NORMĂ TEHNICĂ din 17 mai 2013

(1) Prezenta normă tehnică stabileşte cerinţele tehnice minimale pe care trebuie să le îndeplinească centralele electrice fotovoltaice racordate la reţelele electrice de interes public, astfel încât să poată fi asigurată funcţionarea în siguranţă a sistemului electroenergetic, precum şi condiţiile pentru funcţionarea sigură a centralei.

(2) Prezenta normă tehnică constituie parte componentă a Codului tehnic al reţelei electrice de transport, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004, şi a Codului tehnic al reţelelor electrice de distribuţie, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 128/2008.

Prezenta normă tehnică se aplică în relaţiile dintre operatorii de reţea şi utilizatorii care solicită racordarea de centrale electrice fotovoltaice la reţelele electrice de interes public.

(1) În prezenta normă tehnică se utilizează termenii şi expresiile definite în Codul tehnic al reţelei electrice de transport. În plus, în sensul prezentei norme se definesc termenii şi acronimele prezentate mai jos.

(2) Acronime

ANRE Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei

ATR Aviz tehnic de racordare

CEF Centrală electrică fotovoltaică (sinonim: centrală fotoelectrică)

CEFD Centrală electrică fotovoltaică dispecerizabilă, cu puterea instalată mai mare de 5 MW

CEFND Centrală electrică fotovoltaică nedispecerizabilă, cu puterea instalată mai mică sau egală cu 5 MW

EMS Sistem de management al energiei

OD Operator de distribuţie

OTS Operatorul de transport şi de sistem

PCC Punct comun de cuplare

PIF Punere în funcţiune

SCADA Sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date a unui proces tehnologic sau instalaţii (Supervisory Control and Data Acquisition)

DMS-SCADA SCADA Distribution Management System

EMS-SCADA SCADA Energy Management System

SEN Sistemul electroenergetic naţional

STC Condiţii standard de test (Standard Test Condiţion) - radianţa de 1000 W/mý, masa atmosferică AM = 1,5 şi temperatura celulei fotovoltaice 25°C

(3) Definiţii

Invertor Echipament care transformă tensiunea continuă în tensiune alternativă

Modul fotovoltaic Cel mai mic element component al unui panou fotoelectric care captează şi transformă energia solară în energie electrică

Operator de reţea Operatorul de transport şi de sistem, un operator de distribuţie sau un alt deţinător de reţea electrică de interes public

Panou fotovoltaic Grup de module fotovoltaice, preasamblate şi echipate electric, concepute ca o unitate instalabilă într-o centrală electrică fotovoltaică

Putere disponibilă (a unei CEF) Puterea electrică maximă care poate fi produsă de CEF (în funcţie de numărul invertoarelor şi al panourilor fotovoltaice aflate în funcţiune), în condiţiile nominale de radianţă solară

Putere instalată (a unei CEF) - P(i) Minimul între suma puterilor nominale ale invertoarelor şi suma puterilor nominale ale panourilor fotovoltaice din componenţa CEF

Putere nominală a unui invertor Puterea activă nominală a unui invertor la bornele de tensiune alternativă, indicată de fabricant

Putere momentană (a unei CEF) - P(m) Puterea electrică activă momentană care poate fi produsă de CEF, în condiţiile momentane de radianţă solară

Puterea nominală a unui panou fotovoltaic Puterea electrică de funcţionare continuă pe care o poate genera un panou fotovoltaic în condiţii standard de funcţionare, mărime indicată de producător. Puterea nominală este indicată ca valoare maximă generată în condiţii STC.

Punct de delimitare Loc în care instalaţiile utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalaţiile operatorului de reţea. Punctul de delimitare al unei CEF este stabilit în ATR.

Punct comun de cuplare Punct al unei reţele electrice, cel mai apropiat din punct de vedere electric de un utilizator, la care sunt sau pot fi conectaţi şi alţi utilizatori, reprezentat, de regulă, de punctul de delimitare ori de punctul de măsurare, astfel cum este stabilit în ATR.

(1) Aplicarea prezentei metodologii se face prin coroborarea cu prevederile următoarelor acte normative

a) Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012;

b) Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 90/2008;

c) Codul tehnic al reţelei electrice de transport, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004;

d) Codul tehnic al reţelelor electrice de distribuţie - revizia I, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 128/2008;

e) Regulamentul privind stabilirea soluţiilor de racordare a utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 129/2008;

f) Metodologia pentru emiterea avizelor de amplasament de către operatorii de reţea, aprobată prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 48/2008, cu modificările ulterioare;

g) Norma tehnică privind delimitarea zonelor de protecţie şi de siguranţă aferente capacităţilor energetice - revizia I, aprobată prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 4/2007, cu modificările şi completările ulterioare;

h) Standardul de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem ale energiei electrice, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 17/2007;

i) Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 28/2007.

(2) La aplicarea prezentei norme se vor avea în vedere următoarele standarde, cu caracter de recomandare

a) SR CEI 61836 "Sisteme de conversie fotovoltaică a energiei solare. Termeni şi simboluri", la ediţia în vigoare;

b) SR EN 62446 (CEI 62446) "Sisteme fotovoltaice de conectare la reţea. Prescripţii minime pentru documentaţia sistemului, încercări de punere în funcţiune şi inspecţie", la ediţia în vigoare;

c) SR EN 61724 (CEI 61724) "Monitorizarea calităţilor de funcţionare a sistemelor fotovoltaice", la ediţia în vigoare;

d) SR CEI/TS 62257-7-1 "Recomandări pentru sisteme cu energii regenerabile şi hibride de mică putere pentru electrificarea rurală. Partea 7-1: Generatoare - Panouri fotovoltaice", la ediţia în vigoare.

CEFD trebuie să respecte integral cerinţele Codului tehnic al reţelei electrice de transport, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004/Codului tehnic al reţelelor electrice de distribuţie, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 128/2008, şi prezentei norme tehnice.

CEFD trebuie să fie capabile să producă pe durată nelimitată, în punctul comun de cuplare, simultan puterea activă şi reactivă maximă corespunzătoare condiţiilor meteo, în conformitate cu diagrama P-Q echivalentă, în banda de frecvenţe 49,5'f750,5 Hz şi în banda admisibilă a tensiunii.

Toate invertoarele componente ale unei CEFD trebuie să aibă capabilitatea

a) să rămână conectate la reţea şi să funcţioneze continuu, fără limită de timp, în domeniul de frecvenţă (47,5 'f7 52) Hz;

b) să rămână conectate la reţeaua electrică atunci când se produc variaţii de frecvenţă având viteza de până la 1 Hz/secundă;

c) să funcţioneze continuu la o tensiune în PCC în domeniul (0,90 'f7 1,10) Un.

(1) CEFD şi invertoarele componente trebuie să rămână în funcţiune la apariţia golurilor şi a variaţiilor de tensiune de tipul celor din figura 1*) (să asigure trecerea peste defect), pe una sau pe toate fazele, în punctul de delimitare

(2) Pe durata golurilor de tensiune, toate invertoarele componente ale CEFD trebuie să injecteze curentul electric reactiv maxim, timp de minimum 3 s, fără a depăşi limitele de funcţionare ale CEFD.

(1) CEFD va fi prevăzută cu un sistem de reglaj automat al puterii active în funcţie de valoarea frecvenţei (reglaj automat frecvenţă/putere). Acesta va acţiona conform unei curbe de răspuns frecvenţă/putere activă exemplificată în figura 2*), unde P(m) reprezintă puterea momentană. Coordonatele punctelor A, B, C, D şi E depind de valoarea frecvenţei, a puterii active pe care o poate produce centrala şi de valoarea de consemn la care este limitată puterea activă, în intervalele: A (50-47 Hz), B (50-47 Hz), C (50-52 Hz), DE (50-52 Hz). Poziţia punctelor trebuie să poată fi setată conform solicitărilor operatorului de reţea cu o eroare de maximum ±10 mHz. Eroarea de măsurare a frecvenţei nu trebuie să fie mai mare de ± 10 mHz.

(2) Modificarea puterii active generate datorită variaţiilor de frecvenţă va fi realizată, pe cât este posibil în condiţiile momentane de radianţă solară, prin modificarea proporţională a puterii active generate la nivelul invertoarelor CEFD.

(3) Dacă valoarea frecvenţei ajunge la o valoare mai mare decât cea corespunzătoare segmentului "D - E" pe curba caracteristică prezentată în figura 2, se admite ca CEFD să fie deconectată.

(1) Puterea activă generată de o CEFD trebuie să poată fi limitată la o valoare de consemn.

(2) Mărimea valorii de consemn a puterii active trebuie să poată fi preluată automat de la distanţă.

(3) CEFD trebuie să asigure reglajul puterii active în punctul comun de cuplare într-o bandă de ±5% din puterea instalată a CEF faţă de puterea de consemn.

(4) CEFD trebuie să aibă capacitatea de a seta viteza de variaţie a puterii active generate la valoarea impusă de OTS (MW/minut), de minimum 10% P(i)/minut.

(1) CEFD trebuie să fie dotată cu sisteme de protecţii fiabile şi sigure, atât contra defectelor din reţeaua proprie, cât şi contra defectelor din SEN.

(2) Operatorul de reţea poate solicita, în avizul tehnic de racordare, instalarea suplimentară în CEFD a unor sisteme de automatizare destinate reducerii rapide a puterii, respectiv până la oprirea acesteia, în cazuri justificate, pentru protecţia instalaţiilor persoanelor şi a mediului.

(1) Deţinătorul CEFD este obligat să asigure protejarea panourilor fotovoltaice, a invertoarelor componente ale CEFD şi a instalaţiilor auxiliare contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalaţiile proprii sau de impactul reţelei electrice asupra acestora la acţionarea corectă a protecţiilor de declanşare a CEFD ori la incidentele din reţea (scurtcircuite cu şi fără punere la pământ, acţionări ale protecţiilor în reţea, supratensiuni tranzitorii etc.), cât şi în cazul apariţiei unor condiţii tehnice excepţionale/anormale de funcţionare.

(2) Deţinătorul CEFD trebuie să pună la dispoziţia operatorului de reţea tipul protecţiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, curent electric şi declanşare, matricea de acţionare a funcţiilor de protecţie, stabilite prin proiect, la interfaţa CEFD-SEN.

(1) La valori ale tensiunii în punctul comun de cuplare, situate în banda admisibilă de tensiune, puterea reactivă produsă/absorbită de o CEFD aflată în funcţiune trebuie să poată fi reglată continuu corespunzător unui factor de putere în valoare absolută de maximum 0,90 capacitiv şi 0,90 inductiv.

(2) CEFD trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune - putere reactivă în PCC în oricare din modalităţile (cu utilizarea integrală a resurselor de putere reactivă ale CEF)

a) reglajul tensiunii în PCC;

b) reglajul puterii reactive schimbate cu SEN în PCC.

(3) CEFD trebuie să asigure în PCC schimb de putere reactivă nulă cu sistemul în cazul în care CEFD nu produce putere activă (la putere activă generată nulă).

În regim normal de funcţionare al reţelei, CEFD nu trebuie să producă în punctul comun de cuplare variaţii rapide de tensiune mai mari de ±4% din tensiunea nominală la medie şi înaltă tensiune şi de ±5% din tensiunea nominală la joasă tensiune a reţelei la care este racordat.

Soluţia de racordare a CEFD nu trebuie să permită funcţionarea CEFD în regim insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecţii care să declanşeze CEFD la apariţia unui asemenea regim.

(1) Invertoarele componente CEFD, având certificate de tip conform normelor europene aplicabile, garantează respectarea cerinţelor prezentei norme tehnice referitoare la comportamentul la variaţiile de frecvenţă şi tensiune, precum şi la trecerea peste defect.

(2) Indiferent de numărul invertoarelor şi al instalaţiilor auxiliare aflate în funcţiune şi oricare ar fi puterea produsă, CEFD trebuie să asigure în PCC calitatea energiei electrice conform cu standardele în vigoare.

(1) În scopul efectuării studiilor de soluţie de racordare, solicitantul de ATR pune la dispoziţia OTS sau OD (după caz) un model de simulare a funcţionării centralei.

(2) Modelul trebuie să fie furnizat într-un format cerut de OTS sau OD.

(3) Modelul trebuie să evidenţieze: modul de trecere peste defect (low voltage ride through - LVRT), modul de comportare la defecte simetrice şi asimetrice în reţeaua operatorului de reţea, parametrii CEFD necesari atât pentru calculele de regimuri staţionare, pentru cele de regimuri dinamice/tranzitorii, cât şi pentru calculele valorilor curenţilor de scurtcircuit, necesare parametrizării instalaţiilor de protecţie.

CEFD este monitorizată din punct de vedere al calităţii energiei electrice în PCC pe durata testelor. CEFD racordate în reţeaua electrică de transport vor asigura monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice prin integrarea în sistemul de monitorizare al calităţii energiei electrice al OTS.

(1) OD şi OTS, după caz, verifică şi asigură că racordarea şi funcţionarea CEFD nu conduc la încălcarea normelor în vigoare privind funcţionarea în domeniul de frecvenţă, de tensiune, capabilitatea de trecere peste defect şi calitatea energiei electrice în PCC.

(2) Verificarea se realizează conform unei proceduri elaborate de OTS, cu consultarea OD şi avizate de ANRE. Procedura se referă la fazele de punere în funcţiune, perioada de probe şi acceptarea în funcţionare de durată.

(1) În situaţii justificate, în scopul asigurării funcţionării în condiţii de siguranţă a reţelei electrice, operatorul de reţea poate impune pentru CEFD condiţii suplimentare celor de mai sus sau mai restrictive.

(2) CEFD cu puterea instalată mai mare decât 5 MW şi mai mică sau egală cu 10 MW sunt exceptate de la aplicarea prevederilor de la art. 9, art. 10 alin. (4), art. 13 alin. (2) lit. a) şi art. 17 alin. (1) şi (2).

(1) Toate CEFND, indiferent de puterea instalată, trebuie să respecte cerinţele art. 5, art. 7 lit. a), art. 12 alin. (1) şi art. 15.

(2) În plus faţă de cerinţele de la alin. (1), CEFND cu puterea instalată mai mare de 0,4 MW şi mai mică sau egală cu 1 MW trebuie să respecte cerinţele de la art. 7, art. 8 alin. (1), art. 12 alin. (2) şi art. 16.

(3) În plus faţă de cerinţele de la alin. (1), CEFND cu puterea instalată mai mare de 1 MW şi mai mică sau egală cu 5 MW trebuie să respecte cerinţele de la art. 6, 7, 8, 11, art. 12 alin. (2), art. 13 alin. (1), alin. (2) lit. b) şi alin. (3), art. 14, 16, 18 şi 19.

(4) În situaţii justificate, în scopul asigurării funcţionării în condiţii de siguranţă a reţelei electrice, operatorul de reţea poate impune pentru CEFND condiţii suplimentare celor de mai sus sau mai restrictive.

Deţinătorul CEF trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare şi de funcţionare către operatorul de reţea şi OTS, după cum urmează

a) CEFD racordate la RET se integrează numai în sistemul EMS-SCADA şi asigură cel puţin următorul schimb de semnale: P, Q, U, f, consemne pentru P, Q şi U, semnale de stare şi comenzi: poziţie întreruptor şi poziţie separatoare. Se asigură redundanţa transmiterii semnalelor prin două căi de comunicaţie independente, dintre care cel puţin calea principală va fi asigurată prin suport de fibră optică;

b) CEFD racordate la reţeaua electrică de distribuţie, cu excepţia celor de la lit. c), se integrează atât în EMS-SCADA, cât şi în DMS-SCADA. Integrarea în EMS-SCADA se asigură pentru cel puţin următorul schimb de semnale: P, Q, U, f şi mărimile de consemn pentru P, Q şi U, semnalele de stare şi comenzile: poziţie întreruptor. Integrarea în EMS-SCADA se asigură prin redundanţa transmiterii semnalelor prin două căi de comunicaţie independente, dintre care cel puţin calea principală va fi asigurată prin suport de fibră optică. Integrarea în DMS-SCADA se asigură pentru cel puţin următorul schimb de semnale: P, Q, U, f şi semnalele de stare şi comenzile: poziţie întreruptor şi poziţie separatoare. OD impune propriile cerinţe privind căile de comunicaţie între CEFD şi DMS-SCADA;

c) CEF cu puterea instalată mai mare de 1 MW şi mai mică sau egală cu 10 MW se integrează în sistemul DMS-SCADA al OD şi asigură cel puţin următorul schimb de semnale: puterea activă, OD având dreptul să solicite integrarea în DMS-SCADA şi a altor mărimi. Calea de comunicaţie este precizată de OD;

d) CEFND, cu puterea instalată mai mare de 0,4 MW şi mai mică sau egală cu 1 MW, asigură cel puţin accesul OD la citirea la intervale de timp precizate de OD a energiei produse.

(1) Toate CEFD trebuie să poată fi supravegheate şi comandate de la distanţă.

(2) Funcţiile de comandă şi valorile P, Q, U, f măsurate trebuie să poată fi puse la dispoziţie operatorului de reţea, într-un punct convenit de interfaţă cu sistemul EMS-SCADA.

(1) Deţinătorul CEF cu puteri instalate mai mari de 1 MW va trimite la operatorul de reţea, pentru fiecare centrală pentru care solicită racordarea, respectiv efectuarea de probe pentru punerea în funcţiune, datele tehnice indicate în tabelul 1, unde

S - date standard de planificare, comunicate prin cererea de racordare, pentru elaborarea studiului de soluţie;

D - date de detaliu de planificare, comunicate cu minimum 6 luni înainte de PIF;

T - date determinate (înregistrate) în urma probelor (testelor) care fac obiectul activităţilor de testare, monitorizare şi control. Determinarea acestor date se realizează în cadrul probelor de PIF şi se transmit la operatorul de reţea în maximum 10 zile de la PIF.

(2) Pentru centralele cu puteri instalate mai mici sau egale cu 1 MW deţinătorul acestora va transmite numai datele standard de planificare din tabelul 1.

Tabelul 1. Date pentru centralele fotovoltaice cu puteri mai mari de 1MW

Descrierea datelor (simbol) Unităţi de măsură Categoria datelor

La nivelul centralei fotovoltaice

Racordare la reţea, amplasare bară colectoare şi punct de delimitare Text, schemă S

Tensiunea nominală în punctul de delimitare kV S

Schema electrică a întregii centrale fotovoltaice Schemă D

Puterea activă nominală a CEF MW S

Puterea maximă aparentă a CEF în PCC MVA S

Putere activă netă maximă a CEF în PCC MW D

Domeniul de frecvenţă de funcţionare la parametri nominali Hz S

Viteza maximă/minimă de variaţie a puterii active ce poate fi realizată la nivelul CEF MW/min D, T

Consumul serviciilor proprii la puterea activă maximă a CEF în PCC MW D, T

Condiţii speciale de conectare/deconectare a centralei fotovoltaice, altele decât ale invertoarelor şi a panourilor fotovoltaice componente Text S, D

Modelul matematic al centralei fotovoltaice, incluzând invertorul şi tipul de panou fotoelectric însoţite de simulările efectuate Text S

Reglajul puterii active în PCC(bucla de reglare) schema de reglare D

Reglajul tensiunii în PCC (bucla de reglare) schema de reglare D

Reglajul puterii reactive în PCC (bucla de reglare) schema de reglare D

Diagrama PQ în PCC Date grafice D, T

Parametrii liniei de racordare la SEN S

Frecvenţa minimă de funcţionare Hz S

Frecvenţa maximă de funcţionare Hz S

Tensiunea minimă de funcţionare kV S

Tensiunea maximă de funcţionare kV S

Date referitoare la panourile fotovoltaice care alcătuiesc centrala fotovoltaică

Numărul de panouri fotovoltaice care constituie CEF Număr S

Firma producătoare a panourilor fotovoltaice Denumire D

Tipul panourilor fotovoltaice Descriere D

Aria suprafeei panoului fotoelectric mý S

Puterea nominală a panoului fotoelectric (cc) kW S

Puterea maximă a panoului fotoelectric (cc) kW S

Curentul electric nominal a panoului fotoelectric (cc) A S

Tensiunea nominală a panoului fotoelectric (cc) V S

Date referitoare la invertoarele utilizate de centrala fotovoltaică

Numărul de invertoare Număr S

Tipul invertorului Descriere S

Certificate de tip pentru invertoare însoţite de rezultatele testelor efectuate de laboratoare recunoscute pe plan european pentru: variaţii de frecvenţă, tensiune şi trecere peste defect certificate D

Puterea nominală de intrare (cc) kW S

Puterea recomandată maximă de intrare (cc) kW S

Domeniul de tensiune de intrare (cc) V S

Tensiunea maximă de intrare (cc) V S

Curentul maxim de intrare (cc) A S

Puterea activă nominală de ieşire (ca) kW S

Puterea activă maximă de ieşire (ca) kW S

Puterea reactivă nominală de ieşire (ca) kVAr S

Tensiunea nominală de ieşire (ca) V, kV S

Curentul nominal de ieşire (ca) A S

Domeniul de frecvenţă de lucru Hz S

Domeniul de reglaj al factorului de putere D

Randamentul maxim % D, T

Consumul propriu maxim (ca) W D

Consumul pe timp de noapte (ca) W D

Unităţi de transformare prin care CEF se racordează la SEN

Număr de înfăşurări Text S

Puterea nominală pe fiecare înfăşurare MVA S

Raportul nominal de transformare kV/kV S

Tensiuni pe plotul median, maxim şi minim (necesare în calcule de scurtcircuit) % din U(nom) S, D

Pierderi în gol kW D

Pierderi în sarcină kW D

Curentul electric de magnetizare % D

Grupa de conexiuni Text D

Domeniu de reglaj kV-kV D

Schema de reglaj (longitudinal sau longo-transversal) Text, diagramă D

Mărimea treptei de reglaj % D

Reglaj sub sarcină DA/NU D

Curba de saturaţie Diagramă D

Parametri de calitate ai energiei electrice la nivel CEF

Număr maxim de variaţii ale puterii [Delta S/S(SC)] pe minut S, T

Valoarea maximă pentru variaţiile rapide de tensiune S, T

Factor total de distorsiune de curent electric T

Armonice de curent electric(până la armonica 50) T

Factor total de distorsiune de tensiune T

Armonice de tensiune (până la armonica 50) T

Factor de nesimetrie de secvenţă negativă de tensiune T

(1) OD are responsabilitatea transmiterii în timp real, la OTS, a puterilor active produse de centralele nedispecerizabile racordate în reţeaua proprie, în mod agregat.

(2) În scopul îndeplinirii cerinţei de la alin. (1), în termen de maximum 3 ani de la intrarea în vigoare a prezentei norme, OD dezvoltă propriul sistem DMS-SCADA şi asigură interconectarea acestuia cu EMS-SCADA.

(3) Deţinătorii de CEFND cu puterea instalată mai mare de 1 MW şi mai mică sau egală cu 5 MW, care se pun în funcţiune în următorii 3 ani de la intrarea în vigoare a prezentei norme, asigură transmiterea măsurii de putere activă în sistemul EMS-SCADA, conform soluţiei agreate cu OTS.

(4) Deţinătorii de CEFD care au fost puse în funcţiune sau care au obţinut autorizaţia de înfiinţare anterior intrării în vigoare a prezentei norme tehnice au obligaţia ca până la data de 31 decembrie 2013 să se conformeze cerinţelor aplicabile CEFD, cuprinse în prezenta normă.

(1) OTS va monitoriza nivelul puterii instalate în CEF racordate şi în curs de racordare în SEN, va evalua efectele acestuia asupra siguranţei SEN şi va fundamenta măsuri în scopul menţinerii siguranţei în funcţionare a SEN.

(2) Propunerile de măsuri vor fi transmise spre aprobare la ANRE.

*

Prezenta normă tehnică a fost adoptată cu respectarea procedurii de notificare prevăzute de Hotărârea Guvernului nr. 1.016/2004 privind măsurile pentru organizarea şi realizarea schimbului de informaţii în domeniul standardelor şi reglementărilor tehnice, precum şi al regulilor referitoare la serviciile societăţii informaţionale între România şi statele membre ale Uniunii Europene, precum şi Comisia Europeană, cu modificările ulterioare, publicată în Monitorul Oficial al României nr. 664 din 23 iulie 2004, care transpune Directiva 98/34/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 22 iunie 1998 de stabilire a unei proceduri pentru furnizarea de informaţii în domeniul standardelor şi reglementărilor tehnice, publicată în Jurnalul Oficial al Comunităţilor Europene L 204 din 21 iulie 1998, modificată prin Directiva 98/48/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 20 iulie 1998, publicată în Jurnalul Oficial al Comunităţilor Europene L 217 din 5 august 1998.

-----

"Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice"

Capitolul I

Scop

Capitolul II

Domeniu de aplicare

Capitolul III

Glosar

Capitolul IV

Documente de referinţă

Capitolul V

Cerinţe pentru CEFD

Capitolul VI

Cerinţe pentru CEFND

Capitolul VII

Cerinţe pentru echipamentele de telecomunicaţii

Capitolul VIII

Informaţii necesar a fi transmise de CEF

Capitolul IX

Dispoziţii finale