmisă în maximum o oră de la apariţia restricţiei; c) programele anuale şi lunare de retragere din exploatare ale locului de consum, care conduc la oprirea activităţii; d) datele privind deconectarea manuală a locului de consum: (i) puterea medie deconectabilă la vârful de sarcină iarnă/vară; (ii) puterea medie deconectabilă în afara vârfului de sarcină iarnă/vară; (iii) puterea minimă tehnologică iarnă/vară; (iv) timpul maxim de întrerupere; (v) tranşa de deconectare în care este încadrat locul de consum; e) datele privind limitarea consumului de energie electrică, pe tranşe: (i) staţia electrică din care se alimentează locul de consum; (ii) puterea redusă iarnă/vară; (iii) puterea minimă tehnologică iarnă/vară; (iv) tranşa de limitare în care este încadrat locul de consum; f) în cazul participării la consumul comandabil, un grafic al intervalului de putere maximă şi minimă care poate să fie redusă. ART. 15 Fiecare gestionar de loc de consum racordat la sistemul de transport furnizează OTS următoarele date în timp real: a) puterea activă şi reactivă în punctul de racordare; b) intervalul de putere minimă şi maximă care poate să fie redusă. ART. 16 Gestionarul locului de consum racordat la sistemul de transport descrie comportamentul său în domeniul de tensiune, indicând cel puţin domeniul maxim de tensiune în care locul de consum rămâne alimentat, domeniul admisibil de tensiune, tipul abaterilor de tensiune acceptate, caracteristica tensiune - putere reactivă. SECŢIUNEA a 3-a Schimbul de date între OTS şi gestionarii locurilor de consum racordate la sistemul de distribuţie care furnizează servicii de consum comandabil sau terţii care furnizează servicii de consum comandabil ART. 17 (1) Fiecare gestionar de loc de consum racordat la sistemul de distribuţie reprezentând URS, care participă la consumul comandabil în alt mod decât printr-un terţ, transmite următoarele date programate şi în timp real către OTS şi OD: a) puterea activă minimă şi maximă disponibilă pentru consumul comandabil şi durata maximă şi minimă a oricărei potenţiale utilizări a acestei puteri pentru consumul comandabil, ca date structurale; b) o prognoză a puterii active nerestricţionate disponibile pentru consumul comandabil şi orice consum comandabil planificat; c) puterea activă şi reactivă în timp real în punctul de racordare şi d) o confirmare a faptului că sunt aplicate estimările valorilor efective ale consumului comandabil. (2) Fiecare terţ reprezentând URS, care furnizează servicii de consum comandabil, transmite OTS şi OD, pentru toate unităţile sale consumatoare utilizate pentru furnizare de servicii de consum comandabil racordate la sistemul de distribuţie, datele programate pentru o zi şi datele necesare în timp real şi, după cum urmează: a) puterea activă minimă şi maximă disponibilă pentru consumul comandabil şi durata maximă şi minimă a oricărei potenţiale activări a consumului comandabil într-o zonă geografică specifică definită de OTS şi OD, ca date structurale; b) o prognoză a puterii active nerestricţionate disponibile pentru consumul comandabil şi orice nivel planificat al consumului comandabil într-o zonă geografică specifică definită de OTS şi OD; c) puterea activă şi reactivă, în timp real şi d) o confirmare a faptului că sunt aplicate estimările valorilor efective ale consumului comandabil. -----
Newsletter GRATUIT
Aboneaza-te si primesti zilnic Monitorul Oficial pe email
Comentarii
Fii primul care comenteaza.
