PROCEDURĂ din 14 iulie 2021

de calificare tehnică pentru furnizarea serviciilor de sistem

EMITENT

AUTORITATEA NAŢIONALĂ DE REGLEMENTARE ÎN DOMENIUL ENERGIEI

Anexă

Procedura de calificare tehnică pentru furnizarea serviciilor de sistem

Capitolul 1. Scop

Art. 1. Procedura stabileşte modul de desfăşurare a procesului de calificare tehnică a unităţilor generatoare, locurilor de consum cu consum comandabil, instalaţiilor de stocare sau agregărilor acestora, constituite în unităţi de furnizare a rezervelor sau grupuri de furnizare a rezervelor, pentru furnizarea serviciilor de sistem inclusiv pentru participarea la apărarea şi restaurarea sistemului energetic naţional prevăzute la art. 2 şi art. 4

Art. 2. (1) Calificarea tehnică pentru furnizarea rezerva de stabilizare a frecvenţei, respectiv a serviciilor de echilibrare reprezintă condiţia prealabilă pentru ca unităţile generatoare, locurile de consum cu consum comandabil, instalaţiile de stocare sau agregări ale acestora, să participe la piaţa pentru rezerva de stabilizare a frecvenţei respectiv Piaţa de Echilibrare ca unitate furnizoare de rezerve/grup furnizor de rezerve.

1. Calificarea tehnică pentru reglajul tensiunii a unităţilor generatoare, locurilor de consum cu consum comandabil, instalaţiilor de stocare sau agregărilor acestora reprezintă condiţia prealabilă pentru ca operatorul de transport şi de sistem/operatorul de reţea relevant să achiziţioneze puterea reactivă corespunzătoare, furnizată de unităţile calificate.

2. Calificarea tehnică pentru participarea la apărarea sistemului energetic naţional este o condiţie prealabilă pentru îndeplinirea măsurilor specificate în planul de apărare a Sistemul Electroenergetic Naţional de către unităţile generatoare, locurile de consum cu consum comandabil, instalaţiile de stocare sau agregări ale acestora.

3. Calificarea tehnică pentru participarea la restaurarea sistemului energetic naţional este o condiţie prealabilă pentru îndeplinirea măsurilor prevăzute în planul de restaurare a Sistemul Electroenergetic Naţional de către unităţile generatoare, locurile de consum cu consum comandabil, instalaţiile de stocare sau agregări ale acestora.

Capitolul 2. Domeniul de aplicare

Art. 3. Procedura se aplică:

1. de către operatorul de transport şi de sistem, şi

2. de către solicitanţi:

   1. gestionari ai unităţilor de furnizare a rezervelor;

   2. gestionari sau terţi care reprezintă grupuri de furnizare a rezervelor.

Art. 4. Calificarea tehnică pentru furnizarea serviciilor de sistem se efectuează pentru următoarele tipuri de servicii de sistem:

1. Rezerva de stabilizare a frecvenţei;

2. Servicii de echilibrare - produse standard:

   1. rezerva de restabilire a frecvenţei activată automat;

   2. rezerva de restabilire a frecvenţei activată manual;

   3. rezerva de înlocuire;

3. Serviciul de reglaj al tensiunii;

4. Participarea la apărarea Sistemului Electroenergetic Naţional;

5. Participarea la restaurarea Sistemului Electroenergetic Naţional (capacitatea de pornire cu surse proprii).

Capitolul 3. Definiţii şi abrevieri

Art. 5. (1) Termenii utilizaţi în prezenta procedură se definesc după cum urmează:

1. Entitate tehnică - o singură unitate (un modul) de generare a energiei, o singură unitate de consum sau o singura unitate de stocare;

2. Managementul (controlul) rezervorului de energie activă- încărcarea/descărcarea activă a rezervorului în funcţie de starea de încărcare care rezultă din activarea rezervei de stabilizare a frecvenţei pentru a evita starea de rezervor complet plin, respectiv complet gol;

3. Mod Normal (pentru funcţionarea unităţilor furnizoare de rezerve/ grupuri de furnizare a rezervei cu rezervor de energie cu capacitate limitată) - activarea rezervei de stabilizare a frecvenţei în funcţie de abaterea frecvenţei sistemului;

4. Mod Rezervă (pentru funcţionarea unităţilor furnizoare de rezerve/ grupuri de furnizare a rezervei cu rezervor de energie cu capacitate limitată ) - activarea răspunsului de putere activă în funcţie de abaterile de durata redusă ale frecvenţei, care trebuie raportate la abaterea medie a frecvenţei măsurate anterior;

5. Puterea maximă de funcţionare stabilă în procesul de stabilizare a frecvenţei - puterea maximă netă de la care o unitate de furnizare a rezervelor sau grup de furnizare a

   rezervelor este capabil să încarce întreaga rezervă de stabilizare a frecvenţei la o abatere negativă de frecvenţă de 200 mHz faţă de 50 Hz şi să asigure funcţionarea stabilă la acest nou punct de funcţionare cel mult 30 de minute dacă abaterea de frecvenţă de -200 mHz se menţine;

6. Puterea minimă de funcţionare stabilă în procesul de stabilizare a frecvenţei - puterea minimă netă de la care o unitate de furnizare a rezervelor sau grup de furnizare a rezervelor este capabil sa descarce întreaga rezervă de stabilizare a frecvenţei la o abatere pozitivă de frecvenţă de 200 mHz faţă de 50 Hz şi să asigure funcţionarea stabilă la acest nou punct de funcţionare cel mult 30 de minute dacă abaterea de frecvenţă de 200 mHz se menţine;

7. Puterea maximă de funcţionare stabilă în procesul de restabilire a frecvenţei cu activare automată/manuală - puterea maximă netă de la care o unitate de furnizare a rezervelor sau grup de furnizare a rezervelor este capabil să încarce întreaga rezervă de restabilire a frecvenţei prin activare automată/manuală;

8. Puterea minimă de funcţionare stabilă în procesul de restabilire a frecvenţei cu activare automată/manuală - puterea minimă netă de la care o unitate de furnizare a rezervelor sau grup de furnizare a rezervelor este capabil să descarce întreaga rezervă de restabilire a frecvenţei prin activare automată/manuală;

9. Puterea maximă de funcţionare stabilă în procesul de înlocuire a rezervei - puterea maximă netă de la care o unitate de furnizare a rezervelor sau grup de furnizare a rezervelor este capabil să încarce întreaga rezervă de înlocuire;

10. Puterea minimă de funcţionare stabilă în procesul de înlocuire a rezervei - puterea minimă netă de la care o unitate de furnizare a rezervelor sau grup de furnizare a rezervelor este capabil să descarce întreaga rezervă de înlocuire;

11. Unitate de consum - ansamblul de instalaţii electrice aparţinând unui loc de consum, care conţine echipamente ce pot fi comandate în mod activ de un gestionar de loc de consum fie individual, fie în comun sau ca parte a agregării prin intermediul unui terţ;

12. Unităţi furnizoare de rezervă de stabilizare a frecvenţei cu rezervor de energie cu capacitate limitată sau grupuri furnizoare de rezervă de stabilizare a frecvenţei cu rezervor de energie cu capacitate limitată- Unităţi sau grupuri furnizoare de rezervă de stabilizare a frecvenţei cu rezervoare de energie cu capacitate limitată, care îndeplinesc criteriile prevăzute la art. 3 alin. (5) din Decizia preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 153/2021 pentru aprobarea documentului

    „Propunerea tuturor operatorilor de transport şi de sistem din zona sincronă Europa Continentală pentru proprietăţi suplimentare ale rezervei pentru stabilizarea frecvenţei (RSF) în conformitate cu art. 154 alin. (2) al Regulamentului (UE) 2017/1485 al

    Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice";

13. Zona de insensibilitate a regulatorului automat de viteză - abaterea maximă a frecvenţei la care regulatorul automat de viteză nu reacţionează. Această noţiune se aplică ansamblului regulator şi sistem mecanohidraulic de acţionare aferent.

(2) În cuprinsul prezentei proceduri, se utilizează următoarele abrevieri:

1. ACB - Analiza Cost - Beneficiu;

2. ATR - Aviz Tehnic de Racordare;

3. ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei;

4. CD - Consumator Dispecerizabil;

5. CfR - Certificat de Racordare;

6. DASf - Descărcarea Automată a Sarcinii pe criterii de frecvenţă;

7. EC - Europa Continentală;

8. EMS - SCADA - Sistemul SCADA al operatorului de transport (Energy Management System - Supervisory Control and Data Acquisition);

9. ENTSO-E - Reţeaua europeană a operatorilor de sisteme de transport de energie electrică (European network of transmission system operators for electricity);

10. FSE - Furnizor de Servicii de Echilibrare;

11. GFR - Grup de Furnizare a Rezervei;

12. ISD - Instalaţie de stocare dispecerizabilă;

13. OD - Operator de Distribuţie;

14. OTS - Operatorul de Transport şi de Sistem;

15. Pi - Puterea instalată;

16. PIR - Proces de Înlocuire a Rezervelor;

17. PRF - Proces de Restabilire a Frecvenţei;

18. PSF - Proces de Stabilizare a Frecvenţei;

19. RAV - Regulator Automat de Viteză;

20. REH - Regulator Electro - Hidraulic;

21. REL - Rezervor de energie cu capacitate limitată;

22. RET - Reţea Electrică de Transport;

23. RFA - CR - Reglaj de frecvenţă activ limitat la creşterea frecvenţei;

24. RFA - SC - Reglaj de frecvenţă activ limitat la scăderea frecvenţei;

25. RI - Rezerva de Înlocuire;

26. RMH - Regulator Mecano - Hidraulic;

27. RRF- Rezerva de Restabilire a Frecvenţei;

28. RRFa - Rezerva de Restabilire a Frecvenţei activată automat;

29. RRFm - Rezerva de Restabilire a Frecvenţei activată manual;

30. RSF - Rezerva de Stabilizare a Frecvenţei;

31. RN - Regulator Numeric (electronic);

32. SAFA A2- Acordul Operaţional Pe Zonă Sincronă- Proprietăţile suplimentare ale rezervei de stabilizare a frecvenţei în conformitate cu articolul 118 (1) (b) din Regulamentul (UE) nr. 2017/1485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice;

33. SCADA - Sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date a unui proces tehnologic sau instalaţii;

34. SEN - Sistemul Electroenergetic Naţional;

ii) SOGL- Regulamentul (UE) nr. 2017/1485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice;

1. STATCOM - Compensator Static Sincron (Static Synchronous Compensator)

2. SVC - Compensator Static de putere reactivă (Static Var Compensator)

3. TAC- Timp de activare completă;

4. Un - Tensiunea nominală a reţelei (tensiune de referinţă);

5. UFR - Unitate de Furnizare a Rezervei;

6. URS - Utilizator de reţea semnificativ.

Capitolul 4. Documente de referinţă

Art. 6. Prezenta procedură se aplică prin coroborare cu prevederile următoarelor acte normative:

1. Regulamentul (UE) nr. 2016/631 al Comisiei din 14 aprilie 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a instalaţiilor de generare;

2. Regulamentul (UE) nr. 2016/1388 al Comisiei din 17 august 2016 de stabilire a unui cod de reţea privind racordarea consumatorilor;

3. Regulamentul (UE) nr. 2017/1485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice;

4. Regulamentul (UE) nr. 2017/2195 al Comisiei din 23 noiembrie 2017 de stabilire a unei linii directoare privind echilibrarea sistemului de energie electrică;

5. Regulamentul (UE) nr. 2017/2196 al Comisiei din 24 noiembrie 2017 de stabilire a unui cod de reţea privind starea de urgenţă şi restaurarea sistemului electroenergetic (denumit în continuare Regulamentul (UE) nr. 2196/2017);

6. Regulamentul (UE) nr. 2019/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică;

7. Ordinul preşedintelui ANRE nr. 72/2017 pentru aprobarea Normei tehnice privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru grupurile generatoare sincrone, cu modificările şi completările ulterioare;

8. Ordinul preşedintelui ANRE nr. 208/2018 pentru aprobarea Normei tehnice privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru module generatoare, centrale formate din module generatoare şi centrale formate din module generatoare offshore (situate în larg);

9. Ordinul preşedintelui ANRE nr. 51/2019 privind aprobarea Procedurii de notificare pentru racordarea unităţilor generatoare şi de verificare a conformităţii unităţilor generatoare cu cerinţele tehnice privind racordarea unităţilor generatoare la reţelele electrice de interes public;

10. Ordinul preşedintelui ANRE nr. 67/2019 pentru aprobarea Normei Tehnice privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru locurile/nodurile de consum (denumit în continuare Ordinul ANRE nr. 67/2019);

11. Ordinul preşedintelui ANRE nr. 176/2019 privind aprobarea Procedurii de notificare pentru racordarea la reţelele electrice de interes publice a locurilor/nodurilor de consum şi de verificare a conformităţii acestora cu cerinţele tehnice de racordare, rectificat (denumit în continuare Ordinul ANRE nr. 176/2019);

12. Ordinul preşedintelui ANRE nr. 233/2019 privind aprobarea Metodologiei pentru schimbul de date între operatorul de transport şi sistem, operatorii de distribuţie şi utilizatorii de reţea semnificativi (denumit în continuare Ordinul ANRE nr. 233/2019) ;

13. Ordinul preşedintelui ANRE nr. 61/2020 pentru aprobarea Regulamentului de programare a unităţilor de producţie dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili şi a instalaţiilor de stocare dispecerizabile, a Regulamentului de funcţionare şi de decontare a pieţei de echilibrare şi a Regulamentului de calcul şi de decontare a dezechilibrelor părţilor responsabile cu echilibrarea, cu modificările şi completările ulterioare;

14. Decizia Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei nr. 2/2020;

15. Decizia Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei nr. 3/2020;

16. Decizia Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei nr. 11/2020;

17. Decizia preşedintelui ANRE nr. 2046/2018 privind aprobarea documentului „Propunerea tuturor Operatorilor de Transport şi Sistem care efectuează procesul de înlocuire a rezervelor pentru cadrul de implementare a unei Platforme europene pentru schimbul de energie de echilibrare din rezervele de înlocuire în conformitate cu articolul 19 din

    Regulamentul (UE) 2017/2195 al Comisiei din 23 noiembrie 2017 de stabilire a unei linii directoare privind echilibrarea sistemului de energie electrică";

18. Decizia preşedintelui ANRE nr. 153/2021 pentru aprobarea documentului „Propunerea tuturor operatorilor de transport şi de sistem din zona sincronă Europa Continentală pentru proprietăţi suplimentare ale rezervei pentru stabilizarea frecvenţei (RSF) în conformitate cu art. 154 alin. (2) al Regulamentului (UE) 2017/1485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice" (denumită în continuare Decizia ANRE nr. 153/2021);

19. Decizia preşedintelui ANRE nr. 1487/2018 privind aprobarea documentului Propunerea tuturor operatorilor de transport şi de sistem din zona sincronă Europa Continentală în conformitate cu art. 141 alin. (2) din Regulamentul (UE) 2017/1485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice (denumită în continuare Decizia ANRE nr. 1487/2018);

Capitolul 5 . Responsabilităţi şi mod de lucru

Art. 7. Solicitantul - gestionarul UFR, GFR sau un terţ desemnat - are următoarele responsabilităţi:

1. să depună la OTS o cerere pentru calificarea pentru furnizarea uneia sau mai multor servicii de echilibrare, pentru furnizarea RSF sau pentru asigurarea puterii reactive pentru reglajul tensiunii, inclusiv în banda secundară de reglaj al tensiunii, participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN;

2. să depună la OTS lista unităţilor generatoare, a locurilor de consum cu consum comandabil, a instalaţiilor de stocare care fac parte din componenţa UFR, respectiv GFR, precum şi datele tehnice ale acestora, aşa cum sunt prevăzute în Anexele 1 -- 7, după caz;

3. să transmită informaţiile suplimentare solicitate de OTS în scopul completării şi/sau clarificării datelor tehnice, după caz, în termen de maximum 4 săptămâni de la data solicitării. În cazul în care solicitantul nu furnizează informaţiile solicitate în termenul menţionat, OTS consideră că cererea a fost retrasă;

4. să notifice OTS calendarul şi tipul testelor pe care le va efectua pentru verificarea îndeplinirii cerinţelor tehnice de calificare corespunzătoare tipului de serviciu solicitat, înainte de începerea testelor, în conformitate cu procedurile de verificare pentru realizarea fiecărui serviciu prevăzut la Art 4, proceduri elaborate de OTS;

5. să efectueze, prin intermediul operatorilor economici care deţin atestat de tip A3, emis de ANRE, testele de verificare a performanţelor tehnice în furnizarea serviciilor de

   sistem solicitate sau a criteriilor tehnice pentru participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN, în conformitate cu procedurile de verificare elaborate de OTS;

6. în situaţia în care UFR/GFR este constituit numai din unităţi consumatoare, să efectueze testele de verificare a performanţelor tehnice în furnizarea serviciilor de sistem solicitate sau a criteriilor tehnice pentru participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN, teste care se realizează de către agenţi economici ce deţin un atestat de tip A, emis de ANRE şi în conformitate cu procedurile de verificare elaborate de OTS şi cu prevederile art. 49 din Ordinul ANRE nr. 176/2019.

7. să depună la OTS rezultatele testelor preliminare şi finale efectuate pentru verificarea îndeplinirii cerinţelor tehnice de calificare pentru furnizarea serviciilor de sistem pentru care solicită calificarea. OTS şi/sau operatorul de reţea relevant poate participa la testele de calificare fie la faţa locului, fie de la distanţă, de la centrul de comandă al acestora.

8. să completeze Anexele 2 -- 7 din prezenta procedură, care conţin datele tehnice şi valorile parametrilor de performanţă obţinuţi în urma testelor pentru fiecare serviciu de sistem solicitat;

9. să transmită solicitarea de retragere a calificării pentru unul sau mai multe servicii de sistem pe care le deţine.

Art. 8. OTS are următoarele responsabilităţi:

1. să analizeze documentaţia tehnică prezentată de solicitant;

2. să confirme în termen de maxim 8 săptămâni de la data primirii cererii, dacă cererea şi documentaţia este completă şi conformă, iar în caz contrar, OTS să transmită la solicitant o cerere pentru informaţii suplimentare;

3. să evalueze documentaţia tehnică prevăzută la lit. a) şi să decidă asupra calificării UFR/GFR ca furnizor servicii de sistem în termen de maximum 3 luni de la confirmarea faptului că cererea prevăzută la Art. 7. lit. a) este completă;

4. să notifice decizia prevăzută la lit. c) solicitantului;

5. să elaboreze proceduri de verificare pentru fiecare tip de rezervă, a criteriilor tehnice pentru participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN în termen de 4 luni pentru unităţi generatoare şi 8 luni pentru locuri de consum cu consum comandabil respectiv instalaţii de stocare, de la intrarea în vigoare a prezentei proceduri;

6. să participe, după caz, la efectuarea testelor finale de verificare a performanţelor UFR sau GFR în realizarea cerinţelor de calificare pentru furnizarea RSF, serviciilor de echilibrare şi/sau pentru asigurarea puterii reactive în reglajul tensiunii /participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN;

7. să elibereze certificate de calificare pentru UFR/GFR pentru realizarea serviciului de sistem RSF, serviciilor de echilibrare şi/sau pentru asigurarea puterii reactive în reglajul tensiunii /participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN pentru care sunt îndeplinite condiţiile de calificare conform Anexei nr. 10 şi să notifice decizia sa solicitantului, ANRE şi după caz, OD;

8. să retragă furnizorului de RSF, de servicii de echilibrare sau furnizorului care asigură puterea reactivă în reglajul tensiunii /participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN, calificarea pentru serviciul de sistem RSF, pentru serviciile de echilibrare sau pentru asigurarea puterii reactive în reglajul tensiunii /participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN, cu justificare şi să notifice decizia sa solicitantului, ANRE şi după caz, OD;

9. să iniţieze verificarea UFR/GFR privind respectarea cerinţelor de calificare pentru serviciul de sistem RSF, pentru serviciile de echilibrare şi/sau pentru asigurarea puterii reactive în reglajul tensiunii/participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN pentru care a fost calificat:

   1. cel puţin o dată la 5 ani;

   2. în cazul în care cerinţele de disponibilitate sau de ordin tehnic ale echipamentelor s-au schimbat;

   3. în cazul modernizării echipamentelor cum ar fi regulatoare de viteză, de tensiune, scheme/bucle de reglaj a puterii active, repartitoare de putere activă sau reactivă, automatizări sau modificari în puterea instală a instalaţiilor de stocare cu impact asupra furnizării rezervelor prevăzute la Art. 4. ;

   4. la modificarea structurii UFR respectiv GFR;

   5. la abateri repetate de la cerinţele de calificare pentru serviciile de sistem pe care le asigură şi pentru care este calificat.

10. să realizeze procedurile de verificare a conformităţii UFR/GFR cu cerinţele din prezenta procedură de calificare tehnică precum şi procedura de monitorizare (ex-post) de activare a RSF, RRF şi RI, în termen de 3 luni de la aprobarea prezentei proceduri şi să le publice pe pagina proprie de internet.

Art. 9. Pentru a asigura siguranţa în funcţionare a SEN, OTS are dreptul de a exclude unităţi generatoare, locuri de consum cu consum comandabil, instalaţii de stocare care aparţin unui GFR, de la furnizarea pentru serviciul de sistem RSF, pentru serviciile de echilibrare sau furnizarea uneia sau mai multor rezerve de echilibrare

pe baza unor argumente tehnice, cum ar fi distribuţia geografică a entităţilor componente GFR.

Art. 10. Cerinţele suplimentare pentru furnizarea RSF sunt stabilite în conformitate cu Decizia ANRE nr. 153/2021.

Art. 11. Documentaţia depusă de solicitant la OTS cu rezerve racordate în vederea calificării conţine:

1. cerere pentru calificarea pentru furnizarea RSF, unuia sau mai mai multor servicii de echilibrare sau de asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii /de participare la apărarea şi/sau la restaurarea SEN;

2. lista unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/ instalaţiilor de stocare care vor asigura individual sau în cadrul unei agregări, furnizarea de RSF, un serviciu de echilibrare sau de asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii/de participare la apărarea şi/sau la restaurarea SEN, pentru care se solicită calificarea;

3. datele tehnice ale unităţilor generatoare/unităţilor consumatoare utilizate de un loc de consum pentru furnizarea de servicii de consum comandabil/instalaţiilor de stocare, componente UFR/GFR prevăzute în Anexele 1 -- 7, după caz;

4. înregistrările testelor de verificare a conformităţii cu cerinţele de calificare pentru furnizarea RSF, tipul de serviciu de echilibrare, pentru asigurarea puterii reactive în reglajul tensiunii/de participare la apărarea şi/sau la restaurarea SEN, aşa cum sunt prevăzute în procedurile de verificare elaborate de OTS;

5. înregistrările de funcţionare curentă pentru o durată de cel puţin 12 ore, pentru furnizarea RSF, tipul de rezervă de echilibrare sau pentru serviciul de reglaj al tensiunii, solicitat;

6. performanţele tehnice de furnizare a RSF, a serviciilor de echilibrare, de asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii/de participare la apărarea şi/sau la restaurarea SEN, conform Anexelor 2-7, după caz. Valorile consemnate în tabele sunt confirmate prin testele de verificare, înregistrările de funcţionare curentă şi identificările de parametrii.

Art. 12. (1) În cazul GFR, calificarea pentru furnizarea de RSF şi de servicii de echilibrare, se acordă fie la nivel de GFR, dacă verificarea cerinţelor de calificare s- a efectuat la nivelul întregului grup, fie prin calificarea individuală a unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare care fac parte din agregare.

(2) Calificarea GFR prin calificarea individuală a unităţilor generatoare/locurilor de consum comandabil/instalaţiilor de stocare care fac parte din agregare este detaliat în cadrul procedurii de verificare a condiţiilor de calificare prevazute la art.8 lit. j).

Art. 13. În cazul calificării pentru furnizarea de RSF sau pentru serviciile de echilibrare, UFR, respectiv GFR se poate califica pentru asigurarea oricărei rezerve, pe unul sau pe ambele sensuri de activare - la creşterea (sens pozitiv) respectiv la scăderea de putere (sens negativ) - cu rezerve de valori egale sau diferite.

Art. 14. Calificarea pentru furnizarea de RSF, de servicii de echilibrare, de asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii/de participare la apărarea şi/sau la restaurarea SEN se acordă:

1. în situaţia în care sunt îndeplinite integral cerinţele de calificare pentru tipul de rezervă sau de serviciu de sistem solicitat. Calificarea îşi încetează valabilitatea în cazul în care unitatea generatoare/locul de consum cu consum comandabil/instalaţia de stocare este supusă unor lucrări de retehnologizare/modernizare, nu a fost în funcţiune mai mult de 18 luni consecutiv (incluzând perioada stării în rezervă sau efectuării de reparaţii planificate) sau OTS a constatat nerespectarea cerinţelor de calificare pe durata funcţionării;

2. cu perioadă de valabilitate limitată, în situaţia în care se identifică o singură neconformitate faţă de cerinţele de calificare. Calificarea se acordă pentru o perioadă de maximum 12 luni, putând fi acordate cel mult 2 calificări succesive cu perioadă de valabilitate limitată. O nouă solicitare va fi luată în considerare numai după ce s-au efectuat modernizări şi grupul face dovada îndeplinirii în totalitate a cerinţelor prezentei proceduri.

Art. 15. Furnizorul de RSF, de servicii de echilibrare, de asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii şi utilizatorul de reţea semnificativ care participă la apărarea şi/sau la restaurarea SEN are obligaţia de a comunica OTS şi după caz OD, orice modificare a caracteristicilor tehnice ale UFR/GFR, a unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare care realizează servicii de echilibrare, de asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii

/de participare la apărarea şi/sau la restaurarea SEN pentru care a fost calificat sau a componenţei GFR, inclusiv modernizările, înlocuirile principalelor echipamente de reglaj, dacă aceste modificări au implicaţii asupra calităţii sau condiţiilor de furnizare a RSF, a serviciilor de echilibrare, asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii/de participare la apărarea şi/sau la restaurarea SEN.

Art. 16. În cazul obţinerii calificării definitive, furnizorul de RSF, de servicii de echilibrare, de asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii/utilizatorul de reţea semnificativ care participă la apărarea şi/sau la restaurarea SEN, se obligă ca pe toată perioada de funcţionare, până la o nouă validare prin probe, să păstreze caracteristicile tehnice şi condiţiile de furnizare a RSF, a serviciilor de echilibrare,

de asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii/de participare la apărarea şi/sau la restaurarea SEN pentru care a fost calificat.

Art. 17. OTS retrage calificarea furnizorului de RSF, de servicii de echilibrare, de asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii/utilizatorului de reţea semnificativ care participă la apărarea şi/sau la restaurarea SEN, în următoarele situaţii:

1. dacă, pe o durată mai mare de 30 zile, UFR/GFR sau URS calificat nu respectă condiţiile de calificare pentru furnizarea RSF, pentru serviciul de echilibrare, asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii/pentru participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN pentru care a fost calificat, fără a informa OTS asupra neconformităţilor imediat ce acestea au fost constatate şi măsurilor de remediere luate;

2. UFR sau unitatea generatoare/locul de consum cu consum comandabil/instalaţia de stocare componentă a GFR nu realizează, în mod nejustificat, setările dispuse de OTS, în limitele declarate la calificare, în termenul dispus;

3. UFR sau unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare componente ale GFR sunt retrase din exploatare pentru înlocuiri/modernizări/retehnologizări ale unor instalaţii (RAV, RAT, bucla de reglare putere activă - frecvenţă) afectând performanţele, disponibilitatea şi condiţiile de furnizare a RSF, a serviciilor de echilibrare, de asigurare a puterii reactive în reglajul tensiunii/de participare la apărarea şi/sau la restaurarea SEN pentru care a primit calificare.

Art. 18. În cazul în care OTS retrage calificarea pentru furnizarea unuia sau mai multor servicii de sistem sau pentru participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN, după caz, certificatul de calificare este înlocuit cu un nou certificat de calificare ce cuprinde numai serviciile de sistem sau de participare la procesul de apărare şi/sau de restaurare a SEN care nu au fost afectate.

Art. 19. OTS monitorizează permanent activarea şi performanţele în funcţionare asigurate de UFR/GFR calificate, prin aplicarea prevederilor procedurilor de monitorizare elaborate în conformitate cu prevederile SOGL şi ale art. 3 alin. (1) din Decizia ANRE nr. 153/2021.

Capitolul 6. Criterii de calificare pentru UFR sau GFR pentru furnizarea RSF şi a serviciilor de echilibrare

Secţiunea 1. Criterii de calificare pentru RSF

Art. 20. Cerinţele tehnice minime pentru furnizarea RSF sunt:

1. o UFR sau un GFR este capabilă/capabil să activeze RSF prin mobilizarea puterii active la o abatere de frecvenţă, de tip treaptă, în zona superioară dreptei prezentate în figura nr. 1, ca evoluţie a puterii în timp;

   Figura nr. 1. Modul de activare RSF - răspunsul în putere la abaterea de frecvenţă în care:

   • Pmax - puterea activă maximă, după caz, reprezintă:

     • puterea activă instalată specificată în CfR sau ATR a unităţii generatoare, a locului de consum cu consum comandabil, a instalaţiei de stocare când UFR este formată dintr-o/dintr-un singură/singur unitate generatoare/loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare a energiei;

     • suma puterilor active instalate, specificate în CfR sau ATR, a unităţilor generatoare, a locurilor de consum cu consum comandabil şi a instalaţiei de stocare care compun o UFR respectiv un GFR care a fost calificată/calificat pe baza calificării individuale a unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente;

     • suma puterilor active instalate specificate în CfR sau ATR a unităţilor

       generatoare, a locurilor de consum cu consum comandabil şi a instalaţiei de stocare care compun o UFR respectiv GFR dacă a fost calificat pe baza ansamblului unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente;

   • LP - puterea activă mobilizată ca urmare a abaterii de frecvenţă în funcţie de statismul setat în domeniul (2--12)%;

   • t1 - întârzierea iniţială de maximum 2 secunde (reprezintă timpul mort al sistemului de reglaj);

   • t2 - timpul de activare totală a puterii active, de maximum 30 secunde.

2. UFR respectiv GFR activează RSF prin intermediul unui regulator proporţional care răspunde la abateri de frecvenţă şi care este bazat pe un regulator de viteză cu reglaj de putere activă ce asigură un răspuns continuu fie un răspuns bazat pe o funcţie monotonă hibridă pe intervale cu caracteristica putere - frecvenţă liniară în cazul RSF activată prin releu. Regulatorul trebuie să asigure o caracteristică putere - frecvenţă de tipul celei prezentate în figura nr. 1, realizate printr-un răspuns al puterii în trepte de putere consecutive de maxim (0,1--0,5) MW/treaptă;

3. UFR şi GFR de RSF sunt incluse în zona de monitorizare OTS în conformitate cu Decizia ANRE nr. 1487/2018;

4. Pentru unităţile generatoare furnizoare de RSF constituite din grupuri generatoare sincrone termoelectrice, bucla de sarcină bloc funcţionează în regim "turbina conduce cazanul" având reglaj de putere cu corecţie de frecvenţă;

5. UFR respectiv GFR este capabil să:

   1. încarce/descarce liniar, în mai puţin de 30 secunde, întreaga RSF, pentru statismul setat, la o abatere cvasistaţionară a frecvenţei de ± 200 mHz. Valoarea abaterii de frecvenţă de ± 200 mHz reprezintă abaterea de frecvenţă pentru activarea integrală a RSF, iar valoarea de 30 secunde reprezintă durata de activare integrală a RSF;

   2. activeze RSF în domeniul de frecvenţă de la 47,5 la 51,5 Hz pentru perioade de timp definite, ţinând seama de condiţiile tehnice ale respectivelor unităţi furnizoare de RSF sau grupuri furnizoare de RSF (cu rezervor de energie cu capacitate nelimitată sau fără rezervor de energie cu capacitate limitată);

   3. menţină puterea activă încărcată/descărcată atât timp cât persistă abaterea de frecvenţă, cel puţin 15 minute. Timpul de 15 minute reprezintă durata de restabilire a frecvenţei. În cazul în care UFR sau GFR care utilizează entităţi cu rezervoare de energie cu capacitate limitată ca de exemplu instalaţiile de stocare, intervalul de

      menţinere a puterii active încărcate/descărcate la abaterea de frecvenţă va ţine cont de timpul aprobat în urma efectuării ACB la nivel de zonă sincronă EC sau conform propunerii OTS aprobate de ANRE, dacă timpul evaluat la nivel de zonă sincronă EC prin ACB nu a fost stabilit şi aprobat, şi va respecta valorile stabilite în SOGL în intervalul de timp (15 -- 30) minute;

   4. asigure de regulă o precizie de reglaj la activarea integrală a RSF de maximum ± 5% din valoarea puterii nominale sau maxime (după caz dacă are în componenţă generatoare sincrone respective module generatoare) a unităţii furnizoare de RSF dacă este mai mică de 20 MW, de ±2% Pn sau ±2% Pmax dacă este mai mare şi egală cu 20 MW şi mai mică de 100 MW şi ±1% Pn sau ±1% Pmax dacă este mai mare sau egală cu 100 MW). Acest proces este repetabil ori de câte ori este nevoie;

   5. activeze RSF cât de curând posibil, fără întârzieri intenţionate, după o abatere de frecvenţă, dar nu mai târziu de 2 secunde, asigurând:

      1. în cazul unei abateri de frecvenţă mai mare sau egală cu 200 mHz, activarea a cel puţin 50 % din capacitatea totală a RSF după cel mult 15 secunde;

      2. în cazul unei abateri de frecvenţă mai mare sau egală cu 200 mHz, activarea 100 % din capacitatea totală RSF după cel mult 30 de secunde;

      3. în cazul unei abateri de frecvenţă mai mare sau egală cu 200 mHz, activarea capacităţii totale RSF creşte cel puţin liniar de la 15 la 30 de secunde;

      4. în cazul în care abaterea de frecvenţă este mai mică de 200 mHz, RSF aferentă activată este cel puţin proporţională cu evoluţia în timp prevăzută la pct. 1-3;

6. să continue furnizarea de RSF în cazul unei abateri de frecvenţă în afara domeniului de frecvenţă ± 200 mHz, dar în domeniul (47,5 -- 51,5) Hz pentru UFR/GFR cu rezervoare de energie cu capacitate nelimitată şi în modul Rezervă pentru UFR/GFR cu rezervoare de energie cu capacitate limitat;

7. statismul UFR respectiv GFR este considerat după cum urmează:

   1. pentru unităţile generatoare componente, de categorie C şi D valoarea statismului este calculată astfel:

      f f n

      P Pn

      (s  100  ) [%] şi trebuie să fie în intervalul (2ă12) %, reglabil la solicitarea

      OTS,

      unde f -abaterea de frecvenţă, fn - 50 Hz, Pn - puterea nominală a unităţii generatoare;

   2. pentru unităţile generatoare componente, de categorie A şi B, se consideră

      valoarea parametrului echivalent care reprezintă panta curbei de variaţie a puterii în funcţie de abaterea de frecvenţă în punctul pentru care la valoarea abaterii de frecvenţă de ± 200 mHz se activează integral RSF;

   3. pentru unităţile consumatoare aparţinând locurilor de consum cu consum comandabil care au reglaj de putere activă ca răspuns la variaţiile de frecvenţă, se consideră valoarea parametrului echivalent care reprezintă panta curbei de consum în funcţie de abaterea de frecvenţă în punctul pentru care la valoarea abaterii de frecvenţă de ± 200 mHz se activează integral RSF;

   4. pentru instalaţiile de stocare, se consideră valoarea parametrului echivalent reprezentând panta de variaţie a puterii active incluzând încărcarea şi descărcarea la abaterile de frecvenţă. Panta trebuie să fie aceeaşi pentru ambele situaţii: de consum de putere activă la abaterea de frecvenţă de 200 mHz respectiv de injecţie de putere activă în reţea la abaterea de frecvenţă de - 200 mHz. Valoarea RSF pentru care se califică instalaţia de stocare ca furnizor de RSF, este puterea activă injectată respectiv absorbită din reţea la o variaţie a frecvenţei de ± 200 mHz;

8. să respecte banda moartă de frecvenţă şi insensibiltatea în frecvenţă după cum urmează:

   1. UFR respectiv GFR asigură o bandă moartă în frecvenţă de 0 mHz şi o insensibilitate în frecvenţă de 10 mHz. Efectul maxim combinat al insensibilităţii şi al benzii moarte este de maxim 10 mHz, determinat la nivelul regulatorului de viteză sau al echipamentului care asigură reglajul putere - frecvenţă la nivelul UFR/GFR furnizoare/furnizor de RSF;

   2. în cazul unui UFR respectiv GFR, cerinţa de a se asigura efectul maxim combinat al insensibilităţii şi al benzii moarte este de maxim 10 mHz cu respectarea liniarităţii răspunsului la variaţiile de frecvenţă aşa cum au fost definite la punctele anterioare, şi poate fi realizată prin orice combinaţie de reglaj, cu condiţia ca cerinţele tehnice pentru mobilizarea RSF să fie respectate la nivelul URF respectiv GFR.

9. UFR/GFR este comandat de un centru de dispecer;

10. UFR respectiv GFR asigură integrarea în sistemul EMS - SCADA cel puţin a următoarelor semnale:

    1. putere activă, cu marcajul temporal, necesar verificării activării RSF, inclusiv datele cu marcaj temporal privind puterea activă instantanee măsurată local;

    2. putere reactivă;

    3. tensiune;

    4. frecvenţa cu marcaj temporal, ca valoare instantanee, măsurată local, necesară verificării activării RSF;

    5. semnal de activare/dezactivare a RSF;

    6. un parametru echivalent statismului;

    7. puterea activă setată;

    8. alte date exceptând puterea activă instantanee, conform art. 8 alin. (4) din Ordinul ANRE nr. 233/2019.

11. Echipamentele de monitorizare locale instalate la nivelul UFR/GFR trebuie să aibă capabilitatea de a înregistra puterile activă şi reactivă, frecvenţa şi tensiunea pentru unităţile generatoare/unităţile consumatoare/instalaţiile de stocare din UFR/GFR cu o rată de eşantionare de maximum 500 ms precum şi de a transfera aceste mărimi către o arhivă pentru o perioadă maximă de 30 de zile.

Art. 21. Cerinţele tehnice suplimentare RSF, specifice pentru Unităţile furnizoare de RSF cu REL sau pentru Grupurile furnizoare de RSF cu REL, trebuie să fie în conformitate cu prevederile Deciziei ANRE nr. 153/2021, după cum urmează:

1. Unităţile furnizoare de RSF sau grupurile furnizoare de RSF sunt considerate ca Unităţi furnizoare de RSF cu REL sau Grupuri furnizoare de RSF cu REL în cazul în care o activare continuă completă pentru o perioadă de 2 ore fie în direcţie pozitivă sau negativă ar putea conduce, fără a lua în considerare efectul managementului (controlului) rezervorului de energie activă, la o limitare a capacităţii de activare completă a RSF, din cauza epuizării rezervorului său (rezervoarelor sale) de energie, ţinând cont de energia efectiv înmagazinată în rezervorul de energie;

2. Unităţile furnizoare de RSF cu REL sau Grupurile furnizoare de RSF cu REL deţin un management al rezervorului de energie. Managementul rezervorului de energie asigură o activare fizică continuă a RSF în stare normală de funcţionare a sistemului;

3. unităţile furnizoare de RSF cu REL sau grupurile furnizoare de RSF cu REL au un rezervor de energie dimensionat pentru a garanta perioada minimă de activare stabilită în conformitate cu art. 156 alin. (10) din SOGL, luând în considerare şi posibilele abateri de frecvenţă care ar putea apărea înainte de a intra în stare de alertă de funcţionare a sistemului;

4. unităţile furnizoare de RSF cu REL sau grupurile furnizoare de RSF cu REL pot califica tehnic o putere pentru RSF limitată la 0,8 din puterea nominală (adică un raport dintre puterea nominală şi puterea calificată tehnic de cel puţin 1,25:1); o abatere de la această cerinţă este posibilă în cazul în care o soluţie alternativă cu un efect echivalent precum garantarea unei asigurări continue de RSF cât timp se aplică un management (control)

   al rezervorului de energie. Orice timp de realizare a procesului de încărcare trebuie luat în considerare în managementul (controlul) rezervorului de energie activă;

5. Managementul (controlul) rezervorului de energie activă a unităţilor furnizoare de RSF cu REL şi a grupurilor furnizoare de RSF cu REL nu trebuie să se bazeze pe depăşirea solicitării de activare;

6. Pe lângă asigurarea faptului că rezervorul de energie este suficient pentru activarea continuă a RSF în stare normală de funcţionare a sistemului şi activarea completă a RSF în stare de alertă de funcţionare a sistemului, pentru perioada de timp în conformitate cu art. 156 alin. (9) din SOGL, unităţile furnizoare de RSF cu REL (fie individuale, fie aparţinând unui grup furnizor de RSF cu REL) care sunt calificate tehnic pentru prima dată după intrarea în vigoare a prezentei proceduri şi sunt capabile din punct de vedere tehnic, trebuie să asigure, în apropierea limitelor superioare sau inferioare ale rezervorului de energie, o capacitate suficientă pentru asigurarea unui răspuns adecvat la abaterile de frecvenţă pe termen scurt. Prin urmare, acestea vor trece din Modul Normal (reacţie la abaterea normală a frecvenţei) în Modul de Rezervă (reacţie la abaterea frecvenţei medie faţă de zero);

7. Unităţile furnizoare de RSF (fie individuale, fie aparţinând unui grup furnizor de RSF) trebuie să fie echipate cu măsură a frecvenţei locale cel puţin în punctul de racordare sau în aval de acesta, atunci când este fezabilă din punct de vedere tehnic la entitatea tehnică a unităţii furnizoare de RSF;

8. Modul de tratare a unităţilor/grupurilor furnizoare de RSF care conţin atât entităţi tehnice cu rezorvor nelimitat de energie, cât şi REL precum şi trecerea din Modul Normal în Modul de Rezervă a unităţilor furnizoare de RSF cu REL sunt prevăzute în Anexa 12.

Art. 22. Grupurile furnizoare de RSF trebuie să implementeze alternativ una dintre următoarele soluţiii:

1. Măsurători de frecvenţă descentralizate cel puţin pentru fiecare punct de racordare, în analogie cu cerinţele prevăzute pentru unităţile furnizoare de RSF la Art. 21 lit. g).

2. Un regulator RSF central cu măsurători de frecvenţă descentralizate pentru fiecare punct de racordare (bazat pe măsurarea frecvenţei locale) pentru a fi utilizat ca soluţie de rezervă în asigurarea funcţionării autonome şi o activare adecvată în cazul apariţiei de erori interne în regulatorul central RSF (de exemplu, întreruperea sistemului informatic SCADA, defecţiuni ale liniilor de comunicaţie) sau în cazul unei divizări a sistemului care afectează perimetrul grupului; dacă grupul include unităţi furnizoare de RSF, măsurătorile de frecvenţă locale disponibile pentru aceste unităţi în conformitate cu Art. 21 lit. g) vor face parte din soluţia de rezervă; În acest caz:

   1. se va implementa o funcţie de observare capabilă să identifice orice fel de erori a reglajului central sau diferenţe de frecvenţă între unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare componente grupului;

   2. furnizorul de RSF va iniţia imediat contramăsuri adecvate pentru a se asigura că furnizarea de RSF nu este afectată negativ semnificativ prin trecerea la măsurătorile de frecvenţă descentralizate; şi

   3. precizia minimă a măsurării frecvenţei locale utilizată ca soluţie de rezervă poate fi redusă, dar nu mai mult de ± 50 mHz;

3. O soluţie alternativă cu efect echivalent cu soluţia de rezervă prevăzută la lit. b), pentru asigurarea unei activări adecvate în cazul apariţiei de erori în regulatorul central RSF sau în cazul unei divizări a sistemului. În acest caz:

   1. dacă grupul furnizor de RSF include unităţi furnizoare de RSF, măsurătorile locale de frecvenţă disponibile pentru aceste unităţi în conformitate cu Art. 21 lit. g) pot fi integrate în soluţia alternativă;

   2. furnizorul de RSF trebuie să demonstreze eficacitatea soluţiei alternative în ceea ce priveşte măsurătorile de frecvenţă descentralizate; şi

   3. soluţia poate fi implementată numai dacă este permisă de termenii şi condiţiile naţionale, aplicabile OTS cu rezerve racordate;

Art. 23. Pentru o perioadă de timp de 4 ani de la intrarea în vigoare a Deciziei ANRE nr. 153/2021, implementarea unui regulator centralizat RSF neconform cu cerinţele prevăzute la Art. 22 este permisă temporar în următoarele condiţii:

1. Un singur regulator central RSF neconform nu trebuie să controleze o capacitate de RSF mai mare de 30 MW, ceea ce reprezintă 1% din incidentul de referinţă pentru zona sincronă EC în conformitate cu art. 153 alin. (2) lit. b) pct. (i) din SOGL.

2. OTS monitorizează cota capacităţii de RSF reglate de regulatoarele centrale neconforme de RSF în cadrul procesului de achiziţie; pentru a asigura siguranţa în funcţionare în conformitate cu prevederile art. 22, capacitatea de RSF reglată de regulatoarele centrale nu trebuie să depăşească 75 MW, ceea ce reprezintă 2,5% din valoarea pentru incidentul de referinţă din zona sincronă EC în conformitate cu art. 153 alin. (2) lit. b) punct (i) din SOGL.

Art. 24. UFR respectiv GFR trebuie să asigure disponibilitatea neîntreruptă a RSF, cu excepţia retragerii accidentale din exploatare a uneia sau mai multor unităţi generatoare/locuri de consum cu consum comandabil/instalaţii de stocare componente, care furnizează RSF, pe perioada de timp în care UFR/GFR furnizează RSF.

Art. 25. UFR respectiv GFR informează OTS, cât mai curând posibil, despre modificările disponibilităţii reale a RSF şi/sau a componentelor care realizează RSF.

Art. 26. UFR respectiv GFR care utilizează unităţi generatoare/locuri de consum cu consum comandabil/instalaţii de stocare fără rezervoare de capacitate limitată de energie, activează RSF atât timp cât persistă abaterea de frecvenţă.

Art. 27. UFR respectiv GFR care utilizează unităţi generatoare/locuri de consum cu consum comandabil/instalaţii de stocare cu rezervorare cu capacitate limitată de energie trebuie să implementeze un reglaj al rezervorului de energie care să asigure activarea neîntreruptă a RSF în stare Normală. UFR respectiv GFR se asigură că unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare cu REL au o dimensiune a rezervorului de energie suficientă pentru a acoperi o abatere de frecvenţă de 200 mHz, timp stabilit în conformitate cu prevederile art. 28, în direcţie pozitivă sau negativă, luând suplimentar în considerare eventualele abateri de frecvenţă care se pot produce înainte de a intra în starea de alertă.

Art. 28. UFR respectiv GFR care furnizează RSF se asigură că rezerva provenită din unităţi generatoare/locuri de consum cu consum comandabil/instalaţii de stocare care au REL este accesibilă în permanenţă şi în stare normală de funcţionare. Pe toată durata stării de alertă, UFR/GFR furnizor de RSF se asigură că unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare care au REL sunt capabile să activeze RSF în permanenţă pe o durată aprobată la nivel de zonă sincronă EC în urma efectuării analizei ACB sau conform propunerii OTS aprobate de ANRE, în intervalul de timp (15 -- 30) minute, dacă timpul evaluat la nivel de zonă sincronă EC prin ACB nu a fost stabilit şi aprobat.

Art. 29. UFR respectiv GFR care furnizează RSF care utilizează unităţi generatoare/locuri de consum cu consum comandabil/instalaţii de stocare cu rezervoare de energie cu capacitate limitată, asigură recuperarea rezervoarelor de energie în direcţia pozitivă sau în direcţia negativă, în conformitate cu următorul criteriu: furnizorul de RSF asigură recuperarea rezervoarelor de energie cât mai curând posibil, în termen de 2 ore de la încheierea stării de alertă.

Art. 30. UFR respectiv GFR care utilizează unităţi generatoare/locuri de consum cu consum comandabil/instalaţii de stocare cu REL specifică limitările rezervorului de energie în procesul de calificare tehnică, prealabilă, în cadrul datelor comunicate conform prevederilor art. 11 lit. c).

Art. 31. OTS asigură sau impune UFR respectiv GFR care furnizează RSF să se asigure că pierderea unei unităţi generatoare/unui loc de consum cu consum

comandabil/unei instalaţii de stocare care realizează RSF nu pune în pericol siguranţa în funcţionare prin:

1. limitarea cotei RSF furnizate de fiecare UFR la 5% din capacitatea de rezervă de stabilizare a frecvenţei (RSF) necesară în zonele sincrone EC şi Europa de Nord şi prin adoptarea unei soluţii de utilizare a unui regulator neconform prevăzute la Art. 23 ;

2. înlocuirea RSF devenită indisponibilă din cauza unei retrageri accidentale din exploatare sau a indisponibilităţii unei UFR respectiv GFR care utilizează unităţi generatoare/locuri de consum cu consum comandabil/instalaţii de stocare, furnizoare de RSF, cât mai curând posibil şi în conformitate cu condiţiile stabilite de OTS;

Art. 32. (1) UFR respectiv GFR care furnizează RSF are dreptul să agrege datele transmise la OTS pentru unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare, în cazul în care puterea maximă este mai mică de 1,5 MW şi cu condiţia asigurării unei verificări a activării corecte a RSF;

1. La cererea OTS cu rezerve racordate, UFR respectiv GFR care furnizează RSF, pune la dispoziţie, în timp real, informaţiile prevăzute la Art. 20. lit. j), pentru unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare agregate, prevăzute la alin. (1), cu o eşantionare de cel puţin 10 secunde;

2. La cererea OTS şi dacă este necesar pentru verificarea şi monitorizarea activării RSF, UFR respectiv GFR care furnizează RSF pune la dispoziţie puterea maximă a unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare a căror putere maximă este mai mică de 1,5 MW şi pe care le-a agregat conform prevederilor alin. (1) şi ale art. 8 lit. j).

   Secţiunea 2. Criterii de calificare pentru asigurarea rezervei de restabilire a frecvenţei Secţiunea 2.1. Criterii de calificare pentru asigurarea RRFa

   Art. 33. Cerinţele tehnice minime pentru calificarea pentru furnizarea RRFa sunt:

   1. activarea RRFa la comanda regulatorului central frecvenţă - putere este prezentată în figura nr. 2;

      Figura nr. 2. Modul de activare a RRFa reprezentând răspunsul în putere la comanda regulatorului central frecvenţă-putere

      unde:

      • Pmax - puterea activă maximă, după caz reprezintă:

        • puterea activă instalată specificată în CfR sau ATR a unităţii generatoare, a locului de consum cu consum comandabil sau a instalaţiei de stocare când UFR este formată dintr-o/dintr-un singură/singur unitate generatoare/ loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare;

        • suma puterilor active instalate, specificate în CfR sau ATR, calculate pe direcţie pozitivă respectiv negativă, în funcţie de caracterul generator/consumator al unităţilor generatoare, locurilor de consum cu consum comandabil şi instalaţiilor de stocare care compun o UFR respectiv un GFR calificată/calificat pe baza calificării individuale a unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente;

        • suma puterilor active instalate specificate în CfR sau ATR, calculate pe direcţie pozitivă respectiv negativă, în funcţie de caracterul generator/consumator al unităţilor generatoare, a locurilor de consum şi a instalaţiilor de stocare care

          compun o UFR respectiv un GFR calificată/calificat pe baza ansamblului unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente;

      • LP - puterea activă activată în 7,5 minute reprezentând valoarea RRFa activate;

      • t0 - timpul de solicitare a activării RRFa;

      • t1 - întârzierea iniţială de maximum 30 secunde;

      • t2 - timpul de variaţie a puterii  7 minute;

      • t3 - timpul de activare completă (TAC) a RRFa de maximum 7,5 minute;

      • tl - timpul minim de livrare (perioadă de validitate) de 15 minute;

      • td - timpul de dezactivare a RRFa  7,5 minute;

      • z - toleranţa la mobilizare a rezervei (în răspunsul în putere activă) de ± 5% Pn pentru generatoare sincrone, respectiv ± 5% Pmax pentru module generatoare dacă este mai mică de 20 MW, de ±2% Pn sau ±2% Pmax dacă este mai mare şi egală cu 20 MW şi mai mică de 100 MW şi ±1% Pn sau ±1% Pmax dacă este mai mare sau egală cu 100 MW.

      Tabelul nr. 1 - Parametrii standard caracteristici şi valorile lor pentru RRFa

      Timpul de întârziere	30 secunde
      Perioada de variaţie a sarcinii	 7 minute
      Timpul de activare completă (TAC)	7,5 minute până la data de 17 decembrie 2025 5 minute după data de 18 decembrie 2025
      Timpul de dezactivare	 7,5 minute până la data de 17 decembrie 2025  5 minute după data de 18 decembrie 2025
      Valoarea minimă a RRFa	1 MW

      Granularitatea minimă (valoarea de variaţie) a RRFa	1 MW
      Valoarea maximă a RRFa	9,999 MW
      Timpul minim de livrare (perioadă de validitate)	15 minute Perioadele de validitate trebuie să fie consecutive şi să nu se suprapună
      Timpul minim între o dezactivare şi o activare succesivă (activarea RRFa )	0 (este automată)

   2. UFR respectiv GFR care furnizează RRFa este conectat la regulatorul central frecvenţă

      - putere şi asigură fluxul informaţional solicitat de OTS;

   3. UFR respectiv GFR de RRFa sunt incluse în zona de monitorizare OTS în conformitate cu Decizia ANRE nr. 1487/2018;

   4. UFR respectiv GFR care furnizează RRFa activează RRFa în conformitate cu valoarea de referinţă primită de la OTS cu autoritate de decizie în activarea rezervei;

   5. UFR respectiv GFR care furnizează RRFa trebuie să aibă o întârziere/ timp mort în activarea rezervei care să nu depăşească 30 de secunde. Rezerva activată este modificată în mod continuu sau în trepte de putere de minimum 1 MW. Aceeaşi parametri se respectă atât pentru activarea la creştere, cât şi la scădere a RRFa;

   6. UFR respectiv GFR care furnizează RRFa trebuie să îşi poată activa, la creştere sau la scădere, întreaga rezervă în cel mult 7,5 minute incluzând timpul de întârziere, viteza de variaţie a sarcinii la creştere/scădere, rezultând din puterea activă încărcată/descărcată în 7,5 minute;

   7. grupurile generatoare sincrone termoelectrice, componente ale UFR respectiv GFR care furnizează RRFa, funcţionează în reglaj de putere în regim turbină conducătoare;

   8. UFR respectiv GFR care furnizează RRFa trebuie să aibe asigurată monitorizarea activării RRFa la unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare componente care activează RRFa din cadrul UFR respectiv GFR, după caz, în conformitate cu procedura de verificare a monitorizării elaborate şi aprobate de OTS conform art. 8 lit. j);

   9. pentru realizarea prevederilor lit. h), UFR respectiv GFR care furnizează RRFa transmite către OTS şi către OTS-ul cu autoritate de decizie referitoare la rezerve, valori măsurate în timp real în punctul de racordare sau într-un alt punct convenit cu OTS cu rezerve racordate, respectiv:

      1. puterea activă programată cu marcă de timp;

      2. puterea activă instantanee cu marcă de timp pentru:

         1. fiecare UFR care furnizează RRFa;

         2. fiecare GFR care furnizează RRFa;

         3. fiecare unitate generatoare/loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare componentă a UFR respectiv GFR care furnizează RRFa cu putere activă maximă mai mare sau egală cu 1,5 MW;

      3. alte date exceptând puterea activă instantanee, precizate conform art. 8 alin. (6) Ordinul ANRE nr. 233/2019.

   10. UFR respectiv GFR care furnizează RRFa este condus de un centru de dispecer;

   11. Echipamentele de monitorizare locale instalate la nivelul UFR/GFR trebuie să aibă capabilitatea de a înregistra puterile activă şi reactivă, frecvenţa şi tensiunea pentru unităţile generatoare/unităţile consumatoare/instalaţiile de stocare din UFR/GFR cu o rată de eşantionare de maximum 500 ms precum şi de a transfera aceste mărimi către o arhivă pentru o perioadă maximă de 30 de zile.

Art. 34. UFR respectiv GFR care furnizează RRFa respectă cerinţele privind disponibilitatea rezervei şi cerinţele privind controlul calităţii furnizării acesteia, solicitate de OTS în mod operativ, fără să afecteze parametrii RRFa prevăzuţi în Tabelul nr. 1 şi la art. 33.

Art. 35. Gestionarii UFR respectiv GFR care furnizează RRFa se asigură că îndeplinesc cerinţele tehnice minime pentru furnizarea RRFa prevăzute la Art. 33. şi în Tabelul nr. 1, cerinţele privind disponibilitatea RRFa şi informează OTS despre o reducere a disponibilităţii reale a unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente, cât de curând posibil.

Art. 36. OTS asigură monitorizarea conformităţii UFR/GFR cu cerinţele tehnice minime pentru asigurarea RRFa prevăzute la Art. 33. şi cu cerinţele privind disponibilitatea RRFa, prevăzută la Art. 34 prin intermediul UFR respectiv GFR care furnizează RRFa.

Art. 37. Un potenţial furnizor de RRFa, trebuie să demonstreze OTS că respectă cerinţele tehnice minime privind furnizarea RRFa prevăzute la Art. 33. şi în

Tabelul nr. 1, cerinţele privind disponibilitatea prevăzute la Art. 34. şi cerinţele de racordare din normele tehnice aplicabile în vigoare şi să încheie cu succes procesul de calificare, care include îndeplinirea performanţelor prin teste de verificare.

Secţiunea 2.2. Criterii de calificare pentru asigurarea RRFm

Art. 38. Cerinţele tehnice minime pentru calificarea RRFm sunt:

1. activarea RRFm este prezentată în figura nr. 3

   Figura nr. 3. Modul de activare al RRFm

   în care:

   • Pmax - puterea activă maximă, după caz reprezintă:

     • puterea activă instalată specificată în CfR sau ATR a unităţii generatoare, a locului de consum cu consum comandabil, a instalaţiei de stocare când UFR este formată dintr-o/dintr-un singură/singur unitate generatoare/ loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare;

     • suma puterilor active instalate, specificate în CfR sau ATR, calculate pe direcţie pozitivă respectiv negativă, în funcţie de caracterul generator/consumator al unităţilor generatoare, al locurilor de consum cu consum comandabil şi al

       instalaţiilor de stocare care compun o UFR respectiv un GFR calificat/calificată pe baza calificării individuale a unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente;

     • suma puterilor active instalate specificate în CfR sau ATR, calculate pe direcţie pozitivă respectiv negativă, în funcţie de caracterul generator/consumator al unităţilor generatoare, al locurilor de consum cu consum comandabil şi al instalaţiilor de stocare care compun o UFR respectiv un GFR calificată/calificat pe baza ansamblului unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente;

   • LP - puterea activă, activată în timpul de 12.5 minute reprezentând valoarea RRFm;

   • t0 -timpul de solicitare a activării RRFm;

   • t1 - întârzierea iniţială denumită timpul de pregătire de maximum 2,5 minute;

   • t2 - timpul de variaţie a puterii  12,5 minute ;

   • t3 -timpul de activare completă (TAC), de maximum 12,5 minute;

   • tl - timpul de livrare de minimum 5 minute;

   • td - timpul de dezactivare a RRFm;

   • z - toleranţa la mobilizare a rezervei (în răspunsul în putere activă) de ± 5% din Pn pentru generatoare sincrone, respectiv ± 5% Pmax pentru module generatoare dacă este mai mică de 20 MW, de ±2% Pn sau ±2% Pmax dacă este mai mare şi egală cu 20 MW şi mai mică de 100 MW şi ±1% Pn sau ±1% Pmax dacă este mai mare sau egală cu 100 MW.

     Tabelul nr. 2 - Parametrii caracteristici standard şi valorile lor pentru RRFm

     Modul de activare	Manual
     Timpul de pregătire	 2,5 minute
     Timpul de variaţie a puterii	 12,5 minute inclusiv timpul de pregătire
     Timpul de activare completă (TAC)	12,5 minute
     Timpul de dezactivare	 12,5 minute

     Valoarea minimă a RRFm	1 MW
     Granularitatea	1 MW
     Valoarea maximă a RRFm	9,999 MW
     Timpul minim de livrare	5 minute
     Durata maximă de livrare a cantităţii maxime cerute	15 minute pentru activare programată
     	30 minute pentru activare directă
     Timpul minim între o dezactivare şi o activare succesivă	Determinată de către FSE

2. UFR şi GFR care furnizează RRFm sunt incluse în zona de monitorizare a OTS în conformitate cu Decizia ANRE nr. 1487/2018;

3. UFR respectiv GFR care furnizează RRFm activează rezerva în conformitate cu valoarea de referinţă primită de la OTS cu autoritate de decizie în activarea rezervei;

4. UFR respectiv GFR care furnizează RRFm poate să aibă o întârziere (timp mort) în activarea rezervei care nu trebuie să depăşească 2,5 minute denumit şi timp de pregătire a răspunsului în putere;

5. UFR respectiv GFR care furnizează RRFm este capabil să modifice puterea produsă, liniar, în mod continuu sau în trepte de câte 1 MW, să asigure o valoare minimă a rezervei RRFm de 1 MW. Aceeaşi parametri se respectă atât pentru activarea la creştere, cât şi la scădere a RRFm.

6. viteza de variaţie a puterii active pentru RRFm trebuie să poată fi modificată la dispoziţia OTS, în limitele declarate la calificare. Viteza de variaţie a puterii active trebuie să asigure cel puţin activarea completă a RRFm în maximum 12,5 minute cu menţinerea rezervei activate un timp minim de livrare de 5 minute. Aceste cerinţe, inclusiv cele de la lit. (c) -- (e), se respectă atât pentru activarea la creştere, cât şi pentru activarea la scădere a RRFm;

7. UFR respectiv GFR care furnizează RRFm trebuie să asigure monitorizarea activării RRFm la unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile

   de stocare componente care activează RRFm din cadrul UFR respectiv GFR, în conformitate cu procedura de monitorizare prevăzută la art. 8 lit. j);

8. pentru realizarea prevederilor de la lit. g) UFR respectiv GFR care furnizează RRFm transmite către OTS şi către OTS-ul cu autoritate de decizie referitoare la rezerve, valori măsurate în timp real în punctul de racordare sau într-un alt punct convenit cu OTS cu rezerve racordate, respectiv:

   1. puterea activă programată cu marcă de timp;

   2. puterea activă instantanee cu marcă de timp pentru:

      1. fiecare UFR care furnizează RRFm;

      2. fiecare GFR care furnizează RRFm;

      3. fiecare unitate generatoare/loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare componentă a UFR respectiv GFR, care furnizează RRFm cu putere activă maximă mai mare sau egală cu 1,5 MW;

   3. alte date exceptând puterea activă instantanee, precizate conform art. 8 alin.

   (6) din Ordinul ANRE nr. 233/2019.

9. UFR respectiv GFR care furnizează RRFm este condus de un centru de dispecer

10. UFR respectiv GFR care furnizează RRFm asigură integrarea în sistemul informatic EMS - SCADA cel puţin a puterii active instantanee a UFR respectiv GFR şi a unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente, cu putere instalată mai mare de 1,5 MW.

11. Echipamentele de monitorizare locale instalate la nivelul UFR/GFR trebuie să aibă capabilitatea de a înregistra puterile activă şi reactivă, frecvenţa şi tensiunea pentru unităţile generatoare/unităţile consumatoare/instalaţiile de stocare din UFR/GFR cu o rată de eşantionare de maximum 500 ms precum şi de a transfera aceste mărimi către o arhivă pentru o perioadă maximă de 30 de zile.

    Art. 39. UFR respectiv GFR care furnizează RRFm respectă cerinţele privind disponibilitatea rezervei şi cerinţele privind controlul calităţii furnizării acesteia, solicitate de OTS în mod operativ.

    Art. 40. Gestionarii UFR respectiv GFR care furnizează RRFm se asigură că îndeplinesc cerinţele tehnice minime pentru furnizarea RRFm prevăzute la Art. 38. şi cerinţele privind disponibilitatea RRFm şi informează OTS despre o reducere a disponibilităţii reale a unitaţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente, cât de curând posibil.

    Art. 41. OTS asigură monitorizarea conformităţii UFR/GFR cu cerinţele tehnice minime pentru asigurarea RRFm prevăzute la art. 38 şi cu cerinţele privind disponibilitatea RRFm descrise la art. 39 prin intermediul UFR respectiv GFR care furnizează RRFm.

    Art. 42. Un potenţial furnizor de RRFm, trebuie să demonstreze OTS că respectă cerinţele tehnice minime privind furnizarea RRFm prevăzute la art. 38, cerinţele privind disponibilitatea de la art. 39 şi cerinţele de racordare din normele tehnice aplicabile în vigoare şi să încheie cu succes procesul de calificare, care include dovedirea performanţelor prin teste de verificare.

    Secţiunea 3. Criterii de calificare pentru asigurarea RI

    Art. 43. Cerinţele tehnice minime pentru calificarea RI sunt:

    1. activarea rezervei de înlocuire (RI) este prezentată în figura nr. 4;

       Figura nr. 4. Modul de activare al RI

       unde:

       • Pmax - puterea activă maximă, după caz reprezintă:

         • puterea activă instalată specificată în CfR sau ATR a unităţii generatoare, a locului de consum cu consum comandabil, a instalaţiei de stocare când UFR este formată dintr-o/dintr-un singură/singur unitate generatoare/ loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare ;

         • suma puterilor active instalate, specificate în CfR sau ATR, calculate pe direcţie pozitivă respectiv negativă, în funcţie de caracterul generator/consumator al unităţilor generatoare, al locurilor de consum şi al instalaţiilor de stocare care compun o UFR respectiv un GFR calificată/calificat pe baza calificării individuale a unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente;

         • suma puterilor active instalate specificate în CfR sau ATR, calculate pe direcţie pozitivă respectiv negativă, în funcţie de caracterul generator/consumator al unităţilor generatoare, al locurilor de consum şi al instalaţiilor de stocare care compun o UFR respectiv un GFR a fost calificată/calificat pe baza ansamblului unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente, reprezintă rezerva maximă calificată pentru RI;

       • LP - puterea activată în 30 minute (reprezintă valoarea RI);

       • t0 -timpul de solicitare a activării RI;

       • t1 - întârzierea iniţială denumită timp de pregătire  30 minute;

       • t2 - timpul de variaţie a puterii active/perioada de variaţie a sarcinii  30 minute;

       • t3 - timpul de activare completă (TAC) de 30 minute (t1 t2 =t3);

       • tl - timpul de livrare de minimum 15 minute;

       • td - timpul de dezactivare;

       • z- toleranţa la mobilizarea rezervei (în răspunsul în putere activă) de ± 5 % Pn pentru generatoare sincrone, respectiv ± 5 % Pmax pentru module generatoare dacă este mai mică de 20 MW, de ±2% Pn sau ±2% Pmax dacă este mai mare şi egală cu 20 MW şi mai mică de 100 MW şi ±1% Pn sau ±1% Pmax dacă este mai mare sau egală cu 100 MW.

Tabelul nr. 3 - parametrii caracteristici şi valorile lor pentru RI

1. UFR şi GFR de RI sunt incluse în zona de monitorizare OTS în conformitate cu Decizia ANRE nr. 1487/2018;

2. UFR respectiv GFR care furnizează RI activează rezerva în conformitate cu valoarea de referinţă primită de la OTS cu autoritate de decizie în activarea rezervei şi în timpul convenit;

3. UFR respectiv GFR care furnizează RI este capabil să modifice puterea produsă în mod continuu sau în trepte de maximum 1 MW, să asigure o valoare minimă a rezervei RI de 1 MW. Aceeaşi parametri se respectă atât pentru activarea la creştere, cât şi la scădere a RI;

4. Viteza de variaţie a puterii active trebuie să asigure activarea completă a RI în timpul de activare de 30 minute. Pentru grupurile generatoare oprite, RI se consideră rezerva încărcată pornind din starea deconectat de la reţea (oprit), în maximum 30 minute, putere capabilă să fie menţinută un timp minim de livrare de 15 minute, cu posibilitatea tehnică de prelungire, în funcţie de disponibilitatea sursei primare. Pentru descărcare se consideră rezerva descărcată pornind de la starea sincronizat la sistem până la oprire, întreaga putere fiind descărcată în maximum 30 minute;

5. UFR respectiv GFR care furnizează RI trebuie să asigure monitorizarea activării RI la unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare componente care activează RI din cadrul UFR respectiv GFR, după caz, în conformitate cu procedura de monitorizare prevăzută la art. 8 lit. j);

6. pentru realizarea prevederilor de la lit. f), UFR respectiv GFR care furnizează RI transmite către OTS şi către OTS-ul cu autoritate de decizie referitoare la rezervevalori măsurate în timp real în punctul de racordare sau într-un alt punct convenit cu OTS cu rezerve racordate pentru:

   1. puterea activă programată cu marcă de timp;

   2. puterea activă instantanee cu marcă de timp pentru:

      1. UFR care furnizează RI;

      2. GFR care furnizează RI;

      3. Fiecare unitate generatoare/loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare componentă a UFR respectiv GFR care furnizează RI cu putere activă instalată mai mare sau egală cu 1,5 MW;

   3. alte date exceptând puterea activă instantanee, precizate conform art. 8 alin.(9) din Ordinul ANRE nr. nr. 233/2019.

7. echipamentele de monitorizare locale instalate la nivelul UFR/GFR trebuie să aibă capabilitatea de a înregistra puterile activă şi reactivă, frecvenţa şi tensiunea pentru unităţile generatoare/unităţile consumatoare/instalaţiile de stocare din UFR/GFR cu o rată de eşantionare de maximum 500 ms precum şi de a transfera aceste mărimi către o arhivă pentru o perioadă maximă de 30 de zile.

Art. 44. UFR respectiv GFR care furnizează RI respectă cerinţele privind disponibilitatea rezervei şi cerinţele privind controlul calităţii furnizării acesteia, solicitate de OTS în mod operativ.

Art. 45. Gestionarii UFR respectiv GFR care furnizează RI se asigură că îndeplinesc cerinţele tehnice minime pentru furnizarea RI prevăzute la art. 43 şi cerinţele privind disponibilitatea RI prevăzute la art. 44 şi informează OTS despre o reducere a disponibilităţii reale a unităţilor generatoare/locurilor de consum cu consum comandabil/instalaţiilor de stocare componente, cât de curând posibil.

Art. 46. OTS asigură monitorizarea conformităţii cu cerinţele tehnice minime pentru asigurarea RI prevăzute la art. 43 , cu cerinţele privind disponibilitatea RI descrise la art. 44 prin intermediul UFR respectiv GFR.

Art. 47. Un potenţial furnizor de RI, trebuie să demonstreze OTS că respectă cerinţele tehnice minime privind furnizarea RI prevăzute la art. 43, cerinţele privind disponibilitatea prevăzută la art. 44 şi cerinţele de racordare din normele tehnice aplicabile în vigoare şi să încheie cu succes procesul de calificare, care include dovedirea performanţelor prin teste de verificare.

Capitolul 7. Criterii de calificare pentru UFR pentru asigurarea puterii reactive şi a reglajului tensiunii în punctul de racordare

Art. 48. Se califică pentru asigurarea reglajului tensiunii (inclusiv în banda secundară de reglaj al tensiunii) în punctul de racordare, unităţile generatoare sincrone/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare racordate în acelaşi nod, care îndeplinesc cumulativ următoarele condiţii cu excepţia lit. g):

1. deţin un sistem de reglaj al puterii reactive furnizate/absorbite în/din RET sau în/din reţeaua electrică de distribuţie în scopul compensării rapide şi stabile a variaţiilor de tensiune apărute în timpul funcţionării normale;

2. unităţile generatoare /locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare sunt integrate într-un regulator automat de tensiune care reglează tensiunea în punctul de racordare, în mod continuu, fără instabilitate, pe toată plaja de funcţionare a unităţii generatoare/locului de consum cu consum comandabil/instalaţiei de stocare în domeniul normat de tensiune din punctul comun de racordare. Regulatorul de tensiune comandă una sau mai multe instalaţii conectate în acelaşi punct de racordare;

3. sub comada regulatorului de tensiune din punctul de racordare sau ca urmare a unei dispoziţii de dispecer privind asigurarea unei valori de putere reactivă, după caz, unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare pot parcurge domeniul de putere reactivă, în limitele diagramei P-Q pentru care au fost proiectate, în mod repetat;

4. valoarea puterii reactive livrate în regim stabil de funcţionare este disponibilă în întregime pentru variaţii ale tensiunii în punctul de racordare de 5/-10 % în reţeaua de 400 kV şi de 11.8/- 10 %, în reţeaua de 220 kV şi 110 kV;

5. a fost ridicată diagrama P-Q în punctul de racordare pentru unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare;

6. grupul generator sincron poate funcţiona în regim de compensator sincron (se verifică doar pentru grupurile generatoare sincrone care pot funcţiona în acest regim);

7. bucla de reglaj de tensiune în care unitatea generatoare/locul de consum cu consum comandabil/instalaţia de stocare este integrată, recepţionează o referinţă de tensiune, în mod automat, de la sistemul informatic EMS - SCADA, sau prescrisă local.

Capitolul 8 Criterii tehnice pentru calificarea unităţilor generatoare, locurilor de consum cu consum comandabil, instalaţiilor de stocare în scopul participării la apărarea şi/sau la restaurarea SEN

Secţiunea 1. Criterii de calificare pentru participarea la apărarea SEN

Art. 49. Se califică pentru participarea la apărarea SEN, unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare care îndeplinesc următoarele condiţii, după caz:

1. unitatea generatoare este capabilă să treacă din starea oprit sau funcţionare în compensator sincron, după caz, în regim de generator, să se sincronizeze cu SEN şi să se încarce până cel puţin la Pmin, în mod automat, pe un criteriu de frecvenţă, implementat ca urmare a unei dispoziţii de dispecer;

2. unitatea generatoare este capabilă să se izoleze pe serviciile proprii la creşterea respectiv scăderea frecvenţei, din orice punct al diagramei de funcţionare a generatorului, în mod automat, pe un criteriu de frecvenţă, implementat ca urmare a unei dispoziţii de dispecer şi să menţină funcţionarea pe servicii proprii cel puţin 2 ore. Criteriul de frecvenţă este stabilit în planul de apărare.

3. la funcţionarea izolată pe servicii proprii sau pe un consum local, unitatea generatoare este capabilă să asigure răspunsul în putere activă la variaţiile de frecvenţă în domeniul (47,5 -- 51,5) Hz;

4. unitatea generatoare este capabilă să asigure scăderea puterii active la creşterea frecvenţei peste 50,2 Hz (în modul RFA - CR), cât şi la scăderea acesteia sub 49,8 Hz (în modul RFA - SC) şi în modul RFA în domeniul 49.8--50.2 Hz;

5. unităţile generatoare pot funcţiona în paralel cu alte unităţi generatoare dintr-o zonă de reţea, putând regla frecvenţa şi tensiunea din punctul de racordare conform condiţiilor de funcţionare în acea zonă de reţea determinate anterior de OTS ţinând cont de regimurile posibile de operare, fără a se depăşi limitele minime şi maxime ale frecvenţei şi tensiunii stabilite de normele în vigoare;

6. instalaţiile de stocare pot trece din regim de generare în regim de consumator sau invers, în mod automat, pe un criteriu de frecvenţă, implementat ca urmare a unei dispoziţii de dispecer;

7. unitatea generatoare este capabilă să reducă puterea activă sau să se deconecteze, în mod automat, pe un criteriu de frecvenţă, implementat ca urmare a unei dispoziţii de dispecer;

8. locurile de consum cu consum comandabil conţin unităţi consumatoare care pot fi utilizate pentru a furniza servicii de consum comandabil de tipul răspunsul consumului la abaterile de frecvenţă (reducerea sarcinii sau deconectare, inclusiv prin comandă manuală în conformitate cu prevederile art. 51 alin. (2) lit. f) din Ordinul ANRE nr. 67/2019 şi/sau reglajul foarte rapid al puterii active a consumului prin comandă de la distanţă sau integrare în automatizări specifice.

Secţiunea 2. Criterii de calificare pentru participarea la restaurarea SEN

Art. 50. Se califică pentru participarea la restaurarea SEN după incidente majore, unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare care îndeplinesc următoarele condiţii, după caz:

1. unitatea generatoare este capabilă să pornească fără sursă de tensiune din SEN, din starea oprit, într-un interval de timp stabilit de către OTS, de regulă (15 -- 30) minute de la momentul primirii dispoziţiei;

2. unitatea generatoare este capabilă să se izoleze de SEN pe servicii proprii din orice punct al diagramei P-Q de funcţionare a generatorului şi să menţină funcţionarea pe servicii proprii cel puţin 2 ore;

3. la funcţionarea izolată de restul SEN, sau pe un consum local, unitatea generatoare este capabilă să asigure răspunsul în putere activă la variaţiile de frecvenţă în domeniul (47,5

   -- 51,5) Hz;

4. unitatea generatoare trebuie să fie capabilă să participe la operarea unei zone de sistem prin reglarea frecvenţei şi tensiunii în punctul de racordare conform condiţiilor de funcţionare în acea zonă de sistem determinate anterior de OTS ţinând cont de regimurile posibile de operare, fără a se depăşi limitele minime şi maxime ale frecvenţei şi tensiunii stabilite de normele în vigoare;

5. unitatea generatoare se poate resincroniza, din starea de funcţionare izolată la orice putere activă cuprinsă între puterea necesară pentru alimentarea serviciilor proprii şi puterea nominală;

6. unitatea generatoare poate suporta conectări bruşte de putere activă de până la 10 % din puterea sa nominală când funcţionează izolat pe servicii proprii sau cu un consum local;

7. unitatea generatoare debitează într-o staţie aflată pe unul din traseele stabilite în Planul de restaurare a SEN, elaborat de OTS în conformitate cu Regulamentul (UE) nr. 2196/2017, după rămânerea parţială sau totală fără tensiune sau este luată în considerare de OTS pentru restaurarea SEN;

8. unitatea generatoare este capabilă să se reconecteze în domeniul de frecvenţă (47,5 -- 51,5) Hz şi în domeniul de tensiune specificat de operatorul de reţea relevant de regulă (0.9--1.118) Un în cazul în care tensiunea din punctul de racordare este 110 kV sau 220 kV respectiv (0,90 -- 1,05) Un pentru tensiunea de 400 kV ;

9. unitatea generatoare este capabilă să regleze puterea produsă în cazul conectărilor/deconectărilor unor consumatori;

10. unitatea generatoare este capabilă să participe la variaţiile de frecvenţă atât la creşterea peste 50,2 Hz (în modul RFA - CR), cât şi la scăderea acesteia sub 49,8 Hz (în modul RFA - SC);

11. unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare pot funcţiona în paralel cu alte unităţi generatoare dintr-o zonă de reţea, prin reglarea frecvenţei şi a tensiunii în punctul de racordare, conform condiţiilor de funcţionarea în acea zonă de reţea determinate anterior de OTS ţinând cont de regimurile posibile de operare, fără a se depăşi limitele minime şi maxime ale frecvenţei şi tensiunii stabilite de normele în vigoare;

12. instalaţia de stocare poate fi utilizată ca sursă de tensiune pentru serviciile interne ale staţiilor de transformare sau pentru pornirea unor unităţi generatoare care utilizează surse regenerabile;

13. locurile de consum cu consum comandabil conţin unităţi consumatoare care pot fi utilizate pentru a furniza răspunsul consumului la abaterile de frecvenţă şi/sau reglajul foarte rapid al puterii active a consumului prin comandă de la distanţă sau integrare în automatizări specifice.

Capitolul 9. Dispoziţii tranzitorii

Art. 51. Dispoziţiile prezentei proceduri se aplică instalaţiilor de stocare deţinute de către prosumatori şi se vor aplica şi celorlalte instalaţii de stocare a energiei electrice după încheierea procesului de aprobare, aflat în derulare, la nivel european şi naţional a modificărilor cerinţelor tehnice din codurile tehnice de reţea prevăzute în Regulamentul (UE) nr. 631/2016, Regulamentul (UE) nr. 1388/2016 şi Regulamentul (UE) nr. 1487/2016.

Art. 52. Calificările existente la data intrării în vigoare a prezentei proceduri îşi menţin valabilitatea până la obţinerea unei noi calificări conform prezentei proceduri.

Art. 53. Anexele nr. 1 -- 12 fac parte integrantă din prezenta procedură.

Anexa nr. 1 la procedură

Date Tehnice

1. Date tehnice generale

   1. schema monofilară de încadrare în sistem şi schema monofilară cu servicii proprii şi generale pentru unităţile generatoare/locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare componente UFR/GFR;

   2. date tehnice generale: Pi, Pn, Pmax, tip grup generator sincron/modul de generare/loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare, Pminim stabil de funcţionare de durată, P maxim stabil de funcţionare de durată pentru unităţile generatoare;

   3. pentru locurile de consum cu consum comandabil: specificarea unităţilor de consum care realizează variaţiile de putere activă sau de putere reactivă în conformitate cu cerinţele generale pentru unităţile consumatoare utilizate de un loc de consum pentru a furniza servicii de consum comandabil, în conformitate cu prevederile Cap. V din Ordinul ANRE 67/2019. Pentru aceste unităţi de consum se transmit schemele de automatizare, descrierea modului de variaţie a puterii active şi/sau reactive, căile de comunicaţie cu UFR/GFR, modul de măsurare a serviciului de sistem furnizat, modul de calcul, de transmitere şi recepţie a variaţiei de putere activă respectiv reactivă solicitată pentru realizarea serviciului de sistem, buclele de reglaj putere activă la nivelul entităţilor care realizează variaţia de putere activă pentru a furniza rezerva solicitată ca de exemplu: unităţii consumatoare sau a locului de consum cu consum comandabil, unitate generatoare, instalaţie de stocare, UFR, GFR. Pentru locurile de consum cu consum comandabil se transmit date tehnice ale instalaţiilor de compensare a puterii reactive respectiv buclele de reglaj putere reactivă, tensiune şi factor de putere, după caz (dacă aplică pentru reglajul de tensiune/furnizare putere reactivă);

   4. pentru instalaţiile de stocare se transmit: date tehnice privind viteza de variaţie a puterii active în regim de încărcare respectiv de descărcare, capacitatea rezervorului de energie, restricţiile de încărcare/descărcare în funcţie de capacitatea utilizată a rezervorului, capacitatea de trecere peste defect, capacitatea de furnizare a puterii reactive, buclele de reglaj putere activă respectiv putere reactivă, tensiune şi factor de putere, schemele de reglaj sau algoritmii şi valorile setate pentru Modul Normal de funcţionare şi pentru Modul de Rezervă, inclusiv logica şi parametrii de trecere dintr-un regim în altul;

   5. modul de repartiţie şi reglaj, după caz, a puterii active la nivel UFR respectiv GFR şi modul de comunicaţie între centrul de dispecer al UFR/GFR şi entităţile componente.

2. Date tehnice necesare pentru calificare RSF

   1. pentru unităţile generatoare: schema regulatorului de viteză cu parametrii de acord din perioada testării performanţelor, valorile de statism, insensibilitate, bandă moartă;

   2. pentru calificarea la nivel GFR sau pentru locurile de consum cu consum comandabil sau pentru instalaţiile de stocare: descrierea funcţiei care realizează dependenţa putere - frecvenţă cu menţionarea valorilor de statism, insensibilitate, bandă moartă;

   3. descrierea formării semnalului binar: funcţionare cu/fără RSF la nivel UFR/GFR şi la nivelul entităţilor componente cu putere instalată mai mare sau egală cu 1,5 MW;

   4. restricţii în livrarea RSF;

   5. automatizarea de înlocuire a RSF în cadrul UFR sau GFR între entităţile componente în cazul incidentelor sau la cerere;

   6. modul de estimare a epuizării rezervei pentru furnizorii de RSF cu REL .

3. Date tehnice necesare pentru calificare RRFa

   1. pentru unităţile generatoare: schema regulatorului de putere cu parametrii de acord din perioada testării performanţelor; pentru grupurile generatoare termoelectrice: schema bloc sarcină termică; pentru centralele formate din module de generare, pentru reglajul pe întreaga/întregul UFR/GFR, pentru locurile de consum cu consum comandabil sau pentru instalaţiile de stocare: schema de reglaj a puterii active şi repartiţia consemnului pe entităţile care realizează reglajul;

   2. realizarea schimbului informaţional şi integrarea UFR/GFR în regulatorul central frecvenţă - putere;

   3. formarea reacţiei de putere în bucla de reglaj a puterii la nivel UFR/GFR, ca măsură a puterii active de la grupuri generatoare/locuri de consum cu consum comandabil/instalaţii de stocare;

   4. restricţii în furnizarea RRFa;

   5. automatizarea de înlocuire a RRFa în cadrul UFR sau GFR între entităţile componente în cazul incidentelor sau la cerere;

   6. modalitatea potenţialului furnizor de RRFa prin care va efectua evaluarea disponibilităţii RRFa în situaţia în care deţine instalaţii de stocare a energiei.

4. Date tehnice necesare pentru calificare RRFm

   1. pentru unităţile generatoare; schema regulatorului de putere cu parametrii de acord din perioada testării performanţelor; pentru grupurile generatoare termoelectrice: schema bloc sarcină termică; pentru centralele formate din module de generare, pentru reglajul pe întreaga/întregul UFR/GFR, pentru locurile de consum cu consum comandabil sau instalaţiile de stocare: schema de reglaj a puterii active şi repartiţia consemnului pe entităţile care realizează reglajul;

   2. formarea reacţiei de putere reglajul puterii la nivel UFR/GFR ca măsură a puterii active de la grupuri generatoare/locuri de de consum cu consum comandabil/instalaţii de stocare;

   3. restricţii în furnizarea RRFm;

   4. automatizarea de înlocuire a RRFm în cadrul UFR sau GFR între entităţile componente în cazul incidentelor sau la cerere;

   5. modalitatea potenţialului furnizor de RRFm prin care va efectua evaluarea disponibilităţii RRFm în situaţia în care deţine instalaţii de stocare a energiei.

5. Date tehnice necesare pentru calificare RI

   1. pentru unităţile generatoare: schema regulatorului de putere cu parametrii de acord din perioada testării performanţelor; pentru grupurile generatoare termoelectrice: schema bloc sarcină termică; pentru centralele formate din module de generare, pentru reglajul pe întreaga/întregul UFR/GFR, pentru locurile de consum cu consum comandabil sau instalaţiile de stocare: schema de reglaj a puterii active şi a repartiţiei consemnului pe entităţile care realizează reglajul;

   2. formarea reacţiei de putere reglajul puterii la nivel UFR/GFR ca măsură a puterii active de la grupuri generatoare/locuri de de consum cu consum comandabil/instalaţii de stocare;

   3. restricţii în furnizarea RI;

   4. automatizarea de înlocuire a RI în cadrul UFR sau GFR între entităţile componente în cazul incidentelor sau la cerere;

   5. modalitatea potenţialului furnizor de RI prin care va efectua evaluarea disponibilităţii RRFm în situaţia în care deţine instalaţii de stocare a energiei .

6. Date tehnice necesare pentru asigurarea reglajului tensiunii (inclusiv în banda de reglaj secundar)

   1. schema de reglaj al puterii reactive şi a tensiunii în punctul de racordare;

   2. pentru unităţile generatoare şi instalaţiile de stocare: diagrama P-Q la borne şi în punctul de racordare, cu evidenţierea zonei a doua de producere a puterii reactive;

   3. pentru locurile de consum cu consum comandabil: date tehnice şi scheme de automatizare a echipamentelor de reglaj al puterii reactive (bobine, baterii de condensatoare, SVC, STATCOM);

   4. modul de estimare a disponibilităţii reglajului de tensiune în cazul deţinerii de instalaţii de stocare a energiei .

7. Date tehnice necesare pentru asigurarea apărării SEN

   1. schemele de implementare a automatizărilor pe criterii de frecvenţă: pornire, separare pe servicii interne, insularizare, DAS- f;

   2. transmiterea de date structurale, respectiv date în timp real în conformitate cu cerinţele impuse utilizatorilor de reţea semnificativi.

8. Date tehnice necesare pentru asigurare restaurarea SEN

1. schemele de implementare a automatizărilor pe criterii de frecvenţă: pornire, separare pe servicii interne, insularizare;

2. transmiterea de date structurale, respectiv date în timp real în conformitate cu cerinţele impuse utilizatorilor de reţea semnificativi;

3. modelul matematic al regulatorului de tensiune şi de viteză pentru grupurile generatoare sincrone.

Anexa nr. 2 la procedură

CONSUM CU CONSUM

STOCARE

STABILĂ ÎN PSF [MW]

CURBĂ P -f

STABILĂ ÎN PSF [MW]

CONDUCE CAZANUL***

MIN/MAX[%]

STATISM [%]

ACTIVATE [min]

Date tehnice pentru calificarea UFR/GFR pentru furnizarea RSF (valori brute/valori nete)

* hidro (H)/termo (T)/eolian (E)/fotovoltaic (F)/nuclear (N)/biomasa (B)/cogenerare (CC)/unitate de consum aparţinând unui loc de consum cu consum comandabil (UC)/instalaţie de stocare(IS)

** Denumire RAV, tip constructiv: RMH, REH, RN/bucla de reglaj putere - frecvenţă instalata la nivelul centralei formate din module/locului de consum cu consum comandabil/instalaţiei de stocare sau la nivelul UFR/GFR;

*** Pentru grupurile generatoare termoelectrice.

45

Anexa nr. 3 la procedură

Date tehnice pentru calificarea UFR/GFR pentru furnizarea RRFa (valori brute/valori

nete)

* hidro (H)/termo (T)/eolian (E)/fotovoltaic (F)/nuclear

(N)/biomasa (B)/cogenerare

(CC)/unitate de consum aparţinând unui loc de consum cu consum comandabil (UC)/instalaţie de stocare(IS)

** calificare prin unităţile generatoare/unităţile de consum comadabil din locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare componente sau la nivelul UFR/GFR

***

se vor completa valorile pentru fiecare sens de activare: la creştere respectiv la scădere

46

Anexa nr. 4 la procedură

Date tehnice pentru calificarea UFR/GFR pentru furnizarea RRFm (valori brute/valori

nete)

* hidro (H)/termo (T)/eolian (E)/fotovoltaic (F)/nuclear

(N)/biomasa (B)/cogenerare

(CC)/unitate de consum aparţinând unui loc de consum cu consum comandabil (UC)/instalaţie de stocare(IS);

** calificare prin unităţile generatoare/unităţile de consum comadabil din locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare componente sau la nivelul UFR/GFR;

***

se vor completa valorile pentru fiecare sens de activare: la creştere respectiv la scădere.

47

Anexa nr. 5 la procedură

Date tehnice pentru calificarea UFR/GFR pentru furnizarea RI (valori brute/valori nete)

* hidro (H)/termo (T)/eolian (E)/fotovoltaic (F)/nuclear (N)/biomasa (B)/cogenerare (CC)/unitate de consum aparţinând unui loc de consum cu consum comandabil (UC)/instalaţie de stocare (IS);

** calificare prin unităţile generatoare/unităţile de consum comadabil din locurile de consum cu consum comandabil/instalaţiile de stocare componente sau la nivelul UFR/GFR;

***

se vor completa valorile pentru fiecare sens de activare: la creştere respectiv la scădere.

Anexa nr. 6 la procedură

TENSIUNE - SCHEMĂ

Date tehnice privind calificarea pentru asigurarea puterii reactive şi a reglajului de tensiune (inclusiv reglajul secundar al tensiunii)

* hidro (H)/termo (T)/eolian (E)/fotovoltaic (F)/nuclear (N)/biomasa (B)/cogenerare (CC)/unitate de consum aparţinând unui loc de consum cu consum comandabil (UC)/instalaţie de stocare (IS).

49

Anexa nr. 7 la procedură

Date tehnice privind calificarea pentru participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN

Anexa nr. 8 la procedură

Model solicitare calificare Către:

[denumirea OTS] .

Societatea comercială [Solicitantul], înregistrată la Registrul Comerţului din....... cu numărul......., reprezentată prin. în

calitate de ......................................... solicită calificarea *.............. pentru realizarea următoarelor servicii **:

[*] - [UFR/GFR de tipul: unitate generatoare/loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare]

[**] - [tipul serviciului: RSF/RRFa la creştere sau la scădere/RRFm la creştere sau la scădere /RI la creştere sau la scădere /asigurarea puterii reactive şi a reglajului de tensiune/ participarea la apărarea şi/sau la restaurarea SEN

În susţinerea acestei cereri, anexează următoarele documente:

• anexele prezentei proceduri - completate şi semnate de către directorul general/administratorul societăţii comerciale care solicită calificarea;

• înregistrările probelor de calificare.

REPREZENTANT LEGAL

Anexa nr. 9 la procedură

Situaţia calificărilor pentru asigurarea de servicii de sistem acordate

Anexa nr. 10 la procedură

Legendă certificat: spaţiile goale numerotate se vor completa după cum urmează:

*1 - unităţi generatoare/ locuri de consum cu consum comandabil/ instalaţii de stocare a energiei şi/sau de unităţi de furnizare a rezervelor racordate la mai mult de un punct de racordare

unde:

unităţi generatoare: GGS - grup generator sincron/MG - modul de generare/CfMG - centrală formată din module generatoare/CMGO - centrală formată din module generatoare offshore de tipul - hidro (H)/termo (T)/eolian (E)/fotovoltaic (F)/nuclear (N)/biomasa (B)/cogenerare (CC)

locuri de consum cu consum comandabil: Consum Comandabil

instalaţii de stocare a energiei: IS

*2 - la creştere (sens pozitiv)/la scădere de putere (sens negativ)

*3 - fără/cu perioadă de valabilitate limitată

Legendă certificat: spaţiile goale numerotate se vor completa după cum urmează:

*1 - unităţi generatoare/ locuri de consum cu consum comandabil/ instalaţii de stocare a energiei şi/sau de unităţi de furnizare a rezervelor racordate la mai mult de un punct de racordare

unde:

unităţi generatoare: GGS - grup generator sincron/MG - modul de generare/CfMG - centrală formată din module generatoare/CMGO - centrală formată din module generatoare offshore de tipul - hidro (H)/termo (T)/eolian (E)/fotovoltaic (F)/nuclear (N)/biomasa (B)/cogenerare (CC)

locuri de consum cu consum comandabil: Consum Comandabil

instalaţii de stocare a energiei: IS

*2 - fără/cu perioadă de valabilitate limitată

Legendă certificat: spaţiile goale numerotate se vor completa după cum urmează:

*1 - unitate generatoare/loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare a energiei sau o agregare a acestora, racordată la un punct de racordare comun

unde:

unitate generatoare: GGS - grup generator sincron/MG - modul de generare/CfMG - centrală formată din module generatoare/CMGO - centrală formată din module generatoare de tipul - hidro (H)/termo (T)/eolian (E)/fotovoltaic (F)/nuclear (N)/biomasa (B)/cogenerare (CC)

loc de consum cu consum comandabil: Consum Comandabil

instalaţie de stocare a energiei: IS

*2 - la creştere (sens pozitiv)/la scădere de putere (sens negativ)

*3 - fără/cu perioadă de valabilitate limitată

Legendă certificat: spaţiile goale numerotate se vor completa după cum urmează:

*1 - unitate generatoare/loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare a energiei sau o agregare a acestora, racordată la un punct de racordare comun

unde:

unitate generatoare: GGS - grup generator sincron/MG - modul de generare/CfMG - centrală formată din module generatoare/CMGO - centrală formată din module generatoare de tipul - hidro (H)/termo (T)/eolian (E)/fotovoltaic (F)/nuclear (N)/biomasa (B)/cogenerare (CC)

loc de consum cu consum comandabil: Consum Comandabil

instalaţie de stocare a energiei: IS

*2 - fără/cu perioadă de valabilitate limitată

Legendă certificat: spaţiile goale numerotate se vor completa după cum urmează:

*1 - unitate generatoare/loc de consum cu consum comandabil/instalaţie de stocare a energiei sau o agregare a acestora, racordată la un punct de racordare comun

unde:

unitate generatoare: GGS - grup generator sincron/MG - modul de generare/CfMG - centrală formată din module generatoare/CMGO - centrală formată din module generatoare de tipul - hidro (H)/termo (T)/eolian (E)/fotovoltaic (F)/nuclear (N)/biomasa (B)/cogenerare (CC)

loc de consum cu consum comandabil: CD - consumator dispecerizabil

instalaţie de stocare a energiei: IS

*2 - fără/cu perioadă de valabilitate limitată

Legendă certificat: spaţiile goale numerotate se vor completa după cum urmează:

*1 -

unitate generatoare: GGS - grup generator sincron/MG - modul de generare/CfMG - centrală formată din module generatoare/CMGO - centrală formată din module generatoare de tipul - hidro (H)/termo (T)/eolian (E)/fotovoltaic (F)/nuclear (N)/biomasa (B)/cogenerare (CC)

loc de consum cu consum comandabil: CD - consumator dispecerizabil

instalaţie de stocare a energiei: IS

*2 - fără/cu perioadă de valabilitate limitată

Anexa nr. 11 la procedură

ÎNREGISTRĂRI şi ARHIVĂRI

1. Cererea de acordare a calificării, împreună cu documentaţia tehnică anexată şi, după caz, anexele 1 --12, se păstrează de către OTS.

2. Toată documentaţia tehnică, înregistrările probelor de calificare şi alte documente cerute, se păstrează la OTS.

3. OTS publică pe pagina proprie de internet situaţia calificărilor UFR respectiv GFR.

   Anexa nr. 12 la procedură

   Tratarea UFR/GFR cu entităţi tehnice cu REL şi entităţi tehnice cu rezervoare nelimitate de energie şi trecerea UFR/GFR cu REL din Modul Normal în Modul de Rezervă

   Tratare UFR/GFR cu entităţi tehnice cu REL şi entităţi tehnice cu rezervoare nelimitate de energie.

   1. Unităţile sau grupurile furnizoare de RSF care conţin entităţi tehnice cu rezervoare nelimitate de energie şi entităţi tehnice cu rezervoare de energie cu capacitate limitată nu vor fi considerate unităţi furnizoare de RSF cu rezervor de energie cu capacitate limitată (REL) sau grupuri furnizoare de RSF cu rezervor de energie cu capacitate limitată (REL) în cazul în care rezervorul lor de energie nu limitează capacitatea de a furniza RSF în conformitate cu art. 156 alin. (7) din SO GL.

   2. Unităţile sau grupurile furnizoare de RSF care nu sunt considerate unităţi sau grupuri furnizoare de RSF cu rezervor de energie cu capacitate limitată (REL) care conţin entităţi tehnice cu REL, trebuie să se asigure că acestea pot activa în totalitate furnizarea RSF proprii în conformitate cu art. 156 alin. (7) din SO GL.

   3. Entităţile tehnice ale unităţilor furnizoare de RSF cu rezevor de energie cu capacitate neliminată sau ale grupurilor furnizoare de RSF cu rezervor de energie cu capacitate nelimitată nu îşi vor limita furnizarea de RSF în cazul în care entităţile tehnice cu rezervor de energie limitat (din acel grup / unitate furnizor/furnizoare de RSF) sunt deja epuizate fie în direcţia pozitivă, fie în cea negativă, în conformitate cu art. 156 alin. (8) din SO GL.

Trecere UFR/GFR cu REL din Modul Normal în Modul de Rezervă.

Unităţile furnizoare de RSF cu REL (fie individuale, fie aparţinând unui grup furnizor RSF cu REL) care sunt calificate tehnic pentru prima dată după intrarea în vigoare a Deciziei ANRE nr. 153/2021 şi sunt capabile din punct de vedere tehnic (de exemplu echipamente conectate prin invertor) trebuie să fie capabile să comute din Modul Normal în Modul de Rezervă când sunt depăşite limitele superioare (socmax) sau inferioare (socmin) ale stării de încărcare. Aceste limite sunt definite de cantitatea de energie necesară pentru a furniza RSF pentru un interval de timp egal cu timpul de activare completă (TAC) a RRFa:

socmin =

( ) * ,-.

C

socmax = 1 - socmin

unde:

C este capacitatea de stocare în MWh;

P este puterea oferită pentru furnizarea RSF în MW;

�tTAC este timpul de activare completă a RRFa în ore (h).

Când încărcarea este restabilită, unitatea va reveni la Modul Normal.

În Modul Normal, unitatea va reacţiona la abaterea de frecvenţă normală 1f (t), în timp ce în Modul de Rezervă, unitatea va reacţiona numai la abaterea de frecvenţă pe termen scurt urmând frecvenţa medie-zero:

--------------------

medie-zero

1

11f (t)

= 11f(t) -

n(t - 11tTAC )

n(t-11tTAC)

11f

i=O

În timpul perioadei de tranziţie de la Modul Normal la Modul de Rezervă şi invers, unitatea va reacţiona la o combinaţie freactie (t) a abaterii de frecvenţă normale şi a abaterii de frecvenţă pe termen scurt, aşa cum este descris de următoarea ecuaţie:

medie-zero

freacţie(t) = 11--f---------------(-t--) T (1 - T) 11f(t)

unde T este funcţia de ponderare definită după cum urmează.

Pentru trecerea de la Modul Normal la Modul de Rezervă

o

t - tpornire

t < tpornire

t t < t

11t

T =

11t

pentru

pornire

pornire

TAC

TAC

1

t 2=tpornire 11tTAC

unde tpornire este timpul în care sunt depăşite limitele superioare sau inferioare ale stării de încărcare.

Pentru tranziţia de la Modul de Rezervă la Modul Normal:

1

t - t

t < trestabilire

   restabilire      

T = 1 for

t < t

11t

t

11tTAC

restore

restabilire

TAC

o t 2=trestabilire 11tTAC

unde trestabilire este momentul în care sunt restabilite limitele superioare sau inferioare ale stării de încărcare.

Atât în Modul Normal, cât şi în Modul de Rezervă, trebuie respectat intervalul pentru modul de sensibilitate a frecvenţei (gama de frecvenţă completă este utilizată ca semnal de intrare, dar furnizarea RSF este limitată la abaterile de frecvenţă pe termen scurt în Modul de Rezervă).