ДЪРЖАВНИ ВЕДОМСТВА, УЧРЕЖДЕНИЯ И ОБЩИНИ
ДЪРЖАВНА КОМИСИЯ ЗА ЕНЕРГИЙНО РЕГУЛИРАНЕ
РЕШЕНИЕ № П-2 от 4 юни 2004 г.
На основание чл. 21, т. 7 и 9 от Закона за енергетиката Държавната комисия за енергийно регулиране реши:
1. Приема Правила за условията и реда за достъп до електропреносната и електроразпределителните мрежи (приложение № 1).
2. Приема Правила за търговия с електрическа енергия (приложение № 2).
3. Приема Правила за управление на електроенергийната система (приложение № 3).
4. Приема Правила за измерване на количеството електрическа енергия (приложение № 4).
Решението подлежи на обжалване в 14-дневен срок пред Върховния административен съд.
Председател: К. Шушулов
Приложение № 1 към т. 1
ПРАВИЛА
за условията и реда за достъп до електропреносната и електроразпределителните мрежи
Раздел I
Общи положения
Чл. 1. (1) С тези правила се определят условията и редът за достъп до електропреносната и/или електроразпределителните мрежи.
(2) В правилата се определят условията, на които трябва да отговарят лицата, които имат право да сключват сделки при свободно договорени цени съгласно чл. 100, ал. 1 от Закона за енергетиката (ЗЕ) и етапите на отваряне на пазара на електрическа енергия.
Чл. 2. Производителите, общественият доставчик на електрическа енергия, обществените снабдители на електрическа енергия, търговците и привилегированите потребители имат право на достъп до електропреносната и/или електроразпределителната мрежа при условията на тези правила.
Чл. 3. Отварянето на пазара на електрическа енергия по етапи и като дял от общото потребление на електрическа енергия на всички потребители на територията на Република България е, както следва:
1. до 30.VI.2004 г. - до 18,9 %;
2. от 1.VII.2004 г. до 30.VI.2005 г. - до 22 %;
3. от 1.VII.2005 г. до 30.VI.2006 г. - до 25 %;
4. от 1.VII.2006 г. до 31.XII.2006 г. - до 28 %;
5. от 1.I.2007 г. до 30.VI.2007 г. - до 60 %;
6. от 1.VII.2007 г. - пълно отваряне.
Чл. 4. При осъществяването на достъпа преносното предприятие и операторът на електроенергийната система, съответно разпределителното предприятие и операторът на електроразпределителната мрежа, нямат право да проявяват дискриминация към лицата, имащи право на достъп до електропреносната, съответно до електроразпределителната мрежа.
Чл. 5. Операторът на електроенергийната система поддържа регистри за лицата, сключващи сделки при свободно договорени цени, и регистри за сключените между тях договори.
Раздел II
Условия за предоставяне на достъп до електропреносната, съответно електроразпределителната мрежа
Чл. 6. Производителите, общественият доставчик на електрическа енергия, обществените снабдители на електрическа енергия, търговците и привилегированите потребители трябва да са изпълнили изискванията на действащите нормативни актове, на техническите правила на мрежите по чл. 83, ал. 1, т. 4 - 6 ЗЕ и на правилата за търговия с електрическа енергия, свързани с присъединяването към електропреносната и електроразпределителната мрежа, с измерването на количеството електрическа енергия и с регистрирането на пазара на балансираща енергия.
Чл. 7 (1) Привилегирован потребител на електрическа енергия е лице, което отговаря на условията по чл. 6 и:
1. има годишно потребление на електрическа енергия през отделните етапи на отваряне на пазара, не по-малко съответно:
- до 1.VII.2004 г. - от 100 GWh;
- от 1.VII.2004 г. до 30.VI.2005 г. - от 40 GWh;
- от 1.VII.2005 г. до 30.VI.2006 г. - от 20 GWh;
- от 1.VII.2006 г. до 31.XII.2006 г. - от 9 GWh;
- от 1.I.2007 г. до 30.VI.2007 г. - всички небитови потребители;
- от 1.VII.2007 г. - всички потребители.
2. няма неизпълнени задължения към обществения доставчик и/или обществените снабдители по договори за покупко-продажба на електрическа енергия.
(2) Годишно потребление е потреблението на електрическа енергия във всички подразделения и обекти на потребителя независимо от тяхното местоположение в страната.
(3) Годишното потребление по ал. 1 е количеството електрическа енергия, която е използвана през предходната календарна година, като се включва и количеството електрическа енергия, произведена от самия потребител за собствени нужди.
(4) Операторът на електроенергийната система, съответно операторът на електроразпределителната мрежа, публикува на интернет-страницата си списък на привилегированите потребители, тяхното седалище и количеството електрическа енергия, използвана от тях през предходната година.
Чл. 8. (1) Търговец на електрическа енергия е лице, на което е издадена лицензия за търговия с електрическа енергия и което отговаря на условията по чл. 6.
(2) Операторът на електроенергийната система, съответно операторът на електроразпределителната мрежа, публикува на интернет-страницата си списък на търговците, получили достъп до електропреносната, съответно електроразпределителната мрежа.
Чл. 9. (1) През периода на поетапно отваряне на пазара на електрическа енергия Държавната комисия за енергийно регулиране (комисията) определя с решение разполагаемостта и техническите параметри за производство на електрическа енергия от всеки производител, както следва:
1. до 15 юни на съответната календарна година - за втората половина на настоящата година;
2. до 30 ноември на съответната календарна година - за първата половина на следващата календарна година.
(2) Разполагаемостта и техническите параметри за производство на електрическа енергия по ал. 1 се определят въз основа на технико-икономически анализ на разходите за производство на електрическа енергия и предоставянето на разполагаема мощност в съответствие с Наредбата за регулиране на цените на електрическата енергия.
(3) В границите на разполагаемостта и в съответствие с техническите параметри, определени съгласно ал. 1, производителите могат да сключват сделки с привилегировани потребители, търговци на електрическа енергия и други производители при условията на Правилата за търговия с електрическа енергия, или да участват на организиран пазар.
(4) Комисията публикува в бюлетина си и на страницата си в интернет определените по ал. 1 разполагаемост и технически параметри за производство на електрическа енергия.
Раздел III
Ред за предоставяне на достъп до електропреносната и електроразпределителната мрежа
Чл. 10. Преносът на електрическа енергия се осъществява въз основа на писмен договор, сключен между преносното, съответно разпределителното предприятие и:
1. производител, който продава електрическа енергия при свободно договорени цени;
2. производител, който участва на пазара на балансираща енергия с предложения и заявки за балансиране;
3. производител, който снабдява с електрическа енергия свои клонове, предприятия и обекти, разположени на територията на страната, но не продава електрическа енергия при свободно договорени цени;
4. обществения доставчик.
Чл. 11. (1) Продажбата на електрическа енергия при свободно договорени цени се осъществява въз основа на писмен договор, който могат да сключват помежду си производители, привилегировани потребители и търговци на електрическа енергия след подписването на договор за пренос на електрическа енергия от производителя.
(2) В договора за покупко-продажба на електрическа енергия се включват клаузи за финансово обезпечаване на задълженията на страните по сделката с електрическа енергия.
(3) В договора за покупко-продажба на електрическа енергия, сключен с привилегирован потребител, се уреждат редът и сроковете за известяване на другата страна по договора в случай на предсрочното му прекратяване.
(4) Привилегированите потребители заплащат на преносното, съответно разпределителното предприятие надбавка върху стойността на активната електрическа енергия в зависимост от използваната и отдадената реактивна електрическа енергия съгласно чл. 7 от Наредбата за регулиране на цените на електрическата енергия.
Чл. 12. (1) За обезпечаване на задълженията си по сделките с електрическа енергия търговецът на електрическа енергия поддържа в специална сметка сума в размер 1/12 част от годишния си оборот от търговия с електрическа енергия, но не по-малко от 150 000 лв.
(2) През първата година на лицензионната дейност размерът на обезпечението се определя съобразно прогнозната стойност на годишния оборот от търговия с електрическа енергия съгласно представения на комисията бизнесплан. През следващите години на лицензионната дейност обезпечението се определя съгласно ал. 1 в размера на по-голямата получена сума съобразно оборота през предходната или текущата година.
(3) Търговецът на електрическа енергия представя на комисията писмено потвърждение от банката, в която е открита специалната сметка по ал. 1, с което банката се задължава при поискване да предоставя информация на комисията относно оборотите и салдото по специалната сметка. Разходите за тези информационни услуги са за сметка на лицензианта.
(4) Непредставянето на потвърждение или отказът за предоставяне на информация по ал. 3 се счита за липса на обезпечение.
(5) Сумата по специалната сметка може да бъде използвана от търговеца само за изпълнение на задълженията му по договорите за покупко-продажба на електрическа енергия. В случай на усвояване на суми по финансовото обезпечение търговецът в срок три банкови дни възстановява сумата по специалната сметка до определения размер на обезпечението.
(6) Комисията може по искане на търговеца да приеме като финансово обезпечение неотменима банкова гаранция или друго обезпечение на същата стойност, при същите условия и с идентична ликвидност.
Чл. 13. (1) Лицата по чл. 2, имащи право на достъп, подават писмено заявление до преносното и/или разпределителното предприятие за проверка на изпълнение на условията за предоставяне на достъп до електропреносната и/или електроразпределителната мрежи по раздел II.
(2) Производителите, общественият доставчик, обществените снабдители и търговците на електрическа енергия прилагат към заявлението копие от лицензия за съответната дейност съгласно ЗЕ.
(3) Потребителите на електрическа енергия прилагат към заявлението доказателства за:
1. годишното потребление на електрическа енергия през предходната календарна година;
2. изпълнението на задълженията си към момента на подаване на заявлението към обществения доставчик и/или обществените снабдители по договори за покупко-продажба на електрическа енергия.
Чл. 14. (1) Преносното, съответно разпределителното предприятие разглежда подаденото заявление и приложенията към него в 7-дневен срок.
(2) Ако се установи, че заявителят не е представил необходимите документи съгласно изискванията на тези правила и/или ако преносното, съответно разпределителното предприятие прецени, че е необходимо заявителят да представи данни и документи, доказващи изпълнението на условията по чл. 6 (наличие на съоръжения, отговарящи на техническите норми и изисквания за безопасна работа, разрешения за ползване на съоръжения, наличие на средства за търговско измерване, на средства за обмен на информация и др.), на заявителя се изпраща писмено съобщение да представи необходимите данни и документи в 7-дневен срок.
(3) В случай че необходимите данни и документи не бъдат представени от заявителя в срока по ал. 2, преносното, съответно разпределителното предприятие не разглежда подаденото заявление.
Чл. 15. (1) Преносното, съответно разпределителното предприятие отговаря писмено на всяко заявление в 14-дневен срок от подаването на заявлението с всички необходими документи, съответно от представянето на допълнително необходимите данни и документи.
(2) Непроизнасянето на преносното, съответно разпределителното предприятие в срока по ал. 1 се счита за отказ за предоставяне на достъп до електропреносната и/или електроразпределителната мрежa.
Чл. 16. (1) Преносното, съответно разпределителното предприятие може да откаже достъп в случай че:
1. предоставянето на достъп би довело до нарушаване на техническите условия и сигурността на мрежите или до влошаване на условията за снабдяване на други потребители;
2. заявителят не отговаря на условията по чл. 6;
3. потребителят не отговаря на условията по чл. 7.
(2) Преносното, съответно разпределителното предприятие може да откаже сключването на договор за пренос с производители, които снабдяват с електрическа енергия свои клонове, предприятия и обекти, разположени на територията на страната, когато:
1. преносните възможности на мрежите са недостатъчни или
2. се нарушава надеждната работа на електроенергийната система и/или сигурността на снабдяването, или
3. не съществуват технически условия за измерване на консумираните количества електрическа енергия от собствено производство отделно от количествата, доставяни от други източници.
(3) Отказът на преносното, съответно разпределителното предприятие за предоставяне на достъп е мотивиран.
(4) В случаите на отказ по чл. 16, ал. 1, т. 1 и ал. 2 операторът на електроенергийната система, съответно операторът на електроразпределителната мрежа е длъжен да предоставя информация относно мерките, които са необходими за укрепване на електропреносната, съответно електроразпределителната мрежа.
(5) Операторът на електроенергийната система е длъжен предварително да публикува в интернет-страницата си определената по чл. 114 от Правилата за управление на електроенергийната система стойност на пропускателната способност на електропреносната мрежа.
Чл. 17. Срещу отказа на преносното, съответно разпределителното предприятие за предоставяне на достъп може да бъде подадена жалба по реда на чл. 22 ЗЕ.
Чл. 18. Преминаването от търговия при регулирани цени към търговия при свободно договорени цени и обратно се извършва по реда и при условията, предвидени в Правилата за търговия с електрическа енергия.
Раздел IV
Контрол
Чл. 19. (1) Комисията осъществява контрол относно:
1. спазването на условията и реда за предоставяне на достъп до електропреносната и/или електроразпределителните мрежи;
2. отказ за достъп до електропреносната и/или електроразпределителните мрежи;
3. прилагането на цените за пренос на електрическа енергия през преносната и разпределителната мрежа.
(2) Комисията има право да изисква и да получава от електропреносното и електроразпределителните предприятия информация относно:
1. сключените договори за пренос на електрическа енергия и тяхното изпълнение;
2. друга информация и документи, необходими за изпълнението на функциите є по тези правила.
(3) При констатиране на нарушения по ал. 1 и 2 комисията има право да даде задължителни предписания и да наложи административно наказание по реда на ЗЕ.
Чл. 20. Всички спорове, възникнали във връзка с прилагането на разпоредбите на тези правила, се отнасят за решаване от комисията по реда на ЗЕ.
Раздел V
Други разпоредби
Чл. 21. Достъпът до електропреносната, съответно до електроразпределителните мрежи се осъществява в съответствие с разпоредбите на ЗЕ и при спазване на правилата за търговия с електрическа енергия, правилата за управление на електроенергийната система, правилата за управление на електроразпределителните мрежи и правилата за измерване на количеството електрическа енергия.
Чл. 22. Председателят на комисията, съгласувано с преносното и разпределителните предприятия, производителите, привилегированите потребители и търговците на електрическа енергия, обществения доставчик и обществените снабдители, организира изготвянето на предложения за изменение и допълнение на правилата за търговия с електрическа енергия и техническите правила на мрежите, и внасянето им за приемане в комисията.
ПРЕХОДНИ И ЗАКЛЮЧИТЕЛНИ РАЗПОРЕДБИ
§ 1. До преобразуването на “Национална електрическа компания” - ЕАД, съгласно § 15, съответно на електроразпределителните дружества съгласно § 17 от преходните и заключителните разпоредби на ЗЕ, разпоредбите на чл. 13 - 17 не се прилагат за обществения доставчик на електрическа енергия, обществените снабдители на електрическа енергия и производителите, които продават електрическа енергия само по регулирани цени.
§ 2. Тези правила са изготвени на основание чл. 24, ал. 2 от Закона за енергетиката и са приети от Държавната комисия за енергийно регулиране на основание чл. 21, т. 9 от Закона за енергетиката с Решение № П-2/4.VI.2004 г., т. 1.
Приложение № 2 към т. 2
ПРАВИЛА
за търговия с електрическа енергия
Глава първа
ОБЩИ ПОЛОЖЕНИЯ
Чл. 1. Тези правила определят:
1. правилата за търговия с електрическа енергия при свободно договорени цени;
2. преминаването от търговия при регулирани цени към търговия при свободно договорени цени и обратно;
3. условията за участие и работата на пазара на балансираща енергия;
4. механизмите на балансиране на участниците в пазара на балансираща енергия;
5. методиката за определяне на цените на балансиращата енергия.
Чл. 2. Администрирането на сделките с електрическа енергия и организирането на пазар на балансираща енергия се осъществява от оператора на електроенергийната система (оператор).
Глава втора
ТЪРГОВСКИ УЧАСТНИЦИ И РЕГИСТРИРАНЕ
Раздел I
Търговски участници. Страни по сделките с балансираща енергия
Чл. 3. (1) Производителите на електрическа енергия, привилегированите потребители и търговците на електрическа енергия са търговски участници по смисъла на тези правила и сключват сделки с електрическа енергия по свободно договорени цени съгласно чл. 100, ал. 1 от Закона за енергетиката (ЗЕ).
(2) Производителите на електрическа енергия с напълно освободена разполагаемост и привилегированите потребители сключват сделки с електрическа енергия по ал. 1 след придобиване на лицензия за търговец на електрическа енергия, когато сумата от продаденото и/или закупеното от тях количество електрическа енергия за един период на сетълмент надхвърля сумата от собственото им производство и/или потребление, определено на база на инсталираната мощност на обектите им, декларирани по реда на чл. 6, ал. 2, т. 1.
Чл. 4. (1) Преносното предприятие чрез оператора сключва сделки за балансираща енергия с търговските участници и с обществения доставчик.
(2) Балансираща енергия се използва за осъществяване на баланса между производство и потребление на електрическа енергия в електроенергийната система.
Раздел II
Регистриране на сделките на обществения доставчик
Чл. 5. (1) Общественият доставчик е длъжен да регистрира при оператора сключените сделки по чл. 97, ал. 1, т. 1, 3 и 4 ЗЕ и сделките за внос и износ на електрическа енергия.
(2) За целите на регистрацията по ал. 1 общественият доставчик предоставя на оператора следната информация:
1. страни по сделките;
2. договорени количества електрическа енергия по периоди;
3. договорена разполагаемост от производителите по периоди.
(3) Регистрацията по ал. 1 следва да бъде извършена до 5 работни дни от датата на сключването на сделките.
(4) При промяна на предоставените данни по ал. 2 общественият доставчик е длъжен да актуализира регистрацията до 5 работни дни от датата на промяната.
(5) Операторът при изпълнение на функциите си по чл. 112, ал. 2 ЗЕ отчита месечните количества електрическа енергия, договорени с производителите по чл. 97, ал. 1, т. 1 ЗЕ.
Раздел III
Регистрационен режим
Чл. 6. (1) Търговските участници изпращат до оператора по електронна поща, по факс или по друг начин, определен от оператора, заявление за регистрация на пазара на балансираща енергия. Заявлението за регистрация се попълва съгласно образец, публикуван в интернет от оператора, и съдържа следната информация:
1. наименование на заявителя;
2. седалище и адрес на управление на заявителя и адрес за кореспонденция;
3. телефон, факс, електронен адрес;
4. категория участник на пазара на балансираща енергия;
5. данъчна регистрация и регистрация по БУЛСТАТ;
6. номер на лицензия, издадена съгласно ЗЕ;
7. банкови сведения (банка, адрес, банкова сметка, банков код), включително ДДС сметка;
8. деклариране на количества електрическа енергия в MWh, които заявителят е произвел/консумирал за последните 3 пълни календарни месеца преди датата на изпращане на заявлението;
9. списък на лицата, упълномощени да изпращат и потвърждават документи във връзка с оперативната работа на пазара на балансираща енергия, включително координатор по смисъла на чл. 141, ал. 1;
10. списък на лицата, упълномощени да подписват договори и фактури.
(2) Към заявлението по ал. 1 заявителят прилага следните документи:
1. техническа информация по образец, утвърден от оператора, за тези свои обособени обекти, оборудвани със средства за търговско измерване на електрическата енергия съгласно правилата по чл. 83, ал. 1, т. 6 ЗЕ, за които ще сключва сделки по свободно договорени цени;
2. производителите, които не участват в сделки по свободно договорени цени и които снабдяват с електрическа енергия само собствени обекти, декларират тези свои обособени обекти съгласно правилата по чл. 83, ал. 1, т. 6 ЗЕ, по образец, утвърден от оператора;
3. копие от лицензия за производство на електрическа енергия, ако такава се изисква съгласно ЗЕ, или копие от лицензия за търговия с електрическа енергия;
4. документ, издаден от преносното и/или разпределителното предприятие, за предоставен достъп до електропреносната и/или електроразпределителни мрежи;
5. документ, издаден от обществения доставчик и/или от обществените снабдители, за липса на задължения по договори за доставка на електрическа енергия по регулирани цени;
6. копие от съдебното решение за регистрация на заявителя, копие от удостоверение за актуално състояние от съда по регистрация на заявителя и копие от последния заверен годишен финансов отчет;
7. описание на средствата за комуникация и програмно осигуряване, с които разполага заявителят, съгласно глава десета.
Чл. 7. (1) В 14-дневен срок от получаване на документите по чл. 6 операторът проверява данните от заявлението и приложенията към него и:
1. изпраща известие за приемане на заявлението за регистрация на пазара на балансираща енергия или
2. дава задължителни указания и срок за отстраняване на непълноти в заявлението и приложенията към него, или
3. мотивирано отказва да регистрира заявителя на пазара на балансираща енергия.
(2) В случай че заявителят не отстрани непълнотите в заявлението и приложенията към него в срока по ал. 1, т. 2, операторът не разглежда подаденото заявление.
Чл. 8. (1) Известието за приемане на заявлението за регистрация съдържа:
1. идентификационен номер на търговския участник;
2. размер на гаранционния депозит по чл. 116 и данни за банката, в която да бъде открита специална сметка;
3. допълнителни изисквания на оператора към информационната среда и средствата за комуникация на търговския участник, ако има такива;
4. данни за преносното предприятие и оператора - седалище и адрес на управление, адрес за кореспонденция; телефон, факс и електронен адрес; данъчна регистрация и регистрация по БУЛСТАТ; банкови сведения (банка, адрес, банкова сметка, банков код), включително ДДС сметка; списък на лицата, упълномощени да изпращат и потвърждават документи във връзка с оперативната работа на пазара на балансираща енергия, списък на лицата, упълномощени да подписват договори и фактури.
(2) Известието за приемане на заявлението за регистрация на пазара на балансираща енергия на производителите, които не участват в сделки по свободно договорени цени и които снабдяват с електрическа енергия само собствени обекти, съдържа информацията по ал. 1, т. 1 и 4.
Чл. 9. (1) В срок 15 дни от получаване на известието по чл. 8 търговският участник е длъжен да сключи:
1. договор за балансиране с преносното предприятие;
2. договор за пренос на електрическа енергия с преносното и/или разпределителното предприятие, ако е производител;
3. договор за откриване и обслужване на специалната сметка на търговския участник.
(2) В срок 15 дни от получаване на известието по чл. 8, ал. 2 производителите, които не участват в сделки по свободно договорени цени и снабдяват с електрическа енергия само собствени обекти, сключват само договор за пренос.
(3) След изпълнение на изискванията по ал. 1 и 2 операторът вписва търговския участник в регистър на търговските участници.
(4) Регистрираните търговски участници, с изключение на производителите, които не участват в сделки по свободно договорени цени и снабдяват с електрическа енергия само собствени обекти, сключват договори под условие с обществения доставчик и/или обществените снабдители.
(5) Сключените договори по свободно договорени цени от регистрирания търговски участник могат да бъдат реално изпълнявани след сключване на договор под условие по ал. 4 и внасяне на гаранционния депозит по специалната сметка.
Чл. 10. Операторът публикува в интернет списък на регистрираните търговски участници по чл. 9, ал. 3 с информация за наименованието, идентификационния номер, датата на регистрация и статуса (придобито право за сключване на сделки при свободно договорени цени; производители, които снабдяват с електрическа енергия само собствени обекти; дата на оттегляне; дата на отстраняване).
Чл. 11. Всеки търговски участник е длъжен да изпраща информация на оператора за промяна в представените данни при регистрацията не по-късно от 5 работни дни след възникване на промяната. Финансовите отчети по чл. 6, ал. 2, т. 6 се предоставят ежегодно.
Чл. 12. Операторът регистрира обществения доставчик на пазара на балансираща енергия служебно.
Чл. 13. (1) Операторът може да откаже регистрация на пазара на балансираща енергия в случай на:
1. неотстраняване на непълноти в заявлението и приложенията към него в срока по чл. 7, ал. 1, т. 2;
2. при непогасени задължения към преносното предприятие.
(2) Операторът не регистрира търговски участник при неизпълнение в срок на условията по чл. 9, ал. 1.
(3) При отказ за регистрация по ал. 1 или 2 заявителят може отново да започне процедура за регистрация на пазара на балансираща енергия съгласно чл. 6 след изтичане на 1 месец от датата на получаване на отказ от оператора по ал. 1 или ал. 2.
Чл. 14. (1) В случай на отказ за регистрация от страна на оператора търговският участник има право да оспори писмено отказа пред Държавната комисия за енергийно регулиране (комисията) в 14-дневен срок от получаването му.
(2) Комисията проверява дали са налице основанията за отказ за регистрация и се произнася с решение в срок 30 дни от постъпване на жалбата по ал. 1.
(3) В случай че комисията прецени, че операторът неоснователно е отказал регистрация на пазара на балансираща енергия, операторът е длъжен в срок 2 работни дни от получаване на решението по ал. 2 да изпрати на заявителя известие за приемане на заявлението за регистрация на пазара на балансираща енергия.
Раздел IV
Прекратяване на участието на пазара на балансираща енергия
Чл. 15. Ако до изтичане на 6 месеца от датата на регистрацията по чл. 9, ал. 3 търговският участник не изпълни условието по чл. 9, ал. 4 и/или не внесе изискуемия гаранционен депозит, операторът го заличава от регистъра и го уведомява.
Чл. 16. (1) Регистриран търговски участник има право да се оттегли от пазара на балансираща енергия, като изпрати на оператора писмено известие за оттегляне.
(2) В известието за оттегляне се посочва датата на оттегляне, която не може да бъде по-рано от 10 дни след датата на изпращане на известието за оттегляне.
(3) След изтичане на срока по ал. 2 операторът уведомява търговския участник, обществения доставчик и банката за датата на оттегляне и отбелязва оттеглянето в регистъра.
(4) Времето, за което търговският участник се оттегля от пазара на балансираща енергия, не може да бъде по-малко от 2 (два) месеца.
(5) При оттегляне на търговски участник от пазара на балансираща енергия операторът издава дневни извлечения за сетълмент, включително до деня, предхождащ оттеглянето, както и обобщено извлечение за сетълмент и справка за количествата пренесена електрическа енергия за периода от издаване на последната фактура до деня, предхождащ оттеглянето на търговския участник.
(6) Операторът и търговският участник извършват фактуриране съгласно чл. 105. Плащането по фактурите е в сроковете, посочени в чл. 106.
(7) Оттеглилият се търговски участник има право да получи остатъка от гаранционния депозит след уреждане на финансовите си отношения с оператора и банката.
(8) Ако до изтичане на 6 месеца от датата на оттегляне търговският участник не изпрати заявление за възстановяване на участието си на пазара на балансираща енергия, операторът го заличава от регистъра и го уведомява.
Чл. 17. (1) При възстановяване на участието си на пазара на балансираща енергия търговският участник изпраща на оператора:
1. заявление за възстановяване на участието си на пазара на балансираща енергия, което съдържа актуализирани данни по чл. 6, ал. 1;
2. документи по чл. 6, ал. 2, т. 5 и 6;
3. останалите документи по чл. 6, ал. 2, в случай че са настъпили промени след датата на оттегляне/отстраняване от пазара на балансираща енергия.
(2) Операторът изчислява размера на гаранционния депозит по реда на чл. 116.
Чл. 18. (1) Операторът има право да отстрани принудително търговски участник от пазара на балансираща енергия в случаите и по реда на глава девета.
(2) Общественият доставчик не може да бъде отстранен от пазара на балансираща енергия.
(3) Търговският участник може да възстанови участието си на пазара на балансираща енергия не по-рано от 3 месеца от датата на отстраняване.
(4) Участието на пазара на балансираща енергия след отстраняване се възстановява по реда на чл. 17.
(5) Ако до изтичане на 6 месеца от датата на отстраняване търговският участник не изпрати заявление за възстановяване на участието си на пазара на балансираща енергия, операторът го заличава от регистъра и го уведомява.
(6) След заличаване от регистъра по чл. 15, чл. 16, ал. 8 и чл. 18, ал. 5 търговският участник има право да се регистрира по реда на чл. 6.
Глава трета
ДОГОВОРИ
Раздел I
Договори за покупко-продажба на електрическа енергия при свободно договорени цени
Чл. 19. Търговските участници сключват помежду си договори за покупко-продажба на електрическа енергия при свободно договорени цени съгласно чл. 100 ЗЕ.
Чл. 20. (1) Продавачите по договорите при свободно договорени цени са длъжни да изпращат на оператора известия за седмични графици за доставка най-късно до 10 ч. в срядата, предхождаща седмичния период за доставка, съгласно ал. 2.
(2) Графиците обхващат период от 168 последователни часа, който започва от 0,00 ч. в съботата на седмицата по ал. 1.
(3) Известията по ал. 1 се изпращат по електронна поща, факс или други средства, одобрени от оператора, и съдържат:
1. наименование и идентификационен номер на продавача;
2. наименование и идентификационен номер на купувача;
3. количество електрическа енергия в MWh по графика за доставка за всеки период на сетълмент.
(4) Образецът на известията по ал. 1 и форматът на данните се определят от оператора.
Чл. 21. (1) Операторът не приема за по-нататъшна обработка и отхвърля график за доставка, изпратен след срока по чл. 20, ал. 1.
(2) В срок до 12 ч. в сряда операторът поставя кодов номер на графика за доставка и проверява неговата валидност относно:
1. формата на данните на известието;
2. идентификационните номера на страните по графика за доставка съгласно регистъра на търговските участници;
3. съответствието на количеството електрическа енергия, което трябва да бъде произведено съгласно графиците, с определените от комисията по чл. 21, т. 17 ЗЕ разполагаемост и технически параметри за производство на електрическа енергия;
4. възможността количеството електрическа енергия, което търговски участник продава и/или купува по седмичните графици за доставка, да надхвърля общата инсталирана мощност на обектите му за един период на сетълмент в случаите, когато не е търговец на електрическа енергия.
(3) При невалидно известие след проверката по ал. 2 операторът изпраща на продавача до 12 ч. в сряда известие за невалидност на графика за доставка, като посочва причините за невалидност.
(4) Продавачът има право да представи до 13 ч. в сряда известие за коригиран график за доставка, съобразявайки се с известието за невалидност на оператора по ал. 3.
(5) В случай че причината за невалидност на графика за доставка е по ал. 2, т. 3 и производителят има няколко известени графика за доставка, той може да извърши корекции във всички графици след съгласуване с купувачите, като изпрати известия за коригирани графици за доставка в срока по ал. 4.
(6) Операторът проверява известията за коригирани графици за доставка и ги приема за по-нататъшна обработка или ги отхвърля окончателно, ако са невалидни или не са изпратени в срока по ал. 4.
Чл. 22. (1) Операторът проверява до 16 ч. в сряда допустимостта на изпълнение на графика за доставка от гледна точка на ограничения в пропускателните възможности и режимите на работа на електропреносната мрежа.
(2) В случай на ограничения по ал. 1 операторът уведомява до 16 ч. двете страни по графика за доставка за характера на ограниченията, като посочва количествата, в рамките на които изпълнението на графика за доставка е допустимо. В случай че се налагат ограничения, последователността на ограничаване е от последния известен валиден график за доставка по чл. 20 и 21.
(3) В случаите по ал. 2 продавачът има право да представи известие за коригирани количества в съответствие с изискванията на оператора в срок до 17 ч. в сряда.
(4) Операторът проверява известието за коригирани количества и в срок до 18 ч. в сряда изпраща потвърждение за валидност на седмичния график за доставка на двете страни или го отхвърля окончателно в случаите, когато не са спазени изискванията на оператора по ал. 2 или срока по ал. 3.
Чл. 23. В срок до 10 ч. в четвъртък купувачът по договора изпраща на оператора известие за приемане на графика за доставка. Непредставянето в срок на известие за приемане има силата на отказ за приемане.
Чл. 24. (1) След приемането на графика по чл. 23 операторът регистрира графика за доставка по договора в срок до 16 ч. в четвъртък и информира страните.
(2) Ако до изтичане на срока по ал. 1 привилегирован потребител няма регистриран нито един график за доставка, операторът уведомява търговския участник и обществения доставчик/снабдител, че през предстоящия 7-дневен период потребителят ще се снабдява с електрическа енергия по силата на договора му под условие по чл. 26, ал. 1.
Чл. 25. (1) Всяка от страните по договора има право да заяви оттегляне на графика за доставка не по-късно от 14 ч. в четвъртък, като посочи съответния му кодов номер.
(2) При оттеглянето на график за доставка по ал. 1 оттеглящата страна представя:
1. копие от подписан и подпечатан договор в частта му, доказваща договорените количества енергия между продавача и купувача;
2. мотиви за оттегляне на графика за доставка.
(3) Когато оттеглянето на график за доставка е по взаимно съгласие между страните, привилегированият потребител - купувач по договора, няма право на заместващ график за доставка за оттегления седмичен график по смисъла на чл. 29.
(4) Операторът потвърждава на двете страни по договора оттеглянето на седмичния график за доставка в срок до 16 ч. в четвъртък, като графикът със съответния кодов номер не се регистрира.
Раздел II
Договор под условие
Чл. 26. (1) Привилегированият потребител сключва годишен договор под условие с обществения доставчик и/или обществените снабдители за покупко- продажба на електрическа енергия по регулирани цени.
(2) Когато привилегирован потребител има регистриран седмичен график за доставка по договор при свободно договорени цени, за периода от 168 часа той няма право да получава електрическа енергия от обществения доставчик и/или обществените снабдители за обектите, декларирани по чл. 6, ал. 2, т. 1, освен по заместващ график за доставка.
(3) При доставка на електрическа енергия по заместващ график за доставка съгласно ал. 2 взаимоотношенията между обществения доставчик и/или обществените снабдители и привилегирования потребител се уреждат въз основа на договора под условие.
(4) При доставка на електрическа енергия по договор под условие привилегированите потребители нямат право на уикенд тарифа.
Чл. 27. Договорите по чл. 26 се изпълняват, когато привилегированият потребител:
1. няма нито един регистриран седмичен график за доставка;
2. е отстранен от пазара на балансираща енергия по реда на чл. 126;
3. има нарушен график на доставка в случаите на прекъсване работата на пазара по чл. 151;
4. при анулиран график за доставка, когато привилегированият потребител е изправна страна, но не е изпълнено условието по чл. 29, ал. 1;
5. ползва правото си на заместващ график за доставка съгласно чл. 29.
Чл. 28. (1) Производителите и търговците на електрическа енергия сключват годишни договори под условие с обществения доставчик и/или обществените снабдители за доставка на електрическа енергия, които се изпълняват в случай на:
1. нарушен седмичен график на доставка в случаите на прекъсване работата на пазара по чл. 151;
2. прекратен или коригиран график за доставка поради настъпване на непреодолима сила, засягаща другата страна по графика за доставка.
(2) Известията до обществения доставчик и/или обществените снабдители по т. 1 и 2 се изпращат от оператора в срок 24 часа от постъпването на информация за съответното събитие.
Раздел III
Заместващ график за доставка
Чл. 29. (1) В случай на оттегляне на график за доставка съгласно чл. 25 или на анулиран график за доставка съгласно чл. 128 и изправната страна - купувач по договора, е привилегирован потребител, който има регистриран поне един друг седмичен график за същия период, потребителят може да изпрати на оператора известие за заместващ график за доставка с обществения доставчик/снабдител.
(2) В случай на анулиран график за доставка купувачът по договора изпраща известието по ал. 1 до 9 ч. на деня, предхождащ деня на анулирането.
(3) В случай на оттеглен график купувачът по договора изпраща известието по ал. 1 до 9 ч. в петък.
(4) Привилегирован потребител, купуващ електрическа енергия по заместващ график за доставка, се балансира съгласно общите условия за балансиране.
(5) Привилегирован потребител има право да купува електрическа енергия по заместващи графици за доставка до два последователни седмични графика.
(6) При настъпване на непреодолима сила, засягаща продавача по регистриран график за доставка, купувачът има право на заместващ график за доставка за недоставеното количество.
(7) Привилегированият потребител заплаща договорената електрическа енергия по заместващия график за доставка по регулираните цени, определени от комисията, при спазване на условието по чл. 26, ал. 4.
Чл. 30. (1) В случай на анулиран график за доставка по чл. 128 операторът регистрира заместващ график за доставка, като му поставя кодов номер до 10 часа на деня, в който е получено известието за заместващ график за доставка по чл. 29, ал. 2, и уведомява обществения доставчик/снабдител и другата страна по договора.
(2) След получаване на известието по чл. 29, ал. 3 операторът регистрира заместващ график за доставка, като му поставя кодов номер до 10 ч. в петъка, предхождащ периода на доставка, и уведомява обществения доставчик/снабдител и другата страна по договора.
(3) В известието за регистриране на заместващ график за доставка по ал. 1 и 2 се посочват:
1. купувачът по заместващ график за доставка;
2. началният период на сетълмент по заместващия график за доставка;
3. количествата за всеки период на сетълмент по заместващия график за доставка.
(4) Общественият доставчик или съответният обществен снабдител е длъжен да приеме и изпълни заместващия график за доставка.
Чл. 31. (1) Когато доставката на електрическа енергия се извършва по втори пореден заместващ график за доставка, привилегированият потребител изпраща на оператора графика в срока по чл. 20, ал. 1.
(2) Операторът регистрира заместващия график за доставка по реда на чл. 24, ал. 1.
Раздел IV
Снабдяване с електрическа енергия на собствени обекти
Чл. 32. (1) Производителите имат право да продават по регулирани цени само произведеното количество електрическа енергия, което надвишава потреблението на всички техни обекти, декларирани по чл. 6, ал. 2, т. 1, и количествата по седмичните графици за доставка.
(2) Производителите заплащат преноса на електрическа енергия за снабдяване на собствени обекти по реда на чл. 104.
Глава четвърта
ИЗМЕРВАНЕ
Чл. 33. (1) Привилегированите потребители и производителите на електрическа енергия имат право да сключват договори при свободно договорени цени за производство от обекти, декларирани по реда на чл. 6, ал. 2, т. 1, и за снабдяване на такива обекти, когато последните са присъединени към мрежа високо и/или средно напрежение и са оборудвани със средства за търговско измерване на електрическата енергия съгласно правилата по чл. 83, ал. 1, т. 6 ЗЕ.
(2) Производителите имат право да снабдяват с електрическа енергия собствени обекти, когато те са присъединени към мрежа високо и/или средно напрежение и са оборудвани със средства за търговско измерване на електрическата енергия съгласно правилата по чл. 83, ал. 1, т. 6 ЗЕ, и са декларирани по реда на чл. 6, ал. 2, т. 2.
(3) Средствата за търговско измерване по ал. 1 и 2 трябва да имат възможност за регистриране на електрическата енергия по периоди на сетълмент съгласно чл. 74, ал. 2.
(4) Отчитането на средствата за търговско измерване на електрическата енергия се извършва в съответствие с правилата по чл. 83, ал. 1, т. 6 ЗЕ.
Чл. 34. Операторът поддържа регистър на средствата за търговско измерване на електрическата енергия на всички обекти, присъединени към електропреносната мрежа, както и на тези, присъединени към електроразпределителните мрежи, които се използват за целите на сетълмента на търговските участници.
Чл. 35. В регистъра по чл. 34 се посочват:
1. собственикът на обекта;
2. техническите данни на средствата за търговско измерване;
3. мястото на присъединяване на обекта към електропреносната или електроразпределителната мрежа;
4. друга информация, изисквана съгласно правилата по чл. 83, ал. 1, т. 6 ЗЕ.
Чл. 36. Регистърът по чл. 34 се поддържа в актуално състояние по отношение на промени, настъпили с участниците, измервателната апаратура и при прекратяване на комуникационните връзки с дадена измервателна система. Операторът използва автоматизирана система за събиране и обработка на информацията от средствата за търговско измерване на търговските участници за всеки период на сетълмент.
Глава пета
БАЛАНСИРАЩ МЕХАНИЗЪМ
Раздел I
Общи положения
Чл. 37. (1) Съгласно принципите на енергийния пазар потребителите сключват договори с графици за доставка на количества енергия, максимално близки до очакваното им потребление, а производителите произвеждат количества, по възможност равни на договорените съгласно графиците за доставка.
(2) Сумата от количествата електрическа енергия по графиците за доставка по всички договори за покупко-продажба на електрическа енергия трябва да бъде равна на прогнозираното общо потребление за даден период.
Чл. 38. (1) Балансиране на търговски участник е компенсирането на разликата между количествата потребена/произведена енергия и количествата по графиците за доставка съгласно сключените договори.
(2) На балансиране подлежат:
1. търговските участници, които имат регистриран седмичен график за доставка на електрическа енергия;
2. търговските участници, които участват с предложения и заявки на пазара на балансираща енергия за съответния период на сетълмент;
3. общественият доставчик в случаите, посочени в чл. 83, ал. 1, т. 2 и чл. 84, ал. 1, т. 2.
Чл. 39. Източници на балансираща енергия са:
1. обектите на производители, чиято разполагаемост е изцяло освободена за дадения период по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ;
2. обектите на привилегировани потребители;
3. електрическите централи на производители, чиято разполагаемост е частично или изцяло изкупена от обществения доставчик;
4. електрическите централи, собственост на обществения доставчик.
Раздел II
Заявки за балансиране и предложения за балансиране
Чл. 40. Заявките за балансиране и предложенията за балансиране декларират възможността на даден участник да се отклони от физическата си номинация срещу съответна цена за увеличаване или намаляване на производството/потреблението, ако това бъде разпоредено от оператора.
Чл. 41. (1) Заявките за балансиране, подавани от производители, са за намаляване на производството.
(2) Активирането на заявки за намаляване на производството от оператора има за цел да намали изходната активна мощност на съответния обект спрямо обявеното във физическата номинация за производство ниво.
Чл. 42. (1) Заявките за балансиране, подавани от привилегировани потребители, са за увеличаване на потреблението.
(2) Активирането на заявки за увеличаване на потреблението от оператора има за цел да увеличи потреблението на електрическа енергия на съответния обект спрямо заявената във физическата номинация за потребление.
Чл. 43. (1) Предложенията за балансиране, подавани от производители, са за увеличаване на производството.
(2) Активирането на предложения за увеличаване на производството от оператора има за цел да увеличи изходната активна мощност на съответния обект спрямо обявеното във физическата номинация за производство ниво.
Чл. 44. (1) Предложенията за балансиране, подавани от привилегировани потребители, са за намаляване на потреблението.
(2) Активирането на предложения за намаляване на потреблението от оператора има за цел да намали потреблението на електрическа енергия на съответния обект спрямо заявената във физическата номинация за потребление.
Чл. 45. Производители по чл. 39, т. 1 имат право да подават предложения за увеличаване на производството и заявки за намаляване на производството.
Чл. 46. Привилегированите потребители по чл. 39, т. 2 имат право да подават предложения за намаляване на потреблението и заявки за увеличаване на потреблението за периодите на сетълмент, за които имат регистриран седмичен график.
Чл. 47. Производителите по чл. 39, т. 3 и 4 не подават предложения за балансиране и заявки за балансиране на пазара на балансираща енергия, но участват в приоритетния списък на източниците на балансираща енергия, според изискванията на чл. 51 и 53.
Чл. 48. Операторът активира:
1. предложения за балансиране, когато в електроенергийната система има недостиг на генераторна мощност съгласно правилата по чл. 83, ал. 1, т. 4 ЗЕ;
2. заявки за балансиране, когато в електроенергийната система има излишък на генераторна мощност съгласно правилата по чл. 83, ал. 1, т. 4 ЗЕ.
Раздел III
Приоритетен списък на източниците на балансираща енергия
Чл. 49. Операторът изготвя приоритетен списък и активира източниците на балансираща енергия според този списък, отчитайки технологичните критерии, свързани със сигурността на снабдяването, съгласно правилата по чл. 83, ал. 1, т. 4 ЗЕ.
Чл. 50. (1) Приоритетният списък съдържа:
1. предложения/заявки за балансиране, подадени от търговските участници по чл. 39, т. 1 и 2;
2. разполагаем за съответния период на сетълмент резерв за третично регулиране, предоставен от производителите по чл. 39, т. 3 и 4.
(2) Мощностните диапазони, предвидени за участие в автоматично регулиране на честота и обменна мощност, не се включват в приоритетния списък.
Чл. 51. (1) Подреждането на източниците на балансираща енергия при съставяне на приоритетен списък за компенсиране на недостига на генераторна мощност в електроенергийната система се извършва по възходящ ред на цената на доставяната от тях енергия.
(2) За целите на съставянето на приоритетния списък по ал. 1:
1. цената на балансиращата енергия, произведена от производителите по чл. 39, т. 3, се приема за равна на сумата от регулираните им цени за енергия и разполагаемост, умножена с коефициента kр по чл. 83, ал. 3, плюс цена за пренос;
2. цената на балансиращата енергия, произведена от ВЕЦ - собственост на обществения доставчик, се приема за равна на най-високата от цените на балансираща енергия по т. 1;
3. цената на балансиращата енергия, непотребена от ПАВЕЦ - собственост на обществения доставчик, се приема за равна на най-ниската от цените на балансираща енергия по т. 1.
Чл. 52. (1) Подреждането на източниците на балансираща енергия при съставяне на приоритетен списък за компенсиране на излишъка на генераторна мощност в електроенергийната система се извършва по низходящ ред на цената на предложената от тях енергия.
(2) За целите на съставянето на приоритетния списък по ал. 1:
1. цената на балансиращата енергия, непроизведена от производителите по чл. 39, т. 3, се приема за равна на регулираната им цена за енергия, разделена на коефициента kр по чл. 83, ал. 3, плюс цена за пренос;
2. цената на балансиращата енергия, непроизведена от ВЕЦ - собственост на обществения доставчик, се приема за равна на най-високата от цените за балансираща енергия по т. 1;
3. цената на балансиращата енергия, консумирана от ПАВЕЦ - собственост на обществения доставчик, се приема за равна на най-ниската от цените за балансираща енергия по т. 1.
Чл. 53. При постъпване на предложения и заявки с еднакви цени приоритет имат предложенията и заявките, указващи по-голям диапазон на отклонение от физическата номинация.
Раздел IV
Физически данни
Чл. 54. Търговските участници, които подават предложения и заявки на балансиращия пазар, са длъжни да предоставят на оператора следната информация:
1. динамични параметри, представляващи съвкупност от данни и характеристики на отделните обекти или съвкупност от обекти на търговските участници, свързани с възможността им за промяна на изходната мощност, съгласно чл. 56;
2. физически номинации за производство/потребление, съдържащи информация за очакваното ниво на производство/потребление на даден обект или съвкупност от обекти, съгласно чл. 58.
Чл. 55. (1) Динамичните параметри и физическите номинации се подават от търговските участници заедно с представените от тях предложения и заявки за балансиране в обобщена форма по образец, утвърден от оператора.
(2) Търговските участници изпращат информацията по ал. 1 на оператора по електронна поща, факс или чрез други средства, утвърдени от оператора.
Чл. 56. Динамичните параметри включват:
1. скорост на увеличаване на мощността, MW/min;
2. скорост на намаляване на мощността, MW/min;
3. максимално възможно количество за доставка, MWh - само за ВЕЦ и ПАВЕЦ;
4. период за доставка на количеството по т. 3, в часове и минути - само за ВЕЦ и ПАВЕЦ;
5. време за активиране на заявка за балансиране, min;
6. време за активиране на предложение за балансиране, min;
7. време за изпълнение на инструкция за промяна на мощността, подадена от оператора, от момента на получаването до момента на начало на промяната, min;
8. минимална стъпка за промяна на мощността, MW.
Чл. 57. Динамичните параметри се заявяват за всеки ден, за който съответният участник подава предложения за балансиране и заявки за балансиране, и са валидни за всеки период на сетълмент за този ден.
Чл. 58. (1) Физически номинации за производство се подават от производителите за нетното производство на съответния обект по такъв начин, че нивото на активна мощност да бъде известно на оператора за всяка минута на следващите 24 часа.
(2) Физически номинации за потребление се подават от потребителите за очакваното нетно потребление на съответен обект по такъв начин, че нивото на активна мощност да бъде известно на оператора за всяка минута на следващите 24 часа.
Чл. 59. (1) Операторът използва заявените нива на производство/потребление във физическите номинации при определяне на количествата балансираща енергия от активирани предложения за балансиране и заявки за балансиране.
(2) При активиране на дадено предложение/заявка за балансиране участникът е длъжен да се отклони от своята физическа номинация в рамките на това предложение/заявка според инструкциите на оператора.
Чл. 60. (1) Физическите номинации се предоставят в табличен вид във формат, определен от оператора, и съдържат информация за нивата на активната мощност и моментите им на промяна.
(2) За целите на сетълмента се приема, че активната мощност между всеки две последователни във времето точки, зададени във физическата номинация, се променя по линейна характеристика.
(3) Нивата на активна мощност се записват със знак “+”, когато енергията постъпва от обекта на участника към електропреносната/електроразпределителната мрежа, и със знак “ - ”, когато посоката е от съответната мрежа към обекта на участника.
(4) Физически номинации се заявяват от търговските участници за всеки ден, за който подават предложения за балансиране и заявки за балансиране.
Раздел V
Форма на представяне и регистриране на заявки за балансиране и предложения за балансиране
Чл. 61. (1) Търговските участници подават заявки за балансиране и предложения за балансиране за отклонението от нивата на физическата номинация на всеки отделен обект или съвкупност от обекти във форма, определена от оператора.
(2) Заявките за намаляване на производството и за увеличаване на потреблението съдържат отклонението на активната мощност от нивото на физическата номинация, периода на сетълмент и цената на заявката.
(3) Предложенията за увеличаване на производството и за намаляване на потреблението съдържат отклонението на активната мощност от нивото на физическата номинация, периода на сетълмент и цената на предложението.
(4) Предложения за балансиране и заявки за балансиране се подават от търговските участници само за обекти, присъединени към преносната мрежа.
Чл. 62. (1) Продължителността на дадено предложение/заявка е равна на периода на сетълмент, като участникът е длъжен да подава най-малко две последователни предложения и/или заявки.
(2) Началният и крайният момент на всяко предложение/заявка съвпадат с кръгъл час.
Чл. 63. (1) Отклонението от физическата номинация за производство на дадено предложение/заявка, подадено за обект или съвкупност от обекти на производител, е не по-малко от 20 MW, като се представя в цяло число мегавати.
(2) Отклонението от физическата номинация за потребление на дадено предложение/заявка, подадено за обект или съвкупност от обекти на привилегирован потребител, е не по-малко от 10 MW, като се представя в цяло число мегавати.
Чл. 64. (1) Търговски участник може да подаде за всеки свой обект или съвкупност от обекти по една заявка за балансиране и едно предложение за балансиране за един период на сетълмент.
(2) Цената на предложението/заявката за балансиране е в сила за целия период на сетълмент.
(3) Заявки за балансиране с отрицателни цени се считат за невалидни.
Чл. 65. (1) Операторът получава и регистрира заявки за балансиране и предложения за балансиране по реда, описан в чл. 73.
(2) Операторът отхвърля предложения и заявки, които са непълни, съдържат неверни данни за участника, не съответстват на характеристиките на обектите, за които се отнасят, или са предоставени в различен от утвърдения от оператора формат, ако не бъдат коригирани съгласно процедурата за обмен на данни по чл. 73.
Чл. 66. (1) Регистрирането на предложения за балансиране и заявки за балансиране има силата на сключване на договор под условие в полза на оператора.
(2) Цените и количествата на влязъл в сила договор по ал. 1 се определят, както следва:
1. производител продава на оператора произведеното по нареждане на последния количество енергия на цената на активираното му предложение за балансиране;
2. производител купува от оператора непроизведеното по нареждане на последния количество енергия на цената на активираната му заявка за балансиране;
3. потребител продава на оператора непотребеното по нареждане на последния количество енергия на цената на активираното му предложение за балансиране;
4. потребител купува от оператора потребеното по нареждане на последния количество енергия на цената на активираната му заявка за балансиране.
(3) Регистрираните предложения за балансиране и заявки за балансиране не се оттеглят.
Раздел VI
Активиране на заявки за балансиране и на предложения за балансиране
Чл. 67. (1) Операторът активира предложения за балансиране и заявки за балансиране, за да поддържа необходимия резерв за вторично регулиране в съответствие с правилата по чл. 83, ал. 1, т. 4 ЗЕ.
(2) Операторът може да активира съвместно заявки за балансиране и предложения за балансиране с цел да подготви генериращите мощности за осигуряване на допълнителен въртящ резерв или за да преодолее възникнали ограничения в системата в съответствие с правилата по чл. 83, ал. 1, т. 4 ЗЕ.
(3) При активирането на заявки за балансиране и предложения за балансиране операторът може да променя работната мощност на съответен обект или съвкупност от обекти в рамките на тези заявки и предложения.
Чл. 68. (1) Заявката за балансиране или предложението за балансиране се активира по телефона или чрез други средства за комуникация, одобрени от оператора.
(2) Оперативното активиране на предложение за балансиране или заявка за балансиране и последвалите инструкции в рамките на тяхната продължи телност се документират от оператора в регистрационна таблица, съдържаща инструктирано отклонение от физическата номинация и момента на подаване на инструкцията.
(3) Регистрираните от оператора инструкции се използват за сетълмент на участника по реда на глава шеста.
Чл. 69. Операторът активира дадено предложение или заявка според:
1. динамичните параметри на съответния обект и конкретните условия в електроенергийната система;
2. реда на подреждане на предложението или заявката в приоритетния списък на източниците на балансираща енергия.
Чл. 70. Когато търговски участник има активирано предложение/заявка за балансиране в края на периода на сетълмент и е представил предложение/заявка за балансиране за периода, следващ текущия период на сетълмент, но не е получил инструкция от оператора за дезактивиране на предложението/заявката му, се счита, че операторът е активирал и предложението/заявката му за следващия период.
Чл. 71. (1) Операторът може да активира предложение/заявка за балансиране на търговски участник за даден период на сетълмент не по-рано от 2 минути преди началото на периода.
(2) Когато динамичните параметри, съгласно чл. 56, т. 1, 2, 5 и 6, не позволяват пълно активиране на предложението/заявката в рамките на 4 минути, операторът може да разпореди активирането да започне толкова време преди началото на периода, че разпоредената промяна на мощността да бъде постигната в рамките на първите две минути от периода на сетълмент.
Чл. 72. (1) Когато търговски участник не е представил предложение/заявка за балансиране за периода, следващ текущия период на сетълмент, и не е получил инструкция от оператора за дезактивиране на предложението/заявката му, той има право да дезактивира сам предложението/заявката си най-рано две минути преди края на периода, като предварително уведоми оператора за това си намерение.
(2) Когато динамичните параметри, съгласно чл. 56, т. 1, 2 и 7, не позволяват пълно дезактивиране на предложението/заявката за балансиране в рамките на 4 минути, търговският участник може да поиска от оператора дезактивирането да започне толкова време преди края на периода, че достигането на нивото от физическата му номинация да бъде постигнато в рамките на първите две минути от следващия период на сетълмент.
Чл. 73. (1) Търговските участници, подаващи предложения за балансиране и заявки за балансиране за съответен ден, следва да ги подадат през предходния ден при спазване на следния график за обмен на информация:
1. до 10 ч. представят на оператора обобщена форма, съдържаща техните динамични параметри, физически номинации и предложения/заявки, валидни за всеки период на сетълмент;
2. до 12 ч. операторът проверява валидността на подадените форми и изпраща известие за невалидност на некоректните форми;
3. до 14 ч. търговските участници могат да подават на оператора коригираните форми;
4. до 15 ч. операторът изпраща окончателно потвърждение и регистрира валидните предложения и заявки.
(2) Неизпращането на окончателно потвърждение за регистриране на предложения и заявки по ал. 1, т. 4 има силата на отхвърляне.
(3) Обмяната на информация се извършва само в работни дни, като в случай че денят, през който следва да бъдат подадени заявките/предложенията за балансиране съгласно ал. 1, е почивен, информацията се изпраща през последния работен ден, предшестващ почивния.
Глава шеста
СЕТЪЛМЕНТ
Раздел I
Общи положения
Чл. 74. (1) Операторът прилага системата за сетълмент за индивидуално изчисляване на отклоненията на реално потребената или произведена електрическа енергия от договорените количества за определен период.
(2) Периодът на сетълмент за всички сделки с електрическа енергия при свободно договорени цени, както и за пазара на балансираща енергия, е 60 минути и започва на кръгъл час.
Чл. 75. (1) Договорените количества електрическа енергия, посочени в седмичните графици за доставка, се записват във формулите за сетълмент на съответния търговски участник със знак “ - ”, когато той е продавач по договора, и със знак “+”, когато е купувач.
(2) Измерените количества енергия се записват във формулите за сетълмент на съответния търговски участник със знак “ - ”, когато имат посока от преносната/разпределителната мрежа към обект на участника, и със знак “+”, когато са с обратна посока.
(3) Измерените количества по ал. 2 включват количествата от всички обекти, декларирани по реда на чл. 6, ал. 2, т. 1.
Чл. 76. Търговски участници, които за определен период нямат регистрирани седмични графици за доставка, както и предложения и заявки на пазара на балансираща енергия, не подлежат на балансиране за съответния период.
Раздел II
Общи условия за балансиране
Чл. 77. (1) Количеството енергия от измерен небаланс (КЕИН) се определя по следната формула:
КЕИНjk = КЕДjk + КЕИjk (6.1),
където:
КЕДjk е сумата от количествата енергия според регистрираните седмични графици за доставка на търговски участник k за период на сетълмент j, заявени по реда на глава трета;
КЕИjk - сумата от измерените количества енергия на обектите на търговски участник k за период на сетълмент j.
(2) Сумата от измерените количества енергия (КЕИ) на обектите на търговски участник k за период на сетълмент j се определя по формулата:
|
m |
||
|
КЕИjk = |
Σ |
КЕИjkl (6.2), |
|
l=1 |
където:
l е съответният обект на търговски участник k;
m - броят на обектите на търговски участник k.
Чл. 78. (1) Общите условия за балансиране се прилагат за:
1. привилегированите потребители, за периодите на сетълмент, за които имат регистриран седмичен график;
2. производителите, които продават енергия само по свободно договорени цени.
(2) Търговските участници, които не попадат в категориите по ал. 1, т. 1 и 2, се балансират съгласно глава шеста, раздел V.
Чл. 79. (1) Количеството енергия от разпореден небаланс (КЕРН) се определя по формулата:
КЕРНjkl = КЕРПСjkl + КЕРЗСjkl (6.3),
където:
КЕРПСjkl е сумарното количество енергия от разпоредени предложения за период на сетълмент j, с което търговски участник k трябва увеличи производството си или да намали потреблението си от обект l вследствие на разпореждане на оператора за активиране на предложение за балансиране;
КЕРЗСjkl - сумарното количество енергия от разпоредени заявки за период на сетълмент j, с което търговски участник k трябва да намали производството си или да увеличи потреблението си от обект l вследствие на разпореждане на оператора за активиране на заявка за балансиране.
(2) Сумарното количество енергия от разпоредени предложения (КЕРПС) се определя по формулата:
КЕРПСjkl = КЕРПjkl + КЕРПО(j+1)kl + КЕРПО(j-1)kl (6.4),
където:
КЕРПjkl е количеството енергия от разпоредено предложение, с което търговски участник k трябва да увеличи производството си или да намали потреблението си от обект l за период на сетълмент j вследствие на разпореждане на оператора за активиране на предложение за балансиране за същия период;
КЕРПО(j+1)kl - количеството енергия от разпоредено предложение, с което търговски участник k трябва да увеличи производството си или да намали потреблението си от обект l за период на сетълмент j вследствие на разпореждане на оператора за активиране на предложение за балансиране за период (j+1) съгласно чл. 71;
КЕРПО(j-1)kl - количеството енергия от разпоредено предложение, с което търговски участник k трябва да увеличи производството си или да намали потреблението си от обект l през първите две минути на период на сетълмент j вследствие на разпореждане на оператора за активиране на предложение за балансиране за период (j-1) съгласно чл. 72.
(3) Сумарното количество енергия от разпоредени заявки (КЕРЗС) се определя по формулата:
КЕРЗСjkl = КЕРЗjkl + КЕРЗО(j+1)kl + КЕРЗО(j-1)kl (6.5),
където:
КЕРЗjkl е количеството енергия от разпоредена заявка, с което търговски участник k трябва да намали производството си или да увеличи потреблението си от обект l за период на сетълмент j вследствие на разпореждане на оператора за активиране на заявка за балансиране за същия период;
КЕРЗО(j+1)kl - количеството енергия от разпоредена заявка, с което търговски участник k трябва да намали производството си или да увеличи потреблението си от обект l за период на сетълмент j вследствие на разпореждане на оператора за активиране на заявка за балансиране за период (j+1) съгласно чл. 71;
КЕРЗО(j-1)kl - количеството енергия от разпоредена заявка, с което даден търговски участник k трябва да намали производството си или да увеличи потреблението си от обект l през първите 2 минути на период на сетълмент j вследствие на активирана от оператора заявка за балансиране за период (j-1) съгласно чл. 72.
(4) Количествата енергия от разпоредени предложения за балансиране и заявки за балансиране, участващи във формулите по ал. 1, 2 и 3, се определят на база на записаните диспечерски разпореждания и динамичните параметри на съответния обект.
Чл. 80. (1) Количеството енергия от нетен небаланс (КЕНН) се определя по формулата:
КЕННjk = КЕИНjk - КЕРНjk (6.6),
където:
КЕРНjk е сумата от количествата енергия от разпоредени небаланси на всички m обекти на търговски участник k за период на сетълмент j и се определя по формулата:
|
m |
||
|
КЕРНjk = |
Σ |
КЕРНjkl (6.7). |
|
l=1 |
(2) Количеството енергия от нетен небаланс се урежда между оператора и търговските участници на съответната цена на небалансите, както следва:
1. КЕННjk > 0 - търговският участник k има излишък на енергия за период на сетълмент j и продава на оператора на цена на балансираща енергия за излишък ЦЕИ j, която се определя по чл. 84. В този случай КЕННjk се означава с КЕНН+jk;
2. КЕННjk < 0 - търговският участник k има недостиг на енергия за период на сетълмент j и купува от оператора на цена на балансираща енергия за недостиг ЦЕН j, която се определя по чл. 83. В този случай КЕННjk се означава с КЕНН - jk;
3. КЕННjk = 0 - търговският участник k е в баланс за период на сетълмент j и КЕННjk се означава с КЕНН0jk.
Раздел III
Нетни количества енергия от активирани предложения за балансиране и заявки за балансиране
Чл. 81. (1) Сумарното количество енергия от активирани предложения (КЕАПС), с което търговски участник k действително е увеличил производството си или е намалил потреблението си от обект l за период на сетълмент j вследствие на активирани предложения за балансиране, се определя по формулата:
КЕАПСjkl = min [КЕРПСjkl, (КЕИjkl - КЕФjkl - КЕРЗСjkl)] (6.8),
където:
КЕФjkl е количеството енергия, което обект l на търговски участник k трябва да консумира/произведе за период на сетълмент j в съответствие със заявената от него физическа номинация.
(2) Когато КЕАПСjkl > 0, се означава с КЕАПС+jkl.
(3) Сумарното количество енергия КЕАПС+jk, което търговски участник k действително е доставил за период на сетълмент j вследствие на активирани предложения за балансиране от всичките му обекти, се определя по формулата:
|
m |
|||
|
КЕАПС+jk= |
Σ |
КЕАПС+jkl |
(6.9), |
|
l=1 |
Чл. 82. (1) Сумарното количество енергия от активирани заявки (КЕАЗС), с което търговски участник k действително е намалил производството си или е увеличил потреблението си от обект l за период на сетълмент j вследствие на активирани заявки за балансиране, се определя по формулата:
КЕАЗСjkl = max [КЕРЗСjkl, (КЕИjkl - КЕФjkl - КЕРПСjkl)] (6.10).
(2) Когато КЕАЗСjkl < 0, се означава с КЕАЗСjkl.
(3) Сумарното количество енергия от активирани заявки, с което даден търговски участник k действително е намалил производството си или е увеличил потреблението си за период на сетълмент j вследствие на активирани заявки за балансиране от всичките му обекти, се определя по формулата:
|
m |
|||
|
КЕАЗС-jk= |
Σ |
КЕАЗС-jkl |
(6.11), |
|
l=1 |
Раздел IV
Цени на небаланси
Чл. 83. (1) Цената на балансираща енергия за недостиг (ЦЕН) за период на сетълмент j се определя в зависимост от стойността на коефициента на участие на предложенията Куп по следните формули:
1. когато Купj = [0;1],
ЦЕНj = (1 - Kупj)ЦЕМj + Купj ЦЕПсрj (6.12),
където:
ЦЕМj е цената на балансираща енергия, доставяна от обществения доставчик за покриване на отрицателните небаланси на търговските участници за период на сетълмент j;
ЦЕПсрj - средно претеглената цена на енергия от активирани предложения за балансиране за период на сетълмент j;
2. когато Купj > 1,
ЦЕНj = ЦЕПсрj (6.13).
(2) Коефициентът на участие на предложенията (Куп) се определя по формулата:
|
n |
|||
|
Σ |
КЕАПС+jk |
||
|
l=1 |
|||
|
Купj= |
___________________ |
(6.14), |
|
|
n |
|КЕНН-jk| |
||
|
Σ |
|||
|
l=1 |
|||
където:
n е броят на търговските участници.
(3) Цената на балансираща енергия (ЦЕМ), доставяна от обществения доставчик за покриване на отрицателните небаланси на търговските участници за период на сетълмент j, се определя по формулата:
ЦЕМj= [max(ЦМj , ЦЕВj)]kp (6.15),
където:
ЦМj е най-високата регулирана сумарна цена на енергия и разполагаемост на кондензационен термичен блок, който за период на сетълмент j е произвел не по-малко от 20 MWh, лв./MWh;
ЦЕВj - регулираната цена на енергия, произведена от ВЕЦ с изравнители, която за период на сетълмент j е произвела не по-малко от 20 MWh, лв./MWh;
ЦП - цената за пренос на електрическа енергия през съответните електрически мрежи, лв./MWh;
kp - коефициент, отразяващ разходите на обществения доставчик за доставка на балансираща енергия.
(4) Коефициентът kp, отразяващ разходите на обществения доставчик за доставка на балансираща енергия, се утвърждава от комисията по предложение на обществения доставчик.
(5) Средно претеглената цена на енергия (ЦЕПср) от активирани предложения за балансиране за период на сетълмент j се определя по формулата:
|
n |
M |
n |
M |
||||||
|
Σ |
Σ |
[ЦЕПjkl|КЕАЗ+jkl)] |
Σ |
Σ |
[(ЦЕП(j+1)kl|КЕАПО-(j+1)kl)|) ЦЕП(j-1)kl|КЕАПО-(j-1)kl) |
||||
|
k=1 |
l=1 |
k=1 |
l=1 |
||||||
|
ЦЕПсрj= |
___________________ |
+ |
___________________________________________________________________ |
(6.16), |
|||||
|
n |
КЕАПС-jk |
N |
|||||||
|
Σ |
Σ |
КЕАПС-jk |
|||||||
|
k=1 |
k=1 |
||||||||
където:
ЦЕПjkl е цената на енергия от предложение за балансиране за обект l на търговски участник k за период на сетълмент j, лв./MWh;
КЕАП+jkl - количеството енергия от активирано предложение за балансиране от обект l на търговски участник k за период на сетълмент j, MWh;
ЦЕП(j+1)kl - цената на енергия от предложение за балансиране за обект l на търговски участник k, валидно за период на сетълмент (j+1), лв./MWh;
КЕАПО+(j+1)kl - количеството енергия от активирано предложение за балансиране от обект l на търговски участник k, валидно за период на сетълмент (j+1), MWh;
ЦЕП(j-1)kl - цената на енергия от предложение за балансиране за обект l на търговски участник k, валидно за период на сетълмент (j-1), лв./MWh;
КЕАПО+(j - i)kl - количеството енергия от активирано предложение за балансиране от обект l на търговски участник k, валидно за период на сетълмент (j-1), MWh.
(6) Количеството енергия от активирано предложение за балансиране (КЕАП) за обект l на търговски участник k за период на сетълмент j се определя по формулата:
КЕАП+jkl = Капjkl КЕРПjkl (6.17),
където:
Капjkl е коефициент на тежест на активирани предложения за балансиране от обект l на търговски участник k за период на сетълмент j и се определя по формулата:
|
КЕАПС+jkl |
||
|
Капj= |
___________________ |
(6.18), |
|
КЕРПС-jkl |
||
(7) Количеството енергия от активирано предложение за балансиране (КЕАПО) от обект l на търговски участник k, валидно за период на сетълмент (j+1), се определя по формулата:
КЕАПО+(j+1)kl = Капjkl КЕРПО(j+1)kl (6.19).
(8) Количеството енергия от активирано предложение за балансиране от обект l на търговски участник k, валидно за период на сетълмент (j - 1), се определя по формулата:
КЕАПО+(j - i)kl = Капjkl КЕРПО(j-1)kl (6.20).
Чл. 84. (1) Цената на балансираща енергия за излишък (ЦЕИ) за период на сетълмент j се определя в зависимост от стойността на коефициента на участие на заявките Куз, както следва:
1. когато Кузj = [0;1],
ЦЕИj = (1 - Кузj)ЦЕГj + Кузj ЦЕЗсрj (6.21),
където:
ЦЕГj е цената на балансираща енергия, закупена от обществения доставчик за покриване на положителните небаланси на търговските участници за период на сетълмент j;
ЦЕЗсрj - средно претеглената цена на енергия от активирани заявки за балансиране за период на сетълмент j;
2. когато Кузj > 1,
ЦЕИj = ЦЕЗсрj (6.22),
(2) Коефициентът на участие на заявките за балансиране (Куз) се определя по формулата:
|
n |
|||
|
Σ |
|КЕАЗС-jk| |
||
|
K=1 |
|||
|
Кузj= |
___________________ |
(6.23), |
|
|
N |
КЕНН+jk |
||
|
Σ |
|||
|
K=1 |
|||
(3) Цената на балансираща енергия (ЦЕГ), закупена от обществения доставчик за покриване на положителните небаланси на търговските участници за период на сетълмент j, се определя по формулата:
|
ЦГj |
||
|
ЦЕГj= |
_______ |
+ ЦП (6.24), |
|
кp |
където:
ЦГj е най-ниската регулирана цена на енергия на кондензационен термичен блок на ТЕЦ, който за период на сетълмент j е произвел не по-малко от 20 MWh енергия, лв./MWh.
(4) Средно претеглената цена на енергия от активирани заявки за балансиране за период на сетълмент j (ЦЕЗср) се определя по формулата:
|
n |
M |
n |
M |
||||||
|
Σ |
Σ |
[ЦЕЗjkв|КЕАЗ-jkl)] |
Σ |
Σ |
[ЦЕЗ(j+1)kl|КЕАЗО-(j+1)kl)|) ЦЕЗ(j-1)kl|КЕАЗО-(j-1)kl) |
||||
|
k=1 |
l=1 |
k=1 |
l=1 |
||||||
|
ЦЕЗсрj= |
___________________ |
+ |
___________________________________________________________________ |
(6.25), |
|||||
|
n |
КЕАЗС-jk |
n |
|||||||
|
Σ |
Σ |
КЕАЗС-jk |
|||||||
|
k=1 |
k=1 |
||||||||
където:
ЦЕЗjkl е цената на енергия от заявка за балансиране за обект l на търговски участник k, валидна за период на сетълмент j, лв./MWh;
КЕАЗ - jkl - количеството консумирана/непроизведена енергия от активирана заявка от обект l на търговски участник k, валидна за период на сетълмент j;
ЦЕЗ(j+1)kl - цената на енергия от заявка за балансиране за обект l на търговски участник k, активирана през периода (j+1), лв./MWh;
КЕАЗО - (j+1)kl - количеството консумирана/непроизведена енергия от активирана заявка от обект l на търговски участник k за период на сетълмент j, валидна за период на сетълмент (j+1);
ЦЕЗ(j-1)kl - цената на енергия от заявка за балансиране за обект l на търговски участник k, активирана през периода (j - 1), лв./MWh;
КЕАЗО - (j - 1)kl - количеството консумирана/непроизведена енергия от активирана заявка от обект l на търговски участник k за период на сетълмент j, валидна за период на сетълмент (j - 1).
(5) Количеството консумирана/непроизведена енергия от активирана заявка (КЕАЗ) от обект l на търговски участник k за период на сетълмент j се определя по формулата:
КЕАЗ - jkl= Казjkl КЕРЗjkl (6.26),
където:
Казjkl е коефициент на тежест на активирани заявки за балансиране от обект l на търговски участник k за период на сетълмент j и се определя по формулата:
|
КЕАЗС-jkl |
||
|
Казjkl= |
___________________ |
(6.27), |
|
КЕРЗСjkl |
||
(6) Количеството консумирана/непроизведена енергия от активирана заявка (КЕАЗО) от обект l на търговски участник k за период на сетълмент j, валидна за период на сетълмент (j+1), се определя по формулата:
КЕАЗО - (j+1)kl = Казjkl КЕРЗО(j+1)kl (6.28).
(7) Количеството консумирана/непроизведена енергия от активирана заявка от обект l на търговски участник k за период на сетълмент j, валидна за период на сетълмент (j - 1)се определя по формулата:
КЕАЗО - (j - 1)kl = Каз jkl КЕРЗО(j-1)kl (6.29).
Раздел V
Изключения от общите условия за балансиране
Чл. 85. (1) Производители с частично освободена разполагаемост, продаващи енергия по регулирани и свободно договорени цени в един и същи период на сетълмент, се балансират съгласно общите условия за балансиране, като енергийните им небаланси се уреждат на пазара на балансираща енергия по следния начин:
1. в случай на излишък на енергия, когато КЕННjk > 0, количеството енергия, което съответният производител продава на пазара на балансираща енергия на цена на излишъка ЦЕИj, се определя по формулата:
КЕНН+*jk = min [КЕНН+jk, max (Emin + КЕДjk, 0)] (6.30),
където:
Emin е технически параметър, определен по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ, който представлява минимална нетна доставена енергия за час, MWh/h; когато за съответния производител не е утвърден такъв параметър, Emin се приема за нула;
2. в случай на недостиг на енергия, когато КЕННjk < 0, количеството енергия, което съответният производител купува от пазара на балансираща енергия на цена на недостига ЦЕНj, е равно на КЕНН - jk;
3. когато поне един от блоковете на производителя по ал. 1 участва във вторично регулиране на честота и обменни мощности за съответен период на сетълмент j или изпълнява диспечерско разпореждане за намаляване на изходната мощност под необходимата за покриване на количествата съгласно регистрираните му седмични графици, се приема, че КЕНН - jk е нула, т.е. съответният производител няма отрицателни небаланси.
(2) Количеството енергия, продадено през периода на сетълмент j от производителя по ал. 1 на обществения доставчик по регулирани цени, се определя съгласно формулата:
КЕРДjk = max [min (КЕИjk - Emin, КЕИjk + КЕДjk),0] (6.31).
Чл. 86. Производители с изцяло освободена разполагаемост, продаващи енергия по регулирани и свободно договорени цени в един и същ период на сетълмент, се балансират съгласно общите условия на балансиране, при спазване на следните принципи:
1. в случай на енергиен излишък, когато КЕННjk > 0, производителят продава цялото количество КЕНН+jk на обществения доставчик/снабдител по регулирани цени, т.е.:
КЕРДjk = КЕНН+jk (6.32);
2. в случай на енергиен недостиг, когато КЕННjk < 0, производителят купува цялото количество КЕНН - jk от пазара на балансираща енергия на цена на недостига.
Чл. 87. Количеството енергия от нетен небаланс на търговците на електрическа енергия се изчислява като сума от всички количества енергия според седмичните графици за доставка, като се спазва принципът на чл. 75, ал. 1 и се урежда на цените на небаланси по чл. 83 и 84.
Раздел VI
Сетълмент на оператора и обществения доставчик
Чл. 88. (1) Стойността на задълженията на оператора за закупена балансираща енергия от активирани предложения за балансиране (ЗКЕАП)за период на сетълмент j се определя по следната формула:
|
n |
m |
n |
m |
|||
|
ЗКЕАПj= |
Σ |
Σ |
(ЦЕПjklКЕАП+jkl)+ |
Σ |
Σ |
[(ЦЕП(j+1)klКЕАПО+(j+1)kl)+ (ЦЕП(j-1)klКЕАПО+(j-1)kl)] (6.33) |
|
k=1 |
l=1 |
k=1 |
l=1 |
(2) Стойността на задълженията на оператора за закупени енергийни излишъци на търговските участници (ЗКЕНН+) по чл. 80, ал. 2, т. 2 се определя по следната формула:
|
n |
||
|
ЗКЕНН+j= |
Σ |
(ЦЕИjКЕНН+jk) (6.34) |
|
k=1 |
.
(3) Стойността на задълженията на оператора за закупена балансираща енергия от обществения доставчик (ЗКБЕНП), когато Купj = [0;1], съгласно чл. 83, ал. 1, т. 1, се определя по следната формула:
|
n |
|||
|
ЗКБЕНПj= |
(1-Купj) |
Σ |
(ЦЕМj|КЕНН-jk|) (6.35) |
|
k=1 |
(4) Стойността на задълженията на оператора за закупени енергийни излишъци на обществения доставчик (ЗКБЕИЗ), когато Кузj > 1, съгласно чл. 84, ал.1, т. 2, се определя по следната формула:
|
n |
|||
|
ЗКБЕИЗj= |
(Кузj-1) |
Σ |
(ЦЕЗсрjКЕНН+jk) (6.36) |
|
k=1 |
Чл. 89. (1) Стойността на вземанията на оператора от продадена балансираща енергия от активирани заявки за балансиране (ВКЕАЗ) се определя по следната формула:
|
n |
m |
n |
m |
||||
|
БКЕАЗj= |
Σ |
Σ |
[(ЦЕЗjkl|КЕАЗ-jkl|)] + |
Σ |
Σ |
[(ЦЕЗ(j+1)kl|КЕАЗО-(j-1)kl|) + (ЦЕЗ(j-1)kl|КЕАЗО-(j-1)kl|)] |
(6.37) |
|
k=1 |
l=1 |
k=1 |
l=1 |
(2) Стойността на вземанията на оператора от продадена балансираща енергия за покриване на енергийния недостиг на търговските участници (ВКЕНН-) по чл. 80, ал. 2, т. 2 се определя по следната формула:
|
n |
||
|
БКЕНН-j= |
Σ |
(ЦЕНj|КЕНН-jk|) (6.38) |
|
k=1 |
(3) Стойността на вземанията на оператора от продадена балансираща енергия за покриване на енергийния недостиг на обществения доставчик (ВКБЕИП), когато Куп > 1, съгласно чл. 83, ал. 1, т. 2, се определя по следната формула:
|
n |
|||
|
ВКБЕИПj= |
(Купj-1) |
Σ |
(ЦЕПсрj|КЕНН-jk|) (6.39) |
|
k=1 |
(4) Стойността на вземанията на оператора от продадена балансираща енергия на обществения доставчик за покриване на некомпенсираните енергийни излишъци на търговските участници (ВКБЕНЗ), когато Куз = [0;1], съгласно чл. 84, ал. 1, т. 1, се определя по следната формула:
|
n |
|||
|
ВКБЕНЗj= |
(1-Кузj) |
Σ |
(ЦЕГjКЕНН+jk) (6.40) |
|
k=1 |
Чл. 90. За всеки период на сетълмент сумата от вземанията на оператора е равна на сумата от задълженията му.
Раздел VII
Сетълмент на търговските участници
Чл. 91. (1) Стойността на задълженията на търговски участник за покриване на енергийния му недостиг (ЗКЕНН-) по чл. 80, ал. 2, т. 2 се определя по следната формула:
|
ЗКЕНН-jk= |
(ЦЕНj|КЕНН-jk|) (6.41) |
(2) Стойността на задълженията на търговски участник от закупена енергия по активирани заявки за балансиране (ЗКЕАЗ) се определя по следната формула:
|
m |
m |
||||
|
ЗКЕАЗj= |
Σ |
[ЦЕЗjkl|КЕАЗ-jkl|] + |
Σ |
[(ЦЕЗ(j+1)kl|КЕАЗО-(j+1)kl|) + (ЦЕЗ(j-1)kl|КЕАЗО-(j-1)kl|)] |
(6.42) |
|
l=1 |
l=1 |
Чл. 92. (1) Стойността на вземанията на търговски участник от енергиен излишък (ВКЕНН+), съгласно чл. 80, ал. 2, т. 1, се определя по следната формула:
БКЕНН-jk= (ЦЕИj КЕНН+jk) (6.43).
(2) Стойността на вземанията на търговски участник от активирани предложения за балансиране (ВКЕАП)се определя по следната формула:
|
m |
m |
||||
|
БКЕАПjk= |
Σ |
[ЦЕПjklКЕАП-jkl] + |
Σ |
[(ЦЕП(j+1)klКЕАПО-(j+1)kl) + (ЦЕП(j-1)klКЕАПО-(j-1)kl|)] |
(6.44) |
|
l=1 |
l=1 |
Глава седма
ФАКТУРИРАНЕ И ПЛАЩАНЕ
Раздел I
Общи положения
Чл. 93. (1) Сделките с балансираща енергия за периода от първо до петнадесето число на месеца включително се приемат за осъществени на петнадесето число от календарния месец, а за периода от шестнадесето число до последния ден на месеца включително - в последния ден на календарния месец.
(2) Сделките за пренос на електрическа енергия се приемат за осъществени в последния ден на календарния месец.
Чл. 94. Операторът изготвя дневни и обобщени извлечения за сетълмент за сделките с балансираща енергия и справки за количествата пренесена електрическа енергия.
Раздел II
Дневни извлечения за сетълмент
Чл. 95. (1) Дневните извлечения за сетълмент съдържат информация за календарен ден, разглеждан като последователност от периоди на сетълмент.
(2) Формата и информацията в дневното извлечение за сетълмент за отделните категории търговски участници се определя от оператора.
Чл. 96. (1) Дневните извлечения за сетълмент на търговските участници съдържат следната информация:
1. дата на изготвяне и изпращане на извлечението;
2. дата, за която се отнася извлечението;
3. идентификационен номер на търговския участник;
4. договорени количества електрическа енергия за всеки период на сетълмент съгласно регистрираните графици за доставка по договорите, MWh;
5. разпоредено количество електрическа енергия от активирани предложения и заявки за балансиране на търговския участник от оператора по периоди на сетълмент, MWh;
6. нетно количество електрическа енергия от активирани предложения и заявки за балансиране по периоди на сетълмент, MWh;
7. цена на енергия от активираните предложения и заявки за балансиране, лв./MWh;
8. вземания от активирани предложения за балансиране и задължения за активирани заявки за балансиране, лв.;
9. измерени количества електрическа енергия за всеки период на сетълмент, MWh;
10. нетен небаланс за всеки период на сетълмент, MWh;
11. цена на недостиг и цена на излишък, лв./MWh;
12. стойност на задълженията на търговския участник към оператора по периоди на сетълмент, лв.;
13. стойност на вземанията на търговския участник от оператора по периоди на сетълмент, лв.;
14. нетна финансова позиция на търговския участник общо за деня, за който извлечението се отнася, лв.;
15. нетна финансова позиция от началото на отчетния период до деня, за който извлечението се отнася, лв.;
16. непогасени задължения към оператора за минали периоди, лв.;
17. размер на гаранционния депозит в специалната сметка към деня, за който извлечението се отнася, лв.;
18. информация за коефициентите Куп и Куз.
(2) Дневните извлечения за сетълмент на производители, чиято разполагаемост е частично освободена по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ, съдържат следната информация:
1. дата на изготвяне и изпращане на извлечението;
2. дата, за която се отнася извлечението;
3. идентификационен номер на производителя;
4. измерено количество нетна електрическа енергия за всеки период на сетълмент, MWh;
5. количество електрическа енергия, продадено съгласно регистрираните графици за доставка, MWh;
6. количество електрическа енергия, продадено на обществения доставчик по регулирани цени, МWh;
7. количество електрическа енергия, продадено на обществения доставчик по силата на договор под условие, MWh;
8. минимална и максимална нетна енергия за договаряне при свободно договорени цени съгласно решението на комисията по чл. 21, т. 17 ЗЕ, MWh;
9. нетен небаланс за всеки период на сетълмент, MWh;
10. цена на балансиращата енергия за излишък и недостиг, лв./MWh;
11. обща стойност на вземанията от оператора и задълженията към оператора, лв.
Чл. 97. Дневните извлечения за сетълмент на обществения доставчик съдържат следната информация:
1. сумарно количество енергия от нетни положителни небаланси на търговските участници по периоди на сетълмент, MWh;
2. сумарно количество енергия от нетни отрицателни небаланси на търговските участници по периоди на сетълмент, MWh;
3. сумарно количество балансираща енергия от активирани предложения за балансиране и заявки за балансиране по периоди на сетълмент, MWh;
4. коефициенти Куп и Куз по периоди на сетълмент;
5. количество продадена балансираща енергия за покриване на отрицателните небаланси на търговските участници, когато Куп=[0;1], MWh;
6. цена на балансираща енергия, доставена от обществения доставчик (ЦЕМ), лв./MWh;
7. стойност на вземанията от оператора за продадена балансираща енергия, лв.;
8. количество закупена балансираща енергия за покриване на положителните небаланси на търговските участници, когато Куз=[0;1], MWh;
9. цена на балансираща енергия, закупена от обществения доставчик (ЦЕГ), лв./MWh;
10. стойност на задълженията към оператора за закупени енергийни излишъци на търговските участници, лв.;
11. количество закупена балансираща енергия за покриване на недостиг на обществения доставчик, когато Куп>1, MWh;
12. цена на балансираща енергия за недостиг (ЦЕН), лв./MWh;
13. стойност на задълженията към оператора за закупена балансираща енергия за покриване на недостиг на обществения доставчик, лв.;
14. количество продадена балансираща енергия от излишък на обществения доставчик, когато Куз>1, MWh;
15. цена на балансираща енергия за недостиг (ЦЕИ), лв./MWh;
16. стойност на вземанията от оператора за продадена балансираща енергия от излишък на обществения доставчик, лв.;
17. обща сума на вземанията от оператора за деня, лв.;
18. обща сума на задълженията към оператора за деня, лв.;
19. нетна финансова позиция за деня, за който извлечението се отнася, лв.;
20. дата на изготвяне и изпращане на извлечението и дата, за която то се отнася.
Чл. 98. (1) Операторът изпраща на търговските участници и на обществения доставчик дневно извлечение за сетълмент в срок 3 работни дни след деня, за който се отнася.
(2) При липса на данни, необходими за изготвяне на дневното извлечение в срока по ал. 1, не по вина на оператора, извлечението се издава в рамките на 3 работни дни от момента на тяхното получаване, но не по-късно от 3 дни след края на отчетния период по чл. 93, ал. 1.
Чл. 99. Търговските участници и общественият доставчик имат право да оспорят дневно извлечение в рамките на два работни дни от получаването му.
Раздел III
Обобщени извлечения за сетълмент
Чл. 100. Обобщените извлечения за сетълмент съдържат информация за всички дни от периода, за който се отнасят.
Чл. 101. Обобщените извлечения за сетълмент на търговските участници съдържат следната информация:
1. дата на изготвяне и изпращане на извлечението;
2. период, за който се отнася извлечението;
3. идентификационен номер на търговския участник;
4. договорени количества енергия за всеки ден от периода, за който извлечението се отнася, съгласно регистрираните графици за доставка по договорите, MWh;
5. нетно количество електрическа енергия от активирани предложения за балансиране за всеки ден от периода, MWh;
6. нетно количество електрическа енергия от активирани заявки за балансиране за всеки ден от периода, MWh;
7. вземания по активирани предложения за балансиране и задължения по активирани заявки за балансиране за всеки ден от периода, лв.;
8. измерени количества електрическа енергия за всеки ден от периода, MWh;
9. обща стойност на задълженията на търговския участник към оператора за съответните дни от периода, лв.;
10. обща стойност на вземанията на търговския участник от оператора за съответните дни от периода, лв.;
11. нетна финансова позиция за периода, лв.;
12. размер на гаранционния депозит по специалната сметка към последния ден на периода, за който извлечението се отнася, лв.;
13. нетни положителни и отрицателни небаланси, MWh.
Чл. 102. (1) Обобщените извлечения за сетълмент на обществения доставчик съдържат следната информация:
1. дата на изготвяне и изпращане на извлечението;
2. период, за който се отнася извлечението;
3. сумарно количество енергия от нетни положителни небаланси на търговските участници за всеки ден от периода, MWh;
4. сумарно количество енергия от нетни отрицателни небаланси на търговските участници за всеки ден от периода, MWh;
5. сумарно количество балансираща енергия от активирани предложения за балансиране и заявки за балансиране за всеки ден от периода, MWh;
6. количество продадена балансираща енергия за покриване на отрицателните небаланси на търговските участници, MWh;
7. стойност на вземанията от оператора за продадена балансираща енергия, лв.;
8. количество закупена балансираща енергия за покриване на положителните небаланси на търговските участници, MWh;
9. стойност на задълженията към оператора за закупени енергийни излишъци на търговските участници, лв.;
10. количество закупена балансираща енергия за покриване на недостиг на обществения доставчик, MWh;
11. задължения към оператора за закупена балансираща енергия за покриване на недостиг на обществения доставчик, лв.;
12. количество продадена балансираща енергия от излишък на обществения доставчик, MWh;
13. вземания от оператора за продадена балансираща енергия от излишък на обществения доставчик, лв.;
14. обща сума на вземанията от оператора за периода, лв.;
15. обща сума на задълженията към оператора за периода, лв.;
16. нетна финансова позиция за периода, за който извлечението се отнася, лв.
(2) Обобщените извлечения за сетълмент на производители, чиято разполагаемост е частично освободена по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ, съдържат:
1. дата на изготвяне и изпращане на извлечението;
2. период, за който се отнася извлечението;
3. количество нетна измерена електрическа енергия за всеки ден от периода, MWh;
4. количество електрическа енергия, продадено за всеки ден от периода, съгласно регистрираните графици за доставка, MWh;
5. количество електрическа енергия, продадено на обществения доставчик по регулирани цени за всеки ден от периода, МWh;
6. количество електрическа енергия, продадено на обществения доставчик по силата на договор под условие, МWh;
7. нетен небаланс за всеки ден от периода, лв.;
8. обща стойност на вземанията и задълженията, лв.
Чл. 103. (1) Обобщените извлечения за сетълмент се изпращат от оператора на търговските участници и на обществения доставчик в рамките на 3 работни дни след последния ден на периода, за който извлечението се отнася.
(2) Търговските участници и общественият доставчик имат право да оспорят обобщеното извлечение за сетълмент не по-късно от един работен ден след получаването му по ал. 1.
Раздел IV
Определяне на количествата пренесена електрическа енергия, за които се дължи цена за пренос
Чл. 104. (1) Производителите на електрическа енергия сключват договори за пренос на електрическа енергия с преносното и/или разпределителното предприятие съгласно чл. 104, ал. 1 ЗЕ.
(2) Цената за пренос се определя от комисията съгласно Наредбата за регулиране на цените на електрическата енергия и се заплаща от производителите веднъж месечно върху:
1. измерените количества електрическа енергия, когато се отнасят за производители, които доставят енергия само по свободно договорени цени;
2. количествата електрическа енергия от седмичните графици за доставка по договорите съгласно чл. 24, ал.1, когато се отнасят за производителите по чл. 85;
3. количествата балансираща енергия, продадена на балансиращия пазар, и количествата електрическа енергия от седмичните графици за доставка по договорите съгласно чл. 24, ал.1, когато се отнасят до производителите по чл. 86;
4. количеството енергия, произведено за покриване на потреблението на собствени обекти.
(3) В срок до 4 дни от изтичане на календарния месец операторът изготвя и изпраща на търговския участник справка за количествата пренесена електрическа енергия по ал. 2 за същия период.
(4) Търговският участник може да оспори справката по ал. 3 в срок един работен ден от получаването є.
Раздел V
Фактуриране
Чл. 105. (1) Фактури за балансираща енергия се издават от преносното предприятие (оператора), търговските участници и обществения доставчик за количеството балансираща енергия, което са продали за съответния отчетен период.
(2) Фактурите за балансираща енергия се издават съгласно дневните и обобщените извлечения за сетълмент.
(3) Дневните и обобщените извлечения за сетълмент са неразделна част от издаваните фактури.
(4) Фактурите за пренос се издават от преносното предприятие на търговските участници (производители) за количествата съгласно справката по чл. 104, ал. 3.
(5) Справките по чл. 104, ал. 3 са неразделна част от издаваните фактури.
(6) Фактурите съдържат посочените в Закона за счетоводството и Закона за данък добавена стойност реквизити.
(7) Фактурирането се извършва съгласно изискванията на Закона за данък добавена стойност.
Чл. 106. (1) Срокът за плащане на задължения на търговските участници и на обществения доставчик към преносното предприятие (оператора) за закупена балансираща енергия е 10 работни дни, считано от деня на издаване на фактурите.
(2) Срокът за плащане на задължения на производителите към преносното предприятие за предоставената услуга по пренос на електрическа енергия е 10 работни дни, считано от деня на издаване на фактурите.
(3) Срокът за плащане на задълженията на преносното предприятие (оператора) към търговските участници и обществения доставчик за закупена балансираща енергия е 15 работни дни, считано от деня на издаване на фактурите.
Раздел VI
Оспорвания и рекапитулация
Чл. 107. При оспорване на извлечения за сетълмент и/или справката по чл. 104, ал. 3 операторът проверява информацията, изпратена от търговските участници или обществения доставчик, в рамките на два работни дни и:
1. приема оспорването и издава ново извлечение за сетълмент и/или справка, което се изпраща и потвърждава в рамките на два работни дни от получаване на известието за оспорване;
2. не приема оспорването и информира оспорващата страна в рамките на два работни дни от получаване на известието за оспорване.
Чл. 108. В случай че спорът по чл. 107 не е разрешен към датата на издаване на фактурите, последните се издават на основание на оспорваното извлечение/справка.
Чл. 109. Когато спорът не е уреден доброволно между страните, той се решава по реда на глава тринадесета.
Чл. 110. (1) След разрешаването на спор операторът издава нови извлечения за сетълмент и/или справки за количествата пренесена електрическа енергия.
(2) При промяна на данъчната основа, за която е била издадена фактура, след разрешаване на спора се издава съответно данъчно дебитно или кредитно известие.
(3) Задълженията по издадените дебитни или кредитни известия се плащат в срока по чл. 106.
Чл. 111. Рекапитулация трябва да бъде извършвана при промяна на данните за сетълмент със задна дата, дължаща се на неточности при отчитане, обработка и валидиране на информацията от средствата за търговско измерване, технически грешки при извършването на сетълмента или изменения в нормативната уредба.
Чл. 112. (1) За всички минали периоди на сетълмент, за които се налага промяна на данните, операторът извършва повторен сетълмент и изпраща на търговските участници и обществения доставчик коригирани дневни и обобщени извлечения за сетълмент и ако е необходимо, справки за количествата пренесена електрическа енергия.
(2) Операторът уведомява всички засегнати страни за причините за извършване на повторен сетълмент.
(3) В случаите, когато рекапитулацията е извършена за период, за който вече е издадена фактура, страните по сделките с балансираща енергия и по сделките за пренос издават кредитно или дебитно известие въз основа на коригираните дневни и обобщени извлечения за сетълмент или на справки за количествата пренесена електрическа енергия.
Глава осма
ГАРАНТИРАНЕ НА СДЕЛКИТЕ
Раздел I
Гарантиране на сделките с балансираща енергия
Чл. 113. Търговските участници предоставят в полза на оператора гаранционно обезпечение за сделките, сключвани на пазара на балансираща енергия.
Чл. 114. (1) Обезпечението по чл. 113 представлява гаранционен депозит, внесен по специална сметка при банката, която обслужва всички специални сметки, открити в изпълнение на тези правила.
(2) Размерът на депозита и обслужващата банка се определят от оператора.
(3) От специалната сметка могат да бъдат извършвани плащания само в полза на оператора по негово искане и при условията на тези правила, както и да бъдат удържани дължимите комисиони на банката.
(4) При условие че титулярът не погаси свое задължение към оператора в срока, посочен в чл. 106, операторът получава правото при първо свое писмено искане до банката да инкасира от специалната сметка на участника дължимата от него сума и натрупаната лихва.
Чл. 115. За откриването и обслужването на специалните сметки се сключва договор между банката, оператора и търговския участник.
Раздел II
Размер на гаранционния депозит
Чл. 116. (1) При първоначална регистрация на пазара на балансираща енергия операторът определя размера на гаранционния депозит (ДН) по формулата:
ДНk = КН . ЕРk . ЦР (8.1),
където:
ДНk е първоначалният гаранционен депозит на участник k, лв.;
КН - коефициентът на обезпечаване при първоначалния гаранционен депозит за групата търговски участници;
ЕРk - базовото количество електрическа енергия за определяне на първоначалния гаранционен депозит на участник k, МWh;
ЦР - регулираната цена на енергия за дневна зона за потребители високо напрежение, лв./МWh.
(2) Стойностите на коефициента на обезпечаване (КН) са:
1. за привилегировани потребители - 0,05;
2. за производители, чиято разполагаемост е напълно освободена по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ - 0,03;
3. за производители, чиято разполагаемост е частично освободена по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ - 0,006;
4. за търговци - 1,0.
(3) Базовото количество електрическа енергия (ЕР) за отделните групи търговски участници е:
1. за привилегировани потребители - най-голямото месечно количество потребена електрическа енергия за последните 3 календарни месеца, предхождащи регистрацията;
2. за производители, чиято разполагаемост е напълно освободена по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ - най-голямото месечно количество произведена електрическа енергия за последните 3 календарни месеца, предхождащи регистрацията;
3. за производители, чиято разполагаемост е частично освободена по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ - освободеното средномесечно количество енергия;
4. за търговци - 250 MWh.
Раздел III
Актуализиране на сумата по гаранционния депозит в специалните сметки
Чл. 117. (1) Операторът извършва актуализация на размера на гаранционния депозит два пъти годишно - през януари и юли.
(2) Актуализация на първоначалния гаранционен депозит на търговски участник се извършва след изтичане на минимум 6 последователни календарни месеца, през които участникът е сключвал сделки с балансираща енергия.
(3) Размерът на актуализирания гаранционен депозит (ДА) се определя по формулата:
ДАk = ННk + (КА . ЕДk . ЦР) (8.2),
където:
ДАk е актуализираният гаранционен депозит на участник k, лв.;
ННk - най-голямата положителна разлика между общата сума на задълженията и общата сума на вземанията за съответния период от обобщените извлечения за сетълмент на участник k през последните 3 месеца, лв.;
КА - коефициентът на обезпечаване при актуализиране на гаранционния депозит на групата търговски участници;
ЕДk - базовото количество електрическа енергия за определяне на актуализирания гаранционен депозит на участник k, МWh.
(4) Стойностите на коефициента на обезпечаване (КА) са:
1. за привилегировани потребители - 0,025;
2. за производители, чиято разполагаемост е напълно освободена по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ - 0,015;
3. за производители, чиято разполагаемост е частично освободена по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ - 0,003;
4. за търговци - 0,04.
(5) Базовото количество електрическа енергия (ЕД) за отделните групи търговски участници е:
1. за привилегировани потребители - най-голямото месечно количество потребена електрическа енергия за последните три календарни месеца, предхождащи актуализацията;
2. за производители, чиято разполагаемост е напълно освободена по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ - най-голямото месечно количество произведена електрическа енергия за последните 3 календарни месеца, предхождащи актуализацията;
3. за производители, чиято разполагаемост е частично освободена по реда на чл. 21, т. 17 ЗЕ - освободеното средномесечно количество енергия;
4. за търговци - най-голямото месечно количество продадена електрическа енергия от регистрираните седмични графици за доставка за последните 3 календарни месеца, предхождащи актуализацията.
Чл. 118. Операторът ще изисква промяна на сумата по гаранционния депозит, в случай че след извършване на актуализацията по чл. 117 разликата между депозираната и актуализираната сума надхвърля 5 % от депозираната сума.
Чл. 119. (1) Операторът изпраща писмено известие на търговския участник и банката за размера на дължимия гаранционен депозит съгласно чл. 117.
(2) Договорът между банката, оператора и търговския участник се анексира съгласно новите условия в срок 3 работни дни от известието по ал. 1.
(3) Търговският участник е длъжен да допълни гаранционния си депозит до 5 работни дни от анексирането на договора по ал. 2.
(4) Операторът е длъжен да нареди на банката освобождаване на сумата, надхвърляща актуализираната, до 5 работни дни от анексирането на договора по ал. 2.
Раздел IV
Условия за използване и възстановяване на средства от специалните сметки
Чл. 120. (1) В случай че търговски участник не изплати в срок задължение, фактурирано по чл. 105, ал. 1, операторът изпраща платежно искане за незабавно инкасо до банката в първия работен ден след датата на падежа по фактурата.
(2) Банката задължава специалната сметка на търговския участник и заверява сметката на оператора със сумата по фактурата и натрупаната лихва съгласно договора по чл. 115.
(3) Задължението на търговския участник към оператора се счита за погасено след заверяване на сметката на оператора по ал. 2.
Чл. 121. (1) Операторът информира писмено търговския участник за сумата в искането до банката в деня на изпращането му по чл. 120.
(2) Банката информира оператора и търговския участник за движението по специалната сметка по начин и в срокове съгласно договора по чл. 115.
Чл. 122. (1) Търговските участници са длъжни да поддържат определения от оператора гаранционен депозит в специалните сметки, както и суми за покриване на таксите към банката по обслужване на тези сметки.
(2) Търговските участници са длъжни да възстановят средствата по специалните сметки, използвани от оператора по чл. 120 в рамките на два работни дни, считано от момента на задължаване на специалните им сметки.
Раздел V
Гарантиране на сделките за пренос
Чл. 123. (1) Производителите, сключили договор за пренос, предоставят в полза на преносното предприятие обезпечение за заплащане на дължимите суми за пренос.
(2) За обезпечаване на плащането на дължимите суми за пренос производителят при сключване на договора издава в полза на преносното предприятие запис на заповед без право на джиро и без протест. Издаденият запис на заповед е приложение и неразделна част от договора за пренос.
(3) Размерът на записа на заповед се определя от преносното предприятие.
Чл. 124. (1) При сключването на договора за пренос преносното предприятие определя размера на сумата по записа на заповед по следната формула:
ЗПk = ЦП . КПЕk (8.3),
където:
ЗПk е стойността, за която участник k издава запис на заповед, лв.;
ЦП - определената от комисията цена за пренос на електрическа енергия по електропреносната мрежа, лв./МWh;
КПЕk - базовото количество пренесена електрическа енергия за участник k, МWh.
(2) Количеството пренесена енергия (КПЕ) се определя, както следва:
1. производителите, които не участват в сделки по свободно договорени цени и снабдяват с електрическа енергия само собствени обекти - средномесечното количество потребена електрическа енергия от декларираните по чл. 6, ал. 2, т. 2 обекти за предходната календарна година, МWh;
2. за производителите, които нямат договор с обществения доставчик - средномесечното произведено количество електрическа енергия от декларираните по чл. 6, ал. 2, т. 1 обекти за предходната календарна година, МWh;
3. за производителите по чл. 85 - освободеното средномесечно количество електрическа енергия за производител k, определено на база на освободената от комисията квота за договаряне при свободно договорени цени, МWh.
Чл. 125. (1) Размерът на записа на заповед или обезпечението подлежи на изменение при изменение на цената за пренос в срок 10 дни от обявяване на решението на комисията. В случай че се издава нов запис на заповед за цялата сума, преносното предприятие връща на производителя първоначалния запис на заповед.
(2) Преносното предприятие има правото да предяви записа на заповед и да се удовлетвори от него след изтичане на 15 дни от настъпване на падежа по фактура за пренос.
(3) След погасяване на задължението по записа на заповед се издава нов запис на заповед в рамките на 10 дни от удовлетворяването на преносното предприятие.
(4) При прекратяване на договора за пренос и в случай че производителят няма дължими суми към преносното предприятие, същото връща записа на заповед при подписването на протокола за прекратяване на договора.
Глава девета
ОТСТРАНЯВАНЕ. ПРАВИЛА ЗА ОТСТРАНЯВАНЕ ОТ ПАЗАРА НА БАЛАНСИРАЩА ЕНЕРГИЯ
Раздел I
Действия на оператора при невъзстановяване в срок на сумите по специалните сметки
Чл. 126. (1) При неизпълнение на задълженията по чл. 122, ал. 2 операторът изпраща писмено предизвестие за отстраняване на търговския участник, когато нетната финансова позиция на търговския участник е отрицателна и достигне 50 % от остатъка по специалната сметка.
(2) С предизвестието по ал. 1 операторът дава срок 24 часа на търговския участник да възстанови необходимия размер на гаранционния депозит.
(3) При невъзстановяване на гаранционния депозит в срока по ал. 2 операторът отстранява търговския участник от пазара на балансираща енергия.
(4) Търговски участник, който не изпълни задълженията си по чл. 122, ал. 2, но не са настъпили другите условия по ал. 1, не се отстранява от пазара на балансираща енергия до 30 дни от задължаване на специалната му сметка.
(5) След изтичане на срока по ал. 4 и в случай че гаранционният депозит не е възстановен до определения размер, търговският участник се отстранява от пазара на балансираща енергия.
Раздел II
Отстраняване на производител при неплащане на задължение по фактура за пренос на електрическа енергия
Чл. 127. При неплащане на задължение по фактура за пренос на електрическа енергия в срока по чл. 106, ал. 2 операторът отстранява принудително от пазара на балансираща енергия производител с 30-дневно писмено предизвестие, като се прилагат разпоредбите на чл. 128 и 129.
Раздел III
Последици при отстраняване на търговски участник от пазара на балансираща енергия
Чл. 128. Когато търговски участник бъде принудително отстранен от пазара на балансираща енергия, регистрираните от оператора до този момент седмични графици за доставка с негово участие се анулират за периодите, следващи момента на отстраняване от пазара.
Чл. 129. (1) Операторът уведомява търговските участници, обществения доставчик и банката за отстраняването на участник от пазара на балансираща енергия до 16 ч. два дни преди датата на отстраняването.
(2) Отстраняването се прилага от 0,00 ч. на деня на отстраняване.
(3) В уведомлението за отстраняване по ал. 1 операторът посочва:
1. име и идентификационен номер на участника;
2. дата на отстраняване;
3. кодови номера на регистрираните седмични графици за доставка, които се анулират.
Чл. 130. (1) При отстраняване на търговски участник от пазара на балансираща енергия по чл. 126, 127 или 132 операторът издава дневни извлечения за сетълмент включително до деня, предхождащ отстраняването, обобщено извлечение за сетълмент и справка за количествата пренесена електрическа енергия за периода от издаване на последната фактура до деня, предхождащ отстраняването на търговския участник.
(2) Преносното предприятие (операторът) и търговският участник извършват фактуриране съгласно чл. 105.
(3) Плащането по фактурите е в сроковете, посочени в чл. 106.
(4) Преносното предприятие (операторът) има право да усвои от гаранционния депозит стойността на непогасеното задължение на търговския участник към него и натрупаната лихва.
(5) Преносното предприятие има право да се удовлетвори по записа на заповед, съгласно чл. 125, до размера на задължението и натрупана лихва.
(6) Непогасените задължения между страните се уреждат по съдебен ред.
Чл. 131. Операторът дава нареждане на банката за освобождаване на остатъка по специалната сметка след приспадането на:
1. стойността на всички задължения на търговския участник към оператора, включително и натрупаните лихви във връзка с участието му на пазара на балансираща енергия;
2. таксите и комисионите на банката във връзка с обслужването и закриването на специалната сметка на търговския участник.
Раздел IV
Други случаи на отстраняване на търговски участник
Чл. 132. Търговски участник, за който е открито производство по несъстоятелност или е започнато производство по ликвидация по смисъла на Търговския закон, се отстранява от пазара на балансираща енергия до 3 дни от обявяване на решението на съда за откриване на производство по несъстоятелност или решението на дружеството за започване на производство по ликвидация.
Глава десета
КОМУНИКАЦИИ. ОБМЕН НА ИНФОРМАЦИЯ
Раздел I
Обмен на данни
Чл. 133. (1) Търговските участници са длъжни да осигурят комуникационно и компютърно оборудване за електронен обмен на данни с оператора.
(2) Средствата за обмен на информация за целите на работа на пазара, осигурявани от търговските участници, трябва да бъдат одобрени от оператора.
(3) Търговските участници инсталират и поддържат за своя сметка техническото оборудване по ал. 1 и необходимите софтуерни средства за електронен обмен на данни с оператора.
Чл. 134. (1) Операторът осигурява компютърна и комуникационна сигурност на информацията, свързана с дейността на пазара.
(2) Правата за достъп до информацията по ал. 1 се дават и контролират от оператора, като достъпът се разрешава след идентификация и автентификация на търговския участник.
(3) Търговските участници носят отговорност за опазване на паролите за права за достъп до информацията.
Чл. 135. Операторът информира търговските участници за препоръчителни стандарти и определя задължителни средства за сигурност и защита на информацията.
Чл. 136. (1) Всеки търговски участник отговаря за осигуряването и поддръжката на телефонна връзка и факс.
(2) Разходите по ал. 1 са за сметка на търговския участник.
Чл. 137. Данните и съобщенията във връзка с дейността на пазара трябва да бъдат предавани на ръка или изпращани по поща, телекс, телефакс, електронна поща или интернет.
Чл. 138. Данните и известията, предавани към оператора, се адресират до лицето и на адреса, посочени от него на търговските участници за такива цели.
Чл. 139. Данните и известията, предавани от оператора към търговските участници, се адресират до упълномощения от участника представител на адреса, съобщен от търговския участник при регистрацията.
Чл. 140. Операторът третира търговската информация, свързана с пазара, като поверителна в съответствие с чл. 114 ЗЕ.
Раздел II
Предоставяне на данни и срокове
Чл. 141. (1) Всеки търговски участник упълномощава определено лице да изпълнява функциите на координатор по отношение на обмена на данни за дейността на търговския участник в пазара на балансираща енергия.
(2) Операторът трябва да има възможност за влизане във връзка с координатора по всяко време.
(3) Търговският участник има право в определени случаи да посочва други лица за координатори.
Чл. 142. (1) Информацията, която не е свързана с оперативното управление на обектите на търговските участници в електроенергийната система, се обменя в работни дни.
(2) В случаите, когато почивните дни са повече от два последователни, всеки трети пореден почивен ден се разглежда като работен, освен в случаите на ал. 3 и чл. 73, ал. 2.
(3) В случаите, когато сряда и/или четвъртък са неработни дни, процесът по регистрация на графиците за доставка се извършва както в работни дни.
Глава единадесета
ДАННИ ЗА ПАЗАРА
Раздел I
Регистри
Чл. 143. Операторът изготвя, поддържа и периодично публикува обща и специализирана информация за дейността на пазара на балансираща енергия и сделките по свободно договорени цени.
Чл. 144. Операторът създава и поддържа електронни регистри и архив на:
1. търговски участници;
2. подадени, регистрирани, отхвърлени и оттеглени известия за регистриране на седмични графици за доставка;
3. количества електрическа енергия, търгувана чрез договори при свободно договорени цени;
4. физически данни и характеристики на обектите на търговските участници;
5. подадени, отхвърлени и приети предложения и заявки на пазара на балансираща енергия;
6. разпореждания на оператора за активиране на предложения и заявки;
7. разпореждания за прекъсване на дейността на пазара при аварийни ситуации;
8. данни от измерването на електрическата енергия на търговските участници;
9. данни от извлеченията за сетълмент;
10. гаранционни депозити на търговските участници;
11. движение на парични потоци между оператора, търговските участници и обществения доставчик.
Раздел II
Общодостъпна и специализирана информация
Чл. 145. Операторът предоставя общодостъпна информация за дейността на пазара, включваща:
1. актуален списък на търговските участници;
2. общо количество електрическа енергия, търгувано при свободно договорени цени по периоди на сетълмент дневно, седмично, месечно и годишно;
3. цени на балансираща енергия за минали периоди на сетълмент.
Чл. 146. Операторът предоставя на всеки търговски участник достъп до информация, отнасяща се до неговото участие на пазара, в срокове и съдържание, както следва:
1. регистрирани седмични графици за доставка - до 16 ч. на всеки четвъртък;
2. регистрирани предложения и заявки - до 15 ч. в деня, предхождащ датата, за която се отнасят;
3. разпореждания във връзка с активиране на предложения и заявки на търговския участник - до 18 ч. на втория работен ден след датата на диспечиране;
4. дневни извлечения за сетълмент - до 18 ч. на третия работен ден след датата на диспечиране.
Раздел III
Отчетна информация
Чл. 147. Операторът изготвя и предоставя на комисията специализирани отчети, обхващащи месечни и едногодишни периоди от дейността на пазара, съдържащи информация за:
1. търговски участници на пазара и търгувани от тях количества енергия по свободно договорени цени;
2. общо количество енергия, търгувано по свободно договорени цени;
3. цени на балансираща енергия за излишък и за недостиг - минимални, максимални и средни;
4. сетълмент на оператора;
5. друга информация, поискана от комисията.
Чл. 148. Операторът изготвя други отчети за дейността на пазара на балансираща енергия и сделките по свободно договорени цени по искане на други компетентни държавни органи.
Раздел IV
Период за съхранение и поверителност на информацията
Чл. 149. Данните се съхраняват в база данни на оператора 7 години.
Чл. 150. Всички данни с изключение на общодостъпната информация са поверителни и подлежат на защита в съответствие с чл. 114 ЗЕ.
Глава дванадесета
АВАРИЙНИ СИТУАЦИИ
Раздел I
Процедури при прекъсване на пазара
Чл. 151. В случаите по чл. 73, ал. 1, т. 1 - 5 ЗЕ операторът има право да извърши прекъсване на пазара при аварийни ситуации (ППАС), като прекъсне частично или напълно работата му чрез промяна на количествата електрическа енергия по регистрираните графици за доставка съобразно конкретната ситуация в електроенергийната система.
Чл. 152. (1) Операторът информира засегнатите страни по регистрираните графици за доставка за възникване на ППАС при представяне на дневните извлечения за сетълмент, като представя информация за:
1. начален и краен час на ППАС и засегнати периоди на сетълмент;
2. промяна на количествата по седмичните графици.
(2) Операторът информира обществения доставчик и/или обществените снабдители за възникване на ППАС, като предоставя информация за:
1. засегнатите страни;
2. начален и краен час на ППАС.
Чл. 153. (1) Когато ППАС налага ограничаване на количествата на доставка спрямо регистрираните графици на доставка на търговски участник в пазара, ограничението се прилага към всички регистрирани графици на участника за засегнатите периоди на сетълмент.
(2) За всички периоди на сетълмент, за които има обявено ППАС, доставките по засегнатите седмични графици се осъществяват чрез обществения доставчик и/или обществените снабдители по регулираните цени, определени от комисията за типа търговски участник и нивото на напрежение.
(3) За периодите на сетълмент, за които е приложено ППАС, засегнатите страни не се балансират.
Глава тринадесета
КОНТРОЛ ЗА СПАЗВАНЕ НА ПРАВИЛАТА
Чл. 154. Контролът за спазване на тези правила е част от контрола за изпълнение на условията на издадените от комисията лицензии.
Чл. 155. Всички спорове, възникнали във връзка с прилагане на разпоредбите на тези правила, се отнасят за решаване от комисията по реда на ЗЕ.
ДОПЪЛНИТЕЛНА РАЗПОРЕДБА
§ 1. По смисъла на тези правила:
1. “Автентификация” е процесът, който позволява на програмната система да диференцира потребителите както по категории, така и индивидуално, за да ограничи достъпа на неоторизирани потребители към информационните ресурси.
2. “Балансираща енергия” е енергията, която операторът на електроенергийната система използва за компенсиране на разликата между количествата потребена/произведена енергия и количествата по графиците за доставка съгласно сделки при свободно договорени цени.
3. “Вторично регулиране” е централно координираната автоматизирана системна услуга, извършвана от оператора на електроенергийната система, с цел поддържане на честотата и салдото на обменните мощности съгласно зададените стойности.
4. “Въртящ резерв” са регулируемите диапазони по активна мощност на всички синхронизирани генериращи мощности, които могат да бъдат използвани за осигуряване на мощностния баланс при нарушаването му.
5. “Компютърна сигурност” е система от мерки, прилагани с цел осигуряване конфиденциалност, интегритет и достъпност до информацията.
6. “Комуникационна сигурност” е система от мерки, включително криптографски методи, за защита на информацията от нерегламентиран достъп при нейното пренасяне.
7. “Максимално възможно количество за доставка” е динамичен параметър, даващ информация за максималното количество енергия, което съответна ВЕЦ или каскада може да произведе с наличните в момента хидроресурси.
8. “Минимална стъпка за промяна на мощността” е динамичен параметър, определящ минималната стъпка, с която съответен обект може да променя изходната си мощност.
9. “Мрежа високо напрежение” е електрическа мрежа с номинално напрежение 60 kV или по-високо.
10. “Мрежа средно напрежение” е електрическа мрежа с номинално напрежение в диапазона от 1 kV до 35 kV.
11. “Нетна финансова позиция” е разликата между стойността на вземанията на търговски участник/обществения доставчик към оператора и стойността на задълженията му към оператора за съответен период от време.
12. “Обект” е всяка обособена по отношение на измерването на електрическата енергия производствена или потребяваща единица на търговския участник. Обектът може да е блок, турбогрупа или електрическа централа или каскада на производител, фабрика, завод или инсталация на потребител.
13. “Пазар на балансираща енергия” е организирана търговия с електрическа енергия за целите на поддържане на баланса между производство и потребление в електроенергийната система.
14. “Резерв за третично регулиране” е мощността, която може да бъде въведена автоматично или ръчно в рамките на 15 минути за осигуряване на необходимия резерв за вторично регулиране на честотата и обменните мощности.
15. “Сетълмент” е система, прилагана от оператора на електроенергийната система за индивидуално изчисляване на отклоненията на реално потребената или произведената електрическа енергия от договорените количества за даден период, по методика, уредена в правилата за търговия с електрическа енергия.
16. “Скорост на намаляване на мощността” е динамичен параметър, който дава информация за скоростта на намаляване на работната мощност на съответен обект или съвкупност от обекти.
17. “Скорост на увеличаване на мощността” е динамичен параметър, който дава информация за скоростта на увеличаване на работната мощност на съответен обект или съвкупност от обекти.
18. “Третично регулиране” е централно координирана системна услуга, която се изразява в промяна на работната точка на съответен производствен блок по разпореждане на оператора на електроенергийната система, посредством която се осигурява поддържането на необходимия резерв на активна мощност за вторично регулиране на честотата и обменните мощности и оптимизиране режима на работа на енергийните блокове.
19. “Физическа номинация” е информация за очакваните нива на нетно производство или потребление на съответен обект или съвкупност от обекти за период 24 часа.
20. Използваните съкращения и абревиатури са, както следва:
|
Съкращение |
Определение |
|
ВКБЕИП |
Стойност на вземанията на оператора от продадена балансираща енергия на обществения доставчик, когато Куп > 1 |
|
ВКБЕНЗ |
Стойност на вземанията на оператора от продадена балансираща енергия на обществения доставчик, когато Куз = [0;1] |
|
ВКЕАЗ |
Стойност на вземанията на оператора от продадена балансираща енергия от активирани заявки |
|
ВКЕАП |
Стойност на вземанията на търговски участник от активирани предложения |
|
ВКЕНН- |
Стойност на вземанията на оператора от продадена балансираща енергия за покриване на енергийния недостиг на търговските участници |
|
ВКЕНН+ |
Стойност на вземанията на търговски участник от енергиен излишък |
|
ДА |
Актуализиран гаранционен депозит на участник |
|
ДН |
Първоначален гаранционен депозит на участник |
|
ЕД |
Базово количество електрическа енергия за определяне на актуализиран гаранционен депозит на участник |
|
ЕР |
Базово количество електрическа енергия за определяне на първоначален гаранционен депозит на участник |
|
ЗКБЕИЗ |
Стойност на задълженията на оператора за закупени енергийни излишъци на обществения доставчик, когато Куз > 1 |
|
ЗКБЕНП |
Стойност на задълженията на оператора за закупена балансираща енергия от обществения доставчик, когато Куп = [0;1] |
|
ЗКЕАЗ |
Стойност на задълженията на търговски участник от закупена балансираща енергия по активирани заявки |
|
ЗКЕАП |
Стойност на задълженията на оператора за закупена балансираща енергия от активирани предложения |
|
ЗКЕНН- |
Стойност на задълженията на търговски участник за покриване на енергиен недостиг |
|
ЗКЕНН+ |
Стойност на задълженията на оператора за закупени енергийни излишъци на търговските участници |
|
КА |
Коефициент на обезпечаване при актуализиране на гаранционния депозит на група търговски участници |
|
Каз |
Коефициент на тежест на активирани заявки |
|
Кап |
Коефициент на тежест на активирани предложения |
|
КЕАЗ |
Количество енергия от активирана заявка за даден период на сетълмент |
|
КЕАЗО |
Количество енергия от активирана заявка, валидна за предходен или следващ период на сетълмент |
|
КЕАЗС |
Сумарно количество енергия от активирани заявки за даден период на сетълмент |
|
КЕАП |
Количество енергия от активирано предложение за даден период на сетълмент |
|
КЕАПО |
Количество енергия от активирано предложение, валидно за предходен или следващ период на сетълмент |
|
КЕАПС |
Сумарно количество енергия от активирани предложения за даден период на сетълмент |
|
КЕД |
Количество енергия според регистрираните седмични графици за доставка |
|
КЕИ |
Измерено количество енергия |
|
КЕИН |
Количество енергия от измерен небаланс |
|
КЕНН |
Количество енергия от нетен небаланс |
|
КЕРД |
Количество енергия, продадено на обществения доставчик по регулирани цени |
|
КЕРЗ |
Количество енергия от разпоредена заявка за даден период на сетълмент |
|
КЕРЗО |
Количество енергия от разпоредена заявка за предходен или следващ период на сетълмент |
|
КЕРЗС |
Сумарно количество енергия от разпоредени заявки за даден период на сетълмент |
|
КЕРН |
Количество енергия от разпореден небаланс |
|
КЕРП |
Количество енергия от разпоредено предложение за даден период на сетълмент |
|
КЕРПО |
Количество енергия от разпоредено предложение за предходен или следващ период на сетълмент |
|
КЕРПС |
Сумарно количество енергия от разпоредени предложения за даден период на сетълмент |
|
КЕФ |
Количество енергия, заявено във физическата номинация |
|
КН |
Коефициент на обезпечаване при първоначален гаранционен депозит за група търговски участници |
|
КПЕ |
Количество пренесена енергия |
|
Куз |
Коефициент на участие на заявките при компенсиране на излишък |
|
Куп |
Коефициент на участие на предложенията при покриване на недостиг |
|
НН |
Най-голяма положителна разлика между общата сума на задълженията и общата сума на вземанията за съответния период от обобщените извлечения за сетълмент на участник през последните три месеца |
|
ППАС |
Прекъсване на пазара при аварийна ситуация |
|
ЦГ |
Най-ниска регулирана цена на енергия, произведена от кондензационен термичен блок, работещ в електроенергийната система |
|
ЦЕВ |
Регулирана цена на енергия, произведена от ВЕЦ с изравнители |
|
ЦЕГ |
Цена на балансираща енергия, закупена от обществения доставчик, когато Куз = [0;1] |
|
ЦЕЗ |
Цена на енергия от заявка за балансиране |
|
ЦЕЗср |
Средно претеглена цена на енергия от активирани заявки за даден период на сетълмент |
|
ЦЕИ |
Цена на балансираща енергия за излишък |
|
ЦЕМ |
Цена на балансираща енергия, доставяна от обществения доставчик, когато Куп = [0;1] |
|
ЦЕН |
Цена на балансираща енергия за недостиг |
|
ЦЕП |
Цена на енергия от предложение за балансиране |
|
ЦЕПср |
Средно претеглена цена от активирани предложения за даден период на сетълмент |
|
ЦМ |
Най-висока регулирана сумарна цена на енергия и разполагаемост на кондензационен термичен блок, работещ в електроенергийната система |
|
ЦП |
Цена за пренос на електрическа енергия през съответните електрически мрежи |
|
ЦР |
Регулирана цена на енергия за дневна зона за потребители високо напрежение |
ПРЕХОДНИ И ЗАКЛЮЧИТЕЛНИ РАЗПОРЕДБИ
§ 2. До изпълнение на изискванията на § 15 от преходните и заключителните разпоредби на ЗЕ отношенията между оператора и обществения доставчик във връзка с покупката и продажбата на балансираща енергия се уреждат чрез двустранни протоколи за вътрешни разчети.
§ 3. Тези правила са изготвени на основание чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката и са приети от Държавната комисия за енергийно регулиране на основание чл. 21, т. 7 от Закона за енергетиката с решение № П-2 от 4.VI.2004 г., т. 2.
Приложение № 3 към т. 3
ПРАВИЛА
за управление на електроенергийната система
Глава първа
ОБЩИ ПОЛОЖЕНИЯ
Чл. 1. (1) Правилата за управление на електроенергийната система регламентират правата и задълженията на: преносното предприятие; оператора на електроенергийната система; производителите на електрическа енергия; разпределителните предприятия; потребителите, присъединени към преносната мрежа; обществения доставчик; обществените снабдители и търговците на електрическа енергия, във връзка с планиране на развитието на преносната мрежа, планиране и управление на режима на работа на електроенергийната система, процедури по задължителния обмен на данни, ред за оперативен обмен на информация, създаване и изпълнение на защитен план и план за възстановяване на електроенергийната система, условия и ред за провеждане на системни изпитания, за предоставяне на допълнителни услуги и други дейности, свързани с цялостния процес на работа на електроенергийната система.
(2) Взаимоотношенията на преносното предприятие с външни (чуждестранни) партньори се регламентират:
1. със споразумения за паралелна работа в синхронната зона;
2. с други споразумения за съвместна работа.
Чл. 2. Основните цели на тези правила са създаване на предпоставки за:
1. сигурно и качествено снабдяване на потребителите с електрическа енергия;
2. ефективно развитие на преносната мрежа и генериращите мощности в страната;
3. създаване на условия за участие на ползвателите на преносната мрежа в пазара на електрическа енергия при условия на равнопоставеност и гарантиране на надеждността и качеството на работа на електроенергийната система.
Чл. 3. (1) Тези правила определят:
1. процедурите за планиране на развитието на преносната мрежа;
2. техническите изисквания за присъединяване към преносната мрежа;
3. процедурите за ползване на преносната мрежа;
4. процедурите за планиране на работата на електроенергийната система;
5. процедурите за управление на електроенергийната система в реално време;
6. дейностите на оператора на електроенергийната система и ползвателите на преносната мрежа, свързани с управлението на качеството на работа на електроенергийната система;
7. процедурите за изпитания на електроенергийната система.
(2) При дефинирането на процедурите:
1. се гарантира сигурната, безопасна и ефективна работа на електроенергийната система и непрекъснатостта на снабдяването на потребителите с електрическа енергия;
2. са отчетени техническите изисквания на Съюза за координиране на преноса на електрическа енергия (UCTE), отнасящи се до надеждността и качеството на паралелната работа на електроенергийните системи;
3. операторът на електроенергийната система има право да разширява обхвата на техническите изисквания към ползвателите в рамките на съществуващите им технически възможности, за да гарантира сигурното, безопасното и ефективното функциониране на електроенергийната система и непрекъснатостта на снабдяването на потребителите с електрическа енергия в нормални условия и при смущения;
4. операторът на електроенергийната система има право да взема и прилага решения в случай на противоречие между изискванията на участниците на електроенергийния пазар и запазването на необходимата степен на сигурност, безопасност и качество на работа на електроенергийната система;
5. са взети предвид организационните и техническите изисквания, които гарантират условията за възстановяване на електроенергийната система след тежки аварии, с минимален риск за живота и здравето на гражданите, при екологични замърсявания, икономически загуби и социално напрежение;
6. е спазен принципът на равнопоставеност и недискриминационно отношение към ползвателите на преносната мрежа;
7. са спазени изискванията и условията за достъп до преносната мрежа и за развитие на либерализиран електроенергиен пазар.
Глава втора
ПЛАНИРАНЕ НА РАЗВИТИЕТО НА ПРЕНОСНАТА ЕЛЕКТРИЧЕСКА МРЕЖА
Раздел I
Общи положения
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.
Раздел II
Цели и обхват на планирането
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.
Раздел III
Процедура на планиране
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.
Раздел IV
Предоставяне и обмен на информация за целите на планирането
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.
Глава трета
ПРИСЪЕДИНЯВАНЕ КЪМ ПРЕНОСНАТА МРЕЖА
Раздел I
Общи положения
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.
Раздел II
Технически параметри на преносната мрежа
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:
|
Номинални напрежения |
Допустими отклонения |
|
110 kV |
99 kV І U І 126 kV |
|
220 kV |
198 kV І U І 242 kV |
|
400 kV |
380 kV І U І 420 kV |
|
750 kV |
712 kV І U І 787 kV |
(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.
Раздел III
Технически изисквания за присъединяване на потребители
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 устустройство 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.
Раздел IV
Технически изисквания за присъединяване на производители
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 акактивната 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.
Раздел V
Технически изисквания за присъединяване на обекти на разпределителните предприятия към преносната мрежа
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.
Глава четвърта
ПОЛЗВАНЕ НА ПРЕНОСНАТА МРЕЖА
Чл. 62. Ползвателите на преносната мрежа сключват договори с преносното предприятие за пренос на електрическа енергия и/или ползване на преносната мрежа според условията на тези правила.
Чл. 63. (1) Ползвателите на преносната мрежа, които са търговски участници по смисъла на чл. 100 ЗЕ, се балансират от страна на оператора на електроенергийната система при условията и по реда, указани в правилата за търговия с електрическа енергия по чл. 91, ал. 2 ЗЕ.
(2) Чрез съвместното използване на резерва за първично, вторично и третично регулиране операторът на електроенергийната система осъществява общия баланс между производството и потреблението на електрическа енергия в контролния блок.
(3) Използваната енергия за балансиране на всеки ползвател по чл. 100 ЗЕ се определя след периода на сетълмент, за който се отнася, по ред и начин, определени в правилата за търговия с електрическа енергия.
Чл. 64. (1) Всички места на обмен на електрическа енергия между преносната мрежа и ползвателите на преносната мрежа се оборудват със средства за търговско измерване на електрическата енергия съгласно правилата по чл. 83, ал.1, т. 6 ЗЕ.
(2) За целите на участие в пазара на електрическа енергия ползвателите могат да се обединяват чрез формиране на балансиращи групи.
Чл. 65. (1) Обменът на електрическа енергия между дадена балансираща група и други ползватели на преносната мрежа и/или други балансиращи групи се извършва по графици за обмен, обединяващи всички графици за доставка на всички ползватели, чиито обекти са включени в дадената балансираща група.
(2) Графиците за обмен на балансиращата група се изготвят от лице, отговорно за баланса в рамките на балансиращата група на основание на сключен договор, регистрирано за участие на пазара на балансираща енергия по реда на правилата за търговия с електрическа енергия.
(3) Лицето по ал. 2 уведомява оператора на електроенергийната система за:
1. обектите на ползватели, включени в балансиращата група;
2. местата на обмен и средствата за търговско измерване, инсталирани в тези места;
3. графиците за обмен между балансиращата група и други ползватели и/или балансиращи групи;
4. промени в състава и местата на обмен на енергия в срокове и по начин, указани в правилата за търговия с електрическа енергия.
(4) Лицето по ал. 2 носи отговорност за баланса на групата по отношение на други балансиращи групи и/или ползватели и е страна по сделките с балансираща енергия относно графиците за обмен на групата.
Чл. 66. (1) Количеството електрическа енергия, постъпващо във всяка балансираща група в местата на обмен, трябва да бъде равно на сумата от количествата енергия по графиците за покупка на електрическа енергия от други балансиращи групи и/или ползватели на преносната мрежа.
(2) Количеството електрическа енергия, отдавано от всяка балансираща група в местата на обмен, трябва да бъде равно на сумата от количествата енергия по графиците за продажба на електрическа енергия на други балансиращи групи и/или ползватели на преносната мрежа.
Чл. 67. (1) Преносът на електрическа енергия през преносната мрежа при снабдяване от производители на свои предприятия и обекти с електрическа енергия се извършва при условията на чл. 32 и 104 от правилата за търговия с електрическа енергия.
(2) Когато обектите по ал. 1 принадлежат към различни балансиращи групи, количествата електроенергия, които се пренасят от обектите за производство към обектите за потребление, се добавят към количествата по графиците за обмен на балансиращите групи, съставени от лицата, отговорни за баланса.
(3) Когато обектите по ал. 1 принадлежат към една балансираща група, но преносът на електроенергия се осъществява през елементи на преносната и/или разпределителната мрежа, лицето, отговорно за баланса, изготвя и представя на оператора отделен график само за тази енергия.
Глава пета
ПЛАНИРАНЕ НА РАБОТАТА НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЙНАТА СИСТЕМА
Раздел I
Прогнози на потреблението
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.
Раздел II
Планиране на студения резерв и годишните ремонти. Планиране на общата разполагаемост и прогнозиране на излишъка/недостига на електроенергия
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:
,
|
g |
||
|
Fg(g) = |
∫ |
Fg(g) dg |
|
-∞ |
където:
|
-(g-¯g)2δ2g |
||
|
e |
||
|
Fg(g) = |
____________________ |
|
|
δg(2π)0,5 |
||
= е плътността на вероятностното разпределение;
|
ng |
||
|
g= |
Σ |
gipi |
|
i=1 |
g = - математическото очакване на сумарната разполагаема мощност;
δg2 - дисперсията на сумарната разполагаема мощност на генерацията:
|
ng |
||
|
δg2 = |
Σ |
gi2pi(l-pi) |
|
i=1 |
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:
|
w |
||
|
Fw(w) = |
∫ |
Fw(w) dw |
|
-∞ |
където:
|
-(w-¯w)2δ2w |
||
|
e |
||
|
Fw(w) = |
____________________ |
|
|
δw(2π)0,5 |
||
fw(w) = е плътността на вероятностното разпределение;
¯w - ìатематическото очакване на прогнозния товар;
δw2 - 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:
¯z = ¯g - ¯w å математическото очакване на баланса;
δz2 = δg2 + δw2 - дисперсията на баланса.
Функцията на разпределение ще бъде:
|
z |
||
|
Fz(z) = |
∫ |
Fz(z) dz |
|
-∞ |
където:
|
-(z-¯z)2δ2z |
||
|
e |
||
|
Fz(z) = |
____________________ |
|
|
Δz(2π)0,5 |
||
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 δw;
- средни условия, съответстващи на средния товар на електроенергийната система; при Pср се определя средноквадратично отклонение на товара δw;
- максимални условия, съответстващи на максималния товар на електроенергийната система; при Pmax се определя средноквадратично отклонение на товара δw;
- 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:
|
0 |
|||
|
Еunsv |
T |
∫ |
zFz(z) dz |
|
-∞ |
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.
Раздел III
Разпределяне и съставяне на годишни графици за разполагаемост. Графици за производство на електроенергия
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.
Раздел IV
Планиране на допълнителните услуги
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:
|
Δf Pn |
||
|
σ = |
________ |
100,% |
|
fn ΔP |
където:
ΔP ε промяната на мощността на блока, MW;
Pn - номиналната мощност на блока, MW;
Δf - 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
|
√ |
____________ |
|
|
R= |
ALmax=b2-b |
|
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.
Раздел V
Планиране на третичния (минутен) резерв
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.
Раздел VI
Планиране режима на работа на преносната електрическа мрежа
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.
Раздел VII
Защитен план
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:
|
49,5 - 49,0 Hz |
Автоматично изключване на помпи в ПАВЕЦ |
|
Автоматично или оперативно мобилизиране на разполагаемия въртящ резерв в ТЕЦ и ВЕЦ |
|
|
Автоматично пускане и включване в паралелна работа на хидроагрегати във ВЕЦ |
|
|
49,0 - 48,0 Hz |
Автоматично честотно разтоварване (АЧР) |
|
АЧР означава изключване на електрически товари от електрическата мрежа с цел да се преустанови по-нататъшното понижение на честотата и да се възстанови балансът между произвежданата и потребяваната електрическа енергия, при една приемлива стойност на ниво над 49,0 Hz до предприемането на допълнителни мерки за възстановяване на честотата в допустимия диапазон. |
|
|
АЧР се осъществява чрез релета за понижена честота, монтирани в трансформаторните подстанции 110/СрН, които действат на изключване на изводи СрН. |
|
|
АЧР е организирано като: |
|
|
а) АЧР-I - има за задача да преустанови по-нататъшното понижение на честотата и да възстанови баланса производство - потребление при стойност на честотата над 48,0 Hz; забавянето по време трябва да бъде минимално възможно, но не повече от 0,5 сек.; електрическите товари, изключвани от АЧР-I, трябва да бъдат разпределени на няколко стъпала, за да се постигне плавно възстановяване на баланса и степенуване на изключваните потребители по важност (според заявената категория); |
|
|
б) АЧР-II - има за задача да възстанови честотата на ниво 49,0 Hz след действието на АЧР-I; забавянето по време трябва да бъде достатъчно, за да се даде възможност за активиране на резерва за първично регулиране на честотата; |
|
|
в) ускорено АЧР - действа по критерия “скорост на изменение на честотата” (df/dt) и има за задача да ускори възстановяването на баланса производство - потребление при значителни дефицити на активна мощност чрез изключване на допълнителни електрически товари още в първия момент на понижението на честотата под 49,0 Hz. |
|
|
Общият обем на електрическите товари, включени към АЧР, не трябва да бъде по-малък от 60 % от общия товар на ЕЕС във всеки един момент от времето. |
(4) При повишение на честотата се изпълнява следното противоаварийно управление:
|
50,3 - 50,5 Hz |
Автоматично разтоварване и изключване на хидрогенератори във ВЕЦ |
|
Над 50,5 Hz |
Автоматично разтоварване на термични блокове |
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.
Раздел VIII
План за възстановяване
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.
Глава шеста
УПРАВЛЕНИЕ НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЙНАТА СИСТЕМА В РЕАЛНО ВРЕМЕ
Раздел I
Управление на генериращите мощности
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.
Раздел II
Регулиране на честотата и обменните мощности
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 Δf = ± 200 mHz;
4. регулиращата енергия, отдадена в синхронната зона за покриване на смущението, е u = ΔPa/Δf, MW/Hz, и съответства на отношението на недостига/излишъка на мощност ΔPa в началото на смущението и квазистационарното отклонение на честотата Δf, получено вследствие на смущението;
5. регулиращата енергия i, отдадена в контролния блок на България, се изчислява като:
i = ΔPi/Δf, MW/Hz,
където: ΔPi 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.
Раздел III
Управление на източниците на балансираща енергия
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.
Раздел IV
Регулиране на напреженията в преносната мрежа
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.
Раздел V
Управление на ограниченията в преносната мрежа
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.
Раздел VI
Управление на потреблението
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 є 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.
Раздел VII
Оперативен обмен на информация
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 є.
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.
Глава седма
КООРДИНАЦИЯ НА БЕЗОПАСНОСТТА
Чл. 179. Координацията на безопасността осигурява безопасни условия при извършване на работи от преносното предприятие и/или ползвателите във и близо до мястото на присъединяване към преносната мрежа, когато безопасността на едната страна се осигурява от другата страна.
Чл. 180. При осъществяването на координацията на безопасността са задължителни изискванията на Закона за здравословни и безопасни условия на труд ( ДВ, бр.124 от 1997 г.) и Правилника за безобезопасност при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи (ДВ, бр. 34 от 2004 г.).
Чл. 181. Процедури за координация на безопасността:
1. преносното предприятие и ползвателите на преносната мрежа взаимно си предоставят местни правила по безопасност и местни инструкции по безопасност, които се отнасят за техните съоръжения във и близо до местата на присъединяване към преносната мрежа;
2. местните правила по безопасност и местните инструкции по безопасност не трябва да противоречат на Правилника за безопасност при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи; те могат да допълват мерките, които са предвидени в него, като отчитат специфичните особености на присъединяване на системите на ползвателите към преносната мрежа;
3. засегнатите страни взаимно съгласуват съответните местни правила по безопасност за всяко място на присъединяване;
4. местните правила по безопасност се съгласуват от засегнатите страни официално в писмена форма;
5. в случай че едната страна желае да промени местните правила по безопасност, които се отнасят за нейните съоръжения във и близо до местата на присъединяване, тя писмено информира другата страна, като обосновава необходимостта от предлаганата промяна;
6. съгласуването на новите местни правила от засегнатите страни се извършва официално в писмена форма без неоправдано забавяне;
7. местните правила по безопасност за всяко място на присъединяване на електрическите уредби/системи на ползвателите на преносната мрежа се представят на оператора на електроенергийната система от ползвателите на преносната мрежа;
8. за всяко място на присъединяване преносното предприятие и съответният ползвател определят длъжностни лица - “отговорници по безопасността”, които да бъдат отговорни за координирането и прилагането на мерки по безопасност, когато се извършват работи, изискващи обезопасяване на електрическите съоръжения;
9. допуска се един отговорник по безопасността да отговаря за повече от едно място на присъединяване;
10. списъци с имената на отговорниците по безопасността и тяхната квалификационна група по безопасност на труда за всяко място на присъединяване се обменят между преносното предприятие и ползвателите; за всяка промяна в тези списъци засегнатите страни се информират в най-краткия възможен срок;
11. реализация на мерките по безопасност:
а) изискващата страна, която възнамерява да работи по съоръжения във или близо до мястото на присъединяване към преносната мрежа, се обръща към оператора на електроенергийната система с искане за извеждане на съответното съоръжение от работа;
б) след като бъде дадено такова разрешение, отговорникът по безопасността на изискващата страна издава писмено нареждане за работа, което определя необходимите мерки по безопасност в съответствие с изискванията на Правилника за безопасност при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи и съгласуваните местни правила по безопасност; формата на писменото нареждане за работа се определя от правилника за безопасност;
в) операторът на електроенергийната система разрешава на изпълняващата страна изпълнението на мерките по безопасност, предвидени в писменото нареждане за работа;
12. регистрация на мерките по безопасност от изискващата страна и допускане до работа:
а) след изпълнение на предписаните мерки по безопасност изпълняващата страна пряко или чрез оператора на електроенергийната система информира изискващата страна;
б) изискващата страна след получаване на информацията от изпълняващата страна попълва съответната част от писменото нареждане за работа, в което вписва изпълнените мерки, прочита я на изпълняващата страна и получава потвърждение за верността на изпълнените мерки по безопасност;
в) отговорникът по безопасността на изискващата страна след подписване на писменото нареждане за работа, с което удостоверява изпълнението на предписаните мерки по безопасност, допуска съответния персонал за извършване на планираните работи;
13. завършване на работите:
а) след завършването на работите отговорникът по безопасността на изискващата страна извежда ремонтния персонал от мястото на работа и информира оператора на електроенергийната система и изпълняващата страна пряко или чрез оператора на електроенергийната система;
б) страните регистрират времето и оформят завършването на работата със записи в оперативните дневници и в писменото нареждане за работа;
14. установяване на нормална схема на преносната мрежа:
а) операторът на електроенергийната система издава диспечерски разпореждания към оперативния дежурен персонал на засегнатите страни за извършване на необходимите превключвания;
б) всички превключвания за възстановяване на пълната схема на преносната мрежа се регистрират по реда на тяхното изпълнение в оперативните дневници на засегнатите страни;
15. съхранение на документацията по безопасността се извършва в съответствие с изискванията на Правилника за безопасност при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи.
Глава осма
УПРАВЛЕНИЕ НА КАЧЕСТВОТО НА РАБОТА НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЙНАТА СИСТЕМА
Чл. 182. С тези правила се регламентират процедурите за управление на качеството на работа на електроенергийната система.
Чл. 183. Управлението на качеството на работа на електроенергийната система включва:
1. управление на качеството на допълнителните услуги, предоставяни от ползвателите на преносната електрическа мрежа;
2. управление на качеството на системните услуги, извършвани от оператора на електроенергийната система.
Чл. 184. Оценката на качеството на предоставяните допълнителни услуги е непрекъснат процес и се извършва от оператора на електроенергийната система в съответствие с показателите и критериите по глава пета, раздел IV и раздел VIII. Прилага се следната процедура:
1. доказване на качеството на предоставяната услуга чрез изпитания, провеждани при въвеждане в експлоатация на нови съоръжения или след ремонт;
2. наблюдение в процеса на нормална работа на електроенергийната система в съответствие с дефинираните показатели и критерии за качество;
3. анализ на реакцията на електроенергийната система и на засегнатото оборудване на ползвателите на преносната електрическа мрежа при смущения или аварии в електроенергийната система;
4. проверки на място по инициатива на оператора на електроенергийната система.
Чл. 185. Възможността за предоставяне на допълнителни услуги се доказва от предоставящия услугата на оператора на електроенергийната система чрез изпитания. Изпитанията се провеждат по програма, разработена от оператора на електроенергийната система и съгласувана от заинтересувания ползвател.
Чл. 186. Качеството на предоставяните допълнителни услуги се контролира със следните средства:
1. система за управление и събиране на данни (SCADA) на оператора на електроенергийната система;
2. система за управление и събиране на данни (SCADA) на ползвателя на преносната мрежа, ако има такава;
3. инсталирани технически средства за измерване на количествата електрическа енергия;
4. регистрираща апаратура на оператора на електроенергийната система;
5. регистрираща апаратура на ползвателя на преносната мрежа, ако има такава;
6. други технически средства, които е уместно да бъдат използвани.
Чл. 187. В процеса на работа на електроенергийната система операторът на електроенергийната система непрекъснато контролира:
1. качеството на първичното регулиране съобразно критериите, посочени в глава пета, раздел IV;
2. качеството на участие на енергийните блокове във вторичното регулиране на честотата и обменните мощности съобразно критериите, посочени в глава пета, раздел IV; системата SCADA на оператора на електроенергийната система автоматично изчислява интегралната грешка в триминутен интервал, обусловена от неточността, с която съответният генераторен блок изпълнява заданието на централния регулатор; когато интегралната грешка надхвърли съгласуваната допустима стойност, системата за автоматично управление на генерацията извежда съответния генераторен блок от участие във вторичното регулиране на честотата и обменните мощности;
3. качеството на резерва за третично регулиране съобразно критериите, посочени в глава пета, раздел IV;
4. качеството на регулиране на напрежението в местата на присъединяване на ползвателите към преносната мрежа съобразно критериите, посочени в глава пета, раздел IV;
5. изпълнението на предписаните от него мерки за защита съобразно защитния план на електроенергийната система, като непрекъснато анализира действието на защитните устройства на ползвателите на преносната мрежа при смущения и аварии в електроенергийната система;
6. изпълнението на предписаните от него мерки съобразно плана за възстановяване чрез изпитание при въвеждане в работа на нови съоръжения и след ремонт;
7. възможността за участие във възстановяването на електроенергийната система след системни аварии чрез провеждане на изпитвания и тренировки на оперативния персонал в съответствие с изискванията на глава пета, раздел VIII.
Чл. 188. (1) Когато услугата, предоставяна от даден ползвател на преносната мрежа, не отговаря на критериите за качество, операторът на електроенергийната система отказва получаването на услугата.
(2) В тези случаи операторът на електроенергийната система организира получаването на съответната услуга от друг доставчик, като коригира своя план за допълнителните услуги, така че да се гарантират сигурността и качеството на работа на електроенергийната система.
Чл. 189. Доставчикът на допълнителна услуга, който е декларирал предоставянето є, но поради технически неизправности в своите съоръжения или други причини не е в състояние да я предостави, е длъжен да компенсира разходите по промяна на организацията на предоставяне на допълнителната услуга в съответствие с договора за предоставяне на допълнителни услуги между съответния ползвател на преносната електрическа мрежа и оператора на електроенергийната система.
Чл. 190. В случаите, когато дейности, предписани по защитния план и плана за възстановяване, не се изпълняват, операторът на електроенергийната система има право да прекрати достъпа на съответния ползвател до преносната мрежа.
Чл. 191. Оценката на качеството на системните услуги, извършвани от оператора на електроенергийната система, се осъществява от ДКЕР.
Чл. 192. (1) Операторът на електроенергийната система подготвя доклад до края на март текущата година, с който анализира качеството на работа на електроенергийната система за предходната година, и го предоставя на ДКЕР.
(2) Анализът обхваща:
1. качество на регулиране на честотата и междусистемните обмени в нормални експлоатационни условия за всеки месец и за отчетната година по:
а) хистограми на честотата;
б) средни стойности на честотата;
в) стандартни отклонения на честотата;
г) стандартни отклонения на честотата с вероятност 90 и 99 %;
д) хистограми на отклоненията от графиците за междусистемни обмени;
е) средни стойности на отклоненията от графиците за междусистемни обмени;
ж) стандартни отклонения от графиците за междусистемни обмени;
з) хистограма на интегралната грешка на електроенергийната система;
и) средни стойности на интегралната грешка на електроенергийната система;
к) стандартно отклонение на интегралната грешка на електроенергийната система;
2. качество на регулиране на напрежението в преносната мрежа чрез стойностите на напреженията в предварително определени контролни точки за всеки месец и за отчетната година по:
а) минимални и максимални денонощни стойности;
б) хистограми на напреженията на база часови стойности;
3. регулираща енергия на електроенергийната система на България при смущения в синхронната зона извън електроенергийната система на България;
4. регулираща енергия и “тромпетовидна” крива при смущения в електроенергийната система на България от типа
H(t) = f0 +/ - A.e-t/T,
където:
А = 1,2 Δf2 ;
Δf2 е максималното отклонение на честотата от зададената є стойност в резултат на смущението;
T = 900/ln(А/d);
d = +/ - 20 mHz;
f0 - зададената честота.
Вторичното управление се счита за успешно, когато при отработването на голямо смущение системната честота остане в тромпетовидната крива.
Чл. 193. При неудовлетворително качество на управление на електроенергийната система ДКЕР дава предписания на оператора на електроенергийната система за коригиращи мерки и график за тяхното изпълнение.
Глава девета
СИСТЕМНИ ИЗПИТАНИЯ
Чл. 194. С тези правила се осигуряват безопасността на персонала, сигурността на снабдяването с електрическа енергия, целостта на електроенергийната система и намаляването на потенциалните икономически загуби на засегнатите страни при провеждането на системни изпитания.
Чл. 195. В тази глава се регламентират процедурите при провеждането на системни изпитания, които оказват или може да окажат въздействие върху преносната мрежа, системите на ползвателите на преносната мрежа или външни партньори.
Чл. 196. Процедура за провеждането на системни изпитания, предложени от ползвател на преносната мрежа:
1. заинтересуваният ползвател изпраща писмена заявка до оператора на електроенергийната система, която съдържа информация за естеството и целите на предлаганите изпитания, както и степента, до която неговата система/неговите съоръжения ще участват в изпитанията; заявката се подава не по-късно от три месеца преди началото на изпитанията при изключване на генериращи мощности или товари над 50 MW;
2. операторът на електроенергийната система след разглеждане на заявката без забавяне писмено поисква допълнителна информация от предложителя на изпитанията, ако прецени като недостатъчна информацията, която се съдържа в писмената заявка;
3. операторът на електроенергийната система не е задължен да предприема никакви действия, докато не получи исканата допълнителна информация;
4. операторът на електроенергийната система, след като получи необходимата допълнителна информация, определя кои други ползватели на преносната мрежа освен предложителя ще бъдат засегнати от системните изпитания;
5. операторът на електроенергийната система определя длъжностно лице - координатор на изпитанията, който е и председател на комисията за изпитанията:
а) когато по преценка на оператора на електроенергийната система предлаганите системни изпитания оказват значително влияние или може да окажат значително влияние върху преносната мрежа, координаторът на изпитанията трябва да бъде лице с подходяща квалификация и опит в провеждането на системни изпитания, предложено от оператора на електроенергийната система;
б) когато по преценка на оператора на електроенергийната система предлаганите системни изпитания не оказват значително влияние върху преносната мрежа, тогава координаторът на изпитанията може да бъде лице с подходяща квалификация и опит в провеждането на системни изпитания, номинирано от предложителя на изпитанията след съгласуване с оператора на електроенергийната система;
6. операторът на електроенергийната система изпраща писмено уведомление (“предварително уведомление”) до ползвателите на преносната мрежа, определени по т. 4, и до предложителя на изпитанията; предварителното уведомление съдържа:
а) информация за естеството и целите на предлаганите изпитания;
б) степента, до която ще участва в изпитанията системата/съоръженията на предложителя;
в) списък на ползвателите на преносната мрежа, определени по т. 4;
г) предложителя на системните изпитания;
д) покана към ползвателите на преносната мрежа по т. 4 да предложат техен представител с необходимата квалификация в комисията за изпитанията, ако координаторът на изпитанията информира оператора на електроенергийната система за необходимостта от участието на представители на засегнатите ползватели в комисията за изпитанията;
е) името на представителя/представителите на оператора на електроенергийната система в комисията за изпитанията;
ж) името на председателя на комисията за изпитанията, номиниран от оператора на електроенергийната система или от предложителя на изпитанията;
7. операторът на електроенергийната система изпраща предварителното уведомление не по-късно от един месец след получаването на заявката за системните изпитания или след получаването на допълнителната информация по т. 2;
8. отговорите на поканата за предлагане на представители в комисията по изпитанията се получават от оператора на електроенергийната система не по-късно от един месец след изпращането на предварителното уведомление; ползвателите на преносната мрежа, които не са отговорили в необходимия срок, нямат право на представители в комисията за изпитанията;
9. след изтичането на едномесечния срок операторът на електроенергийната система съставя комисията за изпитанията на основата на направените предложения и уведомява ползвателите на преносната мрежа по т. 4 и предложителя на изпитанията за учредяването на комисията за изпитанията;
10. координаторът на изпитанията организира заседание на комисията за изпитанията не по-късно от две седмици от нейното учредяване, на което се разглеждат:
а) информация за естеството и целите на предлаганите изпитания и други въпроси, изложени в предварителното уведомление;
б) експлоатационните рискове и икономическите последици от предлаганите системни изпитания;
в) възможностите за съчетаване на предложените системни изпитания с предварително планирани ремонти на генериращи блокове, елементи на преносната мрежа или други изпитания;
г) въздействието на предлаганите системни изпитания върху планирането на работата и диспечирането на генериращите блокове;
11. преносното предприятие, предложителят на изпитанията и ползвателите на преносната мрежа по т. 4 независимо дали са представени в комисията за изпитанията са длъжни на основата на писмено запитване да предоставят информация, необходима на комисията във връзка с предложените системни изпитания;
12. комисията за изпитанията се свиква от координатора на изпитанията на заседания толкова често, колкото е необходимо, за да изпълни своите задължения;
13. не по-късно от един месец след своето първо заседание комисията за изпитанията подготвя доклад (“доклад за предложение”), който съдържа:
а) оценка на техническите аспекти на предлаганите изпитания;
б) разпределянето на разходите, свързани с предлаганите изпитания между засегнатите страни; общият принцип, освен ако не е договорено друго, е, че разходите са за сметка на предложителя на изпитанията;
в) други въпроси, които комисията за изпитанията счита за необходими;
г) ясно формулирано предложение за провеждане на системните изпитания;
14. комисията за изпитанията одобрява всяко от решенията на доклада за предложение с консенсус;
15. докладът за предложение без забавяне се изпраща до оператора на електроенергийната система, предложителя на изпитанията и ползвателите на преносната мрежа по т. 4;
16. всеки получател на доклада за предложение изпраща писмено своето съгласие или аргументите за своето несъгласие до координатора на изпитанията не по-късно от две седмици от получаването на доклада;
17. в случай на неодобрение от един или повече получатели комисията за изпитанията провежда заседание във възможно най-кратък срок, за да прецени възможността за промени в изпитанията, които да удовлетворяват направените възражения;
18. ако предложените системни изпитания може да бъдат променени, комисията за изпитанията подготвя ревизиран доклад не по-късно от две седмици след своето заседание за разглеждане на отговорите на доклада за предложение и го изпраща на страните по т. 15;
19. ако доклад за предложение/ревизиран доклад за предложение бъде одобрен от всички получатели, в двуседмичен срок комисията за изпитанията представя на оператора на електроенергийната система, на предложителя на изпитанията и на ползвателите на преносната мрежа по т. 4 програма (“програма за изпитанията”), която съдържа:
а) времеви график;
б) последователност на превключванията;
в) списък на персонала, участващ в провеждането на изпитанията;
г) средства за регистрация и наблюдение;
д) средства за комуникация;
е) мерки по безопасност;
ж) други въпроси, които комисията счита за необходими;
20. програмата за изпитанията задължава всички страни по т. 15 да действат в съответствие с условията на тази програма във връзка с предложените изпитания;
21. всички проблеми във връзка с предложените системни изпитания, които възникнат след издаването на програмата за изпитания, незабавно се изпращат писмено до координатора на изпитанията; ако координаторът реши, че тези проблеми налагат промяна или отлагане на изпитанията, той незабавно писмено уведомява страните по т. 15;
22. ако в деня на провеждане на системните изпитания условията на работа на електроенергийната система са такива, че някоя от страните по т. 15 прецени за необходимо да отложи или отмени началото на изпитанията, съответната страна незабавно уведомява координатора на изпитанията за основанията на това искане; координаторът на изпитанията отлага или отменя началото на изпитанията и договаря със страните по т. 15 друго подходящо време за провеждане на системните изпитания; ако координаторът на изпитанията не може да постигне такава договореност, той организира заседание на комисията за изпитанията възможно най-скоро, за да съгласува друго подходящо време за провеждане на изпитанията;
23. когато някоя от страните по тези правила откаже да участва в системни изпитания или не изпълни поетите задължения, което не позволява провеждането на планирани системни изпитания, операторът на електроенергийната система сезира ДКЕР; Държавната комисия за енергийно регулиране се произнася с решение, което е задължително за засегнатите страни; ДКЕР уведомява комисията за изпитанията и страните по т. 15 за своето решение;
24. не по-късно от три месеца от провеждане на системните изпитания, освен ако не е договорено друго, предложителят на изпитанията изпраща писмен доклад (“заключителен доклад”) до оператора на електроенергийната система и другите представители в комисията за изпитанията;
25. заключителният доклад включва:
а) описание на тестваните съоръжения;
б) програма на проведените изпитания;
в) получени резултати;
г) заключения и препоръки;
26. комисията за изпитанията обсъжда и одобрява заключенията и препоръките от заключителния доклад не по-късно от един месец от неговото представяне, след което се разпуска;
27. в определени случаи, по преценка на оператора на електроенергийната система, заявката за провеждането на системни изпитания може да бъде дадена по-малко от три месеца преди планираното начало на изпитанията; в този случай след консултация с предложителя на изпитанията и ползвателите на преносната мрежа по т. 4 операторът на електроенергийната система съставя времеви график за процедурите от т. 4 до т. 20.
Чл. 197. Процедура за провеждането на системни изпитания, предложени от преносното предприятие:
1. преносното предприятие може да провежда системни изпитания за определяне на:
а) ефективност на първичното и вторичното регулиране;
б) поведение на електроенергийната система при постепенни (плавни) изменения на товара;
в) поведение на електроенергийната система при внезапни промени на генерацията/товара;
г) статични и динамични честотни характеристики и системни коефициенти;
д) способност за осигуряване на необходимите условия по отношение на напрежението и честотата в контролните точки на преносната мрежа и в точките на свързване с други електроенергийни системи;
е) характеристиките на системните стабилизатори;
ж) други изпитания със системно значение;
2. операторът на електроенергийната система трябва да подготви предварителна програма, в която да бъдат определени:
а) естеството и целите на предлаганите изпитания;
б) степента, до която преносната мрежа и системите/съоръженията на ползватели на преносната мрежа ще участват в изпитанията или ще бъдат засегнати от изпитанията;
в) мерките за сигурност;
г) мерките по безопасност;
3. операторът на електроенергийната система определя длъжностно лице, което да координира изпитанията в качеството на председател на комисията за изпитанията; координаторът на изпитанията трябва да бъде лице с подходяща квалификация и опит в провеждането на системни изпитания;
4. операторът на електроенергийната система изпраща писмено уведомление (“предварително уведомление”) до ползвателите на преносната мрежа, определени по т. 2, буква “б”, не по-късно от шест месеца преди датата на планираните системни изпитания; предварителното уведомление съдържа:
а) информация за естеството и целите на предлаганите изпитания;
б) списък на ползвателите на преносната мрежа, определени по т. 2, буква “б”;
в) степента, до която ще участват в изпитанията системите/съоръженията на съответните ползватели по т. 2, буква “б”;
г) предложител на системните изпитания;
д) покана към ползвателите на преносната мрежа по т. 2, буква “б” да предложат техен представител с необходимата квалификация в комисията за изпитанията, ако координаторът на изпитанията информира оператора на електроенергийната система за необходимостта от участието на представители на засегнатите ползватели в комисията за изпитанията;
е) име на представителя/представителите на оператора на електроенергийната система в комисията за изпитанията;
ж) име на председателя на комисията за изпитанията, определен от оператора на електроенергийната система;
5. отговорите на поканата за предлагане на представители в комисията за изпитанията трябва да бъдат получени от оператора на електроенергийната система не по-късно от един месец след изпращането на предварителното уведомление; ползвателите на преносната мрежа, които не са отговорили в необходимия срок, нямат право на представители в комисията за изпитанията;
6. след изтичането на едномесечния срок операторът на електроенергийната система съставя комисията за изпитанията на основата на направенинаправените предложения и уведомява ползвателите на преносната мрежа по т. 2, буква “б” за учредяването на комисията за изпитанията;
7. координаторът на изпитанията организира заседание на комисията за изпитанията не по-късно от две седмици от нейното учредяване, на което да бъдат разгледани:
а) информацията за естеството и целите на предлаганите изпитания и други въпроси, изложени в предварителното уведомление;
б) експлоатационните рискове и икономическите последици от предлаганите системни изпитания;
в) възможностите за съчетаване на предложените системни изпитания с предварително планирани ремонти на генериращи блокове, елементи на преносната мрежа или други изпитания;
г) въздействието на предлаганите системни изпитания върху планирането на работата и диспечирането на генериращите блокове;
8. преносното предприятие, предложителят на изпитанията и ползвателите на преносната мрежа по т. 2, буква “б”, независимо дали са представени в комисията за изпитанията, са длъжни на основата на писмено запитване да предоставят информация, необходима на комисията във връзка с предложените системни изпитания;
9. комисията за изпитанията се свиква от координатора на изпитанията на заседания толкова често, колкото е необходимо, за да изпълни своите задължения;
10. не по-късно от един месец след своето първо заседание комисията за изпитанията подготвя доклад (“доклад за предложение”), който съдържа:
а) оценка на техническите аспекти на предлаганите изпитания;
б) разпределяне на разходите, свързани с предлаганите изпитания, между засегнатите страни; общият принцип, освен ако не е договорено друго, е, че разходите са за сметка на предложителя на изпитанията;
в) други въпроси, които комисията счита за необходими;
г) ясно формулирано предложение за провеждане на системните изпитания;
11. комисията за изпитанията одобрява всяко от решенията на доклада за предложение с квалифицирано мнозинство;
12. докладът за предложение без забавяне се изпраща до оператора на електроенергийната система и ползвателите на преносната мрежа по т. 2, буква “б”;
13. всеки получател на доклада за предложение изпраща писмено своето съгласие или аргументите за своето несъгласие до координатора на изпитанията не по-късно от две седмици от получаването на доклада;
14. в случай на неодобрение от един или повече получатели комисията за изпитанията провежда заседание във възможно най-кратък срок, за да прецени възможността за промени в изпитанията, които да удовлетворяват направените възражения;
15. ако предложените системни изпитания може да бъдат променени, комисията за изпитанията подготвя ревизиран доклад не по-късно от две седмици след своето заседание за разглеждане на отговорите на доклада за предложение и го изпраща на страните по т. 12;
16. ако докладът за предложение/ревизиран доклад за предложение бъде одобрен от всички получатели, в двуседмичен срок комисията за изпитанията представя на оператора на електроенергийната система и на ползвателите на преносната мрежа по т. 2, буква “б” програма (“програма за изпитанията”), която съдържа:
а) времеви график;
б) последователност на превключванията;
в) списък на персонала, участващ в провеждането на изпитанията;
г) средства за регистрация и наблюдение;
д) средства за комуникация;
е) мерки по безопасност;
ж) други въпроси, които комисията счита за необходими;
17. програмата за изпитанията задължава всички страни по т. 12 да действат в съответствие с условията на тази програма във връзка с предложените изпитания;
18. всички проблеми във връзка с предложените системни изпитания, които възникнат след издаването на програмата за изпитания, незабавно се изпращат писмено до координатора на изпитанията; ако координаторът реши, че тези проблеми налагат промяна или отлагане на изпитанията, той незабавно писмено уведомява страните по т.12;
19. ако в деня на провеждане на системните изпитания условията на работа на електроенергийната система са такива, че някоя от страните по т. 12 прецени за необходимо да отложи или отмени началото на изпитанията, съответната страна незабавно уведомява координатора на изпитанията за основанията на това искане; координаторът на изпитанията отлага или отменя началото на изпитанията и договаря със страните по т. 12 друго подходящо време за провеждане на системните изпитания; ако координаторът на изпитанията не може да постигне такава договореност, той организира заседание на комисията за изпитанията възможно най-скоро, за да съгласува друго подходящо време за провеждане на изпитанията;
20. когато някоя от страните по тези правила откаже да участва в системни изпитания или не изпълни поетите задължения, което не позволява провеждането на планирани системни изпитания, операторът на електроенергийната система сезира ДКЕР; Държавната комисия за енергийно регулиране се произнася с решение, което е задължително за засегнатите страни; ДКЕР уведомява комисията за изпитанията и страните по т. 12 за своето решение;
21. не по-късно от три месеца от провеждане на системните изпитания, освен ако не е договорено друго, операторът на електроенергийната система изпраща писмен доклад (“заключителен доклад”) до комисията за изпитанията;
22. заключителният доклад включва:
а) описание на тестваните съоръжения;
б) програмата на проведените изпитания;
в) получените резултати;
г) заключения и препоръки;
23. комисията за изпитанията обсъжда и одобрява заключенията и препоръките от заключителния доклад не по-късно от един месец от неговото представяне, след което се разпуска;
24. в определени случаи, по преценка на оператора на електроенергийната система, предварително уведомление за провеждането на системни изпитания може да бъде дадено по-малко от шест месеца преди планираното начало на изпитанията; в този случай след консултация с ползвателите на преносната мрежа по т. 2, буква “б”, операторът на електроенергийната система съставя времеви график за процедурите от т. 4 до т. 17.
Глава десета
НЕПРЕДВИДЕНИ ОБСТОЯТЕЛСТВА
Чл. 198. При възникване на обстоятелства, които не са предвидени в тези правила, операторът на електроенергийната система провежда спешно и на добра воля консултации с всички засегнати ползватели на преносната мрежа, с цел постигане на споразумение по отношение на това, което трябва да бъде извършено съобразно тези обстоятелства.
Чл. 199. (1) Ако в кратък срок не се постигне споразумение между оператора на електроенергийната система и засегнатите ползватели на преносната мрежа по отношение на необходимите действия, операторът на електроенергийната система определя тези действия в случаите, когато се застрашават сигурността и безопасността на електроенергийната система или се засягат интересите на други ползватели.
(2) Когато операторът на електроенергийната система извършва такова определяне, той отчита, доколкото е възможно, позициите, изразени от засегнатите ползватели на преносната мрежа.
Чл. 200. Всеки ползвател на преносната мрежа е длъжен да изпълнява всички разпореждания, дадени му от оператора на електроенергийната система след такова определяне, при условие, че те са съвместими с техническите параметри на неговите съоръжения.
Глава единадесета
КОНТРОЛ ЗА СПАЗВАНЕТО НА ПРАВИЛАТА
Чл. 201. Когато ползвател на преносната мрежа не може да изпълни условия на правилата за управление на електроенергийната система, той:
1. незабавно информира оператора на електроенергийната система за това;
2. подава молба до ДКЕР с копие до оператора на електроенергийната система за освобождаване от задължение за изпълнението на определени условия, като посочва причините за това искане, както и сроковете, в които ще бъде в състояние да изпълни тези условия.
Чл. 202. Молбата за освобождаване от задължение съдържа:
1. условието/условията на правилата за управление на електроенергийната система, които засегнатият ползвател не изпълнява;
2. точното определяне на съоръженията или системите на ползвателя, за които се иска освобождаване от задължение;
3. причините за неизпълнение на посочените условия и възможните последици от това неизпълнение за други ползватели и за безопасността, качеството и сигурността на работата на електроенергийната система;
4. датата, до която съответните условия ще бъдат изпълнени.
Чл. 203. Държавната комисия за енергийно регулиране своевременно разглежда молбата и ако прецени за необходимо, може да изиска становище от оператора на електроенергийната система.
Чл. 204. (1) Държавната комисия за енергийно регулиране взема решение за освобождаване от задължение на съответния ползвател по посочените в молбата условия от правилата за управление на електроенергийната система, ако:
1. искането на засегнатия ползвател е основателно;
2. няма отрицателно въздействие върху безопасността, качеството и сигурността на работата на електроенергийната система;
3. не предизвиква допълнителни разходи за работата на преносната мрежа;
4. не засяга други ползватели на преносната мрежа.
(2) С решението за освобождаване от задължение на съответния ползвател ДКЕР определя:
1. условията на правилата за управление на електроенергийната система, за които се дава разрешение за освобождаване от задължение на съответния ползвател на преносната мрежа;
2. съоръженията или системите на ползвателя, за които се дава разрешение за освобождаване от задължение;
3. основанията, поради които дава съответното разрешение;
4. срока, за който е издадено разрешението за освобождаване от задължение.
(3) Когато не са изпълнени условията по ал. 1, т. 3, ДКЕР отказва освобождаването от задължение и уведомява засегнатата страна и оператора на електроенергийната система за мотивите за отказ.
Чл. 205. Държавната комисия за енергийно регулиране уведомява оператора на електроенергийната система за решението за освобождаване от задължение на ползвател на преносната мрежа.
Чл. 206. Операторът на електроенергийната система е длъжен:
1. да води регистър за разрешенията за освобождаване от задължение на ползвателите на преносната мрежа;
2. да предоставя информация от този регистър при поискване от ползвател на преносната мрежа.
Чл. 207. Ползвателите на преносната мрежа и операторът на електроенергийната система имат право да поискат от ДКЕР преразглеждане на разрешенията за освобождаване от задължение при настъпване на промени в обстоятелствата, при които тези разрешения са дадени.
Чл. 208. Контролът за спазване на тези правила е част от контрола за изпълнение на условията на издадените от ДКЕР лицензии.
Чл. 209. Всички спорове, възникнали във връзка с прилагане на разпоредбите на тези правила, се отнасят за решаване от ДКЕР по реда на Закона за енергетиката.
ДОПЪЛНИТЕЛНА РАЗПОРЕДБА
§ 1. По смисъла на тези правила:
1. “Авариен коридор” (коридор за възстановяване, коридор) е съвкупност от електрически съоръжения, които осигуряват пренасянето на електрическа енергия от стартов източник до ТЕЦ или АЕЦ за захранване на собствените им нужди или до потребител нулева или първа категория в процеса на възстановяване на електроенергийната система.
2. “Автоматично повторно включване” е устройство или вградена функция на релейната защита на електропроводи 110, 220, 400 и 750 kV, която автоматично включва изключените от релейна защита елементи.
3. “Автоматично честотно отделяне” е автоматично разделяне на електроенергийната система на предварително определени части около термичните централи, при понижение на честотата под определена стойност. В случай, че честотата не се възстанови, електрическите централи се отделят от мрежата и захранват единствено собствените си нужди.
4. “Автоматично честотно разтоварване” е автоматично изключване на предварително определени товари в разпределителните мрежи и в мрежите на ползватели, присъединени към преносната мрежа, при понижение на честотата. Разтоварването се извършва на степени в диапазона от 49,0 до 48,0 Hz.
5. “Адекватност” е способност на електроенергийната система да захранва потребителите с електрическа енергия непрекъснато, като се имат предвид плановите и основателно очакваните непланови изключвания на елементи от електроенергийната система. Адекватността е елемент на надеждността.
6. “Активна мощност” е реална съставяща на пълната електрическа мощност, която може да бъде превръщана в друг вид мощност, например механична, топлинна, химическа, светлинна, акустична.
7. “Балансиране на търговски участник” е компенсиране на разликата между количествата потребена/произведена енергия и количествата по графиците за доставка съгласно сключените договори, чрез доставяне на недостигаща им енергия или приемане на излишната енергия по отношение на планираните количества съгласно графиците им за работа.
8. “Балансираща група” е обединяване на ползвателите, което обхваща произволни части от електроенергийната система, точно определени по отношение на местата на обмен на електрическа енергия с преносната мрежа и/или други балансиращи групи.
9. “Блочен трансформатор” (генераторен трансформатор) е трансформатор, който свързва електрическия генератор към преносната мрежа.
10. “Висши хармонични съставящи на периодична променлива величина” представляват синусоидални величини с честота, кратна на основната честота 50 Hz. Наличието, броят и амплитудите им са показател за несинусоидалността на периодичната променлива величина.
11. “Вторично регулиране” е централизирано автоматично управление на генераторни блокове в контролния блок, базирано на използване на резерва за вторично регулиране за:
а) поддържане на обмените на активна мощност със съседните контролни блокове и честотата в съответствие с планираните графици;
б) възстановяване на плановата стойност на честотата в случаите на отклонения, причинени от загуба на генериращи мощности/товари в контролния блок.
12. “Генераторен блок” е комплект от турбина (заедно с принадлежащите є системи за управление), електрически генератор (заедно с принадлежащите му системи за управление) и блочен трансформатор.
13. “Динамична устойчивост” е способност на електроенергийната система или на синхронен генератор след късо съединение или големи смущения, преминавайки през затихващ преходен процес да се връща в устойчиво състояние, близко до предходното.
14. “Защитен план” е съвкупността от технически и организационни мерки за препятстване възникването или разпространението на смущения и повреди, за да се избегне разпадане на електроенергийната система.
15. “Зона на нечувствителност на турбинен регулатор” е зона, в която турбинният регулатор не реагира на отклоненията на честотата от настроената стойност. Определя се от конструктивните неточности на турбинния регулатор и не трябва да бъде по-голяма от +/- 10 mHz.
16. “Зона на регулиране” (контролна зона) е свързана част от обединената електроенергийна система на UCTE (обикновено обхващаща преносната мрежа на електрическа компания или на държава), физически ограничена от местата на измерване на обмените на мощност и енергия със съседните електроенергийни системи, управлявана от един оператор на електроенергийна система. Зоната на регулиране може да бъде част от контролен блок и трябва да разполага с централен регулатор на честотата и обменните мощности.
17. “Коефициент на готовност” е:
Kг = Tраб /(Tраб + Tнеразп),
където:
Tраб е времето на работа на генераторен блок през разглеждания период;
(Tраб + Tнеразп) - сумата от времето на работа и времето на неразполагаемост на генераторен блок поради непланов ремонт.
18. “Контролен блок” е свързана част от обединената електроенергийна система на UCTE (обикновено обхващаща преносната мрежа на електриелектрическа компания или на държава), физически ограничена от местата на измерване на обмените на мощност и енергия със съседните електроенергийни системи. Управлява се от един оператор, съставен е от една или повече зони на регулиране и разполага с централен регулатор на честотата и обменните мощности.
19. “Краткосрочен ремонт” е ремонт, който е извън периодично планираните и не надвишава по продължителност 7 денонощия.
20. “Критерий за сигурност n - 1” е правило, в съответствие с което при изключване на единичен елемент на електроенергийната система вследствие на повреда (например преносен електропровод, трансформатор, генераторен блок или шинна система) елементите, оставащи в работа, трябва да бъдат в състояние да пренесат променените потоци на мощност в преносната мрежа, причинени от изключването на единичния елемент.
21. “Критерий за сигурност n - 2” е правило, в съответствие с което при изключване на два елемента на електроенергийната система вследствие на повреда елементите, оставащи в работа, трябва да бъдат в състояние да пренесат променените потоци на мощност в преносната мрежа, причинени от изключването на двата елемента.
22. “Лице, отговорно за балансирането” е лице, регистрирано за участие на пазара на балансираща енергия по реда на правилата за търговия с електрическа енергия, което осъществява координация между всички участници в дадена балансираща група по силата на договор, сключен между тях.
23. “Мъртва зона” на турбинен регулатор е умишлено настроен диапазон на честотата, в който турбинният регулатор не реагира при отклонения на честотата от плановата (настроената) стойност.
24. “Надеждност” е обща техническа характеристика на електроенергийната система, която показва възможността да бъде доставяна електрическа енергия на потребителите при установените стандарти и в необходимите количества.
25. “Напрежение с обратна последователност” е една от трите симетрични съставящи на напрежението, която съществува само в несиметрична трифазна система от синусоидални напрежения и се определя чрез следния комплексен математически израз:
U2 = 1/3 (UL1 + а2 UL2 + а UL3),
където:
а е оператор за завъртане на 120 градуса;
U L1 , U L2 и U L3 са комплексни изражения на трите фазни напрежения.
26. “Несиметричност на напреженията” за трифазна система е нееднаквост по модул и/или изместване между векторите на трите фазни напрежения на ъгъл, различен от ± 120° електрически.
27. “Номинална мощност” е мощност, посочена в техническия паспорт на електрическата машина/генераторен блок. Ако номиналната мощност не може да бъде ясно определена по този документ, стойността на мощността, която може да бъде постигната при нормални експлоатационни условия, трябва да бъде определена като номинална за тази електрическа машина/генераторен блок.
28. “Оператор на електрическа централа” е физическо лице, което осъществява дейности по оперативното управление на централата.
29. “Отговорник по безопасността” е длъжностно лице, отговорно за координирането и прилагането на мерки по безопасност, когато се извършват работи, изискващи обезопасяване на електрическите съоръжения.
30. “Островен режим” се реализира от генераторните блокове при разделянето на електроенергийната система на несинхронно работещи части. Генераторните блокове захранват товарите (включително собствените си нужди), регулират честотата и напрежението в частта от електроенергийната система, в която работят.
31. “План за възстановяване” е съвкупност от технически и организационни мерки за възстановяване на нормалната работа на електроенергийната система след частично или пълно разпадане.
32. “Ползвател на преносната мрежа” е физическо или юридическо лице, собственик на системи за производство, разпределение или преобразуване на електрическа енергия, присъединено към преносната мрежа, или търговец на електрическа енергия, което ползва преносната мрежа и системните услуги на оператора на електроенергийната система въз основа на сключен договор с преносното предприятие.
33. “Принцип на далечно резервиране” на релейните защити на даден обект е наличието на релейна защита, разположена на съседен обект, която действа с нарочно закъснение при същите видове повреди.
34. “Принцип на пълно близко резервиране” на релейните защити на даден обект е наличието на повече от един начин (или средство) за изпълнение на изисквана функция.
35. “Първично регулиране на честотата” (първично регулиране) е автоматична децентрализирана функция на турбинните регулатори на синхронизираните към електроенергийната система генераторни блокове, която поддържа баланса между производството и потреблението. Първичното регулиране променя изходящата мощност на генераторните блокове в зависимост от отклоненията на честотата в синхронната зона.
36. “Системна грешка” е моментната разлика между действителната и зададената стойност на обмените на контролната зона в съответствие с мрежовата характеристика на тази контролна зона и отклонението на честотата спрямо планираната.
37. “Разчетен координационен център” е административна структура, упълномощена от контролните блокове да изпълнява разчетни функции, което обхваща следните дейности:
а) архивиране и проверка на графиците за обмени между контролните блокове във фазата на планирането;
б) архивиране на данни от електромерите на електропроводите между контролните блокове за изчисляване стойностите на електроенергийните обмени;
в) наблюдение в реално време на определени електропроводи между контролни блокове;
г) изчисляване на нежеланите отклонения от графиците за обмени;
д) изчисляване на графиците на компенсационните програми за всеки контролен блок;
е) контролира качеството на системната честота и задава график по честота.
38. “Реактивна мощност” е имагинерна съставяща на пълната мощност, която създава и поддържа електрическите и магнитните полета в променливотоковите електрически машини. Реактивната мощност се произвежда от генераторите, синхронните компенсатори, статичните компенсатори и кондензаторите, свързани към мрежата.
39. “Регулираща енергия на електроенергийната система” дефинира реакцията на всеки контролен блок при промяна на системната честота вследствие на големи смущения.
40. “Режим на самостоятелна работа със захранване на собствените нужди” се реализира от генераторните блокове при изключването им от електроенергийната система, като остават в работа за захранване на собствените си нужди.
41. “Системен стабилизатор” (стабилизатор, схема за стабилизиране) е елемент на автоматичните регулатори на напрежение на синхронните генератори и е предназначен за демпфериране на колебанията на активната мощност в честотния диапазон от около 0,25 до 3,0 Hz.
42. “Системна авария” е случай на нарушаване на системните параметри, разделяне на електроенергийната система на несинхронно работещи части или загуба на напрежение на цялата преносна мрежа или части от нея, при което има потребители, лишени от захранване.
43. “Системни услуги” са услуги, необходими за правилната работа на електроенергийната система, които се осигуряват от оператора на електроенергийната система и определят сигурността и качеството на снабдяване с електрическа енергия.
44. “Смущение” е непланирано събитие, което предизвиква изменение в нормалните условия на работа на електроенергийната система.
45. “Собствени нужди на генераторен блок” е електрическа мощност/енергия, необходима за работата на спомагателните съоръжения на генераторния блок.
46. “Статична устойчивост” е способност на електроенергийната система или на синхронен генератор да се връща в предходно устойчиво състояние след малко смущение.
47. “Третично регулиране” (третично управление) е автоматична или ръчна промяна на работните точки на генераторните блокове, за да бъде възстановен необходимият резерв за вторично регулиране в необходимото време.
48. “Третичен резерв” (минутен резерв) е мощност, която може да бъде активирана автоматично или ръчно, за да осигури необходимия резерв за вторично регулиране. Този резерв трябва да бъде използван по начин, който ще съдейства за възстановяването на диапазона за вторично регулиране, когато е необходимо. Възстановяването на диапазона за вторично регулиране трябва да се осъществи до 15 минути.
49. “Тясно място в преносната мрежа” е част от електрическата мрежа, включващо един или няколко елемента, чиято сумарна пропускателна способност при отчитане на критериите за сигурност по чл. 12 е по-ниска от електрическата мощност, която е необходимо да бъде пренесена през тази част от електрическата мрежа.
50. “Управление на напреженията и реактивните мощности” (регулиране на напреженията и реактивните мощности) е поддържането на определен профил на напреженията в преносната мрежа чрез балансиране на реактивната мощност на преносната мрежа и ползвателите.
51. “Условие “вземаш или плащаш” е условие от дългосрочен договор за изкупуване на електроенергия, сключен между обществения доставчик и инвеститор, собственик на електрическа централа. Съгласно това условие общественият доставчик е длъжен да изкупува предварително определени минимални количества електроенергия всеки месец. В случай, че не ги изкупи по своя вина, общественият доставчик ги заплаща на инвеститора.
52. “Устойчивост” е общ термин за статична или динамична устойчивост. Означава способността на електроенергийната система да поддържа синхронната работа на генераторите.
53. “Фактор на мощността (cos )” е отношението на активната към пълната мощност.
54. “Черен старт” е способност на генераторен блок или електрическа централа да възстановят работата си без захранване на собствените си нужди от външен източник.
55. Използваните съкращения и абревиатури са, както следва:
|
Съкращение |
Определение |
|
АПАХ |
Автоматика за прекратяване на асинхронен ход |
|
АПВ |
Автоматично повторно включване |
|
АРВ |
Автоматичен регулатор на възбуждането на синхронен генератор |
|
АЧО |
Автоматично честотно отделяне |
|
АЧР |
Автоматично честотно разтоварване |
|
ЕЕС |
Електроенергийна система |
|
ЗПН |
Защита от повишено напрежение |
|
САОН |
Система за автоматично ограничаване на натоварването |
|
САРЧМ |
Система за автоматично регулиране на честотата и обменните мощности |
|
СН |
Собствени нужди (на генераторен блок, електрическа централа или подстанция) |
|
УРОП |
Устройство за резервиране на отказ на прекъсвач |
|
SCADA |
Система за управление и събиране на данни |
|
(Supervisory Control and Data Acquisition) |
|
|
UCTE |
Съюз за координиране на преноса на електрическа енергия |
|
(Union for the Coordination of Transmission of Electricity) |
ЗАКЛЮЧИТЕЛНА РАЗПОРЕДБА
§ 2. Правилата за управление на електроенергийната система са изготвени на основание чл. 83, ал. 1, т. 4 от Закона за енергетиката и са приети от Държавната комисия за енергийно регулиране на основание чл. 21, т. 7 от Закона за енергетиката с решение № П-2/4.VI.2004 г., т. 3.
Приложение № 4 към т. 4
ПРАВИЛА
за измерване на количеството електрическа енергия
Раздел I
Общи положения
Чл. 1. С правилата за измерване на количеството електрическа енергия се определят:
1. принципите, начините и местата на измерване на количествата активна и реактивна електрическа енергия;
2. изискванията за точността на измерване, проверката на измервателните системи и свързаните с тях комуникационни връзки;
3. създаването, поддържането и достъпът до база данни на измервателната система;
4. регистрирането на средствата за търговско измерване на количествата активна и реактивна електрическа енергия;
5. правата и задълженията на страните по сделките с електрическа енергия, на оператора на електроенергийната система и на операторите на разпределителните мрежи, свързани с измерването на количеството електрическа енергия.
Раздел II
Принципи на измерването
Чл. 2. За всяко присъединяване към електропреносната, съответно електроразпределителната мрежа, включително за всеки междусистемен електропровод, се осигурява измервателна система.
Чл. 3. (1) Електромерите за търговско и контролно измерване отчитат и регистрират киловатчасове (kWh) и/или киловарчасове (kVArh) в мястото на измерване на активна и/или капацитивна/индуктивна реактивна електрическа енергия.
(2) Количествата активна и реактивна електрическа енергия във всяко място на измерване се отчитат едновременно през периоди, определени в договора за покупко-продажба на електрическа енергия по регулирани цени или съгласно правилата за търговия с електрическа енергия, когато сделките с електрическа енергия са по свободно договорени цени. Общественият доставчик предоставя информация на оператора на електроенергийната система за периодите на отчитане, определени в договорите за покупко-продажба на електрическа енергия по регулирани цени.
Чл. 4. Всяко място на измерване трябва да има постоянен буквено-цифров идентификационен код.
Чл. 5. Техническите изисквания, метрологичните характеристики и спецификациите на измервателната система се определят от нивото на напрежение в мястото на измерване и от количеството електрическа енергия, което ще се измерва.
Чл. 6. Контролните електромери се монтират по преценка и за сметка на страната, която купува или продава електрическа енергия. Контролни електромери могат да се използват за осигуряване на данни от измерването при повреда на основните електромери.
Чл. 7. Всички измервателни системи се доставят, обслужват, поддържат и контролират в съответствие с изискванията на тези правила и действащото законодателство.
Раздел III
Място на присъединяване и осигуряване на измервателни системи
Чл. 8. Мястото на присъединяване към електропреносната, съответно електроразпределителната мрежа, се определя в договора за присъединяване съгласно Наредбата за присъединяване на производители и потребители на електрическа енергия към преносната и разпределителните електрически мрежи по чл. 116, ал. 7 от Закона за енергетиката (ЗЕ).
Чл. 9. Произведената електрическа енергия и електрическата енергия, използвана от потребителите, се измерва със средства за търговско измерване - собственост на преносното или на съответното разпределително предприятие.
Чл. 10. (1) Преносното предприятие е длъжно да доставя, монтира и поддържа средствата за търговско измерване и прилежащата апаратура за регистриране и предаване на данни в случаите, когато се измерва:
1. енергията на производител, присъединен към електропреносната мрежа;
2. енергията, напускаща електропреносната мрежа и постъпваща в електроразпределителните мрежи;
3. енергията, постъпваща в електрическите уредби на привилегированите потребители, присъединени към електропреносната мрежа;
4. енергията, използвана от потребители на енергия за стопански нужди, присъединени към електропреносната мрежа;
5. енергията, подавана/отдавана по междусистемните електропроводи.
(2) Разпределителното предприятие е длъжно да доставя, монтира и поддържа средствата за търговско измерване и прилежащата апаратура за регистриране и предаване на данни в случаите, когато се измерва:
1. енергията, използвана от потребители на енергия за стопански нужди, присъединени към електроразпределителната мрежа средно и ниско напрежение;
2. енергията, използвана от битовите потребители, присъединени към електроразпределителните мрежи ниско напрежение;
3. енергията, постъпваща в електрическите уредби на привилегированите потребители, присъединени към електроразпределителната мрежа;
4. енергията на производител, присъединен към електроразпределителната мрежа.
(3) Доставката, монтажът и поддръжката на средствата за търговско измерване и прилежащата апаратура за регистриране и предаване на данни в местата за обмен на енергия между съседни разпределителни предприятия се уреждат съгласно сключен между тях договор.
(4) Страната, която купува или продава електрическа енергия, няма право да преустройва, ремонтира или да заменя елементите на средствата за търговско измерване, както и да нарушава пломба, знак или друго контролно приспособление, поставени от преносното, съответно разпределителното предприятие, оторизиран държавен орган или упълномощени от него длъжностни лица.
Чл. 11. (1) Преносното, съответно разпределителното предприятие е длъжно да осигурява на страната, която купува или продава електрическа енергия, достъп за визуален контрол върху показанията на средствата за търговско измерване.
(2) Потребителите осигуряват на длъжностните лица на преносното, съответно разпределителното предприятие безпрепятствен достъп до всички елементи на измервателната система за тяхното монтиране, проверка и отчитане на количествата електрическа енергия при условия, определени в договора за продажба на електрическа енергия по регулирани цени, съответно в общите условия или в договора за ползване на преносната, съответно разпределителната мрежа при продажба по свободно договорени цени.
Чл. 12. Преносното предприятие определя специфичен за обекта и постоянен буквено-цифров идентификационен код за всяко място на измерване на количеството електрическа енергия.
Чл. 13. (1) Когато утвърдените тарифи предоставят възможност на потребителите от дадена група да избират начина на измерване на количеството електрическа енергия, преносното, съответно разпределителното предприятие е длъжно да монтира измервателни уреди, които да съответстват на писмено заявения избор на потребителя.
(2) В случая по ал. 1 потребителят подава писмено заявление до преносното, съответно разпределителното предприятие с искане за промяна на начина на измерване. Заявлението съдържа мотивите за исканите промени.
(3) В 30-дневен срок преносното, съответно разпределителното предприятие след проверка на съществуващия начин на търговско измерване на място при потребителя, предлага договор за осъществяване на исканите промени.
(4) Всички разходи, с изключение на разходите за самите измервателни уреди, са за сметка на потребителя.
Раздел IV
Определяне на местата на измерване
Чл. 14. При постъпване на електрическа енергия от производители в електропреносната мрежа, съответно в електроразпределителната мрежа, мястото на измерване е на страна високо напрежение на повишаващите трансформатори. Измерва се нетното подадено количество електрическа енергия.
Чл. 15. При отдаване на електрическа енергия от електропреносната към електроразпределителната мрежа мястото на измерване е на страна средно напрежение на понижаващ трансформатор и на страна 110 kV, собственост на разпределителното предприятие. Измерва се нетното подадено количество електрическа енергия.
Чл. 16. (1) При отдаване на електрическа енергия от електропреносната мрежа, съответно електроразпределителната мрежа, към присъединен потребител, мястото на измерване е на страната с по-високо напрежение на понижаващия трансформатор на потребителя (ако има такава трансформация) или в мястото на присъединяване на потребителя към електропреносната, съответно електроразпределителната мрежа. Технологичните разходи на енергия в дадено съоръжение (оборудване) са за сметка на неговия собственик.
(2) При подаване на електрическа енергия от преносното, съответно разпределителното предприятие към производител, мястото на измерване е на страна високо напрежение.
Чл. 17. При междусистемните електропроводи мястото на измерване се организира от преносното предприятие в граничната подстанция (уредба) съгласно препоръките на UCTE и двустранните договори за доставка (обмен) на електрическа енергия.
Чл. 18. (1) Когато мястото на измерване не съвпада с мястото на присъединяване, данните от измерването могат при необходимост да се коригират.
(2) Преносното, съответно разпределителното предприятие и страната, чиято енергия се измерва, се договарят за компенсацията. Договорената процедура за определяне на размера на компенсацията се включва в регистъра на измервателната система.
Раздел V
Идентификационен код
Чл. 19. За унифициране и улесняване обмена на данни от електроенергийния пазар, всяко място на измерване на електрическата енергия се описва от специфичен за обекта и постоянен буквено-цифров идентификационен код, описан в приложение № 1.
Чл. 20. Преносното предприятие определя идентификационните кодове на всички места на измерване. Тези кодове се съдържат в регистъра на измервателната система и съответните комуникационни връзки за всеки участник.
Чл. 21. Идентификационният код не се прехвърля за друго място на измерване, не се променя или прередактира, като остава постоянен през целия си пазарен ресурс.
Чл. 22. При преместване или закриване на място на измерване съответният идентификационен код има начална и крайна дата и контролен запис за промяната.
Чл. 23. При обмена на данни и информация между преносното, съответно разпределителното предприятие, съответния участник, Държавната комисия за енергийно регулиране и Държавната агенция за метрология и технически надзор (ДАМТН) се използва идентификационният код на всяко място на измерване.
Раздел VI
Изисквания към измервателните системи
Чл. 24. В зависимост от нивото на напрежение и големината на електрическия товар измервателната система включва:
1. измервателни трансформатори;
2. търговски електромери;
3. устройства за комуникации;
4. допълнителни и спомагателни устройства и вериги;
5. табло (шкаф) за монтиране на електромери и елементи на измервателната система, обезопасено срещу прах и влага и с възможност за пломбиране;
6. вторични вериги за измерване, клемореди и предпазители;
7. контролни електромери, ако такива са монтирани.
Чл. 25. Основните измервателни уреди и елементите на измервателните системи трябва да отговарят на следните условия:
1. да са защитени чрез пломби или други устройства, които не позволяват нерегламентиран достъп до тях на неоторизирани лица;
2. при двупосочни потоци на активна и реактивна електрическа енергия да включват и устройство, което може да регистрира и записва тези потоци;
3. при наличие на връзка с базата данни на измервателната система да имат електронни средства за записване и предаване на данни към нея;
4. да включват устройство, което дава възможност за визуално изображение на натрупващото се количество измерена електрическа енергия по тарифни зони и периоди на сетълмент;
5. да имат точност в съответствие с изискванията на Наредбата за средствата за измерване, които подлежат на метрологичен контрол, и на приложение № 2;
6. да имат защита от пренапрежение.
Чл. 26. (1) Измервателните трансформатори (токови и напреженови) трябва да отговарят на изискванията за точност, посочени в Наредбата за средствата за измерване, които подлежат на метрологичен контрол, и в приложение № 2.
(2) Техническите данни на измервателните трансформатори се включват в регистъра на измервателната система.
(3) В мрежите средно напрежение и мрежите високо напрежение (110 kV и по-високо) всяко място на търговско измерване се захранва от по един комплект токови и напреженови трансформатори с отделна намотка за търговско измерване.
Чл. 27. (1) Според принципа на действие електромерите за търговско измерване са индукционни или статични.
(2) Показанията на електромерите се отчитат непосредствено или дистанционно.
Чл. 28. (1) Търговското измерване на активна и реактивна електрическа енергия за стопански нужди се извършва:
1. при трифазни линии с ниско напрежение - с триелементни електромери;
2. при електропроводни линии със средно и високо напрежение, които са елементи от електроразпределителната мрежа, се допускат и двуелементни електромери;
3. при електропроводни линии с напрежение 110 kV и по-високо - с триелементни електромери.
(2) За битови потребители измерването се извършва с еднофазни или трифазни електромери с преден монтаж.
Чл. 29. (1) Електромерите по чл. 28, ал. 1, които са от статичен тип, трябва да измерват и записват количествата активна и реактивна енергия през определени интервали от време и да ги регистрират в независима памет.
(2) Количествата енергия се измерват, както при капацитивни, така и при индуктивни фактори на мощността. Потокът на активна и реактивна енергия се измерва и регистрира поотделно в двете посоки.
Чл. 30. (1) Електромерите по чл. 28, ал. 1, които са от статичен тип, трябва да имат дисплей за изобразяване на всички интегрирани количества.
(2) Класът на точност на електромерите трябва да отговаря на изискванията, посочени в Наредбата за средствата за измерване, които подлежат на метрологичен контрол.
Чл. 31. Електромерите по чл. 28, ал. 1, които са от статичен тип, трябва да са оборудвани с допълнителна електрозахранваща система и независима система като резерв и да са осигурени със средства за наблюдение и контрол, както и със система за аварийна сигнализация за индикиране на вътрешни и външни повреди.
Чл. 32. (1) Електромерите трябва да са пломбирани. Пломбата се поставя така, че вътрешността на измервателния уред да не е достъпна без повреждане на пломбата.
(2) Техническите данни и спецификацията на електромерите и прилежащите им елементи се въвеждат в регистъра на измервателната система.
Чл. 33. (1) Измервателната система заедно с прилежащите є елементи трябва да постига изискванията за обща точност, посочени в приложение № 2.
(2) При необходимост електромерите могат да бъдат компенсирани за грешките на измервателните трансформатори и съответните връзки към електромера.
(3) Стойностите на компенсацията се записват от преносното, съответно разпределителното предприятие и трябва да бъдат доказани за обосноваване на компенсационните критерии. Всички параметри се запаметяват в регистъра на измервателната система.
Чл. 34. (1) Преносното, съответно разпределителното предприятие определя необходимостта от оборудване на електромер с вграден часовник с вход за синхронизация със стандартен часовник. Времето на електромера се задава според българското стандартно време.
(2) Синхронизирането се извършва чрез интегриран приемник и синхронизиран радиосигнал или чрез синхронизиращ еталонен сигнал от преносното предприятие.
Чл. 35. (1) Преносното, съответно разпределителното предприятие определя необходимостта статичният електромер да има уред за автоматично регистриране с енергонезависима памет, която включва средства за запаметяване на данни за всяко измерено количество.
(2) Капацитетът на запаметяващото устройство трябва да позволява запаметяването на минимум 4 измерени стойности на данни, снемани през интервал от 15 минути, за период 50 дни.
Чл. 36. (1) Измервателната система, включваща статичен електромер съгласно чл. 35, ал. 1, трябва да е оборудвана със средства за защита на енергозависимите данни, запаметени в паметта.
(2) По възможност данните се съхраняват в енергонезависима памет. След загуба на захранване данните, записани в паметта, се пазят за най-малко 50 дни от натрупаното оперативно време без включено външно захранване. Всяка операция “четене” не трябва да изтрива или да променя запаметените измерени данни.
Чл. 37. (1) Измервателната система, включваща статичен електромер, трябва да е оборудвана с интерфейсни устройства за вътрешна или външна комуникация, например модем или радиопредавател, които осигуряват обмена на данни за локално или дистанционно запитване според действащия стандарт.
(2) Комуникационната връзка осигурява предаване на данните от измерването към преносното предприятие. Запитването се осъществява чрез едно от следните комуникационни средства:
1. телефонни държавни и/или частни мрежи;
2. частна или държавна радио-/сателитна мрежа;
3. високочестотна комуникация по електропроводни линии високо напрежение.
Чл. 38. (1) Преносното предприятие осигурява комуникационната връзка.
(2) Отчитането на данни от електромера, както и частично или пълно параметриране на електромера трябва да бъдат възможни единствено чрез достъп при подходящо ниво на сигурност.
(3) Техническата спецификация на формата за предаване на данни, протоколите, средствата за проверка за грешки и нивото на сигурност се определят от преносното предприятие.
Чл. 39. (1) Всяка измервателна система подлежи на проверка за:
1. точност;
2. работоспособност;
3. понижено ниво на напрежение на резервната батерия;
4. проверка на паметта;
5. изолация.
(2) Надеждността на измервателните трансформатори и измервателните системи трябва да бъде на ниво над 99 % годишно. Разполагаемостта на комуникационната връзка за работа трябва да бъде над 95 % годишно.
Чл. 40. (1) Вторичните вериги на измервателната система се изпълняват с екраниран кабел при следните условия:
1. напреженовите вериги (при измерване на всички нива на напрежение) - с четирижилен кабел;
2. токовите вериги (при измерване на ниво средно и високо напрежение) - със самостоятелна двойка кабел за всяка фаза от токов трансформатор до клеморед на електромер;
3. токови вериги (при измерване на ниво високо напрежение) - със самостоятелна двойка кабел за всяка фаза от токов трансформатор до команден шкаф, а от команден шкаф до клеморед - с четворка кабел;
4. минимално допустимото сечение на вторичните вериги е 2,5 mm2 за меден проводник, при което сечението на кабелите във вторичната токова верига трябва да бъде съобразено с мощността на вторичната намотка на токовия трансформатор, а вторичната напреженова верига да обезпечава спад на напрежение, по-малък от 0,5 %;
5. заземяването на вторичните вериги се извършва в една точка на специализираните клеми на измервателните трансформатори;
6. заземяването на екранирания кабел (защитната обвивка) се извършва на електромерното табло;
7. клеморедите на вторичните вериги са окомплектовани с принадлежности, осигуряващи оптимална възможност за независимо шунтиране на всяка от фазите, както и за разкъсване на вторичните вериги;
8. вторичните вериги се извеждат на клемореди:
- в команден шкаф за токови и напреженови вериги - при измерване на ниво високо напрежение;
- в предкилиен шкаф за напреженови вериги - при измерване на ниво средно напрежение;
- на електромерно табло - за измерване на ниво ниско напрежение;
9. монтажът на клеморедите в команден и предкилиен шкаф се изпълнява в прахо-влагозащитена кутия с възможност за пломбиране;
10. за предпазване на вторичните напреженови вериги се използват предпазители, монтирани съответно в команден и предкилиен шкаф;
11. сигнализацията за отпадане на напрежение във вторичните измервателни вериги се реализира за всяка измервателна система поотделно и се извежда на командното табло на съответното присъединение;
12. сигнализацията за отпадане на оперативното напрежение се извежда на табло централна сигнализация.
(2) Електромерното табло с променливо напрежение 220 V се захранва от табло собствени нужди чрез самостоятелен предпазител и сигнализация за отпадането му.
Чл. 41. Данните от измерването, съхранявани в измервателната система, са защитени от пряк локален или дистанционен достъп чрез пароли. Паролите се вписват в регистъра на измервателната система.
Чл. 42. (1) Мястото на измерване и всички прилежащи елементи, настройки и параметри на измервателната система трябва да бъдат ясно определени и записани в регистъра на измервателната система.
(2) Всички промени на елементи, настройки и параметри се съгласуват със съответния участник. При необходимост от неотложни промени операторът на електроенергийната система уведомява съответния участник.
(3) Проектът, техническите спецификации и електрическите схеми на елементите на измервателната система се документират от оператора на електроенергийната система, съответно от оператора на разпределителната мрежа.
Раздел VII
Регистър на измервателната система и данни от измерването
Чл. 43. (1) Всички технически данни за елементите на измервателната система, физическите данни с резултати от измерванията по отношение на всяко място на измерване, всички места на измерване и данните за администриране на регистъра на измервателната система се съхраняват в централна база данни, наречена база данни на измервателната система, съдържаща две части:
1. регистър на измервателната система;
2. данни от измерването.
(2) Операторът на електроенергийната система осигурява:
1. актуализирането, поддържането и администрирането на двете части на базата данни;
2. сигурния и поверителен начин, по който администрира, обработва, поддържа и съхранява данните в регистъра и данните от измерванията.
Чл. 44. (1) Операторът на електроенергийната система поддържа за всеки деклариран при регистрацията на пазара на балансираща енергия обект виртуален електромер, който съхранява стойностите на консумираната и отдадената от този обект активна и реактивна енергия за всеки период на сетълмент.
(2) Обектите на търговските участници, които не са декларирани при регистрация на пазара на балансираща енергия, се декларират пред обществения доставчик и/или обществен снабдител.
Чл. 45. (1) Операторът на електроенергийната система е длъжен да осигурява за всяка измервателна система всички необходими данни и технически спецификации според изискванията, описани в приложение № 1.
(2) Операторът на електроенергийната система предоставя достъп до регистъра на измервателната система само на упълномощени лица и на участниците по отношение на местата на измерване на собствените им обекти.
Чл. 46. Всяка проверка на определената според приложение № 2 точност на измервателната система, всяка промяна в нейните елементи, настройки и параметри трябва да бъде в съответствие със сетълмента и се отразява в регистъра.
Чл. 47. Регистърът на измервателната система съдържа информация за:
1. марката, типа, серийния номер, година на производство и класа на точност на измервателните уреди;
2. всички данни, свързани с техническите и метрологичните спецификации и стандарти, като минимален и максимален ток, номинално резервно напрежение, работен обхват и точност на всички устройства в измервателната система, включително техническите данни на силовите и измервателните трансформатори;
3. идентификационния код, компенсационните процедури и др.;
4. локална информация, като физическо местоположение, име на упълномощеното лице за връзка и др.;
5. комуникационната връзка (тип, технически параметри, и др.);
6. всички данни, отнасящи се до програмата за проверка и графика на подмяна на активите, протоколи от проверките на различните измервателни уреди на измервателната система.
Чл. 48. (1) Данните от измерванията са втората част от базата данни, която съдържа всички измерени и пресметнати стойности, ползвани за целите на разплащането.
(2) Операторът на електроенергийната система събира дистанционно и съхранява данните по ал. 1 и ги запаметява в базата данни на измервателната система за целите на разплащането и извършването на справки за участници.
(3) Операторът на електроенергийната система разработва процедури за събиране и съхраняване на данните от измерванията, за което уведомява участниците.
(4) В случай, че дистанционното събиране на данни стане невъзможно, операторът на електроенергийната система организира със съответния участник получаване на данните с други средства.
Чл. 49. Операторът на електроенергийната система осигурява надеждна комуникационна връзка и дистанционно предаване на данни от измервателната система към базата данни.
Чл. 50. Разпределителното предприятие създава, поддържа и администрира база данни за всички потребители и производители, присъединени към електроразпределителната мрежа, независимо от това дали сключват сделки при регулирани или свободно договорени цени. За регистрираните на пазара на балансираща енергия търговски участници разпределителното предприяпредприятие представя на оператора на електроенергийната система валидирани данни за ползване и съхранение в базата данни.
Чл. 51. (1) Данните от измерванията включват:
1. отчетени стойности на активната и реактивната енергия, които са събрани от измервателните системи;
2. пресметнати стойности от първоначалните данни от оператора на електроенергийната система;
3. оценени и коригирани или заменени данни в случай на липсващи или погрешни данни;
4. разчетни данни и стойности, използвани за целите на разплащането.
(2) Преносното, съответно разпределителното предприятие предоставя необходимите данни от измерванията на страните по сделките с електрическа енергия за целите на разплащането.
Чл. 52. (1) Данните от измерването се събират, обработват, администрират и запаметяват по сигурен и поверителен начин.
(2) Данните за минали периоди се съхраняват в базата данни от измерването за период две години в достъпен формат и за период 6 години в архив.
Чл. 53. (1) Операторът на електроенергийната система отговоря за проверката на валидността на данните и заместващите данни в случай на грешка или липсващи данни.
(2) Операторът на електроенергийната система разработва съвместно с участниците процедури и указания за валидиране и замяна на данни.
(3) При пълно отсъствие на данни от измерване или при грешки в измервателните уреди данните се заменят с възможно най-добрите пресметнати данни, като се използват статистически записи, информация от информационно-управляващата система (SСADA) на Централното диспечерско управление, и други източници и методи, съгласувани със съответния участник.
(4) В случай че данните от измерването не могат да бъдат възстановени от измервателната система в срока, изискван за разплащане, заместващата стойност се подготвя от оператора на електроенергийната система, като се използва метод, предварително договорен с участниците.
(5) При установяване на загуба на данни от измерване или неточни данни от измервателната система операторът на електроенергийната система уведомява съответните участници до 24 часа от установяването при работен ден.
Чл. 54. (1) Всеки участник може да поиска от оператора на електроенергийната система да извърши проверка, която да установи съответствие между данните в базата данни и данните от неговата измервателна система.
(2) При несъответствие между данните от измервателната система и тези в базата данни засегнатият участник и операторът на електроенергийната система определят съвместно най-подходящия начин за отстраняване на несъответствието на основа на данните от измервателната система.
Чл. 55. Операторът на електроенергийната система може да даде пряк или допълнителен достъп до базата данни на измервателната система на упълномощени лица и/или организации.
Чл. 56. Право на достъп до всички данни по отношение на мястото на измерване имат:
1. преносното, съответно разпределителното предприятие;
2. операторът на електроенергийната система;
3. участникът - за съответната измервателна система.
Чл. 57. (1) Електронен достъп до базата данни се осигурява, като се използват подходящи системи за сигурност, определени от оператора на електроенергийната система.
(2) Базата данни на измервателната система и паролите за електронен достъп са поверителни и подлежат на защита в съответствие с чл. 114 ЗЕ.
(3) Операторът на електроенергийната система осигурява подходящо планиране на достъпа до базата данни с оглед недопускане на претоварване на информационната система.
Раздел VIII
Проверка на измервателните системи
Чл. 58. Средствата за измерване трябва да отговарят на техническите и метрологичните изисквания към тях, определени в Наредбата за средствата за измерване, които подлежат на метрологичен контрол.
Чл. 59. Средствата за търговско измерване удовлетворяват изискванията за точност само в случаите, когато качеството на електрическата енергия в мястото на измерване отговаря на изискванията на стандарта.
Чл. 60. Всички средства за търговско и контролно измерване подлежат на първоначална и последващи проверки по реда на Закона за измерванията и Наредбата за средствата за измерване, които подлежат на метрологичен контрол.
Чл. 61. Проверка на измервателната система и съответната комуникационна връзка може да бъде поискана от страната, която купува или продава електрическа енергия, а в случаите на използване на чужда уредба - и от нейния собственик. Разходите са за сметка на страната, поискала проверката, когато резултатите от нея покажат, че оборудването е в рамките на изискваната точност. Във всички останали случаи разходите за проверка са за сметка на преносното, съответно разпределителното предприятие.
Чл. 62. (1) Преносното, съответно разпределителното предприятие извършва проверки на измервателните системи за съответствието им с изискванията на тези правила.
(2) Измервателните уреди се проверяват за съответствието им с изискванията за точност, определени в Наредбата за средствата за измерване, които подлежат на метрологичен контрол и в приложение № 2.
(3) Проверката на общата точност на измервателната система съгласно приложение № 2 се договаря между страните.
Чл. 63. (1) Всички електромери (търговски и контролни) подлежат на първоначална проверка. Резултатите от проверката се записват в регистъра на измервателната система.
(2) Проверката се извършва от упълномощено от ДАМТН физическо или юридическо лице.
Чл. 64. (1) В случай че търговският електромер в измервателна система в мрежа 110, 220 и 400 kV покаже отклонение повече от 1,5 % от показанията на съответната контролна измервателна система, двете системи се проверяват. Ако търговският електромер покаже очевиден дефект, данните от контролния електромер се приемат като точни данни.
(2) Когато при проверка на измервателната система се установи грешка над допустимата съгласно Наредбата за средствата за измерване, които подлежат на метрологичен контрол и приложение № 2 и не е известно кога се е появила дадена грешка, некоректно отчетеното количество електрическа енергия се определя съгласно процедура, предвидена в договора за покупко-продажба на електрическа енергия.
(3) Когато при проверка на измервателна система се установи грешка на измерването, по-малка 1,5 пъти от допустимата грешка по спецификациите, отчетените резултати не се подменят.
(4) В случаите по ал. 1 и 2 преносното, съответно разпределителното предприятие осигурява достатъчно точни заместващи данни за корекция на грешката за периода, от който тя се счита за настъпила.
(5) Преносното, съответно разпределителното предприятие подготвя отчет за съгласуване на данните, снети от електромера, и го предоставя на съответния участник.
Чл. 65. (1) Всички измервателни трансформатори подлежат на първоначална проверка.
(2) Новите измервателни трансформатори, преди да влязат в търговска употреба, се изпитват и проверяват съгласно Наредбата за средствата за измерване, които подлежат на метрологичен контрол.
(3) Последваща проверка на измервателните трансформатори се извършва по преценка на страните по договора за покупко-продажба на електрическа енергия или при настъпила очевидна промяна.
Раздел IХ
Контролно измерване
Чл. 66. (1) Системата за контролно измерване се монтира по преценка и за сметка на страната, която купува или продава електрическа енергия, като се съгласува с преносното, съответно разпределителното предприятие.
(2) Процедурата за използване на данните от контролните електромери за целите на разплащането се урежда в договора за покупко-продажба на електрическа енергия, сключен между страните, съответно в общите условия за продажба на електрическа енергия.
Чл. 67. (1) Контролната измервателна система е отделна от търговската и използва отделни намотки на токовите трансформатори.
(2) Контролните измервателни системи могат да се захранват от вторични вериги, използвани за други цели.
(3) Контролните измервателни системи не могат да бъдат с по-ниски метрологични показатели от тези за търговско измерване.
Чл. 68. (1) Участникът няма право без представител на преносното, съответно разпределителното предприятие да преустройва, ремонтира или да заменя елементите на средствата за контролно измерване, както и да нарушава пломба, знак или друго контролно приспособление на тези средства.
(2) Преносното, съответно разпределителното предприятие няма право без представител на участника да преустройва, ремонтира или да заменя елементите на средствата за контролно измерване, както и да нарушава пломба, знак или друго контролно приспособление на тези средства.
Раздел Х
Контрол за спазване на правилата
Чл. 69. Контролът за спазване на тези правила е част от контрола за изпълнение на условията на издадените от Държавната комисия за енергийно регулиране лицензии.
Чл. 70. Всички спорове, възникнали във връзка с прилагане на тези правила, се отнасят за решаване от Държавната комисия за енергийно регулиране по реда на Закона за енергетиката.
ДОПЪЛНИТЕЛНА РАЗПОРЕДБА
§ 1. По смисъла на тези правила:
1. “Виртуален електромер” е условно работно понятие, което означава съхраняване на калкулираните стойности на консумираната и отдадената активна и реактивна енергия от съответен обект за всеки период на сетълмент.
2. “Измерване” означава регистриране на произведената или потребената активна и реактивна електрическа енергия.
3. “Контролен електромер” е електромер, различен от търговския, и служи за източник на информация в определени случаи.
4. “Междусистемни електропроводи” са електропроводи и принадлежащите им съоръжения, осигуряващи връзка с други електроенергийни системи или части от тях.
5. “Обект” е всяка обособена по отношение на измерването на електрическа енергия производствена единица на търговски участник, която произвежда или потребява електрическа енергия.
6. “Привилегирован потребител” е потребител на електрическа енергия, отговарящ на условията, определени в Правилата за условията и реда за достъп до електропреносната и електроразпределителните мрежи.
7. “SСADA” е информационно управляваща система за събиране, обработване, регистриране и визуализиране на информация, необходима за оперативното и аварийното управление на електроенергийната система, както и за следоперативен анализ.
8. “Точност” е предвидената допустима грешка на всяко измервателно устройство в зависимост от местоположението му и допустимата грешка на свързаните към него токови и напреженови трансформатори.
9. “Търговски електромер” е основна съставна част на всяка измервателна система, която осигурява измервателна информация за търговски цели.
10. “Търговски участници” са производителите на електрическа енергия, привилегированите потребители и търговците на електрическа енергия, които сключват сделки по реда на Правилата за търговия с електрическа енергия.
11. “Участник” е всяка от страните по сделките с електрическа енергия.
12. “UCTE” е Съюзът за координиране на преноса на електрическа енергия.
ЗАКЛЮЧИТЕЛНА РАЗПОРЕДБА
§ 2. Тези правила са изготвени на основание чл. 83, ал. 1, т. 6 от Закона за енергетиката и са приети от Държавната комисия за енергийно регулиране на основание чл. 21, т. 7 от Закона за енергетиката с решение № П-2 от 4.VI.2004 г., т. 4.
Приложение № 1 към чл. 19 и чл. 45, ал. 1
Структура на идентификационния код на местата на измерване
|
Държава (2 знака) |
Разпреде- лително предприятие(я) (4 знака) |
Район (5 знака) |
Сериен номер (5 знака) |
|
Държава |
Международната идентификация на държавите, например България: BG |
|
Разпределително |
Преносното предприятие опреде- |
|
предприятие |
ля идентификационни номера за разпределителните предприятия |
|
Район |
Идентификационен номер на мястото на измерване |
|
Сериен номер |
Определен за всяка измервателна система индивидуално. Някои знаци може да бъдат определени за разграничаване по тип на измервателната система (производител/разпределително предприятие/привилегирован потребител) |
Регистър на измервателната система
Регистърът представлява част от базата данни на измервателната система и съдържа информация от измерванията, свързани с измервателните системи, определени от правилата за измерване, които определят валидността и точността на данните от измерването.
Предназначението на регистъра е да улесни:
- регистрирането на местата на присъединяване, местата на измерване и засегнатите участници;
- проверката на съответствието с Правилата за измерване на количеството електрическа енергия;
- контрола на промените в регистрираната информация.
Регистърът съдържа най-малко следната информация:
1. Референтни данни за местата на присъединяване и измерване, включително:
- данни за местоположение и идентификация (номера на чертежи);
- данни за пресмятане на компенсации за загуби;
- идентификационни имена на обектите;
- определяне на отговорното лице за връзка за всеки обект от името на съответния участник;
- информация за кодирането на данните в регистъра.
2. Идентификация и характеристики на измервателната система:
- фабрични номера;
- идентификационно наименование на измервателната система;
- типове и модели на измервателни системи;
- коефициенти на трансформация на измервателните трансформатори;
- данни за текущи програми за изпитания и проверки, резултати от изпитания и отпратки към протоколи от изпитания;
- график за изпитание, проверки и подмяна на измервателната система.
3. Данни за предаването на информация, включително:
- телефонни номера за достъп до данни;
- тип и серийни номера на комуникационното оборудване;
- данни или указания за комуникационните протоколи;
- информация за преобразуването на данни;
- идентификация и права на достъп на потребителите;
- пароли за достъп до електромерите (съдържат се в скрити или защитни полета).
4. Процедура на валидиране и замяна на данни, договорени между засегнатите страни, включително:
- алгоритми;
- методи за сравнение на данни;
- обработка и аварийни сигнали (ограничения за източника на напрежение, ограничения за фазовия ъгъл);
- проверка на данните за компенсиране на измерването;
- алтернативни източници на данни.
5. Обработка на данни преди разплащане, включително алгоритми за:
- часово пресмятане на производството (потреблението);
- други.
Приложение № 2 към чл. 25, т. 5, чл. 26, ал. 1, чл. 33, ал. 1, чл. 46, чл. 62, ал. 2 и 3, чл. 64, ал. 2
Обща точност
Общата точност на измерванията зависи от точността както на електромера, така и на токовите и напреженовите трансформатори. Общата точност на измерванията в мястото на измерване за всички съществуващи и нови измервателни системи през цялото време е в границите на грешка, посочени в таблицата.
|
Количество |
Точност на отделните елементи на измервателната система |
Ток |
Фактор на мощността |
Граница на грешка |
|
Активна |
Електромер |
20 % до 120 % |
||
|
енергия |
за активна енергия 0,2 S |
от номиналния ток |
1 |
± 0,4 % |
|
5 % до 20 % |
||||
|
Токов |
от номиналния ток |
1 |
± 0,4 % |
|
|
трансформатор 0,2 S |
1 % до 5 % |
|||
|
от номиналния ток |
1 |
± 0,6 % |
||
|
Напреженов |
20 % до 120 % |
0,5 индуктивен до |
||
|
трансформатор 0,2 |
от номиналния ток |
0,8 капацитивен |
± 0,93 % |
|
|
Активна |
Електромер |
5 % до 120 % |
||
|
енергия |
за активна енергия 0,5 S |
от номиналния ток |
1 |
± 0,83 % |
|
Токов |
1 % до 5 % |
|||
|
трансформатор 0,2 S |
от номиналния ток |
1 |
± 1,23 % |
|
|
Напреженов |
10 % до 120 % |
0,5 индуктивен до |
||
|
трансформатор 0,2 |
от номиналния ток |
0,8 капацитивен |
± 1,41 % |
|
|
Активна |
Електромер |
5 % до 120 % |
||
|
енергия |
за активна енергия 0,5 S |
от номиналния ток |
1 |
± 1,32 % |
|
Токов |
1 % до 5 % |
|||
|
трансформатор 0,5 S |
от номиналния ток |
1 |
± 1,68 % |
|
|
Напреженов |
10 % до 120 % |
0,5 индуктивен до |
||
|
трансформатор 0,5 |
от номиналния ток |
0,8 капацитивен |
± 2,35 % |
|
|
Активна |
Електромер |
5 % до 120 % |
||
|
енергия |
за активна енергия 1,0 S |
от номиналния ток |
1 |
± 1,58 % |
|
Токов |
2 % до 5 % |
|||
|
трансформатор 0,5 S |
от номиналния ток |
1 |
± 2,02 % |
|
|
Напреженов |
20 % до 120 % |
0,5 индуктивен до |
||
|
трансформатор 0,5 |
от номиналния ток |
0,8 капацитивен |
± 2,48 % |
|
|
Реактивна |
Електромер |
10 % до 120 % |
||
|
енергия |
за реактивна енергия 2,0 |
от номиналния ток |
0 |
± 4,0 % |
|
Токов |
10 % до 120 % |
0,866 индуктивен до |
||
|
трансформатор 0,2 S |
от номиналния ток |
0,866 капацитивен |
± 5,0 % |
|
|
Напреженов |
||||
|
трансформатор 0,2 |
Забележка. Изискванията за токове в обхвата от 1 до 5 % от номиналния ток се прилагат само когато енергията, която ще се измерва при нормални работни условия, е такава, че номиналният ток на измерване е под 5 % (без 0) за периоди, равни на 10 % или повече годишно.
За постигане на общата изисквана точност може да е необходимо електромерите да бъдат компенсирани за грешките на измервателните трансформатори и за съответната връзка към електромерите или да бъдат компенсирани за загуби на силовия трансформатор. Стойностите за компенсиране се записват в преносното предприятие и се представят като доказателство при обосноваване на критериите за компенсиране.
Компенсирането може да се постигне или в рамките на измервателните уреди, или в рамките на софтуера за управление на данни. Ако се извърши компенсиране, тогава резултантната обща точност трябва да бъде възможно най-близо до нула. Параметрите трябва да се запаметяват в регистъра на измервателната система на преносното предприятие.
00000
РЕШЕНИЕ № П-4 от 5 юли 2004 г.
На основание чл. 21, т. 9 от Закона за енергетиката Държавната комисия за енергийно регулиране приема правила за предоставяне на достъп до газопреносната и/или газоразпределителните мрежи съгласно приложението.
Решението подлежи на обжалване в 14-дневен срок пред Върховния административен съд.
Председател: К. Шушулов
Приложение
ПРАВИЛА
за предоставяне на достъп до газопреносната и/или газоразпределителните мрежи
Глава първа
ОБЩИ ПОЛОЖЕНИЯ
Чл. 1. С тези правила се определят:
1. условията за предоставяне на достъп до газопреносната и/или газоразпределителните мрежи, на които трябва да отговарят предприятията за добив на природен газ, общественият доставчик, обществените снабдители, търговците на природен газ и привилегированите потребители;
2. редът за предоставяне на достъп до газопреносната и/или газоразпределителните мрежи на предприятия за добив на природен газ, обществения доставчик, обществените снабдители, търговците на природен газ и привилегированите потребители.
Глава втора
ПРЕДОСТАВЯНЕ НА ДОСТЪП ДО ГАЗОПРЕНОСНАТА И/ИЛИ ГАЗОРАЗПРЕДЕЛИТЕЛНИТЕ МРЕЖИ
Раздел I
Условия, на които трябва да отговарят привилегированите потребители
Чл. 2. (1) Привилегировани потребители са лицата, които са имали годишно потребление на природен газ за предходната календарна година не по-малко от 20 млн. куб. м.
(2) Привилегировани потребители са и лицата с доказано потенциално годишно потребление над 20 млн. куб. м.
(3) Привилегировани потребители независимо от годишното потребление на природен газ са:
1. лица, осъществяващи комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия;
2. лица, извършващи дейност по продажба на природен газ чрез компресорни газопълначни станции;
3. лица, отговарящи на условията по чл. 21 от Закона за защита, рехабилитация и социална интеграция на инвалидите;
4. лица, отговарящи на чл. 35, ал. 1, т. 4 и 6, чл. 213, 214 и 215 от Закона за отбраната и въоръжените сили.
Чл. 3. Привилегированите потребители по чл. 2 трябва да отговарят и на следните условия:
1. да са потребители на природен газ за собствени нужди, с изключение на лицата по чл. 2, ал. 3, т. 2;
2. да нямат неизпълнени задължения по сключени договори за продажба на природен газ;
3. да са присъединени към газопреносната и/или газоразпределителните мрежи, с изключение на тези по чл. 2, ал. 2.
Раздел II
Условия за предоставяне на достъп до газопреносната и газоразпределителните мрежи
Чл. 4. Право на достъп до газопреносната и/или газоразпределителните мрежи имат: предприятията за добив на природен газ, общественият доставчик, обществените снабдители, търговците на природен газ и привилегированите потребители.
Чл. 5. (1) Газопреносното или газоразпределителното предприятие не може да отказва предоставяне на достъп до преносната и/или разпределителната мрежа за природен газ на предприятие за добив на природен газ, обществения доставчик, обществените снабдители, търговците и привилегированите потребители на природен газ, освен в случаите, когато:
- предоставянето на достъп довежда до нарушаване на техническите условия и сигурност на мрежите;
- предоставянето на достъп пречи на предприятията да изпълняват задълженията си за обществени услуги;
- предоставянето на достъп може да причини сериозни икономически и финансови трудности на преносното предприятие, съответно на разпределителното предприятие, вследствие сключени договори за доставка с клауза “вземай или плащай”.
(2) Дейността на операторите на газопреносната и газоразпределителните мрежи във връзка с осигуряване на достъп до мрежите се осъществява в съответствие с наредбата по чл. 192 от Закона за енергетиката.
Раздел III
Ред за предоставяне на достъп до газопреносната и газоразпределителните мрежи
Чл. 6. (1) Лицата, отговарящи на условията по раздел II, подават писмено заявление до преносното и/или съответното разпределително предприятие. Заявлението се изготвя по образец, предоставен от преносното или съответното разпределително предприятие, който задължително съдържа:
1. наименование на лицето, седалище и адрес на управление на дружеството и адрес за кореспонденция;
2. телефон, факс, електронен адрес;
3. данъчна регистрация и регистрация по БУЛСТАТ;
4. заявка по образец за необходимите количества природен газ;
5. наличие на договор за осигурен природен газ за пренос или доставка.
(2) Към заявлението за предоставяне на достъп се прилагат следните документи:
1. характеристика на потреблението по месеци, тримесечия, година и максимален часов разход по образец, утвърден от оператора, за обектите - предмет на достъп;
2. копие от договор за концесия за добив на природен газ, ако има такъв;
3. документ, издаден от обществения доставчик и/или от обществените снабдители за липса на задължения по договори за доставка на природен газ по регулирани цени;
4. копие от удостоверение за актуалност на фирмената регистрация;
5. описание на средствата за комуникация и програмно осигуряване, с които разполага заявителят.
Чл. 7. (1) Заявление с реквизитите по чл. 6 се подава и в случаите, когато по инициатива на заявителя се налага промяна на предоставен достъп до мрежите вследствие на разширение, реконструкция и/или рехабилитация на съществуващи съоръжения.
(2) При необходимост преносното и/или съответното разпределително предприятие може да поиска в писмен вид допълнителна информация извън тази по чл. 6.
(3) Лицето, поискало промяна на предоставения достъп, представя информацията по ал. 2 в 15-дневен срок от получаване на искането от съответното предприятие. При забавяне със същия срок се удължава срокът за предоставяне на становището с условията за достъп.
Чл. 8. (1) След получаване на заявление, отговарящо на изискванията по чл. 6, преносното и/или разпределителното предприятие извършва проучване на възможността за предоставяне на достъп на съответния заявител.
(2) Проучването по ал. 1 обхваща наличието на условия по раздел II и липсата на пречки за достъп, техническите параметри и възможните срокове за осъществяване на достъпа.
(3) В срок до един месец от получаване на заявлението за предоставяне или промяна на предоставения достъп преносното и/или съответното разпределително предприятие изготвя и изпраща на заявителя писмено становище за условията за достъп.
Чл. 9. (1) Становището относно възможността за предоставяне на достъп включва следните задължителни параметри:
1. точки на измерване на природния газ на вход и изход от преносната и/или разпределителните мрежи;
2. прието годишно количество за пренос на природен газ;
3. максимален часов разход на природен газ.
(2) При предоставяне на достъп становището се придружава от проект за договор за пренос на природен газ.
Чл. 10. В случаите, когато лицето, поискало достъп, не отговаря на условията или не предостави необходимите документи съгласно тези правила, то получава в срока по чл. 8, ал. 3 мотивиран отказ за достъп до съответната мрежа.
Чл. 11. Преносното и/или съответното разпределително предприятие създава и води публичен регистър на лицата с предоставен достъп.
Глава трета
КОНТРОЛ
Чл. 12. Контролът по изпълнение на тези правила се осъществява от Държавната комисия за енергийно регулиране (ДКЕР).
Чл. 13. (1) Държавната комисия за енергийна ефективност осъществява контрол за:
1. спазването на условията за определяне на привилегировани потребители;
2. спазването на условията и реда за предоставяне на достъп до газопреносната и/или газоразпределителните мрежи при съблюдаване на принципа на равнопоставеност.
(2) Държавната комисия за енергийна ефективност има право да изисква и да получава от лицензираните предприятия всички документи и друга информация, необходими с оглед осъществяването на контролните є функции по тези правила.
ПРЕХОДНА И ЗАКЛЮЧИТЕЛНА РАЗПОРЕДБА
Параграф единствен. (1) Преносното предприятие има право да осигурява достъп до преносната и/или разпределителна мрежа на нови небитови потребители за територията на общини, за които няма издадена лицензия за разпределение на природен газ.
(2) След издаването на лицензия за разпределение на природен газ от ДКЕР потребителите по ал. 1 трябва да прекратят взаимоотношенията си с обществения доставчик до края на календарната година, освен ако не отговарят на условията за привилегирован потребител по настоящите правила. Потребителите следва да сключат договори за доставка на природен газ със съответното лицензирано дружество за разпределение на природен газ.
39
