Държавен вестник, брой 67 от 2.VIII

Чл. 4. (1) Правилата за планиране на развитието на преносната мрежа определят техническите критерии за планиране, потока и обема на информацията, обменяна между преносното предприятие и ползвателите на преносната мрежа за целите на планирането, както и прилаганите процедури.

(2) Критериите за планиране на развитието на преносната мрежа трябва да бъдат спазвани от всички ползватели на преносната мрежа при планиране на развитието на техните собствени електрически мрежи.

Чл. 5. Преносната мрежа трябва да бъде планирана с достатъчна перспектива във времето, така че да могат да бъдат изпълнени всички необходими дейности по съгласуване, проектиране, изграждане и въвеждане в експлоатация на планираните съоръжения, без да се нарушава нормалната работа на електроенергийната система.

Чл. 6. Развитието на преносната мрежа включва изграждане и реконструкция на:

1. електропроводи;

2. трансформаторни мощности;

3. подстанции и компенсиращи устройства за целите на управлението на напрежението в преносната мрежа;

4. спомагателни мрежи и системи за управление.

Чл. 7. Планирането на развитието на преносната мрежа трябва да осигури своевременното и хармоничното изграждане и въвеждане в експлоатация на нови елементи на електрическата мрежа, с което да се осигури икономична и сигурна работа на електроенергийната система, при спазване на посочените в чл. 12 критерии за сигурност и действащите стандарти за качество на електроснабдяването.

Чл. 8. Планът за развитие на преносната мрежа трябва да посочва новите елементи, които е необходимо да бъдат изградени, техните основни технически характеристики, мястото им в преносната мрежа, сроковете и условията за въвеждането им в експлоатация.

Чл. 9. (1) В съответствие със задълженията, произтичащи от Закона за енергетиката (ЗЕ) и издадената лицензия, преносното предприятие разработва и представя петгодишен план за развитие на преносната мрежа, който се актуализира всяка година.

(2) Планът за развитие на преносната мрежа е документ, който описва бъдещите промени и развитието на преносната мрежа. В него се определят по години очакваните работни характеристики на преносната мрежа.

(3) Процесът на планиране трябва да осигурява необходимото време за подготовка на проектите и предложенията от различните заинтересувани страни по недискриминационен начин.

Чл. 10. Планът трябва да посочва онези точки от електрическата мрежа, които са най-подходящи за изграждане на нови връзки за бъдещ пренос на електроенергия с оглед насърчаване на конкуренцията и развитието на преносната мрежа.

Чл. 11. Планът за развитие трябва да съдържа следната информация за работните параметри на преносната мрежа:

1. преносна възможност по основни направления;

2. потоци на мощност при максимално натоварване на електроенергийната система;

3. натоварване във възлите на присъединяване на ползвателите на преносната мрежа;

4. нива на токовете на къси съединения на шини 750, 400, 220 и 110 kV на подстанциите;

5. загуби на мощност и енергия от пренос и трансформация в електрическата мрежа при максимално натоварване на електроенергийната система;

6. предложения за развитие на преносната мрежа и/или промени в топологията;

7. планови обмени на мощност с външните (чуждестранните) партньори;

8. предложения за изграждане на нови междусистемни електропроводи.

Чл. 12. (1) В процеса на експлоатация при нормален режим на работа преносната мрежа трябва да отговаря на критерия за сигурност "n - 1", което означава, че:

1. изключването на един който и да е елемент от електрическата мрежа (електропровод, трансформаторна единица, генераторен блок или компенсиращо устройство), както и на група елементи на електрическата мрежа (събирателни шини в разпределително устройство високо напрежение и др.), които могат да бъдат изключени едновременно от действието на едно защитно устройство или от действието на няколко защитни устройства, но в резултат на единична повреда, не трябва да довежда до:

а) прекъсване на захранването на потребители на електроенергия;

б) претоварване на оставащите в работа елементи на електрическата мрежа;

в) нарушаване на качеството на електроснабдяването;

г) намаляване на запаса по устойчивост;

д) нарушения в режима на работа на съседни електроенергийни системи, с които електроенергийната система на България работи в паралел;

2. изключването на двоен електропровод на обща стълбовна линия се приема като единично събитие.

(2) При присъединяване на АЕЦ към преносната мрежа се прилага критерий за сигурност "n - 2".

Чл. 13. Конфигурацията на електрическата мрежа трябва да позволява провеждането на планови ремонтни работи на съоръженията, без да се нарушават посочените в чл. 12 критерии за сигурност.

Чл. 14. Критериите за сигурност се отчитат на базата на сравнителен технико-икономически анализ на следните фактори:

1. вероятност от възникване на даден вид авария;

2. последствия от възникване на този тип авария;

3. разходи, необходими за покриване на постоянния риск;

4. цена на защитните мерки за предпазване от развитието на дадената авария.

Чл. 15. Планът за развитие на преносната мрежа се утвърждава от министъра на енергетиката и енергийните ресурси, след което се предоставя на Държавната комисия за енергийно регулиране (ДКЕР) и се публикува, за да бъде достъпен за всички съществуващи и потенциални ползватели на преносната електрическа мрежа.

Чл. 16. Преносното предприятие разработва плановете за развитие на преносната електрическа мрежа на базата на следната информация:

1. прогноза на развитието на електрическите товари и потреблението на електрическа енергия от отделните разпределителни предприятия към местата на присъединяване;

2. постъпили искания от потребители, присъединени към преносната мрежа, за промяна на потребяваната електрическа мощност и енергия;

3. нови потребители на електроенергия, присъединени към преносната електрическа мрежа;

4. постъпили искания от производители на електрическа енергия за промяна на производствените мощности;

5. нови производители на електроенергия, присъединени към преносната електрическа мрежа;

6. постъпили искания от разпределителните предприятия;

7. планове за обмен на електроенергия с други електроенергийни системи (ЕЕС).

Чл. 17. (1) Посочената в чл. 16 информация се предоставя на преносното предприятие от ползвателите на преносната мрежа в частта, отнасяща се до тяхната дейност.

(2) Информацията за потреблението или за производствените мощности на ползвателите на преносната мрежа може да има търговски характер и се използва за прогнозиране на потоците на мощност само ако между преносното предприятие и съответния ползвател има подписан договор за присъединяване.

Чл. 18. Основната цел на правилата за присъединяване към преносната мрежа е да бъдат осигурени:

1. необходимата сигурност, безопасност и качество на работа на електроенергийната система след присъединяването на съответния ползвател;

2. възможност за преносното предприятие да изпълнява лицензионните си задължения за пренос на електрическа енергия чрез създаването на технически, проектни и експлоатационни изисквания към ползвателите при присъединяването им към преносната мрежа.

Чл. 19. Първоначално присъединяване на ползвател към преносната мрежа, както и увеличение на необходимата предоставена мощност (за потребител) или увеличение на инсталираната мощност (за производител) на присъединен ползвател се допуска, ако:

1. ползвателят е изпълнил изискванията, посочени в Наредбата за присъединяване на производители и потребители на електрическа енергия към преносната и разпределителните електрически мрежи;

2. са изпълнени техническите, проектните и експлоатационните изисквания, посочени в действащите наредби и правила за работа на преносната мрежа, от кандидатстващите за присъединяване към преносната мрежа ползватели.

Чл. 20. (1) Кандидатите за присъединяване към преносната мрежа трябва да познават номиналните стойности и допустимите граници на основните технически параметри, които се поддържат в електрическата мрежа.

(2) Номиналните напрежения в преносната мрежа са 110, 220, 400 и 750 kV. Допустимите отклонения при нормална работа са, както следва:

(3) Поддържаните стойности на напрежението в отделните възли на преносната мрежа се определят и регулират от оператора на електроенергийната система.

(4) Преносното предприятие и ползвателите избират съоръженията на електроенергийната система и съоръженията на присъединяваните електроенергийни обекти така, че колебанията на напрежението при къси съединения и/или комутационни преходни процеси и очакваните атмосферни пренапрежения да не влияят на нормалната им работа.

Чл. 21. Номиналната честота на електроенергийната система е 50,0 Hz. При нормални експлоатационни условия се допускат отклонения от номиналната стойност в интервала от 49,5 до 50,5 Hz. След ресинхронизация на първа и втора синхронна зона ще бъде възприет диапазонът, валиден за UCTE.

Чл. 22. (1) Преносната мрежа работи с директно заземен звезден център.

(2) Начинът на заземяване на звездните центрове на съоръженията на ползвателите на преносната мрежа се определя от оператора на електроенергийната система съобразно техническите характеристики на преносната мрежа и съоръженията на ползвателя.

Чл. 23. За нуждите на проектирането, избора на съоръжения и режими на работа ползвателите получават от преносното предприятие специализирана техническа информация, отнасяща се до:

1. потокоразпределение (изследване на установени режими);

2. критични времена на изключване на трифазно късо съединение по условията за динамична устойчивост;

3. токове на къси съединения в мястото на присъединяване;

4. еквивалентни импеданси на електроенергийната система в мястото на присъединяване;

5. избор на защита от пренапрежение и координация на изолацията.

Чл. 24. (1) Границата на собственост между електрическите съоръжения на преносното предприятие и тези на ползвателите се определя от начина на присъединяване и от вида на съоръженията в мястото на присъединяване.

(2) При присъединяване на електрическа уредба на потребител към преносната мрежа чрез електропроводи, собственост на преносното предприятие, независимо от нивото на напрежение границата на собственост е:

1. при кабелен електропровод - мястото на присъединяване на кабелните накрайници към уредбата;

2. при въздушен електропровод и закрита уредба - клемите за присъединяване на проводниците на електропровода към проходните изолатори за преминаване през външните стени на уредбата;

3. при въздушен електропровод и открита уредба - клемите за присъединяване на проводниците към съоръженията на уредбата.

(3) Присъединяване на електрическа централа към преносната мрежа може да се осъществява по един от следните начини:

1. чрез електропроводи (въздушни или кабелни), трансформатори или шинопроводи, притежавани от собственика на електрическата централа, към електрическа уредба, собственост на преносното предприятие;

2. чрез електрическа уредба, притежавана от собственика на електрическата централа, към електропроводи (въздушни или кабелни), трансформатори или шинопроводи, собственост на преносното предприятие.

(4) Границата на собственост между електрическите съоръжения на преносното предприятие и електрическата централа се определя в зависимост от начина на присъединяване към преносната мрежа, както следва:

1. при кабелен електропровод - мястото на присъединяване на кабелните накрайници към уредбата;

2. при въздушен електропровод и закрита електрическа уредба - клемите за присъединяване на проводниците на електропровода към проходните изолатори за преминаване през външните стени на уредбата;

3. при въздушен електропровод и открита електрическа уредба - клемите за присъединяване на проводниците към съоръженията на уредбата;

4. при трансформатор - най-близките до уредбата клеми, чрез които трансформаторът се присъединява към нея;

5. при шинопровод - най-близките до уредбата клеми, чрез които шинопроводът се присъединява към нея.

Чл. 25. При потреблението на активна енергия не се допуска превишаване на максимално допустимото натоварване на нито един елемент от електропроводите и захранващата подстанция, собственост на преносното предприятие.

Чл. 26. (1) Операторът на електроенергийната система определя изисквания към потребителите, които влияят върху сигурността на работа на електроенергийната система и върху нейната способност за възстановяване и са необходими за изпълнение на защитния план и плана за възстановяване.

(2) Потребителите са длъжни да приемат и изпълняват:

1. плана за автоматично честотно разтоварване (АЧР) при аварийно понижаване на честотата в електроенергийната система;

2. изпълнение на автоматично разтоварване при аварийно изключване на големи единични генериращи мощности;

3. участие в коридори за възстановяване след системни аварии.

(3) Максимално допустимите натоварвания на електропроводите, мощностите на отделните степени на АЧР, обемът на разтоварване и конфигурацията на коридорите за възстановяване се задават от оператора на електроенергийната система и се съгласуват в договора, сключен между преносното предприятие и потребителя съгласно чл. 62.

Чл. 27. (1) Потребителят трябва да ползва електрическа енергия с фактор на мощността cos j і 0,90, освен ако в договора между преносното предприятие и потребителя не е посочено друго.

(2) За определяне на действителния фактор на мощността се използват показанията на средствата за търговско измерване.

Чл. 28. (1) Потребителите прилагат необходимите мерки за поддържане на относително постоянна мощност при потреблението на електрическа енергия при нормална работа.

(2) Скоростта на промяна на потребяваната активна мощност за минута в проценти от максималното натоварване не трябва да надхвърля 10 % от Pmax за инсталирани мощности над 50 MVA.

(3) Когато за даден потребител е технически невъзможно да изпълни изискването по ал. 2, в договора между преносното предприятие и потребителя по чл. 62 трябва да се предвиди услуга за регулиране, която да се извършва от оператора на електроенергийната система.

Чл. 29. (1) Общата сума на ефективните стойности на висшите хармонични съставящи в тока към потребителя не трябва да надхвърля 5 % от ефективната стойност на съставящата с основна честота (50 Hz) в мястото на присъединяване съгласно БДС EN 50160.

(2) Несиметричността на напреженията в трифазната мрежа, внасяна от потребителя, изразяваща се в нееднаквост на ефективните стойности на фазовите напрежения или разлики на фазовите ъгли, не трябва да води до поява на напрежение с обратна последователност със стойност, по-висока от 2 % от номиналната стойност.

Чл. 30. (1) За потребители с инсталирана мощност, по-голяма от 50 MVA, максималното отклонение на моментната стойност на реактивната мощност от средната стойност за 15-минутен интервал от време не трябва да надвишава 10 MVAr.

(2) В случаите, когато технологичният процес на работа на потребителите е свързан с колебания на реактивната мощност, превишаващи посочените в ал. 1, тези потребители инсталират в своите електрически уредби управляеми компенсиращи устройства, с които се предотвратяват колебанията на потоците на активна и реактивна мощност в преносната мрежа и смущенията в режима на работа на други ползватели на преносната мрежа.

(3) Когато за даден потребител е технически невъзможно да изпълни изискването по ал. 2, в договора между преносното предприятие и потребителя по чл. 62 се предвижда услуга за регулиране, която се извършва от оператора на електроенергийната система.

Чл. 31. (1) Когато потребител консумира електрическа енергия от преносната мрежа чрез трансформатор с автоматично регулиране на напрежени ето, е необходимо да се осигури автоматично блокиране на регулирането при достигане на определени минимални стойности на напрежението на първичната страна на трансформатора.

(2) Стойността на напрежението по ал. 1 се задава от оператора на електроенергийната система.

Чл. 32. Операторът на електроенергийната система, преносното предприятие и ползвателите използват единна система, одобрена от оператора на електроенергийната система, за обозначаване на всички съоръжения в местата на присъединяване, гарантираща сигурна и безопасна работа на електроенергийната система.

Чл. 33. (1) Обемът и организацията на релейните защити на трансформаторите, шините и електропроводите, собственост на потребителя, трябва да съответстват на изискванията на Наредбата за устройството на електрическите уредби и електропроводните линии.

(2) Настройките по импеданс, ток и време на релейните защити, действащи при къси съединения в електроенергийната система (външни за електросъоръженията на потребителя), задължително се съгласуват с оператора на електроенергийната система преди присъединяването.

(3) Допускат се четири начина на присъединяване на потребители към преносната мрежа:

1. потребителят е свързан чрез своите връзки към разпределителна уредба, собственост на преносното предприятие, т.е. мястото на присъединяване се намира в подстанция на преносната мрежа в началото на линия, собственост на потребителя;

2. разпределителна уредба, собственост на потребителя, е присъединена към преносната мрежа чрез електропроводи, собственост на преносното предприятие, т.е. мястото на присъединяване се намира в подстанция, собственост на потребителя, в края на електропроводи на преносното предприятие;

3. потребителят е свързан чрез свой трансформатор към подстанция на преносната мрежа, т.е. мястото на присъединяване се намира в подстанция, собственост на преносното предприятие, от първичната страна на трансформатора, собственост на потребителя;

4. потребителят е свързан към вторичната страна на трансформатор, собственост на преносното предприятие, т.е. мястото на присъединяване е на вторичната страна на трансформатора.

(4) Изискванията към релейните защити и автоматики за четирите начина на присъединяване се дават общо, а евентуалните разлики - поотделно.

Чл. 34. (1) Релейните защити на връзките на потребителя с електроенергийната система отговарят на действащите в страната стандарти, наредби и правилници.

(2) Електрическите съоръжения се защитават от основни и резервни релейни защити, действащи независимо.

(3) При електропроводи с напрежение 220 kV и по-високо и при междусистемни електропроводи се изпълнява организация на релейните защити по принципа на "пълно близко резервиране" съгласно Наредбата за устройство на електрическите уредби и електропроводните линии, като една от защитите е дистанционна.

(4) За присъединяване към мрежи с директно заземен звезден център на електропроводите допълнително се предвижда посочна тристъпална максималнотокова земна защита с независимо от тока закъснение.

(5) Във всички случаи при основно действие на релейните защити (с първа зона, първо стъпало, диференциална защита) електропроводът трябва да се изключва от захранващата страна за време не по-голямо от 150 ms, включително времето на прекъсвача.

(6) Съгласувано с оператора на електроенергийната система се допуска:

1. при присъединяване по чл. 33, ал. 3, т. 1 и 2 за електропроводи 110 kV, работещи в паралел с електроенергийната система, релейната защита да се изпълнява от една дистанционна и една тристъпална посочна земна защита с независимо от тока закъснение;

2. при присъединяване по чл. 33, ал. 3, т. 1 и 2 за електропроводи 110 и 220 kV, захранващи лъчист товар (едностранно захранена линия), релейната защита да се изпълнява само в захранващия край чрез максималнотокова отсечка, максималнотокова защита и земна защита с независимо от тока закъснение.

(7) При свързване по чл. 33, ал. 3, т. 3 видът, обемът и организацията на релейните защити на трансформатора са предмет на проект, който се съгласува с преносното предприятие с цел съвместимост със съществуващите устройства.

(8) При свързване по чл. 33, ал. 3, т. 4 видът, обемът и организацията на релейните защити на съоръженията, свързани към вторичната страна на трансформатора, са предмет на проект, който се съгласува с преносното предприятие с цел съвместимост със съществуващите съоръжения и постигане на селективно действие на релейните защити.

(9) Сигурността на действие на релейните защити не трябва да е по-ниска от 99 %, определена като отношение на успешните изключвания на прекъсвачите към общия брой на повредите.

Чл. 35. (1) Наличието и видът на автоматичното повторно включване (АПВ) - еднофазно, трифазно, контрол на синхронизъм или отсъствие на напрежение за електропроводите, свързващи уредбите на потребителя с електроенергийната система, е предмет на съгласуване между потребителя и оператора на електроенергийната система на базата на проведени изчисления и изисквания за сигурност на електроснабдяването.

(2) Конкретните настройки на устройството за АПВ се определят и извършват съгласувано с оператора на електроенергийната система.

Чл. 36. Техническите параметри и настройки на АЧР се определят и задават от оператора на електроенергийната система.

Чл. 37. (1) За присъединяване по чл. 33, ал. 3, т. 1 и 2 за електропроводи и уредби, собственост на потребителя и работещи в паралел с електроенергийната система, както и за радиално захранени потребители с високи изисквания за сигурност, с цел ограничаване на аварията при отказ на прекъсвач, който участва във връзката между потребителя и електроенергийната система, се прилага устройство за резервиране на отказа на прекъсвача (УРОП) за автоматично изключване на всички прекъсвачи, съседни на прекъсвача, който е отказал да изключи.

(2) Необходимостта от УРОП се съгласува с оператора на електроенергийната система въз основа на изчисления за устойчивост.

(3) Устройството се организира на принципа "УРОП на прекъсвач".

(4) Монтирането, въвеждането и поддържането на УРОП е задължение на собственика на обекта, в който се въвежда.

(5) Конкретните настройки и въздействието на УРОП се определят съгласувано с оператора на електроенергийната система.

Чл. 38. (1) За електропроводите, свързващи потребителя и работещи в паралел с електроенергийната система на напрежение 110 kV и по-високо, задължително се осигуряват устройства за пренос на сигнали за ускоряване (съвместно действие) на релейните защити в двата края на свързващия електропровод.

(2) При необходимост заинтересованите страни съгласуват автоматично дистанционно изключване на прекъсвач в съседна електрическа уредба при действие на УРОП.

(3) Конкретните технически решения са предмет на проект и се съгласуват с оператора на електроенергийната система, като времето за пренос на сигналите е не по-голямо от 20 ms.

Чл. 39. (1) Настройките на релейните защити в електрическите уредби на потребителя се определят и предлагат в проекта и преди началото на експлоатацията се уточняват и съгласуват с оператора на електроенергийната система на базата на актуализирани изчисления.

(2) Настройките на релейните защити на връзките между електрическите уредби на потребителя и електроенергийната система се определят от оператора на електроенергийната система.

(3) Настройките на релейните защити и автоматични устройства, монтирани в уредбите на потребителя, са задължителни и се изпълняват от него.

Чл. 40. За нуждите на управлението на електроенергийната система задължително се осигуряват следните комуникационни възможности:

1. телефон;

2. факс;

3. телеизмерване и телесигнализация;

4. телеуправление;

5. дистанционно четене на данни от средствата за търговско измерване.

Чл. 41. В договора, сключен съгласно чл. 62, преносното предприятие и ползвателите задължително се договарят за разпределяне на отговорностите в мястото на присъединяване и уточняват:

1. собствеността, управлението, поддръжката;

2. оперативните схеми;

3. списъка на съоръженията;

4. списъка на средствата за измерване и телекомуникация;

5. достъпа до обекта;

6. проверките на релейните защити;

7. ремонтните работи;

8. координацията на безопасността.

Чл. 42. (1) Електрическите синхронни и асинхронни генератори трябва да бъдат пригодни за продължителна експлоатация при всички възможни експлоатационни и климатични условия в мястото на тяхното инсталиране.

(2) Електрическите генератори се конструират и монтират така, че да издържат без повреди при възникване на внезапно трифазно късо съединение на клемите на генератора.

(3) Номиналната активна и реактивна мощност на електрическите генератори трябва да се запазва при отклонение на напрежението в мястото на присъединяване на електрическата централа до ± 5 % и на честотата до ± 2,5 %.

Чл. 43. (1) Операторът на електроенергийната система определя изисквания към производителите, които влияят върху сигурността на работа на електроенергийната система и са необходими за изпълнение на защитния план и плана за възстановяване.

(2) Производителите на електроенергия от ТЕЦ са длъжни да приемат и изпълняват:

1. автоматично честотно отделяне (АЧО);

2. участие в коридори за възстановяване след системна авария;

3. осигуряване на комуникационни връзки.

(3) Производителите на електроенергия от подязовирни ВЕЦ са длъжни да приемат и изпълняват:

1. "черен старт";

2. работа в островен режим и ресинхронизация към електроенергийната система;

3. участие в коридори за възстановяване;

4. осигуряване на комуникационни връзки.

Чл. 44. (1) Всички синхронни генератори имат система за възбуждане, осигуряваща продължителна работа при номинално възбуждане на синхронния генератор в допустимите експлоатационни условия за дадената електрическа централа.

(2) Възбудителната система трябва да осигурява възможност за увеличение (форсиране) на възбудителния ток и напрежение на синхронния генератор с кратност спрямо тези величини при номинален товар на синхронния генератор, както следва:

1. за хидрогенератори до 25 MVA - минимална кратност 1,5 /минимално време 10 s;

2. за хидрогенератори над 25 MVA - минимална кратност 1,8 /минимално време 20 s;

3. за турбогенератори до 25 MVA - минимална кратност 1,8 /минимално време 10 s;

4. за турбогенератори над 25 MVA - минимална кратност 2,0 /минимално време 30 s.

(3) Параметрите на форсировка трябва да се постигат при напрежение на клемите на генератора в диапазона от 80 до 120 % от номиналното и при честота в диапазона от 47,0 до 53,0 Hz.

(4) Скоростта на промяна на възбудителното напрежение на синхронния генератор не трябва да е по-ниска от 2 отн.ед./s при база възбудителното напрежение при номинален товар на синхронния генератор.

Чл. 45. (1) Всички синхронни генератори с електрическа мощност над 5 MVA се оборудват с автоматичен регулатор на възбуждане.

(2) Автоматичните регулатори на възбуждане трябва да осигуряват поддържане на напрежението на клемите на генератора с точност:

1. за генератори до 25 MVA - не по-ниска от ± 1 %;

2. за генератори над 25 MVA - не по-ниска от ± 0,5 %.

(3) Автоматичните регулатори на възбуждане трябва да осигуряват възможност за компенсиране на спада на напрежение в блочния трансформатор, както и за устойчиво разпределение на реактивната мощност между синхронните генератори, свързани към общи шини.

(4) Автоматичните регулатори на възбуждане трябва да включват възможност за ограничаване на минималното възбуждане, максималния ток на ротора, максималния реактивен ток на статора на синхронния генератор.

(5) Автоматичните регулатори на възбуждане на синхронни генератори с мощност над 25 MVA трябва да имат схема за стабилизиране на работата на синхронния генератор при синхронни колебания (системен стабилизатор) с възможност за настройка на параметрите на стабилизатора.

(6) Системите за автоматично регулиране на възбуждането на генераторите, които са предвидени за участие във възстановяването на електроенергийната система след големи аварии (водни и газови турбини), е необходимо да имат възможност за регулиране на напрежението при първоначално възбуждане на синхронния генератор при отсъствие на външен източник на променливо напрежение за захранване на собствените нужди ("черен" старт).

(7) Автоматичните регулатори на възбуждане на синхронни генератори с мощност над 25 MVA трябва да осигуряват възможност за управление от по-горно йерархическо ниво - чрез включване в система за групово управление на възбуждането.

Чл. 46. (1) Всички синхронни агрегати с мощност над 5 MVA трябва да бъдат съоръжени със системи за автоматично регулиране на оборотите и активната мощност на турбината.

(2) Системите за автоматично регулиране на активната мощност на турбината трябва да осигуряват възможност за настройка на ограничения по минимална и максимална активна мощност на синхронния генератор при работа в паралел с електроенергийната система, в зависимост от особеностите на турбината, в диапазона от 0 до 110 %.

(3) Системите за автоматично регулиране на активната мощност на турбината трябва да осигуряват възможност за поддържане на зададената активна мощност на генератора с точност:

1. за агрегати до 25 MW - не по-ниска от ± 2 %;

2. за агрегати над 25 MW - не по-ниска от ± 1 %.

(4) Системите за автоматично регулиране на оборотите на турбината трябва да осигуряват възможност за изравняване на честотата на синхронния агрегат с честотата на електроенергийната система преди включване на генератора в паралел с точност ± 0,1 %.

(5) Системите за автоматично регулиране на мощност и обороти на турбини с мощност над 25 MW трябва да преминават от режим "регулиране на мощност" към режим "регулиране на обороти" при изключване на генератора от мрежата, без да задейства защитата от свръхобороти.

(6) Системите за автоматично регулиране на оборотите на турбината трябва да осигуряват възможност за ограничение и защита от свръхобороти на синхронния агрегат с възможност за настройка в диапазона, както следва:

1. за парни турбини - от 104 до 112 % от номиналната им стойност;

2. за водни и газови турбини - от 104 до 130 % от номиналната им стойност.

(7) Системите за автоматично регулиране на оборотите на турбината на агрегатите, които са предвидени за участие в първично регулиране на честота в електроенергийната система, трябва:

1. да имат постоянна, присъща на регулиращата система, зона на нечувствителност не по-голяма от 20 mHz;

2. да имат възможност за настройване на мъртва зона до 500 mHz за диапазона от 49,0 до 50,5 Hz;

3. да осъществяват регулиране по статична характеристика с възможност за настройка на статизма в границите от 0 до 10 %.

(8) Системите за автоматично регулиране на активната мощност на турбината на агрегатите, които са предвидени за участие във вторично регулиране на честотата и обменните мощности на електроенергийната система, трябва да имат възможност за промяна на зададената активна мощност от по-високо йерархическо ниво.

(9) Системите за автоматично регулиране на оборотите на турбината на агрегатите, които са предвидени за участие във възстановяването на енергийната система след аварии (водни и газови турбини), трябва да дават възможност за режим на самостоятелна работа на синхронния генератор с изолиран товар ("островен" режим) и за ресинхронизация, при което регулирането да се осъществява по променена статична или астатична характеристика. Преминаването от зададената статична характеристика към друга статична или астатична характеристика трябва да се извършва:

1. по критерии, вградени в регулатора (горна или долна граница по честота, скорост на промяна на честотата или натоварването);

2. от оператора на електрическата централа чрез ключ за управление;

3. дистанционно, чрез телесигнал от диспечерски център или в зависимост от състоянието на комутационната апаратура.

(10) Системите за автоматично регулиране на оборотите на турбината на агрегатите, които са предвидени да участват във възстановяването на електроенергийната система след големи аварии (водни и газови турбини), трябва да имат възможност за развъртане и натоварване при отсъствие на външен източник на променливо напрежение за захранване на собствените нужди ("черен" старт).

Чл. 47. (1) Диапазонът на настройките на системите за автоматично регулиране на възбуждането, системните стабилизатори и регулирането на активната мощност на синхронните агрегати се определя при избора на регулиращите системи и изготвянето на работен проект, съгласувано с оператора на електроенергийната система.

(2) Преди въвеждането на системите в пробна или редовна експлоатация настройките на режимите на работа и техните приоритети, коефициентите на усилване, времеконстантите, ограничителите и други параметри се уточняват на базата на актуализирани изчисления и се съгласуват с оператора на електроенергийната система.

Чл. 48. Преносното предприятие и ползвателите използват единна система, одобрена от преносното предприятие, за обозначаване на всички съоръжения в местата на присъединяване, гарантираща сигурна и безопасна работа на електроенергийната система.

Чл. 49. (1) Обемът и организацията на релейните защити на генераторите, повишаващите трансформатори, шините и електропроводите, собственост на производителя, съответстват на изискванията на Наредбата за устройство на електрическите уредби и електропроводните линии.

(2) Настройките по импеданс, ток и време на релейните защити, действащи при къси съединения в електроенергийната система (външни за генераторите и повишаващите трансформатори в централата), се съгласуват с оператора на електроенергийната система.

(3) Релейните защити на връзките на електроцентралата с електроенергийната система са в съответствие с действащите в страната стандарти, наредби и правилници.

(4) Електрическите съоръжения се защитават от основни и резервни релейни защити, действащи независимо.

(5) При електропроводи с напрежение 220 kV и по-високо и при междусистемни електропроводи се изпълнява организация на релейните защити по принципа на "пълно близко резервиране" съгласно Наредбата за устройство на електрическите уредби и електропроводните линии. Една от защитите е дистанционна.

(6) За присъединяване към мрежи с директно заземен звезден център на електропроводите допълнително се предвижда посочна тристъпална максималнотокова земна защита с независимо от тока закъснение. На високата страна на повишаващите трансформатори се въвежда индивидуална, а при необходимост - групова земна защита.

(7) Във всички случаи при основно действие на релейните защити (с първа зона, първо стъпало, диференциална защита) електропроводът се изключва за време не по-голямо от 150 ms, включително времето на прекъсвача, както от страна на централата, така и от страна на електроенергийната система.

(8) При присъединяване чрез трансформатор и електропровод се препоръчва комбинация от надлъжно диференциална и дистанционна релейна защита. Първата е основна и защитава трансформатора и електропровода, а втората се монтира на високата страна на повишаващия трансформатор, резервира надлъжно диференциалната защита при къси съединения по електропровода и осъществява далечно резервиране при къси съединения по другите присъединения, изходящи от разпределителната уредба, собственост на преносното предприятие.

(9) При присъединяване чрез електропроводи се препоръчва комбинация от две дистанционни или комбинация от дистанционна и надлъжно диференциална релейна защита на свързващите електропроводи.

(10) Комбинацията, типът и функциите на релейните защити са предмет на съгласуване между централата и оператора на електроенергийната система.

(11) За осигуряване нормалното функциониране на релейните защити на електропроводите, свързващи електроцентралата с електроенергийната система, отговорност носят:

1. от страна на електроцентралата - нейният собственик;

2. от страна на ЕЕС - преносното предприятие.

(12) Сигурността на действие на релейните защити е не по-ниска от 99 %, определена като отношение на успешните изключвания на прекъсвачите към общия брой на повредите.

Чл. 50. (1) Наличието и видът на АПВ - еднофазно, трифазно, контрол на синхронизъм или отсъствие на напрежение, за електропроводите, свързващи централата с ЕЕС, е предмет на съгласуване между централата и оператора на електроенергийната система на базата на проведени изчисления за динамична устойчивост.

(2) Конкретните настройки за АПВ се съгласуват с оператора на електроенергийната система.

Чл. 51. (1) За да не се допусне разширяване на аварията при отказ на прекъсвач, участващ във връзката между централата и електроенергийната система, се прилага УРОП за автоматично изключване на всички прекъсвачи, съседни на прекъсвача, който е отказал да изключи.

(2) Необходимостта от УРОП се уточнява съгласувано с оператора на електроенергийната система на базата на изчисления за устойчивост.

(3) Устройството се организира на принципа "УРОП на прекъсвач".

(4) Монтирането, въвеждането и поддържането на УРОП е задължение на собственика на обекта, в който се въвежда - преносното предприятие или електрическата централа.

(5) Конкретните настройки и въздействието на УРОП се определят съгласувано с оператора на електроенергийната система.

Чл. 52. (1) Устройствата за пренос на сигнали за ускоряване на релейните защити и за дистанционно изключване на прекъсвачи са предмет на проект и на съгласуване с оператора на електроенергийната система.

(2) За електропроводите, свързващи централата с електроенергийната система на напрежение 110 kV и по-високо, задължително се осигуряват устройства за пренос на сигнали за ускоряване (съвместно действие) на релейните защити в двата края на свързващия електропровод.

(3) При необходимост се договаря автоматично дистанционно изключване на прекъсвач в съседна разпределителна уредба при действие на УРОП.

(4) Доставката и монтажът на апаратурата за пренос на сигналите са задължение на собственика на разпределителната уредба, в която се монтират.

(5) Времето за пренос на сигналите е не по-голямо от 20 ms.

Чл. 53. (1) Всички електрически присъединения към разпределителните уредби с напрежение 110 kV и по-високо трябва да бъдат оборудвани със системи за точна синхронизация.

(2) Синхронните електрически генератори и блокове с мощност над 12 MW трябва да бъдат съоръжени със системи за автоматична точна синхронизация.

(3) Когато синхронните електрически агрегати са с мощност под 12 MW и нямат система за автоматична точна синхронизация, като минимум трябва да бъдат съоръжени с устройства за ръчна точна синхронизация с блокировка срещу несинхронно включване.

(4) Включването на синхронните електрически агрегати в паралел с електрическата мрежа по метода на самосинхронизацията се допуска за агрегати с мощност до 5 MW.

(5) За синхронни агрегати с единична мощност над 5 MW включване по метода на самосинхронизация се допуска след съгласуване на всеки конкретен случай с оператора на електроенергийната система.

Чл. 54. (1) Електрическите агрегати (блокове) в термичните централи с номинална мощност над 25 MVA трябва да са съоръжени със система за АЧО, включително захранването на системата за собствени нужди (СН), в случай на аварийно понижение на честотата на електрическата мрежа.

(2) Системата за АЧО има възможност за настройка по честота в диапазона от 46 до 50 Hz и по време - в диапазона от 0 до 3 секунди.

Чл. 55. (1) За синхронните агрегати, за които по данни на производителя се допуска асинхронен ход (със или без възбуждане), се извършва проверка за устойчивост в мястото на тяхното присъединяване към електрическата мрежа.

(2) В случаите, когато асинхронен ход е недопустим от гледна точка на устойчивост, генераторите се съоръжават със защита срещу асинхронен ход, въздействаща на изключване на генератора от мрежата.

Чл. 56. (1) Настройките на релейните защити в централата се определят и предлагат в проекта и преди началото на експлоатацията се уточняват и съгласуват с оператора на електроенергийната система на базата на актуализирани изчисления.

(2) Настройките на релейните защити на връзките между електрическата централа и електроенергийната система се определят от оператора на електроенергийната система.

(3) Настройките на релейните защити и автоматичните устройства, монтирани на територията на електрическата централа, са задължителни за собственика на централата и се изпълняват от него.

Чл. 57. За нуждите на управлението на електроенергийната система се осигуряват следните комуникационни възможности:

1. телефон;

2. факс;

3. телеизмерване и телесигнализация;

4. телеуправление;

5. телерегулиране;

6. дистанционно четене на данни от средствата за търговско измерване.

Чл. 58. Преносното предприятие и производителите задължително се договарят за разпределяне на отговорностите в мястото на присъединяване и уточняват следното:

1. собственост, управление, поддръжка;

2. оперативни схеми;

3. списък на съоръженията;

4. списък на средствата за измерване и телекомуникация;

5. достъп до обекта;

6. проверки на релейните защити;

7. ремонтни работи;

8. координация на безопасността.

Чл. 59. Обектите на разпределителните предприятия се присъединяват към преносната мрежа по реда на част четвърта "Присъединяване на обекти на разпределителни предприятия към преносната мрежа" на Наредбата за присъединяване на производители и потребители на електрическа енергия към преносната и разпределителните електрически мрежи.

Чл. 60. (1) За всяко място на присъединяване на обекти на разпределително предприятие към преносната мрежа се прилагат изискванията на раздели I, II и III на глава трета от тези правила.

(2) При наличие на генериращи мощности, присъединени към разпределителната мрежа, предмет на присъединяване към преносната мрежа, допълнително се прилагат изискванията на раздел IV на глава трета.

(3) Разпределителното предприятие предоставя на преносното предприятие в писмен вид техническа информация за разпределителната мрежа (включително за генериращите мощности, присъединени към нея) за определяне на условията за присъединяване към преносната мрежа.

Чл. 61. Генериращите мощности се присъединяват към разпределителната мрежа при спазване на изискванията на раздел IV от глава трета.

Чл. 68. Преносното предприятие извършва прогнози на потреблението за целите на:

1. инвестиционното планиране - период над пет години;

2. годишното планиране - по месеци за следваща календарна година;

3. седмичното планиране - една седмица предварително;

4. денонощното планиране - едно денонощие предварително;

5. планирането в рамките на текущото денонощие и следоперативен контрол.

Чл. 69. (1) Разпределителните предприятия предоставят на преносното предприятие отчетни данни за всеки месец на предходната календарна година за целите на инвестиционното и на годишното планиране до края на март на текущата година за:

1. закупената електроенергия и денонощните товарови диаграми на производители с инсталирана мощност 200 kW и по-голяма, присъединени към разпределителната мрежа, както следва:

а) за дните на минимално и максимално натоварване на разпределителната мрежа;

б) за дните на минимално и максимално натоварване на преносната мрежа;

2. закупената/продадената електроенергия от/на съседни разпределителни предприятия и денонощни товарови диаграми, както следва:

а) за дните на минимално и максимално натоварване на разпределителната мрежа;

б) за дните на минимално и максимално натоварване на преносната мрежа.

(2) Месечните количества електроенергия, постъпили в разпределителната мрежа, се разпределят, както следва:

1. промишлени потребители;

2. селскостопански потребители;

3. комунални потребители;

4. транспорт;

5. улично осветление;

6. битови потребители;

7. загуби при разпределението на електроенергията.

Чл. 70. (1) Разпределителните предприятия предоставят на преносното предприятие за всяко място на присъединяване към преносната мрежа прогнозни данни за всяка от следващите пет календарни години за целите на инвестиционното планиране до края на март на текущата година съгласно чл. 90, т. 3 ЗЕ, както следва:

1. годишни количества електроенергия;

2. максимални и минимални мощности.

(2) Разпределителните предприятия отчитат в своите прогнози предвижданото производство на електроенергия от производителите, присъединени към съответните разпределителни мрежи, както и загубите, свързани с разпределението на електрическата енергия.

Чл. 71. Потребителите, присъединени към преносната мрежа, предоставят на преносното предприятие отчетни данни за произведената електроенергия от собствени източници за всеки месец на предходната календарна година за целите на инвестиционното и на годишното планиране до края на март текущата година, както следва:

1. количества електроенергия;

2. товарови диаграми за дните на минимално и максимално натоварване;

3. товарови диаграми за дните на минимално и максимално натоварване на преносната мрежа.

Чл. 72. (1) Потребителите, присъединени към преносната мрежа, предоставят на преносното предприятие за всяко място на присъединяване към преносната мрежа прогнозни данни за всяка от следващите пет календарни години за целите на инвестиционното планиране до края на март текущата година, както следва:

1. годишни количества електроенергия;

2. максимални и минимални мощности за съответните години.

(2) Потребителите, присъединени към преносната мрежа, отчитат в своите прогнози предвижданото производство на електроенергия от собствени източници.

Чл. 73. (1) Разпределителните предприятия предоставят на преносното предприятие за всяко място на присъединяване към преносната мрежа прогнозни месечни данни за следващата календарна година за целите на годишното планиране до края на март текущата година, както следва:

1. количества електроенергия;

2. максимални и минимални стойности за активната и реактивната мощност.

(2) Към данните по ал. 1 се предоставят прогнозни месечни данни за:

1. собствени източници на електроенергия, както следва:

а) количества електроенергия;

б) максимални и минимални стойности за активната и реактивната мощност на генериращите източници;

2. закупена/продадена електроенергия от/на съседни разпределителни предприятия, както следва:

а) количества електроенергия;

б) максимални и минимални стойности за активната и реактивната мощност.

Чл. 74. (1) Потребителите, присъединени към преносната мрежа, предоставят на преносното предприятие за всяко място на присъединяване към преносната мрежа прогнозни месечни данни за следващата календарна година за целите на годишното планиране до края на март текущата година, както следва:

1. количества електроенергия;

2. максимални и минимални стойности за активната и реактивната мощност.

(2) Към данните по ал. 1 се предоставят прогнозни месечни данни за собствени източници на електроенергия, както следва:

1. количества електроенергия;

2. максимални и минимални стойности за активната и реактивната мощност на генериращите източници.

Чл. 75. В случай на промяна на месечните прогнозни данни с повече от 5 % съответният ползвател изпраща новите данни на преносното предприятие не по-късно от 30 дни след промяната.

Чл. 76. (1) Преносното предприятие уведомява разпределителните предприятия и потребителите, присъединени към преносната мрежа, за деня на максимално натоварване и за деня на минимално натоварване на преносната мрежа за съответните месеци на отчетната година до края на януари следващата година.

(2) Разпределителните предприятия и потребителите, присъединени към преносната мрежа, уведомяват преносното предприятие за дните на максимално и минимално натоварване на своите мрежи за съответните месеци на отчетната година до края на януари следващата година.

Чл. 77. (1) За целите на седмичното и денонощното планиране преносното предприятие получава информация, както следва:

1. търговските участници по сделките по свободно договорени цени представят известия за двустранни договори за доставка на електрическа енергия, физическа номинация, както и предложения за балансиране и заявки за балансиране на пазара на балансираща енергия съгласно правилата за търговия с електрическа енергия;

2. общественият доставчик предоставя през следващата седмица (от 00.00 ч. в понеделник до 24 ч. в неделя) всички графици, договорени с вносители и/или износители на електрическа енергия съгласно чл. 93, ал. 2 ЗЕ.

(2) Данните по ал. 1, т. 2 се предоставят не по-късно от 9 ч. в петък на предходната седмица.

Чл. 78. Преносното предприятие съставя съответните видове прогнози на потреблението на основата на предоставената информация, като допълнително отчита следните фактори:

1. товарови диаграми за минали периоди, които имат значение за денонощното планиране;

2. метеорологични прогнози, както и фактически метеорологични данни;

3. товарови диаграми за характерни дни - национални, религиозни и други празници;

4. товарови диаграми на принуден помпен режим на ПАВЕЦ;

5. статистически и прогнозни данни за икономическото развитие на страната.

Чл. 79. (1) Преносното предприятие съставя прогнози на загубите на електрическа енергия в преносната мрежа, като отчита:

1. загуби в електропроводи и трансформатори;

2. загуби в компенсиращи устройства;

3. потребление на електроенергия за СН на подстанциите на преносната мрежа.

(2) Изчисленията във връзка с прогнозите по ал. 1 се правят на месечна основа и включват загубите на мощност и енергия.

(3) Загубите се изчисляват на основата на прогнозните данни за генерацията, потреблението и топологията на преносната мрежа.

Чл. 80. С тези правила се осигурява възможност на оператора на електроенергийната система да планира студения резерв по чл. 105 ЗЕ, да координира планирането на разполагаемостта и на програмите за ремонт на генериращите блокове, за да отговори на изискванията на потреблението в съответствие със степента на надеждност, определена по чл. 4, ал. 2, т. 4 ЗЕ.

Чл. 81. Процедурата за планиране на студения резерв е следната:

1. До 31 юли текущата година министърът на енергетиката и енергийните ресурси със заповед определя задължителните показатели по чл. 4, ал. 2, т. 4 ЗЕ за следващата календарна година, на основата на принципа на равни разходи за поддържане на необходимия резерв и за покриване на загубите от съответната недоставена енергия за разглеждания период; при определянето на разходите се приемат:

а) прогнозна цена за разполагаемост на студения резерв;

б) цена за специфични загуби от недоставена електроенергия 8,00 лв./kWh - по данни за страни - членки на Европейския съюз, поради липса на методика за страната.

2. Моделиране на разполагаемостта на генериращите мощности:

а) моделът се основава на построяването на функцията на вероятностно разпределение на сумарната разполагаема мощност на електроенергийната система; за тази цел се прилага методът на еквивалентното нормално разпределение въз основа на данните за разполагаемите мощности и стационарните коефициенти на готовност на отделните агрегати;

б) агрегатите в кондензационните централи се представят индивидуално чрез техните реално разполагаеми мощности и реални коефициенти на готовност за предходната година; топлофикационните централи се представят общо като една еквивалентна централа с разполагаема мощност, съответстваща на средностатистическата мощност, реализирана от тези централи през предходната година; по същия начин се представя и участието на заводските централи; еквивалентирането на всички ВЕЦ се извършва като средна работна мощност на основата на възможното годишно количество електроенергия, което могат да произведат при условията на нормална по влажност година; при това приемане ВЕЦ се представят като една еквивалентна централа от десет агрегата по 40 MW и обща мощност 400 MW;

в) дефиниране на функцията на вероятностно разпределение на сумарната разполагаема мощност:

където:

= е плътността на вероятностното разпределение;

g = - математическото очакване на сумарната разполагаема мощност;

g2 - дисперсията на сумарната разполагаема мощност на генерацията:

където:

gi е разполагаемата мощност на i-тия агрегат (реален или еквивалентен);

pi - стационарният коефициент на готовност на i-тия агрегат;

ng - общият брой на разглежданите агрегати (реални и еквивалентни).

3. Моделиране на товара:

Моделът на товара на електроенергийната система се основава на нормално вероятностно разпределение на средночасовите товари:

където:

fw(w) = е плътността на вероятностното разпределение;

Їw - математическото очакване на прогнозния товар;

w2 - дисперсията на товара, определена въз основа на статистически данни.

В зависимост от целите на моделирането товарът на електроенергийната система може да представлява само товара в страната или общия товар на страната и салдото на договорения внос и/или износ на електроенергия.

4. Моделиране на мощностния баланс:

Моделът на мощностния баланс се основава на еквивалентно нормално вероятностно разпределение на резултантната величина, получена като разлика на разполагаемата мощност и товара; съгласно закона за сумиране/изваждане на нормално разпределени случайни величини балансът ще бъде с параметри:

Їz = Їg - Їw е математическото очакване на баланса;

z2 = g2 + w2 - дисперсията на баланса.

Функцията на разпределение ще бъде:

където:

е плътността на вероятностното разпределение.

5. Интегрални показатели за адекватност на електроенергийната система:

а) изчислителни условия:

- минимални условия, съответстващи на минималния товар на електроенергийната система; при Pmin се определя средноквадратично отклонение на товара w;

- средни условия, съответстващи на средния товар на електроенергийната система; при Pср се определя средноквадратично отклонение на товара w;

- максимални условия, съответстващи на максималния товар на електроенергийната система; при Pmax се определя средноквадратично отклонение на товара w;

- общи условия:

• продължителност на разглеждания период в часове - Т = 8760 h;

• продължителността на съответните периоди се определя на основата на прогнози за разчетната година;

б) пълната вероятност за мощностен дефицит е:

Idef = Fz(0);

в) коефициентът на енергийна адекватност е:

Kr = 1 - Idef: изчислява се като средна стойност на определения по горните изчислителни условия; прилага се итерационен метод, като се добавят или изваждат генераторни блокове с техните реални коефициенти на готовност, до получаването на среден коефициент, съответстващ на определения по чл. 83, т. 1;

г) количеството недоставена електроенергия се определя чрез:

където Т е дължината на разглеждания период, h;

д) стойностите на студения резерв се изчисляват като разлика на разполагаемостта, съответстваща на средния коефициент Kr, и разполагаемостта, съответстваща на очаквания прогнозен средночасов товар.

Чл. 82. Предварителното планиране на разполагаемостта и определянето на прогнозния излишък/недостиг на електроенергия и планирането на годишните ремонти на генериращите блокове се извършват по следната процедура:

1. на основата на годишната прогноза на потреблението и на планирането на студения резерв до 31 август текущата година операторът на електроенергийната система изпраща на производителите на електроенергия прогнозни данни за разполагаемост и за месечното производство през следващата календарна година;

2. всички производители, присъединени към преносната мрежа, изпращат на оператора на електроенергийната система до 15 септември текущата година обосновани първоначални предложения за ремонтни програми през следващата година, които включват:

а) диспечерско наименование на производствената единица;

б) декларирана мощност на производствената единица;

в) продължителност на възнамерявания ремонт;

г) предпочитан период на провеждане на ремонта;

3. операторът на електроенергийната система трябва да състави предварителна програма за разполагаемост и предварителна ремонтна програма на основата на направените обосновани предложения, като отчита изискванията на:

а) прогнозното потребление;

б) дългосрочните договори за покупка/продажба на електроенергия;

в) необходимия студен резерв;

г) прогнозите за хидроложката обезпеченост, наличните и очакваните водни количества във водоемите;

д) техническите ограничения при каскадна работа на ВЕЦ;

е) спазването на изискванията за комплексно използване на водите;

4. операторът на електроенергийната система представя на засегнатите производители предварителната програма за разполагаемост и предварителната ремонтна програма до 30 септември на текущата календарна година;

5. операторът на електроенергийната система и засегнатите страни провеждат консултации за постигане на договореност в случаите, когато не е възможно приемането на първоначалното предложение;

6. когато не може да бъде постигнато съгласие, операторът на електроенергийната система има право да определи съответните периоди на ремонт, като изхожда от изискванията по т. 3;

7. операторът на електроенергийната система изготвя програма за общата разполагаемост и окончателната ремонтна програма до 31 октомври на текущата година и я изпраща на производителите на електроенергия;

8. операторът на електроенергийната система предоставя на обществения доставчик прогнозни данни за излишък/недостиг на електроенергия.

Чл. 83. Процедурата за планиране на краткосрочни ремонти на генериращите блокове е следната:

1. краткосрочните ремонти на генериращите блокове се планират като процент от разполагаемостта през годината;

2. периодът на тяхното провеждане не е регламентиран в годишния план; той се определя чрез подаване на писмена заявка от производителите до оператора на електроенергийната система в съответствие с изискванията на Наредбата за условията и реда, при които се осъществява дейността на операторите на електроенергийната система и на разпределителните мрежи, както и на оперативния дежурен персонал от електроенергийните обекти и електрическите уредби на потребителите и съответното разрешение, дадено от оператора на електроенергийната система.

Чл. 84. Процедурата при принудителни престои на генериращи блокове е, както следва:

1. в случаите, когато генериращият блок принудително излиза от работа, съответният производител незабавно информира оператора на електроенергийната система за събитието;

2. засегнатата страна възможно най-скоро предоставя на оператора на електроенергийната система информация за вероятната продължителност на принудителното спиране и друга информация, която е свързана със събитието.

Чл. 85. (1) За провеждане на планови ремонти операторът на електроенергийната система дава разрешения съгласно Наредбата за условията и реда, при които се осъществява дейността на операторите на електроенергийната система и разпределителните мрежи, както и на оперативния дежурен персонал от електроенергийните обекти и електрическите уредби на потребителите.

(2) В деня на започването на плановия ремонт операторът на електроенергийната система оценява конкретните условия на работа на електроенергийната система и може да отложи планирания ремонт в случаите, когато не са изпълнени изискванията за надеждност на снабдяването с електрическа енергия.

(3) Операторът на електроенергийната система съгласува със засегнатия производител нов срок за провеждане на плановия ремонт, като във всеки случай отлагането не може да надвишава 7 календарни дни, освен ако страните не се споразумеят за друго.

Чл. 86. С тези правила се определят процедурите, по които операторът на електроенергийната система съставя окончателните графици за разполагаемост и за производство на генериращите блокове така, че да осигури надеждността и качеството на снабдяването с електроенергия.

Чл. 87. За целите на годишното и месечното планиране до 15 ноември на текущата година:

1. производителите на електрическа енергия предоставят на оператора на електроенергийната система следната информация:

а) месечни графици за доставка на електроенергия за следващата календарна година по сключени към тази дата двустранни договори съгласно чл. 100 ЗЕ и предвидената за тези цели разполагаемост;

б) операторът на електроенергийната система уведомява обществения доставчик за оставащата разполагаемост от определената по чл. 82, т. 7;

в) общественият доставчик предварително договаря с производителите количествата разполагаемост и електроенергия за покриване на потреблението в страната по регулирани цени при минимални общи разходи за разполагаемост и електроенергия и уведомява оператора на електроенергийната система;

г) от оставащата разполагаемост операторът на електроенергийната система договаря с производителите разполагаемост за осигуряване на планирания студен резерв при минимални разходи и информира обществения доставчик за резултантния излишък/недостиг;

д) при излишък по буква "г" общественият доставчик сключва договори с производителите за разполагаемостта по буква "в" и за излишъка по буква "г";

е) при недостиг по буква "г" общественият доставчик намалява предварително договорената разполагаемост по буква "в" така, че да бъде осигурена разполагаемост, съответстваща на планирания студен резерв;

ж) общественият доставчик планира сключване на договори за внос на електроенергия, съответстващи на недостига по буква "г";

2. до 30 ноември на текущата календарна година операторът на електроенергийната система уведомява засегнатите страни за окончателното месечно разпределение на разполагаемостта, включително за студен резерв в съответствие с чл. 82, и на месечните количества за производство на електроенергия.

Чл. 88. (1) За целите на седмичното планиране търговските участници представят информация за седмичните графици за доставка съгласно сделките при свободно договорени цени при спазване на условията и сроковете съгласно правилата за търговия с електрическа енергия.

(2) До 9 ч. в петък на текущата седмица на оператора на електроенергийната система се предоставя информация за следващата седмица, както следва:

1. от производителите на електрическа енергия от кондензационни електрически централи - промени в параметрите и техническите характеристики на генериращите блокове и промяна на условията на доставка на допълнителните услуги, както и прогнозирани ограничения в производството;

2. от производителите на електроенергия по комбиниран начин - графици за производство на електрическа енергия, определена от производството на топлинна енергия;

3. от обществения доставчик:

а) графици за внос/износ на електрическа енергия;

б) графици за задължително изкупуване на електроенергия по схемата "вземаш или плащаш".

(3) До 11 ч. в петък на текущата седмица операторът на електроенергийната система съгласува със засегнатите оператори в синхронната зона и с разчетния координационен център графиците за обмен през следващата седмица.

(4) До 16 ч. в петък на текущата седмица операторът на електроенергийната система изготвя предварителен график за работа на генериращите блокове на производителите на основата на информацията по ал. 1, 2 и 3 и прогнозите на потреблението.

(5) До 17 ч. в петък операторът на електроенергийната система съобщава на производителите на електрическа енергия промените, ако се предвиждат такива, в състава на генераторните блокове за събота, неделя и понеделник.

(6) Седмичните графици за доставка за търговските участници по ал. 1 обхващат периода от 00:00 ч. в събота на текущата седмица до 24 ч. в петък на следващата седмица.

Чл. 89. (1) За целите на ежедневното планиране търговските участници представят, а операторът на електроенергийната система регистрира предложения за балансиране и заявки за балансиране при спазване на условията и сроковете съгласно Правилата за търговия с електрическа енергия.

(2) Ежедневно в 10 ч. и в 15 ч. операторът на електроенергийната система актуализира прогнозите на товара за текущия ден и следващите 6 дни и съобщава на засегнатите страни промените в състава на генераторните блокове, ако се предвиждат такива.

(3) Процедурите по ал. 1 и 2 се извършват във всеки работен ден, а в петък - и за дните събота, неделя и понеделник.

Чл. 90. При възникване на обстоятелства, които нарушават безопасността или качеството и сигурността на работа, операторът на електроенергийната система има право:

1. да прекрати работата на пазара на електроенергия по реда на правилата за търговия с електрическа енергия;

2. да анулира планираните графици на производителите;

3. да разпореди оперативно нови графици на работа на всички производители, без изключение, в рамките на техните технически възможности.

Чл. 91. Минималният обхват на техническите параметри на генериращите блокове за целите на планирането е, както следва.

1. за термични блокове:

а) време за синхронизиране от различни температурни състояния на турбината;

б) време за достигане на техническия минимум;

в) стойност на техническия минимум;

г) скорост на изменение на товара между техническия минимум и номиналната мощност;

д) време за спиране;

е) резерв за първично регулиране;

ж) резерв за вторично регулиране;

з) мощностна диаграма на синхронния генератор;

и) допустим брой пускания/спирания за определен период от време;

к) номинална мощност;

л) други параметри, съгласувани между заинтересованите страни;

2. за хидроагрегати:

а) време за пускане;

б) разрешен диапазон на работа;

в) резерв за първично регулиране;

г) резерв за вторично регулиране;

д) възможност за "черен старт" и работа на изолиран район;

е) мощностна диаграма на синхронния генератор;

ж) скорост на изменение на товара;

з) ограничения при работа в каскада;

и) ограничения от първичния енергоносител;

к) номинална мощност;

л) други параметри, съгласувани между заинтересованите страни.

Чл. 92. С този раздел се определят:

1. видовете допълнителни услуги;

2. критериите за качество на предоставяните услуги;

3. критериите, прилагани от оператора на електроенергийната система при тяхното планиране.

Чл. 93. (1) Допълнителни услуги се предоставят от ползвателите на преносната мрежа по разпореждане на оператора на електроенергийната система при управлението на електроенергийната система в реално време и се регламентират с договори.

(2) Операторът на електроенергийната система изпълнява своята основна функция за сигурно, качествено и ефективно управление на електроенергийната система чрез извършване на системни услуги, като ползва предоставените допълнителни услуги.

Чл. 94. Допълнителните услуги включват участие:

1. на генериращи блокове в първично регулиране на честотата;

2. на генериращи блокове във вторично регулиране на честотата и обменните мощности;

3. в третично регулиране на мощността;

4. в регулиране на напрежението в мястото на присъединяване към преносната електрическа мрежа или регулиране на потока на реактивна мощност от/към преносната електрическа мрежа.

Чл. 95. За изпълнението на задълженията си във връзка с регулирането на честотата и активните мощности и регулирането на напреженията операторът на електроенергийната система планира доставката на следните допълнителни услуги:

1. участие в първично регулиране на честотата;

2. участие във вторично регулиране на честотата и обменните мощности;

3. участие в третично регулиране на мощността;

4. участие на ползвателите в регулиране на напреженията в преносната мрежа.

Чл. 96. Условията, при които се предоставят допълнителни услуги на оператора на електроенергийната система, по договори с ползвателите на преносната мрежа, трябва да дават възможност за:

1. количествена и качествена оценка на услугата чрез измерване на определени параметри по съгласуван между страните начин;

2. инспектиране от оператора на електроенергийната система по всяко време;

3. доказване на способността да се предоставят услугите чрез периодични изпитания.

Чл. 97. (1) Първичното регулиране на честотата се осъществява чрез активиране на резерва за първично регулиране, предоставян от генериращите блокове на производителите на електрическа енергия при изменение на честотата в електроенергийната система.

(2) Резервът за първично регулиране Рр е положителната част на обхвата на първичното регулиране от работната точка преди смущението до максималната мощност за първично регулиране. Понятието резерв за първично регулиране е приложимо както за генериращи блокове, така и за контролни блокове за регулиране (каквато е електроенергийната система на България). За отделните контролни блокове изискваният резерв за първично регулиране се разпределя от разчетния център на синхронната зона.

(3) Предоставянето на резерва за първично регулиране се дефинира със следните показатели:

1. статизъм на турбинните регулатори, който се изчислява по формулата:

където:

P промяната на мощността на блока, MW;

Pn - номиналната мощност на блока, MW;

f - отклонението на честотата, Hz;

fn - номиналната честота на електроенергийната система, Hz;

статизмът на турбинните регулатори трябва да бъде настройваема величина в диапазона от 2 до 10 %; точната му стойност се задава от оператора на електроенергийната система;

2. мъртва зона, в която турбинният регулатор не действа при промяна на честотата; тя трябва да бъде настройваема величина в диапазона от ± 0,5 Hz спрямо номиналната честота; настройката на мъртвата зона трябва да бъде равна на нула, ако операторът на електроенергийната система не е задал друга стойност;

3. зона на нечувствителност, в която турбинният регулатор не действа при промяна на честотата поради своите конструктивни недостатъци; тя се определя от конструкцията на турбинния регулатор и не може да надвишава диапазона от ± 10 mHz;

4. размер на резерва за първично регулиране, който трябва да бъде не по-малък от 5 % от номиналната мощност на блока; точната му стойност се задава от оператора на електроенергийната система в зависимост от потребностите на електроенергийната система и от техническите характеристики на енергийния блок;

5. време за пълното активиране на резерва за първично регулиране, което не може да бъде по-голямо от 30 s от момента на възникване на смущението по честота;

6. поддържане на резерва за първично регулиране - генериращият блок е в състояние да поддържа активирания резерв за първично регулиране през цялото време на отклонение на честотата на електроенергийната система от зададената.

(4) Операторът на електроенергийната система планира резерва за първично регулиране на базата на следните критерии:

1. при паралелна работа на електроенергийната система на България с други електроенергийни системи сумарната величина на резерва за първично регулиране в електроенергийната система на България е в съответствие с определената в действащите споразумения за паралелна работа за съответната година;

2. при самостоятелна работа на електроенергийната система на България резервът за първично регулиране е не по-малък от възможния дефицит на активна мощност, който може да възникне в електроенергийната система на България при аварийно изключване на генераторна мощност;

3. общият резерв за първично регулиране е разпределен, доколкото е възможно, равномерно между енергийните блокове, които могат да го предоставят, като се отчитат техните икономически показатели и техническите им характеристики.

Чл. 98. (1) Вторичното регулиране на честотата и обменните мощности се осъществява чрез автоматична промяна на активната мощност на генераторите, включени в регулирането в рамките на диапазона за вторично регулиране, предоставян от генериращите блокове на производителите на електрическа енергия в съответствие със заданието, изпратено от централния регулатор на честотата и обменните мощности.

(2) Положителната част на диапазона за вторично регулиране от работната точка до максималната стойност на диапазона за вторично регулиране представлява резерв за вторично регулиране нагоре. Частта от диапазона за вторично регулиране, която вече е използвана до работната точка, се нарича мощност за вторично регулиране. Отрицателната част на диапазона за вторично регулиране от работната точка до минималната стойност на диапазона за вторично регулиране представлява резерв за вторично регулиране надолу.

(3) Предоставянето на резерва за вторично регулиране се дефинира със следните показатели:

1. устойчива работа на блока при промяна на заданието по активна мощност;

2. скорост на изменение на активната мощност на блока:

а) за ВЕЦ - не по-малка от 1,5 % от номиналната мощност за секунда;

б) за ТЕЦ - не по-малка от 1,5 % от номиналната мощност за минута;

3. точност на изпълнение на заданието по активна мощност - по-висока от 2 % за хидроблокове, и 5 % за термични блокове спрямо номиналната мощност.

(4) Резервът за вторично регулиране се планира на основата на следните критерии:

1. големина на резерва - в съответствие с израза

където:

Lmax е максималният товар на контролната зона за периода на планиране, MW;

a = 10 MW;

b = 150 MW;

2. общият резерв за вторично регулиране е разпределен, доколкото е възможно, равномерно между генериращите блокове, които могат да го предоставят, като се отчитат техните икономически показатели и техническите им характеристики.

Чл. 99. (1) Третичното регулиране на мощността се осъществява чрез активиране на резерва за третично регулиране, предоставян от генераторните блокове на производителите на електрическа енергия, от потребители, участващи в пазара на балансираща енергия, или от външни партньори от синхронната зона.

(2) Резервът за третично регулиране представлява мощността, която може да бъде въведена автоматично или ръчно в рамките на третичното регулиране за предоставяне на достатъчен резерв за вторично регулиране. Той се активира така, че навреме да даде своя принос за възстановяване на резерва за вторичното регулиране.

(3) Операторът на електроенергийната система планира резерва за третично регулиране на базата на следните критерии:

1. време за активиране на пълната стойност - не по-голямо от 15 минути;

2. време на поддържане на отдадения резерв - колкото е необходимо за възстановяване на резерва за вторично регулиране.

Чл. 100. (1) Напрежението в преносната електрическа мрежа се регулира от оператора на електроенергийната система чрез:

1. генериращите блокове на производителите на електрическа енергия;

2. регулиращите средства на преносната мрежа;

3. регулиращите устройства на потребители, присъединени към преносната мрежа.

(2) Операторът на електроенергийната система планира регулирането на напреженията на базата на следните критерии:

1. допустими граници на напрежението във възлите на преносната мрежа;

2. запас по устойчивост;

3. минимални загуби на активна електрическа енергия в преносната мрежа.

(3) Предоставянето на услугата "участие в регулиране на напрежението" от ползвателите на преносната мрежа се дефинира със следните показатели:

1. диапазон за работа по реактивна мощност - определен от мощностната диаграма на синхронния генератор/компенсиращото средство;

2. точност на поддържане на зададеното напрежение, както следва:

а) ± 7,5 kV - за електрическа мрежа 750 kV;

б) ± 4 kV - за електрическа мрежа 400 kV;

в) ± 3 kV - за електрическа мрежа 220 kV;

г) ± 2 kV - за електрическа мрежа 110 kV.

(4) Качеството на регулиране на напрежението в мястото на присъединяване се оценява по отклонението на работните напрежения от зададените стойности и използването на диапазона по реактивна мощност.

(5) Ползвателите на преносната мрежа задължително участват в регулирането на напрежението на преносната мрежа.

Чл. 101. Целта на третичното управление е:

1. поддържане и възстановяване на необходимия резерв за вторично регулиране, когато е частично или напълно използван;

2. разпределяне на работната мощност и резерва за вторично регулиране между отделните генератори по икономически критерии чрез автоматично или ръчно изменение на работната точка на генериращите блокове.

Чл. 102. Планирането на необходимия резерв за третично регулиране и неговото управление се осъществява от оператора на електроенергийната система.

Чл. 103. (1) Резервът за третично регулиране включва следните средства:

1. частта от въртящия резерв на синхронните генератори, работещи в паралел към електроенергийната система, която не е включена в резерва за първично и вторично регулиране;

2. синхронни генератори, които могат да бъдат включени в паралел и натоварени;

3. диапазон на промяна на потреблението на електрическия товар, която може да бъде осъществена след диспечерско разпореждане;

4. резервна мощност в състава на други електроенергийни системи, която може да бъде предоставена при поискване от оператора на електроенергийната система.

(2) Резервът по ал. 1, т. 1, 2 и 3 се използва чрез промяна на плана и графиците за производство и потребление вътре в зоната за регулиране, а резервът по ал. 1, т. 4 - чрез промяна на графика за обмен с други електроенергийни системи.

(3) Средствата за третично регулиране, посочени в ал. 1, се активират за период от време, не по-голям от 15 min, считано от момента на диспечерското разпореждане.

(4) Резервът за третично регулиране не включва:

1. генериращи източници, изключени за ремонт и в принудителен престой;

2. диапазоните на генериращи източници, за които има ограничения в мощността, произтичащи от условията на околната среда, като температура на охлаждаща вода през лятото, емисии и др.;

3. диапазоните на ВЕЦ и ПАВЕЦ, за които има ограничения на мощността, свързани с хидроложки условия или ограничение на обема на изходящата вода;

4. генериращи източници и обекти на потребители за диапазоните, за които има ограничения, свързани с режимите на работа на електропреносната и/или електроразпределителните мрежи.

Чл. 104. Резервът за третично регулиране се предоставя чрез:

1. договори за използване на разполагаемостта на кондензационните електрически централи, закупена от обществения доставчик за резерва по чл. 103, ал. 1, т. 1;

2. договори за използване на ВЕЦ и ПАВЕЦ на обществения доставчик по чл. 103, ал. 1, т. 1 и 2 като резерв за третично регулиране, когато централите не са предоставили предложения и заявки на балансиращия пазар;

3. представяне на предложения и заявки на пазара на балансираща енергия от страна на търговските участници в съответствие с процедурите, описани в правилата за търговия с електрическа енергия, за резерва по чл.103, ал. 1, т.1, 2 и 3;

4. договори с оператори на други електроенергийни системи за предоставяне на резерва по чл. 103, ал. 1, т. 4.

Чл. 105. (1) Резервът за третично регулиране на средствата по чл. 103, ал. 1, т. 1 и 2 може да се активира от диспечерския център на оператора на електроенергийната система без намеса на оперативния персонал в електрическата централа, когато генераторите са оборудвани със средства за дистанционно управление.

(2) Резервът за третично управление на средствата по чл. 103, ал. 1, т. 1 и 2, когато не са оборудвани със средства за дистанционно управление, и на средствата по чл. 103, ал. 1, т. 3 се активира чрез намесата на оперативния персонал в съответните енергийни обекти на основата на диспечерски разпореждания.

(3) Резервът за третично регулиране на средствата по чл. 103, ал. 1, т. 4 се активира след съгласуване със съответните оператори на електроенергийни системи от синхронната зона чрез промяна на графика за обмен.

(4) Средствата по чл. 103, ал. 1, т. 2 след активиране може да бъдат въведени във вторичното регулиране на честотата и обменните мощности с цел възстановяване на резерва за вторично регулиране.

Чл. 106. (1) Резервът за третично регулиране се планира в координация с планирането на резерва за надеждност на снабдяването на потребителите с електрическа енергия.

(2) Определянето на необходимото ежедневно количество на резерва за третично регулиране се извършва по следната формула:

Рt = 1,1 (Р1000 - РСАОН), MW,

където:

Р1000 е мощността на най-големия блок за деня;

РСАОН - планираното намаление на мощността на товара на електроенергийната система вследствие на действието на системата за автоматично ограничаване на натоварването (САОН) при отпадане на блок с номинална мощност 1000 MW в АЕЦ; РСАОН е равно на нула, когато Р1000 е по-малко от 500 MW.

(3) Коефициентът на запаса за третичното регулиране се приема същият, както при определяне на мощностното число за вторичното регулиране Kri.

Чл. 107. (1) Всички източници, използвани за третично регулиране, се подреждат в приоритетни списъци в срокове и по начин, указани в глава пета, раздел III от правилата за търговия с електрическа енергия.

(2) Приоритетните списъци по ал. 1 са за:

1. компенсиране на недостига на генераторна мощност в електроенергийната система;

2. компенсиране на излишъка на генераторна мощност в електроенергийната система.

(3) Списъците съдържат информация за източниците на балансираща енергия за всеки отделен период на сетълмент.

(4) Техническите параметри, характеризиращи динамиката на процеса на промяна на активната мощност на всеки източник на балансираща енергия в съответствие с глава пета, раздел IV от правилата за търговия с електрическа енергия, са неделима част от приоритетните списъци по ал. 1.

Чл. 108. Целта на планирането на режима на работа на преносната мрежа е създаването на необходимите условия за нормална и икономична работа на електроенергийната система и за провеждане на необходимите планови и принудителни ремонти на съоръженията, без да се нарушават критериите за сигурност, посочени в чл. 12. Планирането се осъществява чрез:

1. разработване на годишни програми за ремонт на съоръженията от преносната електрическа мрежа;

2. оперативно планиране.

Чл. 109. Операторът на електроенергийната система съгласувано с преносното предприятие разработва програма за ремонта на съоръженията в преносната електрическа мрежа за текущата календарна година.

Чл. 110. Годишната програма за ремонта на съоръженията от преносната мрежа посочва началната дата, продължителността на ремонта, през който съоръжението няма да бъде разполагаемо, и задължителните условия, които трябва да бъдат изпълнени при извеждане на съоръжението от работа, ако има такива.

Чл. 111. При разработването на програмата за ремонт се спазват следните приоритети:

1. изпълняване на критериите за сигурност, посочени в чл.12;

2. съгласувани дългосрочни договори и програми за доставка на електрическа енергия;

3. ремонтна програма на генериращите мощности на производителите на електрическа енергия;

4. съгласувани договори и програми на външни партньори за ремонт или за изграждане на нови съоръжения.

Чл. 112. Годишната програма за ремонт на съоръженията се разработва по следната процедура:

1. ползвателите на преносната електрическа мрежа изпращат на преносното предприятие до края на октомври на календарната година, предшестваща плановата година, заявките си за ремонт на съоръжения в своите електрически мрежи, както и други специфични изисквания, които трябва да бъдат взети под внимание при разработването на годишната програма за ремонт на съоръженията от преносната мрежа;

2. до края на ноември на същата календарна година преносното предприятие подготвя предложение за годишна ремонтна програма, където се посочват:

а) диспечерското наименование на съоръжението, което ще се извежда от работа за ремонт;

б) началната дата и необходимата продължителност на ремонта;

в) кратко описание на ремонтните работи;

г) други условия или изисквания, ако има такива;

3. до края на декември на календарната година, предшестваща плановата година, операторът на електроенергийната система съгласувано с преносното предприятие разработва годишната програма за ремонта на съоръженията, следвайки приоритетите, посочени в чл. 111; съгласуваната годишна програма за ремонт на съоръженията на преносната мрежа се предоставя на всички ползватели на преносната мрежа;

4. ремонтната програма за елементите на преносната мрежа с междусистемно значение се съставя в съответствие със споразуменията по чл. 1, ал. 2.

Чл. 113. Годишната програма за ремонт на преносната мрежа може да бъде променена в хода на нейното изпълнение при:

1. възникване на експлоатационни условия, които не позволяват да бъдат осигурени изискванията за сигурност, посочени в чл.12;

2. взаимна договореност между оператора на електроенергийната система, преносното предприятие и ползвателите на преносната мрежа;

3. форсмажорни обстоятелства.

Чл. 114. (1) Операторът на електроенергийната система на базата на изчисления и анализи определя максималната пропускателна способност на преносната електрическа мрежа в MW по тримесечни периоди и по основни направления.

(2) Тримесечните периоди са дефинирани, както следва:

1. от декември до февруари вкл.;

2. от март до май вкл.;

3. от юни до август вкл.;

4. от септември до ноември вкл.

(3) Определените стойности за пропускателната способност се публикуват, за да бъдат известни на всички участници в пазара на електроенергия и на всички ползватели на преносната мрежа.

Чл. 115. (1) За целите на управлението на електроенергийната система в реално време операторът на електроенергийната система извършва оперативно планиране на режима на работа на преносната мрежа.

(2) Оперативното планиране обхваща период една седмица.

(3) Целта на оперативното планиране е да се създадат необходимите условия за сигурна и икономична работа на електроенергийната система.

Чл. 116. При оперативното планиране се определят съставът на съоръженията и конфигурацията на преносната мрежа, като се следват следните приоритети:

1. съблюдаване на критериите за сигурност по чл. 12 и икономична работа при прогнозираните условия на работа през плановия период (прогнозни електрически товари, планиран състав на генериращите мощности, разполагаеми съоръжения на преносната мрежа);

2. съгласувани дългосрочни планови обмени на електроенергия между ползвателите на преносната мрежа;

3. годишна програма за ремонт на съоръженията на преносната мрежа;

4. краткосрочни обмени на електроенергия между ползвателите на преносната мрежа.

Чл. 117. За целите на оперативното планиране операторът на електроенергийната система получава следната информация:

1. графици по двустранни договори между ползватели на преносната мрежа, участващи в освободената част на пазара по реда на правилата за търговия с електрическа енергия - от търговските участници;

2. графици за обмени между електроенергийната система на България и други електроенергийни системи в съответствие със сключени договори - от обществения доставчик;

3. график на съгласуваните обмени на електроенергия между електроенергийната система в синхронната зона - от съответните оператори на електроенергийни системи, в съответствие със споразуменията за паралелна работа с други електроенергийни системи;

4. заявки за провеждане на ремонтни работи по съоръженията от преносната мрежа в съответствие с годишната програма или за непланови ремонти - от преносното предприятие и ползвателите на преносната мрежа;

5. необходимите данни за съставяне на актуален математически модел на електроенергийната система на партньорите от синхронната зона, с които електроенергийната система на България работи паралелно, за изчисляване на очакваното натоварване на елементите на преносната мрежа и оценка на допустимостта и сигурността на работа на електроенергийната система на България - от операторите на електроенергийни системи от синхронната зона, в съответствие с изискванията и препоръките на UCTE.

Чл. 118. (1) Операторът на електроенергийната система ежедневно извършва един ден предварително оценка на допустимостта и сигурността на режима на работа на електроенергийната система на България.

(2) В случаите, когато критериите за сигурна работа на електроенергийната система, посочени в чл. 12, не са изпълнени, операторът на електроенергийната система има право да не съгласува тези доставки на електроенергия между ползватели на преносната мрежа, които застрашават нейната сигурна работа и създават предпоставки за възникване на системна авария или повреда на съоръжения.

Чл. 119. Основната цел на защитния план е да се осигури защитен механизъм за предотвратяване разпадането на електроенергийната система.

Чл. 120. Защитният план определя процедурите за защита от общосистемни аварии, тяхното предотвратяване и ограничаване на развитието им в съответствие с Правилата на UCTE.

Чл. 121. (1) Във всяка електроенергийна система се разработва и прилага такава организация на защита, която да предотвратява възникването и развитието на общосистемни аварии в резултат на аварийно изключване на един или няколко елемента (генераторни блокове, електропроводи и др.).

(2) Смущения в една електроенергийна система не трябва да се разпространяват и да имат отрицателен ефект върху съседни, паралелно работещи електроенергийни системи.

(3) Операторът на електроенергийната система е отговорен за сигурната и устойчива паралелна работа на електроенергийната система и е длъжен да разработи и съгласува с останалите ползватели на преносната мрежа защитен план, както и да координира неговото реализиране и прилагане в процеса на работа.

(4) Мерките, предвидени в защитния план, се изпълняват от всички ползватели на преносната мрежа и са задължителни за тях.

(5) Защитният план обхваща:

1. принципи и организация на защитната система;

2. изисквания към прилаганите технически средства за защита;

3. разпределение на задълженията и отговорностите между оператора на електроенергийната система, преносното предприятие и ползвателите на преносната мрежа при прилагането на защитния план.

Чл. 122. (1) Всички съоръжения от електроенергийната система се оборудват с релейни защити, които да осигуряват изключването на повреденото съоръжение в резултат на късо съединение.

(2) Релейните защити имат такава организация и настройки, осигуряващи следните изисквания:

1. чувствителност - заработват при всички видове къси съединения в защитаваната зона;

2. бързо действие - изключват повредения елемент максимално бързо, с което се минимизират материалните щети от повредата и не се допуска нарушаване на устойчивата синхронна паралелна работа на електроенергийната система или на отделна електрическа централа;

3. селективност - изключват само засегнатото от к.с. съоръжение, с което минимизират последиците от прекъсване на електрозахранването и не се нарушава устойчивата паралелна работа на електроенергийната система.

(3) За да се осигури възможно най-бързо включване на електропроводите след изключване на късото съединение, те трябва да бъдат оборудвани с АПВ.

Чл. 123. Изискванията към релейните защити са посочени в глава трета.

Чл. 124. (1) Всички съоръжения от електроенергийната система, за които съществува риск да бъдат повредени в резултат на претоварване от протичането на електрически ток над максимално допустимата за това съоръжение стойност, се оборудват със защита срещу претоварване.

(2) Допуска се електрически съоръжения, за които претоварването може да бъде отстранено по оперативен път в рамките на допустимото време, да не се оборудват с такава защита.

(3) Под претоварване се разбира и пренасянето на активна мощност по междусистемни и вътрешносистемни електропроводи над максимално допустимите стойности (критични електропроводи или сечения), определени от условието за запазване на статичната и динамичната устойчивост на електроенергийната система, на част от нея или на отделна електрическа централа.

(4) Операторът на електроенергийната система е длъжен на базата на свои изследвания да определи критичните електропроводи или критични сечения и да приложи или изисква отделни потребители, присъединени към преносната мрежа, да осигурят съответно противоаварийно управление за отстраняване на претоварването.

(5) За прекратяване преминаването на потоци на активна мощност над допустимите стойности се прилагат противоаварийни автоматики по активна мощност, действащи на разделянето на електрическата мрежа.

Чл. 125. (1) За прекратяване на асинхронния режим на работа всички междусистемни електропроводи, по които се осъществява паралелна работа с други електроенергийни системи, вътрешни електропроводи (по преценка на оператора на електроенергийната система) и всички генераторни блокове с мощност над 150 MW се оборудват с автоматика за прекратяване на асинхронен ход (АПАХ).

(2) При възникване на асинхронен режим на работа автоматиката по ал. 1 разделя несинхронно работещите части на електроенергийната система, с което се предотвратява по-нататъшно разпространение на смущението.

Чл. 126. (1) При отклонение на честотата извън диапазона от 49,5 до 50,3 Hz се изпълнява противоаварийно управление за възстановяване на честотата в допустимия диапазон.

(2) Електрическите централи трябва да могат да работят при честота в диапазона от 46,5 до 52,0 Hz, докато в резултат на противоаварийното управление честотата бъде възстановена в границите по ал. 1.

(3) При понижение на честотата се изпълнява следното противоаварийно управление:

(4) При повишение на честотата се изпълнява следното противоаварийно управление:

Чл. 127. (1) За да се предпази електрическото оборудване в преносната мрежа от недопустимо високи напрежения, всички електропроводи с работно напрежение 400 kV и по-високо се оборудват със защита от повишено напрежение (ЗПН).

(2) Защитата от повишено напрежение определя електропровода, който е причина за повишаване на напрежението над допустимите граници, и формира съответните управляващи въздействия, като изключване на кондензаторни батерии, включване на шунтиращи реактори и изключване на електропроводи на празен ход.

Чл. 128. (1) Операторът на електроенергийната система на базата на свои изследвания определя точките или областите от електрическата мрежа, където съществува риск от аварийно понижаване на напрежението, и предлага подходящо противоаварийно управление, което се съгласува със засегнатите страни: производители, разпределителни предприятия и потребители, присъединени към преносната мрежа.

(2) Противоаварийното управляващо въздействие може да бъде изключване на шунтови реактори, включване на кондензаторни батерии, изключване на потребители.

Чл. 129. (1) За случаите на аварийно изключване на блок 1000 MW в АЕЦ "Козлодуй" операторът на електроенергийната система прилага специална централизирана противоаварийна автоматика.

(2) Автоматиката по ал. 1 трябва:

1. в режим на паралелна работа с други електроенергийни системи - да предотврати претоварването и изключването от претоварване на междусистемните електропроводи, с което да се осигури възможност за получаване на аварийна помощ от съседните електроенергийни системи;

2. в режим на самостоятелна работа на електроенергийната система на България - да осъществи баланса по активна мощност при приемлива стойност на честотата в електроенергийната система.

(3) Автоматиката по ал. 1, монтирана в АЕЦ "Козлодуй", предава управляващи команди по високочестотни канали до съответните обекти от електроенергийната система и действа на изключване на:

1. помпи в ПАВЕЦ "Чаира";

2. потребители, чийто технологичен процес не се смущава от краткотрайно прекъсване на електрозахранването;

3. други потребители по взаимна договореност с преносното предприятие.

(4) Операторът на електроенергийната система определя обема на електрическия товар, обхванат от автоматиката, в диапазона 300 - 600 MW в зависимост от условията на работа на електроенергийната система.

Чл. 130. Диспечерските центрове и енергийните обекти се осигуряват с резервно захранване така, че да се запази тяхната работоспособност до възстановяване на нормалното захранване след тежки аварийни събития, съпроводени със загуба на захранващо напрежение на системите за управление и телекомуникационните устройства.

Чл. 131. (1) Планът за възстановяване се отнася за случаите на:

1. разделянето на електроенергийната система на България на несинхронно работещи части и изключване на генериращи мощности и потребители;

2. пълно разпадане на електроенергийната система на България.

(2) Планът за възстановяване определя:

1. общите принципи при действията на оператора на електроенергийната система, на операторите на разпределителните мрежи и на оперативния дежурен персонал на електроенергийните обекти при възстановяването на електроенергийната система и разпределението на функциите и отговорностите между тях;

2. набора от основни сценарии на възстановяване на основата на допускането за пълно отсъствие на напрежение в обектите на електроенергийната система, които могат да се комбинират и прилагат към конкретните аварийни ситуации, включително разделяне на електроенергийната система на несинхронно работещи части и частично разпадане;

3. последователността на приоритетите при възстановяване на електроенергийната система:

а) захранване на собствените нужди на АЕЦ;

б) снабдяване на потребители, чието прекъсване води до опасност за живота и здравето на хора и екологични замърсявания (потребители нулева категория);

в) захранване на собствените нужди на ТЕЦ;

г) снабдяване на потребители, чието прекъсване води до нарушаване на функциите на важни обекти от инфраструктурата на населени места; разстройване на сложни технологични процеси (потребители първа категория);

4. основните източници на захранване при възстановяване на електроенергийната система:

а) съседни електроенергийни системи;

б) ВЕЦ с възможности за "черен старт";

5. аварийните коридори (коридори) за подаване захранване на собствените нужди на електрическите централи.

Чл. 132. Информационното осигуряване в реално време в процеса на възстановяване се осъществява главно чрез системата за управление и събиране на данни (SCADA) за обектите на преносната мрежа и обхваща:

1. потоци на активната и реактивната мощност в преносната мрежа;

2. напрежения и честота на шинни системи и електропроводи;

3. положение на стъпалните превключватели на системните автотрансформатори;

4. активни и реактивни мощности на генериращи блокове;

5. мощности на компенсиращи устройства - шунтови реактори и кондензаторни батерии;

6. състояние на комутационните апарати;

7. автоматично действие на релейни защити на основни елементи на преносната мрежа, на автоматично честотно отделяне, на автоматично разтоварване;

8. неизправности на основните комуникационни средства;

9. основни параметри на режима на работа на гранични подстанции на съседни електроенергийни системи.

Чл. 133. Комуникационните средства между отделните диспечерски центрове и между диспечерските центрове и основните обекти на преносната мрежа се резервират.

Чл. 134. SCADA се резервират с напълно независима система по отношение на междусистемните електропроводи и гранични подстанции.

Чл. 135. Централното диспечерско управление и териториалните диспечерски управления се осигуряват с автономни източници на захранване, които осигуряват възможност за изпълнение на основни функции за продължителен период от време не по-малък от 24 часа.

Чл. 136. Подстанциите със системно значение се осигуряват с автономни източници на захранване, които осигуряват възможност за изпълнение на оперативни превключвания и работата на защитните, телемеханичните и комуникационните устройства за продължителен период от време, не по-малък от 12 часа.

Чл. 137. Планът за възстановяване се основава на следните принципи:

1. възстановяване чрез помощ от съседни електроенергийни системи;

2. възстановяване чрез използване на собствени източници (ВЕЦ) с възможност за:

а) "черен старт";

б) работа в режим на изолиран остров;

в) синхронизиране на изолирания остров към електроенергийната система;

3. определяне на аварийни коридори по следните критерии:

а) до всеки обект има най-малко два коридора от два независими източника;

б) през цялото време на изграждането и разширението на коридора се осигурява заземяване на неутралата на образуваната мрежа;

в) преносната способност на коридора осигурява минималната мощност, необходима за възстановяване на обекта;

г) при включване на ненатоварен електропровод не се получава самовъзбуждане на синхронните генератори;

д) по време на изграждане на коридора не се получават опасни повишения на напреженията във възлите;

е) релейните защити имат необходимата чувствителност;

ж) през цялото време на изграждане на коридора е осигурен достатъчен запас на генерираща мощност за осигуряване на честота в диапазона по чл. 126, ал. 2 при включването на поредния товар;

з) в процеса на изграждане и разширяване на коридорите са осигурени необходимите баластни товари;

4. подготовка на схемите в обектите без напрежение - изключват се всички прекъсвачи с изключение на:

а) прекъсвачите на присъединенията, по които се планира обектът да получи напрежение от стартовите източници;

б) прекъсвачите високо напрежение на трансформаторите, чрез които се захранват собствените нужди;

в) прекъсвачите средно напрежение на трансформаторите, чрез които се захранват собствените нужди;

5. едновременност при изграждането на аварийните коридори;

6. децентрализиране на управлението при изграждането на аварийни коридори при спазване на следните изисквания:

а) действията на съответното ниво на управление съвпадат с тези при липса на комуникации;

б) прилага се за относително малко на брой варианти, които се различават предимно по обема на дейностите;

в) всеки вариант има завършен вид;

7. изграждане на райони около термичните централи в следната последователност:

а) захранване на собствените нужди на термичните централи;

б) разширяване на коридора чрез свързването на допълнителни ВЕЦ и товари;

в) пуск и натоварване на турбогрупи за сметка на присъединяване на нови товари или/и разтоварване на ВЕЦ за осигуряване на надежден режим на работа на термичните блокове;

г) поддържане на честотата от ВЕЦ с достатъчен диапазон по мощност и подходяща статична характеристика;

8. свързване на самостоятелно работещите райони:

а) райони, които се намират на територията на дадено ТДУ, се синхронизират под оперативното управление на дежурния диспечер в съответното ТДУ;

б) райони, които се намират на територията на съседни ТДУ, се синхронизират под оперативното управление на дежурните диспечери в съответните ТДУ и под координация на дежурния диспечер в ЦДУ;

в) самостоятелно работещи райони от електроенергийната система на България се синхронизират със съседни електроенергийни системи под оперативното управление на дежурния диспечер в ЦДУ;

9. възстановяване на паралелната работа на електроенергийната система:

а) на свързана схема на преносната мрежа;

б) на паралелната работа на електроенергийната система на България със съседните електроенергийни системи;

в) захранването на всички потребители с помощ от съседни електроенергийни системи, доколкото е възможно;

г) на планирания режим на работа.

Чл. 138. Разработването на плана е задължение на оператора на електроенергийната система.

Чл. 139. (1) Планът за възстановяване се съгласува:

1. между преносното предприятие и ползвателите на преносната мрежа при спазване на изискванията на чл. 3, ал. 2, т. 5;

2. между преносното предприятие и операторите/преносните предприятия на съседните електроенергийни системи.

(2) При непостигане на съгласие по ал. 1, т. 1 преносното предприятие определя действията по отношение на плана за възстановяване, които са задължителни за съответния ползвател на преносната мрежа, изразил несъгласие. При вземането на такова решение преносното предприятие отчита реалните технически възможности на съответния ползвател.

Чл. 140. Разпространение на план за възстановяване:

1. преносното предприятие изпраща до всеки ползвател на преносната мрежа частите на официалния документ, които го засягат;

2. всеки ползвател на преносната мрежа съставя подробен местен план за действие на оперативния персонал във всеки свой обект, присъединен към преносната мрежа, на основата на съгласувания план за възстановяване на електроенергийната система.

Чл. 141. Внасяне на промени в плана за възстановяване:

1. всяка страна по плана за възстановяване има право на инициатива за предложения за промени;

2. операторът на електроенергийната система предлага внасянето на промени при:

а) въвеждане в експлоатация на нови генериращи мощности;

б) присъединяване на нови потребители към преносната мрежа;

в) промяна на конфигурацията на преносната мрежа, която засяга плана за възстановяване;

3. всяко мотивирано предложение за промяна се обсъжда от преносното предприятие и засегнатите ползватели на преносната мрежа при спазване на изискванията на чл. 3, ал. 2, т. 5;

4. при непостигане на съгласие преносното предприятие определя действията по отношение на плана за възстановяване, които са задължителни за съответните ползватели на преносната мрежа; при вземането на такова решение преносното предприятие отчита реалните технически възможности на съответния ползвател;

5. преносното предприятие разпространява коригирания документ до всички ползватели на преносната мрежа;

6. всеки ползвател на преносната мрежа внася необходимите изменения в местните планове на своите обекти на основата на коригирания план за възстановяване на електроенергийната система;

7. операторът на електроенергийната система преразглежда плана за възстановяване ежегодно.

Чл. 142. Обучение на оперативния персонал за изпълнение на плана за възстановяване:

1. операторът на електроенергийната система обучава оперативния си персонал чрез диспечерски тренажор на работата на електроенергийната система;

2. операторът на електроенергийната система проверява на практика всеки един от аварийните коридори до основните електрически централи;

3. операторът на електроенергийната система ежегодно провежда практически проверки на части от аварийни коридори за обучение на оперативния персонал на обектите, присъединени към преносната мрежа;

4. операторите на разпределителните мрежи ежегодно провеждат практически проверки на части от аварийни коридори за обучение на собствения си оперативен персонал и на оперативния персонал на обектите, присъединени към разпределителните мрежи;

5. операторът на електроенергийната система, операторите на разпределителните мрежи и ползвателите на преносната мрежа носят отговорност за обучението на собствения си оперативен персонал по плана за възстановяване на електроенергийната система.

Чл. 143. Външен информационен обмен при системни аварии:

1. операторът на електроенергийната система, операторите на разпределителните мрежи и ползвателите обменят помежду си телефонните номера и имената на длъжностните лица, отговорни за организирането и работата на информационни пунктове, които действат при системни аварии;

2. операторът на електроенергийната система информира операторите на разпределителните мрежи и оперативния персонал на останалите ползватели на преносната мрежа в случаите на системна авария;

3. операторът на електроенергийната система организира информационен пункт, който поема задължението да разпространява информация към:

а) ръководството на преносното предприятие;

б) ръководството на МЕЕР и ДКЕР;

в) ползвателите на преносната мрежа;

г) медиите;

4. всяко разпределително предприятие организира информационен пункт, който поема задължението да разпространява информация към:

а) ръководството на МЕЕР и ДКЕР;

б) ползвателите на разпределителната мрежа;

в) медиите;

5. всеки ползвател на преносната мрежа може да организира информационен пункт, който поема задължението да разпространява информация към:

а) административно-техническото ръководство;

б) медиите;

6. всеки ползвател на разпределителна мрежа може да организира информационен пункт, който поема задължението да разпространява информация към:

а) административно-техническото ръководство;

б) медиите;

7. информационните пунктове за външен информационен обмен се организират отделно от оперативните звена, които непосредствено ръководят възстановяването на електроенергийната система;

8. информационните пунктове за външен информационен обмен не носят отговорност за работата на електроенергийната система и дейностите по нейното възстановяване;

9. операторът на електроенергийната система и операторите на разпределителните мрежи самостоятелно решават докога да функционират техните информационни пунктове и информират съответните ползватели за своето решение;

10. операторът на електроенергийната система може да вземе решение по т. 9 при възстановяване на свързана схема на преносната мрежа и захранване на не по-малко от 70 % от потребителите;

11. операторите на разпределителните мрежи могат да вземат решение по т. 9 при възстановяване на свързана схема на съответната разпределителна мрежа и захранване на не по-малко от 70 % от потребителите.

Чл. 144. Основните задачи на оператора на електроенергийната система и на производителите, отнасящи се до управлението на генериращите мощности в реално време, са:

1. поддържане на баланса между потреблението и производството на активна електрическа мощност при планираните стойности на честотата и планираните графици за междусистемните обмени по активна мощност;

2. поддържане на баланса между потреблението и производството на реактивна електрическа мощност при планираните стойности на напреженията във възлите на преносната мрежа;

3. осигуряване на необходимите резерви от генериращи мощности, които гарантират надеждността и качеството на паралелната работа и снабдяването на потребителите с електрическа енергия;

4. управление на тесните места в преносната мрежа;

5. контрол на зададените графици за производство на електрическа мощност и електроенергия.

Чл. 145. Операторът на електроенергийната система управлява генериращите мощности на производителите на електроенергия, които:

1. участват в регулираната част на пазара на електрическа енергия;

2. участват в пазара на балансираща енергия;

3. сключват договори при свободни цени по реда на чл. 100 ЗЕ;

4. осигуряват допълнителни услуги в съответствие с договорите, сключени с преносното предприятие.

Чл. 146. Процедури за управление:

1. операторът на електроенергийната система изпълнява задълженията си по чл. 145 чрез издаване на диспечерски разпореждания, които включват и управляващи сигнали от неговите автоматични системи за управление, за:

а) поддържане баланса на активна мощност в приетите граници на системната грешка на контролния блок в съответствие с изискванията на UCTE;

б) задаване на работна точка по активна мощност на генериращите блокове на производители, включително на тези, които осигуряват услугата "участие във вторичното регулиране" в съответствие с договорите, сключени с преносното предприятие;

в) въвеждане/извеждане във/от работа на генериращи мощности в съответствие с планираните графици за производство на електрическа енергия;

г) активиране на заявките за балансиране и предложенията за балансиране, регистрирани на пазара на балансираща енергия, с цел поддържане на планирания резерв за вторично регулиране;

д) поддържане на планирания резерв за първично регулиране в съответствие с договорите за допълнителни услуги, сключени с преносното предприятие;

е) промяна на графика по напрежение на шините на електрическите централи, присъединени към преносната мрежа, при отклонения на реалния режим от планирания;

ж) активиране на заявките за балансиране и предложенията за балансиране, декларирани на балансиращия пазар за преодоляване на ограниченията в преносната мрежа;

2. производителите на електрическа енергия изпълняват задълженията си по чл. 145, като:

а) спазват планирания график на генериращите си блокове по отношение на активната мощност и на промените, определени с диспечерски разпореждания;

б) спазват планирания график по напрежение в мястото на присъединяване към преносната мрежа и на промените, определени с диспечерски разпореждания;

в) доставчиците на допълнителни услуги изпълняват условията на договорите за допълнителни услуги по отношение на собствените си генериращи блокове;

г) участниците в пазара на балансираща енергия спазват неговите правила и осигуряват работата на генериращите си блокове в съответствие с регистрираните технически параметри;

3. операторът на електроенергийната система и производителите на електроенергия осъществяват автоматичен контрол за:

а) изпълнението на планираните графици за производство на активна електрическа мощност и електроенергия и изпълнението на заданията от системата за автоматично управление на генерацията;

б) изпълнението на графиците по напрежение на шините на електрическите централи.

Чл. 147. (1) Диспечерските разпореждания са в съответствие със:

1. Наредбата за условията и реда, при които се осъществява дейността на операторите на електроенергийната система и на разпределителните мрежи, както и на оперативния дежурен персонал от електроенергийните обекти и електрическите уредби на потребителите;

2. правилата за търговия с електрическа енергия.

(2) В процеса на вземане на решения и даване на диспечерски разпореждания операторът на електроенергийната система оценява следните фактори:

1. разлика между планираното и действителното потребление на електроенергия;

2. разлика между планираните и реалните графици за междусистемните обмени по активна мощност;

3. регистрирани заявки за балансиране и предложения за балансиране от участниците на балансиращия пазар;

4. изменения в декларираната разполагаемост на генериращите блокове на производителите на електроенергия;

5. изменения в състоянието на преносната мрежа;

6. изменения в състоянието на разпределителните мрежи, които засягат местата на присъединяване към преносната мрежа;

7. състояние на съответните видове резерви на генериращи мощности, гарантиращи надеждността и качеството на паралелната работа и снабдяването на потребителите с електрическа енергия;

8. реално изпълнение на графиците по напрежение на шините на електрическите централи;

9. необходимост от промяна на графиците по напрежение на шините на електрическите централи, присъединени към преносната мрежа, за осигуряване на необходимия резерв от реактивна мощност;

10. изменения в графиците на производители с комбиниран цикъл на производство на топлинна и електрическа енергия;

11. изменения в графиците на производители, използващи възобновяеми източници за производство на електрическа енергия;

12. изменения в планираните графици за обмен на електрическа енергия с външни търговски партньори;

13. възникване на смущения в работата на електроенергийната система;

14. разпореждания чрез нормативни актове и документи съгласно Наредбата за условията и реда, при които се осъществява дейността на операторите на електроенергийната система и на разпределителните мрежи, както и на оперативния дежурен персонал от електроенергийните обекти и електрическите уредби на потребителите;

15. други фактори, които имат отношение към качеството и надеждността на работата на електроенергийната система.

(3) Диспечерските разпореждания в нормални експлоатационни условия съответстват на декларираните технически характеристики на генериращите блокове на производителите на електроенергия.

(4) Оперативният персонал на производителите на електроенергия е длъжен да изпълнява диспечерските разпореждания. В случаите, когато изпълнението на тези разпореждания би създало опасност за здравето и живота на персонала, повреда на съоръженията или екологични замърсявания, оперативният персонал на производителите незабавно информира оператора на електроенергийната система за тези последствия. Даващият разпореждането на своя отговорност може да отмени или да потвърди разпореждането.

(5) При смущения в електроенергийната система, които имат за последствия нарушаване на надеждността и качеството на паралелната работа:

1. могат да бъдат издавани диспечерски разпореждания за прекратяване работата на пазара на електроенергия;

2. диспечерските разпореждания може да не бъдат в съответствие с декларираните технически характеристики на генериращите блокове на производители на електрическа енергия; такива разпореждания се издават с цел да бъде запазена целостта на електроенергийната система.

(6) Диспечерските разпореждания включват:

1. време за включване във/изключване от паралел;

2. въвеждане във/извеждане от първично регулиране;

3. параметри за участие в първично регулиране;

4. въвеждане във/извеждане от вторично регулиране;

5. параметри за участие във вторично регулиране;

6. въвеждане във/извеждане от резерв/ремонт;

7. промяна в натоварването по активна/реактивна мощност;

8. промяна в планирания график по напрежение на шините на централата;

9. дейности, които са свързани с осигуряване на безопасни условия при извършване на ремонтни работи, отнасящи се до мястото на присъединяване към преносната мрежа;

10. дейности в аварийни условия;

11. други дейности, които имат отношение към оперативното управление на електроенергийната система.

(7) Издаване и регистриране на диспечерските разпореждания:

1. комуникационните средства за издаване и регистриране на диспечерските разпореждания са специфицирани в глава трета "Присъединяване към преносната мрежа";

2. диспечерските разпореждания се структурират така, че да бъде намалена вероятността от неразбиране и грешки;

3. диспечерските разпореждания се записват автоматично и се архивират;

4. диспечерските разпореждания се съхраняват за срок не по-малък от един месец;

5. потвърждението за получаването на диспечерски разпореждания се дава незабавно;

6. в случаите на издаване на диспечерски разпореждания по телефона длъжностното лице, което получава тези разпореждания, трябва да ги повтори; лицето, което издава разпорежданията, е длъжно да потвърди, че те са разбрани правилно;

7. последствията при неизпълнение на правилно издадени диспечерски разпореждания са регламентирани в Наредбата за условията и реда, при които се осъществява дейността на операторите на електроенергийната система и на разпределителните мрежи, както и на оперативния дежурен персонал от електроенергийните обекти и електрическите уредби на потребителите.

(8) При загуба на комуникации и невъзможност за издаване/получаване на диспечерски разпореждания:

1. засегнатите страни предприемат необходимите действия за възстановяване на комуникациите;

2. производителите на електроенергия изпълняват предварително съгласуваните графици по активна мощност, напрежение на шините на електрическите централи и честота;

3. при необходимост се организират нови комуникационни пътища, за което засегнатите страни взаимно се информират.

Чл. 148. В този раздел се регламентират задълженията на оператора на електроенергийната система във връзка с управлението на честотата и обменните мощности и осигуряването на необходимите резерви по активна мощност, за да се гарантират качеството и сигурността на работата на електроенергийната система. Операторът на електроенергийната система е координатор на контролен блок по отношение на първичното и вторичното регулиране на честотата в рамките на Разчетния координационен център "Север" на UCTE.

Чл. 149. Регулирането на честотата и активната мощност се разглежда в следните аспекти:

1. първично регулиране на честотата;

2. вторично регулиране на честотата и обменните мощности;

3. третично регулиране на активната мощност;

4. корекция на синхронното време.

Чл. 150. (1) Първично регулиране е автоматична функция на турбинните регулатори и има за задача да установи честотата в синхронната област в рамките на определени граници.

(2) Поддържането на резерв за първично регулиране в необходимия обем и качество е централно координирана системна услуга, извършвана от оператора на електроенергийната система, предназначена за осигуряване надеждността и качеството на паралелната работа.

(3) Изискванията по отношение на първичното регулиране са следните:

1. операторът на електроенергийната система осигурява резерв за първично регулиране Рpi на основата на разчетното смущение Ррu в съответствие с изискванията на UCTE, дефиниращи коефициента на участие

Ci = Ei/Eu,

където:

Ei е годишното нето производство на електрическа енергия в отделния контролен блок;

Eu - общото годишно нето производство на електрическа енергия в синхронната зона;

2. резервът за първично регулиране, изискван от електроенергийната система на България, е

Рpi = Ci Ррu, MW;

3. пълното активиране на резерва за първично регулиране се осъществява при отклонение на честотата от f = ± 200 mHz;

4. регулиращата енергия, отдадена в синхронната зона за покриване на смущението, е u = Pa/f, MW/Hz, и съответства на отношението на недостига/излишъка на мощност Pa в началото на смущението и квазистационарното отклонение на честотата f, получено вследствие на смущението;

5. регулиращата енергия i, отдадена в контролния блок на България, се изчислява като:

i = Pi/f, MW/Hz,

където: Pi е промяната на генериращата мощност в контролния блок на България в отговор на смущението.

(4) Генериращите блокове, участващи в първичното регулиране, изпълняват следните изисквания:

1. обхват на регулиране - не по-малък от +/- 5 % от Рн;

2. допустима зона на нечувствителност ± 10 mHz;

3. скорост на изменение на мощността 100 % от обхвата на регулиране - линейно в рамките на 30 s;

4. статизъм на турбинните регулатори в зависимост от положителния обхват на регулиране с възможност за настройка в диапазона от 2 до 10 %;

5. турбинният регулатор осъществява функции на регулиране на оборотите и регулиране на мощността;

6. мощността, активирана чрез първичното регулиране, се поддържа произволно дълго време до възстановяването на плановата стойност на честотата.

Чл. 151. (1) Задачата на вторичното регулиране на честотата и обменните мощности е да поддържа плановата стойност на честотата в синхронната област и планираните междусистемни обмени на всеки отделен контролен блок след смущение.

(2) Вторичното регулиране на честотата и обменните мощности е централно координирана системна услуга, извършвана от оператора на електроенергийната система.

(3) По-важните характеристики на вторичното регулиране на честотата и обменните мощности в контролния блок на България са следните:

1. осъществява се автоматично от пропорционално-интегрален тип централен регулатор на честотата и обменните мощности, работещ по метода на мрежовите характеристики;

2. централният регулатор периодично изпраща задание за активна мощност, което се отработва от включените в системата за автоматично регулиране на честота и мощност блокове от ТЕЦ и ВЕЦ;

3. законът на регулиране е:

G = Pпл - Р - Кri(fпл - f), MW,

където:

G е системната грешка - общо отклонение на вторичното регулиране;

Pпл и fпл са плановите стойности на обменните мощности и на честотата;

Р и f - съответните моментни стойности;

Кri е мощностното число на електроенергийната система, MW/Hz, определя се ежегодно в рамките на UCTE; (Кri = 1,1 ri , където ri е регулиращата енергия, определена за контролния блок на България); съгласуваните по метода на мрежовите характеристики мощностни числа на отделните електроенергийни системи в UCTE гарантират, че вторичното регулиране само на електроенергийната система, в която е станало смущението, ще се активира за възстановяването на честотата и на обменните мощности до техните планови стойности;

4. операторът на електроенергийната система подържа резерв за вторично регулиране съгласно чл. 98, ал. 3, т. 1;

5. сумарната скорост на изменение на изходната мощност на генераторите, участващи във вторичното регулиране, е достатъчна за целите на регулирането; дефинира се в проценти от номиналната мощност на генериращия блок за единица време и зависи от типа на първичния енергиен ресурс; типично за газовите централи е скорост 8 % за минута, за ВЕЦ с изравнители - от 1,5 до 2,5 % за секунда, за кондензационни ТЕЦ - от 2 до 4 % за минута, и за ТЕЦ на лигнитни въглища - от 1 до 2 % за минута;

6. вторичното регулиране действа непрекъснато както при малки отклонения на честотата и обменните мощности, свързани с нормалната експлоатация, така и при големи отклонения, свързани със загуба на генерация, товар или междусистемна връзка;

7. вторичното регулиране не смущава действието на първичното регулиране;

8. вторичното регулиране на честотата и обменните мощности се използва само за компенсация на моментните отклонения на честотата и обменните мощности;

9. възстановяването на честотата и обменните мощности започва най-късно 30 s след смущението и завършва напълно до 15-ата минута;

10. когато един генераторен блок участва едновременно в първичното и вторичното регулиране на честотата и обменните мощности, действието на първичното и вторичното регулиране е координирано така, че да се постигне оптимална реакция на генераторния блок в съответствие с неговите технически характеристики.

(4) По-важните изисквания към системата за автоматично регулиране на честотата и обменните мощности (САРЧМ) са следните:

1. точност 0,5 - 1,5 % за измерване на активна мощност и 1,0 - 1,5 mHz за измерване на честота;

2. цикъл на вторичния регулатор 1 - 2 s.

(5) Операторът на електроенергийната система съгласно изискванията на UCTE осигурява резервни измервания на честотата и обменните мощности и възможност за автоматично превключване към резервното измерване при отпадане на основното.

Чл. 152. (1) Задачата на третичното регулиране е поддържане на резерва за вторично регулиране в границите по чл. 98, ал. 3 чрез използване на третичния резерв.

(2) Третичното регулиране на активната мощност е централно координирана системна услуга.

(3) С третичното регулиране на активната мощност се постигат следните цели:

1. сигурност в работата на вторичното регулиране на честотата и обменните мощности чрез осигуряване на необходимия резерв на активна мощност;

2. разпределяне на работната мощност и резерва за вторично регулиране между отделните генератори по икономически критерии чрез автоматично или ръчно изменение на работната точка на генериращите блокове.

(4) В поддържането на необходимия резерв на активна мощност за третично регулиране участват източниците, определени по чл. 104.

Чл. 153. (1) Участието в корекцията на синхронното време в синхронната зона на UCTE е задължение на оператора на електроенергийната система.

(2) Работата при средната честота в синхронната зона, различна от номиналната честота 50 Hz, довежда до несъответствие между синхронното и универсалното астрономическо време. Това отклонение служи за индикатор на работата на първичното, вторичното и третичното регулиране и не трябва да надвишава 30 секунди.

(3) Корекцията му включва работа при планова честота 49,99 Hz и 50,01 Hz в зависимост от посоката на отклонението за период 24 часа.

(4) За втора синхронна зона на UCTE, към която в момента работи електроенергийната система на България, важат следните правила:

1. при натрупано отклонение, по-голямо от +/ - 80 s, планът по честота е съответно 49,95/50,05 Hz;

2. при натрупано отклонение в интервала от +/ - 20 s до +/ - 80 s планът по честота е съответно 49,99/50,01Hz.

(5) В синхронната зона непрекъснатото наблюдение на отклонението на синхронното време и астрономическото време се извършва от разчетния координационен център, който планира и графиците по честота.

Чл. 154. (1) Източниците на балансираща енергия се управляват от оперативния персонал на оператора на електроенергийната система в ЦДУ в съответствие с правилата и процедурите, указани в глава пета, раздел VI от Правилата за търговия с електрическа енергия.

(2) При управление на източниците на балансираща енергия операторът на електроенергийната система се ръководи от принципа за непрекъснато поддържане на резерва за вторично регулиране в необходимото количество.

Чл. 155. (1) Когато в електроенергийната система има недостиг на генерираща мощност или е изразходвана част от положителния диапазон за вторично управление, операторът:

1. деактивира активираните до този момент източници на балансираща енергия съгласно приоритетния списък за компенсиране на излишъка, ако има такива, в ред, обратен на реда на тяхното активиране;

2. активира източници на балансираща енергия съгласно приоритетния списък за компенсиране на недостига по реда на тяхното подреждане.

(2) Когато в електроенергийната система има излишък на генерираща мощност или е изразходвана част от отрицателната част на диапазона за вторично управление, операторът:

1. деактивира активираните до този момент източници на балансираща енергия съгласно приоритетния списък за компенсиране на недостига, ако има такива, в ред, обратен на реда на тяхното активиране;

2. активира източници на балансираща енергия съгласно приоритетния списък за компенсиране на излишъка по реда на тяхното подреждане.

(3) Активирането на предложение за балансиране или на заявка за балансиране и последвалите разпореждания в рамките на тяхната продължителност се документират от оператора на електроенергийната система в регистрационна таблица, съдържаща всяко разпоредено отклонение от физическата номинация и момента на получаване на разпореждането от оперативния персонал в обекта на доставчика на балансираща енергия.

Чл. 156. (1) Редът на активиране и деактивиране на предложения за балансиране и заявки за балансиране може да бъде променян текущо от оператора на електроенергийната система:

1. когато техническите параметри, характеризиращи динамиката на процеса на промяна на активната мощност на следващото по ред предложение за балансиране или заявка за балансиране, не отговарят на необходимостта от увеличаване или намаляване на активната мощност в електроенергийната система;

2. при рязка промяна на климатичните условия, която може да доведе до неоправдана загуба на хидроенергийни ресурси;

3. при непредвидено възникване на ограничения в преносната и/или разпределителните мрежи или възможност за възникване на такова ограничение вследствие активиране на следващото по ред предложение за балансиране или заявка за балансиране;

4. при аварийни ситуации, когато мястото на източника за доставка на необходимата балансираща енергия по отношение на преносната и/или разпределителните мрежи е от съществено значение;

5. когато разполага с предварителна и достоверна информация, че даден източник на балансираща енергия не може да осигури исканата промяна на активната мощност независимо от мястото му в приоритетните списъци и подаването на разпореждане за активиране;

6. в други случаи по преценка на оперативния персонал на оператора в съответствие с конкретната обстановка.

(2) Във всички случаи на промяна на реда за активиране на източниците на балансираща енергия причините за промяната се вписват в регистрационната таблица съгласно чл. 155, ал. 3.

Чл. 157. Операторът на електроенергийната система е длъжен да извършва системната услуга "регулиране на напреженията в преносната мрежа" на основата на следните принципи:

1. поддържане на напреженията във възлите на преносната мрежа в допустимите граници;

2. поддържане на необходимата степен на устойчивост на паралелната работа на електроенергийната система;

3. постигане на необходимото качество на електроенергията по отношение на критерия "диапазон на изменение на напрежението";

4. реализиране на минимални загуби на активна енергия.

Чл. 158. Процедури за регулиране на напрежението:

1. операторът на електроенергийната система издава диспечерски разпореждания до производителите за:

а) промяна на планирания график по напрежение на шините на електрическите централи, присъединени към преносната мрежа, при отклонения на планирания от реалния режим на преносната мрежа;

б) преминаване от режим "поддържане на напрежението" в режим "поддържане на реактивна мощност", като задава необходимата стойност на реактивната мощност;

2. операторът на електроенергийната система, за да осигури необходимия резерв по реактивна мощност за реализиране на планирания режим по напрежение, издава диспечерски разпореждания за промяна на режима на регулиращите средства на преносната мрежа:

а) шунтови реактори;

б) кондензаторни батерии;

в) статични компенсатори;

г) синхронни компенсатори;

д) силови автотрансформатори;

е) електропроводи;

3. операторът на електроенергийната система издава диспечерски разпореждания до операторите на разпределителни мрежи за:

а) промяна на зададения график по напрежение или зададената реактивна мощност на генераторите, присъединени към разпределителната мрежа, с цел поддържане на планираните стойности на напрежението в съответното място на присъединяване на разпределителната към преносната мрежа;

б) включване и изключване на кондензаторни батерии, присъединени към съответната разпределителна мрежа;

4. операторът на електроенергийната система осъществява контрол за изпълнението на графиците по напрежение в местата на присъединяване на системите на ползвателите към преносната мрежа;

5. производителите на електрическа енергия са длъжни:

а) да поддържат напреженията в мястото на присъединяване към преносната мрежа в съответствие с планирания график в съгласуваните граници;

б) незабавно да изпълняват диспечерските нареждания за промяна на планирания график по напрежение;

в) в аварийни условия с цел поддържане на зададения график по напрежение/реактивна мощност да изпълняват диспечерските нареждания за повишаване на реактивната мощност, което може да изисква намаляване на активната мощност на генериращите блокове, без да нарушават декларираните технически характеристики на синхронните генератори;

г) незабавно да изпълняват диспечерските нареждания за преминаване от режим "поддържане на зададено напрежение" към режим "поддържане на зададена реактивна мощност";

д) да се осигуряват генериращите блокове да работят с постоянно въведени в работа автоматични регулатори на възбуждането на синхронни генератори (АРВ) и системни стабилизатори;

е) да осъществяват автоматичен контрол за изпълнението на зададените графици по напрежение;

6. операторите на разпределителни мрежи са длъжни да изпълняват разпорежданията на оператора на електроенергийната система във връзка с поддържане на напреженията в местата на присъединяване на разпределителната към преносната мрежа в съгласуваните граници;

7. производителите, които експлоатират ТЕЦ с единична мощност на генериращите агрегати, по-голяма от 25 MVA, или ВЕЦ с обща мощност на генериращите агрегати, по-голяма от 10 MVA, участват в регулирането на напрежението в мястото на присъединяване към преносната мрежа в съответствие с техническите си възможности.

Чл. 159. Всички условия за предоставянето и използването на допълнителната услуга "регулиране на напрежението" се уреждат с договор за допълнителни услуги, сключен между производителя и преносното предприятие.

Чл. 160. Целта на управлението на ограниченията е да гарантира сигурната и безаварийна работа на електроенергийната система при задоволяване в максимална степен на потребностите на ползвателите на преносната мрежа от пренос на електроенергия.

Чл. 161. В процеса на управление на електроенергийната система в реално време операторът на електроенергийната система е длъжен да спазва определената по чл. 114 максимална пропускателна способност на преносната мрежа.

Чл. 162. Операторът на електроенергийната система е длъжен да приема заявки за обмен на електроенергия между ползвателите в допустимите граници на определената по чл. 114 максимална пропускателна способност на преносната мрежа.

Чл. 163. Ограничения в пропускателната способност на преносната мрежа могат да възникнат:

1. в процеса на съгласуване на плановите доставки на електроенергия между ползвателите, когато не са спазени определените стойности за максималната пропускателна способност на преносната мрежа;

2. при аварийно изключване на елемент от преносната мрежа;

3. при аварийно изключване на генераторна мощност в електроенергийната система.

Чл. 164. (1) В случаите, когато операторът на електроенергийната система при извършване на прогнозирането на ограниченията установи, че в преносната мрежа ще възникнат ограничения, той предприема необходимите коригиращи мерки за отстраняване на ограниченията.

(2) Коригиращите мерки се определят от оператора на електроенергийната система в зависимост от степента на тяхната ефективност и се прилагат незабавно с цел да се намали до минимум рискът от възникването на авария в електроенергийната система. Тези мерки могат да бъдат:

1. включване на резервни елементи от електрическата мрежа, ако има такива;

2. репериране на преносната електрическа мрежа;

3. изключване на хидроагрегати в помпен режим;

4. активиране на резервни генераторни мощности;

5. намаляване или пълно прекратяване на плановите доставки между ползватели на преносната електрическа мрежа.

Чл. 165. Намаляването или пълното прекратяване на планови доставки се прилага, когато не могат да бъдат приложени други ефективни коригиращи мерки. Операторът на електроенергийната система намалява или прекратява плановите доставки до отстраняване на ограничението при равнопоставеност на всички ползватели на преносната електрическа мрежа и при пълна прозрачност на процедурата в следната последователност:

1. планови доставки, които имат най-голям ефект върху отстраняване на ограничението;

2. при равностоен ефект за отстраняването на ограничението намаляването или ограничаването се извършват в ред, обратен на постъпването.

Чл. 166. Електропотреблението се управлява от оператора на електроенергийната система, операторите на разпределителните мрежи и на потребителите, присъединени към преносната мрежа, в случаите на нарушаване качеството и надеждността на работа на електроенергийната система след използването на другите разполагаеми възможности за възстановяване на нормалните експлоатационни параметри.

Чл. 167. Управлението на потреблението на ел. енергия е предназначено да запази целостта на електроенергийната система и да ограничи развитието на аварийни събития при:

1. понижение на честотата;

2. понижение на напрежението;

3. претоварване на елементи на преносната мрежа;

4. недостиг на генериращи мощности.

Чл. 168. Управлението на потреблението на ел. енергия обхваща процедурите за оперативно ограничаване на потреблението и не разглежда:

1. автоматичното изключване на товари от системите за противоаварийно управление;

2. процедурите за управление на потреблението на търговски участник в нерегулираната част на пазара, когато неговата заявка за балансиране/предложение за балансиране е основана на промяна на потребяваната електрическа енергия.

Чл. 169. При управление на потреблението на ел. енергия се осигурява равнопоставеност на ползвателите на преносната мрежа.

Чл. 170. Процедури за управление на потреблението:

1. потребители, които са присъединени към преносната мрежа, участват в управлението на потреблението по действащия договор, сключен между съответния ползвател и преносното предприятие, който определя:

а) мястото и размера на товара, който ще бъде намаляван;

б) името и телефона на длъжностното лице, което ще осъществява намаляването на потреблението по нареждане на оператора на електроенергийната система;

в) времето за осъществяване на договореното разтоварване.

2. разпределителните предприятия участват в управлението на потреблението, като:

а) организират групи потребители за предаварийно ръчно изключване без предварително предизвестие в местата на присъединяване към преносната мрежа;

б) съгласуват с оператора на електроенергийната система и операторите на разпределителните мрежи ръчно изключване на потребители с предварително предизвестие;

в) организират по четири групи за ограничаване на товара за целите на управлението на потреблението с предварително предизвестие;

г) при изключванията по букви "а" и "б" връзките между генериращите мощности и електрическите мрежи не може да бъдат нарушавани;

д) системата за предупреждение в случаите на управление на потреблението е посочена в Наредбата за въвеждане на ограничителен режим, временно прекъсване или ограничаване на производството или снабдяването с електрическа енергия, топлинна енергия и природен газ;

е) групите по буква "в" се формират така, че да позволяват възможно най-бързо изключване, като се избягват сложните превключвания в електрическите мрежи;

ж) разположението и големината на групите по буква "в" отчитат категорията на захранване на потребителите;

з) операторът на електроенергийната система и операторите на разпределителните мрежи ежегодно съгласуват състава, степенуването и очаквания товар на групите по буква "в";

и) данните на групите за ограничение на товара са постоянно на разположение на операторите и ползвателите, които извършват управление на потреблението;

3. управление на потреблението чрез планирано ръчно изключване при дълготраен дефицит или ограничения в преносната мрежа:

а) операторът на електроенергийната система разпорежда на операторите на разпределителни мрежи ограничаване на потреблението на територията на цялата страна или на част от нея по предварително определена програма;

б) предварително определената програма регламентира обема и периодичността на ограничаване на потребителите, като осигурява възможно най-голяма степен на равнопоставеност при съществуващите условия на работа на електроенергийната система;

в) операторите на разпределителни мрежи стриктно прилагат разпоредената програма и контролират изпълнението й от страна на потребителите;

г) при констатиране на случаи на неизпълнение на разпоредено ограничение от страна на потребителите се прилагат мерките, предвидени в Наредбата за въвеждане на ограничителен режим, временно прекъсване или ограничаване на производството или снабдяването с електрическа енергия, топлинна енергия и природен газ;

4. предаварийно ръчно изключване на групи потребители без предизвестие при непланирано изключване на генериращи мощности, надвишаващи наличния резерв:

а) операторът на електроенергийната система разпорежда на операторите на разпределителните мрежи изключване на групи потребители в необходимия размер;

б) изключванията се извършват на предварително определени последователни стъпки;

в) при осъществяване на изключванията се осигурява възможно най-голяма степен на равнопоставеност на потребителите при съществуващите условия на работа на електроенергийната система;

г) разпределителните предприятия ежегодно представят на оператора на електроенергийната система за съгласуване план за предаварийно ръчно изключване на групи потребители без предизвестие;

5. координиране на действията:

а) когато управлението на потреблението се извършва от разпределителните предприятия по нареждане на оператора на електроенергийната система за запазване на нейната цялост, предвидените групи потребители незабавно се изключват от операторите на разпределителни мрежи;

б) когато управлението на потреблението се извършва от разпределителните предприятия за запазване целостта на разпределителните мрежи, предвидените групи потребители незабавно се изключват от операторите на разпределителни мрежи.

Чл. 171. С тези правила се осигурява възможност на оператора на електроенергийната система преносното предприятие и ползвателите на преносната мрежа да установят процедура за:

1. оперативен обмен на информация при нормални експлоатационни условия;

2. обмен на информация за нарушения в нормалната работа на електроенергийната система и за събития, за да се анализира и оцени възможният риск, възникващ от тях, и да бъдат предприети подходящи мерки от съответната страна, за да се поддържат сигурността и целостта на системата.

3. оперативно информиране, извършвано от оператора на електроенергийната система, за повишен риск от възникване на ненормални режими и аварийни събития и разпореждания за недопускането им.

Чл. 172. (1) Обменът на информация трябва да дава възможност:

1. да се направят изводи от оперативната работа и/или аварийните събития, които да се имат предвид при последващи коригиращи действия;

2. да се улесни оценката на възможния риск, който може да възникне, и да бъдат определени подходящи действия за осигуряване надеждността на работа и целостта на електроенергийната система.

(2) Изискванията за подробностите на информацията се определят при:

1. оперативното информиране;

2. докладите относно събития в системата;

3. съвместно разследване на събитията;

4. регистриране и съгласуване на информацията при въвеждане и извеждане на съоръженията във и от работа.

(3) При обмена на информация страните са длъжни:

1. да осигуряват прозрачност и точност на информацията;

2. да спазват необходимата конфиденциалност, когато се засягат търговските им интереси.

Чл. 173. (1) Оперативни дейности, при които страните взаимно се информират:

1. превключвания на комутационна апаратура;

2. синхронизиране/изключване на генераторни блокове;

3. промяна на задание за регулиране на честотата и активната мощност;

4. промяна на задание за регулиране на напрежението;

5. други, които са свързани с управлението на електроенергийната система.

(2) Информацията, която се обменя, трябва да е достатъчно подробна, за да опише разпореждането или оперативното действие, да даде възможност на получателя на съобщението да се съобрази с него и да оцени възможния риск. Тя трябва да включва името на лицето, докладващо оперативната работа или разпореждането от името на ползвателя или оператора на електроенергийната система.

(3) Получателят може да задава въпроси за изясняване на информацията и информиращата страна е длъжна да осигури предоставянето й.

Чл. 174. (1) Оперативното информиране се прави достатъчно време преди началото на планираното действие, за да може получателят да се съобрази с него, да оцени възможния риск и да предприеме необходимите мерки.

(2) Оперативното информиране може да се извършва устно по телефон или писмено. При устното оперативно информиране получателят е длъжен да го повтори, за да може информиращата страна да се убеди, че информацията е разбрана правилно.

Чл. 175. Събития, за които се информира:

1. когато съоръжения на ползватели или преносното предприятие работят при нарушени технически параметри и/или могат да предизвикат опасност за живота и здравето на хора и имуществени вреди;

2. всеки авариен сигнал или индикация за ненормални работни условия;

3. изключвания или временни изменения на експлоатационните параметри на съоръжения на ползвателите или преносното предприятие;

4. изключвания или повреди на системите за телекомуникация, телеуправление и измерване;

5. повишен риск от задействане на противоаварийни автоматики;

6. всякакви смущения в нормалната работа и изключване на основни съоръжения;

7. всяко задействане на релейни защити и автоматики;

8. смущения в електрозахранването;

9. нарушаване на съгласувания график по активна мощност и напрежение;

10. отпадане на основни функции на SCADA;

11. инциденти с хора;

12. пожари, екологични замърсявания и други аварийни събития, които могат да имат отрицателен ефект върху нормалната работа на електроенергийната система;

13. възникване на ядрен или радиационен инцидент или нарушаване на правилата за ядрената и радиационната безопасност, което се изразява в намаляване на сигурността, безопасността или на отдаваната мощност;

14. необичайни климатични и други условия.

Чл. 176. (1) Събития, които имат съществен ефект върху работата на електроенергийната система, изискват съвместното разследване.

(2) Всяка от страните по тези правила има право да поиска съвместно разследване.

(3) Искането за съвместно разследване се изготвя в писмена форма.

(4) Съвместното разследване се организира от засегнатите страни, за да установят причините за възникване на съответното събитие, да анализират развитието му, да направят изводи и да набележат необходимите мерки за недопускането на такива събития.

(5) Формата и процедурата за съвместно разследване на конкретно събитие се съгласуват от засегнатите страни предварително.

(6) При провеждане на съвместното разследване могат да се привличат и независими експерти по взаимно съгласие на страните. Резултатите от съвместното разследване се отразяват в протокол.

Чл. 177. Събития, които подлежат на съвместно разследване:

1. ръчно или автоматично изключване на голяма генерираща мощност или на съоръжения, водещо до съществено намаляване на отдаваната мощност;

2. напрежения, извън допустимите граници;

3. честота, извън допустимите граници;

4. нарушение на статичната/динамичната устойчивост на преносната мрежа;

5. претоварвания и изключвания на елементи в електропреносната мрежа;

6. други събития от значение за страните.

Чл. 178. Минимален набор от данни, които се вписват в протокола:

1. време и дата на аварийното събитие;

2. точно диспечерско наименование и собственик на засегнатите обекти и съоръжения;

3. описание на аварийното събитие - възникване и развитие;

4. технически параметри на режима на съоръженията преди аварийното събитие;

5. технически параметри на режима на съоръженията по време на аварийното събитие;

6. мощност на потребители с прекъснато електроснабдяване, MW;

7. мощност на производители с прекратено или променено електропроизводство в MW;

8. продължителност на прекъсването;

9. недоставена/непроизведена електрическа енергия;

10. анализ на причините за възникване и развитие на инцидента;

11. изводи и препоръки за мерки;

12. очаквани време и дата за въвеждане в работа на засегнатите съоръжения.