Comunica experienta
MonitorulJuridic.ro
Email RSS Trimite prin Yahoo Messenger pagina:   METODOLOGIE OPERAŢIONALĂ din 11 decembrie 2019  pentru blocul RFP-TEL, în conformitate cu prevederile art. 119 din Regulamentul (UE) 2017/1.485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice    Twitter Facebook
Cautare document
Copierea de continut din prezentul site este supusa regulilor precizate in Termeni si conditii! Click aici.
Prin utilizarea siteului sunteti de acord, in mod implicit cu Termenii si conditiile! Orice abatere de la acestea constituie incalcarea dreptului nostru de autor si va angajeaza raspunderea!
X

 METODOLOGIE OPERAŢIONALĂ din 11 decembrie 2019 pentru blocul RFP-TEL, în conformitate cu prevederile art. 119 din Regulamentul (UE) 2017/1.485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice

EMITENT: Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei
PUBLICAT: Monitorul Oficial nr. 1011 din 16 decembrie 2019
──────────
    Aprobată prin ORDINUL nr. 219 din 11 decembrie 2019, publicat în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 1011 din 16 decembrie 2019.
──────────
    CAP. I
    Dispoziţii generale
    SECŢIUNEA 1
    Scop
    ART. 1
    (1) Prezenta metodologie operaţională pentru blocul RFP-TEL, denumită în continuare metodologie, are drept scop stabilirea:
    a) restricţiilor de rampă la producţia de putere activă, în conformitate cu art. 137 alin. (3) şi (4) din Regulamentul (UE) 2017/1.485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice (denumit în continuare Regulament);
    b) regulilor de dimensionare a RRF;
    c) regulilor de dimensionare a RI;
    d) măsurilor de coordonare care să vizeze reducerea ARRF, astfel cum sunt definite la art. 152 alin. (14) din Regulament;
    e) măsurilor pentru a reduce ARRF prin solicitarea de modificări ale producţiei sau consumului de putere activă al unităţilor generatoare şi unităţilor consumatoare, în conformitate cu art. 152 alin. (16) din Regulament.

    (2) Prezenta metodologie se aplică de către operatorul de transport şi de sistem Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A., în vederea îndeplinirii parametrilor-ţintă pentru abaterea de reglaj la restabilirea frecvenţei din cadrul blocului de reglaj frecvenţă-putere, aşa cum sunt stabiliţi în Regulament la art. 128.
    (3) Prezenta metodologie are în vedere creşterea nivelului de transparenţă în operarea SEN, în dimensionarea şi utilizarea rezervelor de putere activă.

    SECŢIUNEA a 2-a
    Domeniu de aplicare
    ART. 2
    Prezenta metodologie creează cadrul procedural specific activităţii de operare a SEN.

    ART. 3
    Prezenta metodologie se aplică de OTS şi de furnizorii de rezerve de putere activă, în conformitate cu cerinţele de operare a SEN cuprinse în Regulament.

    SECŢIUNEA a 3-a
    Definiţii şi abrevieri
    ART. 4
    (1) Termenii utilizaţi în prezenta metodologie au semnificaţia prevăzută în următoarele acte normative:
    a) Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare;
    b) Regulamentul (UE) 2017/1.485 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice.

    (2) În înţelesul prezentei metodologii, termenii şi expresiile folosite au semnificaţiile următoare:
    - valorile istorice pentru dezechilibrele blocului RFP-TEL - dezechilibrele de putere activă apărute în funcţionarea sistemului şi cele care au fost acoperite prin activarea rezervelor;
    – incident de dimensionare pozitiv pentru RRF - cel mai mare dezechilibru ce ar putea rezulta dintr-o variaţie instantanee a puterii active la declanşarea celei mai mari unităţi generatoare, a unei bare la care sunt racordate mai multe generatoare, a unei singure linii de interconexiune HVDC sau a unei linii de c.a. din blocul RFP-TEL;
    – incident de dimensionare negativ pentru RRF - cel mai mare dezechilibru ce ar putea rezulta dintr-o variaţie instantanee a puterii active la declanşarea celui mai mare loc de consum, a unei singure linii de interconexiune HVDC sau a unei linii de c.a. din blocul RFP-TEL;
    – compensarea dezechilibrelor în cadrul IGCC - un proces convenit între OTS-urile din două sau mai multe zone RFP în cadrul unuia sau mai multor zone sincrone, care permite evitarea activării simultane a aRRF în direcţii opuse, luând în considerare abaterile de reglaj la restabilirea frecvenţei ale zonei respective, precum şi a aRRF activat.


    ART. 5
    Abrevierile utilizate în cadrul prezentei metodologii au următoarele semnificaţii:
    - ACE - area control error (echivalent ARZ);
    – ACEol (ACE open loop) - ACE rămas fără contribuţia mRRF şi RI;
    – ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei;
    – ARRF - abaterea de reglaj la restabilirea frecvenţei;
    – ARZ - abaterea de reglaj a zonei de reglaj;
    – Bloc RFP - bloc de reglaj frecvenţă-putere;
    – Bloc RFP-TEL - bloc de reglaj frecvenţă-putere - Transelectrica;
    – c.a. - curent alternativ;
    – CEE - centrală electrică eoliană;
    – CEF - centrală electrică fotovoltaică;
    – HVDC - înaltă tensiune în curent continuu;
    – IGCC - International Grid Control Cooperation;
    – OTS - operatorul de transport şi de sistem;
    – PRF - procesul de restabilire a frecvenţei;
    – RET - reţea electrică de transport;
    – RFP - reglaj frecvenţă-putere;
    – RRF - rezerve pentru restabilirea frecvenţei;
    – RRF_probabilistic - rezerve pentru restabilirea frecvenţei determinate cu ajutorul regulilor de dimensionare de tip probabilistic;
    – RSF - rezerve pentru stabilizarea frecvenţei;
    – RI - rezerve de înlocuire;
    – SAFA - Synchronous Area Framework Agreement for Regional Group Continental Europe;
    – aRRF - rezerva pentru restabilirea frecvenţei activată automat;
    – mRRF - rezerva pentru restabilirea frecvenţei activată manual;
    – SEN - Sistemul electroenergetic naţional;
    – TEL - Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A.


    CAP. II
    Metodologia operaţională pentru blocul RFP-TEL
    SECŢIUNEA 1
    Restricţii de rampă la producţia de putere activă
    ART. 6
    (1) Blocul RFP-TEL nu este interconectat cu blocurile vecine prin interconexiuni în curent continuu.
    (2) În situaţia în care blocul RFP-TEL se conectează cu linii de curent continuu, TEL are dreptul de a stabili limitări comune ale soldului de putere activă a respectivei linii de interconexiune HVDC, pentru a limita influenţa acesteia asupra îndeplinirii parametrului-ţintă pentru ARRF al blocurilor RFP conectate. TEL convine cu OTS responsabili din blocul RFP conectat asupra perioadelor de rampă şi/sau asupra vitezei maxime de variaţie a sarcinii pentru această linie de interconexiune HVDC.
    (3) Limitările comune prevăzute la alin. (2) nu se aplică la compensarea dezechilibrelor, la cuplarea frecvenţelor şi nici la activarea transfrontalieră a RRF şi RI prin liniile de interconexiune HVDC.

    ART. 7
    TEL stabileşte măsuri pentru îndeplinirea parametrului-ţintă pentru ARRF al blocului RFP-TEL şi pentru a reduce abaterile de frecvenţă deterministe, ţinând cont de limitările tehnologice ale unităţilor generatoare şi ale unităţilor consumatoare astfel:
    a) monitorizează timpul de menţinere a ARRF în domeniul de variaţie definit prin limitele stabilite de către SAFA^1 pentru TEL: numărul de intervale de timp pe an în afara domeniului ARRF de nivelul 1 în cadrul unui interval de timp egal cu durata de restabilire a frecvenţei^2 trebuie să fie mai mic de 30% din intervalele de timp ale anului şi numărul de intervale de timp pe an în afara domeniului ARRF de nivelul 2 în cadrul unui interval de timp egal cu durata de restabilire a frecvenţei trebuie să fie mai mic de 5% din intervalele de timp ale anului;
    ^1 La data aprobării prezentului document valoarea ARRF de nivel 1 este 81,29 MW şi valoarea ARRF de nivel 2 este 153,732 MW. ARRF de nivel 1 şi 2 se recalculează anual conform SAFA.
    ^2 Durata de restabilire a frecvenţei este de 15 minute conform art. 127 alin. (3) din Regulament.

    b) în timpul funcţionării în stare normală de funcţionare sau în stare de alertă monitorizează, lunar, următoarele:
    1. pentru un set de date care conţine valorile medii ale ARRF din blocul RFP pentru intervale de timp egale cu durata de restabilire a frecvenţei:
    (i) valoarea medie;
    (ii) abaterea standard;
    (iii) abaterea standard în procente de 1%, 5%, 10%, 90%, 95% şi 99% în cadrul intervalelor de timp măsurate;
    (iv) numărul intervalelor de timp în care valoarea medie a ARRF s-a aflat în afara domeniului ARRF de nivel 1, cu distincţie între ARRF negative şi cele pozitive; şi
    (v) numărul intervalelor de timp în care valoarea medie a ARRF s-a aflat în afara domeniului ARRF de nivel 2, cu distincţie între ARRF negative şi cele pozitive;

    2. pentru un set de date care conţine valorile medii ale ARRF din blocul RFP pentru intervalele de timp cu durata de un minut: numărul evenimentelor, pe lună, în care ARRF a depăşit 60% din capacitatea de rezervă a RRF şi nu a fost readusă la 15% din capacitatea de rezervă a RRF, pe durata de restabilire a frecvenţei, cu distincţie între ARRF negative şi cele pozitive;

    c) monitorizează schimburile transfrontaliere şi deviaţiile de putere neintenţionate;
    d) monitorizează procesul de calificare prealabilă a furnizorilor de rezerve de echilibrare;
    e) activează numai rezervele de echilibrare de la furnizorii calificaţi prealabil;
    f) respectă perioada de variaţie a sarcinii din programele de schimb transfrontalier aşa cum este definit în SAFA^3;
    ^3 În calculul ACE, trecerea de la un program de schimb transfrontalier la altul se realizează pe o perioadă care începe cu 5 minute înaintea momentului de modificare a puterii de schimb şi se finalizează la 5 minute după momentul de modificare a puterii de schimb. Rampa se realizează liniar, pe o durată de 10 minute.

    g) respectă viteza de variaţie a sarcinii unităţilor generatoare în procesul de notificare şi de activare în piaţa de echilibrare. Vitezele maxime de variaţie a sarcinii unităţilor generatoare sunt declarate de gestionarul unităţii generatoare şi verificate în procesul de calificare prealabilă pentru furnizarea de rezerve de echilibrare, respectiv la verificarea conformităţii cu cerinţele tehnice din normele tehnice aplicabile în vigoare;
    h) activează unităţile generatoare în piaţa de echilibrare cu respectarea timpului de încărcare rezultat din valoarea vitezei maxime de variaţie a sarcinii unităţii generatoare pentru treapta de putere notificată, respectiv dispusă în piaţa de echilibrare. Astfel, treapta de variaţie maximă a puterii notificate nu poate depăşi valoarea vitezei maxime de variaţie a sarcinii exprimate în MW/min înmulţită cu intervalul de timp corespunzător.


    ART. 8
    TEL analizează structura producţiei în scopul verificării/validării vitezei de variaţie a sarcinii, necesare pentru compensarea dezechilibrelor posibile în blocul RFP-TEL.

    SECŢIUNEA a 2-a
    Regulile de dimensionare de tip probabilistic a RRF şi a RI în conformitate cu art. 157, respectiv cu art. 160 din Regulament
    ART. 9
    (1) TEL este responsabilă pentru dimensionarea RRF şi RI în SEN şi aplică prevederile art. 157 şi 160 din Regulament pentru blocul RFP-TEL.
    (2) Cantitatea totală de capacitate de rezervă RRF pentru blocul RFP-TEL se determină atât pentru dezechilibre pozitive, cât şi pentru dezechilibre negative.
    (3) Rezerva RRF, în direcţiile pozitivă şi negativă, reprezintă valoarea maximă dintre incidentul de dimensionare şi RRF_probabilistic.
    (4) RRF_probabilistic se determină prin analiză probabilistică astfel:
    a) în conformitate cu art. 157 alin. (2) lit. a) din Regulament, dimensionarea se bazează pe valorile istorice corespunzătoare dezechilibrelor blocului RFP-TEL, pe o perioadă completă de cel puţin un an, care să se încheie nu mai devreme de şase luni înainte de perioada de dimensionare analizată. TEL ia în considerare o perioadă completă de doi ani;
    b) eşantionarea valorilor acoperă cel puţin durata de restabilire a frecvenţei de 15 minute;
    c) valorile istorice corespunzătoare dezechilibrelor blocului RFP-TEL sunt profilate pentru perioada de timp pentru care se face dimensionarea. Pentru profilare se iau în considerare cel puţin următorii factori:
    (i) caracteristici sezoniere ale perioadei de dimensionare: zi de vară/iarnă, oră de vârf/gol, zi lucrătoare/nelucrătoare, zi de sărbătoare legală, perioade de minivacanţe prilejuite de sărbători legale, alte zile atipice (sărbători religioase);
    (ii) variaţia producţiei centralelor care utilizează ca surse primare de energie surse regenerabile, rezultată din prognoză;
    (iii) variaţia instantanee a consumului de energie electrică generată de trecerea de la un palier de consum la altul (trecerea consumului de la gol de sarcină la vârf de sarcină şi invers), respectiv variaţia de consum generată de consumatori cu sarcină variabilă (de exemplu, consumatori tip oţelării etc.);
    (iv) valori înregistrate ale producţiei şi consumului; pentru CEE şi CEF se iau în considerare valori realizate şi valori notificate;
    (v) retragerile din exploatare accidentale ale echipamentelor din sistemul electroenergetic din cauze variate (defecţiuni tehnice majore, fenomene meteorologice extreme, avarii etc.).

    d) aplicarea regulilor de dimensionare de tip probabilistic poate lua în considerare şi următorii factori:
    (i) prognoza capacităţilor disponibile pe tipuri de grupuri generatoare, precum şi prognoza capacităţii disponibile totale pentru perioada de dimensionare analizată;
    (ii) prognoza cererii de consum pe perioada de dimensionare analizată;
    (iii) prognoza producţiei CEE/CEF pe perioada de dimensionare analizată;
    (iv) prognoza meteorologică sezonieră;
    (v) prognoza pe perioada de dimensionare analizată a energiei schimbate cu sistemele electroenergetice vecine (import/export);
    (vi) indicii de oprire neplanificată a grupurilor generatoare;
    (vii) viteza de variaţie a sarcinii corespunzătoare producţiei de energie din surse regenerabile (CEE/CEF), determinată statistic pentru perioada cu înregistrări istorice, cu perioade de eşantionare de 15 minute.


    (5) Cantitatea de rezervă pozitivă RRF din blocul RFP-TEL sau o combinaţie a capacităţii de rezervă de RRF şi RI trebuie să fie suficientă pentru a acoperi dezechilibrele pozitive din blocul RFP-TEL cel puţin 99% din timp, pe baza datelor istorice prevăzute la alin. (4).
    (6) Cantitatea de rezervă negativă RRF din blocul RFP-TEL sau o combinaţie a capacităţii de rezervă de RRF şi RI trebuie să fie suficientă pentru a acoperi dezechilibrele negative din blocul RFP-TEL cel puţin 99% din timp, pe baza datelor istorice prevăzute la alin. (4).
    (7) Cantitatea de rezervă RRF (aRRF şi mRRF) pentru blocul RFP-TEL trebuie să fie suficientă pentru a asigura îndeplinirea parametrilor-ţintă pentru ARRF, în conformitate cu art. 128 alin. (3) din Regulament, pentru perioada de dimensionare analizată. În utilizarea acestei metode probabilistice TEL ia în considerare restricţiile definite de acordurile de partajare sau de schimb de rezerve datorate unor eventuale încălcări ale siguranţei în funcţionare şi ale cerinţelor privind disponibilitatea RRF.
    (8) Modul de stabilire a valorii incidentului de dimensionare pozitiv, respectiv negativ pentru RRF este prevăzut în anexa care face parte integrantă din prezenta metodologie.
    (9) Dimensionarea aRRF şi mRRF respectă următoarele:
    a) raportul dintre aRRF şi mRRF este variabil, prioritate având dimensionarea aRRF;
    b) dimensionarea aRRF este efectuată conform prevederilor art. 10;
    c) valoarea mRRF este obţinută din diferenţa dintre RRF şi aRRF.

    (10) TEL stabileşte capacitatea de rezervă RRF şi eventualele limitări geografice pentru distribuţia acesteia în interiorul blocului RFP-TEL în conformitate cu prevederile art. 157 alin. (2) lit. g) din Regulament. Limitările geografice sunt date fie de eventualele congestii, retrageri din exploatare, fie de evenimente meteorologice sau de forţă majoră care pot pune în pericol activarea rezervelor rezultate din dimensionare.

    ART. 10
    (1) Dimensionarea aRRF se face prin metode probabilistice care utilizează date istorice, ce reprezintă valoarea ACEol cu o eşantionare la 2 secunde. Profilarea datelor istorice se face luând în considerare viteza de variaţie a sarcinii din SEN, inclusiv viteza de variaţie a sarcinii din centralele electrice care utilizează ca sursă primară sursele regenerabile.
    (2) Cantitatea de rezervă aRRF în direcţie pozitivă reprezintă 99% din distribuţia probabilistică a aRRF calculată potrivit alin. (1). Această valoare nu trebuie să fie mai mică decât valoarea aRRF recomandată în documentul SAFA partea B anexa 1 art. B-6-2-2-1-5, şi anume: cantitatea de aRRF în direcţie pozitivă este mai mare de 1% din diferenţa mediei pe un minut ACEol şi media pe 15 minute ACEol a blocului RFPTEL, înregistrate în baza de date istorică (pentru stabilirea condiţiilor de calcul se va considera cantitatea de aRRF în direcţie pozitivă egală cu 1% din diferenţa precizată).
    (3) Cantitatea de rezervă aRRF în direcţie negativă reprezintă 99% din distribuţia probabilistică a aRRF calculată potrivit alin. (1). Această valoare nu trebuie să fie mai mică decât valoarea recomandată în documentul SAFA partea B anexa 1 art. B-6-2-2-1-5, şi anume: cantitatea de aRRF în direcţie negativă este mai mare de 99% din diferenţa mediei pe un minut ACEol şi media pe 15 minute ACEol a blocului RFP-TEL, înregistrate în baza de date istorică (pentru stabilirea condiţiilor de calcul se va considera cantitatea de aRRF în direcţie negativă egală cu 99% din diferenţa precizată).
    (4) Timpul de activare completă aFRR şi mRRF trebuie să asigure îndeplinirea parametrilor-ţintă ai ARRF şi să fie mai mic sau cel mult egal cu durata de restabilire a frecvenţei.

    ART. 11
    (1) Rezerva de înlocuire trebuie dimensionată astfel încât în orice moment de timp să poată restabili întreaga cantitate de RRF activată, atât în direcţie pozitivă, cât şi în direcţie negativă.
    (2) Cantitatea de rezervă de înlocuire din blocul RFP-TEL trebuie să fie suficientă atunci când aceasta este luată în considerare la dimensionarea capacităţii de rezervă pe RRF, în vederea respectării parametrilor-ţintă pentru ARRF, precum şi respectării siguranţei în funcţionare a blocului RFP-TEL.
    (3) Cantitatea de rezervă RI din blocul RFP-TEL în direcţie pozitivă trebuie să fie suficientă pentru a acoperi dezechilibrele RRF activate în direcţie pozitivă din blocul RFP-TEL cel puţin 99% din timp, pe baza datelor istorice.
    (4) Cantitatea de rezervă RI din blocul RFP-TEL în direcţie negativă trebuie să fie suficientă pentru a acoperi dezechilibrele RRF activate în direcţie negativă din blocul RFP-TEL cel puţin 99% din timp, pe baza datelor istorice.

    ART. 12
    Dimensionarea RRF şi RI în cazul încheierii unui acord de partajare sau a unui acord de schimb de rezerve de către TEL cu alte blocuri RFP se realizează în conformitate cu prevederile art. 157 alin. (2) lit. j) pct. i) şi lit. k) pct. i), art. 160 alin. (4) şi (5), art. 165-167 şi art. 169 din Regulament.

    SECŢIUNEA a 3-a
    Măsuri pentru reducerea ARRF
    ART. 13
    În calitate de unic OTS al blocului RFP, TEL nu coordonează măsurile de reducere a ARRF cu niciun alt OTS.

    SECŢIUNEA a 4-a
    Măsuri pentru reducerea ARRF prin solicitarea de modificări ale producţiei sau consumului de putere activă al unităţilor generatoare şi unităţilor consumatoare
    ART. 14
La orice încălcare a limitelor prevăzute la art. 152 alin. (12) şi (13) din Regulament, OTS aplică următoarele tipuri de măsuri pentru reducerea ARRF:
    ANEXA 1

    la metodologie
    A. Incidentul de dimensionare pozitiv pentru RRF
    A1) În cazul blocului RFP-TEL, incidentul de dimensionare pozitiv pentru RRF poate avea următoarele valori maxime:
    • 700 MW - pentru acoperirea declanşării unei unităţi la Centrala Nuclearoelectrică Cernavodă, U1 sau U2, cu putere instalată de 706,5 MW;
    • 800 MW - pentru acoperirea declanşării ansamblului TG1, TG2 şi TA din Centrala Electrică cu Ciclu Combinat Brazi Petrom cu puterea instalată de 885 MW;
    • 900 MW - pentru acoperirea declanşării unui ansamblu de 3 grupuri cu puterea instalată de 330 MW, funcţionând toate pe o singură bară colectoare - situaţie posibil a se întâlni la Centrala Termoelectrică Rovinari şi Centrala Termoelectrică Turceni;
    • 1.400 MW - pentru acoperirea declanşării ansamblului format din unităţile U1 + U2 de la Centrala Nuclearoelectrică Cernavodă în situaţia retragerii din exploatare sau a indisponibilităţii unei bare colectoare în staţia 400 kV Cernavodă.

    A2) În funcţie de structura grupurilor aflate în funcţiune şi de schemele de funcţionare din RET se alege valoarea maximă dintre cazurile enumerate mai sus. Se iau în considerare şi alte configuraţii de grupuri funcţionând pe o singură bară colectoare care cumulează valori ale puterilor evacuate comparabile cu cele de mai sus.

    B. Incidentul de dimensionare negativ pentru RRF
    În cazul blocului RFP-TEL, incidentul de dimensionare negativ pentru RRF poate avea următoarele valori maxime:
    • 350 MW - pentru acoperirea declanşării unei zone de consum de 110 kV;
    • 250 MW - pentru acoperirea variaţiilor la creştere ale producţiei CEE şi CEF determinate pe baza datelor istorice stabilite conform art. 9 alin. (4) lit. a), c) şi d) din ordin.


    ----

Da, vreau informatii despre produsele Rentrop&Straton. Sunt de acord ca datele personale sa fie prelucrate conform Regulamentul UE 679/2016

Comentarii


Maximum 3000 caractere.
Da, doresc sa primesc informatii despre produsele, serviciile etc. oferite de Rentrop & Straton.

Cod de securitate


Fii primul care comenteaza.
MonitorulJuridic.ro este un proiect:
Rentrop & Straton
Banner5

Atentie, Juristi!

5 modele de Contracte, Cereri si Notificari modificate conform GDPR

Legea GDPR a modificat Contractele, Cererile sau Notificarile obligatorii

Va oferim Modele de Documente conform GDPR + Clauze speciale

Descarcati GRATUIT Raportul Special "5 modele de Contracte, Cereri si Notificari modificate conform GDPR"


Da, vreau informatii despre produsele Rentrop&Straton. Sunt de acord ca datele personale sa fie prelucrate conform Regulamentul UE 679/2016