NORMĂ TEHNICĂ din 17 mai 2013 ”Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice”

(1) Prezenta normă tehnică stabilește cerințele tehnice minimale pe care trebuie să le îndeplinească centralele electrice fotovoltaice racordate la rețelele electrice de interes public, astfel încât să poată fi asigurată funcționarea în siguranță a sistemului electroenergetic, precum și condițiile pentru funcționarea sigură a centralei.

(2) Prezenta normă tehnică constituie parte componentă a Codului tehnic al rețelei electrice de transport, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004, și a Codului tehnic al rețelelor electrice de distribuție, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 128/2008.

Abrogat.

(la 27-04-2019, Articolul 2 din Capitolul II a fost abrogat de Litera b), Articolul 3 din ORDINUL nr. 208 din 14 decembrie 2018, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 26 din 10 ianuarie 2019 )

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

(2) Acronime

ANRE

Autoritatea Națională 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 distribuție

OTS

Operatorul de transport și de sistem

PCC

Punct comun de cuplare

PIF

Punere în funcțiune

SCADA

Sistem informatic de monitorizare, comandă și achiziție de

date a unui proces tehnologic sau instalații (Supervisory

Control and Data Acquisition)

DMS-SCADA

SCADA Distribution Management System

EMS-SCADA

SCADA Energy Management System

SEN

Sistemul electroenergetic național

STC

Condiții standard de test (Standard Test Condițion) - radianța

de 1000 W/mý, masa atmosferică AM = 1,5 și temperatura

celulei fotovoltaice 25°C

(3) Definiții

Invertor

Echipament care transformă tensiunea continuă în tensiune alternativă

Modul fotovoltaic

Cel mai mic element component al unui panou fotoelectric care captează

și transformă energia solară în energie electrică

Operator de rețea

Operatorul de transport și de sistem, un operator de distribuție sau un alt

deținător de rețea electrică de interes public

Panou fotovoltaic

Grup de module fotovoltaice, preasamblate și 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 funcție de

numărul invertoarelor și al panourilor fotovoltaice aflate în funcțiune),

în condițiile nominale de radianță solară

Putere instalată

(a unei CEF) - P(i)

Minimul între suma puterilor nominale ale invertoarelor și suma puterilor

nominale ale panourilor fotovoltaice din componența 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

condițiile momentane de radianță solară

Puterea nominală

a unui panou

fotovoltaic

Puterea electrică de funcționare continuă pe care o poate genera un panou

fotovoltaic în condiții standard de funcționare, mărime indicată de producător.

Puterea nominală este indicată ca valoare maximă generată în condiții STC.

Punct de delimitare

Loc în care instalațiile utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalațiile

operatorului de rețea. Punctul de delimitare al unei CEF este stabilit în ATR.

Punct comun de cuplare

Punct al unei rețele electrice, cel mai apropiat din punct de vedere electric

de un utilizator, la care sunt sau pot fi conectați și alți 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 și a gazelor naturale nr. 123/2012;

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

c) Codul tehnic al rețelei electrice de transport, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004;

d) Codul tehnic al rețelelor electrice de distribuție - revizia I, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 128/2008;

e) Regulamentul privind stabilirea soluțiilor de racordare a utilizatorilor la rețelele electrice de interes public, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 129/2008;

f) Metodologia pentru emiterea avizelor de amplasament de către operatorii de rețea, aprobată prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 48/2008, cu modificările ulterioare;

g) Norma tehnică privind delimitarea zonelor de protecție și de siguranță aferente capacităților energetice - revizia I, aprobată prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 4/2007, cu modificările și completările ulterioare;

h) Standardul de performanță pentru serviciile de transport și de sistem ale energiei electrice, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 17/2007;

i) Standardul de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale 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 și simboluri", la ediția în vigoare;

b) SR EN 62446 (CEI 62446) "Sisteme fotovoltaice de conectare la rețea. Prescripții minime pentru documentația sistemului, încercări de punere în funcțiune și inspecție", la ediția în vigoare;

c) SR EN 61724 (CEI 61724) "Monitorizarea calităților de funcționare a sistemelor fotovoltaice", la ediția în vigoare;

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

CEFD trebuie să respecte integral cerințele Codului tehnic al rețelei electrice de transport, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 20/2004/Codului tehnic al rețelelor electrice de distribuție, aprobat prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 128/2008, și prezentei norme tehnice.

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

Toate invertoarele componente ale unei CEFD trebuie să aibă capabilitatea

a) să rămână conectate la rețea și să funcționeze continuu, fără limită de timp, în domeniul de frecvență (47,5 'f7 52) Hz;

b) să rămână conectate la rețeaua electrică atunci când se produc variații de frecvență având viteza de până la 1 Hz/secundă;

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

(1) CEFD și invertoarele componente trebuie să rămână în funcțiune la apariția golurilor și a variațiilor 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 depăși limitele de funcționare ale CEFD.

(1) CEFD va fi prevăzută cu un sistem de reglaj automat al puterii active în funcție de valoarea frecvenței (reglaj automat frecvență/putere). Acesta va acționa conform unei curbe de răspuns frecvență/putere activă exemplificată în figura 2*), unde P(m) reprezintă puterea momentană. Coordonatele punctelor A, B, C, D și E depind de valoarea frecvenței, a puterii active pe care o poate produce centrala și 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). Poziția punctelor trebuie să poată fi setată conform solicitărilor operatorului de rețea cu o eroare de maximum ±10 mHz. Eroarea de măsurare a frecvenței nu trebuie să fie mai mare de ± 10 mHz.

(2) Modificarea puterii active generate datorită variațiilor de frecvență va fi realizată, pe cât este posibil în condițiile momentane de radianță solară, prin modificarea proporțională a puterii active generate la nivelul invertoarelor CEFD.

(3) Dacă valoarea frecvenței 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 distanță.

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

(4) CEFD trebuie să aibă capacitatea de a seta viteza de variație 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 protecții fiabile și sigure, atât contra defectelor din rețeaua proprie, cât și contra defectelor din SEN.

(2) Operatorul de rețea 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 protecția instalațiilor persoanelor și a mediului.

(1) Dețînătorul CEFD este obligat să asigure protejarea panourilor fotovoltaice, a invertoarelor componente ale CEFD și a instalațiilor auxiliare contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalațiile proprii sau de impactul rețelei electrice asupra acestora la acționarea corectă a protecțiilor de declanșare a CEFD ori la incidentele din rețea (scurtcircuite cu și fără punere la pământ, acționări ale protecțiilor în rețea, supratensiuni tranzitorii etc.), cât și în cazul apariției unor condiții tehnice excepționale/anormale de funcționare.

(2) Dețînătorul CEFD trebuie să pună la dispoziția operatorului de rețea tipul protecțiilor, modalitatea de racordare la circuitele de tensiune, curent electric și declanșare, matricea de acționare a funcțiilor de protecție, stabilite prin proiect, la interfața 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 funcțiune trebuie să poată fi reglată continuu corespunzător unui factor de putere în valoare absolută de maximum 0,90 capacitiv și 0,90 inductiv.

(2) CEFD trebuie să poată realiza reglajul automat tensiune - putere reactivă în PCC în oricare din modalitățile (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 funcționare al rețelei, CEFD nu trebuie să producă în punctul comun de cuplare variații rapide de tensiune mai mari de ±4% din tensiunea nominală la medie și înaltă tensiune și de ±5% din tensiunea nominală la joasă tensiune a rețelei la care este racordat.

Soluția de racordare a CEFD nu trebuie să permită funcționarea CEFD în regim insularizat, inclusiv prin dotarea cu protecții care să declanșeze CEFD la apariția unui asemenea regim.

(1) Invertoarele componente CEFD, având certificate de tip conform normelor europene aplicabile, garantează respectarea cerințelor prezentei norme tehnice referitoare la comportamentul la variațiile de frecvență și tensiune, precum și la trecerea peste defect.

(2) Indiferent de numărul invertoarelor și al instalațiilor auxiliare aflate în funcțiune și 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 soluție de racordare, solicitantul de ATR pune la dispoziția OTS sau OD (după caz) un model de simulare a funcționării centralei.

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

(3) Modelul trebuie să evidențieze: modul de trecere peste defect (low voltage ride through - LVRT), modul de comportare la defecte simetrice și asimetrice în rețeaua operatorului de rețea, parametrii CEFD necesari atât pentru calculele de regimuri staționare, pentru cele de regimuri dinamice/tranzitorii, cât și pentru calculele valorilor curenților de scurtcircuit, necesare parametrizării instalațiilor de protecție.

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

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

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

(1) În situații justificate, în scopul asigurării funcționării în condiții de siguranță a rețelei electrice, operatorul de rețea poate impune pentru CEFD condiții suplimentare celor de mai sus sau mai restrictive.

(2) CEFD cu puterea instalată mai mare decât 5 MW și 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) și art. 17 alin. (1) și (2).

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

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

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

(4) În situații justificate, în scopul asigurării funcționării în condiții de siguranță a rețelei electrice, operatorul de rețea poate impune pentru CEFND condiții suplimentare celor de mai sus sau mai restrictive.

Dețînătorul CEF trebuie să asigure continuitatea transmiterii mărimilor de stare și de funcționare către operatorul de rețea și OTS, după cum urmează

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

b) CEFD racordate la rețeaua electrică de distribuție, cu excepția celor de la lit. c), se integrează atât în EMS-SCADA, cât și în DMS-SCADA. Integrarea în EMS-SCADA se asigură pentru cel puțîn următorul schimb de semnale: P, Q, U, f și mărimile de consemn pentru P, Q și U, semnalele de stare și comenzile: poziție întreruptor. Integrarea în EMS-SCADA se asigură prin redundanța transmiterii semnalelor prin două căi de comunicație independente, dintre care cel puțîn calea principală va fi asigurată prin suport de fibră optică. Integrarea în DMS-SCADA se asigură pentru cel puțîn următorul schimb de semnale: P, Q, U, f și semnalele de stare și comenzile: poziție întreruptor și poziție separatoare. OD impune propriile cerințe privind căile de comunicație între CEFD și DMS-SCADA;

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

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

(1) Toate CEFD trebuie să poată fi supravegheate și comandate de la distanță.

(2) Funcțiile de comandă și valorile P, Q, U, f măsurate trebuie să poată fi puse la dispoziție operatorului de rețea, într-un punct convenit de interfață cu sistemul EMS-SCADA.

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

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

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 activităților de testare, monitorizare și control. Determinarea acestor date se realizează în cadrul probelor de PIF și se transmit la operatorul de rețea în maximum 10 zile de la PIF.

(2) Pentru centralele cu puteri instalate mai mici sau egale cu 1 MW dețînătorul 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)

Unități de măsură

Categoria

datelor

La nivelul centralei fotovoltaice

Racordare la rețea, amplasare bară colectoare și 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 frecvență de funcționare la parametri nominali

Hz

S

Viteza maximă/minimă de variație 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

Condiții speciale de conectare/deconectare a centralei fotovoltaice,

altele decât ale invertoarelor și a panourilor fotovoltaice componente

Text

S, D

Modelul matematic al centralei fotovoltaice, incluzând invertorul și tipul

de panou fotoelectric însoțite 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

Frecvența minimă de funcționare

Hz

S

Frecvența maximă de funcționare

Hz

S

Tensiunea minimă de funcționare

kV

S

Tensiunea maximă de funcționare

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 însoțite derezultatele testelor

efectuate de laboratoare recunoscute pe plan european pentru: variații

de frecvență, tensiune și 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 ieșire (ca)

kW

S

Puterea activă maximă de ieșire (ca)

kW

S

Puterea reactivă nominală de ieșire (ca)

kVAr

S

Tensiunea nominală de ieșire (ca)

V, kV

S

Curentul nominal de ieșire (ca)

A

S

Domeniul de frecvență 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

Unități de transformare prin care CEF se racordează la SEN

Număr de înfășurări

Text

S

Puterea nominală pe fiecare înfășurare

MVA

S

Raportul nominal de transformare

kV/kV

S

Tensiuni pe plotul median, maxim și 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 saturație

Diagramă

D

Parametri de calitate ai energiei electrice la nivel CEF

Număr maxim de variații ale puterii [Delta S/S(SC)] pe minut

S, T

Valoarea maximă pentru variațiile 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 secvență negativă de tensiune

T

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

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

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

(4) Abrogat.

(la 06-11-2013, Alin. (4) al art. 25 din norma tehnică a fost abrogat de art. 5 din ORDINUL nr. 74 din 23 octombrie 2013, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 682 din 6 noiembrie 2013. )

(1) OTS va monitoriza nivelul puterii instalate în CEF racordate și în curs de racordare în SEN, va evalua efectele acestuia asupra siguranței SEN și va fundamenta măsuri în scopul menținerii siguranței în funcționare 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 și realizarea schimbului de informații în domeniul standardelor și reglementărilor tehnice, precum și al regulilor referitoare la serviciile societății informaționale între România și statele membre ale Uniunii Europene, precum și 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 și a Consiliului din 22 iunie 1998 de stabilire a unei proceduri pentru furnizarea de informații în domeniul standardelor și reglementărilor tehnice, publicată în Jurnalul Oficial al Comunităților Europene L 204 din 21 iulie 1998, modificată prin Directiva 98/48/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 20 iulie 1998, publicată în Jurnalul Oficial al Comunităților Europene L 217 din 5 august 1998.

Notă

Aprobată prin ORDINUL nr. 30 din 17 mai 2013, publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 312 din 30 mai 2013.

Capitolul I

Scop

Capitolul II

Domeniu de aplicare

Capitolul III

Glosar

Capitolul IV

Documente de referință

Capitolul V

Cerințe pentru CEFD

Capitolul VI

Cerințe pentru CEFND

Capitolul VII

Cerințe pentru echipamentele de telecomunicații

Capitolul VIII

Informații necesar a fi transmise de CEF

Capitolul IX

Dispoziții finale

-----