NORMA TEHNICĂ din 28 august 2019

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

EMITENT

AUTORITATEA NAŢIONALĂ DE REGLEMENTARE ÎN DOMENIUL ENERGIEI

Publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 726 bis din 4 septembrie 2019 Aprobată prin ORDINUL nr. 185 din 28 august 2019, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 726 din 4 septembrie 2019

Anexă Norma tehnică 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 module generatoare care se racordează la reţelele electrice de interes public prin intermediul sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu

CAPITOLUL I

Dispoziţii generale

Secţiunea 1. Scop şi domeniu de aplicare

Art. 1. Prezenta normă tehnică stabileşte cerinţele tehnice pentru racordarea la reţelele electrice de interes public a sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a centralelor electrice formate din module generatoare care se racordează la reţelele electrice de interes public prin intermediul sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu.

Art. 2. (1) Cerinţele de racordare stabilite în prezenta normă tehnică se aplică:

a) sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu noi, care conectează între ele zone sincrone sau zone de reglaj, inclusiv schemele „back-to-back";
b) sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu noi, care racordează la reţeaua electrică de transport sau de distribuţie centrale electrice formate din module generatoare;
c) sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu noi, care sunt integrate într-o zonă de reglaj şi racordate la reţeaua electrică de transport;
d) sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu noi, care sunt integrate într-o zonă de reglaj şi racordate la reţeaua electrică de distribuţie, atunci când operatorul de transport şi de sistem demonstrează existenţa unui impact transfrontalier, având în vedere, în această evaluare, dezvoltarea pe termen lung a reţelei;
e) centralelor electrice formate din module generatoare noi, care se racordează la reţelele electrice de interes public prin intermediul sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu.

(2) Operatorul de transport şi de sistem sau operatorii de distribuţie, după caz, refuză să permită racordarea sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a centralelor electrice formate din module generatoare care se racordează la reţelele electrice de interes

public prin sisteme de înaltă tensiune în curent continuu, care nu respectă cerinţele tehnice prevăzute în prezenta normă tehnică, cu excepţia situaţiei în care fac obiectul unei derogări acordate de către ANRE.
(3) Prezenta normă tehnică nu se aplică sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu al căror punct de racordare se află la o tensiune mai mică de 110 kV, cu excepţia cazului în care operatorul de transport şi de sistem demonstrează existenţa unui impact transfrontalier, luând în considerare dezvoltarea pe termen lung a reţelei.

Secţiunea a 2-a. Definiţii şi abrevieri

Art. 3. (1) Termenii utilizaţi în prezenta normă tehnică au semnificaţia prevăzută în următoarele acte normative:

a) Regulamentul (UE) 2016/1447 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;
b) Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare;
c) Codul tehnic al reţelei electrice de transport aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004, cu modificările ulterioare;
d) Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 59/2013, cu modificările şi completările ulterioare;
e) Norma tehnică 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), aprobată prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 208/2018.

(2) Alţi termeni decât cei prevăzuţi la alin. (1) sunt definiţi după cum urmează:

gestionar

o persoană fizică sau juridică care deţine sau care operează un sistem HVDC sau MGCCC, după caz.

capacitate maximă (Pmax)

puterea activă maximă pe care un MGCCC o poate produce

continuu, fără a lua în considerare nicio sarcină (niciun consum),

prevăzută în ATR/CfR sau convenită între ORR şi gestionarul MGCCC
sistem flexibil de transport în curent alternativ (FACTS)	un sistem bazat pe electronică de putere şi alte echipamente statice care asigură controlul unuia sau mai multor parametri ai sistemului de transport la tensiune alternativă
tensiune de alimentare contractuală	în mod normal este tensiunea nominală Un a reţelei. La medie şi înaltă tensiune, drept urmare a unui acord între OD şi utilizator, tensiunea de alimentare contractuală poate fi diferită de tensiunea nominală

(3) În cuprinsul prezentei norme tehnice se utilizează următoarele abrevieri:

ANRE	Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei
ATR	Aviz tehnic de racordare
CfR	Certificat de racordare
DMS-SCADA	Sistemul SCADA al operatorului de distribuţie (Distribution Management System - Supervisory Control and Data Acquisition)
EMS-SCADA	Sistemul SCADA al operatorului de transport (Energy Management System - Supervisory Control and Data Acquisition)
ENTSO-E	Organizaţia Europeană a Operatorilor de transport şi de sistem (European Network of Transmission System Operators for Electricity)
FACTS	Sistem flexibil de transport în curent alternativ (Flexible Alternative Current Transmission System)
LVRT	Capabilitatea de trecere peste un defect (Low voltage ride through)
MGCCC	Modul/Module generator/generatoare sau o centrală electrică formată din module generatoare, conectate între ele în curent alternativ, şi care se racordează la o reţea electrică de transport sau la o reţea electrică de distribuţie, prin intermediul unui sistem de înaltă tensiune în curent continuu
c.c.	Curent continuu
c.a.	Curent alternativ

OD	Operator de distribuţie; poate fi operatorul de distribuţie concesionar sau un alt operator care deţine o reţea electrică de distribuţie
ORR	Operator de reţea relevant; operatorul de reţea relevant poate fi operatorul de transport şi de sistem sau un operator de distribuţie
OTS	Operatorul de transport şi de sistem
PIF	Punere în funcţiune
RAR	Reanclanşare Automată Rapidă
RET	Reţea electrică de transport
RED	Reţea electrică de distribuţie
RFA	Reglaj de frecvenţă activ - răspuns la abaterile de frecvenţă
RFA-CR	Reglaj de frecvenţă activ - limitat la creşterea frecvenţei
RFA-SC	Reglaj de frecvenţă activ - limitat la scăderea frecvenţei
ROCOF	Rate of Change of Frequency - viteza de variaţie a frecvenţei
Sistem HVDC	Sistem de înaltă tensiune în curent continuu
SCADA	Sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date aferent unui proces tehnologic sau unei instalaţii
STATCOM	Compensator static sincron (Static Synchronous Compensator)
SVC	Compensator static de putere reactivă (Static Var Compensator)
SEN	Sistemul electroenergetic naţional
u.r.	unitate relativă
Pmax	Capacitatea maximă
Un	Tensiunea nominală a reţelei
Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018	Norma Tehnică 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), aprobată prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 208/2018
Regulament	Regulamentul (UE) 2016/1447 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

CAPITOLUL II

CERINŢE GENERALE PENTRU RACORDAREA SISTEMELOR HVDC

Secţiunea 1. Cerinţe pentru reglajul puterii active şi menţinerea frecvenţei

Art. 4. (1) Un sistem HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a rămâne conectat la reţea şi să se menţină în funcţiune în domeniile de frecvenţă şi perioadele de timp prevăzute în tabelul 1 pentru intervalul puterii de scurtcircuit definit conform prevederilor art. 38 alin. (4):

Tabelul 1: Duratele minime în care un sistem HVDC trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze la frecvenţe care se abat de la valoarea nominală

Domeniu de frecvenţă	Durata de funcţionare
47,0 Hz - 47,5 Hz	60 de secunde
47,5 Hz - 49,0 Hz	Minimum 90 minute
49,0Hz - 51,0 Hz	Nelimitată
51,0 - 51,5 Hz	Minimum 90 minute
51,5 Hz - 52,0 Hz	Minimum 15 minute

(2) OTS şi gestionarul sistemului HVDC pot conveni asupra unor domenii de frecvenţă mai extinse sau asupra unor durate minime de funcţionare mai mari, dacă acest lucru este necesar pentru a menţine sau a restabili siguranţa în funcţionare. Aceste valori convenite se consemnează în studiul de soluţie. Dacă, din punct de vedere economic şi tehnic, este fezabil să se utilizeze domenii de frecvenţă mai extinse sau durate minime de funcţionare mai mari, gestionarul sistemului HVDC nu refuză în mod nerezonabil să-şi dea acordul în acest sens.
(3) Fără a se aduce atingere prevederilor alin. (1), un sistem HVDC trebuie să aibă capabilitatea de deconectare automată la frecvenţele specificate de către OTS conform tabelului 1 sau convenite conform prevederilor alin. (2).
(4) Nu se admite nicio reducere a puterii active la scăderea frecvenţei sub 49 Hz.

Art. 5. În ceea ce priveşte capabilitatea de rezistenţă la viteza de variaţie a frecvenţei, un sistem HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a rămâne conectat la reţea şi în stare de funcţionare dacă frecvenţa reţelei variază cu o viteză de 2 Hz/s pentru o fereastră de timp de 500 ms, de 1,5 Hz/s pentru o fereastră de timp de 1000 ms şi de 1,25 Hz/s pentru o fereastră de timp de 2000 ms, în funcţie de puterea de scurtcircuit a sistemului în punctul de racordare.

Art. 6. (1) În ceea ce priveşte capabilitatea de a regla puterea activă transportată, un sistem HVDC trebuie să permită ajustarea puterii active transportate până la capacitatea sa maximă de transport în fiecare direcţie, conform dispoziţiilor primite de la OTS. Astfel, OTS:
1. a) specifică în ATR valoarea maximă şi minimă a treptei de variaţie a puterii active transportate pe linia HVDC, în funcţie de condiţiile specifice punctului de racordare, în urma restricţiilor apărute în studiul de regim dinamic efectuat pentru emiterea ATR. De regulă, valoarea maximă a treptei de variaţie a puterii este 100% şi treapta minimă este 1% din capacitatea de transport HVDC;
2. b) specifică în ATR capacitatea minimă de transport al puterii active a HDVC pentru fiecare direcţie, sub care nu este solicitată capacitatea de transport al puterii active, conform rezultatelor studiul elaborat şi
3. c) specifică în ATR perioada maximă de întârziere, care nu poate fi mai mare de 5 minute, în interiorul căreia sistemul HVDC poate să ajusteze puterea activă transportată conform dispoziţiei primite din partea OTS.

(2) Modul în care un sistem HVDC trebuie să fie capabil să modifice aportul de putere activă transportată în caz de perturbări în reţelele de c.a. la care este racordat, este dat de valoarea tehnică cea mai mică indicată de producătorul de echipamente. Dacă întârzierea iniţială este mai mare de 10 ms de la primirea semnalului de comandă de la OTS, gestionarul sistemului HVDC justifică întârzierea către OTS.
(3) Sistemul HVDC trebuie să aibă capabilitatea de inversare rapidă a sensului de livrare a puterii active. Inversarea puterii active de la limitele maxime de capacitate de transport al puterii active într- o direcţie, la capacitatea maximă de transport al puterii active în sens invers, trebuie să fie posibilă în cel mult 2 secunde. În cazul depăşirii acestui timp, gestionarul sistemului HVDC justifică OTS, din punct de vedere tehnic, abaterile de la cerinţe, respectiv restricţiile de operare.
(4) În cazul sistemelor HVDC care conectează zone de reglaj sau zone sincrone diferite, acestea trebuie să fie echipate cu funcţii de reglaj care să permită OTS să modifice puterea activă transportată în scopul echilibrării transfrontaliere.

Art. 7. Un sistem HVDC trebuie să permită ajustarea valorii rampei de variaţie a puterii active, în limita capabilităţilor sale tehnice, în conformitate cu dispoziţiile transmise de OTS. În caz de modificare a puterii active în conformitate cu art. 6 alin. (2) şi (3), nu se ajustează valoarea rampei.

Art. 8. La emiterea ATR, OTS specifică, în colaborare cu OTS din ţările învecinate, dacă funcţiile de reglaj ale sistemului HVDC trebuie să fie capabile să ia măsuri de remediere, inclusiv oprirea rampei şi blocarea RFA, RFA-CR şi RFA-SC şi reglajul frecvenţei, astfel cum au rezultat din studiile dinamice care au stat la baza emiterii ATR. Criteriile de declanşare şi de blocare trebuie să respecte cerinţele impuse în condiţii de urgenţă şi restaurare a SEN.

Art. 9. (1) Un sistem HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a furniza inerţie artificială ca răspuns la variaţiile de frecvenţă. Aceasta este activată pentru o frecvenţă sub 49 Hz, respectiv peste 51 Hz, prin ajustarea rapidă a puterii active introduse sau extrase din reţeaua c.a., într-un timp mai mic sau egal cu 500 ms, pentru a limita viteza de variaţie a frecvenţei. Cerinţa are la bază studiile efectuate de OTS sau ENTSO-E, care stabilesc valoarea minimă a inerţiei sistemului propriu.

(2) Principiul sistemului de reglaj prevăzut la alin. (1) şi parametrii de performanţă aferenţi se convin între OTS şi gestionarul sistemului HVDC.

Art. 10. (1) În ceea ce priveşte cerinţele aplicabile răspunsului la abaterile de frecvenţă, atunci când operează în modul de răspuns automat la abaterile de frecvenţă (RFA), sistemul HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a răspunde la abaterile de frecvenţă din fiecare reţea de c.a. conectată prin ajustarea transportului puterii active, conform fig. 1 şi în conformitate cu parametrii specificaţi de către fiecare OTS, în limitele indicate în tabelul 2.

(2) Ajustarea răspunsului la frecvenţă al puterii active este limitată de capacitatea minimă de transport al puterii active a sistemului HVDC şi de capacitatea maximă de transport al puterii active a sistemului HVDC (în fiecare direcţie).

Fig. 1: Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a unui sistem HVDC în mod RFA, ilustrând cazul bandă moartă şi bandă de insensibilitate zero cu o valoare pozitivă solicitată pentru

puterea activă (mod import). LP este variaţia puterii active din sistemul HVDC. fn este frecvenţa ţintă în reţeaua de c.a. în cazul în care este furnizat RFA, iar Lf este abaterea de frecvenţă din reţeaua de c.a. în care este furnizat RFA.

Tabelul 2: Parametrii pentru răspunsul la abaterile de frecvenţă în RFA

Parametrii	Intervale
Bandă moartă pentru răspunsul la frecvenţă	0 mHz
Statism s1 (reglaj crescător)	3-12 %
Statism s2 (reglaj descrescător)	3-12 %
Marjă de insensibilitate pentru răspunsul la frecvenţă	10 mHz

(3) În urma unei dispoziţii transmise de OTS, sistemul HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a ajusta statismul pentru reglajul crescător şi descrescător în domeniul 3-12%, banda moartă pentru răspunsul la frecvenţă şi intervalul operaţional al variaţiei în limita gamei de putere active disponibile pentru RFA, prezentată în figura 1 şi, mai general, în limitele 0-500 mHz, valoarea utilizată, de regulă, fiind 0 mHz.

(4) Ca urmare a schimbării treptei de frecvenţă, sistemul HVDC trebuie să permită ajustarea puterii active la răspunsul la abaterile de frecvenţă definit în figura 1, astfel încât răspunsul să fie:

a) atât de rapid cât permite capabilitatea tehnică, dar nu mai mult de 500 ms şi

b) pe linia plină sau deasupra acesteia, în conformitate cu figura 2, în conformitate cu parametrii specificaţi de către fiecare OTS, în limitele prevăzute în tabelul 3 de mai jos:

(i) sistemul HVDC trebuie să fie capabil să ajusteze producţia de putere activă �p până la limita intervalului de putere activă solicitată de OTS în conformitate cu t1 şi t2 potrivit limitelor din tabelul 3, unde t1 este întârzierea iniţială, de regulă de 500 ms, iar t2 este timpul pentru activarea completă, de regulă 30 s;

(ii) dacă intervalul iniţial de activare este mai mare de 500 ms, gestionarul sistemului HVDC trebuie să justifice acest lucru OTS.

Fig. 2: Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a unui sistem HVDC. LP este variaţia puterii active declanşate de schimbarea treptei de frecvenţă.

Tabelul 3: Parametrii pentru activarea integrală a puterii active ca răspuns la abaterea treaptă de frecvenţă.

Parametrii	Timp
Întârzierea iniţială maximă admisibilă t1	500 ms
Valoarea maximă admisibilă a timpului pentru activarea completă t2, cu excepţia cazului în care sunt admise de către OTS perioade mai lungi de activare	30 secunde

(5) Pentru sistemele HVDC care leagă diferite zone de reglaj sau zone sincrone, în modul de funcţionare RFA, sistemul HVDC trebuie să poată ajusta răspunsul integral la frecvenţă/putere activă în orice moment şi pentru o perioadă de timp neîntreruptă;
(6) Reglajul puterii active nu trebuie să aibă niciun impact negativ asupra răspunsului la abaterile de frecvenţă, în perioada abaterilor de frecvenţă.

Art. 11. În ceea ce priveşte răspunsul la abaterile de frecvenţă - creşterea frecvenţei (RFA- CR), în plus faţă de prevederile art. 4 se aplică următoarele cerinţe:
1. a) sistemul HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a ajusta răspunsul la abaterile de frecvenţă la reţeaua sau reţelele de c.a., în timpul importului şi exportului, în conformitate cu figura 3 la o frecvenţă prag f1 de 50,2 Hz şi cu un statism s3 ajustabil la o valoare mai mare de 0,1 %, de regulă 5%;
2. b) sistemul HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a-şi ajusta descendent puterea activă, până la capacitatea sa minimă de transport al puterii active;
3. c) sistemul HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a-şi ajusta răspunsul la abaterile de frecvenţă cât mai rapid posibil din punct de vedere tehnic, cu un interval iniţial, de regulă de 0,5 sec şi o durată necesară pentru activarea completă, de regulă de 30 sec;
4. d) sistemul HVDC trebuie să poată garanta o funcţionare stabilă în timpul funcţionării în RFA- CR. Atunci când RFA- CR este activ, ierarhia funcţiilor de reglaj se organizează în conformitate cu prevederile art. 41.

Fig. 3: Capabilitatea de răspuns la abaterile de frecvenţă a unui sistem HVDC în RFA-CR. LP este variaţia puterii active la ieşirea din sistemul HVDC şi, în funcţie de condiţiile de funcţionare, fie o scădere a puterii de import, fie o creştere a puterii de export. fn este frecvenţa nominală a reţelei sau reţelelor de c.a. la care este conectat sistemul HVDC, iar Lf este variaţia frecvenţei în reţeaua sau reţelele la care este conectat sistemul HVDC. La creşterile frecvenţei unde f este mai mare ca f1, sistemul HVDC reduce puterea activă în funcţie de valoarea de statism setată.

Art. 12. În ceea ce priveşte răspunsul la abaterile de frecvenţă - scăderea frecvenţei (RFA-SC),

în plus faţă de cerinţele prevăzute la art. 4 se aplică următoarele cerinţe:

a) sistemul HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a-şi ajusta răspunsul la abaterile de frecvenţă la reţeaua sau reţelele de c.a., în timpul importului şi exportului, în conformitate cu figura 4 la o frecvenţă prag f2 de 49,8 Hz, cu un statism s4 ajustabil la o valoare mai mare de 0,1 %, de regulă 5%;
b) în modul RFA-SC, sistemul HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a-şi ajusta în creştere puterea activă, până la capacitatea sa maximă de transport al puterii active;
c) răspunsul la abaterile de frecvenţă trebuie activat cât mai rapid posibil din punct de vedere tehnic, cu un interval iniţial de regulă de 0,5 sec şi o durată necesară pentru activarea completă, de regulă de 30 sec;
d) sistemul HVDC trebuie să garanteze o funcţionare stabilă în timpul funcţionării în RFA-SC. Atunci când RFA-SC este activ, ierarhia funcţiilor de reglaj se organizează în conformitate cu prevederile art. 41.

Fig. 4: Capabilitatea de răspuns în putere activă la abaterile de frecvenţă a unui sistem HVDC în RFA-SC. LP este variaţia puterii active a sistemului HVDC, în funcţie de starea de funcţionare, creşterea puterii de import sau creşterea puterii de export. fn este frecvenţa nominală a reţelei sau reţelelor de c.a. la care este conectat sistemul HVDC, iar Lf este variaţia frecvenţei în reţeaua sau reţelele de c.a., la care este conectat sistemul HVDC. La scăderile de frecvenţă unde f este mai mic decât f2, sistemul HVDC creşte puterea activă în funcţie de statismul s4

Art. 13. (1) Un sistem HVDC trebuie să fie prevăzut cu un mod de reglaj automat de frecvenţă descentralizat pentru a modifica puterea activă a staţiei de conversie HVDC în funcţie de frecvenţa din punctul de racordare al sistemului HVDC în scopul de a menţine stabilitatea frecvenţei sistemelor.

(2) Principiul de funcţionare este cel precizat în figura 1, iar parametrii de performanţă aferenţi şi criteriile de activare a reglajului de frecvenţă sunt menţionaţi în tabelele 2 şi 3.

Art. 14. (1) Un sistem HVDC trebuie configurat astfel încât pierderea de putere activă injectată într- o zonă sincronă să fie limitată la o valoare specificată de OTS pentru zona lui de reglaj frecvenţă- putere, pe baza impactului sistemului HVDC asupra sistemului electroenergetic.

(2) Valoarea prevăzută la alin. (1) este stabilită pentru fiecare proiect în funcţie de puterea maximă schimbată prin sistemul HVDC şi caracteristicile reţelei de c.a. la care se racordează. Aceste valori se stabilesc în studiul de soluţie şi sunt specificate în ATR.

(3) În cazul în care un sistem HVDC conectează două sau mai multe zone de reglaj, OTS în cauză se consultă reciproc pentru a stabili o valoare coordonată a pierderii maxime din injecţia de energie activă, astfel cum se menţionează la alin. (1), ţinând seama de afectarea comună a diferitelor zone. Această valoare se specifică în ATR.

Secţiunea a 2-a Cerinţe pentru reglajul puterii reactive şi menţinerea tensiunii

Art. 15. (1) Fără a se aduce atingere prevederilor art. 26-31, o staţie de conversie HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a rămâne conectată la reţea, funcţionând la valoarea maximă a curentului din sistemul HVDC, în limitele tensiunii de reţea din punctul de racordare, exprimate prin tensiunea în punctul de racordare în unităţi relative, unde 1 u.r. se referă la tensiunea contractuală şi în perioadele de timp prevăzute în tabelele 4 şi 5. Stabilirea tensiunii contractuale de 1 u.r. se face în comun de către operatorii de sistem relevanţi adiacenţi.

Tabelul 4: Duratele minime în care un sistem HVDC trebuie să fie capabil să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunilor de reţea în punctul de racordare se abat de la valoarea 1 u.r. De regulă, valoarea maximă de funcţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 110 kV este de 123 kV, respectiv pentru tensiunea nominală de 220 kV este de 245 kV, ca valori absolute. Pentru zone de reţea în care se convin alte valori pentru tensiune faţă de tensiunea nominală, se aplică valorile din tabel în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR. Acest tabel se aplică la valori ale tensiunii nominale cuprinse între 110 kV şi 220 kV.

Domeniu de tensiune	Durata de funcţionare
0,85 u.r. - 1,118 u.r.	Nelimitată
1,118 u.r. - 1,15 u.r.	20 de minute

Tabelul 5: Duratele minime în care un sistem HVDC trebuie să fie capabil să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunilor de reţea în punctul de racordare se abat de la valoarea 1 u.r.. De regulă, valoarea maximă de funcţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 400 kV este 420 kV, ca valoare absolută. Pentru zone de reţea în care se convin alte valori pentru tensiune faţă de tensiunea nominală, se aplică valorile din tabel în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR. Acest tabel se aplică la valoarea tensiunii nominale de 400 kV.

Domeniu de tensiune	Durata de funcţionare
0,85 u.r. - 1,05 u.r.	Nelimitată
1,05 u.r. - 1,0875 u.r.	2:60 de minute
1,0875 u.r. - 1,10 u.r.	60 de minute

(2) Gestionarul sistemului HVDC şi ORR, în coordonare cu OTS, pot conveni domenii de tensiune mai extinse sau asupra unor perioade minime de funcţionare mai mari decât cele specificate la alin. (1), pentru a asigura utilizarea optimă a capabilităţii tehnice ale sistemului HVDC, dacă acest lucru este necesar pentru a menţine sau a restabili siguranţa în funcţionare. Dacă domeniile de tensiune mai extinse sau perioadele minime de funcţionare mai mari sunt fezabile din punct de vedere economic şi tehnic, gestionarul sistemului HVDC nu poate refuza nejustificat acordul pentru aceste propuneri. Aceste valori convenite se specifică în ATR.
(3) Fără a se aduce atingere prevederilor alin. (2), ORR, în coordonare cu OTS, are dreptul de a preciza valorile tensiunii din punctul de racordare la care o staţie de conversie HVDC trebuie să fie capabilă de deconectare automată. Cerinţele şi parametrii pentru deconectarea automată se convin între ORR, în coordonare cu OTS, şi gestionarul sistemului HVDC şi sunt, de regulă, date de atingerea limitelor valorilor de frecvenţă şi de tensiune în punctul de racordare, specificate în tabelele 1, 4 şi 5.
(4) Pentru punctele de racordare la tensiunile c.a. nominale de 1 u.r. care nu sunt incluse în limitele prevăzute la alin. (1), ORR, în coordonare cu OTS, precizează cerinţele aplicabile în punctele de racordare.

Art. 16. (1) În ceea ce priveşte contribuţia la scurtcircuit în timpul defectelor, un sistem HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a furniza componenta de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare în cazul defectelor simetrice (trifazate), în următoarele condiţii:
1. a) sistemul HVDC trebuie să poată activa furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect prin:
  1. (i) asigurarea furnizării componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare, corespunzătoare variaţiei de tensiune cu un factor de proporţionalitate (k) cu valori cuprinse în domeniul (2--10), de regulă valoarea setată este 2, conform formulei �I
    
    = k * �U; sau
  2. (ii) măsurarea variaţiilor de tensiune la bornele sistemului HVDC şi furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect la bornele acestora (componenta de curent reactiv);
2. b) ORR, în colaborare cu OTS, prevede:
  1. (i) modul şi momentul de timp în care se determină o abatere de tensiune, precum şi durata abaterii. Abaterea de tensiune se determină când tensiunea măsurată în punctul de racordare este mai mică de 0,85 u.r.. Durata abaterii se consideră până în momentul în care tensiunea revine la o valoare mai mare de 0,85 u.r.;
  2. (ii) caracteristicile componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, inclusiv intervalul de timp pentru măsurarea abaterii tensiunii şi a componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect pentru care curentul şi tensiunea pot fi măsurate în mod diferit faţă de metoda stabilită la lit.a) sunt: timpul de creştere a curentului de defect, mai mic sau egal cu 30 ms şi timpul de eliminare a curentului de defect, mai mic sau egal cu 60 ms;
  3. (iii) sincronizarea şi acurateţea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect, care poate include mai multe etape în timpul şi după eliminarea unui defect. Astfel, la bornele sistemului HVDC trebuie să injecteze imediat după defect, în momentul sesizării scăderii tensiunii, conform punctului (ii), într-un timp de regulă de 50 ms, un curent reactiv dependent de amplitudinea golului de tensiune, cu un factor de proporţionalitate între 2--10. Curentul reactiv injectat trebuie să se menţină pe toată durata căderii de tensiune conform profilului tensiunii definit de trecerea peste defect din figura 6 şi să se anuleze imediat după eliminarea defectului.

(2) ORR, în coordonare cu OTS, are dreptul de a stabili cerinţe pentru componenta asimetrică a curentului de defect, în ceea ce priveşte furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în cazul defectelor asimetrice monofazate sau bifazate. De regulă, cerinţele privind componenta asimetrică a curentului de defect sunt similare cerinţelor privind componenta simetrică a curentului de defect prevăzută la alin. (1). Aceste cerinţe se aduc la cunoştinţa gestionarului.

Art. 17. (1) ORR, în coordonare cu OTS, trebuie să stabilească cerinţele referitoare la capabilitatea de a injecta putere reactivă în punctele de racordare, în contextul variaţiilor de tensiune. Propunerea pentru aceste cerinţe include o diagramă U-Q/Pmax, în limita căreia staţia de conversie HVDC trebuie să injecteze putere reactivă la capacitatea sa maximă de transport al puterii active.

(2) Puterea reactivă suplimentară trebuie să compenseze puterea reactivă a liniei sau cablului de înaltă tensiune între bornele staţiei de conversie HVDC şi punctul de racordare. Puterea reactivă suplimentară trebuie să fie asigurată printr-un echipament dedicat pus la dispoziţie de către gestionarul sistemului HVDC. Această putere reactivă suplimentară este stabilită printr-un studiu de compensare a puterii reactive în punctul de racordare, schimb de putere reactivă nulă la puterea activă zero, cu o toleranţă de maximum 0,5 MVAr.
(3) Diagrama U-Q/Pmax prevăzută la alin. (1) trebuie să respecte următoarele principii:
1. a) diagrama U-Q/Pmax nu depăşeşte conturul diagramei U-Q/Pmax, reprezentat de conturul interior din figura 5 şi nu este necesar să fie de formă dreptunghiulară;
2. b) dimensiunile conturului diagramei U-Q/Pmax (intervalul Q/Pmax şi domeniul de tensiune) se încadrează în valorile maxime stabilite în tabelul 6;
3. c) poziţionarea diagramei U-Q/Pmax se încadrează în conturul exterior fix din figura 5.
  
  Fig. 5: reprezintă limitele tipice ale diagramei U-Q/Pmax ca dependenţă între tensiunea în punctul de racordare, exprimată în unităţi relative şi Q/Pmax reprezentând raportul dintre puterea reactivă şi capacitatea maximă de transport al puterii active a sistemului HVDC. Poziţionarea,
  
  dimensiunea şi forma înfăşurătoarei sunt orientative şi în interiorul acesteia pot fi folosite şi alte forme decât cele dreptunghiulare. Pentru alte forme ale profilului decât cele dreptunghiulare, domeniul de tensiune reprezintă valorile cele mai mari şi cele mai mici ale tensiunii din forma respectivă. Un astfel de profil nu ar determina disponibilitatea întregului interval de putere reactivă pe domeniul de tensiuni în regim staţionar.
  
  Tabelul 6: Parametrii pentru înfăşurătoarea interioară din figura 5
  
  Intervalul maxim al Q/Pmax
  
  Intervalul maxim al nivelului de tensiune staţionară în u.r.
  
  0,95
  
  0,225
(4) Gestionarul sistemului HVDC trebuie să prezinte un contur al diagramei U-Q/Pmax, care poate lua orice formă în limitele căruia sistemul HVDC este capabil să injecteze/absoarbă putere reactivă la variaţii de tensiune şi la funcţionare la capacitate maximă, dar fără a provoca variaţii de tensiune în punctul de racordare mai mari de 2% din valoarea tensiunii anterioară modificării. Conturul trebuie analizat şi aprobat de OTS în consultare cu ORR.
(5) Atunci când funcţionează la o putere activă sub valoarea maximă a capacităţii de transport al puterii active a HVDC (P

max), staţia de conversie HVDC trebuie să aibă capabilitatea de a funcţiona în orice punct de funcţionare posibil, specificat de către ORR în cooperare cu OTS şi în conformitate cu capabilitatea de putere reactivă stabilită prin profilul U-Q/Pmax indicat la alin. (1) - (3).

Art. 18. (1) Gestionarul sistemului HVDC se asigură că puterea reactivă a staţiei de conversie HVDC schimbată cu reţeaua în punctul de racordare este limitată la valorile specificate de ORR în cooperare cu OTS în funcţie de cerinţele locaţiei, de regulă la o valoare de 0 MVAr pentru un schimb de putere activă nul cu sistemul.

(2) Variaţia puterii reactive cauzată de funcţionarea staţiei de conversie HVDC în modul de reglaj al puterii reactive, prevăzută la art. 19 alin. (1), nu conduce la un salt de tensiune mai mare de 2% din valoarea tensiunii anterioară modificării. ORR, în cooperare cu OTS, stabileşte această valoare maximă tolerabilă a variaţiei de tensiune, de regulă 2% pentru tensiuni de 400 kV şi 3% pentru tensiuni de 110 kV şi 220 kV.

Art. 19. (1) În ceea ce priveşte modurile de reglaj al puterii reactive, o staţie de conversie HVDC trebuie să aibă capabilitatea de funcţionare într-unul sau mai multe dintre modurile de reglaj al puterii reactive, prevăzute mai jos, după cum specifică ORR în cooperare cu OTS:

a) modul de reglaj al tensiunii, utilizat de regulă;
b) modul de reglaj al puterii reactive;
c) modul de reglaj al factorului de putere.

(2) O staţie de conversie HVDC trebuie să fie capabilă de funcţionare în moduri de reglaj suplimentare, specificate de ORR în cooperare cu OTS.

Art. 20. Fiecare staţie de conversie HVDC trebuie să fie capabilă să contribuie la reglajul tensiunii în punctul de racordare prin utilizarea capacităţilor sale, respectând în acelaşi timp dispoziţiile art. 17 şi 18, în conformitate cu următoarele caracteristici ale reglajului:

a) o tensiune de referinţă în punctul de racordare este tensiunea nominală sau tensiunea convenită între ORR şi OTS, respectiv tensiunea de alimentare contractuală. Valoarea tensiunii solicitată în reglajul de tensiune se transmite în mod continuu, ca o valoare exprimată în valori absolute (kV) şi variabilă în trepte pentru intervale de timp definite (de regulă mai mari de 30 minute);
b) reglajul tensiunii se realizează cu sau fără bandă moartă selectabilă într-un domeniu de la 0 până la ± 5% din Un, respectiv 0,05 u.r. dacă Un este 1 u.r., în paşi de maximum 0,5%. Banda moartă trebuie să fie ajustabilă în trepte, după cum se specifică de către ORR în cooperare cu OTS. Valoarea benzii moarte se exprimă ca procent din valoarea tensiunii solicitate, corespunzător unei valori absolute de tensiune de ± 0,25 kV pentru tensiunea de 110 kV, respectiv de 220 kV şi ± 0,5 kV pentru tensiunea de 400 kV;
c) în urma unei modificări de tip treaptă a tensiunii, staţia de conversie HVDC trebuie:
1. (i) să atingă 90 % din valoarea treptei în momentul t1, stabilit de ORR în coordonare cu OTS în intervalul (1--5) secunde, de regulă de 1 secundă şi
2. (ii) să se limiteze la valoarea specificată de rampa de variaţie activă într-un timp t2, stabilit de ORR în coordonare cu OTS în intervalul (1--60) secunde, de regulă 10 secunde, cu o toleranţă în regim staţionar de regulă 5% Qmax, dar care nu produce o variaţie de tensiune mai mare decât banda moartă definită la lit. b);
d) modul de reglaj al tensiunii include capabilitatea de a modifica puterea reactivă rezultată, pe baza rezultantei dintre o valoare de referinţă modificată a tensiunii şi o altă componentă suplimentară a puterii reactive solicitate. Pentru o variaţie treaptă a tensiunii solicitate, variaţia puterii reactive trebuie să fie de 90% Qmax în 1 minut.

Art. 21. În ceea ce priveşte modul de reglaj al puterii reactive, ORR indică o variaţie de putere reactivă în MVAr/minut (de regulă 20 MVAr/minut) sau în % din valoarea maximă a puterii reactive pe minut (de regulă 90% Qmax pe minut), precum şi precizia aferentă în punctul de racordare (de

regulă ±5% Qmax), utilizând capacităţile sistemului HVDC şi respectând totodată prevederile art. 17 şi 18.

Art. 22. În ceea ce priveşte modul de reglaj al factorului de putere, staţia de conversie HVDC trebuie să aibă capabilitatea de regla factorul de putere în punctul de racordare la o valoare ţintă definită, respectând prevederile art. 17 şi 18. Valorile prescrise referinţei trebuie să fie disponibile în trepte care să nu depăşească o valoare maximă permisă stabilită de ORR, de regulă 0,05.

Art. 23. ORR, în cooperare cu OTS şi cu gestionarul sistemului HVDC, precizează care dintre cele trei opţiuni privind modul de reglaj al puterii reactive cu valorile de referinţă asociate trebuie aplicate, şi toate echipamentele necesare pentru a permite selectarea de la distanţă a modurilor de reglaj şi ale valorilor de referinţă. Aceste valori se transmit la faza de proiect tehnic.

Art. 24. În ceea ce priveşte ierarhizarea contribuţiei puterii active sau reactive şi ţinând cont de capabilităţile sistemului HVDC menţionate în conformitate cu prezenta normă tehnică, OTS stabileşte, în funcţie de locaţie şi concluziile studiilor de regim static şi dinamic dacă are prioritate contribuţia puterii active sau contribuţia puterii reactive în timpul funcţionării la tensiune înaltă sau joasă sau în timpul defectelor pentru care este necesară capabilitatea de trecere peste defect. În cazul în care prioritatea este acordată contribuţiei puterii active, furnizarea acesteia se stabileşte cel târziu la 150 ms de la începerea defectului.

Art. 25. (1) În ceea ce priveşte calitatea energiei electrice gestionarul sistemului HVDC trebuie să se asigure că propriul sistem de racordare la reţea nu determină variaţii rapide de tensiune mai mari de

± 5% din tensiunea nominală a reţelei la care este racordat.

(2) Sistemul HVDC trebuie să asigure în punctul de racordare calitatea energiei electrice în conformitate cu standardele în vigoare (standardele europene şi standardul de performanţă pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice şi a serviciului de sistem, respectiv standardul pentru prestarea serviciului de distribuţie a energiei electrice, după caz). Monitorizarea încadrării în nivelele prevăzute de standarde se realizează prin măsurători de calitate de la analizoare de calitate montate în punctul de racordare.

Secţiunea a 3-a Cerinţe pentru capabilitatea de trecere peste defect

Art. 26. Cu respectarea prevederilor art. 15, OTS precizează o diagramă a dependenţei tensiune- timp, aşa cum este prevăzută în fig. 6 şi având în vedere modul de evoluţie a tensiunii în timp prevăzut pentru modulele generatoare din centrală în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 631/2016. Această diagramă se aplică în punctele de racordare în condiţii de defect, în care staţia de

conversie HVDC trebuie să poată rămâne conectată la reţea şi în stare de funcţionare stabilă după ce sistemul şi-a revenit în urma eliminării defectului. Diagrama de evoluţie a tensiunii în timp reprezintă limita inferioară permisă a variaţiei reale a tensiunilor la borne la nivelul de tensiune a reţelei în punctul de racordare, la apariţia unui defect simetric, ca funcţie de timp înainte de defect, în timpul defectului şi după defect. Orice trecere peste defect care depăşeşte trec2 se stabileşte de către OTS în conformitate cu prevederile art. 15.

Fig. 6: Diagrama de capabilitate privind trecerea peste defect a staţiei de conversie HVDC. Diagrama reprezintă limita inferioară a graficului de evoluţie în timp a tensiunii în punctul de racordare, exprimată în unităţi relative, înainte, în timpul şi după eliminarea unui defect. Tensiunea Uret este tensiunea reziduală în punctul de racordare în timpul unui defect, tclear este momentul în care defectul a fost eliminat, Urec1 şi trec1 reprezintă anumite puncte ale limitelor inferioare ale tensiunii reziduale după eliminarea defectului. Ublock este tensiunea de blocare la punctul de racordare. Valorile temporare la care se face referire sunt măsurate faţă de momentul de timp de defect tfault. Parametrii referitori la trecerea peste defect sunt prevăzuţi în tabelul 7.

Tabelul 7: Parametrii referitori la capabilitatea de trecere peste defect

Parametrii tensiunii [u.r.]

Parametrii de timp [secunde]

Uret

0,00

Tclear

0,25

Urec1

0,25

trec1

2,5

Urec2

0,85

trec2

10,0

Art. 27. (1) La cererea gestionarului de sistem HVDC, ORR furnizează condiţiile de funcţionare înainte şi după defect care se iau în considerare pentru capabilitatea de trecere peste defect, ca rezultat al calculelor din punctul de racordare, după cum se prevede la art. 38, în ceea ce priveşte:
1. a) puterea minimă de scurtcircuit înainte de defect, în punctul de racordare, exprimată în MVA;
2. b) puterea activă şi reactivă a staţiei de conversie HVDC, înainte de defect, exprimată procentual, de regulă 90% din capacitatea maximă de transport al sistemului HVDC, precum şi tensiunea în punctul de racordare şi
3. c) puterea minimă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare, exprimată în MVA.

(2) În mod alternativ, ORR furnizează valorile generice pentru condiţiile prevăzute la alin. (1), derivate din cazuri tipice.

Art. 28. Staţia de conversie HVDC trebuie să rămână conectată la reţea şi să continue să funcţioneze în mod stabil în cazul în care variaţia reală a tensiunilor la borne pe nivelul de tensiune în punctul de racordare pe durata unui defect simetric, având în vedere condiţiile prevăzute la art. 38, este mai mare decât limita inferioară de evoluţie a tensiunii descrisă în diagrama de trecere peste defect prevăzută la art. 26, cu excepţia declanşărilor prin protecţiile împotriva defectelor electrice interne care necesită deconectarea de la reţea a staţiei de conversie HVDC. Schemele şi setările sistemelor de protecţie împotriva defectelor electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa capacităţii de trecere peste defect solicitată de OTS.

Art. 29. OTS poate stabili limite de tensiune în funcţie de locaţie şi concluziile studiilor de regim static şi dinamic (Ublock), în punctele de racordare în reţea, în anumite condiţii de reţea, la care se permite blocarea sistemului HVDC. Blocarea înseamnă rămânerea în stare de conectare la reţea fără contribuţie de putere activă şi reactivă pentru un interval de timp care trebuie să fie cât mai scurt posibil din punct de vedere tehnic şi care este stabilit în comun de către OTS şi gestionarul sistemului HVDC.

Art. 30. Conform prevederilor art. 40, protecţia la tensiune scăzută se stabileşte de către gestionarul sistemului HVDC la capabilitatea tehnică cea mai mare posibilă a staţiei de conversie HVDC astfel încât să asigure funcţionarea HVDC în domeniul indicat în figura 6. ORR, în cooperare cu OTS, poate stabili şi valori mai reduse, pe care le stipulează în ATR sau în CfR.

Art. 31. Capabilităţile de trecere peste defect solicitate în cazul defectelor asimetrice trebuie să respecte prevederile art. 16.

Art. 32. În ceea ce priveşte restabilirea puterii active după defect, OTS precizează în ATR nivelul şi graficul în timp al restabilirii puterii active pe care sistemul HVDC este capabil să o

furnizeze, şi reprezintă restabilirea puterii într-un timp de (1--10) secunde la o valoare de (80--90)% din valoarea puterii înainte de defect, de regulă la o valoare de minimum 10% din puterea activă maximă /minut.

Art. 33. În ceea ce priveşte revenirea rapidă după defect în c.c., sistemele HVDC, inclusiv liniile aeriene c.c., trebuie să permită revenirea rapidă după defectele tranzitorii apărute în sistemul HVDC, de regulă 90% din valoarea dinainte de defect în 150 milisecunde. Detaliile acestei capacităţi fac obiectul coordonării şi convenirii sistemelor de protecţie şi al setărilor stabilite conform prevederilor art. 40.

Secţiunea a 4-a Cerinţe pentru comandă şi control

Art. 34. În ceea ce priveşte punerea sub tensiune şi sincronizarea staţiilor de conversie HVDC, cu excepţia unor dispoziţii contrare din partea ORR, în cursul punerii sub tensiune sau sincronizării unei staţii de conversie HVDC la reţeaua de c.a. sau în timpul conectării unei staţii de conversie HVDC puse sub tensiune la un sistem HVDC, staţia de conversie HVDC trebuie să aibă capabilitatea să limiteze orice modificări ale nivelului de tensiune într-un regim permanent stabilit de ORR în coordonare cu OTS. Nivelul specificat nu trebuie să depăşească 5% din tensiunea de presincronizare. De regulă, amplitudinea maximă este de 5% din tensiunea de presincronizare, durata de maximum 30 s şi intervalul de măsurare a tensiunilor tranzitorii de maxim o perioadă.

Art. 35. (1) În ceea ce priveşte interacţiunile dintre sistemele HVDC şi alte centrale sau echipamente, atunci când mai multe staţii de conversie HVDC sau alte instalaţii şi echipamente se află în imediata proximitate electrică, OTS solicită un studiu suplimentar, specific, care să demonstreze că nu vor avea loc interacţiuni negative. Studiul va lua în considerare planul de dezvoltare pe termen lung, pentru toată perioada de viaţă prognozată a sistemului HVDC. Se solicită efectuarea cel puţin a studiilor privind oscilaţiile locale şi interzonale, rezonanţa subsincronă, interacţiunea torsională subsincronă (ITSS), instabilitatea de reglaj subsincronă, rezonanţa armonică, interacţiunea armonică, instabilitatea supersincronă. În cazul în care se depistează interacţiuni negative, studiile trebuie să identifice potenţiale măsuri de atenuare care trebuie implementate pentru a asigura conformitatea cu cerinţele prezentei norme tehnice.

(2) Studiile prevăzute la alin. (1) se efectuează de către gestionarul sistemului HVDC, cu participarea tuturor celorlalte părţi identificate de către OTS ca fiind relevante pentru fiecare punct de racordare. Toate părţile sunt informate asupra rezultatelor studiilor.
(3) Toate părţile identificate de către OTS ca fiind relevante pentru fiecare punct de racordare, inclusiv OTS, contribuie la studii şi furnizează toate datele şi modelele relevante, necesare pentru atingerea

scopului acestor studii. OTS colectează aceste informaţii şi, dacă este cazul, le transmite părţii responsabile pentru studii, în conformitate cu obligaţiile în materie de confidenţialitate prevăzute la art. 10 din Regulament. OTS specifică interacţiunile care trebuie analizate şi studiile de interacţiune torsională subsincronă, pune la dispoziţie lista datelor tehnice necesar a fi transmise de producătorul echipamentelor, condiţiile de sistem şi listele datelor tehnice care trebuie completate pentru elaborarea studiilor. Listele datelor tehnice sunt prezentate în Anexa nr. 1 si Anexa nr. 2, care fac parte integrantă din prezenta normă tehnică.
(4) OTS evaluează rezultatul studiilor pe baza domeniului de aplicare şi a dimensiunii lor, în conformitate cu prevederile alin. (1). Dacă este necesar pentru evaluare, OTS poate solicita gestionarului sistemului HVDC să realizeze studii suplimentare în conformitate cu domeniul de aplicare şi cu amploarea specificate în conformitate cu prevederile alin. (1). Obiectivul studiilor este să demonstreze modul de operare al statiei HVDC în condiţii critice şi măsurile necesare pentru amortizarea oscilaţiilor.
(5) OTS poate revizui studiile, integral sau parţial, dacă consideră necesar. Gestionarul sistemului HVDC furnizează OTS toate datele şi modelele relevante care permit efectuarea studiului.
(6) Măsurile de atenuare necesare identificate de studiile efectuate în conformitate cu alin. (2) - (5) şi evaluate de către OTS trebuie să fie luate de către gestionarul sistemului HVDC ca parte a procesului de racordare a noilor staţii de conversie HVDC.
(7) OTS poate specifica valori de performanţă temporare asociate unor evenimente legate de un sistem HVDC individual sau de mai multe sisteme HVDC afectate în mod obişnuit. Această dispoziţie poate fi prevăzută pentru a proteja integritatea atât a echipamentelor OTS, cât şi a celor ale utilizatorilor de reţea. Aceste valori temporare se specifică în funcţie de dezvoltarea zonei, în special prin conectarea ulterioară a unor centrale formate din module generatoare.

Art. 36. În ceea ce priveşte capabilitatea de amortizare a oscilaţiilor de putere, sistemul HVDC trebuie să poată contribui la amortizarea oscilaţiilor de putere în reţelele de c.a. conectate. Sistemul de reglaj al sistemului HVDC nu reduce amortizarea oscilaţiilor de putere caracteristice amortizării interacţiunii torsionale subsincrone. OTS stabileşte, în ATR, un domeniu de frecvenţă al oscilaţiilor în care sistemul de reglaj va contribui la amortizare şi condiţiile de reţea la producerea acestui eveniment, de regulă. Acestea stau la baza studiilor de evaluare a stabilităţii dinamice efectuate de OTS pentru a identifica limitele de stabilitate şi potenţialele probleme de stabilitate în sistemele lor de transport. Selectarea setărilor parametrilor de reglaj se stabileşte de comun acord între OTS şi gestionarul sistemului HVDC, în urma simulărilor de bază, utilizând studii de regim static şi evenimente în reţea, cu metode de analiză modală, impedanţă şi metode de analiză în frecvenţă, sau a simulărilor avansate

care utilizează tranzienţi electromagnetici şi simulări în domeniul timp. În urma analizelor pot apărea ca necesare funcţii de reglaj suplimentare de amortizare a oscilaţiilor.

Art. 37. (1) În ceea ce priveşte capabilitatea de amortizare a interacţiunii torsionale subsincrone (ITSS), echipamentele HVDC trebuie să fie capabile să contribuie la amortizarea electrică a oscilaţiilor de frecvenţă torsionale.

(2) OTS precizează amploarea necesară a studiilor ITSS şi furnizează parametri de intrare, în măsura în care este posibil, în legătură cu echipamentele şi condiţiile sistemului respectiv în reţeaua sa. Studiile ITSS sunt furnizate de către gestionarul sistemului HVDC. Studiile identifică eventualele condiţii în care există ITSS şi propun procedurile de atenuare necesare. Pentru identificarea şi simularea interacţiunilor faţă de unităţile generatoare se utilizează factorul de interacţiune.
(3) Toate părţile identificate de către OTS ca fiind relevante pentru fiecare punct de racordare, inclusiv OTS, contribuie la studii şi furnizează toate datele şi modelele relevante, după cum este rezonabil necesar pentru atingerea scopului acestor studii. OTS colectează aceste informaţii şi le transmite părţii responsabile pentru studii, în conformitate cu obligaţiile în materie de confidenţialitate prevăzute la art. 10 din Regulament.
(4) OTS evaluează rezultatul studiilor ITSS. Dacă este necesar pentru evaluare, OTS poate solicita ca gestionarul sistemului HVDC să efectueze în continuare studii ITSS în conformitate cu acelaşi domeniu de aplicare şi respectând aceeaşi amploare.
(5) OTS poate revizui sau reproduce studiul. Gestionarul sistemului HVDC furnizează OTS toate datele şi modelele relevante care permit realizarea studiului.
(6) Măsurile de atenuare necesare identificate de studiile efectuate în conformitate cu alin. (2) sau (4) şi evaluate de către OTS trebuie să fie luate de către gestionarul sistemului HVDC ca parte a racordării noilor staţii de conversie HVDC.

Art. 38. (1) În ceea ce priveşte caracteristicile reţelei, ORR precizează şi pune la dispoziţia publicului metoda şi condiţiile înainte şi după defect în ceea ce priveşte:
1. a) calculul puterii minime şi maxime de scurtcircuit înainte de defect în punctul de racordare;
2. b) puterea activă şi reactivă a sistemului HVDC considerată înainte de defect în punctul de racordare şi tensiunea în punctul de racordare şi
3. c) calculul puterii minime şi maxime de scurtcircuit după defect în punctul de racordare.

(2) La solicitarea unui gestionar de sistem HVDC, ORR furnizează condiţiile înainte şi după defect, de regulă valorile relevante rezultate din cazuri tipice, care se iau în considerare pentru capabilitatea de trecere peste defect, ca rezultat al calculelor din punctul de racordare conform dispoziţiilor alin. (1), privind:
1. a) puterea minimă şi maximă de scurtcircuit înainte de defect în fiecare punct de racordare exprimată în MVA;
2. b) condiţiile de funcţionare ale sistemului HVDC înainte de defect, exprimate prin puterea activă, puterea reactivă şi tensiunea în punctul de racordare şi
3. c) puterea minimă şi maximă de scurtcircuit după defect în punctul de racordare exprimată în MVA.
(3) Sistemul HVDC trebuie să poată funcţiona în domeniul de variaţie al puterii de scurtcircuit definit de OTS şi la caracteristicile reţelei specificate de ORR.
(4) Fiecare ORR implicat furnizează gestionarului sistemului HVDC echivalenţi ai reţelei care descriu comportamentul reţelei în punctul de racordare, permiţând proprietarilor de sisteme HVDC să-şi proiecteze sistemul lor în ceea ce priveşte cel puţin, dar nu exclusiv, armonicile şi stabilitatea dinamică de-a lungul întregului ciclu de viaţă al sistemului HVDC.

Art. 39. (1) În ceea ce priveşte stabilitatea în funcţionare a sistemului HVDC, sistemul HVDC trebuie să poată găsi puncte de funcţionare stabile, cu o variaţie minimă a fluxului de putere activă şi a nivelului de tensiune, în timpul şi după orice modificare planificată sau neplanificată a sistemului HVDC sau a reţelei c.a. la care acesta este racordat. Sistemul HVDC trebuie să menţină funcţionarea stabilă în orice punct al diagramei de capabilitate P-Q în cazul oscilaţiilor de putere între acesta şi punctul de racordare.

(2) Gestionarul sistemului HVDC se asigură că declanşarea sau deconectarea unei staţii de conversie HVDC, ca parte a unui sistem HVDC cu borne multiple sau integrat, nu conduce la tensiuni tranzitorii în punctul de racordare care să depăşească de regulă l % din tensiunea înainte de defect şi în cazuri excepţionale 5% din tensiunea înainte de defect.
(3) Sistemul este astfel conceput încât să reziste defectelor tranzitorii de pe liniile de c.a. de înaltă tensiune dintr-o reţea adiacentă sau apropiată de sistemul HVDC, şi să nu determine deconectarea de la reţea a echipamentelor din sistemul HVDC din cauza autoreanclanşării liniilor de c.a. din reţea. Sistemul HVDC trebuie să rămână conectat la reţea în cazul acţiunii RAR monofazat sau trifazat pe liniile din reţeaua buclată la care este racordat. Detaliile tehnice specifice fac obiectul coordonării şi dispoziţiilor privind sistemele de protecţie şi setările convenite cu ORR.
(4) Gestionarul sistemului HVDC furnizează ORR informaţii privind rezilienţa sistemului HVDC la perturbările din sistemul c.a. în conformitate cu cerinţele de operare ale SEN.

Secţiunea a 5-a Cerinţe pentru dispozitivele şi reglajele corespunzătoare

Art. 40. (1) În ceea ce priveşte schemele şi reglajele protecţiilor electrice, ORR specifică, în coordonare cu OTS, schemele de protecţie şi setările aferente, ţinând cont de caracteristicile sistemului HVDC. Schemele de protecţie relevante pentru sistemul HVDC şi reţea, precum şi setările relevante pentru sistemul HVDC trebuie să fie coordonate şi convenite între ORR, OTS şi gestionarul sistemului HVDC. Schemele de protecţie şi setările acestora pentru defectele electrice interne nu trebuie să pericliteze performanţa sistemului HVDC. Sistemele de protecţie şi automatizare respectă cel puţin cerinţele prevăzute la art. 139 lit. f) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.

(2) Protecţiile electrice ale sistemului HVDC au întâietate faţă de dispoziţiile de dispecer, ţinând seama de siguranţa în funcţionare a sistemului, de sănătatea şi securitatea personalului şi a publicului, precum şi atenuarea oricărei avarii survenite la sistemul HVDC.
(3) Modificările aduse schemelor de protecţie sau setărilor acestora relevante pentru sistemul HVDC şi reţea se convin între ORR, OTS şi gestionarul sistemului HVDC, înainte de a fi implementate de către gestionar.

Art. 41. (1) În ceea ce priveşte ierarhizarea sistemelor de protecţie şi control, o schemă de protecţii-control, indicată de către gestionarul sistemului HVDC şi constând din diferite moduri de comandă, inclusiv reglajele parametrilor specifici, trebuie să fie coordonată şi convenită între OTS, ORR şi gestionarul sistemului HVDC.

(2) Cu privire la ierarhizarea sistemelor de protecţie şi sistemelor de reglaj, gestionarul sistemului HVDC îşi organizează dispozitivele de protecţie şi de control în conformitate cu următoarea ierarhizare, în ordinea descrescătoare a importanţei, cu excepţia cazului în care se specifică altfel de către OTS în coordonare cu ORR:
1. a) protecţia reţelei electrice şi a sistemului HVDC;
2. b) reglajul puterii active suport în caz de urgenţă;
3. c) inerţia artificială, dacă este cazul;
4. d) acţiunile corective automate, astfel cum se prevede la art. 8;
5. e) RFA limitat RFA-CR şi RFA-SC;
6. f) RFA şi reglajul frecvenţei şi
7. g) limitări privind rampa de variaţie a puterii.

Art. 42. (1) În ceea ce priveşte modificările schemelor şi reglajelor sistemelor de protecţie şi control, parametrii diferitelor moduri de comandă şi reglajele protecţiilor sistemului HVDC trebuie

să poată fi modificate în staţia de conversie HVDC, dacă ORR sau OTS solicită acest lucru, în conformitate cu alin. (3) şi numai cu acordul gestionarului sistemului HVDC.

(2) Modificarea schemelor sau a reglajelor parametrilor diferitelor moduri de comandă şi de protecţie a sistemului HVDC, inclusiv procedura, trebuie să fie coordonată şi convenită între OTS şi gestionarul sistemului HVDC.
(3) Selectarea modului de reglaj şi setarea valorilor solicitate pentru sistemul HVDC trebuie să poată fi realizată de la distanţă, aşa cum prevede ORR, în cooperare cu OTS, prin integrarea sistemului HVDC în sistemul SCADA al ORR şi în sistemul EMS SCADA.

Secţiunea a 6-a Cerinţe pentru restaurarea sistemului electroenergetic

Art. 43. (1) În ceea ce priveşte pornirea fără sursă de tensiune din sistem, sistemul HVDC trebuie să asigure capabilitatea tehnică pentru utilizarea întregii puteri de transport pentru asigurarea pornirii fără sursă de tensiune din sistem.

(2) În cazul în care una dintre staţiile de conversie este pusă sub tensiune, un sistem HVDC cu capabilitate de pornire fără sursă de tensiune din sistem trebuie să poată să pună sub tensiune bara colectoare din postul de transformare c.a. la care este racordată o altă staţie de conversie, într-un timp de maximum 300 secunde după închiderea sistemului HVDC. Sistemul HVDC trebuie să aibă capabilitatea de sincronizare în domeniul de frecvenţă stabilit la art. 4 şi în limitele de tensiune de la art. 15. După caz, OTS poate prevedea intervale de tensiune şi de frecvenţă mai mari atunci când acest lucru este necesar pentru a restabili siguranţa în funcţionare, domenii care sunt specificate în studiul de soluţie.
(3) ORR şi gestionarul sistemului HVDC convin şi stabilesc, înaintea punerii în funcţiune, parametrii dispozitivelor de sincronizare pentru a permite sincronizarea sistemului HVDC, după cum urmează:
1. a) domeniul de tensiune, ±5 % Un (la borne) pentru tensiunea de 400 kV, respectiv ± 10 % Un pentru tensiuni mai mici de 400 kV;
2. b) domeniul de frecvenţă, (47,5 - 51) Hz;
3. c) domeniul de defazaj mai mic de 10°;
4. d) succesiunea fazelor;
5. e) diferenţa de tensiune mai mică de 5% Un respectiv 10% Un şi diferenţa de frecvenţă mai mică de 50 mHz.
6. f) timpul de verificare a valorilor măsurate, de 60 de secunde.
(4) OTS şi gestionarul sistemului HVDC convin asupra capabilităţii şi a disponibilităţii capabilităţii de pornire fără sursă de tensiune din reţea şi asupra procedurii operaţionale

CAPITOLUL III

CERINŢE PENTRU MGCCC ŞI PENTRU STAŢIILE DE CONVERSIE HVDC DIN CAPETE

Secţiunea 1. Cerinţe pentru modulele MGCCC

Art. 44. (1) În ceea ce priveşte cerinţele pentru răspunsul la abaterile de frecvenţă, MGCCC trebuie să fie capabil să primească un semnal transmis rapid, de la un punct de racordare din zona sincronă în care se furnizează răspunsul la abaterile de frecvenţă, semnal pe care trebuie să fie capabil să îl prelucreze în decurs de 0,1 secunde de la emitere şi să asigure activarea răspunsului la variaţia de frecvenţă. Frecvenţa trebuie măsurată în punctul de racordare în zona sincronă în care este furnizat răspunsul la frecvenţă.

(2) MGCCC racordate prin sistemele HVDC care se conectează cu mai mult de o zonă de reglaj trebuie să fie capabile să asigure un reglaj coordonat al frecvenţei, astfel cum prevede OTS în cadrul studiului de soluţie.

Art. 45. (1) În ceea ce priveşte domeniile de frecvenţă şi răspunsul la abaterile frecvenţă, MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a rămâne conectat la reţeaua staţiei de conversie de c.c. - c.a. din capete şi de a funcţiona în domeniile de frecvenţă şi pe duratele prevăzute în tabelul 8.

Tabelul 8: Duratele minime pentru sistemul nominal de 50 Hz în care un modul generator conectat în

c.c. trebuie să fie capabil să rămână conectat la reţea şi să funcţioneze pe frecvenţe diferite, care se abat de la o valoare nominală, fără deconectare de la reţea

Domeniu de frecvenţă	Durata de funcţionare
47,0 Hz - 47,5 Hz	20 de secunde
47,5 Hz - 49,0 Hz	Minimum 90 minute
49,0Hz - 51,0 Hz	Nelimitată
51,0 - 51,5 Hz	Minimum 90 minute
51,5 Hz - 52,0 Hz	15 minute

(2) OTS şi gestionarul MGCCC stabilesc de comun acord domenii de frecvenţă mai largi sau perioade minime de funcţionare mai mari, pentru a asigura utilizarea optimă a capacităţilor tehnice ale MGCCC, dacă acest lucru este necesar pentru a menţine sau a restabili siguranţa în funcţionare. Dacă domeniile de frecvenţă mai extinse sau duratele minime de funcţionare mai mari sunt fezabile din punct de vedere economic şi tehnic, gestionarul MGCCC nu va refuza în mod nerezonabil să-şi dea acordul în acest sens.

(3) În condiţiile respectării prevederilor alin. (1), MGCCC trebuie să fie capabil să se deconecteze automat la anumite frecvenţe în punctul de racordare, de regulă la valori de frecvenţă sub 47 Hz cu un timp de verificare de 20 secunde, respectiv la 52,1 Hz, la 1 secundă. Condiţiile şi parametrii pentru deconectarea automată se convin între OTS şi gestionarul MGCCC la nivelul studiului de soluţie.

Art. 46. MGCCC trebuie să rămână conectat la reţeaua staţiei de conversie de c.c. - c.a. din capete şi să funcţioneze la viteze de variaţie a frecvenţei din sistemul de c.a. de până la ± 2 Hz/s pentru un interval de timp de 500 ms, măsurată în orice moment ca o medie a ratei de variaţie a frecvenţei în secunda anterioară, la punctul de racordare al MGCCC din staţia de conversie de c.c. - c.a. din capete, pentru sistemul nominal de 50 Hz.

Art. 47. (1) MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă, respectiv la creşterile de frecvenţă peste valoarea nominală de 50 Hz (RFA-CR), cu respectarea prevederilor art. 157 din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.

(2) MGCCC trebuie să poată menţine constantă valoarea puterii active mobilizate indiferent de variaţiile de frecvenţă, în limita puterii oferite de către sursa primară, cu excepţia cazului în care modulele generatoare care intră în componenţa centralei răspund la creşterile de frecvenţă sau au reduceri acceptabile de putere activă la scăderea frecvenţei, acceptate de ORR în conformitate cu prevederile articolelor art. 157 şi art. 159Eroare! Fără sursă de referinţă. din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.

Art. 48. (1) În ceea ce priveşte cerinţele referitoare la capabilitatea unui MGCCC de reglaj al puterii, sistemul de reglaj al puterii active al MGCCC trebuie să permită modificarea referinţei de putere activă în conformitate cu dispoziţiile date gestionarului MGCCC de către ORR sau OTS.

(2) Timpul de atingere a referinţei de putere activă sau viteza de variaţie a puterii active la modificarea referinţei trebuie să se încadreze în domeniul (10--30) % Pmax/min în funcţie de tehnologia utilizată, timpul mort să fie de 1 secundă, iar toleranţa de realizare a referinţei să fie de 1% Pmax.
(3) Trebuie să se permită reglajul manual în cazul în care dispozitivele de reglaj automat de la distanţă nu sunt în uz.

Art. 49. MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns limitat la abaterile de frecvenţă în cazul scăderii frecvenţei (RFA-SC), cu respectarea prevederilor art. 163 din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.

Art. 50. MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a asigura un răspuns la variaţiile frecvenţă în conformitate cu prevederile art. 164 lit. a) - f) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.

Art. 51. În ceea ce priveşte cerinţele referitoare la capabilitatea de restabilire a frecvenţei, MGCCC trebuie să asigure funcţii specifice pentru realizarea acestor servicii, stabilite prin proceduri elaborate de OTS. Acestea solicită cel puţin asigurarea reglajului RFA-CR, RFA-SC, RFA, a reglajului puterii active cu o precizie de reglaj de 1% şi viteza de variaţie a puterii active cel puţin de 10%Pmax/min, conectarea la regulatorul central frecvenţă-putere.

Art. 52. (1) În ceea ce priveşte domeniile de tensiune, MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a rămâne conectat la reţeaua staţiei de conversie de c.c. - c.a. din capete şi de a funcţiona în domeniile de tensiune (u.r.) şi pe duratele prevăzute în tabelele 9 şi 10. Domeniul de tensiune şi duratele specificate aplicabile sunt selectate pe baza tensiunii de referinţă de 1 u.r.

Domeniu de tensiune	Durata de funcţionare
0,85 u.r. - 0,90 u.r.	60 de minute
0,90 u.r. - 1,118 u.r.	Nelimitată
1,118 u.r. - 1,15 u.r.	20 de minute

Tabelul 9: Duratele minime în care un MGCCC trebuie să fie capabil să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunii de reţea în punctul de racordare se abate de la valoarea 1 u.r. De regulă, valoarea maximă de funcţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 110 kV este de 123 kV, respectiv pentru tensiunea nominală de 220 kV este de 245 kV, ca valori absolute. Pentru zone de reţea în care se convin alte valori pentru tensiune faţă de tensiunea nominală, se aplică valorile din tabel în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR. Acest tabel se aplică la valori ale tensiunii nominale cuprinse între 110 kV şi 220 kV.

Domeniu de tensiune	Durata de funcţionare
0,85 u.r. - 0,90 u.r.	60 de minute
0,90 u.r. - 1,05 u.r.	Nelimitată
1,05 u.r. - 1,15 u.r.	20 de minute

Tabelul 10: Duratele minime în care un MGCCC trebuie să fie capabil să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunii de reţea în punctul de racordare se abate de la valoarea 1 u.r. De regulă, valoarea maximă de fucţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 400 kV este de 420 kV, ca valoare absolută. Pentru zone de reţea în care se convin alte valori pentru tensiune faţă de tensiunea nominală, se aplică valorile din tabel în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR. Acest tabel se aplică la valoarea tensiunii nominale de 400 kV.

(2) ORR, OTS şi gestionarul MGCCC pot stabili de comun acord domenii de tensiune mai largi sau perioade minime de funcţionare mai mari, pentru a asigura utilizarea optimă a capacităţilor tehnice ale MGCCC, dacă acest lucru este necesar pentru a menţine sau a restabili siguranţa în funcţionare. Dacă domeniile de tensiune mai extinse sau perioadele minime de funcţionare mai mari sunt fezabile din punct de vedere economic şi tehnic, gestionarul MGCCC nu va refuza în mod nerezonabil să îşi dea acordul în acest sens.
(3) Pentru MGCCC care au un punct de interfaţă la reţeaua staţiei de conversie în partea de HVDC, ORR, în cooperare cu OTS, poate preciza în faza de proiect tehnic, în funcţie de specificul locaţiei, tensiuni la punctul de interfaţă HVDC la care un MGCCC trebuie să fie capabil de deconectare automată. Condiţiile şi parametrii pentru deconectarea automată se convin între ORR, OTS şi gestionarul MGCCC.

Art. 53. În ceea ce priveşte posibilităţile de a injecta putere reactivă a MGCCC:
1. a) în situaţia în care sunt mai multe MGCCC conectate la un singur punct de racordare la o reţea de c.a., gestionarii MGCCC încheie acorduri cu proprietarii sistemului HVDC cu privire la îndeplinirea cerinţelor următoare:
  1. (i) trebuie să aibă capabilitatea să realizeze, cu instalaţii sau echipamente şi/sau software suplimentare, capabilităţile de livrare a puterii reactive prescrise de ORR, în cooperare cu OTS, în conformitate cu cerinţele referitoare la stabilitatea tensiunii, formulate fie la momentul racordării, fie ulterior şi trebuie:
    - - să aibă capabilităţile puterii reactive pentru unele sau pentru toate echipamentele în conformitate cu cerinţele referitoare la stabilitatea tensiunii, formulate fie la momentul racordării, fie ulterior şi a echipamentelor deja instalate ca parte a racordării MGCCC la reţeaua de c.a. la momentul conectării iniţiale şi punerii în funcţiune; sau
    - - să demonstreze şi, ulterior, să ajungă la un acord cu ORR şi cu OTS cu privire la modul în care va fi asigurată capabilitatea de livrare a puterii reactive atunci când MGCCC este racordat la mai mult de un singur punct de racordare din reţeaua de c.a. sau reţeaua staţiei de conversie de c.c - c.a. din capete are conectat, fie un MGCCC, fie un sistem HVDC cu un alt proprietar. Acest acord include un contract prin care gestionarul MGCCC se angajează că va finanţa şi instala capabilităţile de putere reactivă prevăzute de prezentul articol pentru modulele sale într-un moment specificat de ORR, în cooperare cu OTS. ORR, în cooperare cu OTS, îl informează pe gestionarul MGCCC asupra datei de finalizare a oricărui proiect angajat care va necesita ca gestionarul MGCCC să instaleze capacitatea integrală de putere reactivă;
  2. (ii) ORR, în cooperare cu OTS, trebuie să ţină cont de calendarul de retehnologizare a capacităţii de putere reactivă la MGCCC la stabilirea momentului în care urmează să aibă loc retehnologizarea acestei capacităţi de putere reactivă. Calendarul proiectului trebuie să fie furnizat de gestionarul MGCCC în momentul racordării la reţeaua de c.a.;
2. b) MGCCC trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la stabilitatea tensiunii, fie la momentul racordării, fie ulterior, în conformitate cu acordul menţionat la lit. a):
  1. (i) în ceea ce priveşte capabilitatea puterii reactive la capacitatea maximă de transport al puterii electrice a sistemului HVDC, MGCCC trebuie să întrunească cerinţele în materie de capabilitate de putere reactivă stabilite de ORR, în coordonare cu OTS, în contextul tensiunii variabile. ORR stabileşte un profil U-Q/Pmax (figura 7) care poate lua orice formă în limitele stabilite în tabelul 11, în care MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a injecta/absorbi putere reactivă la variaţii de tensiune şi la funcţionarea la capacitatea maximă de transport al puterii reactive a sistemului HVDC. ORR, în cooperare cu OTS, ia în considerare dezvoltarea pe termen lung a reţelei atunci când stabileşte aceste valori, precum şi eventualele costuri pentru modulele de centrală electrică ale furnizării capabilităţii de producţie a puterii reactive la înaltă tensiune şi de consum al puterii reactive la tensiune joasă.
    
    Figura 7 reprezintă limitele tipice ale diagramei U-Q/Pmax ca dependenţă între tensiunea în punctul de racordare exprimată în unităţi relative şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi capacitatea maximă (Pmax). Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei sunt orientative, OTS putând solicita, în funcţie de condiţiile de sistem din punctul de racordare şi alte forme ale diagramei U-Q/Pmax în intervalul maxim de Q/Pmax de 0,75.
    
    Intervalul maxim de Q/Pmax
    
    Domeniul maxim al nivelului de tensiune în regim staţionar, exprimat în unităţi relative u.r.
    
    0,75
    
    0,200
    
    Tabelul 11. Parametrii pentru înfăşurătoarea interioară din figura 7
    
    În cazul în care planul de dezvoltare a reţelei electrice de transport prevede că MGCCC se va racorda în c.a. la zona sincronă:
    - - MGCCC trebuie să dispună de capabilităţile prevăzute la art. 172 lit. a) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018 referitoare la furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare sau la bornele staţiei de conversie c.c. în c.a, în cazul defectelor simetrice (trifazate).
    - - MGCCC trebuie să dispună de capabilităţile prevăzute la art. 172 lit. b) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018, referitoare la furnizarea componentei de regim tranzitoriu a curentului de defect în punctul de racordare sau la bornele staţiei de conversie c.c. în c.a, în cazul defectelor asimetrice monofazate sau bifazate.
    - - MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a furniza putere reactivă suplimentară, stabilită de ORR, în punctul de racordare dacă acesta nu se află la bornele de c.a. ale staţiei de conversie. Puterea reactivă suplimentară trebuie să compenseze puterea reactivă a liniei sau cablului de înaltă tensiune între staţia de conversie şi punctul de racordare. Această putere reactivă suplimentară este stabilită printr-un studiu de compensare a puterii reactive în punctul de racordare şi trebuie să asigure în punctul de racordare schimb de putere reactivă nulă la puterea activă zero, cu o toleranţă: de maximum 0,5 MVAr dacă tensiunea în punctul de racordare este 2: 110 kV.
    - - MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a produce putere reactivă în punctul de racordare la capacitate maximă, cu respectarea cerinţelor prevăzute la art. 172 lit. d) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018;
    - - în ceea ce priveşte capabilitatea de producere a puterii reactive sub capacitatea maximă (sub Pmax), gestionarul MGCCC trebuie să respecte cerinţele prevăzute la art. 172 lit.
      
      e) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018;
    - - în ceea ce priveşte modurile de comandă a puterii reactive, gestionarul MGCCC respectă cerinţele prevăzute la art. 172 lit. f) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018;
    - - în ceea ce priveşte ierarhizarea contribuţiei puterii active sau reactive, gestionarul MGCCC respectă cerinţele prevăzute la art. 172 lit. g) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018;
    - - în ceea ce priveşte amortizarea oscilaţiilor de putere, dacă acest lucru este specificat de către OTS la emiterea ATR, gestionarul MGCCC respectă cerinţele prevăzute la art. 172 lit. h) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018;
  2. (ii) În ceea ce priveşte capabilitatea de livrare a puterii reactive, ORR poate stabili o putere reactivă suplimentară care trebuie furnizată dacă punctul de racordare al unui MGCCC 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 schimbul de putere reactivă al liniei sau cablului de înaltă tensiune între bornele de înaltă tensiune ale transfromatorului ridicător de tensiune al MGCCC sau bornele alternatorului, în cazul în care nu există un tranformator ridicător de tensiune, şi punctul de racordare şi trebuie să fie furnizată de gestionarul responsabil al respectivei linii sau cablu.
3. c) În ceea ce priveşte prioritizarea contribuţiei puterii active pentru MGCCC, ORR în cooperare cu OTS, precizează care dintre acestea are prioritatea în timpul defectelor pentru care este nevoie de capabilitatea de trecere peste defect. În cazul în care prioritatea este acordată contribuţiei puterii active, furnizarea acesteia se stabileşte într-un interval de timp de la începutul defectului, astfel cum se specifică de către ORR în cooperare cu OTS.

Art. 54. MGCCC şi sistemele HVDC din capete trebuie să îndeplinească cerinţele generale de

control şi reglaj:.

a) în timpul sincronizării unui MGCCC la reţeaua de colectare c.a., MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a limita variaţiile de tensiune la un nivel de regim permanent prevăzut de către ORR, în cooperare cu OTS. Nivelul specificat nu trebuie să depăşească 5% din tensiunea de presincronizare. ORR, în cooperare cu OTS, trebuie să specifice amplitudinea maximă, durata şi fereastra de măsurare a tensiunii tranzitorii.
b) gestionarul MGCCC furnizează semnale de ieşire, după cum se specifică de către ORR în cooperare cu OTS.

Art. 55. În ceea ce priveşte caracteristicile reţelei, se aplică următoarele condiţii pentru MGCCC:

a) ORR precizează şi pune la dispoziţia gestionarului metoda şi condiţiile înainte şi după defect pentru calculul puterii minime şi maxime de scurtcircuit la punctul de racordare cu sistemul HVDC;
b) MGCCC trebuie să aibă capabilitatea de a funcţiona stabil în intervalul minim-maxim al puterii de scurtcircuit şi în limita caracteristicilor punctului de racordare cu sistemul HVDC specificat de ORR, în cooperare cu OTS;
c) fiecare ORR şi proprietar de sistem HVDC furnizează gestionarului MGCCC echivalente ale reţelei care reprezintă sistemul, permiţând proprietarilor MGCCC să îşi proiecteze propriul sistem în ceea ce priveşte armonicile.

Art. 56. (1) Cerinţele privind schemele protecţie electrică şi setările aferente necesare pentru MGCCC sunt în conformitate cu prevederile art. 171 lit. f) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018, unde reţeaua înseamnă reţeaua zonei sincrone. Schemele de protecţie trebuie să fie proiectate ţinând seama de performanţa sistemului, de caracteristicile reţelei, precum şi de caracteristicile tehnice ale tehnologiei modulelor generatoare din centrală şi trebuie stabilite de comun acord cu ORR, în cooperare cu OTS.

(2) Ierarhizarea dispozitivelor de protecţie şi control la MGCCC se organizează în conformitate cu prevederile art. 171 lit. g) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018, în cazul în care reţeaua se referă la reţeaua zonei sincrone şi se convine cu ORR, în cooperare cu OTS.

Art. 57. În ceea ce priveşte calitatea energiei electrice, gestionarii MGCCC trebuie să se asigure că racordurile lor la reţea nu determină un nivel de distorsiune sau de fluctuaţii ale tensiunii de alimentare în reţea, în punctul de racordare, peste nivelul specificat de ORR în cooperare cu OTS conform Standardelor de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem ale energiei electrice şi pentru serviciile de distribuţie a energiei electrice, aflate în vigoare. Contribuţia necesară din partea utilizatorilor de reţea la studiile conexe, nu poate fi refuzată în mod nejustificat. Procesul necesar pentru realizarea de studii şi furnizarea de date relevante de către toţi utilizatorii reţelei implicaţi, precum şi măsurile de atenuare identificate şi implementate trebuie să respecte procedura de la art. 35.

Art. 58. Gestionarii MGCCC transmit ORR datele tehnice prevăzute în Anexa nr. 2, care face parte integrantă din prezenta normă tehnică, şi îndeplinesc cerinţele generale în materie de operare a sistemului prevăzute la art. 171 din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.

Secţiunea a 2-a Cerinţe pentru staţiile de conversie HVDC din capete

Art. 59. Staţiile de conversie HVDC din capete trebuie să respecte cerinţele prevăzute la art. 4--51, sub rezerva cerinţelor prevăzute la art. 60--63.

Art. 60. În ceea ce priveşte răspunsul la frecvenţă, gestionarul staţiei de conversie HVDC din capete şi gestionarul modulului MGCCC convin cu privire la modalităţile tehnice de transmitere a

semnalului în conformitate cu prevederile art. 44. În cazul în care OTS solicită acest lucru, sistemul HVDC trebuie să poată furniza frecvenţa reţelei în punctul de racordare ca semnal. Pentru un sistem HVDC care conectează un modul generator din centrală, ajustarea răspunsului în putere activă în funcţie de frecvenţă este limitată de capabilitatea modulelor MGCCC.

Art. 61. (1) În ceea ce priveşte domeniile de tensiune:
1. a) o staţie de conversie HVDC din capete trebuie să aibă capabilitatea de a rămâne conectată la reţeaua staţiei de conversie HVDC din capete şi de a funcţiona în domeniile de tensiune (u.r.) şi perioadele de timp specificate în tabelele 12 şi 13. Domeniul de tensiune şi duratele specificate aplicabile sunt selectate pe baza tensiunii de referinţă de 1 u.r.;
2. b) domenii de tensiune mai extinse sau perioade minime mai lungi de funcţionare sunt convenite între ORR, în cooperare cu OTS şi cu gestionarul modulului MGCCC, în conformitate cu prevederile art. 52 şi 53;
3. c) pentru punctele de interfaţă la tensiunile c.a. care nu sunt incluse în domeniul de aplicare al tabelelor 12 şi 13, ORR, în cooperare cu OTS, trebuie să precizeze cerinţele aplicabile punctului de racordare;

Domeniu de tensiune	Perioadă de funcţionare
0,85 u.r. - 0,90 u.r.	60 de minute
0,90 u.r. - 1,118 u.r.	Nelimitată
1,118 u.r. - 1,15 u.r.	20 de minute

Tabelul 12: Duratele minime în care o staţie de conversie HVDC din capete trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunii de reţea în punctul de racordare se abate de la valoarea 1 u.r. De regulă, valoarea maximă de funcţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 110 kV este de 123 kV, respectiv pentru tensiunea nominală de 220 kV este de 245 kV, ca valori absolute. Pentru zone de reţea în care se convin alte valori pentru tensiune faţă de tensiunea nominală, se aplică valorile din tabel în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR. Acest tabel se aplică la valori ale tensiunii nominale cuprinse între 110 kV şi 220 kV.

Domeniu de tensiune	Perioadă de funcţionare
0,85 u.r. - 0,90 u.r.	60 de minute
0,90 u.r. - 1,05 u.r.	Nelimitată
1,05 u.r. - 1,15 u.r.	20 de minute

Tabelul 13: Duratele minime în care o staţie de conversie HVDC din capete trebuie să fie capabilă să funcţioneze fără a se deconecta, când valoarea tensiunii de reţea în punctul de racordare se abate de la valoarea 1 u.r. De regulă, valoarea maximă de fucţionare nelimitată pentru tensiunea nominală de 400 kV este de 420 kV, ca valoare absolută. Pentru zone de reţea în care se convin alte valori

pentru tensiune faţă de tensiunea nominală, se aplică valorile din tabel în baza unor convenţii de exploatare între utilizatori şi ORR. Acest tabel se aplică la valoarea tensiunii nominale de 400 kV.

(2) O staţie de conversie HVDC din capete trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe referitoare la stabilitatea tensiunii la punctele de racordare în ceea ce priveşte capabilitatea de livrare a puterii reactivă:

a) ORR, în colaborare cu OTS, trebuie să stabilească cerinţele referitoare la capabilitatea de a injecta putere reactivă pentru diverse niveluri de tensiune. La stabilirea acestor cerinţe, ORR, în cooperare cu OTS, determină un profil U-Q/Pmax de orice formă, în limita căruia staţia de conversie HVDC din capete trebuie să poată injecta putere reactivă la capacitatea maximă de transport al puterii active a sistemului HVDC;
b) profilul U-Q/Pmax este stabilit de ORR, în colaborare cu OTS. Profilul U-Q/Pmax (figura 8) poate lua orice formă în limitele stabilite în tabelul 14. De regulă, profilul U-Q/Pmax este cel figurat cu linie punctată în figura 8.

Fig. 8 reprezintă limitele tipice ale diagramei U-Q/Pmax ca dependenţă între tensiunea în punctul de racordare exprimată în unităţi relative şi raportul dintre puterea reactivă (Q) şi capacitatea maximă (Pmax). Poziţia, dimensiunea şi forma înfăşurătoarei sunt orientative, OTS putând solicita, în funcţie de condiţiile de sistem din punctul de racordare şi alte forme ale diagramei U-Q/Pmax în intervalul maxim de Q/Pmax de 0,95.

Intervalul maxim de Q/Pmax	Domeniul maxim al nivelului de tensiune în regim staţionar, exprimat în unităţi relative
0, 95	0,225

Tabelul 14: Parametrii pentru înfăşurătoarea interioară din figura 8

Art. 62. În ceea ce priveşte caracteristicile reţelei, gestionarul staţiei de conversie HVDC trebuie să furnizeze date pertinente oricărui proprietar de modul MGCCC, în conformitate cu art. 55.

Art. 63. În ceea ce priveşte calitatea energiei electrice, proprietarii staţiilor de conversie HVDC din capete trebuie să se asigure că racordurile lor la reţea nu determină un nivel de distorsiune sau de fluctuaţii ale tensiunii de alimentare în reţea, în punctul de racordare, peste nivelul specificat de ORR, în cooperare cu OTS conform prevederilor standardelor de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem ale energiei electrice şi pentru serviciile de distribuţie a energiei electrice, aflate în vigoare. Contribuţia necesară din partea utilizatorilor de reţea la studiile conexe, inclusiv, dar fără a se limita la acestea, la modulele MGCCC existente şi la sistemele HVDC existente, nu poate fi refuzată în mod nejustificat. Procesul necesar pentru realizarea de studii şi furnizarea de date relevante de către toţi utilizatorii reţelei implicaţi, precum şi măsurile de atenuare identificate şi implementate trebuie să respecte procedura prevăzută la art. 35.

CAPITOLUL IV

SCHIMB DE INFORMAŢII ŞI COORDONARE

Secţiunea 1. Operarea sistemelor HVDC

Art. 64. În ceea ce priveşte instrumentele de operare, fiecare unitate de conversie HVDC a unui sistem HVDC trebuie să fie echipată cu un regulator automat, capabil să primească comenzi de la ORR şi de la OTS. Acest regulator automat trebuie să poată opera unităţile de conversie HDVC ale sistemului HVDC în mod coordonat. ORR specifică ierarhia reglajului automat pentru fiecare unitate de conversie HVDC conform prevederilor articolului 139 lit. g) din Norma tehnică aprobată prin Ordinul ANRE nr. 208/2018.

Art. 65. Regulatorul automat al sistemului HVDC menţionat la art. 64 trebuie să poată trimite ORR următoarele tipuri de semnale:

a) cel puţin următoarele semnale operaţionale:
1. (i) semnale de pornire;
2. (ii) valoarea măsurată a tensiunii c.a. şi c.a în ambele capete.;
3. (iii) valoarea măsurată a curentului c.a. şi c.c.;
4. (iv) valoarea măsurată a puterii active şi reactive în partea c.a.;
5. (v) valoarea măsurată a frecvenţei şi a tensiunii în partea c.a.;
6. (vi) valoarea măsurată a puterii c.c.;
7. (vii) operarea la nivel de unitate de conversie HVDC într-un convertizor HVDC tip cu poli multipli;
8. (viii) elementele şi statutul topologiei, precum şi
9. (ix) domeniul de putere activă RFA, RFA-CR şi RFA-SC.

(b) cel puţin următoarele semnale de alarmă şi stare:
1. (i) blocarea de urgenţă;
2. (ii) blocarea rampelor;
3. (iii) inversarea rapidă a sensului puterii active;
4. (iv) poziţia elementelor de comutaţie

Art. 66. Regulatorul automat menţionat la art. 64 trebuie să poată primi următoarele tipuri de semnale de la ORR:

a) cel puţin următoarele semnale operaţionale:
1. (i) comanda de pornire;
2. (ii) valorile prescrise ale puterii active;
3. (iii) setările răspunsului la abaterile de frecvenţă;
4. (iv) valorile prescrise pentru puterea reactivă, tensiunea sau factorul de putere;
5. (v) selectarea modurilor de reglaj al tensiune sau putere reactivă respectiv cu sau fără răspuns la variaţiile de frecvenţă RFA ;
6. (vi) reglajul amortizării oscilaţiilor de putere şi
7. (vii) inerţia artificială.
b) cel puţin următoarele semnale de alarmă şi stare:
1. (i) comanda de blocare de urgenţă;
2. (ii) comanda de blocare a rampelor;
3. (iii) comanda elementelor de comuntaţie;direcţia fluxului de putere activă; şi
4. (iv) comanda de inversare rapidă a sensului puterii active.

Art. 67. În ceea ce priveşte fiecare semnal, ORR poate stabili calitatea semnalului furnizat. ORR stabileşte şi comunică gestionarului, la faza de proiect tehnic cerinţele în ceea ce priveşte precizia de măsură şi protocolul de transmitere a datelor.

Art. 68. (1) Gestionarul sistemului HVDC trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare, prevăzute la art. 65 şi 66 de către ORR.

(2) Sistemul HVDC racordat/racordată la RET se integrează numai în sistemul EMS-SCADA şi asigură cel puţin schimbul de semnale de la art. 65 şi 66. Integrarea în EMS-SCADA se asigură prin două căi de comunicaţie independente, dintre care cel puţin calea principală va fi asigurată prin suport de fibră optică. Gestionarul este responsabil de asigurarea mentenaţei celor două căi de comunicaţie.
(3) Sistemul HVDC racordat la RED se integrează atât în EMS-SCADA, cât şi în DMS-SCADA. Integrarea în EMS-SCADA se asigură pentru cel puţin următorul schimb de semnale: putere activă, putere reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare, valorile solicitate pentru puterea activă şi puterea reactivă, semnale de stare şi comenzi pentru poziţia întreruptorului. Integrarea în EMS- SCADA se asigură prin două căi de comunicaţie independente, dintre care cel puţin calea principală va fi asigurată prin suport de fibră optică. Integrarea în DMS-SCADA se asigură pentru cel puţin următorul schimb de semnale: putere activă, putere reactivă, tensiunea şi frecvenţa în punctul de racordare, semnale de stare şi comenzi pentru poziţia întreruptorului şi pentru poziţia separatoarelor.

Art. 69. Gestionarul sistemului HVDC are obligaţia de a asigura compatibilitatea echipamentelor de schimb de date la nivelul interfeţei cu sistemul EMS-SCADA, respectiv DMS-SCADA al ORR, la caracteristicile solicitate de acesta.

Art. 70. Gestionarul sistemului HVDC trebuie să asigure alimentarea cu energie electrică şi plata energiei electrice aferentă instalaţiilor de monitorizare, de reglaj şi de transmitere a datelor prevăzute la art. 65 şi 66 astfel încât acestea să fie disponibile cel puţin trei ore după pierderea sursei de alimentare.

Art. 71. Integrarea în sistemele EMS-SCADA, DMS-SCADA, după caz, şi în sistemul de monitorizare a calităţii energiei electrice se realizează prin grija gestionarului sistemului HVDC.

Art. 72. Gestionarul sistemului HVDC are obligaţia de a permite accesul ORR şi OTS la ieşirile din sistemele de măsurare proprii pentru tensiune, curent, frecvenţă, puteri active şi reactive şi la informaţiile referitoare la echipamentele de comutaţie care indică starea instalaţiilor şi a semnalelor de alarmă, în scopul transferului acestor informaţii către interfaţa cu sistemul de control şi achiziţii de date DMS-SCADA, respectiv EMS-SCADA şi cu sistemul de telemăsurare.

Secţiunea a 2-a Parametri şi setări

Art. 73. Parametrii şi valorile prescrise ale funcţiilor principale de reglaj ale unui sistem HVDC se stabilesc de comun acord între gestionarul sistemului HVDC şi ORR, în coordonare cu OTS.

Parametrii şi valorile prescrise se implementează în cadrul unei ierarhii de reglaj care să facă posibilă modificarea lor dacă este necesar. Respectivele funcţii principale de reglaj sunt, fără a se limita la:
1. a) inerţia artificială, dacă este aplicabilă în conformitate cu prevederile art. 9 şi 54;
2. b) răspunsurile la variaţiile de frecvenţă (RFA, RFA-CR şi RFA-SC), menţionate la art. 10--14;
3. c) reglajul frecvenţă-putere, dacă este cazul, menţionat la art. 13;
4. d) modul de reglaj al puterii active, reactive sau al tensiunii dacă este aplicabil, în conformitate cu prevederile art. 6, art. 7, art. 15 şi art. 17-23;
5. e) capabilitatea de atenuare a oscilaţiilor de putere, menţionată la art. 36;
6. f) capabilitatea de reglaj al amortizării interacţiunilor torsionale subsincrone, menţionată la art. 37.
  
  Secţiunea a 3-a Înregistrarea defectelor şi monitorizarea
  
  Art. 74. (1) Un sistem HVDC trebuie să fie echipat cu un dispozitiv care să asigure înregistrarea defectelor şi monitorizarea comportamentului dinamic în sistem, acestea fiind de regulă, osciloperturbografe sau echipamente care pot înlocui funcţiile asigurate de osciloperturbograf. Aceste dispozitive trebuie să asigure înregistrarea următorilor parametri pentru fiecare dintre staţiile sale de conversie HVDC:
  1. a) tensiunea c.a. pe fiecare fază şi c.c;
  2. b) curentul c.a. pe fiecare fază şi c.c.;
  3. c) puterea activă pe fiecare fază;
  4. d) puterea reactivă pe fiecare fază şi
  5. e) frecvenţa.

(2) ORR are dreptul să stabilească performanţele parametrilor puşi la dispoziţie prin intermediul dispozitivelor menţionate anterior, cu condiţia convenirii prealabile a acestora cu gestionarul.
(3) Setările echipamentului de înregistrare a defectelor, inclusiv criteriile de pornire a înregistrării şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul Sistemului HVDC şi ORR la momentul PIF şi se consemnează prin dispoziţii scrise. Acestea cuprind şi un criteriu de pornire de detectare a oscilaţiilor între sistemul HVDC şi punctul de conectare/racordare, stabilit de OTS;
(4) ORR, OTS şi gestionarul sistemului HVDC stabilesc de comun acord necesitatea includerii unui criteriu de detectare a oscilaţiilor pentru monitorizarea comportamentului dinamic al sistemului, stabilit de OTS, cu scopul de a detecta oscilaţiile cu amortizare insuficientă, respectiv neamortizate;
(5) sistemul de monitorizare a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să permită accesul la informaţii al gestionarului şi al ORR. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionar, ORR şi OTS înainte de alegerea echipamentelor pentru monitorizare.

Art. 75. ORR poate să specifice calitatea parametrilor de măsură furnizaţi care trebuie respectaţi de sistemul HVDC, cu condiţia să se acorde un preaviz rezonabil.

Art. 76. (1) Informaţiile privind echipamentul de înregistrare a defectelor menţionat la art. 74, inclusiv canalele analoge şi digitale, setările, inclusiv criteriile de declanşare şi ratele de eşantionare se stabilesc de comun acord între gestionarul sistemului HVDC, ORR şi OTS. ORR stabileşte şi comunică gestionarului, la faza de proiect tehnic cerinţele în ceea ce priveşte precizia de măsură şi protocolul de transmitere a datelor.

(2) Toate echipamentele de monitorizare a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să includă un criteriu de pornire bazat pe oscilaţie, stabilit de OTS, cu scopul de a detecta variaţiile de putere prost amortizate.

Art. 77. Sistemul de monitorizare a calităţii furnizării şi a comportamentului dinamic al sistemului trebuie să includă dispoziţii referitoare la accesul electronic la informaţii al gestionarului sistemului HVDC şi al ORR. Protocoalele de comunicare pentru datele înregistrate sunt stabilite de comun acord între gestionarul sistemului HVDC, ORR şi OTS, la faza de proiect tehnic cerinţele şi se referă la precizia de măsură şi protocolul de transmitere a datelor.

Secţiunea a 4-a. Modele de simulare

Art. 78. (1) La solicitarea ORR sau OTS, gestionarul sistemului HVDC sau MGCCC trebuie să furnizeze modele de simulare a funcţionării sistemului HVDC sau al MGCCC, după caz, care să reflecte în mod adecvat comportamentul acestora, atât în regim staţionar, cât şi dinamic, inclusiv pentru fenomene electromagnetice tranzitorii.

(2) Formatul în care trebuie furnizate modelele şi documentaţia privind structura modelelor şi schema electrică se stabileşte de către ORR în coordonare cu OTS.

Art. 79. În scopul simulărilor de regim dinamic, modelele furnizate trebuie să conţină cel puţin următoarele submodele, fără a se limita însă la acestea, în funcţie de existenţa componentelor menţionate:
1. a) modele de unităţi de conversie HVDC;
2. b) modele de componente c.a.;
3. c) modele de reţele c.c.;
4. d) reglajul de tensiune şi de putere;
5. e) elemente speciale de reglaj, rezultate ca fiind necesare, precum funcţia de amortizare a oscilaţiilor de putere (POD), reglajul amortizării interacţiunilor torsionale subsincrone (ITSS);
6. f) reglajul de putere în situaţia conexiunilor multiple, dacă este cazul;
7. g) modele de protecţie a sistemului HVDC, astfel cum au fost convenite între OTS şi gestionarul sistemului HVDC.

Art. 80. Gestionarul sistemului HVDC verifică modelele în raport cu rezultatele încercărilor de conformitate efectuate în conformitate cu prevederile procedurii de notificare pentru racordarea la reţelele electrice de interes public a sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a centralelor electrice formate din module generatoare, care se racordează la reţelele electrice de interes public prin intermediul sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi de verificare a conformităţii acestora, aprobată prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei şi un raport al acestei verificări se trimite OTS. Modelele se utilizează apoi cu scopul de a verifica conformitatea cu cerinţele prezentei norme tehnice, inclusiv, dar fără a se limita la acestea, simulările de conformitate, precum şi în cadrul studiilor pentru evaluarea continuă în cadrul planificării şi operării sistemului.

Art. 81. Un proprietar de sistem HVDC trimite înregistrările sistemului HVDC către ORR sau OTS, pentru a compara răspunsul modelelor cu aceste înregistrări.

Art. 82. Un proprietar de sistem HVDC emite un model echivalent al sistemului de reglaj în cazul în care se produc interacţiuni de reglaj adverse cu staţii de conversie HVDC şi alte conexiuni electrice din proximitate. Modelul echivalent trebuie să conţină toate datele necesare pentru simularea realistă a interacţiunilor negative de reglaj.

ANEXA nr. 1 la norma tehnică

Date tehnice privind sistemele HVDC / staţiile de conversie

Datele tehnice solicitate a fi puse la dispoziţie de gestionarul sistemului HVDC, se referă la prevederile prezentei norme tehnice. În temeiul prevederilor procedurii de notificare şi conformitate se vor solicita date suplimentare pentru fiecare etapă a procesului de notificare şi conformitate.

Gestionarul sistemului HVDC trebuie să pună la dispoziţia ORR tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, de curent electric şi de declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect, în punctul de racordare.

În funcţie de necesităţile privind asigurarea siguranţei în funcţionare a SEN, ORR şi OTS pot solicita gestionarului sistemului HVDC informaţii suplimentare celor din tabelul următor.

D - date detaliate pentru planificare

S - date de planificare comunicate prin cererea de racordare

R - date validate si completate la punerea in funcţiune a instalaţiei

Descrierea datelor	Unităţi de măsură	Categoria datelor
Puterea absorbită
Frecvenţa:
Domeniul de frecvenţă în care sistemul HVDC/staţia de conversie HVDC rămâne în funcţiune	Hz	D
Frecvenţa nominală	Hz	D
Viteza maximă de frecvenţă pentru care sistemul HVDC/staţia de conversie HVDC rămâne în funcţiune	Hz/s
Timpul de rămânere în funcţiune de domeniul de frecvenţă	min	D
Tensiune în punctul de racord:
Tensiune nominală/tensiune contractuală	kV	S, D
Diagrama U-Q/Pmax in punctul de racordare	S, D
Tensiune minimă/maximă la care sistemul HVDC/staţia de conversie HVDC rămâne în funcţiune	kV	D
Timpii de rămânere în funcţiune în funcţie în domeniile de tensiune	kV	D
Tensiune în circuitul de curent continuu:
Tensiune nominală	kV	S, D
Tensiune minimă/maximă la care sistemul HVDC/staţia de conversie HVDC rămâne în funcţiune	kV	D
Timpii de rămânere în funcţiune în funcţie în domeniile de tensiune	kV	D
Sistem de comandă şi achiziţie de date:
Calea de comunicaţie (tip, performanţe tehnice, etc)	Text	D
Comanda la distanţă şi date transmise	Text	D
Transformatoare de măsurare de curent	A/A	D
Transformatoare de măsurare de tensiune	kV/V	D

Caracteristicile sistemului de măsurare	Text	R
Transformatoare de măsurare - detalii privind certificatele de testare	Text	R
Configuraţia reţelei:
Schema de racordare în c.a.	Schemă monofilară	S, D, R
Schema staţiei în c.c.	Schemă	S, D, R
Impedanţa reţelei:
Impedanţele de secvenţă pozitivă, negativă şi zero	S, D, R
Curenţi de scurtcircuit:
Curentul maxim de scurtcircuit calculat în punctul de racordare	kA	S, D, R
Curentul minim de scurtcircuit calculat în punctul de racordare	kA	S, D, R
Transformatoarele în punctul de racordare:
Curba de saturaţie	Diagramă	R
Date asupra unităţilor de transformare (număr de ploturi, raport de tensiune, tip comutare ploturi, etc)	Diagramă, text	S, D, R
Date/schema logică RAT pentru transformatoarele cu comutator automat de ploturi sub sarcină

Date privind convertorul şi circuitul de curent continuu
Tipul convertorului	Descriere tehnică, scheme
Rezistenţa liniei/legăturii c.c. cu componentele: - rezistenta de 0% de menţinere a tensiunii c.c. în invertor - rezistenţa de 50% de a menţine tensiunea constantă de c.c. în centrul liniei c.c. - reziatenţa de 100% pentru a controla tensiunea de c.c. a redresorului
Inductanţa liniei / legăturii c.c	mH
Număr de punţi convertor	Număr şi schemă de conectare
Rezistenţa la comutare - per punte
Reactanţa la comutare - per punte
Schema logică a circuitului de comutaţie - unghiul de deschidere al tiristoarelor.
Valoarea minimă a unghiului de comutaţie (deschidere)	grade
Valoarea maximă a unghiului de comutaţie (deschidere)	grade
Valoarea setată a unghiului de comutaţie (deschidere)	grade
Transformatorul integrat
Raportul nominal al plotului al convertorului-transformator din cc în ca	u.r.
Numărul de ploturi, plotul maxim/minim
Valoarea de blocare a plotului (criteriul şi parametrul de verificare la blocarea/fixarea pe plot)
Modul/tipul de reglaj: Blocat , Putere, Curent , tensiune
�i (fracţie prin care puterea sau curentul în c.c. sunt reduse când invertorul controlează curentul de linie)	u.r.

Reactanţa de comutaţie Rc,Xc
Pierderile totale de putere echivalente în tranzistori şi circuite auxiliare
Căderile de tensiune în punţile cu tiristoare	V
Rezistenta faţa de pământ (de punere la pământ în circuitul de comandă al tiristorului)
Date pentru studiile de interacţiune zonală
Date relevante de reţea c.a de racordare - Impedanţa caracteristică a reţelei, - Date tehnice ale echipamentelor de compensare SVC, STATCOM, filtre - Date tehnice ale centralelor electrice inclusiv modelul lor electric şi mecanic (pentru inerţie) şi tipurile de reglaj - tensiune/putere reactivă - Echivalentul matematic şi electric al altor staţii de HVDC - Echivalentul matematic şi electric al echipamentelor de tip FACTS
Tranzienţi de supratensiune după defect
Calculul factorului de interacţiune pe unitate generatoare UJF = MWHVDC(1 - SCi )2 i MVAi SCtot Unde: UIFi - factorul de interacţiune al unităţii MWHVDC - capacitatea nominala a sistemului HVDC MVAi- puterea aparentă a unităţii SCi- puterea de scurtcircuit a unităţii HVDC in punctul de conectare SCtot - puterea totala de scurt circuit in punctul de conectare

ANEXA nr. 2 la norma tehnică

Date tehnice privind MGCCC

Datele tehnice solicitate a fi puse la dispoziţie de gestionarul MGCCC, se referă la prevederile prezentei norme tehnice. În temeiul prevederilor procedurii de notificare şi conformitate se vor solicita date suplimentare pentru fiecare etapă a procesului de notificare şi conformitate.

Gestionarul MGCCC trebuie să pună la dispoziţia ORR tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, de curent electric şi de declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect, în punctul de racordare.

În funcţie de necesităţile privind asigurarea siguranţei în funcţionare a SEN, ORR şi OTS pot solicita gestionarului MGCCC informaţii suplimentare celor din tabelul următor.

D - date detaliate pentru planificare

S - date de planificare comunicate prin cererea de racordare

R - date validate si completate la punerea in funcţiune a instalaţiei

Descrierea datelor	Unitatea de măsură	Categoria datelor
Punctul de racordare	Text, schemă	S, D, R
Condiţiile standard de mediu pentru care au fost determinate datele tehnice	Text	R
Tensiunea nominală în punctul de racordare	kV	S, D, R
Valoarea curentului maxim de scurtcircuit în punctul de racordare:
- Simetric	kA	D,R
- Nesimetric	kA	D, R
Valoarea curentului minim de scurtcircuit în punctul de racordare:
- Simetric	kA	D, R
- Nesimetric	kA	D, R
Modulele de generare
Puterea nominală aparentă	MVA	S, D, R
Factor de putere nominal (cos qn)	S, D, R
Putere netă	MW	S, D, R
Puterea activă nominală produsă la borne	MW	S, D, R
Puterea activă maximă produsă la borne	MW	S, D, R
Tensiunea nominală la borne	KV	S, D, R
Consumul serviciilor proprii/interne la puterea produsă maximă la borne	MW	S, D,R
Puterea reactivă în regim inductiv maximă la borne	MVAr	S, D, R
Putere reactivă în regim capacitiv maximă la borne	MVAr	S, D, R
Capabilitatea de trecere peste defect LVRT	Diagramă	S, D,R
Raportul de scurtcircuit	D,R
Date modul de generare sincron conectat prin electronică de putere/asincron de tip eolian
Tipul unităţii eoliene (cu ax orizontal/vertical)	Descriere	S,R
Diametrul rotorului	m	S,R

Înălţimea axului rotorului	m	S,R
Sistemul de comandă a palelor (pitch/stall)	Text	S,R
Sistemul de comandă a vitezei (fix/cu două viteze/variabil)	Text	S,R
Tipul de generator	Descriere	S,R
Certificate de tip pentru invertoare însoţite de rezultatele testelor efectuate de laboratoare recunoscute pe plan european pentru: variaţii de frecvenţă, tensiune şi trecere peste defect	certificate	D
Tipul de convertor de frecvenţă şi parametrii nominali (kW)	S,R
Viteza de variaţie a puterii active	MW/min	P, T
Puterea reactivă	KVAr	S, T
Curentul nominal	A	S, R
Tensiunea nominală	V	S, R
Viteza vântului de pornire	m/s	S, R
Viteza nominală a vântului (corespunzătoare puterii nominale)	m/s	S, R
Viteza vântului de deconectare	m/s	S, R
Variaţia puterii generate cu viteza vântului	Tabel	S, R
Diagrama P-Q	Date grafice	S. R. P. T
Parametrii de calitate ai MGCCC
Coeficient de flicker la funcţionare continuă)	S, T
Factorul treaptă de flicker pentru operaţii de comutare)	S, T
Factor de variaţie a tensiunii	S, T
Număr maxim de operaţii de comutare la interval de 10 min	S, T
Număr maxim de operaţii de comutare la interval de 2 ore	S, T
La bara colectoare a modulelor din MGCCC
Factor total de distorsiune de curent THDi	S, T
Armonice (până la armonica 50)	S, T
Factor de nesimetrie de secvenţă negativă	S, T
Capabilitatea din punct de vedere al puterii reactive:
Putere reactivă în regim inductiv/capacitiv la putere maximă generată	MVAr generat	S, D, R
Putere reactivă în regim inductiv/capacitiv la putere minimă generată	MVAr generat	S, D, R
Putere reactivă în regim inductiv/capacitiv la putere zero generată	MVAr generat	S, D, R