Държавен вестник, брой 62 от 5.VIII

§ 1. В чл. 3, ал. 2 се правят следните изменения и допълнения:

1. В т. 2 думите "Организацията на операторите на електропреносни мрежи в Европа (ENTSO-E)" се заменят с "ЕМОПС-Е".

2. В т. 6 навсякъде думите "преносната мрежа" и "мрежата" се заменят с "електропреносната мрежа".

3. Точка 7 се изменя така:

"7. са приложени изискванията на Регламент (ЕС) 2019/943 на Европейския парламент и на Съвета от 5 юни 2019 г. относно вътрешния пазар на електроенергия, наричан по-нататък Регламент (ЕС) 2019/943;".

4. Създават се т. 8, 9 и 10:

"8. са приложени изискванията на следните мрежови кодекси:

а) Регламент (ЕС) 2016/631 на Комисията за установяване на мрежов кодекс за изискванията за присъединяване на производителите на електроенергия към електроенергийната мрежа, наричан по-нататък Регламент (ЕС) 2016/631;

б) Регламент (ЕС) 2016/1388 на Комисията за установяване на мрежов кодекс относно присъединяването на потребители, наричан по-нататък Регламент (ЕС) 2016/1388;

в) Регламент (ЕС) 2016/1447 на Комисията за установяване на мрежов кодекс за изискванията за присъединяване към електроенергийната мрежа на системи за постоянен ток с високо напрежение и модули от вида "електроенергиен парк", присъединени чрез връзка за постоянен ток, наричан по-нататък Регламент (ЕС) 2016/1447;

г) Регламент (ЕС) 2017/2196 на Комисията за установяване на мрежов кодекс относно извънредните ситуации и възстановяването на електроснабдяването, наричан по-нататък Регламент (ЕС) 2017/2196;

д) Регламент (ЕС) 2017/1485 на Комисията за установяване на насоки относно експлоатацията на системата за пренос на електроенергия, наричан по-нататък Регламент (ЕС) 2017/1485;

9. са приложени изискванията на Регламент (ЕС) 2017/2195 на Комисията от 23 ноември 2017 г. за установяване на насоки за електроенергийното балансиране, наричан по-нататък Регламент (ЕС) 2017/2195;

10. са приложени изискванията на Регламент (ЕС) 2019/941 на Европейския парламент и на Съвета от 5 юни 2019 г. за готовност за справяне с рискове в електроенергийния сектор, наричан по-нататък Регламент (ЕС) 2019/941."

§ 2. В чл. 4 ал. 1 се изменя така:

"(1) Всички данни, определени като класифицирана информация по смисъла на Закона за защита на класифицираната информация, предоставени в съответствие с изискванията на тези правила от ползвателите на електропреносната мрежа на оператора на електропреносната мрежа за достъп към електропреносната мрежа, се считат за класифицирана информация от всеки участник в процеса на работа на електроенергийната система, ако това е изрично отбелязано."

§ 3. В чл. 6 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Електропреносната мрежа се планира в съответствие с чл. 81г от Закона за енергетиката."

2. В изр. първо на ал. 2 думите "електроенергийната система" се заменят с "електропреносната мрежа", думите "на всеки две години" се заличават, думата "преносната" се заменя с "електропреносната", а изразът "чл. 9, ал. 2, т. 2 ЗЕ" се заменя с "чл. 9, ал. 1 и чл. 81г, ал. 2 от Закона за енергетиката".

3. В ал. 2, т. 1 думите "регулирания пазар от обществения доставчик и за свободния пазар от" се заличават.

4. В ал. 2 се създава т. 1а:

"1а. актуален интегриран национален план в областта на енергетиката и климата в съответствие с Регламент (ЕС) 2018/1999 на Европейския парламент и на Съвета от 11 декември 2018 г. относно управлението на Енергийния съюз и на действията в областта на климата, за изменение на регламенти (ЕО) № 663/2009 и (ЕО) № 715/2009 на Европейския парламент и на Съвета, директиви 94/22/ЕО, 98/70/ЕО, 2009/31/ЕО, 2009/73/ЕО, 2010/31/ЕС, 2012/27/ЕС и 2013/30/ЕС на Европейския парламент и на Съвета, директиви 2009/119/ЕО и (ЕС) 2015/652 на Съвета и за отмяна на Регламент (ЕС) № 525/2013 на Европейския парламент и на Съвета;".

5. В ал. 2 т. 4 се изменя така:

"4. договорени нови мощности за доставка на електрическа енергия;".

6. В ал. 2, т. 5 думите "преносната и разпределителните електрически мрежи" се заменят с "електропреносната и електроразпределителните мрежи", а съкращението "(ЗЕВИ)" се заличава.

7. В ал. 2, т. 6 думите "10-годишен" се заличават, а съкращението "ENTSO-E" се заменя с "ЕМОПС-Е".

8. В ал. 2 се създава т. 6а:

"6а. актуален регионален инвестиционен план на Югоизточна Европа;".

§ 4. В чл. 10 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) В съответствие със задълженията, произтичащи от Закона за енергетиката, Закона за енергията от възобновяеми източници и лицензията за дейността "пренос на електрическа енергия", операторът на електропреносната мрежа разработва, консултира с всички заинтересовани страни и в съответствие с условията и сроковете по чл. 81г от Закона за енергетиката предоставя на Комисията за енергийно и водно регулиране, наричана по-нататък и "Комисията", десетгодишен план за развитие на електропреносната мрежа"."

2. В ал. 2, т. 3 числото "10" се заменя с "десет".

§ 5. В чл. 12 се правят следните изменения и допълнения:

1. Точка 1 се изменя така:

"1. анализ на потреблението на електрическа енергия в електроенергийната система на Р България, наричана по-нататък и ЕЕС, и прогноза за развитие на електрическите товари;".

2. В т. 2 думата "енергийни" се заличава.

3. Създава се т. 3а:

"3а. списък на заявените и/или договорени нови производствени мощности за доставка на електрическа енергия по типове;".

4. Точка 4 се изменя така:

"4. възможности за управление на баланса и анализ на гъвкавостта на производствените мощности и потреблението;".

§ 6. В чл. 13 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 т. 1 се изменя така:

"1. елементите, останали в експлоатация в ЕЕС, след настъпването на извънредна ситуация могат да се приспособят към новата експлоатационна ситуация, без да нарушават границите, осигуряващи експлоатационна сигурност; изключването на един, който и да е елемент от електропреносната мрежа (електропровод, трансформаторна единица, генераторен модул или компенсиращо устройство), както и на група елементи на електропреносната 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:".

2. В ал. 1, т. 1, буква "в" думата "електроснабдяването" се заменя със "снабдяването с електрическа енергия".

3. В ал. 1, т. 1, буква "г" преди думата "устойчивост" се добавя "статична".

4. В ал. 1, т. 1 буква "д" се изменя така:

"д) нарушаване на границите по динамична устойчивост (стабилност);".

5. В ал. 1, т. 1 се създава буква "е":

"е) нарушения в режима на работа на съседни електроенергийни системи, с които ЕЕС работи в паралел;".

6. Алинея 2 се изменя така:

"(2) При присъединяване на атомна електрическа централа, наричана по-нататък АЕЦ, към електропреносната мрежа се прилага критерий за сигурност "n-2", което означава, че изключването на два, които и да са елементи от електропреносната мрежа, не трябва да довежда до изброените в ал. 1, т. 1 последствия."

§ 7. Член 16 се изменя така:

"Чл. 16. Планът за развитие на електропреносната мрежа се предоставя на Комисията и се публикува на интернет страницата на оператора на електропреносната мрежа, за да бъде достъпен за всички съществуващи и потенциални ползватели на електропреносната мрежа."

§ 8. В чл. 17 се създават т. 2а и т. 8:

"2а. постъпили искания на нови производители на електрическа енергия за присъединяване към електроразпределителните мрежи на съответните оператори;

8. договорени нови мощности за производство, съхранение и/или потребление на електрическа енергия."

§ 9. В чл. 19, т. 3 думата "мрежата" се заменя с "електропреносната мрежа".

§ 10. В чл. 20 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 т. 2 се изменя така:

"2. са изпълнени техническите, проектните и експлоатационните изисквания, посочени в действащите наредби и правила от кандидатстващите за присъединяване;".

2. В ал. 3 т. 1 се изменя така:

"1. водноелектрически централи, наричани по-нататък и ВЕЦ, които освен за производство на електрическа енергия се използват и за допълнителни функции по Закона за водите;".

3. В ал. 3 т. 2 се изменя така:

"2. топлофикационни електрически централи, наричани по-нататък и ТЕЦ, използващи биомаса като енергиен източник;".

4. В ал. 3 т. 8 се изменя така:

"8. фотоволтаични електрически централи, наричани по-нататък и ФЕЦ;".

5. В ал. 3 т. 9 се изменя така:

"9. вятърни електрически централи, наричани по-нататък и ВяЕЦ;".

6. Създават се ал. 6 и 7:

"(6) При присъединяване на краен клиент към електропреносната мрежа броят на захранващите електропроводи и тяхното направление се определя от категорията по осигуреност на електроснабдяването съгласно наредбата по чл. 83, ал. 1, т. 1 от Закона за енергетиката.

(7) При присъединяване на производител към електропреносната мрежа броят на присъединителните електропроводи и тяхното направление се определя от критериите за сигурност на присъединяването съгласно чл. 13 и 14."

§ 11. В чл. 21 се правят следните изменения и допълнения:

1. Точка 1 се изменя така:

"1. Номиналните напрежения и допустимите отклонения от тях в електропреносната мрежа и в местата на присъединяване на ползвателите при нормална работа са, както следва:

"

2. В т. 5 знакът "³" се заличава.

§ 12. Член 22 се изменя така:

"Чл. 22. (1) Номиналната честота на електроенергийната система е 50,00 Hz.

(2) С цел корекция на синхронното време зададената стойност на честотата може да бъде в рамките на ±10 mHz от номиналната.

(3) При извънредни обстоятелства корекцията по честота може да бъде повече от ±10 mHz.

(4) Планът по честота се определя от координатора на синхронната зона до 10,00 ч. централно европейско време и се изпраща на контролния блок не по-късно от 10,15 ч. на деня, предхождащ корекцията.

(5) При нормални експлоатационни условия се допускат отклонения от зададената стойност на честотата съгласно предходните алинеи в интервала от ±200 mHz."

§ 13. Член 26 се изменя така:

"Чл. 26. (1) При присъединяването към електропреносната мрежа на крайни клиенти и електроразпределителни мрежи се прилагат техническите изисквания на Регламент (ЕС) 2016/1388.

(2) Крайните клиенти, присъединени към електропреносната и електроразпределителните мрежи, трябва да могат да остават свързани към електрическата мрежа и експлоатирани при отклонение на честотата, както следва:

(3) Крайните клиенти, присъединени към електропреносната мрежа и електроразпределителните мрежи, трябва да могат да остават свързани към електрическата мрежа и експлоатирани при отклонение на напрежението, както следва:

(4) Крайните клиенти, присъединени към електропреносната мрежа и електроразпределителните мрежи, трябва да могат да издържат максималния ток на късо съединение в точката на присъединяване, специфициран от оператора на електропреносната мрежа.

(5) Крайните клиенти, присъединени към електропреносната мрежа, които предоставят услуги на оператора на електропреносната мрежа за реакция на потреблението, трябва да изпълняват специфичните разпоредби на чл. 28, 29 и 30 от Регламент 2016/1388."

§ 14. В чл. 27 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 2, т. 2 думата "блокове" се заменя с "модули".

2. В ал. 3 след думите "на АЧР," се добавя "на АПОР,".

3. Създава се ал. 5:

"(5) При потреблението на активна енергия не се допуска превишаване на максимално допустимото натоварване на нито един елемент от електропроводите и захранващата подстанция, собственост на оператора на електропреносната мрежа."

§ 15. В чл. 28 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Крайните клиенти, присъединени към електропреносната мрежа, трябва да консумират реактивна мощност не по-голяма от 48 % спрямо активната в точката на присъединяване (фактор на мощността не по-нисък от 0,9)."

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) Крайните клиенти, присъединени към електропреносната мрежа, не трябва да отдават реактивна мощност в точката на присъединяване."

3. Създават се ал. 3, 4, 5, 6 и 7:

"(3) Електроразпределителните мрежи, присъединени към електропреносната мрежа, трябва да консумират реактивна мощност не по-голяма от 48 % спрямо внасяната или изнасяната активна мощност в точката на присъединяване (фактор на мощността не по-нисък от 0,9).

(4) Електроразпределителните мрежи, присъединени към електропреносната мрежа, не трябва да отдават реактивна мощност в точката на присъединяване към електропреносната мрежа при поток на активната мощност към електроразпределителната мрежа, по-малък от 25 %.

(5) Операторът на електропреносната мрежа може да установи използването на други алтернативни показатели, различни от фактора на мощността, за да зададе еквивалентни обхвати на способностите за генериране/консумиране на реактивна мощност.

(6) Операторът на електропреносната мрежа може да изиска електроразпределителната мрежа да контролира активно обмена на реактивна мощност в точката на присъединяване към електропреносната мрежа.

(7) Действителният фактор на мощността се изчислява на базата на 15-минутните показания на средства за търговско измерване за активна и реактивна енергия."

§ 16. В чл. 30 се правят следните изменения и допълнения:

1. Създава се нова ал. 1:

"(1) Операторът на електропреносната мрежа определя изкривяванията за качество на електрическата енергия в точката на присъединяване на потребителите към електропреносната мрежа и електроразпределителните мрежи, присъединени към електропреносната мрежа."

2. Съществуващите ал. 1, 2, 3 и 4 се преномерират съответно на ал. 2, 3, 4 и 5.

3. Съществуващата ал. 5 става ал. 6, като в изр. 1-во думите "операторите на съответната електропреносна или електроразпределителна мрежа" се заменят с "операторът на електропреносната или операторът на съответната електроразпределителна мрежа", а в края на изр. 1-во думите "от електрическата мрежа" се заменят с "от съответната електрическа мрежа".

4. Създават се ал. 7, 8 и 9:

"(7) Повторно включване на всички потребители към електропреносната мрежа и електроразпределителните мрежи, след изключване, се допуска само след разрешение от оператора на съответната електрическа мрежа. Инсталирането на системи за автоматично повторно включване е предмет на предварително разрешение от оператора на съответната електрическа мрежа.

(8) Операторът на електропреносната мрежа може да изиска потребителят или разпределителното съоръжение да бъдат дистанционно изключвани от електропреносната мрежа. Операторът на електропреносната мрежа специфицира оборудването и времето за изключване.

(9) Операторът на електропреносната мрежа може да изисква от потребителите, присъединени към електропреносната мрежа и електроразпределителните мрежи, модели за симулация и/или еквивалентна информация при стационарни и динамични състояния. Операторът на електропреносната мрежа специфицира съдържанието и формата на тези модели за симулация или еквивалентна информация. Операторът на електропреносната мрежа може да изиска проверка на моделите за симулация чрез записи, като определя изискванията за характеристиките на тези записи на потребяващите съоръжения, присъединени към електропреносната мрежа, или на разпределителните съоръжения, за да сравнява реакцията на модела с тези записи."

§ 17. В чл. 32, ал. 1 думите "преносната мрежа" се заменят с "електропреносната мрежа", а след израза "автоматично регулиране на напрежението" се добавя "под товар".

§ 18. Член 33 се изменя така:

"Чл. 33. (1) Операторът на електропреносната мрежа специфицира устройствата и настройките, необходими за защита на електропреносната мрежа, в съответствие с характеристиките на потребителя или електроразпределителната мрежа, присъединен/присъединена към електропреносната мрежа.

(2) При присъединяване на потребители към електропреносната мрежа или към електроразпределителна мрежа броят на захранващите електропроводи и тяхното направление се определя от категорията по осигуреност на електроснабдяването съгласно наредбата по чл. 83, ал. 1, т. 1 от Закона за енергетиката.

(3) Сигурността на присъединяване на потребителите към електропреносната мрежа е с приоритет пред възможността за транзит на външна електрическа енергия през техните присъединителни съоръжения."

§ 19. В чл. 35 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Релейните защити на присъединенията на клиента към електропреносната мрежа трябва да отговарят на действащите в страната нормативни актове и стандарти."

2. В ал. 3 думите "Наредба № 3 от 2004 г. за устройството на електрическите уредби и електропроводните линии" се заменят с "наредбата по чл. 83, ал. 1, т. 1 от Закона за енергетиката", а думите "като една от защитите трябва да бъде дистанционна" се заменят с "които могат да бъдат или две надлъжно-диференциални, или две дистанционни защити".

3. В ал. 4 думата "тристъпална" се заменя с "четиристъпална".

4. В ал. 6 т. 1 и 2 се изменят така:

"1. при присъединяване на клиент чрез свои електропроводи към разпределителна уредба на оператора на електропреносната мрежа или разпределителна уредба, собственост на клиента, е присъединена към електропреносната мрежа чрез електропроводи, собственост на оператора на електропреносната мрежа, за електропроводи 110 kV, работещи в паралел с електроенергийната система, релейната защита да се изпълнява чрез две надлъжно-диференциални или две дистанционни защити, включващи и четиристъпална посочна земна защита с независимо от тока закъснение;

2. при присъединяване на клиенти чрез свои електропроводи към разпределителна уредба на оператора на електропреносната мрежа или разпределителна уредба, собственост на клиента, е присъединена към електропреносната мрежа чрез електропроводи, собственост на оператора на електропреносната мрежа, за електропроводи 110 kV и 220 kV, захранващи лъчист товар (едностранно захранена линия), релейната защита да се изпълнява само в захранващия край чрез две защити с функции максималнотокова отсечка, максималнотокова защита и земна защита с независимо от тока закъснение или две дистанционни защити, включващи земна защита с независимо от тока закъснение."

§ 20. Член 40 се изменя така:

"Чл. 40. Потребителите, присъединени към електропреносната мрежа и електроразпределителните мрежи, трябва да са оборудвани в съответствие със стандартите, посочени от оператора на електропреносната мрежа, с цел обмен на данни."

§ 21. В чл. 41, ал. 2, изр. 2-ро думите "Електроенергийния системен оператор (ЕСО)" се заменят с "оператора на електропреносната мрежа".

§ 22. В чл. 42 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) При присъединяване на нови съоръжения за производство на електрическа енергия към електрическата мрежа се прилагат техническите изисквания на Регламент (ЕС) 2016/631."

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) За значителни се считат модули за производство на електрическа енергия в рамките на следните категории:

1. генериращи модули тип A са с максимална мощност в диапазона 0,8 kW ¸ 1 MW, присъединени към мрежи средно и ниско напрежение;

2. генериращи модули тип B са с максимална мощност в диапазона 1 MW ¸ 5 MW, присъединени към мрежи средно напрежение;

3. генериращи модули тип C са с максимална мощност в диапазона 5 MW ¸ 20 MW, присъединени към мрежи средно напрежение;

4. генериращи модули тип D са с максимална мощност над 20 MW, присъединени към мрежа високо напрежение."

3. Алинея 3 се изменя така:

"(3) Съоръженията за комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия се оценяват въз основа на тяхната максимална електрическа мощност."

4. Алинея 4 се изменя така:

"(4) Помпено-акумулиращите модули за производство на електрическа енергия и акумулиращите системи за съхранение на електрическа енергия трябва да изпълняват всички изисквания за съответния тип и в двата експлоатационни режима - генерация и потребление."

5. Алинея 5 се изменя така:

"(5) При присъединяването към електропреносната мрежа на системи за постоянен ток на високо напрежение и модули от вида "електроенергиен парк", присъединени чрез връзка за постоянен ток на високо напрежение, се прилагат допълнителните технически изисквания на Регламент (ЕС) 2016/1447, като:

1. операторът на електропреносната мрежа специфицира изискванията към системите за постоянен ток на високо напрежение по отношение на: регулиране на активната мощност и поддържане на честотата; регулиране на реактивната мощност и поддържане на напрежението; способност за поддържане на непрекъснатост на електроснабдяването; противоаварийно регулиране; устройствата за защита и настройките им; участие във възстановяването на електроенергийната система;

2. операторът на електропреносната мрежа специфицира изискванията към модулите от вида "електроенергиен парк", присъединени чрез връзка за постоянен ток на високо напрежение, по отношение на: стабилност на честотата; реактивната мощност и напрежението; противоаварийно регулиране; устройствата за защита; качеството на електрическата енергия; управлението на модулите;

3. операторът на електропреносната мрежа специфицира изискванията към отдалечените преобразувателни подстанции за постоянен ток на високо напрежение по отношение на: стабилност на честотата; реактивната мощност и напрежението; качеството на електрическата енергия;

4. операторът на електропреносната мрежа специфицира изискванията към системите за постоянен ток на високо напрежение и модулите от вида "електроенергиен парк", присъединени чрез връзка за постоянен ток на високо напрежение, по отношение на обмена на информация и възможностите за дистанционно управление."

6. Алинея 6 се заличава.

§ 23. Член 43 се изменя така:

"Чл. 43. (1) Операторът на електропреносната мрежа определя основни изисквания към модули за производство на електрическа енергия от тип A, с максимална мощност в диапазона 0,8 kW ¸ 1 MW, присъединени към мрежи средно и ниско напрежение.

(2) Генериращият модул трябва да може да остава свързан към електрическата мрежа при отклонение на честотата, както следва:

(3) Генериращият модул трябва да може да остава свързан към електрическата мрежа и да работи при скорости на изменение на честотата df/dt, достигащи до стойност 2,5 Hz/s.

(4) При повишаване на честотата генериращият модул трябва да се изключва автоматично от електрическата мрежа при стойност 50,3 Hz, с времезакъснение 2,0 s.

(5) При понижаване на честотата допустимото намаляване на способността за генериране на максимална активна мощност от генериращия модул е, както следва:

"

§ 24. Член 44 се изменя така:

"Чл. 44. (1) Операторът на електропреносната мрежа определя основни изисквания към модули за производство на електрическа енергия от тип B, с максимална мощност в диапазона 1 MW ¸ 5 MW, присъединени към мрежи средно напрежение.

(2) Генериращият модул трябва да може да остава свързан към електрическата мрежа при отклонение на честотата, както следва:

(3) Генериращият модул трябва да може да остава свързан към електрическата мрежа и да работи при скорости на изменение на честотата df/dt, достигащи до стойност 2,5 Hz/s.

(4) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира способността при повишаване на честотата, генериращият модул да осигури намаляване на заданието по активна мощност по статична характеристика до минималната си мощност на стабилна експлоатация, с честотен праг 50,3 Hz и статизъм в диапазона 2 - 12 %.

(5) При понижаване на честотата допустимото намаляване на способността за генериране на максимална активна мощност от генериращия модул е, както следва:

(6) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира изискване генериращият модул да бъде оборудван с интерфейс за дистанционно намаляване на генерираната активна мощност от оператора на електроразпределителната мрежа.

(7) Генериращият модул трябва да може да остава свързан към електрическата мрежа и да продължава да работи стабилно при кратковременни понижени стойности на линейните напрежения в точката на присъединяване, следствие от повреди, съгласно характеристиката на остатъчното напрежение във функция от времето - преди, по време и след повредата, както следва:

Таблица 1

Таблица 2

Таблица 3

(8) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира способността за отдаване/консумиране на реактивна мощност от генериращия модул в следните диапазони:

(9) Синхронният модул за производство на електрическа енергия трябва да бъде оборудван със система за постоянно автоматично регулиране на възбуждането.

(10) При необходимост операторът на електропреносната мрежа има право да изиска участие на даден парков модул в бързия (свръхпреходния) ток на късо съединение (к.с.) в точката на присъединяване, при симетрични и несиметрични повреди в мрежата. В тези случаи операторът на електропреносната мрежа специфицира техническите изисквания за отклонението на напрежението и характеристиките на бързия ток.

(11) Автоматична ресинхронизация на генериращия модул след непредвидено изключване от електрическата мрежа не се допуска. Ресинхронизация може да се осъществи само след разрешение от оператора на електроразпределителната мрежа.

(12) След смущение в електрическата мрежа следаварийното възстановяване стойността на активната мощност на синхронните модули трябва да се осъществи в рамките на 1,5 s. При парковите модули възстановяването започва след 0,15 s, максималното време е 1,5 s и големината е достигане предходното задание по активна мощност с точност 10 %.

(13) Операторът на електроразпределителната мрежа специфицира съдържанието на обмена на информация и точен списък на данните от генериращия модул.

(14) Генериращият модул се изключва автоматично от електрическата мрежа при загуба на синхронизъм или при повреда в регулиращите или управляващите системи, което се уговаря с оператора на електроразпределителната мрежа.

(15) Действието и настройките на регулиращите системи, релейните защити и автоматики на генериращия модул, имащи отношение към стабилността на електроразпределителната мрежа, се координират с оператора на електропреносната мрежа."

§ 25. Член 45 се изменя така:

"Чл. 45. (1) Операторът на електропреносната мрежа определя основни изисквания към модули за производство на електрическа енергия от тип C, с максимална мощност в диапазона 5 MW ¸ 20 MW, присъединени към мрежи средно напрежение.

(2) Генериращият модул трябва да може да остава свързан към електрическата мрежа при отклонение на честотата, както следва:

(3) Генериращият модул трябва да може да остава свързан към електрическата мрежа и да работи при скорости на изменение на честотата df/dt, достигащи до стойност 2,5 Hz/s.

(4) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира изискване генериращият модул да осигури намаляване на заданието по активна мощност по статична характеристика до минималната си мощност на стабилна експлоатация, с честотен праг 50,3 Hz и статизъм в диапазона 2 - 12 %.

(5) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира изискване генериращият модул да осигури повишаване на заданието по активна мощност по статична характеристика до максималната си мощност на стабилна експлоатация, с честотен праг 49,7 Hz и статизъм в диапазона 2 - 12 %.

(6) При понижаване на честотата допустимото намаляване на способността за генериране на максимална активна мощност от генериращия модул е, както следва:

(7) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира изискване генериращият модул да бъде оборудван с интерфейс за дистанционно намаляване на генерираната активна мощност от оператора на мрежата, към която е присъединен.

(8) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира минимални и максимални граници за скоростта на изменение на активната мощност на генериращия модул, като взема предвид специфичните характеристики на технологията на първичния двигател.

(9) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира изискване системата за управление на генериращия модул да може да изпълнява заданието по активна мощност на оператора на мрежата, към която е присъединен. Операторът на електропреносната мрежа определя скоростта за достигане на заданието и точността на неговото изпълнение.

(10) Генериращият модул трябва да може да остава свързан към електрическата мрежа и да продължава да работи стабилно при кратковременни понижени стойности на линейните напрежения в точката на присъединяване, следствие от повреди, съгласно характеристиката на остатъчното напрежение във функция от времето - преди, по време и след повредата, както следва:

Таблица 1

Таблица 2

Таблица 3

(11) Генериращият модул трябва да има възможност за автоматично изключване, когато напрежението в точката на присъединяване достигне стойностите, съгласувани от оператора на електропреносната мрежа.

(12) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира способността за отдаване/консумиране на реактивна мощност от генериращия модул в следните диапазони:

(13) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира отдаване на допълнителна реактивна мощност от генериращия модул за компенсиране потребността на линията до точката на присъединяване.

(14) Синхронният модул за производство на електрическа енергия трябва да бъде оборудван със система за постоянно автоматично регулиране на възбуждането, като приоритетният режим е "регулатор по напрежение".

(15) Парковият модул за производство на електрическа енергия трябва да може да регулира автоматично реактивната мощност или напрежението в точката на присъединяване, като режимът на регулиране се съгласува с оператора на мрежата, към която е присъединен.

(16) При необходимост операторът на електропреносната мрежа има право да изиска участие на даден парков модул в бързия (свръхпреходния) ток на к.с. в точката на присъединяване при симетрични и несиметрични повреди в мрежата. В тези случаи операторът на електропреносната мрежа специфицира техническите изисквания за отклонението на напрежението и характеристиките на бързия ток.

(17) При необходимост операторът на електропреносната мрежа специфицира характеристиката U-Q/Pmax, в границите на която парковият модул трябва да може да осигурява реактивна мощност при максималната активна мощност. Характеристиката U-Q/Pmax трябва да е в рамките на обхватите: ∆Q/Pmax = 0,62 о.е.; ∆U = 0,22 о.е.

(18) При необходимост операторът на електропреносната мрежа специфицира характеристика ∆Q/Pmax, в границите на която парковият модул трябва да може да осигурява реактивна мощност при активна мощност под максималната. Характеристиката ∆Q/Pmax трябва да е в рамките на обхватите: ∆Q/Pmax = 0,62 о.е.;∆ P = 1 о.е.

(19) Автоматична ресинхронизация на генериращия модул след непредвидено изключване от електрическата мрежа не се допуска. Ресинхронизация може да се осъществи само след разрешение от оператора на мрежата, към която е присъединен.

(20) При необходимост операторът на електропреносната мрежа специфицира изискване към синхронните модули след хвърляне на товар и захранване на собствените нужди при отделяне от мрежата да могат да работят най-малко два часа в този режим. Минималното време за повторно синхронизиране на агрегатите на термичните синхронни модули след изключването си от електрическата мрежа е 15 min.

(21) След смущение в електрическата мрежа следаварийното възстановяване стойността на активната мощност на синхронните модули трябва да се осъществи в рамките на 1,5 s. При парковите модули възстановяването започва след 0,15 s, максималното време е 1,5 s и големината е достигане предходното задание по активна мощност с точност 10 %.

(22) При необходимост операторът на електропреносната мрежа специфицира съдържанието на обмена на информация и точен списък на данните от генериращия модул.

(23) Генериращият модул се изключва автоматично от електрическата мрежа при загуба на синхронизъм или при повреда в регулиращите или управляващите системи, което се уговаря с оператора на мрежата, към която е присъединен.

(24) Операторът на електропреносната мрежа има право да специфицира параметрите за качеството на произведената електрическа енергия. Когато произведената електрическа енергия не отговаря на критериите за качество, операторът на електропреносната мрежа има право да прекрати достъпа на съответния производител до електрическата мрежа, като не му дължи компенсации в този случай. Контрол по изпълнението на изискванията може да се осъществява със специализирана измервателна апаратура (регистратори или мрежови анализатори), като настройките и техническите характеристики се съгласуват с оператора на електропреносната мрежа.

(25) По искане на оператора на електропреносната мрежа собственикът на генериращия модул трябва да осигури технически данни за изчисляване на т.к.с. и модели за симулация.

(26) При необходимост операторът на електропреносната мрежа специфицира необходимостта при даден парков модул от изкуствен инерционен момент при бързи изменения на честотата (преходни процеси).

(27) По искане на оператора на електропреносната мрежа при възстановяване на системата генериращите модули трябва да имат способност за пускане без външно захранване в рамките на период, съгласуван с оператора на електропреносната мрежа, и да имат способността да участват в експлоатация в островен режим.

(28) Действието и настройките на регулиращите системи, релейните защити и автоматики на генериращия модул, имащи отношение към стабилността на електроразпределителната мрежа, се координират с оператора на електропреносната мрежа.

(29) Генериращите модули трябва да са оборудвани с напреженова защита, която да ги изключва автоматично от електрическата мрежа при отклонение на напрежението извън диапазона 0,85 Un ... 1,15 Un, с времезадръжка 3,0 s.

(30) Генериращите модули за производство на електрическа енергия трябва да са оборудвани с честотна защита, която да ги изключва от електрическата мрежа при отклонение на честотата извън диапазона 47,5 Hz ... 50,3 Hz, с времезадръжка 2,0 s.

(31) Парковите модули за производство на електрическа енергия са длъжни да изпълняват следните технически и режимни изисквания:

1. да предоставят и съгласуват с оператора на мрежата, към която се присъединяват, техническите параметри на основното електрооборудване, което възнамеряват да инсталират и присъединят;

2. параметрите на повишаващите трансформатори трябва да се съгласуват с оператора на мрежата, към която се присъединяват;

3. не се допуска работа на парковите модули в островен режим;

4. допустимата несиметрия на напреженията, предизвикана от парковите модули в мястото на присъединяване към електрическата мрежа, е 3,0 %;

5. допустимото внасяне на хармоници от парковите модули в мястото на присъединяване към електрическата мрежа е THD <= 8 %;

6. допустимите трептения (фликер), които може да внесат парковите модули в мястото на присъединяване към електрическата мрежа, са Pst <= 0,9, Plt <= 0,7.

(32) При понижена пропускателна способност на електроразпределителната или електропреносната мрежа и опасност от повреди операторът на мрежата има право да ограничава генерацията на модулите за производство на електрическа енергия, включително изключване от електрическата мрежа. Операторът на мрежата не дължи компенсации на генериращите модули в този случай. При поискване от генериращите модули операторът на мрежата представя информация за причините, довели до ограничения в генерацията.

(33) При невъзможност за поддържане на баланса между производство и потребление в ЕЕС (критичен баланс от значително намаляване на електропотреблението) операторът на електропреносната мрежа има право да изиска ограничаване генерацията на модулите за производство на електрическа енергия по видове технологии, включително изключване от електрическата мрежа. Операторът на мрежата не дължи компенсации на генериращите модули в този случай. Съобщения за ограниченията в генерацията на генериращите модули при тази ситуация се публикуват от оператора на електропреносната мрежа на своя интернет сайт.

(34) Не се допуска присъединяване към електрическата мрежа на ВяЕЦ с постоянна скорост и асинхронни генератори с кафезен ротор. Присъединените вече агрегати от този тип могат да останат в работа до изчерпване на експлоатационния им ресурс."

§ 26. Член 46 се изменя така:

"Чл. 46. (1) Операторът на електропреносната мрежа определя основни изисквания към модули за производство на електрическа енергия от тип D, с максимална мощност над 20 MW, присъединени към мрежа високо напрежение.

(2) Генериращият модул трябва да може да остава свързан към електропреносната мрежа при отклонение на честотата, както следва:

(3) Генериращият модул трябва да може да остава свързан към електропреносната мрежа и да работи при скорости на изменение на честотата df/dt, достигащи до стойност 2,5 Hz/s.

(4) Операторът на електропреносната мрежа има право да изиска генериращият модул да осигури намаляване на заданието по активна мощност по статична характеристика до стойността на предвидения резерв на честотно зависимия режим, с честотен праг 50,2 Hz и статизъм в диапазона 2 - 10 % (участие в първичното регулиране на честотата).

(5) Операторът на електропреносната мрежа има право да изиска генериращият модул да осигури повишаване на заданието по активна мощност по статична характеристика до стойността на предвидения резерв на честотно зависимия режим, с честотен праг 49,8 Hz и статизъм в диапазона 2 - 10 % (участие в първичното регулиране на честотата).

(6) Параметрите на изменението на активната мощност в честотно зависимия режим трябва да бъдат: обхват на активната мощност, отнесен към максималната - до 5 % за термичен генериращ модул и без ограничение за останалите генериращи модули; зона на нечувствителност - до 10 mHz; мъртва зона - 20 mHz за термичен генериращ модул и 50 mHz за останалите генериращи модули; време за пълно активиране - 30 s; време на отдаване - за цялото време на реалното отклонение на честотата и 15 min при симулирано отклонение на честотата.

(7) Генериращият модул с честотно зависим режим трябва да предава в реално време към центъра за управление на оператора на електропреносната мрежа най-малко следните сигнали: състояние (вкл./изкл.); задание по активна мощност; измерена действителна активна мощност; действителни настройки на параметрите; статизъм и зона на нечувствителност.

(8) При понижаване на честотата допустимото намаляване на способността за генериране на максимална активна мощност от генериращия модул е, както следва:

(9) Операторът на електропреносната мрежа специфицира минимални и максимални граници за скоростта на изменение на активната мощност на генериращия модул, като взема предвид специфичните характеристики на технологията на първичния двигател.

(10) При необходимост операторът на електропреносната мрежа изисква системата за управление на генериращия модул да може да изпълнява заданието по активна мощност на оператора на електропреносната мрежа (автоматично вторично регулиране на честотата и обменните мощности). Операторът на електропреносната мрежа определя скоростта за достигане на заданието и точността на неговото изпълнение.

(11) Генериращият модул трябва да може да остава свързан към електропреносната мрежа при кратковременни понижени стойности на линейните напрежения в точката на присъединяване, следствие от повреди, съгласно характеристиката на остатъчното напрежение във функция от времето - преди, по време и след повредата, както следва:

Таблица 1

Таблица 2

Таблица 3

(12) Генериращият модул трябва да има възможност за автоматично изключване, когато напрежението в точката на присъединяване достигне стойностите, съгласувани от оператора на електропреносната мрежа.

(13) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира способността за отдаване/консумиране на реактивна мощност от генериращия модул в следните диапазони:

(14) Генериращият модул трябва да остава свързан към електропреносната мрежа и да бъде експлоатиран при отклонение на линейното напрежение в точката на присъединяване, както следва:

(15) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да специфицира отдаване на допълнителна реактивна мощност от генериращия модул за компенсиране потребността на линията до точката на присъединяване.

(16) При необходимост операторът на електропреносната мрежа има право да изиска участие на даден парков модул в бързия (свръхпреходен) ток на к.с. в точката на присъединяване при симетрични и несиметрични повреди в електропреносната мрежа. В тези случаи операторът на електропреносната мрежа специфицира техническите изисквания за отклонението на напрежението и характеристиките на бързия ток.

(17) Операторът на електропреносната мрежа може да специфицира характеристиката U-Q/Pmax, в границите на която генериращият модул трябва да осигурява реактивна мощност при максималната активна мощност. Характеристиката U-Q/Pmax трябва да е в рамките на обхватите, както следва:

(18) Синхронният модул за производство на електрическа енергия трябва да бъде оборудван със система за постоянно автоматично регулиране на възбуждането, като приоритетният режим е "регулатор по напрежение". Възбудителната система на синхронния модул трябва да е оборудвана със системен стабилизатор PSS. Типът, степента на резервираност, параметрите и настройките на възбудителната система трябва да се съгласуват с оператора на електропреносната мрежа.

(19) Парковият модул за производство на електрическа енергия трябва да може да регулира автоматично реактивната мощност или да участва в регулирането на напрежението в мястото на присъединяване, като режимът на регулиране се съгласува с оператора на електропреносната мрежа.

(20) Операторът на електропреносната мрежа може да специфицира характеристика ∆Q/Pmax, в границите на която парковият модул трябва да осигурява реактивна мощност при активна мощност под максималната. Характеристиката ∆Q/Pmax трябва да е в рамките на обхватите: ∆Q/Pmax=0,62 о.е.; ∆P=1 о.е.

(21) Генериращият модул трябва да бъде оборудван с необходимото устройство за проверка на синхронизма. Операторът на електропреносната мрежа и собственикът на генериращия модул се договарят относно настройките на устройствата за синхронизиране, които трябва да бъдат в следните обхвати: напрежение ∆U £ 10 %; честота ∆f £ 0.05 Hz; фазов ъгъл ∆φ £ 20 градуса.

(22) Синхронизация на генериращия модул към електропреносната мрежа се извършва от собственика на модула след разрешение от оператора на електропреносната мрежа.

(23) Автоматична ресинхронизация на генериращия модул след непредвидено изключване от електропреносната мрежа не се допуска. Ресинхронизация може да се осъществи само след разрешение от оператора на електропреносната мрежа.

(24) Синхронните модули от ТЕЦ, ВЕЦ, газова електрическа централа и газово-парова електрическа централа, наричана по-нататък ГПЕЦ, трябва да са пригодени за надеждно преминаване от произволна работна точка към отделяне от електропреносната мрежа (хвърляне на товар) и режим на захранване на собствени нужди. При това агрегатите трябва да са в състояние да работят най-малко два часа в този режим. Минималното време за повторно синхронизиране на агрегатите на тези модули след изключването си от електропреносната мрежа е 15 min.

(25) След смущение в електропреносната мрежа следаварийното възстановяване стойността на активната мощност на синхронните модули трябва да се осъществи в рамките на 1,5 s. При парковите модули възстановяването започва след 0,15 s, максималното време е 1,5 s и големината е достигане предходното задание по активна мощност с точност 10 %.

(26) Операторът на електропреносната мрежа специфицира съдържанието на обмена на информация и точен списък на данните от генериращия модул.

(27) Генериращият модул се изключва автоматично от електропреносната мрежа при загуба на синхронизъм или при повреда в регулиращите или управляващите системи, което се уговаря с оператора на електропреносната мрежа.

(28) Операторът на електропреносната мрежа има право да специфицира параметрите за качеството на произведената електрическа енергия. Когато произведената електрическа енергия не отговаря на критериите за качество, операторът на електропреносната мрежа има право да прекрати достъпа на съответния производител до тази мрежа, като не му дължи компенсации в този случай. Контрол по изпълнението на изискванията може да се осъществява със специализирана измервателна апаратура (регистратори или мрежови анализатори), като настройките и техническите характеристики се съгласуват с оператора на електропреносната мрежа.

(29) По искане на оператора на електропреносната мрежа собственикът на генериращия модул трябва да осигури технически данни за изчисляване на ток на к.с. и модели за симулация със: синхронен генератор и първичен двигател; регулатор на мощността; възбудителна система с PSS; модели на защити и преобразуватели.

(30) При необходимост операторът на електропреносната мрежа специфицира необходимостта при даден парков модул от изкуствен инерционен момент при бързи изменения на честотата (преходни процеси).

(31) По искане на оператора на електропреносната мрежа при възстановяване на системата синхронните модули трябва да имат способност за пускане без външно захранване на собствените нужди (черен старт) в рамките на период, съгласуван с оператора на електропреносната мрежа, и да имат способността да участват в експлоатация в островен режим или енергиен коридор.

(32) Действието и настройките на регулиращите системи, релейните защити и автоматики на генериращия модул, имащи отношение към стабилността на електропреносната мрежа, се координират с оператора на електропреносната мрежа.

(33) По искане на оператора на електропреносната мрежа синхронните модули на ВЕЦ са длъжни да приемат и изпълняват:

1. групово управление по активна мощност и честота, ако операторът на електропреносната мрежа го изисква;

2. групово управление по напрежение и реактивна мощност.

(34) По искане на оператора на електропреносната мрежа синхронните модули на термичните електрически централи са длъжни да приемат и изпълняват групово управление на възбуждането (ГУВ) по напрежение и реактивна мощност.

(35) Парковите модули за производство на електрическа енергия са длъжни да изпълняват следните технически и режимни изисквания:

1. да предоставят и съгласуват с оператора на електропреносната мрежа техническите параметри на основното електрооборудване, което възнамеряват да инсталират и присъединят към електропреносната мрежа;

2. повишаващите трансформатори трябва да могат да регулират напрежението под товар в диапазон, съгласуван с оператора на електропреносната мрежа;

3. не се допуска работа на парковите модули в островен режим;

4. допустимата несиметрия на напреженията, предизвикана от парковите модули в мястото на присъединяване към електропреносната мрежа, е 2,0 %;

5. допустимото внасяне на хармоници от парковите модули в мястото на присъединяване към електропреносната мрежа е: THD <= 3 %;

6. допустимите трептения (фликер), които може да внесат парковите модули в мястото на присъединяване към електропреносната мрежа, са: Pst <= 0,8, Plt <= 0,6;

7. да са оборудвани с честотна защита, която да ги изключва от електропреносната мрежа при отклонение на честотата извън диапазона 47,5 Hz ... 50,3 Hz, с времезакъснение 2,0 s.

(36) При понижена пропускателна способност на електропреносната мрежа и опасност от повреди операторът на електропреносната мрежа има право да ограничава генерацията на модулите за производство на електрическа енергия, включително изключване от електропреносната мрежа. Операторът на електропреносната мрежа не дължи компенсации на генериращите модули в този случай. При поискване от генериращите модули операторът на електропреносната мрежа представя информация за причините, довели до ограничения в генерацията.

(37) При невъзможност за поддържане на баланса между производство и потребление в ЕЕС (критичен баланс от значително намаляване на електропотреблението) операторът на електропреносната мрежа има право да ограничава генерацията на модулите за производство на електрическа енергия по видове технологии, включително изключване от електропреносната мрежа. Операторът на електропреносната мрежа не дължи компенсации на генериращите модули в този случай, като съобщенията за ограниченията в генерацията на генериращите модули операторът на електропреносната мрежа публикува на своя интернет сайт.

(38) Не се допуска присъединяване към електропреносната мрежа на ВяЕЦ с постоянна скорост и асинхронни генератори с кафезен ротор. Присъединените вече агрегати от този тип могат да останат в работа до изчерпване на експлоатационния им ресурс."

§ 27. В чл. 47 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 след думата "оборотите" се добавя "на синхронните модули за производство на електрическа енергия".

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) Всички синхронни генератори с мощност над 1 MW трябва да бъдат оборудвани с автоматичен регулатор на възбуждане, който да осигурява поддържане на напрежението на клемите на генератора с точност:

1. за генератори до 20 MW - не по-ниска от ± 1,0 %;

2. за генератори над 20 MW - не по-ниска от ± 0,5 %."

3. Създават се ал. 3 - 13:

"(3) Автоматичните регулатори на възбуждане трябва да осигуряват възможност за компенсиране на спада на напрежение в блочния трансформатор или да разпределят реактивната мощност между синхронните генератори, свързани към общи шини (статизъм по реактивна мощност).

(4) Автоматичните регулатори на възбуждане трябва да притежават ограничители, гарантиращи оптималната и безопасната работа на синхронните генератори. Настройките на ограничителите трябва да бъдат координирани с настройките на съответните функции в генераторните релейни защити.

(5) Автоматичните регулатори на възбуждане на синхронни генератори с мощност над 20 MW трябва да бъдат цифрови от пропорционално-интегрално-диференциален тип със съгласувана от оператора на електропреносната мрежа степен на резервиране на каналите.

(6) Автоматичните регулатори на възбуждане на синхронни генератори с мощност над 20 MW трябва да имат системен стабилизатор (PSS), потискащ локалните и междусистемните колебания на активната мощност. Типът, настройките и изпитанията на PSS се съгласуват с оператора на електропреносната мрежа.

(7) Автоматичните регулатори на възбуждане при шунтово захранване на възбудителната система трябва да осигуряват първоначално възбуждане и плавен старт до достигане на зададеното напрежение на изводите на генератора.

(8) Повишаващите трансформатори не трябва да ограничават синхронните генератори да отдават реактивна мощност в целия диапазон, определен от P-Q диаграмата на генератора, без това да води до повишаване на генераторното напрежение над 1,05 Un или недопустимо понижаване на устойчивостта им (под 20 %). За целта производителят предоставя на оператора на електропреносната мрежа за съгласуване основните технически параметри на предвидените повишаващи трансформатори.

(9) Всички синхронни агрегати с мощност над 1 MW трябва да бъдат оборудвани със системи за автоматично регулиране на оборотите и активната мощност на турбината.

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

1. за агрегати до 20 MW - не по-ниска от ± 2 %;

2. за агрегати над 20 MW - не по-ниска от ± 1 %.

(11) Системите за автоматично регулиране на оборотите на турбината на агрегатите, които са предвидени да участват във възстановяването на електроенергийната система след големи аварии, е необходимо да имат възможност за развъртане при черен старт.

(12) Стартовите електрически централи, предвидени за работа в енергиен коридор или остров, трябва да имат режим на групово управление на агрегатите по честота.

(13) Операторът на електропреносната мрежа има право да контролира състоянието, работата, настройките и техническата документация на регулиращите системи на всички генериращи модули, присъединени към електропреносната мрежа."

§ 28. Член 48 се изменя така:

"Чл. 48. (1) При присъединяване на производители към електропреносната мрежа броят на захранващите електропроводи и тяхното направление се определя от критериите за сигурност на присъединяването съгласно чл. 13 и 14.

(2) Присъединяването на производители със синхронни генератори към електропреносната мрежа трябва да осигурява нормална работа на агрегатите при всички установени режими на електроенергийната система и тяхната устойчивост при преходни процеси.

(3) Сигурността на присъединяване на производителите към електропреносната мрежа е с приоритет пред възможността за транзит на външна електрическа енергия през техните присъединителни съоръжения."

§ 29. В чл. 49 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 думите "Наредба № 3 от 2004 г. за устройството на електрическите уредби и електропроводните линии и с действащи в страната стандарти, наредби и правилници" се заменят с "наредбата по чл. 83, ал. 1, т. 1 от Закона за енергетиката и с действащи в страната нормативни актове и стандарти".

2. В ал. 4, изречение първо думите "Наредба № 3 от 2004 г. за устройството на електрическите уредби и електропроводните линии" се заменят с "наредбата по чл. 83, ал. 1, т. 1 от Закона за енергетиката", след което се поставя запетая и се добавя "които могат да бъдат или две надлъжно-диференциални, или две дистанционни защити", а изречение второ се заличава.

3. В ал. 5, изречение първо думата "тристъпална" се заменя с "четиристъпална".

4. Алинея 8 се изменя така:

"(8) При присъединяване чрез електропроводи се използват две надлъжно-диференциални или две дистанционни защити на свързващите електропроводи. При присъединяване на ФЕЦ и ВяЕЦ двете релейни защити на свързващите електропроводи задължително трябва да бъдат надлъжно-диференциални."

5. В ал. 12 думата "мрежата" се заменя с "електрическата мрежа".

§ 30. В чл. 53, ал. 4 думите "с електрическата мрежа" се заменят със "със съответната електрическа мрежа", а думите "на съответната мрежа" се заменят с "на тази мрежа".

§ 31. В чл. 54, ал. 2 думите "атомни електроцентрали" се заменят с "АЕЦ".

§ 32. В чл. 55 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 думите "електрическата мрежа" се заменят с "електроразпределителната мрежа".

2. В ал. 2 думата "мрежата" са заменя със "съответната електрическа мрежа".

3. В ал. 3 думата "мрежата" се заменя с "електропреносната мрежа".

§ 33. Член 59 се изменя така:

"Чл. 59. Присъединяването на обекти на операторите на електроразпределителните мрежи към електропреносната мрежа се извършва по реда на част четвърта "Присъединяване на обекти на оператори на разпределителните мрежи към преносната мрежа" на наредбата по чл. 116, ал. 7 от Закона за енергетиката."

§ 34. В чл. 62 се правят следните изменения и допълнения:

1. Ал. 2 се изменя така:

"(2) Ползването се извършва чрез пренасяне на постъпилата мощност/електрическа енергия от уредбите на доставчиците на електрическа енергия в определени възли на електропреносната мрежа и преразпределение/потребление на мощност/електрическа енергия от същите или други възли чрез уредбите на операторите на електроразпределителните мрежи и/или клиентите при обезпечени системни показатели - честота, напрежение, сигурност."

2. Алинея 3 се изменя така:

"(3) Операторът на електропреносната мрежа определя и контролира максимално допустимата мощност, която може да постъпи във/или съответно да бъде потребена от всеки възел на електропреносната мрежа през всеки период, за да не бъдат нарушени показателите на електроенергийната система и границите, осигуряващи експлоатационната сигурност."

3. В ал. 4 след думата "достъп" се добавя "и/или пренос", а думата "преносната" се заменя с "електропреносната".

§ 35. В чл. 63 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Ползвателите на електропреносната мрежа, доставящи електрическа енергия, които са получили право на ползване на електропреносната мрежа и системните услуги, доставят в електропреносната мрежа договорената от тях електрическа енергия въз основа на разрешени от оператора на електропреносната мрежа графици за доставки през всеки единичен пазарен интервал (период на сетълмент), а потребителите ползватели на електропреносната мрежа получават от нея договорената от тях електрическа енергия въз основа на разрешени от оператора на електропреносната мрежа графици за доставки."

2. Създава се нова ал. 2:

"(2) Алинея 1 се прилага за акумулиращите мощности в зависимост от режима им на работа."

3. Съществуващата ал. 2 става ал. 3 и се изменя така:

"(3) През електропреносната мрежа се пренася доставената от ползвателите доставчици на електрическа енергия до ползвателите потребители в съответствие с диспечираните от оператора на електропреносната мрежа графици за доставки, електрическата енергия за балансиране, електрическата енергия за технологични разходи в електропреносната мрежа, междусистемни графици за обмен на електрическа енергия, в т.ч. графици за компенсиране на нежеланите отклонения."

4. Досегашната ал. 3 става ал. 5.

5. Създава се нова ал. 4:

"(4) Алинея 3 в частта, касаеща графици за компенсиране на нежеланите отклонения, се прилага до момента на активно участие на оператора на електропреносната мрежа в европейската платформа за уравняване на дисбалансите на ЕМОПС-Е."

6. Досегашната ал. 4 става ал. 6 и се изменя така:

"(6) Операторът на електропреносната мрежа осъществява общия баланс между производството и потреблението на електрическа енергия в зоната/блока за управление (контролния блок) чрез съвместното използване на резервите за първично регулиране на честотата, автоматично и ръчно възстановяване на плановата честота и обменните мощности, предоставяни от доставчиците в контролния блок и/или други контролни блокове от съответния регион или синхронна зона съгласно процедури за управление на дисбалансите, в т.ч. трансгранични. Съотношенията между резервите, предоставяни от доставчиците в контролния блок и тези от други контролни блокове от съответния регион или синхронна зона, се определят съгласно Регламент (ЕС) 2017/2195, като доставчиците им следва да изпълняват техническите изисквания на тези правила и в случай че не се ползват платформите за балансиране на ЕМОПС-Е, да осигурят за своя сметка всички разходи, свързани с преноса на електрическата енергия по междусистемните сечения, в т.ч. и не само - мрежови тарифи, митническо облагане и преносна способност."

7. Досегашната ал. 5 става ал. 7 и се изменя така:

"(7) Въз основа на тръжни процедури операторът на електропреносната мрежа изкупува от класираните доставчици необходимата за сигурността на ЕЕС разполагаемост за допълнителни услуги под формата на резерви за първично регулиране на честотата, автоматично и ръчно вторично регулиране на честота и обменните мощности и ги предоставя на всички ползватели на електропреносната мрежа заедно със системните услуги, които той извършва."

8. Създава се нова ал. 8:

"(8) Резервите за заместване са съвкупността от предложения за балансиране на доставчиците на балансиращия пазар, за които операторът на електропреносната мрежа не дължи заплащане за разполагаем резерв, но може да активира по реда на правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката."

9. Досегашните ал. 6, 7 и 8 стават съответно ал. 9, 10 и 11 и се изменят така:

"(9) При възникване на обстоятелства, застрашаващи сигурността на работата на електроенергийната система или на части от нея, операторът на електропреносната мрежа има право временно да спира изпълнението на сделки или да променя договорените количества електрическа енергия по тях при условия и по начин, описани в правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката и наредбите по чл. 74, ал. 1 и чл. 115 от Закона за енергетиката.

(10) Взаимните задължения между ползвателите на преносната мрежа при процеса на ползване на тази мрежа и системните услуги, както и при балансирането на графиците за доставка се определят след периода на ползване (доставката) по ред и начин, определени в правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката.

(11) Операторът на електропреносната мрежа санкционира нарушителите на договорените с ползвателите ѝ технически изисквания за надеждна работа на електроенергийната система съгласно условията на договора за достъп."

§ 36. В чл. 65 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 3 се изменя така:

"(3) В срокове и по начин, указани в глава пета и в правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката, лицето по ал. 2 кореспондира с оператора на електропреносната мрежа относно графиците за доставки в балансиращата група и за обмен между балансиращата група и други ползватели на електропреносната мрежа и/или балансиращи групи."

2. Алинея 4 се изменя така:

"(4) Лицето по ал. 2 носи отговорност за баланса на групата по отношение на други балансиращи групи и/или ползватели на електропреносната мрежа и е страна по сделките с балансираща енергия относно графиците за обмен на групата с други балансиращи групи и/или ползватели на електропреносната мрежа."

§ 37. В чл. 67 ал. 3 се изменя така:

"(3) Когато обектите по ал. 1 принадлежат към една балансираща група, но преносът на електрическа енергия се осъществява през елементи на електропреносната мрежа, координаторът изготвя и представя на оператора на електропреносната мрежа отделен график само за тази енергия."

§ 38. В чл. 69 ал. 1, 2 и 3 се изменят така:

"(1) За анализи на потреблението на електрическа енергия и корекция на годишната прогноза операторите на електроразпределителните мрежи/крайните снабдители предоставят на оператора на електропреносната мрежа отчетни данни за всеки месец на текущата година до края на всяко тримесечие за: месечен енергиен баланс с данни за електрическата енергия, постъпила в разпределителната мрежа, по източници, обмени със съседни оператори на електроразпределителни мрежи/крайни снабдители и клиенти по тарифни групи, технологични разходи за разпределение на електрическата енергия.

(2) Операторите на електроразпределителните мрежи/крайните снабдители предоставят на оператора на електропреносната мрежа отчетни данни съобразно лицензионните си задължения за всеки месец на предходната календарна година за целите на инвестиционното и на годишното планиране до края на м. януари на текущата година за въведени в експлоатация модули за производство на електрическа енергия, присъединени към електроразпределителната мрежа, в т.ч. тип, диспечерско наименование, местонахождение, място на присъединяване (подстанция/извод) и инсталирана мощност.

(3) За целите на ежедневното планиране операторите на електроразпределителните мрежи предоставят на оператора на електропреносната мрежа в рамките на текущия ден:

1. измерени товарови профили от последното отчитане за производството по типове производители с инсталирана мощност 30 kW и по-голяма, присъединени към електроразпределителната мрежа;

2. отчетен активен поток за периода на сетълмент през силовите трансформатори за разпределителната мрежа по административни области."

§ 39. В чл. 70 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 думите "/крайни снабдители" се заличават, думата "преносната" се заменя с "електропреносната", а думата "март" се заменя с "декември".

2. В ал. 1 т. 3 се изменя така:

"3. получени заявки за присъединяване на нови електропроизводствени мощности към електроразпределителната мрежа, в т.ч. тип, диспечерско наименование, местонахождение, място на присъединяване (подстанция/извод) и инсталирана мощност;".

§ 40. В чл. 71 думите "Клиентите, присъединени към преносната мрежа," се заменят с "Ползвателите на електропреносната мрежа", думата "електроенергия" се заменя с "електрическа енергия", а думата "март" се заменя с "януари".

§ 41. В чл. 72 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 думите "Производителите ползватели на преносната мрежа" се заменят с "Ползвателите на електропреносната мрежа", а думата "март" се заменя с "декември".

2. В ал. 2 думите "Клиентите, присъединени към преносната мрежа," се заменят с "Ползвателите на електропреносната мрежа", а думата "преносната" се заменя с "електропреносната".

3. В ал. 3 думите "Клиентите, присъединени към преносната мрежа," се заменят с "Ползвателите на електропреносната мрежа", а думата "електроенергия" се заменя с "електрическа енергия".

§ 42. В чл. 73 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Операторите на електроразпределителните мрежи предоставят на оператора на електропреносната мрежа за всяка подстанция (РУ), присъединена към електропреносната мрежа, прогнозни месечни данни за следващия ценови/регулаторен период за целите на планирането до 31 януари на текущата година, както следва:".

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) Операторите на електроразпределителните мрежи предоставят на оператора на електропреносната мрежа за целите на планирането до 31 януари на текущата година следните прогнозни месечни данни за следващия регулаторен период:".

3. В ал. 2, т. 2 думата "електроенергия" се заменя с "електрическа енергия", а думите "/крайни снабдители" се заличават.

4. В ал. 2 т. 3 и 4 се заличават.

§ 43. Член 74 се отменя.

§ 44. Член 75 се отменя.

§ 45. Член 77 се изменя така:

"Чл. 77. За целите на годишното и месечното планиране производителите ползватели на електропреносната мрежа предоставят на оператора на електропреносната мрежа до 31 януари на текущата година следните прогнозни месечни данни за следващия ценови/регулаторен период:

1. за собствените източници на електрическа енергия:

а) количества електрическа енергия, планирани за доставяне в електропреносната мрежа;

б) максимални и минимални стойности за активната и реактивната мощност на производствените източници в третата сряда от месеца;

2. сумарни месечни графици за доставка на електрическа енергия за следващия регулаторен период по сключени към тази дата двустранни договори с клиенти в или извън страната и заангажираната за тези цели разполагаемост;

3. сумарни месечни графици за доставка на електрическа енергия за следващия регулаторен период, по които предстои да бъдат сключени двустранни договори с клиенти в или извън страната, и необходимата за целта разполагаемост."

§ 46. В чл. 78 т. 4 се изменя така:

"4. влиянието на принудения помпен режим на помпено-акумулираща водноелектрическа централа, наричана по-нататък и ПАВЕЦ, върху товаровите диаграми;".

§ 47. Член 79 се отменя.

§ 48. В глава пета наименованието на раздел II се изменя така:

"Раздел II

Норма за надеждност. Оценка на адекватността на енергийните ресурси".

§ 49. Член 80 се изменя така:

"Чл. 80. (1) Операторът на електропреносната мрежа извършва оценка на адекватността, базирана на норма на надеждност, която посочва по прозрачен начин необходимото равнище на сигурност на доставките.

(2) Стойността на нормата за надеждност се изчислява, като се използва най-малко стойността на загубите от прекъсване на електроснабдяването, както и стойността на разходите за нова мощност за даден срок, и се изразява като "очаквана непредоставена електрическа енергия" и "очаквани загуби от прекъсване на електроснабдяването"."

§ 50. В чл. 81 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Операторът на електропреносната мрежа предоставя ежегодно на ЕМОПС-Е необходимите данни, за да се извършва оценката на адекватността на европейските ресурси за десетгодишен период."

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) Производителите на електрическа енергия и други участници на пазара представят на оператора на електропреносната мрежа данни относно очакваното използване на производствените ресурси, като отчитат наличието на първични ресурси и подходящи сценарии за планираното търсене и предлагане."

3. Алинеи 3, 4 и 5 се отменят.

§ 51. Създава се чл. 81а:

"Чл. 81а. (1) Оценките на адекватността на националните ресурси за десетгодишен период имат регионален обхват и се основават на методика, одобрена от АСРЕ.

(2) Оценките на адекватността на националните ресурси за десетгодишен период съдържат референтните централни сценарии за прогнозираното търсене и предлагане, включително икономическа оценка на вероятността за излизане от експлоатация, спиране на експлоатацията, изграждане на нови генериращи мощности и мерки за постигане на целите за енергийната ефективност и за свързаност между електроенергийните системи и подходяща чувствителност на екстремни метеорологични събития, хидроложки условия, цените на едро и развитието на цената на въглеродните емисии.

(3) Референтните централни сценарии по ал. 2 се базират на актуалния интегриран национален план за енергетика и климат.

(4) Оценките на адекватността на националните ресурси за десетгодишен период може да вземат предвид допълнителна чувствителност освен тази, посочена в ал. 2. В такива случаи в оценките на адекватността на националните ресурси може:

1. да се правят допускания, при които да се отчитат особеностите на националното търсене и предлагане на електрическа енергия;

2. да се използват инструменти и съгласувани скорошни данни, които са в допълнение на използваните от ЕМОПС-Е за оценка на адекватността на европейските ресурси.

(5) При оценяването на приноса на доставчиците на капацитет, разположени в друга държава членка за сигурността на доставките на обхванатите от тях пазарни зони, в оценките на адекватността на националните ресурси се използва методика за изчисляване на максималния входен капацитет за трансгранично участие.

(6) До оценките на адекватността на националните ресурси за десетгодишен период се осигурява публичен достъп.

(7) Когато при оценката на адекватността на националните ресурси за десетгодишен период се установи опасение за адекватността, което не е било установено при оценката на адекватността на европейските ресурси, оценката на адекватността на националните ресурси включва причините за разликите между двете оценки на адекватността на ресурсите, в това число и подробности за използваната чувствителност и съответните заложени допускания.

(8) Операторът на електропреносната мрежа публикува оценката на адекватността на националните ресурси, която се представя на АСРЕ.

(9) Операторът на електропреносната мрежа взема предвид становището на АСРЕ и когато е необходимо, променя своята окончателна оценка. Ако реши да не вземе напълно предвид становището на АСРЕ, той публикува публично подробно мотивиран доклад.

(10) В случаите на ал. 7 операторът на електропреносната мрежа информира незабавно комисията и министъра на енергетиката."

§ 52. Създава се чл. 81б:

"Чл. 81б. (1) Операторът на електропреносната мрежа извършва краткосрочен анализ на адекватността на контролната зона, като прави оценка на общото възможно производство в своята контролна зона и възможностите за внос през границите на зоната с цел да задоволи общото потребление в своята контролна зона при различни сценарии на експлоатация, като взема предвид необходимото ниво на резервите на активна мощност, като:

1. използва най-новите планове за разполагаемост и най-новите налични данни за:

а) способностите на модулите за производство на електрическа енергия;

б) междузоновата преносна способност;

в) възможната реакция на потреблението;

2. взема предвид влиянието на производството от възобновяеми енергийни източници и на товара;

3. оценява вероятността за възникване на неизпълнение на задължителните показатели за адекватност и очаквана продължителност, както и очакваното количество недоставена енергия;

4. уведомява за случаите по т. 3 комисията, министъра на енергетиката и всички останали оператори на електропреносни мрежи посредством средата за данни за оперативно планиране на ЕМОПС-Е.

(2) Операторът на електропреносната мрежа извършва анализ на адекватността на контролната зона за период до една седмица напред включително, като:

1. дава своя принос за изготвянето на общоевропейската годишна лятна и зимна прогноза за адекватността, като прилага методиката, приета от ЕМОПС-Е, посочена в чл. 8, параграф 3, буква е) от Регламент (ЕО) № 714/2009, относно условията за достъп до мрежата за трансграничен обмен на електроенергия;

2. два пъти в годината извършва анализ на адекватността на контролната зона, съответно за предстоящия летен и зимен сезон, като взема предвид общоевропейски сценарии в съответствие с общоевропейската годишна лятна и зимна прогноза за адекватност на производството;

3. актуализира своите анализи на адекватността на контролната зона, ако установи предполагаема промяна в разполагаемостта на модули за производство на електрическа енергия, в оценките за товарите, оценките за производството от възобновяеми енергийни източници, или междузоновата преносна способност, които могат съществено да повлияят на очакваната адекватност.

(3) Операторът на електропреносната мрежа извършва анализ на адекватността на контролната зона за ден напред и в рамките на деня, като:

1. извършва анализ на адекватността на контролната зона за времевите интервали "ден напред" и "в рамките на деня" въз основа на:

а) търговските графици;

б) прогнозирания товар;

в) прогнозираното производство от възобновяеми източници;

г) резервите на активна мощност;

д) възможностите на контролната зона за внасяне и изнасяне в съответствие с междузоновата преносна способност;

е) възможностите на модулите за производство на електрическа енергия и тяхното състояние на разполагаемост;

ж) възможностите на потребяващите съоръжения, при които реакцията на потреблението е в съответствие с техните състояния на разполагаемост;

2. извършва оценка на:

а) минималното ниво на внос и максималното ниво на износ, които не нарушават адекватността на неговата контролна зона;

б) очакваната продължителност на потенциално възникване на неизпълнение на задължителните показатели за адекватност;

в) количеството енергия, което не е предоставено поради възникване на неизпълнение на задължителните показатели за адекватност;

3. уведомява комисията и министъра на енергетиката, когато в резултат на анализа от т. 1 се установи, че не е изпълнено изискването за адекватност, като представя анализ на причините и предлага действия за смекчаване на последиците.

(4) Операторът на електропреносната мрежа предоставя на координатора за регионалната сигурност информацията, необходима за извършването на оценките на регионалната адекватност, включително:

1. очаквания сумарен товар и разполагаемите ресурси за реакция на потреблението;

2. разполагаемостта на модулите за производство на електрическа енергия;

3. границите, осигуряващи експлоатационна сигурност."

§ 53. Членове 82, 83, 84 и 85 се отменят.

§ 54. В глава пета наименованието на раздел III се изменя така:

"Раздел III

Планиране, разпределяне и съставяне на годишни графици за разполагаемост. Графици за производство на електрическа енергия".

§ 55. В глава пета, раздел III се създават чл. 85а, 85б, 85в и 85г:

"Чл. 85а. Предварителното планиране на годишните разполагаемости и на годишните престои на модулите, доставящи електрическа енергия, се извършват по следната процедура:

1. до 30 юни на текущата година операторът на електропреносната мрежа изпраща напомнителни писма до всички ползватели на електропреносната мрежа, доставящи електрическа енергия, във връзка със задълженията им, произтичащи по т. 2;

2. всички ползватели на електропреносната мрежа, доставящи електрическа енергия, изпращат на оператора на електропреносната мрежа до 1-ви август на текущата година обосновани първоначални предложения за ремонтни програми през следващата година, които включват:

а) диспечерско наименование на модул;

б) декларирана мощност на модул;

в) продължителност на планирания ремонт;

г) предпочитан период на провеждане на ремонта и допустими размествания;

3. освен информацията по т. 2 производителите на ВЕЦ с инсталирана мощност, по-голяма от 40 MW, изпращат на оператора на електропреносната мрежа и информация за:

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

б) техническите ограничения при каскадна работа на ВЕЦ;

в) спазването на изискванията за комплексно използване на водите;

4. по критерий за максимална надеждност и равномерна месечна адекватност операторът на електропреносната мрежа съставя предварителна програма за разполагаемост и предварителна програма за престоите на производствените модули на основата на направените обосновани предложения по т. 2 и 3, като отчита изискванията на:

а) прогнозното потребление в страната;

б) дългосрочните договори за покупка/продажба на електрическа енергия;

в) необходимите резерви за регулиране на честотата и обменните мощности;

5. операторът на електропреносната мрежа представя на ползвателите на електропреносната мрежа, доставящи електрическа енергия, предварителната програма за разполагаемост и предварителната програма за планирани престои до 15 септември на текущата календарна година;

6. операторът на електропреносната мрежа и засегнатите страни провеждат консултации за постигане на договореност в случаите, когато не е възможно приемането на първоначалното предложение;

7. когато не може да бъде постигнато съгласие, операторът на електропреносната мрежа има право да определи съответните периоди на престой, като изхожда от изискванията по т. 4;

8. операторът на електропреносната мрежа изготвя програма за общата разполагаемост и окончателната ремонтна програма до 1-ви декември на текущата година и я изпраща на ползвателите на електропреносната мрежа, доставящи електрическа енергия;

9. операторът на електропреносната мрежа предоставя на министъра на енергетиката прогнозни данни за излишък/недостиг на разполагаемост в страната през отделните месеци на следващата година в срок до 1-ви декември на текущата година;

10. изменения в общата разполагаемост и окончателната ремонтна програма по т. 8 се извършват текущо през годината, когато са изпълнени изискванията за надеждност на снабдяването с електрическа енергия, следвайки реда съгласно наредбата по чл. 115 от Закона за енергетиката.

Чл. 85б. Краткосрочните престои за ремонти на модули и/или съоръжения за съхранение на енергия трябва да бъдат планирани като процент от разполагаемостта през годината, без да се регламентира предварително периодът на тяхното провеждане в годишния план. Конкретният период за провеждане на краткосрочния престой се определя чрез подаване на писмена заявка от производителите до оператора на електропреносната мрежа в съответствие с изискванията на наредбата по чл. 115 от Закона за енергетиката и съответното разрешение, дадено от оператора на електропреносната мрежа.

Чл. 85в. Процедурата при принудителни престои на генериращи модули е, както следва:

1. в случаите, когато модул принудително излиза от работа, съответният ползвател трябва незабавно да информира оператора на електропреносната мрежа за събитието;

2. засегнатата страна трябва възможно най-скоро да предостави на оператора на електропреносната мрежа информация за вероятната продължителност на принудителното спиране и друга информация, която е свързана със събитието.

Чл. 85г. (1) За провеждане на планови ремонти операторът на електропреносната мрежа дава разрешения съгласно наредбата по чл. 115 от Закона за енергетиката.

(2) В деня на започването на плановия ремонт операторът на електропреносната мрежа трябва да оцени 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 електропреносната мрежа 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."

§ 56. В чл. 87 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинеи 1, 2 и 3 се отменят.

2. Ал. 4 се изменя така:

"(4) За целите на годишното и месечното планиране и управление режима на работа на електроенергийната система до 15 ноември на текущата година операторите на електроразпределителни мрежи и клиенти, ползватели на електропреносната мрежа, предоставят на оператора на електропреносната мрежа следните месечни данни за следващата година:

1. производствени източници, ползватели на електроразпределителната мрежа, съответно собствени източници на електрическа енергия, както следва:

а) доставени в електрическата мрежа на ползвателя количества електрическа енергия;

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

2. сумарни месечни графици за доставка на електрическа енергия за следващата календарна година по сключени към тази дата двустранни договори с производители/доставчици в или извън страната и заангажираната за тези цели разполагаемост;

3. сумарни месечни графици за доставка на електрическа енергия за следващата календарна година, по които предстои да бъдат сключени двустранни договори с производители/доставчици в или извън страната и необходимата за целта разполагаемост."

§ 57. В чл. 88 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 думите "преносната мрежа" се заменят с "електропреносната мрежа", а думата "мрежата" се заменя с "тази мрежа".

2. В ал. 1, т. 1 думата "електроенергия" се заменя с "електрическа енергия", а думата "мрежата" се заменя с "електропреносната мрежа".

3. В ал. 1 т. 4 се изменя така:

"4. ползвателите производители заявяват при оператора на електропреносната мрежа исканите от тях изменения в разполагаемостта на производствените агрегати или елементи на електрическата мрежа в сроковете и при условията на наредбата по чл. 115 от Закона за енергетиката."

4. В ал. 2 думите "преносната мрежа" се заменят с "електропреносната мрежа", а думата "мрежата" се заменя с "тази мрежа".

§ 58. Член 89 се изменя така:

"Чл. 89. (1) За целите на ежедневното планиране ползвателите на съответната електрическа мрежа и операторът на електропреносната мрежа прилагат следната процедура за договаряне режима на ползване на съответната мрежа "през следващия ден":

1. ползвателите производители, присъединени към електропреносната мрежа, изпращат брутни графици за производство на централата и по отделни агрегати съгласно сроковете и условията в правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката;

2. операторите на електроразпределителните мрежи и координатори на балансиращи групи са задължени да изпращат агрегирана информация за производство/консумация по период на сетълмент в съответната мрежа и/или група съгласно сроковете и условията в правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката;

3. нетни графици, съставени за периода на сетълмент, за "следващия ден" се изпращат съгласно сроковете и условията в правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката; графиците на производителите не могат да нарушават договорените технически характеристики на агрегатите, в т.ч. работния диапазон, както и условията за достъп до съответната електрическа мрежа;

4. операторът на електропреносната мрежа съгласува със засегнатите оператори на зони/блокове за управление и представя в Северния център за координиране на графиците в Синхронната зона на Континентална Европа към ЕМОПС-Е графици за междусистемен обмен в сроковете и при условията на многостранното споразумение, както и правилата, действащи в ЕМОПС-Е; този процес се осъществява посредством известяване на графиците в платформата за проверка (RG CE Verification Platform).

(2) След получаване на нетните графици за реализация на пазара за "следващия ден" доставчиците на балансираща енергия изпращат на оператора на електропреносната мрежа предложения за балансиране съгласно сроковете и при условията в правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката.

(3) Режимът на ползване на електропреносната мрежа през "следващия ден" се определя в съответствие с глава шеста "Управление на електроенергийната система в реално време" и при условията съгласно правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката.

(4) Брутните графици на производителите се съобразяват с договорените допълнителни услуги с оператора на електропреносната мрежа в съответствие с правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката.

(5) При неизпълнение изискванията по ал. 1 операторът на електропреносната мрежа има право да не валидира брутните графици на производителите доставчици на допълнителни услуги, ако се нарушава сигурната и надеждна работа на ЕЕС.

(6) В случаите по ал. 2 производителите доставчици на допълнителни услуги коригират брутните си графици за производство съобразно договорените допълнителни услуги с оператора на електропреносната мрежа."

§ 59. В чл. 91 се правят следните изменения и допълнения:

1. В т. 1, буква "е" след думата "регулиране" се добавя "на честотата".

2. В т. 1 буква "ж" се изменя така:

"ж) ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата;".

3. В т. 2, буква "в" след думата "регулиране" се добавя "на честотата".

4. В т. 2 буква "г" се изменя така:

"г) ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата;".

5. В т. 2, буква "д" преди думата "мрежа" се добавя "електрическа".

§ 60. В глава пета наименованието на раздел IV се изменя така:

"Раздел IV

Планиране и договаряне на допълнителните услуги".

§ 61. В чл. 93, ал. 3 думата "мрежата" се заменя с "тази мрежа".

§ 62. Член 94 се изменя така:

"Чл. 94. Допълнителните услуги за контрол на честотата включват:

1. участие на производствените агрегати в първично регулиране на честотата (честотно зависим режим);

2. участие на производствените агрегати в ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата."

§ 63. Член 95 се изменя така:

"Чл. 95. (1) Разполагаемостта на генериращи модули за предоставяне на допълнителни услуги се договарят и заплащат отделно от електрическата енергия вследствие участие в регулирането/балансирането.

(2) За изпълнението на задълженията си във връзка с регулирането на честотата и обменните мощности операторът на електропреносната мрежа планира доставката на всички допълнителни услуги съгласно чл. 94, както следва:

1. резервът за първично регулиране на честотата се планира за всеки следващ месец в срока, определен в правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката, като се разпределя равномерно между различни доставчици съгласно следните принципи:

а) резервът се разпределя само между доставчици, отговарящи на изискванията за постоянно във времето предоставяне; на техническите изисквания по чл. 150, ал. 4 и имащи договори за предоставяне на допълнителни услуги и участие в пазара на балансираща енергия;

б) за всеки модул на доставчик на резерв определеният размер на резерва трябва да бъде равен на договорения в договорите по т. 1, буква "а";

в) сумата от разпределения резерв между доставчиците не трябва да надхвърля определения размер по чл. 150, ал. 3;

г) разпределеният резерв между доставчиците се съобразява със съгласуваната ремонтна програма на отделните модули;

д) разпределеният резерв между доставчиците е съобразно заявените от тях планирани за работа модули през следващия месец от договорите по т. 1, буква "а";

е) резервът се разпределя на пропорционален принцип между доставчиците съобразно договорените диапазони с доставчиците за модули по т. 1, буква "д";

ж) за случаите на установено непълноценно отдаване на резерва за първично регулиране при реално изменение на честотата или при изпитания на конкретен модул същият не се взема предвид при разпределението по т. 1, буква "е" до доказано отстраняване на проблема;

2. автоматичният резерв за вторично регулиране на честотата и обменните мощности, определен по чл. 98, ал. 4, т. 1 и 2, се планира за всеки следващ месец в срока, определен в правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката, като се разпределя между доставчиците, съгласно следните принципи:

а) резервите се разпределят само между агрегати, отговарящи на техническите изисквания по чл. 151, ал. 3, т. 5, 6, 7, 8, 9 и 10 и имащи договори за предоставяне на допълнителни услуги и участие в пазара на балансираща енергия;

б) за всеки агрегат на доставчик определеният размер на резерва трябва да бъде в рамките на договорения диапазон в договорите по т. 2, буква "а" и съобразно разпределението по т. 1, буква "е";

в) сумата от разпределения резерв между доставчиците не трябва да надхвърля определения размер по чл. 98, ал. 4, т. 1;

г) разпределеният резерв между доставчиците се съобразява със съгласуваната ремонтна програма на отделните агрегати;

д) разпределеният резерв между доставчиците е съобразно заявените от тях планирани за работа агрегати през следващия месец;

е) резервът се разпределя между доставчиците спрямо общия им диапазон на агрегатите по т. 2, буква "д";

ж) за случаите на установено некачествено отдаване на резерва за автоматично възстановяване на планираните честота и обменни мощности при изпитания на конкретен агрегат същият не се взема предвид при разпределението по т. 2, буква "е" до доказано отстраняване на проблема;

3. ръчният резерв за вторично регулиране на честотата и обменните мощности, определен по чл. 98, ал. 4, т. 1 и 2, се планира за всеки следващ месец в срока, определен в правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката, като се разпределя между доставчиците, съгласно следните принципи:

а) резервите се разпределят само между агрегати, отговарящи на техническите изисквания по чл. 151, ал. 3, т. 5, 6, 7, 8, 9 и 10 и имащи договори за предоставяне на допълнителни услуги и участие в пазара на балансираща енергия;

б) за всеки агрегат на доставчик определеният размер на резерва трябва да бъде в рамките на договорения диапазон в договорите по т. 3, буква "а" и съобразно разпределението по т. 1, буква "е" и т. 2, буква "е";

в) сумата от разпределения резерв между доставчиците не трябва да надхвърля определения размер по чл. 98, ал. 4, т. 1 и 2;

г) разпределеният резерв между доставчиците се съобразява със съгласуваната ремонтна програма на отделните агрегати;

д) разпределеният резерв между доставчиците е съобразно заявените от тях планирани за работа агрегати през следващия месец;

е) резервът се разпределя между доставчиците спрямо общия им диапазон на агрегатите по т. 3, буква "д";

ж) за случаите на установено некачествено отдаване на резерва за автоматично възстановяване на планираните честота и обменни мощности при изпитания на конкретен агрегат същият не се взема предвид при разпределението по т. 3, буква "е" до доказано отстраняване на проблема.

(3) За изпълнението на задълженията си във връзка с регулирането на честотата и обменните мощности операторът на електропреносната мрежа договаря доставката на всички допълнителни услуги съгласно чл. 94, както следва:

1. резервите за първично регулиране на честотата и за автоматично и ръчно вторично регулиране на честотата и обменните мощности се договарят въз основа на тръжни процедури и се разплащат под формата на разполагаемост за допълнителни услуги по цена, определена от тръжния процес;

2. размерът на договорените допълнителни услуги по т. 1 между доставчиците и оператора на електропреносната мрежа може да бъде променян и преразпределян в процеса на валидиране на брутните графици за следващ ден и при управление в реално време само в случаите:

а) на аварии;

б) на некачествено предоставяне на услугата;

в) на отказ на даден доставчик да предоставя резерв;

г) по чл. 73 и 74 от Закона за енергетиката;

д) на взаимно съгласувано прехвърляне на задълженията между доставчиците със съгласието на оператора на електропреносната мрежа.

(4) Допълнителни услуги могат да се предоставят от и за други контролни блокове съгласно Регламент (ЕС) 2017/2195, като доставчиците им следва да изпълняват техническите изисквания на тези правила, както и в случай, че не се ползват платформите за балансиране на ЕМОПС-Е да осигурят за своя сметка всички разходи, свързани с преноса на електрическата енергия по междусистемните сечения, в т.ч. и не само - мрежови тарифи, митническо облагане и преносна способност."

§ 64. Член 96 се изменя така:

"Чл. 96. (1) Всеки потенциален кандидат за доставчик на допълнителни услуги по чл. 94, т. 1 и 2 следва да премине предварителен подбор (преквалификационен процес) на модулите за доказване на техническата им способност да предоставят съответните услуги съобразно изискванията на тези правила.

(2) Условията, при които се предоставят допълнителни услуги на оператора на електропреносната мрежа по договори с ползвателите на електропреносната мрежа, трябва да дават възможност за:

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

2. контрол от оператора на електропреносната мрежа по всяко време;

3. доказване на способността да се предоставят услугите чрез периодични изпитания поне веднъж месечно."

§ 65. В чл. 97 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Първичното регулиране на честотата (честотно зависим режим) цели бързо възстановяване на равновесието между производство и потребление на принципа на солидарно участие на група модули или партньори и представлява честотна корекция на заданието по активна мощност в турбинните регулатори, чието първично регулиране е активирано по разпореждане на оператора на електропреносната мрежа."

2. В ал. 2 изречение второ се изменя така: "Резервът за първично регулиране е приложим както за генериращи модули, така и за контролни блокове за регулиране. За отделните контролни блокове от Синхронната зона на Континентална Европа изискваният резерв за първично регулиране се разпределя и утвърждава от Регионална група Континентална Европа на ЕМОПС-Е."

3. В ал. 3 т. 1 се изменя така:

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

σ=∆f*Pn/(fn*∆P), [%],

където:

∆P е промяната на мощността на генериращ модул, MW;

Pn - номиналната мощност на генериращ модул, MW;

∆f - отклонението на честотата, Hz;

fn - номиналната честота на електроенергийната система, Hz.

Статизмът на турбинните регулатори трябва да бъде настройваема величина в зависимост от типа на генериращия модул; точната му стойност се задава от оператора на съответната електрическа мрежа;".

4. В ал. 3, т. 2 думите "за всеки блок в електроцентралите" се заменят със "за генериращ модул".

5. В ал. 3, т. 4 думата "електроцентрали" се заменя с "генериращи модули тип D", а думите "енергийния блок" се заменят с "модула".

6. В ал. 3, т. 6 думата "блок" се заменя с "модул".

7. В ал. 4 т. 1 се изменя така:

"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 се изчислява, като сумата от нетното производство и потребление на електрическа енергия в контролния блок на страната се разделя на сумата от нетното производство и потребление на електрическа енергия на Синхронната зона на Континентална Европа за период от една година, умножено по общия размер на резерва за първично регулиране за Синхронната зона на Континентална Европа;".

8. В ал. 4 т. 2 се заличава.

9. В ал. 4, т. 3 думите "енергийните блокове" се заменят с "модулите", а след думата "като" се добавя "при тръжните процедури".

10. В ал. 5 думите "производителите на електроенергия от системно значение" се заменят с "чрез тръжни процедури доставчиците на допълнителни услуги".

11. Създават се ал. 8 и 9:

"(8) Операторът на електропреносната мрежа има право да набавя резерв за първично регулиране на честотата от други контролни блокове/зони на Синхронната зона на Континентална Европа, но не повече от 70 % от размера, определен по ал. 4, т. 1.

(9) Ангажирането на резерва по ал. 8 може да бъде:

1. двустранно договорено с друг контролен блок/зона на Синхронната зона на Континентална Европа, като за целта се уведомява ЕМОПС-Е;

2. осъществено чрез европейска платформа за набавяне и обмен."

§ 66. В чл. 98 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Вторичното регулиране на честотата и обменните мощности в контролния блок има за цел да възстанови междусистемния обмен и честотата до зададените им стойности, като:

1. автоматично вторично регулиране на честотата и обменните мощности се осъществява чрез автоматична промяна на брутната активна мощност на модулите, включени в регулирането в рамките на диапазона за вторично регулиране, в съответствие със заданието, изпратено от централния регулатор на честотата и обменните мощности, който:

а) е устройство за автоматично регулиране, предназначено да намалява грешката при вторично регулиране на честотата и обменните мощности до нула;

б) има пропорционално-интегрална характеристика;

в) има управляващ алгоритъм, който предпазва интегралния компонент на пропорционално-интегралния регулатор от натрупването на грешка на управление и пререгулиране;

г) има функционални възможности за извънредни режими на работа в състояние на повишено внимание и в извънредно състояние;

2. ръчно вторично регулиране на честотата и обменните мощности се управлява посредством указания от оператора на електропреносната мрежа за ръчно задействане чрез промяна на базовата работна точка на модулите."

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) Положителната част на диапазона за вторично регулиране от работната точка (може да бъде нула при спрял модул за някои от случаите при ръчно вторично регулиране) до максималната стойност на диапазона за вторично регулиране представлява резерв за вторично регулиране нагоре. Частта от диапазона за вторично регулиране от базовата работна точка, която вече е използвана до работната точка, се нарича мощност за вторично регулиране. Отрицателната част на диапазона за вторично регулиране, от работната точка (може да бъде нула при спрял модул за някои от случаите при ръчно вторично регулиране) до минималната стойност на диапазона за вторично регулиране, представлява резерв за вторично регулиране надолу."

3. Алинея 3 се изменя така:

"(3) Предоставянето на ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата и обменните мощности се дефинира със следните показатели:

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

2. скорост на изменение на активната мощност на модулите съгласно чл. 151, ал. 3, т. 5;

3. точност на изпълнение на заданието по активна мощност - по-висока от 5 % за кондензационни блокове спрямо номиналната мощност и 2 % за всички останали типове генериращи модули."

4. Алинея 4 се изменя така:

"(4) Определянето на размера на ръчния и автоматичния резерв за вторично регулиране на честотата и обменните мощности се извършва въз основа на следните критерии:

1. големината на резерва за автоматично вторично регулиране на честотата и обменните мощности се определя в съответствие с правилата за управление на ЕМОПС-Е за Синхронната зона на Континентална Европа (SAFA, LFC&R), глава 1;

2. големината на резерва за ръчно вторично регулиране на честотата и обменните мощности се оразмерява според еталонната авария за контролния блок, която може да възникне в електроенергийната система на България при аварийно изключване на най-големия генериращ или потребяващ модул или междусистемен електропровод с най-голям пренос на активна мощност;

3. общият резерв на ръчния и автоматичния резерв за вторично регулиране на честотата и обменните мощности трябва да бъде разпределен между модулите, които могат да ги предоставят, като се отчитат техните технически характеристики и икономически показатели чрез тръжните процедури;

4. общият резерв на ръчния и автоматичния резерв за вторично регулиране на честотата и обменните мощности може да бъде по-малък от сумата на определеното по т. 1 и 2, когато операторът на електропреносната мрежа е съобразил вероятността за възникване на еталонната авария с вероятността за покриването на дисбаланси в блока за регулиране на товарите и честотата (РТЧ) през 99 % от времето съгласно чл. 157, пар. 2, буква "з" и в случаите на чл. 157, пар. 2, буква "й", т. i от Регламент (ЕС) 2017/1485; намаляването на резервната мощност не трябва да превишава 30 % от размера на еталонната авария."

5. Алинея 5 се изменя така:

"(5) Операторът на електропреносната мрежа определя чрез тръжни процедури доставчиците на допълнителни услуги, които трябва да участват в автоматично и ръчно вторично регулиране на честотата и обменните мощности."

6. Алинея 6 се заличава.

7. Алинея 7 се изменя така:

"(7) Диапазоните за вторично регулиране, скоростта и границите на изменение на заданието, подавано от системата на оператора на електропреносната мрежа към модулите, се договарят двустранно между доставчиците и оператора на електропреносната мрежа и са задължителни при участието във вторично регулиране."

8. Алинея 8 се заличава.

9. Създават се ал. 9, 10, 11 и 12:

"(9) Операторът на електропреносната мрежа има право да набавя резерв за вторично регулиране на честотата и обменните мощности от други контролни блокове/зони на Синхронната зона на Континентална Европа чрез съответната европейска платформа за балансиране на ЕМОПС-Е, но не повече от 50 % от размера, определен по ал. 4.

(10) Задействането на трансграничния резерв, ангажиран по ал. 9, се осъществява чрез съответната европейска платформа за балансиране на ЕМОПС-Е.

(11) Операторът на електропреносната мрежа има право да прилага процедурата за уравняване на дисбалансите с цел да се намали общият размер на едновременно задействаните противопосочни резерви за вторично регулиране на честотата и обменните мощности от други контролни блокове/зони на Синхронната зона на Континентална Европа посредством обмен на мощност за уравняване на дисбалансите.

(12) Осъществяването на процедурата по ал. 11 се осъществява чрез съответната европейска платформа за балансиране на ЕМОПС-Е."

§ 67. Член 99 се отменя.

§ 68. В чл. 100, ал. 5 думите "преносната мрежа" се заменят с "електропреносната мрежа", а след думата "оператора" се добавя "на тази електрическа мрежа".

§ 69. В глава пета наименованието на раздел V се изменя така:

"Раздел V

Резерв за заместване".

§ 70. Член 101 се изменя така:

"Чл. 101. Целта на резерва за заместване е:

1. поддържане и възстановяване на необходимите ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата и обменните мощности, когато са частично или напълно използвани;

2. разпределяне на работната мощност и ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата и обменните мощности между отделните модули по икономически критерии чрез автоматично или ръчно изменение на работната точка на производствените агрегати."

§ 71. Създава се чл. 101а:

"Чл. 101а. (1) Резервът за заместване се осъществява чрез активиране на резерва, предоставян от производствени модули на производителите на електрическа енергия, от клиенти, участващи в пазара на балансираща енергия, или от външни доставчици за контролния блок.

(2) Резервът за заместване представлява мощността, която може да бъде въведена автоматично или ръчно за навременно възстановяване на задействаните ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата и обменните мощности.

(3) Резервът за заместване трябва да отговаря на следните изисквания:

1. време за активиране на максимална стойност - не по-голямо от 15 минути, считано от момента на диспечерското разпореждане;

2. време на поддържане на отдадения резерв - колкото е необходимо за възстановяване на ръчно и автоматично задействани резерви за вторично регулиране на честотата и обменните мощности или съгласно времетраенето на подаденото предложение по реда на правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката;

3. предоставяне на измервания в реално време за отдаваната активна мощност от модули и техни агрегатори с инсталирана (обща) мощност над 1,5 MW;

4. предоставяне на търговски графици съгласно правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката по модули и техни агрегатори с инсталирана (обща) мощност над 1,5 MW.

(4) Резервът за заместване се активира по реда на правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката съгласно предоставените предложения за балансиране от съответния доставчик.

(5) Операторът на електропреносната мрежа има право да набавя резерв за заместване от други контролни блокове/зони на Синхронната зона на Континентална Европа чрез съответната европейска платформа за балансиране на ЕМОПС-Е.

(6) Задействането на трансграничния резерв, ангажиран по ал. 5, се осъществява чрез съответната европейска платформа за балансиране на ЕМОПС-Е."

§ 72. Член 102 се изменя така:

"Чл. 102. (1) Резервът за заместване включва следните средства:

1. частта от автоматичното и ръчното вторично регулиране на модулите, работещи в паралел към електроенергийната система, която не е включена в предоставяне на останалите резерви;

2. модули, които могат да бъдат включени в паралел и натоварени в рамките на 15 минути;

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 електропреносната мрежа по двустранни споразумения или от съответната европейска платформа за балансиране на ЕМОПС-Е.

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

§ 73. Член 103 се изменя така:

"Чл. 103. Резервът за заместване не трябва да включва:

1. модули, изключени за ремонт и в принудителен престой;

2. диапазоните на модулите, 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. производствени модули и обекти на клиенти за диапазоните, за които има ограничения, свързани с режимите на работа на електропреносната и/или електроразпределителните мрежи."

§ 74. В чл. 104 се правят следните изменения и допълнения:

1. Думите "третично регулиране" се заменят със "заместване".

2. Точки 1 и 2 се заличават.

3. Точка 3 се изменя така:

"3. активиране на предложения на пазара на балансираща енергия от страна на ползвателите на електропреносната мрежа в съответствие с правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката;".

4. Точка 4 се изменя така:

"4. съответната европейска платформа за балансиране на ЕМОПС-Е."

§ 75. В чл. 105 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Активирането на резерва за заместване може да става от диспечерския център на оператора на електропреносната мрежа, без намеса на оперативния персонал на модула, когато модулът е оборудван със средства за дистанционно управление."

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) Активирането на резерва в модули, които не са оборудвани със средства за дистанционно управление, се извършва чрез намесата на оперативния им персонал на основата на диспечерски разпореждания."

3. В ал. 3 думите "за третично регулиране" се заличават.

4. Алинея 4 се заличава.

§ 76. В чл. 106 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Всички източници, използвани за резерв за заместване, се подреждат в приоритетни списъци в срокове и по начин, указани в правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката."

2. Алинея 2 се изменя така:

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

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

2. компенсиране на излишъка на производствена мощност в електроенергийната система; списъците съдържат информация за източниците на балансираща енергия за всеки единичен период на диспечиране."

3. Алинея 3 се заличава.

§ 77. Член 107 се изменя така:

"Чл. 107. Операторът на електропреносната мрежа изготвя приоритетен списък на резервите за заместване, неделима част от който са технико-икономическите параметри, характеризиращи динамиката на процеса на промяна на активната мощност на всеки източник на балансираща енергия."

§ 78. В чл. 114 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 2 съкращението "ЗЕ" се заменя с "от Закона за енергетиката".

2. В ал. 4 думите "преносната електрическа мрежа", "мрежата" и "преносната мрежа" се заменят съответно с "електропреносната мрежа".

§ 79. В чл. 117, ал. 2 съкращението "ENTSO-E" се заменя с "ЕМОПС-Е", а съкращението "(DACF)" се заличава.

§ 80. Член 119 се изменя така:

"Чл. 119. (1) Работата на електропреносната мрежа трябва да осигурява непрекъснатост на снабдяването с електрическа енергия и сделките с електрическа енергия при нормални и извънредни състояния.

(2) Основната цел на защитния план е да осигури противоавариен механизъм за противопоставяне на нарушаването режима на работа и устойчивостта на ЕЕС, да предотврати разпадането на електроенергийната система на страната и разпространението на тежките аварии."

§ 81. Член 120 се изменя така:

"Чл. 120. Защитният план трябва да съдържа технически и организационни мерки за управление на ЕЕС в критични условия, включващи: класификация състоянието на ЕЕС; граници на експлоатационната сигурност; автоматично регулиране на честотата; автоматично регулиране на напреженията; управление на мощностните потоци; помощ за активна мощност; ръчно изключване на товари."

§ 82. Член 121 се изменя така:

"Чл. 121. (1) Защитният план се разработва от оператора на електропреносната мрежа в съответствие с изискванията на Регламент (ЕС) 2017/2196 и Регламент (ЕС) 2017/1485.

(2) При разработването на защитния план операторът на електропреносната мрежа отчита следните елементи:

1. границите, осигуряващи експлоатационната сигурност за всеки елемент на електропреносната мрежа, включващи най-малко граничните стойности на напрежението, граничните стойности на токовете на късо съединение и граничните стойности на допустимия ток по продължително нагряване, включително допустимите преходни претоварвания;

2. поведението и техническите възможности на потребителите и производителите на електрическа енергия в рамките на Синхронната зона;

3. специфичните нужди на значителните потребители към електропреносната мрежа с висок приоритет и реда и условията за тяхното изключване, включително предотвратяване възможността да се стигне до изключването им въз основа на границите на обхватите на напрежението и на честотата в нормално състояние и състояние на повишено внимание;

4. характеристиките на електропреносната мрежа и прилежащите електроразпределителни мрежи.

(3) Защитният план на системата съдържа:

1. условията, при които планът за защита на системата се задейства;

2. указанията по плана за защита на системата, издавани от оператора на електропреносната мрежа;

3. мерките, предмет на консултации или координиране в реално време със заинтересованите страни.

(4) Защитният план на системата включва следните технически и организационни мерки:

1. последователности от автоматични действия за защита на системата: регулиране при понижена честота; регулиране при повишена честота; действия при понижено напрежение (лавина на напрежението); действия при повишено напрежение;

2. процедури на плана за защита на системата: за управление отклонението на честотата; за управление на отклонението на напрежението; за управление на мощностните потоци; помощ за процедурата за активната мощност; процедура за ръчно изключване на товари.

(5) Мерките, които се съдържат в защитния план, трябва да са в съответствие със следните принципи:

1. минимално въздействие върху потребителите на ЕЕС;

2. икономическа ефективност;

3. задействат се само мерките, които са необходими;

4. не трябва да довеждат ЕЕС или взаимносвързаните електропреносни системи до извънредно състояние или състояние на прекъсване на електроснабдяването."

§ 83. В чл. 122 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 2, т. 3 съкращението "к.с." се заменя с "късото съединение".

2. В ал. 4 думите "на тези правила" се заличават.

§ 84. В чл. 124, ал. 3 думата "мрежата" се заменя със "съответната електрическа мрежа".

§ 85. Член 126 се изменя така:

"Чл. 126. (1) При отклонение на честотата извън диапазона от 49,8 Hz до 50,2 Hz се изпълнява противоаварийно управление за възстановяване на честотата в допустимия диапазон.

(2) При понижение на честотата се изпълнява следната последователност от действия:

(3) При повишение на честотата се изпълнява следната последователност от действия:

"

§ 86. В чл. 128, ал. 1 думите "преносната мрежа" се заменят с "електропреносната мрежа", а думите "110/СН" се заменят с "110/Ср.Н.".

§ 87. В чл. 129 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 думата "Козлодуй" се заличава.

2. В ал. 2 думата "Козлодуй" се заличава.

3. В ал. 3 думата "Козлодуй" се заличава.

4. В ал. 3, т. 1 думата "Чаира" се заличава.

§ 88. В чл. 131 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Планът за възстановяване се разработва от оператора на електропреносната мрежа в съответствие с изискванията на Регламент (ЕС) 2017/2196 и Регламент (ЕС) 2017/1485 и се отнася за случаите на прекъсване на електроснабдяването и пълно разпадане на ЕЕС на България след тежки аварии."

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) При разработването на плана за възстановяване операторът на електропреносната мрежа отчита следните елементи:

1. поведението и възможностите на товарите и електропроизводството;

2. специфичните нужди на значителните потребители на електроенергийната система с висок приоритет;

3. характеристиките на електропреносната мрежа и прилежащите електроразпределителни мрежи."

3. Алинея 3 се изменя така:

"(3) Планът за възстановяване съдържа:

1. условията, при които планът за възстановяване се задейства, и общи принципи при възстановяването на ЕЕС след пълното ѝ разпадане;

2. указанията по плана за възстановяване, издавани от оператора на електропреносната мрежа;

3. мерките, предмет на консултации или координиране в реално време със заинтересованите страни."

4. Създават се ал. 4, 5 и 6:

"(4) Планът за възстановяване включва следните елементи:

1. списък на мерките, които трябва да се приложат от оператора на електропреносната мрежа в електропреносната мрежа;

2. низходящо повторно подаване на електрическа енергия чрез помощ от съседни ЕЕС и описание на препоръчителните енергийни коридори;

3. възходящо повторно подаване на електрическа енергия чрез използване на местни стартови източници и описание на препоръчителните енергийни коридори;

4. набор от основни сценарии за възстановяване чрез низходящо или възходящо повторно подаване на електрическа енергия и описание на конкретните енергийни коридори;

5. разширяване на коридорите и осигуряване на мощностен баланс;

6. ресинхронизиране на районите в островен режим и коридорите в обща ЕЕС, възстановяване на товара и управлението на честотата;

7. възстановяване паралелната работа на ЕЕС на страната със съседните ЕЕС и планираните междусистемни обмени, възстановяване електрозахранването на всички потребители;

8. списък на действията и мерките, които трябва да се въведат от оператора на електропреносната мрежа, операторите на електроразпределителните мрежи и операторите на енергийните обекти в процеса на възстановяване;

9. списък на приоритетните термични централи, които трябва да бъдат осигурени в началния етап на възстановяването;

10. информационно осигуряване в реално време;

11. списък на подстанции, които са от основно значение за процедурите от плана за възстановяване, указания за минимално необходимите системи за комуникация и телемеханика, наличност и състояние на синхронизационни колонки и дизел-генератори;

12. действия при липса на телекомуникации и изпълнение на списък "ЧАКА - ПОДАВА" на обектите и електропроводите по плана за възстановяване;

13. списък на обектите, участващи в енергийните коридори;

14. списък на стартовите ВЕЦ, участващи в енергийните коридори;

15. списък на ВЕЦ с възможност за пускане без външно захранване, работа в островен режим и възможност за ресинхронизиране;

16. приложения с изпитания чрез компютърна симулация и офлайн изчисления за допустимостта на изграждане на енергийните коридори, регулиране на напреженията, проверка вероятността за поява на самовъзбуждане на генераторите в стартовите ВЕЦ и оценка на възможността за пускане на големите асинхронни двигатели на собствените нужди в приоритетните термични централи;

17. резултати от системни изпитания с реално изграждане на енергийни коридори;

18. списък на значителни потребители и потребители с висок приоритет при повторно подаване на електрическа енергия към тях.

(5) Мерките, които се съдържат в плана за възстановяване, трябва да са в съответствие със следните принципи:

1. минимално въздействие върху потребителите на системата;

2. икономическа ефективност;

3. задействат се само мерките, които са необходими;

4. не трябва да довеждат взаимносвързаните електропреносни системи до извънредно състояние или състояние на прекъсване на електроснабдяването.

(6) Операторите на електроразпределителните мрежи са длъжни активно да участват в процеса на възстановяване чрез предоставяне на електрически товари при изграждането на енергийните коридори в съответствие с оперативните разпореждания на оператора на електропреносната мрежа."

§ 89. Член 133 се изменя така:

"Чл. 133. (1) Комуникационните средства между отделните диспечерски центрове и между диспечерските центрове и основните обекти на електропреносната мрежа трябва да бъдат резервирани.

(2) Операторът на електропреносната мрежа и енергийните обекти, участващи в плана за възстановяване, трябва да имат инсталирана система за гласова комуникация с достатъчно резервно оборудване и резервни захранващи източници, за да осигурят възможност за обмен на информацията, необходима за плана за възстановяване, за поне 24 часа в случай на пълно отсъствие на външно електрозахранване или при повреда на което и да било отделно оборудване на системата за гласова комуникация."

§ 90. В чл. 134 след думите "по отношение на" се добавя "телемеханичната информация от".

§ 91. В чл. 135 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 след думите "24 часа" се поставя запетая и се добавя "в случай на отпадане на мрежовото електрозахранване".

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) Операторът на електропреносната мрежа създава процедура за прехвърляне, чрез която възможно най-бързо и при всички случаи в рамките на три часа се преместват функциите от основния диспечерски център към резервния диспечерски център, в случай че основният диспечерски център не е в състояние да изпълнява функциите си. За целта се оборудва географски отделен резервен диспечерски център на място, отдалечено от основния."

§ 92. Член 136 се изменя така:

"Чл. 136. Подстанциите със системно значение и определени като съществени за процедурите от плана за възстановяване трябва да бъдат снабдени с автономни източници на захранване, които във всеки случай на отпадане на първичното електрозахранване да осигуряват възможност за изпълнение на оперативни превключвания и работата на защитните, телемеханичните и комуникационните устройства в продължение на поне 24 часа."

§ 93. Член 137 се изменя така:

"Чл. 137. Процедурата за повторно подаване на електрическа енергия от плана за възстановяване съдържа набор от мерки, позволяващи на оператора на електропреносната мрежа да прилага:

1. стратегия за низходящо повторно подаване на електрическа енергия, представляваща възстановяване чрез помощ от съседни електроенергийни системи;

2. стратегия за възходящо повторно подаване на електрическа енергия, представляваща възстановяване чрез използване на местни стартови източници с възможност за черен старт и изграждане на енергийни коридори, работа в островен режим, управление на напрежението и честотата, ресинхронизиране на районите в островен режим и енергийните коридори."

§ 94. Член 138 се изменя така:

"Чл. 138. Всеки оператор на електроразпределителна мрежа и значителен потребител, както и всеки доставчик на услуги за възстановяване, изпълнява без ненужно забавяне инструкциите от плана за възстановяване, издадени от оператора на електропреносната мрежа в съответствие с процедурите на плана за възстановяване."

§ 95. В чл. 139, ал. 2 думите "електроенергийният системен оператор" се заменят с "операторът на електропреносната мрежа", а думите "преносната мрежа" се заменят с "електропреносната мрежа".

§ 96. Член 141 се изменя така:

"Чл. 141. (1) Поне веднъж на пет години операторът на електропреносната мрежа преразглежда мерките от своя план за възстановяване и оценява неговата ефективност въз основа на изпитания чрез компютърна симулация, като използва данни от операторите на електроразпределителни мрежи и модулите за производство на електрическа енергия, участващи в плана.

(2) Изпитанията чрез компютърна симулация включват поне:

1. последователността на възстановяването на електроснабдяването от модулите за производство на електрическа енергия със способности за пускане без външно захранване или за експлоатация в островен режим;

2. захранването на собствените нужди на основните термични модули за производство на електрическа енергия;

3. процеса на повторно включване на товара;

4. процеса за ресинхронизиране на мрежите в островен режим.

(3) Операторът на електропреносната мрежа преразглежда мерките от своя план за възстановяване при:

1. промяна в конфигурацията на електропреносната мрежа, касаеща изграждането на коридорите за възстановяване;

2. промяна в състава на модулите за производство на електрическа енергия, участващи в плана;

3. присъединяване на значителни потребители с висок приоритет към електропреносната мрежа.

(4) При необходимост операторът на електропреносната мрежа може да измени плана за възстановяване."

§ 97. В чл. 142 се правят следните изменения и допълнения:

1. Думата "обучение" се заменя с "обучението", а след думите "плана за възстановяване" се добавя "протича по следния начин".

2. Точка 2 се изменя така:

"2. операторът на електропреносната мрежа проверява чрез симулация, офлайн изчисления или на практика всеки един от енергийните коридори до приоритетните електрически централи;".

3. Точка 3 се изменя така:

"3. при необходимост операторът на електропреносната мрежа провежда системни изпитания за практическа проверка на аварийни коридори или части от тях, за проверка функционалността на дадено оборудване или за обучение на оперативния персонал на енергийните обекти, електропреносната и електроразпределителните мрежи;".

4. Точка 4 се изменя така:

"4. операторът на електропреносната мрежа, операторите на електроразпределителните мрежи и оперативният персонал на енергийните обекти носят отговорност за обучението на собствения си оперативен персонал по плана за възстановяване на електроенергийната система."

§ 98. В чл. 143 се правят следните изменения и допълнения:

1. В т. 3 буква "а" се изменя така:

"а) Министерството на енергетиката и комисията;".

2. В т. 4 буква "а" се изменя така:

"а) Министерството на енергетиката и комисията;".

§ 99. В чл. 145 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Операторът на електропреносната мрежа управлява производствените мощности на производителите на електрическа енергия, като потвърждава графиците на производителите само ако те последователно са спазили задълженията:".

2. В ал. 1 т. 2 се изменя така:

"2. за изпълнение на графиците съгласно решение на комисията по чл. 21, ал. 1, т. 21 от Закона за енергетиката;".

3. В ал. 1 т. 3 се заличава.

4. В ал. 2 т. 1 се изменя така:

"1. централите, предоставящи допълнителни услуги, с изключение на резервите за ръчно вторично регулиране;".

5. В ал. 3 думите "производителите на електроенергия от ВИ" се заменят с "производителите на електрическа енергия от възобновяеми източници".

§ 100. В чл. 146 се правят следните изменения и допълнения:

1. Думите "Процедури за управление:" се заменят с "Процедурите за управление включват следните действия:".

2. В т. 1, буква "а" съкращението "ENTSO-E" се заменя с "ЕМОПС-Е".

3. В т. 1 буква "г" се изменя така:

"г) активиране на предложенията за балансиране, регистрирани на пазара на балансираща енергия и/или на европейска платформа за обмен на балансираща енергия, с цел възстановяване на планираните ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата;".

§ 101. В чл. 147 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 т. 2 се изменя така:

"2. разликата между планираните графици за междусистемните обмени по активна мощност и регистрираните междусистемни обмени в реално време;".

2. В ал. 2, т. 11 съкращението "ВИ" се заменя с "възобновяеми източници".

3. В ал. 2, т. 12 думите "с външни търговски партньори" се заменят със "със съседни системни оператори".

4. В ал. 4, изречение второ след думата "операторът" се добавя "на електропреносната мрежа", а думите "преносната мрежа" се заменят с "електропреносната мрежа".

§ 102. В чл. 148, ал. 2 съкращението "ENTSO-E" се заменя с "ЕМОПС-Е".

§ 103. В чл. 149 се правят следните изменения и допълнения:

1. В края на т. 1 се добавя "(честотно зависим режим)".

2. Точка 3 се изменя така:

"3. резерв за заместване;".

§ 104. В чл. 150 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 думите "Първично регулиране" се заменят с "Първичното регулиране на честотата".

2. В ал. 3 т. 1 се изменя така:

"1. операторът на електропреносната мрежа трябва да осигури резерв за първично регулиране на честотата на основата на сумата от нетното производство и потребление на електрическа енергия в неговата контролна зона, разделена на сумата от нетното производство и потребление на електрическа енергия на Синхронната зона за период от една година;".

3. В ал. 3 т. 2 се изменя така:

"2. резервната мощност за първично регулиране на честотата, изисквана за Синхронната зона на Континентална Европа, трябва да покрива най-малко еталонната авария, която е 3000 MW в положителна посока и 3000 MW в отрицателна посока;".

4. В ал. 3 т. 3 се изменя така:

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

5. В ал. 3 т. 4 се заличава.

6. В ал. 3 т. 5 се изменя така:

"5. необходимият резерв за първично регулиране на честотата в контролния блок на България се задава ежегодно от ЕМОПС-Е."

7. Алинея 4 се изменя така:

"(4) Генериращите блокове, участващи в първичното регулиране, трябва да изпълняват изискванията на оператора на електропреносната мрежа съобразно типа на генериращите модули."

§ 105. В чл. 151 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 съкращението "ENTSO-E" се заменя с "ЕМОПС-Е".

2. В ал. 3, т. 3 навсякъде съкращението "ENTSO-E" се заменя с "ЕМОПС-Е".

3. В ал. 3 т. 4 се изменя така:

"4. операторът на електропреносната мрежа поддържа ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата съгласно чл. 98, ал. 3;".

4. В ал. 3, т. 5 преди съкращението "КЕЦ" се добавят думите "кондензационна електрическа централа, наричана по-надолу".

5. В ал. 3 т. 8 се изменя така:

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

6. В ал. 5 съкращението "ENTSO-E" се заменя с "ЕМОПС-Е".

§ 106. В чл. 152 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Активирането на резерва за заместване има за цел възстановяване и поддържане на ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата и обменните мощности в границите по чл. 98, ал. 3."

2. В ал. 2 думите "Третичното регулиране на активната мощност" се заменят с "Активирането на резерва за заместване".

3. В ал. 3 думите "С третичното регулиране на активната мощност" се заменят със "С активирането на резерв за заместване".

4. В ал. 3 т. 2 се изменя така:

"2. разпределяне на работната мощност и ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата и обменните мощности между отделните модули по икономически критерии чрез автоматично или ръчно изменение на работната точка на производствените агрегати."

5. В ал. 4 думите "на активна мощност за третично регулиране" се заменят със "за заместване".

§ 107. В чл. 153 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 съкращението "ENTSO-E" се заменя с "ЕМОПС-Е".

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) Отклонението между синхронното и универсалното астрономическо време вследствие работата при средната честота в синхронната област, различна от номиналната честота 50 Hz, служи за индикатор на работата на първичното и вторичното регулиране и резервите за заместване, като не трябва да надвишава 30 секунди."

3. Алинея 3 се изменя така:

"(3) Корекцията на отклонението по ал. 2 включва работа при планова честота в рамките на ± 10 mHz от номиналната в зависимост от посоката на отклонението за период от 24 часа. При извънредни обстоятелства корекцията по честота може да бъде повече от ± 10 mHz."

4. В ал. 4 съкращението "ENTSO-E" се заменя с "ЕМОПС-Е".

§ 108. В глава шеста наименованието на раздел III се изменя така:

"Раздел III

Управление на източниците на балансираща енергия и резерв за заместване".

§ 109. В чл. 154 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1 думите "студен резерв" се заменят с "резерв за заместване", а думите "Правилата за търговия с електрическа енергия" се заменят с "правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката".

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) При управление на източниците на балансираща енергия и резерв за заместване операторът на електропреносната мрежа се ръководи от принципа за непрекъснато поддържане на необходимото количество на ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата и обменните мощности."

3. Алинея 3 се изменя така:

"(3) Оперативният персонал на оператора на електропреносната мрежа поддържа непрекъснато актуален списък на всички регистрирани предложения за участие в балансиращия пазар (в т.ч. и непродадените на свободния пазар разполагаеми мощности), подредени по приоритетни списъци (цена и технически характеристики) в посока на увеличаване на производствената работна мощност на електроенергийната система и в посока на намаляване на производствената мощност, независимо дали предложенията са направени от ползвателите на електропреносната мрежа."

§ 110. В чл. 156 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 3 думите "студен резерв" се заменят с "резерв за заместване", а думите "студения резерв" се заменят с "резерв за заместване".

2. В ал. 4 думите "студен резерв" се заменят с "резерв за заместване".

3. В ал. 5 думите "студен резерв" се заменят с "резерв за заместване".

§ 111. В чл. 158, т. 7, буква "д" думата "мрежата" се заменя със "съответната електрическа мрежа".

§ 112. В чл. 159 ал. 2 се изменя така:

"(2) В процеса на управление на електроенергийната система в реално време операторът на електропреносната мрежа е длъжен да поддържа определената по чл. 114 максимална преносна способност на електропреносната мрежа и в нормални условия да гарантира разпределената на ползвателите преносна способност."

§ 113. В чл. 160 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) Преодоляването на теснините по междусистемните електропроводи се осъществява съгласно действащото европейско законодателство, правилата за разпределение на преносни способности, споразуменията с електропреносните оператори на съседните зони/блокове и споразумението с Единната платформа за разпределение."

2. Алинея 2 се изменя така:

"(2) Операторът на електропреносната мрежа отговаря за местата за измерване на обменената електрическа енергия по междусистемните електропроводи."

3. Алинея 3 се изменя така:

"(3) Операторът на електропреносната мрежа отговаря за данните, предоставяни на координационните центрове по отношение на планираните и реализираните обмени и изпълнението на компенсационни програми."

4. Алинея 4 се изменя така:

"(4) Операторът на електропреносната мрежа е страна по Споразумението за междуоператорско компенсиране при презграничен обмен."

5. Алинея 5 се отменя.

§ 114. В чл. 163 се правят следните изменения и допълнения:

1. Алинея 1 се изменя така:

"(1) В случаите, когато операторът на електропреносната мрежа установи, че в електропреносната мрежа са възникнали или може да възникнат теснини, той трябва да предприеме необходимите коригиращи мерки за отстраняване на теснините. При нарушаване на договорените условия за ползване на електропреносната мрежа неизправната страна заплаща неустойки, ако такива са уговорени в съответните договори."

2. В ал. 2 т. 6 се изменя така:

"6. писмено уведомяване на собственика на електропреносната мрежа за необходимото развитие на тази мрежа в района с понижена пропускателна способност."

§ 115. Член 164 се изменя така:

"Чл. 164. При понижена пропускателна способност на електропреносната мрежа, причинена от присъединяване на възобновяеми източници, изпреварващо предвиденото развитие на електропреносната мрежата, операторът на електропреносната мрежа определя максималната преносна способност по критични елементи от преносната мрежа, като я разделя на пропорционален принцип според размера на инсталираната мощност на всеки един от заинтересованите възобновяеми източници, за което ги уведомява предварително."

§ 116. В чл. 167 т. 2 се изменя така:

"2. процедурите за управление на потреблението на търговски участник, когато неговата заявка за балансиране/предложение за балансиране и/или предоставян резерв се основават на реакция на потреблението;".

§ 117. В чл. 169, ал. 4 т. 1 се изменя така:

"1. когато управлението на потреблението се извършва от ползвателите на електропреносната мрежа по нареждане на оператора на електропреносната мрежа за запазване на нейната цялост, предвидените групи клиенти се изключват незабавно от операторите на електроразпределителни мрежи или дежурния оперативен персонал на клиентите;".

§ 118. В чл. 170 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 5 съкращението "ЗЕВИ" се заменя с думите "от Закона за енергията от възобновяеми източници".

2. Алинея 6 се изменя така:

"(6) Правилата за обмен на оперативна информация и информационните системи на оператора на електропреносната мрежа и ползвателите ѝ трябва да съответстват на правилата, действащи в ЕМОПС-Е."

§ 119. Създава се чл. 170а:

"Чл. 170а. (1) Операторът на електропреносната мрежа обменя с другите оператори на електропреносни мрежи от същата Синхронна зона следните данни за състоянието на електропреносната си мрежа, използвайки информационно-технологичния инструмент за обмен на данни в реално време на общоевропейско равнище, осигурен от ЕМОПС-Е:

1. честота;

2. грешка при вторично регулиране на честотата;

3. измерен обмен на активна мощност между зони за регулиране на товарите и честотата и обменната мощност;

4. агрегирана подавана генерирана мощност;

5. състояние на ЕЕС в съответствие с чл. 18 на Регламент (ЕС) 2017/1485;

6. зададена стойност на регулатора на товарите и честотата и обменната мощност;

7. обмен на мощност чрез виртуални междусистемни линии.

(2) Операторът на електропреносната мрежа обменя с другите оператори на електропреносни мрежи в своята зона на наблюдаемост следните данни относно електропреносната си мрежа, използвайки обмен на данни в реално време между своите SCADA/EMS системи:

1. действителна топология на подстанциите;

2. активна и реактивна мощност при точката на свързване към линията, включително за преносните, разпределителните линии и линиите, свързващи значителните потребители на ЕЕС;

3. активна и реактивна мощност в точката на свързване към трансформатора, включително преносните, разпределителните трансформатори и трансформатори, свързващи значителните потребители на ЕЕС;

4. активна и реактивна мощност в точката на свързване към съоръжението за производство на електрическа енергия;

5. положения на регулиране на трансформаторите, включително на трансформаторите с фазово изместване;

6. измерено или очаквано напрежение на шините;

7. реактивна мощност в точките на свързване към реакторите и кондензаторните батерии или от статичен компенсатор на реактивна мощност;

8. ограничения за възможностите за подаване на активна и реактивна мощност по отношение на зоната на наблюдаемост.

(3) Операторът на електропреносната мрежа има право да изисква от всички оператори на електропреносни мрежи от своята зона на наблюдаемост да предоставят моментни справки в реално време за прогнозните данни за състоянието от въпросната контролна зона на оператора на електропреносна мрежа, ако това е от значение за експлоатационната сигурност на електропреносната мрежа на изискващия оператор на електропреносна мрежа."

§ 120. Създава се чл. 170б:

"Чл. 170б. Освен ако не е предвидено друго от оператора на електропреносната мрежа, всеки оператор на електроразпределителна мрежа предоставя на оператора на електропреносната мрежа в реално време информацията, свързана със зоната на наблюдаемост на последния, както е посочено в чл. 43 на Регламент (ЕС) 2017/1485, пар. 1 и 2, която включва:

1. действителната топология на подстанциите;

2. активната и реактивната мощност в точката на свързване към линията;

3. активната и реактивната мощност в точката на свързване към трансформатора;

4. подаването на активна и реактивна мощност в точката на свързване към съоръжението за производство на електрическа енергия;

5. положенията на отклоненията на намотките на трансформаторите, свързани към електропреносната мрежа;

6. напреженията на шините;

7. реактивната мощност в точките на свързване към реакторите и кондензаторните батерии;

8. най-добрите налични данни за агрегирано производство на електрическа енергия за всеки първичен енергиен източник в зоната на оператора на електроразпределителна мрежа;

9. най-добрите налични данни за агрегирания товар в зоната на оператора на електроразпределителна мрежа."

§ 121. В чл. 171 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1, т. 1 думата "мрежата" се заменя със "съответната електрическа мрежа".

2. В ал. 2, т. 2 думата "системата" се заменя с "ЕЕС".

§ 122. В чл. 172 се правят следните изменения и допълнения:

1. В ал. 1, т. 1 думата "мрежата" се заменя със "съответната електрическа мрежа".

2. В ал. 1, т. 6 думите "електроенергийната система" се заменят с "ЕЕС".

§ 123. В чл. 179 думите "Правилника за безопасност и здраве при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи (обн., ДВ, бр. 34 от 2004 г.; изм., бр. 19 от 2005 г. и бр. 92 от 2013 г.)" се заменят с "правилника по чл. 276, ал. 1 от Кодекса на труда за безопасност и здраве при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи".

§ 124. В чл. 180 се правят следните изменения и допълнения:

1. В т. 2 думите "Правилника за безопасност и здраве при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи; те" се заменят с "правилника по чл. 276, ал. 1 от Кодекса на труда за безопасност и здраве при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи и".

2. В т. 11, буква "б" думите "Правилника за безопасност и здраве при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи" се заменят с "правилника по чл. 276, ал. 1 от Кодекса на труда за безопасност и здраве при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи".

3. В т. 15 думите "Правилника за безопасност и здраве при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи" се заменят с "правилника по чл. 276, ал. 1 от Кодекса на труда за безопасност и здраве при работа в електрически уредби на електрически и топлофикационни централи и по електрически мрежи".

§ 125. В чл. 186 се правят следните изменения и допълнения:

1. В т. 2 думите "енергийните блокове" се заменят с "модулите", а навсякъде в текста думата "генератор" се заменя с "модул".

2. В т. 3 думите "резерва за третично регулиране" се заменят с "резерва за заместване", а думите "раздел IV" се заменят с "раздел V".

§ 126. Член 189 се изменя така:

"Чл. 189. В случаите, когато ползвателят на електропреносната мрежа не изпълнява договорените условия за достъп, касаещи надеждността или дейности, предписани по защитния план и плана за възстановяване, операторът на електропреносната мрежа има право временно да ограничи или да преустанови достъпа на съответния ползвател до електропреносната мрежа."

§ 127. Създава се чл. 190а:

"Чл. 190а. ЕМОПС-Е ежедневно следи качеството на системните услуги, извършвани от оператора на електропреносната мрежа чрез измервания в реално време, обмен на информация и обмен на прогнозни изчислителни модели за потокоразпределение, за различни времеви хоризонти."

§ 128. Член 191 се изменя така:

"Чл. 191. Операторът на електропреносната мрежа предоставя на ЕМОПС-Е необходимите данни и информация за изготвянето на:

1. годишен доклад за показателите за експлоатационна сигурност по чл. 15 от Регламент (ЕС) 2017/1485;

2. годишен доклад относно регулирането на товарите и честотата по чл. 16 от Регламент (ЕС) 2017/1485;

3. годишен доклад относно оценката на регионалното координиране по чл. 17 от Регламент (ЕС) 2017/1485."

§ 129. Член 192 се изменя така:

"Чл. 192. Във връзка с данните в докладите по чл. 191, т. 1, 2 и 3 комисията може да изиска от оператора на електропреносната мрежа информация и да му дава предписания за коригиращи мерки и график за тяхното изпълнение."

§ 130. Член 193 се изменя така:

"Чл. 193. (1) Операторът на електропреносната мрежа чрез системни изпитания оценява периодично правилното функциониране на всички съоръжения и възможности, разгледани в защитния план и плана за възстановяване.

(2) По време на изпитанието операторът на електропреносната мрежа, операторите на електроразпределителните мрежи, значителните потребители или участници в плана за защита и възстановяване не трябва да застрашават експлоатационната сигурност на електропреносната мрежа и на взаимносвързаните електропреносни мрежи.

(3) Изпитанието се извършва по начин, свеждащ до минимум въздействието върху потребителите в електроенергийната система.

(4) Изпитанието се счита за успешно, когато са изпълнени условията, установени от оператора на електропреносната мрежа."

§ 131. Член 194 се изменя така:

"Чл. 194. (1) Всеки стартов модул за производство на електрическа енергия, който участва в защитния план и плана за възстановяване, извършва изпитание за способност за пускане без външно захранване най-малко веднъж на всеки три години.

(2) Всеки модул за производство на електрическа енергия, който участва в плана за възстановяване, може да работи на остров, в енергиен коридор или да захранва собствените си нужди при отделяне от електрическата мрежа, към която е присъединен, извършва изпитание за "хвърляне на товар" след всякакви промени в оборудването, оказващи влияние върху способността му за експлоатация за покриване на собствените нужди, или след две неуспешни последователни отделяния от електрическата мрежа, към която е присъединен при действителна експлоатация."

§ 132. Наименованието на глава десета се изменя така:

"Глава десета

НЕПРЕДВИДЕНИ ОБСТОЯТЕЛСТВА. ПРЕКРАТЯВАНЕ И ВЪЗСТАНОВЯВАНЕ НА ПАЗАРНИ ДЕЙНОСТИ".

§ 133. Член 198 се изменя така:

"Чл. 198. (1) Операторът на електропреносната мрежа прекъсва пазарни дейности при аварийни ситуации в съответствие с правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката и/или въвежда ограничителен режим в съответствие с наредбата по чл. 74, ал. 1 от Закона за енергетиката:

1. при възникване на или за предотвратяване на аварии;

2. когато съществува опасност за здравето или живота на хора;

3. когато съществува опасност от разделяне на електроенергийната система на България на несинхронно работещи части;

4. когато съществува опасност от отделяне на електроенергийната система на България самостоятелно и/или заедно със съседни електроенергийни системи от Синхронната зона на Континентална Европа на ЕМОПС-Е;

5. при възникване на дефицит, по-голям от 1200 МW;

6. при намалена статична и/или динамична устойчивост (нива на напрежение, по-ниски от 0,9 от номинално допустимите нива на напрежение);

7. при опасност от нанасяне на значителни материални щети на електроенергийната система, съответно на електропреносната мрежа или на ползвателите;

8. при опасност от замърсявания на околната среда (по предложение на компетентните органи по смисъла на чл. 10, ал. 1 от Закона за опазване на околната среда);

9. при изчерпване на всички варианти, предоставени от пазара, и когато продължаването на пазарните дейности при извънредното състояние би влошило едно или повече от условията, посочени в чл. 18, параграф 3 от Регламент (ЕС) 2017/1485;

10. когато продължаването на пазарните дейности би намалило значително ефективността на процеса на възстановяване до нормално състояние или състояние на повишено внимание.

(2) В случай на прекратяване на пазарните дейности по ал. 1 при искане на оператора на електропреносна мрежа, всеки значителен потребител на електроенергийната система действа, когато това е технически възможно, при зададена стойност за активната мощност, установена от оператора на електропреносна мрежа.

(3) При прекратяване на пазарните дейности съгласно ал. 1 операторът на електропреносната мрежа:

1. може изцяло или частично да прекрати изпълнението на своите процедури, засегнати от това прекратяване;

2. се координира най-малкото със следните страни:

а) операторите на електропреносни мрежи от регионите за изчисляване на преносната способност, на които е член;

б) операторите на електропреносни мрежи, с които има уговорка за координиране на балансирането;

в) номинираните оператори на пазара на електрическа енергия и други организации, на които се възлага или делегира изпълнението на пазарни функции в съответствие с Регламент (ЕС) 2015/1222;

г) координирания изчислител на преносна способност на регионите за изчисляване на преносната способност, на които е член;

3. дава ход на процедурата за уведомяване чрез едновременното изпращане на информация до следните организации:

а) страните, посочени в т. 2;

б) страните, отговорни за баланса;

в) доставчиците на услуги по балансиране;

г) операторите на електроразпределителни мрежи;

д) комисията.

(4) Операторът на електропреносната мрежа при съгласуване с номинирания оператор на пазара на енергия, работещ в своята контролна зона, и със съседните оператори на електропреносни мрежи дава ход на процедура за възстановяването на пазарните дейности, прекратени съгласно ал. 1, когато:

1. ситуацията, водеща до задействане на прекратяването, е приключила и не е налице друга ситуация, посочена в ал. 1; и

2. субектите, посочени в ал. 3, т. 3, са били надлежно уведомени предварително.

(5) Финансовите взаимоотношения в резултат от прекъсване на пазарни дейности и/или въвеждане на ограничителен режим се уреждат съгласно правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката."

§ 134. В чл. 200, ал. 3 думата "мрежата" се заменя със "съответната електрическа мрежа", а съкращението "ЗЕ" се заменя със "Закона за енергетиката".

§ 135. В § 1 от допълнителната разпоредба се правят следните изменения и допълнения:

1. Точка 1 се изменя така:

"1. "Авариен коридор" (енергиен коридор за възстановяване, коридор) е съвкупност от електрически съоръжения (подстанции и електропроводи), които осигуряват пренасянето на електрическа енергия от стартов източник до ТЕЦ или АЕЦ за захранване на собствените им нужди."

2. В т. 2 думата "ЕЕС" се заменя с "електроенергийната система".

3. В т. 4 думата "мрежата" се заменя със "съответната електрическа мрежа".

4. Създават се т. 7а, 7б и 7в:

"7а. "АПОР" означава автоматика за прекратяване на островен режим, която се реализира в съвременните цифрови устройства за АЧР.

7б. "АСРЕ" е Агенцията за сътрудничество на регулаторите на енергия.

7в. "Базова точка" означава автоматично или ръчно зададен график."

5. В т. 8 думата "мрежата" се заменя със "съответната електрическа мрежа".

6. В т. 13 думите "резерва за вторично регулиране" се заменят с "ръчни и автоматични резерви за вторично регулиране на честотата".

7. Създава се т. 14а:

"14а. "Генериращ модул" означава модул за производство на електрическа енергия."

8. Точка 17 се изменя така:

"17. "Динамична устойчивост (стабилност)" 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 на синхронизъм, при стабилна честота и напрежение."

9. Създават се т. 17а и 17б:

"17а. "Диспечиране" е подаване на разпореждания и инструкции от операторите на съответните електрически мрежи за промяна на конфигурацията и режима на съответната електрическа мрежа, работната мощност и режима на работа на производителите на електрическа енергия, включително пускане или спиране на генериращи мощности, с цел управление на електроенергийната система в реално време при изпълнение изискванията на тези правила и на ЕМОПС-Е.

17б. "Единната платформа за разпределение" означава европейската платформа, създадена от всички оператори на преносни системи за предварително разпределяне на преносна способност."

10. Точка 18 се изменя така:

"18. "Електроенергийна система" са всички електроенергийни обекти на територията на страната, които се свързват и функционират в единна система с общ режим на работа и с непрекъснат процес на производство, преобразуване, пренос, разпределение и потребление на електрическа енергия."

11. Създават се т. 18а, 18б и 18в:

"18а. "Елемент на електропреносната/електроразпределителната мрежа" означава енергиен обект или съоръжение, през което се пренася/преобразува електрическа енергия на повече от един ползвател (клиент/производител).

18б. "ЕМОПС-Е" означава европейска мрежа на операторите на преносни системи на електрическа енергия.

18в. "Затворена електроразпределителна мрежа" е мрежа, която служи за разпределение на електрическа енергия на територията на индустриален парк или на географски обособен промишлен обект, когато дейностите или производственият процес на ползвателите на тази мрежа са интегрирани поради определени технически причини или по причини, свързани с безопасността, или когато разпределението на електрическа енергия се осъществява основно за собственика, за оператора на мрежата или за свързани с тях предприятия на територията на индустриалния парк или на географски обособен промишлен обект."

12. Създава се т. 19а:

"19а. "Значителен потребител" означава съществуващите и нови съоръжения за производство на електрическа енергия и потребяващи съоръжения, определени като значителни от оператора на електропреносната мрежа заради тяхното въздействие върху системата за пренос по отношение на сигурността на доставките, включително предоставянето на спомагателни услуги."

13. В т. 20 думата "мрежата" се заменя със "съответната електрическа мрежа".

14. В т. 22 съкращението "ENTSO-E" се заменя с "ЕМОПС-Е".

15. Създава се т. 22а:

"22а. "Извънредно състояние на електроенергийната система" означава аварийно състояние на системата, в което една или повече граници, осигуряващи експлоатационна сигурност, са били нарушени. Извънредното състояние включва разделяне обединението на зони - работещи несинхронно, значителни по обем каскадни аварии и загуба на устойчивост. Характеризира се с висока степен на заплаха за отделните контролни блокове (зони) и нарушени критерии за сигурност. Това е ситуация, при която регулиращите системи и противоаварийната автоматика трябва да предотвратят разпадането на ЕЕС и да ограничат разпространението на смущенията и авариите към съседните паралелно работещи енергийни системи."

16. В т. 23 съкращението "ENTSO-E" се заменя с "ЕМОПС-Е".

17. Точка 24 се изменя така:

"24. "Координационен център" е административна структура, упълномощена от контролните блокове да изпълнява следните функции:

а) събиране и удостоверяване на графиците за обмени между контролните блокове във фазата на планирането;

б) събиране на данни за реализираните физически обмени с електрическа енергия по електропроводите между контролните блокове за изчисляване на неумишлените отклонения и компенсационните програми;

в) наблюдение на определени електропроводи между контролни блокове в реално време;

г) пресмятане на неумишлени отклонения от графиците за обмени;

д) задаване на графиците на компенсационните програми за всеки контролен блок."

18. Създава се т. 24а:

"24а. "Центрове за координиране на графиците в Синхронната зона на Континентална Европа на ЕМОПС-Е" са главният център за управление на мрежата на Amprion GmbH (северен координационен център) и центърът за управление Swissgrid AG (южен координационен център). Последният контролира качеството на системната честота, отклоненията от синхронното време и задава график по честота."

19. Точка 26 се изменя така:

"26. "Критерий за сигурност n-1" означава правилото, съгласно което елементите, останали в експлоатация в ЕЕС, след настъпването на извънредна ситуация (изключване на единичен елемент на електроенергийната система вследствие на повреда) могат да се приспособят към новата експлоатационна ситуация, без да нарушават границите, осигуряващи експлоатационна сигурност."

20. Точка 27 се изменя така:

"27. "Критерий за сигурност n-2" означава правилото, съгласно което елементите, останали в експлоатация в ЕЕС, след настъпването на извънредна ситуация (изключване на два елемента на електроенергийната система вследствие на повреда) могат да се приспособят към новата експлоатационна ситуация, без да нарушават границите, осигуряващи експлоатационна сигурност."

21. Създават се т. 27а и 27б:

"27а. "Модул за производство на електрическа енергия" означава или синхронен модул за производство на електрическа енергия, или модул от вида "електроенергиен парк".

27б. "Модул от вида "електроенергиен парк", присъединен чрез връзка за постоянен ток" означава модул от вида "електроенергиен парк", който е присъединен към една или повече системи за постоянен ток на високо напрежение."

22. Точка 33 се изменя така:

"33. "Нормално състояние на електроенергийната система" означава ситуация, при която системата е в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност. Няма заплаха за работата на обединената ЕЕС. Напрежението, честотата, мощностните потоци са в допустимите граници и конфигурацията на електропреносната мрежа отговаря на критериите за сигурност. Резервите на активна и реактивна мощност са достатъчни, за да издържат на извънредните ситуации от списъка на извънредни ситуации, без да се нарушават границите, осигуряващи експлоатационна сигурност."

23. Създава се т. 37а:

"37а. "Парков модул за производство на електрическа енергия" означава единица или съвкупност от единици, произвеждащи електрическа енергия, която е свързана несинхронно към съответната електрическа мрежа или е свързана към нея чрез силова електроника и която също така има една-единствена точка за свързване към тази електрическа мрежа."

24. Точка 40 се изменя така:

"40. "Предаварийно състояние на електроенергийната система" е състояние, при което съществува заплаха за работата на обединената ЕЕС. Параметрите на ЕЕС са в рамките на допустимите отклонения. При възникване на смущение в ЕЕС възвръщането към нормално състояние (зададените стойности на наблюдаваните параметри) е затруднено."

25. Създават се т. 43а, 43б и 43в:

"43а. "Приоритетни термични централи" означава термични централи, подредени в списък на оператора на електропреносната мрежа, които трябва да бъдат осигурени в началния етап на възстановяването.

43б. "Проектна авария" е предполагаемо произшествие, чието възникване е предвидено при проектирането и производството на енергийното съоръжение така, че да издържа без загуба на системите, конструкциите и компонентите, като неблагоприятните последствия за екологичната обстановка и общественото здраве са в допустимите граници. При проектна авария в електрически централи или промишлени предприятия безопасността се гарантира чрез съответни системи и съоръжения.

43в. "Производител от системно значение" означава генериращ модул, присъединен към електропреносната мрежа, с мощност не по-малка от 20 MW."

26. В т. 47 думите "(Blackout) на ЕЕС" се заменят с "на електроенергийната система".

27. Създават се т. 50а, 50б и 50в:

"50а. "Резерви за вторично регулиране на честотата" означава резервите на активна мощност, разполагаеми, за да се възстанови честотата на системата до номиналната честота, а за синхронна зона, състояща се от повече от една зона за регулиране на товарите и честотата, да се възстанови балансът на мощностите до стойността съгласно графика.

50б. "Резерви за заместване" означава резервни активни мощности, които се предлагат само на пазара за балансираща енергия като неделими (всичко или нищо) блокови предложения (мощност и цена за част/и от денонощието), които нямат скорост на линейно изменение при активиране и при деактивиране.

50в. "Резерви за първично регулиране на честотата" означава резервите на активна мощност, разполагаеми, за да се удържа честотата на системата след възникването на дисбаланс."

28. Създават се т. 51а и 51б:

"51а. "Синхронен модул за производство на електрическа енергия" означава неделим набор от инсталации, които могат да генерират електрическа енергия така, че честотата на генерираното напрежение, честотата на въртене на генератора и честотата на мрежовото напрежение са в постоянно съотношение и по този начин в синхронизъм.

51б. "Система за постоянен ток на високо напрежение" означава HVDC система, която пренася енергия под формата на постоянен ток на високо напрежение между две или повече шини за променлив ток и обхваща поне две преобразувателни (конверторни) станции, с въздушни или кабелни електропроводи за постоянен ток между тях."

29. Точка 54 се изменя така:

"54. "Системна авария" е голямо смущение с нарушаване на системните параметри, разделяне на електроенергийната система на несинхронно работещи части или загуба на напрежение на цялата електропреносна мрежа или части от нея, при което има клиенти, лишени от захранване."

30. Създава се т. 54а:

"54а. "Системни услуги" са всички услуги, предоставяни от оператора на електропреносната мрежа, необходими за надеждната работа на електроенергийната система и жизнеността на пазара, които включват планиране, диспечиране и управление надеждната работа на ползвателите на електрическите мрежи, уреждане на задълженията на пазарните участници, балансирани графици за доставка."

31. Създава се т. 56а:

"56а. "Списък "Чака - подава" е списък с основните указания за действията на местния персонал при липса на телекомуникации. В местните инструкции се посочват конкретните действия, които оперативният персонал провежда самостоятелно при загуба на телекомуникации, а също така операциите, самостоятелното извършване на които се забранява."

32. Точка 57 се изменя така:

"57. "Спомагателни мрежи" са управляващите, регулиращите, защитните, комуникационните и информационните мрежи, необходими за ефективното функциониране на електропреносната и електроразпределителните мрежи."

33. Точка 59 се изменя така:

"59. "Съоръжение за производство на електрическа енергия" означава съоръжение, което преобразува първична енергия в електрическа енергия и което се състои от един или повече модули за производство на електрическа енергия, свързани към съответната електрическа мрежа в една или повече точки на присъединяване."

34. Точка 60 се изменя така:

"60. "Състояние на възстановяване на електроенергийната система" означава състоянието на системата, в което целта на всички дейности в електропреносната система е да се възстанови експлоатацията на системата и да се запази експлоатационната сигурност след състоянието на прекъсване на електроснабдяването или извънредна ситуация. При това състояние операторът на електропреносната мрежа е задействал мерки от плана за възстановяване на ЕЕС."

35. Точка 61 се изменя така:

"61. "Състояние на повишено внимание на електроенергийната система" означава предаварийно състояние, при което напрежението и мощностните потоци са в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, но резервната мощност на оператора на електропреносната мрежа е намаляла с повече от 20 % за повече от 30 минути и не съществуват начини за компенсиране на това намаление при експлоатация на системата в реално време. Абсолютната стойност на отклонението на честотата на системата при стационарни условия продължително е надвишавала 50 % от максималното отклонение на честотата при стационарни условия за период от време, по-дълъг от времето за превключване в състояние на повишено внимание, или стандартния обхват на честотата за период от време, по-дълъг от времето за възстановяване на честотата. Съществува извънредна ситуация, при чието настъпване разполагаемите коригиращи действия не са достатъчни за поддържане на нормалното състояние."

36. Създават се т. 61а и 61б:

"61а. "Състояние на прекъсване на електроснабдяването на електроенергийната система" означава разпадане на системата, в което експлоатацията на част или на цялата електропреносна мрежа е прекратена. При това състояние има загуба на повече от 50 % от товара на ЕЕС и/или пълно отсъствие на напрежение в продължение на най-малко три минути, което води до задействането на плана за възстановяване;

61б. "ТДУ" означава териториално диспечерско управление."

37. В т. 62 думата "мрежата" се заменя със "съответната електрическа мрежа".

38. В т. 63 думите "преносната мрежа" и "електрическата мрежа" се заменят съответно с "електропреносната мрежа".

39. Създава се т. 66а:

"66а. "Характеристиката на остатъчното напрежение във функция от времето" е долната граница на действителното изменение на линейните напрежения в точката на присъединяване като функция на времето преди, по време и след повредата."

40. В чл. 67 думата "мрежа" се заменя със "съответната електрическа мрежа".

41. Създават се т. 68, 69, 70, 71 и 72:

"68. "Честотен праг" означава референтна стойност на честотата в честотно зависим режим, при която трябва да се активира цялата предвидена активна мощност за време, което не трябва да бъде по-голямо от 30 s от момента на възникване на смущението по честота.

69. "Честотно зависим режим" означава режим на работа на модул за производство на електрическа енергия, в който активната мощност се мени в резултат от промяна в честотата на системата по такъв начин, че да спомага за възстановяването на целевата честота. Честотно зависимият режим е аналогичен на първичното регулиране при конвенционалните агрегати в електрическите централи.

70. "ЦДУ" означава централно диспечерско управление.

71. "LFC&R" означава политика за контрол на честотата на натоварването и на резервите.

72. "SAFA" означава рамково споразумение на синхронната зона."

§ 136. Навсякъде в Правилата за управление на електроенергийната система:

1. Съкращението "ЗЕ" се заменя със "Закона за енергетиката".

2. Думите "Правилата за търговия с електрическа енергия" и "Правилата за търговия с електрическа енергия (ДВ, бр. 66 от 2013 г.)" се заменят с "правилата по чл. 91, ал. 2 от Закона за енергетиката".

3. Думите "Наредба № 6 от 2004 г. за присъединяване на производители и потребители на електрическа енергия към преносната и разпределителните електрически мрежи (обн., ДВ, бр. 74 от 2004 г.; изм., бр. 27 от 2005 г. и бр. 25 от 2008 г.)" и думите "Наредба № 6 от 2004 г. за присъединяване на производители и потребители на електрическа енергия към преносната и разпределителните електрически мрежи" се заменят с "наредбата по чл. 116, ал. 7 от Закона за енергетиката".

4. Думите "Наредба № 3 от 2004 г. за устройството на електрическите уредби и електропроводните линии (обн., ДВ, бр. 90 и 91 от 2004 г.; изм., бр. 108 от 2007 г.; изм. и доп., бр. 92 от 2013 г.)" и думите "Наредба № 3 от 2004 г. за устройството на електрическите уредби и електропроводните линии" се заменят с "наредбата по чл. 83, ал. 1, т. 1 от Закона за енергетиката".

5. Думите "Наредба № РД-16-57 от 2008 г. за дейността на операторите на електроенергийната система и на разпределителните мрежи, както и на оперативния дежурен персонал от електроенергийните обекти и електрическите уредби на потребителите" се заменят с "наредбата по чл. 115 от Закона за енергетиката".

6. Думите "Наредба № 10 от 2004 г. за реда за въвеждане на ограничителен режим, временно прекъсване или ограничаване на производството или снабдяването с електрическа енергия, топлинна енергия и природен газ (ДВ, бр. 63 от 2004 г.)" и думите "Наредба № 10 от 2004 г. за реда за въвеждане на ограничителен режим, временно прекъсване или ограничаване на производството или снабдяването с електрическа енергия, топлинна енергия и природен газ" се заменят с "наредбата по чл. 74, ал. 1 от Закона за енергетиката".

7. Думите "ЕСО" и "Електроенергийния системен оператор (ЕСО)" се заменят с "оператора на електропреносната мрежа".

8. Думите "преносната мрежа", "разпределителна мрежа", "разпределителната мрежа", "разпределителни мрежи" и "разпределителните мрежи" се заменят съответно с "електропреносната мрежа", "електроразпределителна мрежа", "електроразпределителната мрежа", "електроразпределителни мрежи" и "електроразпределителните мрежи".