РЕГЛАМЕНТ (ЕС) 2017-1485 установяване на насоки относно експлоатацията на системата за пренос на електроенергия

Регламент (ЕС) 2017/1485 относно установяване на насоки относно експлоатацията на системата за пренос на електроенергия Консолидиран ТЕКСТ: 32017R1485 — BG — 15.03.2021 02017R1485 — BG — 15.03.2021 — 001.001 ►B РЕГЛАМЕНТ (ЕС) 2017/1485 НА КОМИСИЯТА от 2 август 2017 година за установяване на насоки относно експлоатацията на системата за пренос на електроенергия (текст от значение за ЕИП) (ОВ L 220, 25.8.2017 г., стр. 1) Изменен с: Официален вестник № страница дата ►M1 РЕГЛАМЕНТ ЗА ИЗПЪЛНЕНИЕ (ЕС) 2021/280 НА КОМИСИЯТА от 22 февруари 2021 година L 62 24 23.2.2021 ▼B РЕГЛАМЕНТ (ЕС) 2017/1485 НА КОМИСИЯТА от 2 август 2017 година за установяване на насоки относно експлоатацията на системата за пренос на електроенергия (текст от значение за ЕИП) ЧАСТ I ОБЩИ РАЗПОРЕДБИ Член 1 Предмет С цел запазване на експлоатационната сигурност, качеството на честотата и ефективното използване на взаимосвързаната система и ресурсите, настоящият регламент определя подробни насоки относно: а) изисквания и принципи по отношение на експлоатационната сигурност; б) правила и отговорности за координирането и обмена на данни между операторите на преносни системи, между операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи и между операторите на преносни системи или операторите на разпределителни системи и значителните потребители на електроенергийната мрежа, при оперативното планиране и при експлоатация, близка до тази в реално време; в) правила за обучение и сертифициране на служители на системния оператор; г) изисквания относно координирането на изключванията; д) изисквания за графици между контролните зони на операторите на преносни системи; и е) правила, целящи създаване на рамка на Съюза за регулирането на товара и честотата и за резервите. Член 2 Обхват 1. Правилата и изискванията, определени в настоящия регламент, се прилагат за следните значителни потребители на електроенергийната мрежа (ЗПЕМ): а) съществуващи и нови модули за производство на електроенергия, които са или биха били класифицирани като типове B, C и D в съответствие с критериите, формулирани в член 5 от Регламент (ЕС) 2016/631 на Комисията ( 1 ); б) съществуващи и нови потребяващи съоръжения, присъединени към преносна система; в) съществуващи и нови затворени разпределителни системи, присъединени към преносна система; г) съществуващи и нови потребяващи съоръжения, затворени разпределителни системи и трети страни, ако те предоставят реакция на потреблението директно на оператора на преносна система в съответствие с критериите по член 27 от Регламент (ЕС) 2016/1388 на Комисията ( 2 ); д) доставчици на повторно диспечиране на модули за производство на електроенергия или потребяващи съоръжения посредством агрегиране и доставчици на резерв на активна мощност в съответствие с част IV, дял 8 от настоящия регламент; и е) съществуващи и нови системи за постоянен ток с високо напрежение (ПТВН) в съответствие с критериите по член 3, параграф 1 от Регламент (ЕС) 2016/1447 на Комисията ( 3 ). 2. Настоящият регламент се прилага за всички преносни системи, разпределителни системи и междусистемни връзки в Съюза, както и за координаторите за регионалната сигурност, освен преносните системи и разпределителните системи или части от преносните системи и от разпределителните системи, намиращи се на острови на държави членки, чиито системи не се експлоатират синхронно с някоя от синхронните зони „Континентална Европа“, „Великобритания“, „Скандинавие“, „Ирландия и Северна Ирландия“ или „Балтийска синхронна зона“. 3. Когато в държава членка има повече от един ОПС, настоящият регламент се прилага за всички ОПС в държавата членка. Когато даден ОПС няма функция, съответстваща на едно или няколко задължения по настоящия регламент, в рамките на националния регулаторен режим държавите членки могат да предвидят отговорността на ОПС да изпълни едно, няколко или всички задължения по настоящия регламент да бъде възложена на един или повече конкретни ОПС. 4. Операторите на преносни системи в Литва, Латвия и Естония, докато и доколкото работят в синхронен режим, в синхронна зона, в която не всички страни са обвързани от законодателството на Съюза, са освободени от прилагането на разпоредбите, изброени в приложение I към настоящия регламент, освен ако не е предвидено друго в споразумение за сътрудничество с оператори на преносни системи от трети държави, поставящо основата за тяхното сътрудничество по отношение на сигурната експлоатация на системата съгласно член 13. 5. Когато изискванията съгласно настоящия регламент се определят от съответен системен оператор, който не е ОПС, държавите членки могат да предвидят вместо него отговорен за определянето на съответните изисквания да бъде ОПС. Член 3 Определения 1. За целите на настоящия регламент се прилагат определенията в член 2 от Регламент (ЕО) № 714/2009, член 2 от Регламент (ЕС) 2015/1222 на Комисията ( 4 ), член 2 от Регламент (ЕС) 2016/631, член 2 от Регламент (ЕС) 2016/1388, член 2 от Регламент (ЕС) 2016/1447, член 2 от Регламент (ЕС) 2016/1719 на Комисията ( 5 ), член 2 от Регламент (ЕС) № 543/2013 на Комисията ( 6 ) за представяне и публикуване на данни на пазарите за електроенергия и член 2 от Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета ( 7 ). 2. Освен това се прилагат и следните определения: 1) „експлоатационна сигурност“ означава способността на преносната система да запазва нормалното си състояние или да се връща към нормалното си състояние възможно най-бързо; тази способност се характеризира с граници, осигуряващи експлоатационна сигурност; 2) „ограничение“ означава ситуация, при която е необходимо да се подготви и предприеме коригиращо действие с цел спазване на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност; 3) „ситуация N“ означава ситуация, при която няма елемент на преносната система, който да не е разполагаем поради настъпване на извънредна ситуация; 4) „списък на извънредните ситуации“ означава списък на извънредни ситуации, които трябва да бъдат симулирани с цел да се провери съответствието с границите, осигуряващи експлоатационна сигурност; 5) „нормално състояние“ означава ситуация, при която системата е в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, намира се в ситуация N и е след настъпването на извънредна ситуация от списъка на извънредните ситуации, като се взема предвид ефектът от разполагаемите коригиращи действия; 6) „резерви за първично регулиране на честотата“ (РПРЧ) означава резервите на активна мощност, разполагаеми, за да се удържа честотата на системата след възникването на дисбаланс; 7) „резерви за вторично регулиране на честотата“ (РВРЧ) 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 РТЧ, да се възстанови балансът на мощностите до стойността съгласно графика; 8) „резерви за заместване“ (РЗ) означава резервите на активна мощност, разполагаеми за възстановяване или подпомагане на необходимото ниво на резерви за вторично регулиране на честотата, които трябва да бъдат подготвени за допълнителните дисбаланси в системата, включително електропроизводствените резерви; 9) „организация, предоставяща резерв“ означава юридическо лице със законово или договорно задължение да предоставя резерви за първично регулиране на честотата, резерви за вторично регулиране на честотата или резерви за заместване от поне една единица, предоставяща резерв, или група, предоставяща резерв; 10) „единица, предоставяща резерв“ означава отделен модул или съвкупност от модули за производство на електроенергия и/или потребяващи единици, свързани към обща точка на присъединяване, отговарящи на изискванията за предоставяне на резерв за първично регулиране на честотата, резерв за вторично регулиране на честотата или резерв за заместване; 11) „група, предоставяща резерв“ означава съвкупност от модули за производство на електроенергия, потребяващи единици и/или единици, предоставящи резерв, свързани към повече от една точка на присъединяване, отговарящи на изискванията за предоставяне на резерв за първично регулиране на честотата, резерв за вторично регулиране на честотата или резерв за заместване; 12) „зона за регулиране на товарите и честотата“ или „зона за РТЧ“ означава част от синхронна зона или цяла синхронна зона, разграничена физически от точки на измерване при междусистемните връзки с други зони за РТЧ, експлоатирана от един или няколко ОПС, които изпълняват задълженията за регулиране на товарите и честотата; 13) „време за възстановяване на честотата“ означава максималното очаквано време след възникването на моментен дисбаланс на мощностите, по-малък от или равен на еталонната авария, за което време честотата на системата се връща към обхвата на вторично регулиране на честотата за синхронни зони с една-единствена зона за РТЧ, а при синхронни зони с повече от една зона за РТЧ — максималното очаквано време след възникването на моментен дисбаланс на мощностите в зона за РТЧ, в рамките на което дисбалансът се компенсира; 14) „критерий (N-1)“ означава правилото, съгласно което елементите, останали в експлоатация в рамките на контролна зона на даден ОПС след настъпването на извънредна ситуация, могат да се приспособят към новата експлоатационна ситуация, без да нарушават границите, осигуряващи експлоатационна сигурност; 15) „ситуация (N-1)“ означава ситуация в преносната система, в която е възникнала една извънредна ситуация от списъка на извънредните ситуации; 16) „резерв на активна мощност“ означава резервите за балансиране, разполагаеми за поддържане на честотата; 17) „състояние на повишено внимание“ означава състояние на системата, в което системата е в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, но е открита извънредна ситуация от списъка на извънредните ситуации и в случай на нейното настъпване разполагаемите коригиращи действия не са достатъчни за поддържане на нормалното състояние; 18) „блок за регулиране на товарите и честотата“ или „блок за РТЧ“ означава част от синхронна зона или цяла синхронна зона, разграничена физически от точки на измерване при междусистемните връзки с други блокове за РТЧ, състояща се от една или повече зони за РТЧ, експлоатирана от един или няколко ОПС, които изпълняват задълженията за регулиране на товарите и честотата; 19) „грешка при регулиране в зоната“ означава сбора от грешката при регулиране на мощността (ΔР), тоест разликата в реално време между измерената действителна стойност на обмена на мощност в реално време (P) и програмата за регулиране (P0) за конкретна зона за РТЧ или блок за РТЧ, и грешката при регулиране на честотата (K*Δf), т.е. произведението на коефициента K и отклонението на честотата на тази конкретна зона за РТЧ или блок за РТЧ, като грешката при регулиране в зоната е равна на ΔР + K*Δf; 20) „програма за регулиране“ означава последователност от зададени стойности за нетния обмен на мощност на зона за РТЧ или блок за РТЧ по междусистемните връзки за променлив ток (ПрТ); 21) „регулиране на напрежението“ означава ръчни или автоматични действия по регулиране при генериращия възел, при крайните възли на линиите за променливо напрежение или системите за ПТВН, върху трансформатори или други средства, проектирани за поддържане на зададената стойност на напрежението или зададената стойност на реактивната мощност; 22) „състояние на прекъсване на електроснабдяването“ означава състоянието на системата, в което експлоатацията на част или на цялата преносна система е прекратена; 23) „вътрешна извънредна ситуация“ означава извънредна ситуация в рамките на контролната зона на ОПС, включително междусистемните връзки; 24) „външна извънредна ситуация“ означава извънредна ситуация извън контролната зона на ОПС, без да се обхващат междусистемните връзки, с фактор на въздействие, по-голям от прага на въздействие на извънредната ситуация; 25) „фактор на въздействие“ означава числената стойност, използвана за количествено определяне на най-големия ефект от отпадането на елемент на преносна система, разположен извън контролната зона на ОПС, без да се обхващат междусистемните връзки, изразен като промяна в потоците на мощността или в напрежението, предизвикана от въпросното отпадане, за всеки елемент от преносната система. Колкото по-висока е стойността, толкова по-голямо е въздействието; 26) „праг на въздействие на извънредната ситуация“ означава числена гранична стойност, спрямо която се проверяват факторите на въздействие, като се счита, че ако дадена извънредна ситуация, възникнала извън контролната зона на ОПС, има фактор на въздействие, по-голям от прага на въздействие на извънредната ситуация, тя има значително въздействие върху контролната зона на ОПС, включително междусистемните връзки; 27) „анализ на извънредните ситуации“ означава компютърно симулиране на извънредни ситуации от списъка на извънредните ситуации; 28) „критично време за изключване при повреда“ означава максималното времетраене на повреда, през което преносната система запазва стабилността на работата; 29) „повреда“ означава всички видове къси съединения (едно-, дву- и трифазно, със или без връзка към земя), прекъснат проводник, прекъсната верига или спорадичен контакт, които водят до постоянна неразполагаемост на засегнатия елемент на преносната система; 30) „елемент на преносната система“ означава всеки компонент на преносната система; 31) „смущение в работата“ означава всяко непланирано събитие, което може да причини отклоняване на преносната система от нормалното състояние; 32) „динамична стабилност“ е общ термин, включващ способността за оставане в синхронизъм, стабилността на честотата и стабилността на напрежението; 33) „оценка на динамичната стабилност“ означава оценка на експлоатационната сигурност по отношение на динамичната стабилност; 34) „стабилност на честотата“ означава способността на преносната система да поддържа честотата стабилна в ситуация N и след като е била подложена на смущение в работата; 35) „стабилност на напрежението“ означава способността на преносната система да поддържа стабилни напрежения във всички възли на преносната система в ситуация N и след като е била подложена на смущение в работата; 36) „състояние на системата“ означава експлоатационното състояние на преносната система във връзка с границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, което може да бъде нормално състояние, състояние на повишено внимание, извънредно състояние, състояние на прекъсване на електроснабдяването и състояние на възстановяване; 37) „извънредно състояние“ означава състояние на системата, в което една или повече граници, осигуряващи експлоатационна сигурност, са били нарушени; 38) „състояние на възстановяване“ означава състоянието на системата, в което целта на всички дейности в преносната система е да се възстанови експлоатацията на системата и да се запази експлоатационната сигурност след състоянието на прекъсване на електроснабдяването или аварийното състояние; 39) „изключителна извънредна ситуация“ означава едновременното възникване на множество извънредни ситуации с обща причина; 40) „отклонение на честотата“ е разликата между действителната и номиналната честота на синхронната зона, която може да бъде отрицателна или положителна; 41) „честота на системата“ означава електрическата честота на системата, която може да се измери навсякъде в синхронната зона, като се допуска, че за времеви интервал от порядъка на секунди стойността в системата е съгласувана, само с много малки разлики между различните места на измерване; 42) „процес на вторично регулиране на честотата“, или „ПВРЧ“ означава процес, чиято цел е да се възстанови честотата до номиналната честота, а за синхронни зони, състоящи се от повече от една зона за РТЧ — процес, чиято цел е да се възстанови балансът на мощностите до стойността от графика; 43) „грешка при вторично регулиране на честотата“, или „ГВРЧ“ означава грешката при регулиране при процеса на вторично регулиране на честотата, която е равна на грешката при регулиране в дадена зона за РТЧ или е равна на отклонението на честотата, когато зоната за РТЧ географски съответства на синхронната зона; 44) „график“ означава еталонен набор от стойности, представляващи производството, потреблението или обмена на електроенергия за определен период от време; 45) „коефициент K на зона за РТЧ или блок за РТЧ“ означава стойност, изразена в мегаватове на херц (MW/Hz), която е практически възможно най-близо до или е по-голяма от сумата от автоматичното регулиране на електропроизводството, саморегулирането на товара и приноса на резерва за първично регулиране на честотата, отнесена към максималното отклонение на честотата при стационарни условия; 46) „местно състояние“ означава класификация на състояние на повишено внимание, извънредно състояние или състояние на прекъсване на електроснабдяването, когато не съществува риск от разширяване на последиците извън контролната зоната, включително междусистемните връзки, свързани към тази контролна зона; 47) „максимално отклонение на честотата при стационарни условия“ означава максималното очаквано отклонение на честотата след възникването на дисбаланс, по-малък или равен на еталонната авария, при който честотата на системата е предвидена да бъде стабилизирана; 48) „зона на наблюдаемост“ означава собствената преносна система на даден ОПС и съответните части на разпределителни системи, както и преносните системи на съседните ОПС, върху които ОПС извършва следене в реално време и моделиране с цел да поддържа експлоатационната сигурност в своята контролна зона, включително на междусистемните връзки; 49) „съседни ОПС“ означава ОПС, пряко свързани посредством поне една междусистемна връзка за променлив или постоянен ток; 50) „анализ на експлоатационната сигурност“ означава целия обхват на компютърните, ръчните и автоматичните дейности, извършвани с цел да се оцени експлоатационната сигурност на преносната система и да се оценят коригиращите действия, необходими за поддържане на експлоатационната сигурност; 51) „показатели за експлоатационна сигурност“ означава показатели, използвани от операторите на преносни системи за следене на експлоатационната сигурност по отношение на състоянията на системата, както и на повредите и смущенията в работата, които оказват влияние върху експлоатационната сигурност; 52) „категоризиране на експлоатационната сигурност“ означава категоризирането, използвано от операторите на преносни системи за следене на експлоатационната сигурност въз основа на показателите за експлоатационна сигурност; 53) „експлоатационни изпитвания“ означава изпитванията, провеждани от оператор на преносна система или оператор на разпределителна система за поддръжка, развиване на практиките за експлоатацията на системата и обучение, както и за придобиване на информация за поведението на системата при ненормални системни условия, както и изпитванията, провеждани от значителни потребители на електроенергийната мрежа за подобни цели върху техните съоръжения; 54) „обикновена извънредна ситуация“ означава възникване на извънредна ситуация при единичен клон или подаване на мощност; 55) „извънредна ситуация извън границите“ означава едновременно възникване на множество извънредни ситуации без обща причина или отпадане на модули за производство на електроенергия с обща загуба на мощност, която надхвърля границите на еталонната авария; 56) „скорост на линейно изменение“ е скоростта на изменение на активната мощност от модул за производство на електроенергия, потребяващо съоръжение или система за ПТВН; 57) „резерв на реактивна мощност“ означава реактивната мощност, с която се разполага за поддържане на напрежението; 58) „еталонна авария“ означава максималното положително или отрицателно отклонение на мощността, възникващо моментно между електропроизводството и товара в синхронна зона, взето предвид при определянето на размерите на РПРЧ; 59) „способност за оставане в синхронизъм“ означава способността на синхронните машини да остават в синхронизъм при ситуация N и след като са били подложени на смущение в работата; 60) „план за сигурност“ означава план, който съдържа оценка на риска за критични активи на ОПС във връзка с големи физически и кибернетични заплахи с оценка на възможните последици; 61) „граници на стабилност“ означава допустимите граници за експлоатацията на преносната система по отношение на спазването на границите на стабилност на напрежението, способността за оставане в синхронизъм и стабилността на честотата; 62) „широкомащабно състояние“ означава обозначение за състояние на повишено внимание, извънредно състояние или състояние на прекъсване на електроснабдяването, когато съществува риск от неговото разпространяване върху взаимосвързаните преносни системи; 63) „план за защита на системата“ означава техническите и организационните мерки, които се предприемат, за да се предотвратят разпространяването или влошаването на смущение в работата на преносната система, с цел да се избегне смущение в работата, характерно за широкомащабно състояние, и състояние на прекъсване на електроснабдяването; 64) „топология“ означава данните относно свързаността на различните елементи на преносната система и на разпределителната система в дадена подстанция и включва електрическата конфигурация и местоположението на прекъсвачите и изолаторите; 65) „допустими преходни претоварвания“ означава временни претоварвания на елементи на преносна система, които са позволени за ограничен период и които не водят до физически щети в елементите на преносната система, при условие че се спазват дефинираните продължителност и прагове; 66) „виртуална междусистемна линия“ означава допълнителен вход в регулаторите на участващите зони за РТЧ, който има същия ефект като измервана стойност от физическа междусистемна връзка и позволява обмен на електроенергия между съответните зони; 67) „гъвкави преносни системи за променлив ток“ (ГПСПТ) означава оборудване за пренасяне на електроенергия чрез променлив ток, с цел повишена способност за регулиране и повишена способност за прехвърляне на активна мощност; 68) „адекватност“ означава способността за подавания на енергия в дадена зона, за да се покрие потреблението в тази зона; 69) „агрегиран нетен външен график“ означава график, представляващ нетното агрегиране на всички външни графици на ОПС и графици за външна търговия между две зони за съставяне на график или между дадена зона за съставяне на график и група други зони за съставяне на график; 70) „план за разполагаемост“ означава съвкупността от всички планирани състояния на разполагаемост на значим актив за определен период от време; 71) „състояние на разполагаемост“ означава способността на даден модул за производство на електроенергия, елемент на електроенергийната мрежа или потребяващо съоръжение да осигурява услуга за определен период от време, независимо от това дали е в експлоатация; 72) „почти в реално време“ означава промеждутъка от време (с продължителност не повече от 15 минути) между последното затваряне на пазара за сделки в рамките на деня и реалното време; 73) „график за консумацията“ означава график, представящ консумацията на потребяващо съоръжение или на група потребяващи съоръжения; 74) „среда за данни за оперативното планиране на ЕМОПС“ означава набора от приложни програми и оборудване, разработени с цел да позволят запаметяването, обмена и управлението на данните, използвани в процеси на оперативно планиране между операторите на преносни системи; 75) „график за външна търговия“ означава график, представящ търговския обмен на електроенергия между участниците на пазара в различни зони за съставяне на график; 76) „график за външен ОПС“ означава график, представящ търговския обмен на електроенергия между оператори на преносни системи от различни зони за съставяне на график; 77) „принудително изключване“ означава непредвидено изваждане от експлоатация на значим актив по спешна причина, която не е под оперативния контрол на оператора на въпросния значим актив; 78) „график за генерирането“ означава график, представящ производството на електроенергия на даден модул за производство на електроенергия или на група модули за производство на електроенергия; 79) „график за вътрешна търговия“ означава график, представящ търговския обмен на електроенергия в рамките на зона за съставяне на график между различните участници на пазара; 80) „вътрешен значим актив“ означава значим актив, който е част от контролната зона на оператор на преносна система, или значим актив, намиращ се в разпределителна система, включително затворена разпределителна система, която е свързана пряко или непряко с контролната зона на въпросния ОПС; 81) „нетна позиция на зоната за променливо напрежение“ означава нетното агрегиране на всички външни графици за променливо напрежение на дадена зона; 82) „регион за координиране на изключвания“ означава комбинация от контролни зони, за които ОПС определят процедури за следене и, когато е необходимо, за координиране на състоянието на разполагаемост на значимите активи във всички времеви интервали; 83) „значимо потребяващо съоръжение“ означава потребяващо съоръжение, което участва в координирането на изключванията и чието състояние на разполагаемост влияе върху трансграничната експлоатационна сигурност; 84) „значим актив“ означава всяко значимо потребяващо съоръжение, значим модул за производство на електроенергия или значим елемент на електроенергийната мрежа, участващ в координирането на изключванията; 85) „значим елемент на електроенергийната мрежа“ означава всеки компонент на преносна система, включително междусистемните електропроводи, или на разпределителна система, включително на затворена разпределителна система, като отделна линия, отделен трансформатор, отделен трансформатор с фазово изместване или инсталация за регулиране на напрежението чрез компенсация, който участва в координирането на изключванията и чието състояние на разполагаемост влияе върху трансграничната експлоатационна сигурност; 86) „несъвместимост в планирането на изключванията“ означава състоянието, в което комбинацията от състоянието на разполагаемост на един или повече значими елементи на електроенергийната мрежа, значими модули за производство на електроенергия и/или значими потребяващи съоръжения и на най-добрата прогноза за прогнозираното състояние на електроенергийната мрежа води до нарушаване на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, като се вземат предвид коригиращите действия без разходи, които са на разположение на оператора на преносна система; 87) „агент, планиращ изключванията“ означава организация, която има за задача да планира състоянието на разполагаемост на значим модул за производство на електроенергия, значимо потребяващо съоръжение или значим елемент на електроенергийната мрежа; 88) „значим модул за производство на електроенергия“ означава модул за производство на електроенергия, който участва в координирането на изключванията и чието състояние на разполагаемост влияе върху трансграничната експлоатационна сигурност; 89) „координатор за регионалната сигурност“ (КРС) означава организация или организации, притежавани или управлявани от оператори на преносни системи, в един или повече региони за изчисляване на преносната способност, изпълняващи задачи, свързани с регионалното координиране между ОПС; 90) „агент за съставяне на графици“ означава организация или организации, имащи за задача да предоставят графици от участниците на пазара за операторите на преносни системи или, когато е приложимо, на трети страни; 91) „зона за съставяне на график“ означава зона, в която поради експлоатационни или организационни нужди важат задълженията на операторите на преносни системи по отношение на съставянето на графици; 92) „седмица напред“ означава седмицата преди календарната седмица на експлоатация; 93) „година напред“ означава годината преди календарната година на експлоатация; 94) „засегнат ОПС“ означава ОПС, за който за целите на анализа и за поддържането на експлоатационната сигурност е необходима информация относно обмена на резерви и/или съвместното ползване на резерви, и/или процедурата на уравняване на дисбалансите, и/или трансграничната процедура на задействане; 95) „резервна мощност“ означава размера на РПРЧ, РВРЧ или РЗ, който трябва да е разполагаем за оператора на преносна система; 96) „обмен на резерви“ означава възможността даден ОПС да има достъп до резервната мощност, свързана към друга зона за РТЧ, блок за РТЧ или синхронна зона, за да изпълни изискванията си за резерв, произтичащи от собствената му процедура за определяне на размера на РПРЧ, РВРЧ или РЗ, при положение че въпросната резервна мощност е изключително за посочения ОПС и не се взема предвид от друг ОПС за изпълнението на изискванията му за резерв, произтичащи от процедурите му за определяне на размера на резервите; 97) „съвместно ползване на резерви“ означава механизъм, при който повече от един ОПС вземат предвид една и съща резервна мощност, РПРЧ, РВРЧ или РЗ, за да изпълнят съответните си изисквания за резерв, произтичащи от техните процедури за определяне на размера на резервите; 98) „време за превключване в състояние на повишено внимание“ означава времето, преди да стане активно състоянието на повишено внимание; 99) „автоматичен РВРЧ“ означава РВРЧ, който може да се задейства от автоматично устройство за управление; 100) „закъснение на задействането на автоматичния РВРЧ“ означава периода от време между задаването на нова зададена стойност от регулатора за вторично регулиране на честотата и началото на физическото подаване на автоматичен РВРЧ; 101) „време за пълно задействане на автоматичния РВРЧ“ означава периода от време между задаването на нова зададена стойност от регулатора за вторично регулиране на честотата и съответното задействане или изключване на автоматичния РВРЧ; 102) „средни данни за ГВРЧ“ означава набор от данни, състоящ се от средноаритметичната стойност на записаната моментна ГВРЧ за дадена зона за РТЧ или блок за РТЧ в рамките на определен измерен период от време; 103) „ОПС, предоставящ способност за регулиране“ означава ОПС, който инициира задействането на своята резервна мощност за ОПС, получаващ способност за регулиране, при условията на споразумение за съвместно ползване на резерви; 104) „ОПС, получаващ способност за регулиране“ означава ОПС, който изчислява резервната мощност, като взема предвид резервна мощност, достъпна чрез ОПС, предоставящ способност за регулиране, при условията на споразумение за съвместно ползване на резерви; 105) „процедура за прилагане на критериите“ означава процедурата на изчисляване на целевите параметри за синхронната зона, блока за РТЧ и зоната за РТЧ въз основа на данните, получени при процедурата за събиране и предоставяне на данни; 106) „процедура за събиране и предоставяне на данни“ означава процедурата на събиране на набора от данни, необходим за прилагане на критериите за оценка на качеството на честотата; 107) „трансгранична процедура за задействане на автоматичния РВРЧ“ означава процедура, договорена между операторите на преносни системи, участващи в процедурата, която дава възможност за задействане на РВРЧ, свързан към различна зона за РТЧ, чрез съответно коригиране на входните данни на засегнатите процеси на вторично регулиране на честотата; 108) „трансгранична процедура за задействане на РЗ“ означава процедура, договорена между операторите на преносни системи, участващи в процедурата, която дава възможност за задействане на РЗ, свързан към различна зона за РТЧ, чрез съответно коригиране на входните данни на засегнатите ПЗР; 109) „авария във връзка с определянето на размерите“ означава очаквания най-голям моментно възникващ дисбаланс на активната мощност в рамките на даден блок за РТЧ както в положителна, така и в отрицателна посока; 110) „електрическо времево отклонение“ означава времевото несъответствие между синхронното време и координираното универсално време (UTC); 111) „отклонение на честотата за пълно задействане на РПРЧ“ означава номиналната стойност на отклонението на честотата, при която РПРЧ в дадена синхронна зона се задейства напълно; 112) „време за пълно задействане на РПРЧ“ означава периода от време между настъпването на еталонната авария и съответното пълно задействане на РПРЧ; 113) „задължение за РПРЧ“ означава частта от всички РПРЧ, която попада в обхвата на отговорностите на даден ОПС; 114) „процес на първично регулиране на честотата“, или „ППРЧ“ означава процес, който има за цел стабилизиране на честота на системата чрез компенсиране на дисбаланси посредством подходящи резерви; 115) „процес на обвързване на честотата“ означава процес, договорен между всички ОПС от две синхронни зони, който позволява свързването на задействането на РПРЧ чрез адаптиране на потоците на прехвърляне между синхронните зони на мощност чрез ПТВН; 116) „параметър, определящ качеството на честотата“ означава основните променливи във връзка с честотата на системата, които определят принципите на качество на честотата; 117) „целеви параметър за качеството на честотата“ означава основната целева честота на системата, въз основа на която в нормално състояние се оценява поведението на процедурите за задействане на РПРЧ, РВРЧ или РЗ; 118) „критерии за оценка на качеството на честотата“ означава набор от изчисления с използване на измервания на честотата на системата, които дават възможност за оценка на качеството на честотата на системата по отношение на целевите параметри за качеството на честотата; 119) „данни за оценка на качеството на честотата“ означава набор от данни, даващ възможност за изчисляване на критериите за оценка на качеството на честотата; 120) „обхват на възстановяване на честотата“ означава обхвата на честотата на системата, към който честотата на системата се очаква да се върне в синхронната зона „Великобритания“ и синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“ след възникването на дисбаланс, по-малък или равен на еталонната авария в рамките на времето за възстановяване на честотата; 121) „време за възстановяване на честотата“ означава, за синхронната зона „Великобритания“ и синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“, максималното очаквано време след възникването на дисбаланс, по-малък или равен на еталонната авария, за което честотата на системата се връща към максималното отклонение на честотата при стационарни условия; 122) „обхват на вторично регулиране на честотата“ означава обхвата на честотата на системата, към който честотата на системата се очаква да се върне в синхронната зона „Великобритания“, синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“ и в синхронна зона „Скандинавие“ след възникването на дисбаланс, по-малък или равен на еталонната авария в рамките на времето за възстановяване на честотата; 123) „целеви параметри за ГВРЧ“ означава основните целеви променливи за блока за РТЧ, въз основа на които се определят и оценяват критериите за определяне на размера на РВРЧ или на РЗ в блока за РТЧ и които се използват, за да се отрази поведението на блока за РТЧ при нормална експлоатация; 124) „обмен на мощност за вторично регулиране на честотата“ означава мощността, която се обменя между зони за РТЧ в рамките на трансграничната процедура за задействане на автоматичния РВРЧ; 125) „зададена стойност за честотата“ означава целевата стойност на честотата, използвана в ПВРЧ и определена като сума от номиналната честота на системата и стойност на отклонение, необходима за намаляване на електрическото времево отклонение; 126) „изисквания за разполагаемост на РВРЧ“ означава набор от изисквания, дефинирани от операторите на преносни системи на даден блок за РТЧ относно разполагаемостта на РВРЧ; 127) „правила за определяне на размера на РВРЧ“ означава спецификациите на процедурата за определяне на РВРЧ за блок за РТЧ; 128) „процедура на уравняване на дисбалансите“ означава процедура, договорена между операторите на преносни системи, която дава възможност да се избегне едновременно задействане на РВРЧ в противоположни посоки, като се вземат предвид съответните ГВРЧ и задействаният РВРЧ, и чрез коригиране на входните данни на засегнатите процеси на вторично регулиране на честотата; 129) „обмен на мощност за уравняване на дисбалансите“ означава мощността, която се обменя между зони за РТЧ в рамките на процедурата на уравняване на дисбалансите; 130) „първоначално задължение за РПРЧ“ означава размера на РПРЧ, разпределен на даден ОПС въз основа на коефициент на разпределение; 131) „моментни данни за честотата“ означава набор от данни от измервания на общата честота на системата за синхронната зона с период на измерване, по-малък или равен на една секунда, използвани за оценяване на качеството на честотата; 132) „моментно отклонение на честотата“ означава набор от данни от измервания на максималните отклонения на честотата на системата за синхронната зона с период на измерване, по-малък или равен на една секунда, използвани за целите на оценяването на качеството на честотата; 133) „моментни данни за ГВРЧ“ означава набор от данни за ГВРЧ на даден блок за РТЧ с период на измерване, по-малък или равен на 10 секунди, използвани за целите на оценяването на качеството на честотата; 134) „ниво 1 на обхвата на ГВРЧ“ означава първия обхват, използван за целите на оценяването на качеството на честотата на ниво „блок за РТЧ“, в рамките на който ГВРЧ следва да се поддържа за определен процент от времето; 135) „ниво 2 на обхвата на ГВРЧ“ означава втория обхват, използван за целите на оценяването на качеството на честотата на ниво „блок за РТЧ“, в рамките на който ГВРЧ следва да се поддържа за определен процент от времето; 136) „споразумение за експлоатация в блок за РТЧ“ означава многостранно споразумение между всички ОПС от даден блок за РТЧ, ако блокът за РТЧ се експлоатира от повече от един ОПС, и методика за експлоатация в блок за РТЧ, която се възприема едностранно от съответния ОПС, ако блокът за РТЧ се експлоатира само от един ОПС; 137) „обмен на мощност за заместване“ означава мощността, която се обменя между зони за РТЧ в рамките на трансграничната процедура за задействане на РЗ; 138) „дисбаланси в блок за РТЧ“ означава сумата от ГВРЧ, задействането на РВРЧ и задействането на РЗ в рамките на блок за РТЧ и обмена на мощност за уравняване на дисбалансите, обмена на мощност за вторично регулиране на честотата и обмена на мощност за заместване на този блок за РТЧ с други блокове за РТЧ; 139) „наблюдаващ блока за РТЧ“ означава ОПС, отговарящ за събирането на данните за критериите за оценка на качеството на честотата и прилагащ критериите за оценка на качеството на честотата за блока за РТЧ; 140) „структура за регулиране на товарите и честотата“ означава основната структура, включваща всички значими аспекти на регулирането на товарите и честотата, и по-специално във връзка със съответните отговорности и задължения, както и с видовете и целите на резервите на активна мощност; 141) „структура на отговорностите за процедурите“ означава структура за определяне на отговорностите и задълженията по отношение на резервите на активна мощност въз основа на структурата за регулиране на синхронната зона; 142) „структура за задействане на процедура“ означава структура за категоризиране на процедурите, свързани с различните видове резерви на активна мощност, по отношение на целите и задействането; 143) „време за пълно задействане на ръчния РВРЧ“ означава периода от време между промяната на зададената стойност и съответното задействане или изключване на ръчния РВРЧ; 144) „максимално моментно отклонение на честотата“ означава максималната очаквана абсолютна стойност на моментно отклонение на честотата след възникването на дисбаланс, по-малък или равен на еталонната авария, отвъд която се задействат спешни мерки; 145) „зона за наблюдение“ означава част от синхронната зона или цялата синхронна зона, разграничена физически от точки на измерване при междусистемните връзки с други зони за наблюдение, експлоатирана от един или няколко ОПС, които изпълняват задълженията за зона за наблюдение; 146) „предварителна оценка“ означава процедура за проверяване на съответствието на единица, предоставяща резерв, или група, предоставяща резерв, с изискванията, определени от ОПС; 147) „период на линейно изменение“ означава период от време, дефиниран чрез определена начална точка и продължителност от време, през която приемането и/или подаването на активна мощност се увеличава или намалява; 148) „ОПС, инструктиращ относно резерва“ означава ОПС, отговарящ за инструктирането на единицата, предоставяща резерв, или групата, предоставяща резерв, да задейства РВРЧ и/или РЗ; 149) „ОРС, включващ резерв“ означава ОРС, отговарящ за разпределителната мрежа, към която е свързана единица, предоставяща резерв, или група, предоставяща резерв, за целите на предоставянето на резерв на даден ОПС; 150) „ОПС, включващ резерв“ означава ОПС, отговарящ за зоната за наблюдение, към която се свързва единица, предоставяща резерв, или група, предоставяща резерв; 151) „ОПС, получаващ резерв“ означава ОПС, участващ в обмен с включващ резерв ОПС и/или с единица, предоставяща резерв, или група, предоставяща резерв, свързани към друга зона за наблюдение или зона за РТЧ; 152) „процедура за заместване на резерв“, или ПЗР означава процедура на възстановяване на задействания РВРЧ, а в допълнение за „Великобритания“ и „Ирландия и Северна Ирландия“ — за възстановяване на задействания РПРЧ; 153) „изисквания за разполагаемост на РЗ“ означава набор от изисквания, дефинирани от операторите на преносни системи на даден блок за РТЧ относно разполагаемостта на РЗ; 154) „правила за определяне на размера на РЗ“ означава спецификациите на процедурата за определяне на размера на РЗ за блок за РТЧ; 155) „стандартен обхват на честотата“ означава определен симетричен интервал около номиналната честота, в рамките на който трябва да се поддържа честотата на системата в дадена синхронна зона; 156) „стандартно отклонение на честотата“ означава абсолютната стойност на отклонението на честотата, което служи за граница на стандартния обхват на честотата; 157) „отклонение на честотата при стационарни условия“ означава абсолютната стойност на отклонението на честотата след възникването на дисбаланс, след като честотата на системата е била стабилизирана; 158) „наблюдаващ синхронна зона“ означава ОПС, отговарящ за събирането на данните за критериите за оценка на качеството на честотата и прилагащ критериите за оценка на качеството на честотата за синхронната зона; 159) „процедура за управление на времето“ означава процедура за управление на времето, където управлението на времето е дейност за управление, извършвана, за да се сведе до нула електрическото времево отклонение между синхронното време и универсалното време (UTC). Член 4 Цели и регулаторни аспекти 1. Настоящият регламент има следните цели: а) определяне на общи изисквания и принципи за експлоатационна сигурност; б) определяне на общи принципи за оперативно планиране за системата с междусистемни връзки; в) определяне на общи процедури за регулиране на товарите и честотата и структури за регулиране; г) осигуряване на условия за поддържане на експлоатационната сигурност в целия Съюз; д) осигуряване на условия за поддържане на качеството на честотата на всички синхронни зони в целия Съюз; е) насърчаване на координирането на експлоатацията на системата и оперативното планиране; ж) осигуряване и повишаване на прозрачността и надеждността на информацията за експлоатацията на преносната система; з) допринасяне за ефикасната експлоатация и развитието на системата за пренос на електроенергия и електроенергийния сектор в Съюза. 2. При прилагането на настоящия регламент държавите членки, компетентните органи и системните оператори трябва: а) да прилагат принципите на пропорционалност и за недопускане на дискриминация; б) да гарантират прозрачност; в) да прилагат принципа на оптимизация между най-високата обща ефективност и най-ниските общи разходи за всички участващи страни; г) да гарантират, че ОПС използват пазарни механизми, доколкото това е възможно, за да гарантират сигурност и стабилност на мрежата; д) да се съобразяват със задълженията на съответния ОПС с цел да се гарантира сигурността на системата, включително съгласно изискванията на националното законодателство; е) да се консултират със съответните ОРС и да вземат предвид потенциалните въздействия върху тяхната система; и ж) да вземат под внимание договорените европейски стандарти и технически спецификации. ▼M1 Член 5 Условия или методики на ОПС 1. ОПС разработват условията или методиките, които се изискват по силата на настоящия регламент, и ги представят за одобрение на Агенцията съгласно член 6, параграф 2, на компетентните регулаторни органи съгласно член 6, параграф 3 или на организацията, определена от държавата членка съгласно член 6, параграфи 4 и 5, в съответните срокове, посочени в настоящия регламент. При извънредни обстоятелства, в частност когато даден срок не може да бъде спазен поради обстоятелства, които са външни за областта на ОПС, сроковете за условията или методиките може да бъдат удължени от Агенцията – при процедурите по член 6, параграф 2, съвместно от всички компетентни регулаторни органи – при процедурите по член 6, параграф 3, или от компетентния регулаторен орган – при процедурите по член 6, параграфи 4 и 5. 2. Участващите ОПС тясно си сътрудничат, когато е необходимо предложение за условия или методики по настоящия регламент да бъде разработено и съгласувано от повече от един ОПС. ОПС, подпомагани от ЕМОПС за електроенергия, информират редовно регулаторните органи и Агенцията за напредъка по разработването на въпросните условия или методики. 3. Когато ОПС, вземащи решения по предложения за условията или методиките по член 6, параграф 2, не могат да постигнат съгласие, те приемат решението чрез гласуване с квалифицирано мнозинство. За приемане с квалифицирано мнозинство на предложения по член 6, параграф 2 се изисква мнозинство от: а) ОПС, представляващи най-малко 55 % от държавите членки; и б) ОПС, представляващи държави членки, съставляващи най-малко 65 % от населението на Съюза. 4. Блокиращото малцинство за решенията по предложения за условията или методиките по член 6, параграф 2 трябва да включва ОПС, представляващи най-малко четири държави членки, а ако липсва такова, квалифицираното мнозинство се счита за постигнато. 5. Когато ОПС, вземащи решения по предложения за условията или методиките по член 6, параграф 3, не могат да постигнат съгласие и когато засегнатите региони са съставени от над пет държави членки, те приемат решението чрез гласуване с квалифицирано мнозинство. За приемане с квалифицирано мнозинство на предложенията по член 6, параграф 3 се изисква мнозинство от: а) ОПС, представляващи най-малко 72 % от засегнатите държави членки; и б) ОПС, представляващи държави членки, съставляващи най-малко 65 % от населението на засегнатия регион. 6. Блокиращото малцинство за решенията по предложенията за условията и методиките по член 6, параграф 3 включва най-малко минималния брой ОПС, представляващи над 35 % от населението на участващите държави членки, плюс ОПС, представляващи най-малко една допълнителна засегната държава членка, а ако липсва такова, квалифицираното мнозинство се счита за постигнато. 7. ОПС, вземащи решения по предложения за условия или методики по член 6, параграф 3 във връзка с региони, съставени от пет държави членки или по-малко, приемат тези решения с консенсус. 8. За решенията на ОПС по предложения за условията или методиките по параграфи 3 и 5 всяка държава членка има един глас. Ако на територията на държава членка има повече от един ОПС, държавата членка разпределя правата на глас между тези ОПС. 9. Ако ОПС не представят първоначално или изменено предложение за условията или методиките на регулаторните органи или на Агенцията по силата на членове 6 и 7 или на организациите, определени от държавите членки по силата на член 6, параграф 4, в сроковете, установени в настоящия регламент, те представят на определената организация, компетентните регулаторни органи и Агенцията съответните проектопредложения за условията или методиките и обясняват защо не е било постигнато съгласие. Агенцията, всички компетентни регулаторни органи съвместно или компетентната определена организация предприемат необходимите действия за приемането на изискваните условия или методики съгласно член 6, например като изискват изменения или преразглеждане и завършване на проектите по настоящия параграф, в т.ч. когато проекти не са били представени, и ги одобряват. Член 6 Одобрение на условията или методиките на ОПС 1. Всеки регулаторен орган или, според случая, Агенцията отговаря за одобряването на разработените от ТСО условия или методики по параграфи 2 и 3. Организацията, определена от държавата членка, отговаря за одобряването на условията или методиките, разработени от ОПС по параграф 4. Определената организация е регулаторният орган, освен ако държавата членка е предвидила друго. Преди да одобрят условията или методиките, регулаторният орган, Агенцията или определената организация при необходимост преразглеждат предложенията, след като се консултират със съответните ОПС, така че тези предложения да бъдат съобразени с предназначението на настоящия регламент и да допринасят за интегрирането на пазарите, недопускането на дискриминация, ефективната конкуренция и правилното функциониране на пазара. 2. На одобрение от Агенцията подлежат предложенията за следните условия или методики и техните изменения, по които всяка държава членка може да представи становище до засегнатия регулаторен орган: а) ключовите организационни изисквания, роли и отговорности във връзка с обмена на данни, свързани с експлоатационната сигурност в съответствие с член 40, параграф 6; б) методиката за изграждане на моделите на обща електроенергийна мрежа в съответствие с член 67, параграф 1 и член 70; в) методиката за координиране на анализа на експлоатационната сигурност в съответствие с член 75. 3. На одобрение от всички регулаторни органи в засегнатия регион подлежат предложенията за следните условия или методики и техните изменения, по които всяка държава членка може да представи становище до засегнатия регулаторен орган: а) методиката за всяка синхронна зона за определянето на минимален инерционен момент в съответствие с член 39, параграф 3, буква б); б) общите разпоредби за всеки регион за изчисляване на преносната способност, за координиране на регионалната експлоатационна сигурност в съответствие с член 76; в) методиката – най-малко за всяка синхронна зона – за оценяване на значението на активите за координиране на изключванията в съответствие с член 84; г) методиките, условията и стойностите, включени в споразуменията за експлоатация на синхронната зона съгласно член 118 относно: i) определящите параметри за качеството на честотата и целевите параметри за качество на честотата в съответствие с член 127; ii) правилата за определяне на размера на резерва за първично регулиране на честотата (РПРЧ) в съответствие с член 153; iii) допълнителните свойства на РПРЧ в съответствие с член 154, параграф 2; iv) за синхронната зона „Великобритания“ и синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“ – мерките за осигуряване на възстановяването на съоръженията за натрупване на енергия в съответствие с член 156, параграф 6, буква б); v) за синхронната зона „Великобритания“ и синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“ – минималния срок за задействане, който трябва да осигурят организациите, предоставящи РПРЧ, в съответствие с член 156, параграф 10; vi) за синхронните зони „Континентална Европа“ и „Скандинавие“ – допусканията и методиката за анализа на разходите и ползите в съответствие с член 156, параграф 11; vii) ако е приложимо, за синхронните зони, различни от „Континентална Европа“ – ограниченията за обмен на РПРЧ между ОПС в съответствие с член 163, параграф 2; viii) за синхронната зона „Великобритания“ и синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“ – методиката за определяне на минималното предоставяне на резервна мощност на РПРЧ между синхронни зони, определена в съответствие с член 174, параграф 2, буква б); ix) ограниченията за размерите на обмена на РВРЧ между синхронни зони, определени в съответствие с член 176, параграф 1, и ограниченията за количествата за съвместно ползване на РВРЧ между синхронни зони, определени в съответствие с член 177, параграф 1; x) ограниченията за размерите на обмена на РЗ между синхронни зони, определени в съответствие с член 178, параграф 1, и ограниченията за количествата за съвместно ползване на РЗ между синхронни зони, определени в съответствие с член 179, параграф 1; д) методиките и условията, включени в споразуменията за експлоатация на блока за РТЧ съгласно член 119 относно: i) ограниченията относно линейното изменение на генерираната активна мощност в съответствие с член 137, параграфи 3 и 4; ii) действията за съгласуване с цел намаляване на ГВРЧ, както е определено в член 152, параграф 14; iii) мерките за намаляване на ГВРЧ чрез изискване на промени в производството или потреблението на активната мощност от модули за производство на електроенергия или потребяващи единици в съответствие с член 152, параграф 16; iv) правилата за определяне на размера на РВРЧ в съответствие с член 157, параграф 1; е) мерките за намаляване на риска за всяка синхронна зона или всеки блок за РТЧ в съответствие с член 138; ж) съвместното предложение за всяка синхронна зона за определяне на блокове за РТЧ в съответствие с член 141, параграф 2. 4. Освен ако държавата членка е определила друго, следните условия или методики и техните изменения се одобряват поотделно от организацията, определена от държавата членка в съответствие с параграф 1: а) за синхронната зона „Великобритания“ и синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“ – предложението на всеки ОПС, определящо нивото на отпадане на потребители, при което преносната система е в състояние на прекъсване на електроснабдяването; б) обхватът на обмена на данни с оператори на разпределителни системи и значителните потребители на електроенергийната мрежа в съответствие с член 40, параграф 5; в) допълнителните изисквания за групите, предоставящи РПРЧ в съответствие с член 154, параграф 3; г) изключването на групи, предоставящи РПРЧ, от предоставянето на РПРЧ в съответствие с член 154, параграф 4; д) за синхронната зона „Континентална Европа“ и синхронната зона „Скандинавие“ – предложението относно минималния междинен период на задействане, който трябва да се осигури от организациите, предоставящи РПРЧ, предложено от оператора на преносна система в съответствие с член 156, параграф 9; е) техническите изисквания за РВРЧ, определени от оператора на преносна система в съответствие с член 158, параграф 3; ж) отхвърлянето на групи, предоставящи РВРЧ, в съответствие с член 159, параграф 7; з) техническите изисквания за присъединяването на единици, предоставящи РЗ, и групи, предоставящи РЗ, които са определени от оператора на преносна система в съответствие с член 161, параграф 3; и и) отхвърлянето на групи, предоставящи РЗ, от предоставянето на РЗ в съответствие с член 162, параграф 6. 5. Когато отделен съответен системен оператор или ОПС има задължение или право съгласно настоящия регламент да определя или да се споразумява относно изисквания, които не са предмет на параграф 4, държавите членки може да изискват предварително одобрение на тези изисквания или техните изменения от компетентния регулаторен орган. 6. Предложението за условия или методики трябва да включва предложен срок за тяхното прилагане, както и описание на очакваното им въздействие върху целите на настоящия регламент. Предложенията за условия или методики, подлежащи на одобрение от няколко регулаторни органа в съответствие с параграф 3, се представят на Агенцията в срок от една седмица от представянето им на регулаторните органи. Предложенията за условия или методики, подлежащи на одобрение от определена организация в съответствие с параграф 4, може да се представят на Агенцията в срок от една седмица от представянето им на разположение на определената организация, но задължително се представят по искане на Агенцията за информационни цели съгласно член 3, параграф 2 от Регламент (ЕС) 2019/942, ако Агенцията смята, че предложението има презгранично въздействие. В срок от 3 месеца Агенцията издава становище относно предложенията за условия или методики, ако компетентните регулаторни органи поискат това. 7. Когато за одобряването на условията или методиките по параграф 3 или изменението по член 7 се изисква решение от повече от един регулаторен орган съгласно параграф 3, компетентните регулаторни органи осъществяват консултации, сътрудничат си тясно и се координират помежду си с цел постигане на съгласие. Когато Агенцията издаде становище, компетентните регулаторни органи го вземат предвид. Регулаторните органи или Агенцията, когато това е от нейната компетентност, вземат решения относно представените условия или методики по параграфи 2 и 3 в срок от 6 месеца от получаването на условията и методиките от Агенцията или регулаторния орган или, когато е приложимо, от последния засегнат регулаторен орган. Срокът започва да тече от деня, следващ представянето на предложението пред Агенцията съгласно параграф 2 или пред последния засегнат регулаторен орган съгласно параграф 3. 8. Когато регулаторните органи не са успели да постигнат съгласие в срока по параграф 7 или когато подадат съвместно искане, или когато Агенцията подаде искане съгласно член 5, параграф 3, трета алинея от Регламент (ЕС) 2019/942, Агенцията взема решение по представените предложения за условия или методики в срок от 6 месеца в съответствие с член 5, параграф 3 и член 6, параграф 10, втора алинея от Регламент (ЕС) 2019/942. 9. Когато за одобряването на условията или методиките се изисква решение само от една определена организация в съответствие с параграф 4 или компетентен регулаторен орган в съответствие с 5, определената организация или компетентният регулаторен органи вземат решение в срок от 6 месеца от получаването на условията или методиките. Срокът започва да тече от деня, следващ представянето на предложението пред определената организация съгласно параграф 4 или пред компетентния регулаторен орган съгласно параграф 5. 10. Всяко лице може да подаде жалба срещу съответен системен оператор или ОПС във връзка с неговите задължения или решения по настоящия регламент и може да отнесе жалбата си до регулаторния орган, който, действайки като орган за разрешаване на спорове, издава решение в срок от 2 месеца от получаване на жалбата. Този срок може да бъде удължен с още 2 месеца, ако регулаторният орган изиска допълнителна информация. Този удължен срок може да бъде удължен допълнително със съгласието на жалбоподателя. Решението на регулаторния орган има обвързваща сила, освен ако и докато бъде отменено при обжалване. Член 7 Изменения на условията или методиките на ОПС 1. Когато Агенцията или всички регулаторни органи съвместно поискат изменение, за да одобрят условията или методиките, представени съгласно член 6, параграфи 2 и 3 съответно, съответните ОПС представят за одобрение предложение за изменени условия или методики в срок от 2 месеца от искането от Агенцията или регулаторните органи. Агенцията или компетентните регулаторни органи вземат решение по изменените условия или методики в срок от 2 месеца от представянето им. 2. Когато определена организация поиска изменение с цел да одобри условията и методиките, представени в съответствие с член 6, параграф 4, или когато компетентният регулаторен орган поиска изменение с цел да одобри изискванията, представени в съответствие с член 6, параграф 5, в срок от 2 месеца от искането от определената организация или компетентния регулаторен орган съответният ОПС представя за одобрение предложение за изменени условия, методики, или изисквания. Определената организация или компетентният регулаторен орган вземат решение по изменените условия или методики в срок от 2 месеца от представянето им. 3. Когато компетентните регулаторни органи не са успели да постигнат съгласие по условията или методиките по силата на член 6, параграфи 2 и 3 в срока от два месеца или когато те подадат съвместно искане, или когато Агенцията подаде искане съгласно член 5, параграф 3, третата алинея от Регламент (ЕС) 2019/942, Агенцията взема решение по изменените условия или методики в срок от 6 месеца в съответствие с член 5, параграф 3 и член 6, параграф 10, втора алинея от Регламент (ЕС) 2019/942. Ако съответните ОПС не представят предложение за изменени условия или методики, прилага се редът по член 5, параграф 9. 4. Агенцията или регулаторните органи, или определените организации, когато отговарят за приемането на условията или методиките съгласно член 6, параграфи 2, 3 и 4, може съответно да поискат предложения за изменение на тези условия или методики и да определят срок за представяне на тези предложения. ОПС, отговарящи за разработването на предложения за условия или методики, може да предлагат изменения на регулаторните органи и Агенцията. Предложенията за изменение на условията или методиките се представят за консултации в съответните случаи по реда, определен в член 11, и се одобряват по реда, определен в членове 5 и 6. Член 8 Оповестяване на условията или методиките в интернет 1. ОПС, отговарящи за установяването на условията или методиките по силата на настоящия регламент, ги оповестяват в интернет след одобрение от Агенцията или компетентните регулаторни органи или, ако такова одобрение не се изисква, след тяхното установяване, освен ако тази информация се счита за поверителна по силата на член 12. 2. Оповестяват се също: а) усъвършенстванията на инструменти за експлоатацията на мрежата в съответствие с член 55, буква д); б) целевите параметри за ГВРЧ в съответствие с член 128; в) ограниченията относно линейните изменения на ниво „синхронна зона“ в съответствие с член 137, параграф 1; г) ограниченията относно линейните изменения на ниво „блок за РТЧ“ в съответствие с член 137, параграф 3; д) мерките, предприемани в състоянието на повишено внимание поради недостатъчност на резервите на активна мощност в съответствие с член 152, параграф 11; и е) искането на включващия резерв ОПС към организация, предоставяща РПРЧ, за предоставяне на информацията в реално време в съответствие с член 154, параграф 11. ▼B Член 9 Възстановяване на разходите 1. Разходите на системни оператори (които са обект на регулиране на мрежовите тарифи), произтичащи от задълженията, формулирани в настоящия регламент, се оценяват от съответните регулаторни органи. Разходи, оценени като разумни, ефективни и съразмерни, се възстановяват чрез мрежовите тарифи или други подходящи механизми. 2. По искане на съответните регулаторни органи в срок от три месеца от искането системните оператори, посочени в параграф 1, предоставят необходимата информация, за да се улесни оценяването на направените разходи. Член 10 Участие на заинтересованите страни Агенцията, в тясно сътрудничество с ЕМОПС за електроенергия, организира участието на заинтересованите страни във връзка със сигурната експлоатация на системата и с други аспекти на прилагането на настоящия регламент. Това участие включва провеждането на редовни срещи със заинтересованите страни, за да се установят проблемите и да се предложат подобрения по отношение на сигурната експлоатация на системата. Член 11 Обществена консултация 1. ОПС, които отговарят за представяне на предложения за условията или методиките или за тяхното изменение в съответствие с настоящия регламент, се консултират със заинтересованите страни, включително със съответните органи от всяка държава членка, относно проектопредложенията за условията или методиките, изброени в член 6, параграфи 2 и 3. Консултацията продължава за период, не по-кратък от един месец. 2. Предложенията за условията или методиките, представени от ОПС на равнището на Съюза, се оповестяват и представят за обществена консултация на равнището на Съюза. Предложенията, представени от ОПС на регионално равнище, са предмет на обществена консултация най-малко на регионално равнище. Страните, представящи предложения на двустранно или многостранно равнище, провеждат обществена консултация най-малко в засегнатите държави членки. 3. ОПС, отговарящи за разработването на предложението за условията или методиките, вземат надлежно под внимание становищата на заинтересованите страни, изразени в резултат на консултациите, преди представянето на предложението за регулаторно одобрение. Във всички случаи при представянето на предложението се прилага солидна обосновка за причините за включването или невключването на становищата, произтичащи от консултацията, и тази обосновка се публикува своевременно преди или едновременно с оповестяването на предложението за условията или методиките. Член 12 Задължения за поверителност 1. Всяка поверителна информация, която се получава, обменя или предава съгласно настоящия регламент, е предмет на разпоредбите за професионална тайна, установени в параграфи 2, 3 и 4. 2. Задължението за професионална тайна се прилага по отношение на всички лица, за които се отнасят разпоредбите на настоящия регламент. 3. Поверителна информация, получена от посочените в параграф 2 лица или регулаторни органи в хода на изпълнение на техните задължения, не може да се разкрива на друго лице или орган, без да се засягат случаите, уредени от националното право, другите разпоредби на настоящия регламент или други съответни законодателни актове на Съюза. 4. Без да се засягат случаите, обхванати от националното право или правото на Съюза, регулаторните органи, институциите или лицата, които получават поверителна информация съгласно настоящия регламент, могат да я използват единствено за целите на изпълнението на своите функции по настоящия регламент. Член 13 Споразумение с ОПС, необвързани от настоящия регламент Когато синхронна зона включва както оператори на преносни системи от Съюза, така и оператори от трети държави, в срок от 18 месеца след влизането в сила на настоящия регламент всички ОПС от Съюза във въпросната синхронна зона се стремят да сключат с операторите на преносни системи от трети държави, необвързани от настоящия регламент, споразумение, полагащо основа за сътрудничество по отношение на сигурната експлоатация на системата и въвеждащо договорености ОПС от трети държави да спазват задълженията, формулирани в настоящия регламент. Член 14 Наблюдение 1. ЕМОПС за електроенергия наблюдава изпълнението на настоящия регламент в съответствие с член 8, параграф 8 от Регламент (ЕО) № 714/2009. Наблюдението обхваща най-малко следното: а) показатели за експлоатационна сигурност в съответствие с член 15; б) регулиране на товарите и честотата в съответствие с член 16; в) оценка на регионалното координиране в съответствие с член 17; г) набелязване на всякакви различия в националното прилагане на настоящия регламент по отношение на условията или методиките, изброени в член 6, параграф 3; д) набелязване на всякакви допълнителни подобрения на инструменти и услуги в съответствие с член 55, букви а) и б) извън подобренията, набелязани от операторите на преносни системи в съответствие с член 55, буква д); е) набелязване на всякакви необходими подобрения в годишния доклад въз основа на скалата за класификация на авариите в съответствие с член 15, които са необходими с цел подпомагане на устойчивата и дългосрочна експлоатационна сигурност; и ж) набелязване на евентуални трудности, свързани със сътрудничеството по сигурната експлоатация на системата с оператори на преносни системи от трети държави. 2. Агенцията, в сътрудничество с ЕМОПС за електроенергия, изготвя в срок от 12 месеца от датата на влизане в сила на настоящия регламент списък на съответната информация, която да бъде съобщена от ЕМОПС за електроенергия на Агенцията в съответствие с член 8, параграф 9 и член 9, параграф 1 от Регламент (ЕО) № 714/2009. Списъкът на съответната информация подлежи на актуализиране. ЕМОПС за електроенергия поддържа пълен архив за изискваната от Агенцията информация под формата на цифрови данни в стандартизиран формат. 3. Съответните ОПС представят на ЕМОПС за електроенергия информацията, необходима за изпълнението на задачите, посочени в параграфи 1 и 2. 4. При поискване от страна на регулаторния орган ОРС предоставят на ОПС информацията съгласно параграф 2, освен ако тази информация вече е на разположение на регулаторните органи, операторите на преносни системи, Агенцията или ЕМОПС за електроенергия във връзка със съответните им задачи за наблюдение — в такъв случай това не се прави, за да се избегне дублирането на информация. Член 15 Годишен доклад за показателите за експлоатационна сигурност 1. Не по-късно от 30 септември ЕМОПС за електроенергия публикува годишен доклад въз снова на скалата за класификация на авариите, приет в съответствие с член 8, параграф 3, буква а) от Регламент (ЕО) № 714/2009. Агенцията може да дава становището си относно формата и съдържанието на годишния доклад, включително географския обхват на докладваните аварии, електрическите взаимовръзки между контролните зони на операторите на преносни системи и всякаква имаща отношение информация от минали периоди. 2. Операторите на преносни системи във всяка държава членка предоставят на ЕМОПС за електроенергия до 1 март необходимите данни и информация за изготвянето на годишните доклади, изготвени въз основа на скалата за класификация на авариите, посочена в параграф 1. Данните, предоставени от операторите на преносни системи, обхващат предходната година. 3. Годишните доклади, посочени в параграф 1, съдържат най-малко следните показатели за експлоатационна сигурност от значение за експлоатационната сигурност: а) брой защитни изключвания на елементи на преносната система за една година, за един ОПС; б) брой защитни изключвания на съоръжения за производство на електроенергия за една година, за един ОПС; в) енергия, която не е подадена, за една година, поради непланови изключвания на съоръжения за производство на електроенергия, за един ОПС; г) продължителност и брой на случаи на възникване на състояние на повишено внимание и на извънредно състояние за всеки ОПС; д) времетраене и брой на установените събития, при които е имало липса на резерви, за един ОПС; е) времетраене и брой на отклоненията на напрежението, излизащи извън обхватите от таблици 1 и 2 в приложение II, за един ОПС; ж) брой минути извън стандартния обхват на честотата и брой минути извън 50 % от максималното отклонение на честотата при стационарни условия, за всяка синхронна зона; з) брой изключвания с разделяне на системата или местни състояния на прекъсване на електроснабдяването; и и) брой прекъсвания на електроснабдяването, обхващащи два или повече ОПС. 4. Годишният доклад, посочен в параграф 1, съдържа следните показатели за експлоатационна сигурност от значение за оперативното планиране: а) брой на събитията, при които авария от списъка на извънредните ситуации е довела до влошаване на състоянието на експлоатация на системата; б) брой на събитията, посочени в буква а), при които е настъпило влошаване на условията на експлоатация на системата в резултат на неочаквани несъответствия с прогнозите за товарите и генерирането; в) брой на събитията, при които е имало влошаване на условията на експлоатация на системата поради изключителна извънредна ситуация; г) брой на събитията, посочени в буква в), при които е настъпило влошаване на условията на експлоатация на системата в резултат на неочаквани несъответствия с прогнозите за товарите и генерирането; и д) брой на събитията, водещи до влошаване на условията на експлоатация на системата поради липса на резерви на активна мощност. 5. Годишните доклади съдържат обяснения за причините за авариите по скали 2 и 3 за категоризиране на експлоатационната сигурност въз основа на скалата за класификация на авариите, приета от ЕМОПС за електроенергия. Тези обяснения се основават на проучване на авариите от операторите на преносни системи, като процедурата за това се определя в скалата за класификация на авариите. ОПС информират съответните регулаторни органи за проучването в надлежен срок преди започването му. Регулаторните органи и Агенцията могат да участват в проучването по свое искане. Член 16 Годишен доклад относно регулирането на товарите и честотата 1. Не по-късно от 30 септември ЕМОПС за електроенергия публикува годишен доклад относно регулирането на товарите и честотата въз основа на информацията, предоставена от операторите на преносни системи в съответствие с параграф 2. Годишният доклад относно регулирането на товарите и честотата включва информацията, посочена в параграф 2, за всяка държава членка. 2. Считано от 14 септември 2018 г. операторите на преносни системи във всяка държава членка съобщават до 1 март всяка година на ЕМОПС за електроенергия следната информация за предходната година: а) наименованията на блоковете за РТЧ, зоните за РТЧ и зоните за наблюдение в държавата членка; б) наименованията на блоковете за РТЧ, които не са в държавата членка и които съдържат зони за РТЧ и зони за наблюдение в държавата членка; в) наименованията на синхронните зони, към които принадлежи всяка държава членка; г) данните във връзка с критериите за оценка на качеството на честотата за всяка синхронна зона и всеки блок за РТЧ съгласно букви а), б) и в) за всеки месец от най-малко две предходни календарни години; д) задължението за РПРЧ и първоначалното задължение за РПРЧ на всеки ОПС с дейност в рамките на държавата членка за най-малко две предходни календарни години; и е) описание и дата на прилагането на всякакви мерки за намаляване на риска и изисквания по отношение на линейното изменение за потушаване на неслучайни отклонения в честотата, предприети през предходната календарна година в съответствие с членове 137 и 138, в които са участвали ОПС от държавата членка. 3. Данните, предоставени от операторите на преносни системи, обхващат предходната година. Информацията относно синхронни зони, блокове за РТЧ, зони за РТЧ и зони за наблюдение съгласно букви а), б) и в) се докладва еднократно. Когато тези зони се променят, тази информация се докладва не по-късно от 1 март следващата година. 4. Когато е целесъобразно, всички ОПС в дадена синхронна зона или блок за РТЧ си сътрудничат при събирането на данните, изброени в параграф 2. Член 17 Годишен доклад относно оценката на регионалното координиране 1. Не по-късно от 30 септември ЕМОПС за електроенергия публикува годишен доклад относно оценката на регионалното координиране въз основа на годишните доклади относно оценката на регионалното координиране, представени от координаторите за регионалната сигурност в съответствие с параграф 2, извършва оценка на евентуални проблеми с оперативната съвместимост и предлага изменения, целящи повишаване на ефективността и ефикасността при координирането на експлоатацията на системата. 2. Не по-късно от 1 март всеки координатор за регионалната сигурност изготвя годишен доклад, който представя на ЕМОПС за електроенергия и в който посочва следната информация за задачите, които изпълнява: а) броя на случаите, в които не е изпълнил своите функции, средната им продължителност и причините за неизпълнението; б) статистиката относно ограниченията, включително продължителността им, местоположението и броя на събитията, заедно със съответните предприети коригиращи действия и разходите за тях, в случай че са възникнали такива; в) броя на случаите, в които операторите на преносни системи отказват да въведат в действие коригиращите мерки, препоръчани от координатора за регионалната сигурност, и причините за това; г) броя на несъвместимостите в планирането на изключванията, установени в съответствие с член 80; и д) описание на случаите, в които е направена оценка на липсата на регионална адекватност, и описание на въведените действия за смекчаване на последиците. 3. Данните, предоставени на ЕМОПС за електроенергия от координаторите за регионалната сигурност, обхващат предходната година. ЧАСТ II ЕКСПЛОАТАЦИОННА СИГУРНОСТ ДЯЛ 1 ИЗИСКВАНИЯ ЗА ЕКСПЛОАТАЦИОННА СИГУРНОСТ ГЛАВА 1 Състояния на системата, коригиращи действия и граници, осигуряващи експлоатационна сигурност Член 18 Класификация на състоянията на системата 1. Една преносна система е в нормално състояние, когато са изпълнени всички посочени по-долу условия: а) напрежението и потоците на мощността са в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени в съответствие с член 25; б) честотата отговаря на следните критерии: i) отклонението на честотата на системата при стационарни условия е в рамките на стандартния обхват на честотата; или ii) абсолютната стойност на отклонението на честотата на системата при стационарни условия не е по-голяма от максималното отклонение на честотата при стационарни условия и границите на честотата на системата, установени за състоянието на повишено внимание, не са надхвърлени; в) резервите на активна и реактивна мощност са достатъчни, за да издържат на извънредните ситуации от списъка на извънредни ситуации, определен в съответствие с член 33, без да се нарушават границите, осигуряващи експлоатационна сигурност; г) експлоатацията на контролната зона на засегнатия ОПС е и ще остане в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, след прилагането на коригиращи действия в резултат на възникването на извънредна ситуация от списъка на извънредни ситуации, определен в съответствие с член 33. 2. Една преносна система е в състояние на повишено внимание, когато: а) напрежението и потоците на мощността са в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени в съответствие с член 25; и б) резервната мощност на оператора на преносната система 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; или в) честотата отговаря на следните критерии: i) абсолютната стойност на отклонението на честотата на системата при стационарни условия не е по-голяма от максималното отклонение на честотата при стационарни условия; и ii) 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; или г) поне една извънредна ситуация от списъка на извънредните ситуации, определен в съответствие с член 33, води до нарушаване на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност за конкретния ОПС, дори след предприемането на коригиращи действия. 3. Една преносна система е в извънредно състояние, когато е изпълнено поне едно от следните условия: а) има най-малко едно нарушаване на границите на ОПС, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени в съответствие с член 25; б) честотата не отговаря на критериите за нормално състояние и за състояние на повишено внимание, определени в съответствие с параграфи 1 и 2; в) задействана е най-малко една мярка от плана на ОПС за защита на системата; г) има отказ във функционирането на инструменти, средства и съоръжения, определени в съответствие с член 24, параграф 1, което води до неразполагаемост на тези инструменти, средства и съоръжения за повече от 30 минути. 4. Една преносна система е в състояние на прекъсване на електроснабдяването, когато е изпълнено поне едно от следните условия: а) загуба на повече от 50 % от товара в контролната зона на засегнатия ОПС; б) пълно отсъствие на напрежение в продължение на най-малко три минути в контролната зона на засегнатия ОПС, което води до задействането на планове за възстановяване. ОПС на синхронната зона „Великобритания“ и синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“ може да разработи предложение, определящо нивото на отпадане на потребители, при което преносната система е в състояние на прекъсване на електроснабдяването; ОПС на синхронната зона„Великобритания“ и синхронната зона „Ирландия и Северна Ирландия“ съобщават този случай на ЕМОПС за електроенергия. 5. Една преносна система е в състояние на възстановяване, когато даден ОПС, който е в състояние на извънредна ситуация или прекъсване на електроснабдяването, е започнал да задейства мерки от своя план за възстановяване. Член 19 Следене и определяне на състоянията на системата от операторите на преносни системи 1. Всеки ОПС при експлоатация в реално време определя състоянието на своята преносна система. 2. Всеки ОПС следи следните параметри на преносната система в реално време в своята контролна зона, въз основа на телеметрични измервания в реално време или на изчислени стойности от своята зона на наблюдаемост, като отчита структурните данни и данните в реално време в съответствие с член 42: а) потоците на активна и на реактивна мощност; б) напреженията на шините; в) честотата и грешката при вторично регулиране на честотата на неговата зона за РТЧ; г) резервите на активна и на реактивна енергия; и д) генерираната мощност и товара. 3. С цел да определи състоянието всеки ОПС прави анализ на извънредните ситуации поне веднъж на всеки 15 минути, следейки параметрите на преносната система, определени в съответствие с параграф 2, по отношение на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени в съответствие с член 25, и критериите за състоянията на системата, определени в съответствие с член 18. Всеки ОПС следи също така нивото на разполагаемите резерви по отношение на резервната мощност. При извършване на анализа на извънредните ситуации всеки ОПС взема предвид въздействието на коригиращите действия, както и мерките от плана за защита на системата. 4. Ако неговата преносна система не е в нормално състояние и ако това състояние на системата е класифицирано като широкомащабно, операторът на преносна система: а) информира всички ОПС за състоянието на своята преносна система посредством инструмент на информационните технологии за обмен на данни в реално време на общоевропейско равнище; и б) предоставя на други ОПС допълнителна информация за елементите на своята преносна система, които са част от тяхната зона на наблюдаемост. Член 20 Коригиращи действия при експлоатация на системата 1. Всеки ОПС се стреми да гарантира, че неговата преносна система продължава да бъде в нормално състояние, и отговаря за управлението на нарушения на експлоатационната сигурност. За да постигне тази цел, всеки ОПС разработва, подготвя и предприема коригиращи действия, като взема предвид тяхната разполагаемост, времето и ресурсите, необходими за тяхното извършване, и всякакви условия, външни за преносната система, които са от значение за всяко коригиращо действие. 2. Коригиращите действия, използвани от операторите на преносни системи при експлоатацията на системата в съответствие с параграф 1 и с членове 21 — 23 от настоящия регламент, трябва да бъдат съгласувани с коригиращите действия, взети предвид при изчисляването на преносната способност в съответствие с член 25 от Регламент (ЕС) 2015/1222. Член 21 Принципи и критерии, приложими за коригиращите действия 1. Всеки ОПС прилага следните принципи, когато извършва и координира коригиращи действия в съответствие с член 23: а) за нарушения на експлоатационната сигурност, които не е нужно да бъдат управлявани координирано, ОПС разработва, подготвя и предприема коригиращи действия (от категориите, дефинирани в член 22), за да възстанови системата в нормално състояние и да предотврати разпространяването на състоянието на повишено внимание или аварийното състояние извън контролната си зона; б) за нарушения на експлоатационната сигурност, които е нужно да бъдат управлявани координирано, ОПС разработва, подготвя и предприема коригиращи действия съгласувано с други засегнати ОПС, като следва методиката за подготвяне на коригиращи действия по координиран начин по член 76, параграф 1, буква б) и като взема предвид препоръката на координатор за регионалната сигурност в съответствие с член 78, параграф 4. 2. При избора на подходящите коригиращи действия всеки ОПС прилага следните критерии: а) предприема най-ефикасните и икономически ефективни коригиращи действия; б) предприема коригиращи действия възможно най-близко до реалното време, като държи сметка за очакваното време на задействане и спешността, свързана с проблема на експлоатацията на системата, който възнамерява да разреши; в) обмисля рисковете, произтичащи от повреди при прилагането на разполагаемите коригиращи действия, и тяхното въздействие върху експлоатационната сигурност, като например: i) рисковете от повреда или късо съединение, създавани от промени в топологията; ii) рисковете от отпадания, създавани от изменения в активната и реактивната мощност на модулите за производство на електроенергия или потребяващите съоръжения; и iii) рисковете от неизправност, създавани от поведението на оборудването; г) отдава предпочитание на коригиращи действия, които предоставят за разпределение най-голямата междузонова преносна способност, като същевременно удовлетворяват всички граници, осигуряващи експлоатационна сигурност. Член 22 Категории коригиращи действия 1. Всеки ОПС използва следните категории коригиращи действия: а) промяна на времетраенето на дадено планирано изключване или връщане в експлоатация на елементи на преносната система за постигане на експлоатационна разполагаемост на тези елементи на преносната система; б) активно въздействие върху потоците на мощност чрез: i) превключвания на отклоненията на намотките на силовите трансформатори; ii) превключвания на отклоненията на намотките на трансформаторите с фазово изместване; iii) изменение на топологиите; в) регулиране на напрежението и управление на реактивната мощност чрез: i) превключвания на отклоненията на намотките на силовите трансформатори; ii) превключване на кондензаторите и реакторите; iii) превключване на устройствата, използвани за управление на напрежението и реактивната мощност, използващи силова електроника; iv) инструктиране на присъединените към преносна система ОРС и значителните потребители на електроенергийната мрежа да блокират автоматичното регулиране на напрежението и на реактивната мощност на трансформаторите или да предприемат при своите съоръжения коригиращите действия, формулирани в подточки i) — iii), ако влошаването на напрежението застрашава експлоатационната сигурност или заплашва да доведе до срив на напрежението в преносна система; v) искане за промяна на генерираната реактивна мощност или на зададената стойност на напрежението на синхронни модули за производство на електроенергия, присъединени към преносна система; vi) искане за промяна на генерираната реактивна мощност от преобразувателите на несинхронни модули за производство на електроенергия, присъединени към преносна система; г) преизчисляване на междузоновите преносни способности за ден напред и в рамките на деня в съответствие с Регламент (ЕС) 2015/1222; д) повторно диспечиране на присъединени към преносна или разпределителна система потребители в рамките на контролната зона на оператора на преносна система, между два или повече ОПС; е) насрещна търговия между две или повече тръжни зони; ж) коригиране на потоците на активната мощност през системи за ПТВН; з) задействане на процедури за управление на отклонението на честотата; и) ограничаване, съгласно член 16, параграф 2 от Регламент № 714/2009, на вече разпределената междузонова преносна способност в извънредна ситуация, когато използването на тази преносна способност застрашава експлоатационната сигурност, всички ОПС на даден междусистемен електропровод са съгласни за такова коригиране и повторното диспечиране или насрещната търговия не са възможни; и й) когато е приложимо, добавяне на ръчно регулираното разтоварване в нормално състояние или в състояние на повишено внимание. 2. Когато е необходимо и оправдано с цел да се поддържа експлоатационната сигурност, всеки ОПС може да подготви и предприеме допълнителни коригиращи действия. ОПС докладва и обосновава тези случаи пред съответния регулаторен орган и, когато е приложимо, пред държавата членка, поне веднъж годишно, след предприемането на допълнителните коригиращи действия. Съответните доклади и обосновки също се публикуват. Европейската комисия или Агенцията може да поискат от съответния регулаторен орган да предостави допълнителна информация относно предприемането на допълнителни коригиращи действия в случаите, в които последните оказват въздействие на съседна преносна система. Член 23 Подготвяне, предприемане и координиране на коригиращи действия 1. Всеки оператор на преносна система подготвя и предприема коригиращи действия в съответствие с критериите, формулирани в член 21, параграф 2, с цел да се избегне влошаването на състоянието на системата, въз основа на следните елементи: а) следенето и определянето на състоянията на системата в съответствие с член 19; б) анализа на извънредните ситуации при експлоатация в реално време в съответствие с член 34; и в) анализа на извънредните ситуации при оперативно планиране в съответствие с член 72. 2. При подготовката и предприемането на коригиращо действие, включително повторно диспечиране или насрещна търговия съгласно членове 25 и 35 от Регламент (ЕС) 2015/1222, или на процедура от плана на оператора на преносна система за защита на системата, която засяга други ОПС, съответният ОПС оценява, при съгласуване със засегнатите ОПС, въздействието от такова коригиращо действие или мярка в рамките на и извън своята контролна зона, в съответствие с член 75, параграф 1, член 76, параграф 1, буква б) и член 78, параграфи 1, 2 и 4, и предоставя на засегнатите ОПС информацията за това въздействие. 3. При подготвянето и предприемането на коригиращи действия, които оказват въздействие върху присъединените към преносна система ЗПЕМ и оператори на разпределителни системи, всеки ОПС, ако неговата преносна система е в нормално състояние или състояние на повишено внимание, оценява въздействието на тези коригиращи действия при координиране със засегнатите ЗПЕМ и оператори на разпределителни системи и избира коригиращи действия, които допринасят за поддържане на нормално състояние и сигурна експлоатация за всички участващи страни. Всеки засегнат ЗПЕМ и ОРС предоставя на оператора на преносна система цялата необходима информация за това координиране. 4. При подготвянето и предприемането на коригиращи действия всеки ОПС, ако неговата преносна система не е в нормално състояние или в състояние на повишено внимание, координира, доколкото е възможно, такива коригиращи действия със засегнатите присъединени към преносна система ЗПЕМ и оператори на разпределителни системи, за да се поддържат експлоатационната сигурност и работоспособността на преносната система. Когато даден ОПС предприема коригиращо действие, всеки повлиян значителен потребител на електроенергийната мрежа, присъединен към преносна мрежа, и оператор на разпределителна система изпълнява указанията, дадени от оператора на преносна система. 5. Когато ограниченията имат последици само върху местното състояние в рамките на контролната зона на оператора на преносна система и не е нужно нарушаването на експлоатационната сигурност да бъде управлявано координирано, ОПС, отговарящ за неговото управление, може да реши да не предприема коригиращи действия, налагащи разходи за смекчаване на последиците. Член 24 Разполагаемост на средствата, инструментите и съоръженията на ОПС 1. Всеки ОПС гарантира разполагаемостта, надеждността и резервирането на следните позиции: а) съоръжения за следене на състоянието на преносната система, включително приложения за оценяване на състоянието и съоръжения за регулиране на товарите и честотата; б) средства за управление на комутацията на прекъсвачи, секционни прекъсвачи, трансформаторни янсенови регулатори и друго оборудване, служещо за управление на елементи на преносната система; в) средства за комуникация със залите за управление на други ОПС и КРС; г) инструменти за анализ на експлоатационната сигурност; и д) инструменти и средства за комуникация, необходими на операторите на преносни системи за улесняване на трансграничните операции на пазара на електроенергия. 2. Когато инструментите, средствата и съоръженията на оператора на преносна система, посочени в параграф 1, въздействат върху присъединените към преносна система оператори на преносни системи или ЗПЕМ, участващи в предоставянето на услуги по балансиране, спомагателни услуги, в защита или възстановяване на системата или в предаване на оперативни данни в реално време съгласно членове 44, 47, 50, 51 и 52, съответният ОПС и горепосочените ОРС и ЗПЕМ си сътрудничат и се координират, за да специфицират и осигурят разполагаемостта, надеждността и резервирането на тези инструменти, средства и съоръжения. 3. В срок от 18 месеца от датата на влизане в сила на настоящия регламент всеки ОПС приема план за непрекъснатост на дейността, в който подробно описва как реагира при загуба на инструменти от критично значение, средства и съоръжения и който съдържа разпоредби за тяхната поддръжка, заместване и разработване. Всеки ОПС преглежда поне веднъж годишно своя план за непрекъснатост на дейността и го актуализира според нуждите, както и винаги след значителна промяна на инструментите от критично значение, средствата и съоръженията или след промяна в съответните условия на експлоатация на системата. Операторът на преносна система предоставя на засегнатите оператори на разпределителни системи и ЗПЕМ частите от плана за непрекъснатост на дейността, които ги засягат. Член 25 Граници, осигуряващи експлоатационна сигурност 1. Всеки ОПС специфицира граници, осигуряващи експлоатационна сигурност, за всеки елемент на преносната си система, като взема предвид най-малко следните физически характеристики: а) граничните стойности на напрежението в съответствие с член 27; б) граничните стойности на токовете на късо съединение в съответствие с член 30; и в) граничните стойности на тока, по нагряване, включително допустимите преходни претоварвания. 2. При определянето на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, всеки ОПС взема предвид възможностите на значителните потребители на електроенергийната мрежа, за да се предотврати 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. 3. В случай на промени в един от неговите елементи на преносна система всеки ОПС валидира и, когато е необходимо, актуализира границите, осигуряващи експлоатационна сигурност. 4. За всеки междусистемен електропровод всеки ОПС се споразумява със съседния ОПС относно общи граници, осигуряващи експлоатационна сигурност, в съответствие с параграф 1. Член 26 План за сигурност за защита на критичната инфраструктура 1. Всеки ОПС специфицира, вземайки предвид член 5 от Директива 2008/114/ЕО на Съвета ( 8 ), поверителен план за сигурност, който съдържа оценка на риска на активите, притежавани или управлявани от него, в т.ч. сценарии за големи физически или кибернетични заплахи, определени от държавата членка. 2. В плана за сигурност се вземат предвид потенциални въздействия върху Европейските взаимосвързани преносни системи и са включени организационни и физически мерки, целящи намаляване на установените рискове. 3. Всеки ОПС редовно преглежда плана за сигурност, за да взема под внимание промените в сценариите за действие при заплахи и да отразява развитието на преносната система. ГЛАВА 2 Регулиране на напрежението и управление на реактивна мощност Член 27 Задължения на всички ОПС относно граничните стойности на напрежението 1. В съответствие с член 18 всеки ОПС се стреми да гарантира, че по време на нормално състояние в точките на присъединяване на преносната система напрежението остава в стабилно състояние в рамките на обхватите, посочени в таблици 1 и 2 от приложение II. 2. Ако съответният ОПС в Испания изисква в съответствие с член 16, параграф 2 от Регламент (ЕС) 2016/631 модулите за производство на електроенергия, свързани към номинално напрежение между 300 и 400 kV, да остават свързани в обхвата на напрежението от 1,05 до 1,0875 относителни единици за неограничено дълго време, този допълнителен обхват на напрежението се взема под внимание от съответния ОПС в Испания при съобразяването с параграф 1. 3. Всеки ОПС задава базовото напрежение за изразяването в относителни единици. 4. Всеки ОПС се стреми да гарантира, че по време на нормално състояние и след настъпването на извънредна ситуация напрежението остава в рамките на по-широки обхвати на напрежението за ограничено време на експлоатация, ако има споразумение за въпросните по-широки обхвати на напрежението с оператори на разпределителни системи, присъединени към преносна система, собственици на съоръжения за производство на електроенергия в съответствие с член 16, параграф 2 от Регламент (ЕС) 2016/631 или собственици на системи за ПТВН в съответствие с член 18 от Регламент (ЕС) 2016/1447. 5. Всеки ОПС се споразумява с операторите на разпределителни системи, присъединени към преносна система, и със значителните потребители на електроенергийната мрежа, присъединени към преносна система, за обхвати на напрежението в точките на присъединяване под 110 kV, ако въпросните обхвати на напрежението са от значение за поддържането на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност. Всеки ОПС се стреми да гарантира, че по време на нормално състояние и след настъпването на извънредна ситуация напрежението остава в рамките на договорения обхват. Член 28 Задължения на ЗПЕМ относно регулирането на напрежението и управлението на реактивната мощност при експлоатацията на системата 1. Не по-късно от 3 месеца след влизането в сила на настоящия регламент всички ЗПЕМ, които са модули за производство на електроенергия, присъединени към преносна система, и за които не се прилага член 16 от Регламент (ЕС) 2016/631, или които са системи за ПТВН, за които не се прилага член 18 от Регламент (ЕС) 2016/1447, информират своя ОПС за своите способности по отношение на изискванията за напрежението съгласно член 16 от Регламент (ЕС) 2016/631 или член 18 от Регламент (ЕС) 2016/1447, като обявяват своите способности във връзка с напрежението и времето, което могат да издържат без изключване. 2. ЗПЕМ, които са потребяващи съоръжения, за които не се прилагат изискванията на член 3 от Регламент (ЕС) 2016/1388, не трябва да се изключват поради смущение в рамките на обхватите на напрежението, посочени в член 27. Не по-късно от 3 месеца след влизането в сила на настоящия регламент ЗПЕМ, които са потребяващи съоръжения, присъединени към преносна система, и за които не се прилага член 3 от Регламент (ЕС) 2016/1388, информират своя ОПС за способностите си по отношение на изискванията за напрежението от приложение II към Регламент (ЕС) 2016/1388, като обявяват своите способности във връзка с напрежението и времето, което могат да издържат без изключване. 3. Всеки ЗПЕМ, който е потребяващо съоръжение, присъединено към преносна система, поддържа зададените стойности за реактивната мощност, обхватите на фактора на мощността и зададените стойности за регулирането на напрежението в обхвата, договорен с неговия ОПС в съответствие с член 27. Член 29 Задължения на всички ОПС относно регулирането на напрежението и управлението на реактивната мощност при експлоатацията на системата 1. Ако напрежението в точка на присъединяване към преносната система е извън обхватите, определени в таблици 1 и 2 от приложение II към настоящия регламент, всеки ОПС прилага коригиращите действия за регулиране на напрежението и управление на реактивната мощност в съответствие с член 22, параграф 1, буква в) от настоящия регламент с оглед възстановяване на напрежението в точката на присъединяване в рамките на обхвата, посочен в приложение II, и в рамките на времевия обхват, посочен в член 16 от Регламент (ЕС) 2016/631 и член 13 от Регламент (ЕС) 2016/1388. 2. В своя анализ на експлоатационната сигурност всеки ОПС взема предвид стойностите на напрежението, при които ЗПЕМ, присъединени към преносна система, за които не се прилагат изискванията на Регламент (ЕС) 2016/631 или Регламент (ЕС) 2016/1388, може да се изключат. 3. Всеки ОПС гарантира резерв на реактивна мощност с подходящ размер и време на реагиране, с цел да поддържа напрежението в рамките на своята контролна зона и на междусистемните електропроводи в рамките на обхватите, определени в приложение II. 4. Операторите на преносни системи, свързани помежду си чрез междусистемни електропроводи за променлив ток, специфицират съвместно адекватни правила за регулиране на напрежението с цел да гарантират, че общите граници, осигуряващи експлоатационна сигурност и установени в съответствие с член 25, параграф 4, се спазват. 5. Всеки ОПС се споразумява с всеки ОРС, присъединен към преносна система, за зададените стойности за реактивната мощност, обхватите на фактора на мощността и зададените стойности за регулирането на напрежението в точката на присъединяване между ОПС и ОРС в съответствие с член 15 от Регламент (ЕС) 2016/1388. За да гарантира, че въпросните параметри се поддържат, всеки ОРС, присъединен към преносна система, използва ресурсите си на реактивна мощност и има правото да дава инструкции за регулирането на напрежението на ЗПЕМ, присъединени към разпределителна система. 6. Всеки ОПС има право да използва всички разполагаеми способности за генериране на реактивна мощност в рамките на своята контролна зона за ефективно управление на реактивната мощност и поддържане на обхватите на напрежението, определени в таблици 1 и 2 от приложение II към настоящия регламент. 7. Всеки ОПС, пряко или непряко, при съгласуване с присъединените към преносна система ОРС, когато е приложимо, управлява ресурси на реактивна мощност в рамките на своята контролна зона, включително блокирането на автоматичното регулиране на напрежението/реактивната мощност на трансформаторите, намаляването на напрежението и изключването на товари при понижено напрежение, с цел да поддържа границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, и да предотвратява срив на напрежението на преносната система. 8. Всеки ОПС определя действията по регулиране на напрежението при съгласуване с присъединените към преносна система ЗПЕМ и оператори на разпределителни системи, както и със съседните ОПС. 9. Когато това има отношение към регулирането на напрежението и управлението на реактивната мощност на преносната система, ОПС може да изисква, при съгласуване с оператор на разпределителна система, даден присъединен към разпределителна система ЗПЕМ да следва инструкциите за регулиране на напрежението. ГЛАВА 3 Управление на тока на късо съединение Член 30 Ток на късо съединение Всеки ОПС трябва да определи: а) максималния ток на късо съединение, при който се надвишава номиналната мощност на изключване на прекъсвачите и друго оборудване; и б) минималния ток на късо съединение за правилната работа на оборудването на защитите. Член 31 Изчисляване на тока на късо съединение и съответни мерки 1. Всеки ОПС прави изчисления на токовете на късо съединение с цел да оцени въздействието на съседните ОПС, присъединените към преносна система ЗПЕМ и разпределителните системи, свързани към преносна система, включително на затворените разпределителни системи, върху големините на токовете на късо съединение в преносната система. Когато разпределителна система, свързана към преносна система, включително затворена разпределителна система, оказва въздействие върху стойностите на токовете на късо съединение, тя се включва в изчисленията на токовете на късо съединение на преносната система. 2. При извършване на изчисленията на токовете на късо съединение всеки ОПС: а) използва най-точните и качествени данни; б) взема предвид международните стандарти; и в) разглежда като основа за изчисляването на максималния ток на к.с. такива експлоатационни условия, които осигуряват възможно най-висока стойност на тока на късо съединение, включително тока на късо съединение от други преносни системи и разпределителни системи, включително затворени разпределителни системи. 3. Всеки ОПС предприема оперативни или други мерки за предотвратяване на отклонение от граничните стойности за максималния и минималния ток на късо съединение, посочени в член 30, във всички времеви интервали и при всички защитни оборудвания. Ако такова отклонение възникне, всеки ОПС предприема коригиращи действия или други мерки, за да гарантира, че граничните стойности, посочени в член 30, са установени отново. Отклонение от въпросните гранични стойности се допуска само по време на последователности на комутиране. ГЛАВА 4 Управление на потока на мощност Член 32 Гранични стойности на потока на мощност 1. Всеки ОПС поддържа потоците на мощността в границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени за случая, когато системата е в нормално състояние и след възникване на извънредна ситуация от списъка на извънредни ситуации, посочен в член 33, параграф 1. 2. В ситуация (N-1), в нормално състояние всеки ОПС поддържа потоците на мощността в рамките на допустимите преходни претоварвания, посочени в член 25, параграф 1, буква в), като е подготвил коригиращи действия, които се прилагат и извършват в рамките на времевия интервал, разрешен за допустими преходни претоварвания. ГЛАВА 5 Анализ на извънредните ситуации и действия в такива ситуации Член 33 Списъци на извънредните ситуации 1. Всеки ОПС изготвя списък на извънредните ситуации, включващ вътрешните и външните извънредни ситуации от неговата зона на наблюдаемост, като оценява дали някоя от тези непредвидени ситуации застрашава експлоатационната сигурност на контролната зона на ОПС. Списъкът на извънредните ситуации трябва да включва както обикновените извънредни ситуации, така и изключителните извънредни ситуации, открити чрез прилагането на методиката, разработена съгласно член 75. 2. За създаването на списък на извънредните ситуации всеки ОПС класифицира всяка извънредна ситуация въз основа на това дали е обикновена, изключителна или извън границите, като взема предвид вероятността за настъпването ѝ и следните принципи: а) всеки ОПС класифицира извънредните ситуации за своята собствена контролна зона; б) когато експлоатационните или климатичните условия значително увеличават вероятността за извънредна ситуация, всеки ОПС включва тази изключителна извънредна ситуация в своя списък на извънредните ситуации; и в) с цел да взема предвид изключителни извънредни ситуации с висока степен на въздействие върху своите собствени или съседните преносни системи, всеки ОПС включва такива изключителни извънредни ситуации в своя списък на извънредните ситуации. 3. Всеки присъединен към преносна система ОПС и ЗПЕМ, който е съоръжение за производство на електроенергия, предоставя цялата информация, необходима за анализ на извънредните ситуации, както се изисква от ОПС, включително прогнозни данни и данни в реално време, с евентуално агрегиране на данните в съответствие с член 50, параграф 2. 4. Всеки ОПС координира анализа си на извънредните ситуации под формата на съгласувани списъци на извънредните ситуации най-малкото с операторите на преносни системи от своята зона на наблюдаемост в съответствие с член 75. 5. Всеки ОПС уведомява операторите на преносни системи в своята зона на наблюдаемост относно външните извънредни ситуации, включени в неговия списък на извънредните ситуации. 6. Всеки ОПС уведомява достатъчно рано засегнатите ОПС в своята зона на наблюдаемост за всякакви планирани промени в топологията на елементите на неговата преносна система, които са включени като външни извънредни ситуации в списъците на извънредните ситуации на засегнатите ОПС. 7. Всеки ОПС гарантира, че данните в реално време са достатъчно точни, за да позволят сходимост на изчисленията за потокоразпределението, които се извършват в анализа на извънредните ситуации. Член 34 Анализ на извънредните ситуации 1. Всеки ОПС извършва анализ на извънредните ситуации в своята зона на наблюдаемост с цел да определи извънредните ситуации, които застрашават или могат да застрашат експлоатационната сигурност на контролната му зона, и да определи коригиращите действия, които може да са необходими за справяне с извънредните ситуации, включително смекчаването на последиците от изключителни извънредни ситуации. 2. Всеки ОПС гарантира, че евентуалните нарушавания на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност в неговата контролна зона, определени при анализа на извънредните ситуации, не застрашават експлоатационната сигурност на преносната му система или на взаимосвързани преносни системи. 3. Всеки ОПС извършва анализ на извънредните ситуации въз основа на прогнозните оперативни данни и на оперативните данни в реално време от зоната му на наблюдаемост. Отправната точка за анализа на извънредните ситуации при ситуация N е съответната топология на преносната система, която трябва да включва планови изключвания на етапите на оперативното планиране. Член 35 Справяне с извънредните ситуации 1. Всеки оператор на преносна система прави оценка на рисковете, свързани с извънредните ситуации, след като симулира всяка извънредна ситуация от списъка си на извънредните ситуации и след като прецени дали може да поддържа своята преносна система в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност при ситуация (N-1). 2. Когато прецени, че рисковете, свързани с дадена извънредна ситуация, са толкова значителни, че може да не бъде в състояние своевременно да подготви и предприеме коригиращи действия за предотвратяване на несъответствие с критерия (N-1) или че съществува риск от разпространяване на смущение в преносната система с междусистемни връзки, ОПС подготвя и предприема коригиращи действия, за да постигне съответствие с критерия (N-1) във възможно най-кратък срок. 3. В случай на ситуация (N-1), причинена от смущение в работата, всеки ОПС предприема коригиращо действие с цел да гарантира, че преносната система възстановява нормалното си състояние възможно най-бързо и че тази ситуация (N-1) става нова ситуация N. 4. ОПС не е длъжен да се съобразява с критерия (N-1) в следните ситуации: а) по време на последователности на комутиране; б) по време на периода, необходим за подготвяне и предприемане на коригиращи действия. 5. Освен ако дадена държава членка не реши друго, ОПС не е задължен да спазва критерия (N-1), докато съществуват само местни последици в рамките на контролната му зона. ГЛАВА 6 Защита Член 36 Основни изисквания за защитата 1. Всеки ОПС експлоатира своята преносна система с оборудването за защита и с резервното оборудване за защита, с цел автоматично да предотвратява разпространяването на смущения в работата, които биха могли да застрашат експлоатационната сигурност на собствената му преносна система и на свързаната към нея система. 2. Поне веднъж на всеки пет години всеки ОПС преглежда своята стратегия и концепции за защита и ги актуализира, ако е необходимо, за да гарантира правилното функциониране на оборудването за защита и поддържането на експлоатационната сигурност. 3. След действие на защитата, което е имало въздействие извън контролната зона на даден ОПС, включително върху междусистемните електропроводи, въпросният ОПС преценява дали оборудването за защита в неговата контролна зона е работило, както е планирано, и ако е необходимо, предприема коригиращи действия. 4. Всеки ОПС специфицира зададени стойности за оборудването за защита на своята преносна система, които гарантират надеждно, бързо и избирателно изключване на повреди, включително резервна защита за изключване на повреди в случай на неизправност на основната система за защита. 5. Преди въвеждане в експлоатация на оборудването за защита и резервното оборудване за защита или след всякакви промени всеки ОПС се договаря със съседните ОПС за определянето на зададени стойности за защитата за междусистемните електропроводи и се координира с въпросните ОПС преди промяна на настройките. Член 37 Специални последователности от действия за защита Когато използва специална последователност от действия за защита, ОПС: а) гарантира, че всяка специална последователност от действия за защита действа избирателно, надеждно и ефективно; б) оценява, при проектирането на специална последователност от действия за защита, последиците за преносната система в случай на неправилно функциониране, вземайки предвид въздействието върху засегнатите ОПС; в) проверява дали специалната последователност от действия за защита е с надеждност, сравнима с тази на системите за защита, използвани за основната защита на елементи на преносната система; г) експлоатира преносната система със специалната последователност от действия за защита в рамките на границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени в съответствие с член 25; и д) координира функциите, принципите за задействане и зададените стойности на специалната последователност от действия за защита със съседните ОПС и със засегнатите ОРС, присъединени към преносна система, включително със затворени разпределителни системи и засегнатите ЗПМ, присъединени към преносна система. Член 38 Следене и оценка на динамичната стабилност 1. Всеки ОПС наблюдава динамичната стабилност на преносната система чрез проучвания, провеждани извън работеща система, в съответствие с параграф 6. Всеки ОПС обменя съответните данни за следене на динамичната стабилност на преносната система с другите ОПС от неговата синхронна зона. 2. Всеки ОПС прави оценка на динамичната стабилност поне веднъж годишно, за да установи границите на стабилност и възможни проблеми със стабилността в своята преносна система. Всички ОПС от всяка синхронна зона координират оценките на динамичната стабилност, които обхващат цялата или отделни части на синхронната зона. 3. Когато правят координирани оценки на динамичната стабилност, засегнатите ОПС определят: а) обхвата на координираното изследване за оценка на динамичната стабилност, поне по отношение на модел на обща електроенергийна мрежа; б) набора от данни, които трябва да се обменят между засегнатите ОПС, за да се направи координираното изследване за оценка на динамичната стабилност; в) списък на съвместно договорени сценарии относно координираното изследване за оценка на динамичната стабилност; и г) списък на съвместно договорени извънредни ситуации или смущения в работата, чието въздействие се оценява чрез координираното изследване за оценка на динамичната стабилност. 4. В случай на проблеми със стабилността поради недостатъчно погасени междузонови колебания, въздействащи върху няколко ОПС в рамките на дадена синхронна зона, всеки ОПС участва в координираното изследване за оценка на динамичната стабилност на нивото на синхронната зона веднага щом е възможно и предоставя данните, необходими за въпросната оценка. Тази оценка се инициира и провежда от засегнатите ОПС или от ЕМОПС за електроенергия. 5. Когато ОПС открие потенциално влияние върху напрежението, синхронизма или стабилността на честотата във връзка с други взаимно свързани преносни системи, засегнатите ОПС координират методите, използвани за оценката на динамичната стабилност, осигурявайки необходимите данни, и планират съвместни коригиращи действия, целящи подобряване на стабилността, включително процедурите за сътрудничество между операторите на преносни системи. 6. При вземането на решение относно методите, използвани за оценката на динамичната стабилност, всеки ОПС прилага следните правила: а) ако по отношение на списъка на извънредните ситуации границите на стационарни условия се достигат преди границите на стабилност, ОПС основава оценката на динамичната стабилност само върху проучвания на стабилността извън работеща система, извършвани на етапа на по-дългосрочно оперативно планиране; б) ако в условия на планово изключване по отношение на списъка на извънредните ситуации границите на стационарни условия и границите на стабилност са близо една до друга или границите на стабилност се достигат преди границите на стационарни условия, ОПС прави оценка на динамичната стабилност на етапа на оперативно планиране за ден напред, докато въпросните условия остават непроменени. ОПС планира коригиращи действия, които да бъдат прилагани, ако е необходимо, при експлоатация в реално време; и в) ако преносната система е в ситуация N по отношение на списъка на извънредните ситуации и границите на стабилност се достигат преди границите на стационарни условия, ОПС прави оценка на динамичната стабилност на всички етапи на оперативното планиране и оценява повторно границите на стабилност във възможно най-кратък срок след откриване на значителна промяна в ситуацията N. Член 39 Управление на динамичната стабилност 1. Когато оценката на динамичната стабилност показва, че е налице нарушаване на границите на стабилност, операторите на преносни системи, в чиято контролна област е настъпило нарушаването, разработват, подготвят и предприемат коригиращи действия за поддържане на стабилността на преносната система. Въпросните коригиращи действия може да включват значителните потребители на електроенергийната мрежа. 2. Всеки ОПС гарантира, че времената за изключване при повреда за повреди, които могат да доведат до широкомащабна нестабилност на преносната система, са по-кратки от критичното време за изключване при повреда, изчислено от ОПС в неговите оценки на динамичната стабилност, извършени в съответствие с член 38. 3. По отношение на изискванията за минимален инерционен момент, които са от значение за стабилността на честотата на нивото на синхронната зона: а) не по-късно от две години след влизането в сила на настоящия регламент всички ОПС от въпросната синхронна зона провеждат съвместно проучване за всяка синхронна зона с цел да се установи дали трябва да бъде наложен минимално изискван инерционен момент, като се вземат предвид разходите и ползите, както и потенциални алтернативи. Всички ОПС съобщават своите проучвания на своите регулаторни органи. Всички ОПС извършват периодичен преглед и актуализират въпросните проучвания на всеки две години; б) когато проучванията, посочени в буква а), показват, че е необходимо да се дефинира минимално изискван инерционен момент, всички ОПС от засегнатата синхронна зона съвместно разработват методика за дефиниране на минимален инерционен момент, необходим за поддържане на експлоатационната сигурност и за да се предотврати нарушаването на границите на стабилност. Методиката трябва да спазва принципите на ефективност и пропорционалност, да бъде разработена в рамките на шест месеца след приключване на проучванията, посочени в буква а), и да бъде актуализирана в срок от шест месеца след като проучванията са актуализирани и са на разположение; и в) всеки ОПС пуска при експлоатация в реално време минималния инерционен момент в своята собствена контролна зона в съответствие с методиката и резултатите, дефинирани и получени в съответствие с буква б). ДЯЛ 2 ОБМЕН НА ДАННИ ГЛАВА 1 Основни изисквания относно обмена на данни Член 40 Организация, роли, отговорности и качество на обмена на данни 1. Обменът и предоставянето на данни и информация съгласно настоящия дял трябва да отразяват, доколкото е възможно, реалното и прогнозното състояние на преносната система. 2. Всеки ОПС отговаря за предоставянето и използването на висококачествени данни и информация. 3. Всеки ОПС събира следната информация за своята зона на наблюдаемост и обменя тези данни с всички други ОПС, доколкото е необходимо за провеждането на анализа на експлоатационната сигурност в съответствие с член 72: а) електропроизводство; б) потребление; в) графици; г) салдо по баланса; д) планови изключвания и топологии на подстанции; и е) прогнози. 4. Всеки ОПС представя информацията от параграф 3 като подаванията от и към всеки възел на посочения в член 64 модел на отделна електроенергийна мрежа на оператора на преносна система. 5. При съгласуване с операторите на разпределителни системи и значителните потребители на електроенергийната мрежа всеки ОПС определя приложимостта и обхвата на обмена на данни въз основа на следните категории: а) структурни данни в съответствие с член 48; б) данни за съставяне на графици и прогнозни данни в съответствие с член 49; в) данни в реално време в съответствие с членове 44, 47 и 50; и г) разпоредбите в съответствие с членове 51, 52 и 53. 6. Не по-късно от 6 месеца след влизането в сила на настоящия регламент всички ОПС трябва да постигнат съвместно споразумение относно основни организационни изисквания, роли и отговорности във връзка с обмена на данни. Въпросните организационни изисквания, роли и отговорности трябва да вземат предвид и, когато е необходимо, да допълват експлоатационните условия от методиката за данни за генериращите мощности и товарите, разработена в съответствие с член 16 от Регламент (ЕС) 2015/1222. Те се прилагат за всички разпоредби за обмен на данни в настоящия дял и включват организационни изисквания, роли и отговорности за следните елементи: а) задължения на ОПС да съобщават незабавно на всички съседни ОПС всякакви промени в настройките на защитата, граничните стойности за нагряването и техническите възможности при междусистемните електропроводи между своите контролни зони; б) задължения на операторите на разпределителни системи, директно присъединени към преносната система, да информират ОПС, към които са присъединени, в рамките на договорените срокове за всякакви промени в данните и информацията съгласно настоящия дял; в) задължения на съседните оператори на разпределителни системи и/или между ОПС, намиращ се нагоре по потока на мощността, и ОПС, намиращ се надолу по потока на мощността, да се информират взаимно в рамките на договорените срокове за всякакви промени в данните и информацията съгласно настоящия дял; г) задължения на значителните потребители на електроенергийната мрежа да информират своя ОПС или ОРС в рамките на договорените срокове за всякакви съответни промени в данните и информацията, установени съгласно настоящия дял; д) подробно съдържание на данните и информацията, установени съгласно настоящия дял, включително основни принципи, вид на данните, средства за комуникация, формат и стандарти, които да се прилагат, срокове и отговорности; е) времевите печати и честотата на подаване на данните и на информацията, предоставяни от операторите на разпределителни системи и значителните потребители на електроенергийната мрежа, които се използват от операторите на преносни системи при различните срокове. Трябва да е дефинирана честотата на обмен на информацията при данните в реално време, данните по график и актуализирането на структурни данни; и ж) формата за докладване на данните и информацията, установен съгласно настоящия дял. Организационните изисквания, роли и отговорности се публикуват от ЕМОПС за електроенергия. 7. Не по-късно от 18 месеца след влизането в сила на настоящия регламент всеки ОПС се договаря със съответните ОРС относно ефективни, ефикасни и пропорционални процедури за предоставяне и управление на обмена на данни между тях, включително, когато това е необходимо за ефективната експлоатация на мрежата, за предоставяне на данни, свързани с разпределителните системи и значителните потребители на електроенергийната мрежа. Без да се засягат разпоредбите на параграф 6, буква ж), всеки ОПС се договаря със съответните ОРС относно формата за обмена на данни. 8. Присъединените към преносна система ЗПЕМ трябва да имат достъп до данни, свързани с техните въведени в експлоатация мрежови инсталации в точката на присъединяване. 9. Всеки ОПС се договаря с присъединените към преносна система ОРС относно обхвата на допълнителната информация, която да се обменя между тях относно въведените в експлоатация мрежови инсталации. 10. Операторите на разпределителни системи с точка на присъединяване към преносна система имат право да получават съответната структурна информация, информация по график и информация в реално време от съответните ОПС и да събират съответната структурна информация, информация по график и информация в реално време от съседните ОРС. Съседните оператори на разпределителни системи определят по координиран начин обхвата на информацията, която може да бъде обменяна. ГЛАВА 2 Обмен на данни между ОПС Член 41 Обмен на структурни и прогнозни данни 1. Съседните ОПС обменят най-малко следната структурна информация, свързана със зоната на наблюдаемост: а) нормалната топология на подстанциите и други съответни данни, организирани по стойности на напрежението; б) технически данни за преносните линии; в) технически данни за трансформаторите, свързващи операторите на разпределителни системи, значителните потребители на електроенергийната мрежа, които са потребяващи съоръжения, и трансформаторите за собствени нужди на значителни потребители на електроенергийната мрежа, които са съоръжения за производство на електроенергия; г) максималната и минималната активна и реактивна мощност на значителните потребители на електроенергийната мрежа, които са модули за производство на електроенергия; д) технически данни за трансформаторите с фазово изместване; е) технически данни за системите за ПТВН; ж) технически данни за реакторите, кондензаторите и статичните компенсатори на реактивна мощност; и з) границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени от всеки ОПС в съответствие с член 25. 2. За да координират защитата на своите преносни системи, съседните ОПС обменят зададените стойности за защитата на линиите, за които извънредните ситуации са включени като външни извънредни ситуации в техните списъци на извънредните ситуации. 3. За да координира своя анализ на експлоатационната сигурност и да създаде модела на обща електроенергийна мрежа в съответствие с членове 67, 68, 69 и 70, всеки ОПС обменя най-малко с всички други ОПС от същата синхронна зона най-малко следните данни: а) топологията на преносните системи за 220 kV и по-високо напрежение в рамките на своята контролна зона; б) модел или еквивалент на преносната система с напрежение под 220 kV, със значително въздействие върху неговата собствена преносна система; в) граничните стойности за нагряването на елементите на преносната система; и г) реалистично и точно прогнозно агрегирано количество за подаването на мощност от и към (за всеки първичен енергиен източник) всеки възел от преносната система, за различни времеви интервали. 4. За да координира оценките на динамичната стабилност съгласно член 38, параграфи 2 и 4, и за да извърши тези оценки, всеки ОПС обменя с другите ОПС от същата синхронна зона или от съответната ѝ част следните данни: а) данни относно ЗПЕМ, които са модули за производство на електроенергия, които са свързани, но не само, със: i) електрическите параметри на синхронния генератор, подходящи за оценката на динамичната стабилност, включително сумарния инерционен момент; ii) моделите на защита; iii) синхронния генератор и първичния двигател; iv) описанието на повишаващия трансформатор; v) минималната и максималната реактивна мощност; vi) моделите на устройствата за регулиране на напрежението и моделите на честотата на въртене; и vii) моделите на първичен двигател и моделите на възбудителна система, подходящи за големи смущения в работата; б) данните за вида на регулирането и обхвата на регулирането на напрежението във връзка с янсеновите регулатори, включително описанието на съществуващите превключватели на отклонения на намотките под товар, както и данните за вида на регулирането и обхвата на регулирането на напрежението във връзка с повишаващите и мрежовите трансформатори; и в) данните за динамичните модели на системата или на устройството и съответното му регулиране, подходящо за големи смущения в работата, във връзка със системите за ПТВН и устройствата на ГПСПТ. Член 42 Обмен на данни в реално време 1. В съответствие с членове 18 и 19 всеки ОПС обменя с другите ОПС от същата синхронна зона следните данни за състоянието на преносната си система, използвайки информационнотехнологичния инструмент за обмен на данни в реално време на общоевропейско равнище, осигурен от ЕМОПС за електроенергия: а) честота; б) грешка при вторично регулиране на честотата; в) измерен обмен на активна мощност между зони за РТЧ; г) агрегирана подавана генерирана мощност; д) състояние на системата в съответствие с член 18; е) зададена стойност на регулатора на товарите и честотата; и ж) обмен на мощност чрез виртуални междусистемни линии. 2. Всеки ОПС обменя с другите ОПС в своята зона на наблюдаемост следните данни относно преносната си система, използвайки обмен на данни в реално време между своите системи за управление и събиране на данни (SCADA) и системите за управление на енергията: а) действителна топология на подстанциите; б) активна и реактивна мощност при точката на свързване към линията, включително за преносните, разпределителните линии и линиите, свързващи значителните потребители на електроенергийната мрежа; в) активна и реактивна мощност в точката на свързване към трансформатора, включително преносните, разпределителните трансформатори и трансформатори, свързващи значителните потребители на електроенергийната мрежа; г) активна и реактивна мощност в точката на свързване към съоръжението за производство на електроенергия; д) положения на регулиране на трансформаторите, включително на трансформаторите с фазово изместване; е) измерено или очаквано напрежение на шините; ж) реактивна мощност в точките на свързване към реакторите и кондензаторните батерии или от статичен компенсатор на реактивна мощност; и з) ограничения за възможностите за подаване на активна и реактивна мощност по отношение на зоната на наблюдаемост. 3. Всеки ОПС има право да изисква от всички ОПС от своята зона на наблюдаемост да предоставят моментни справки в реално време за прогнозните данни за състоянието от въпросната контролна зона на ОПС, ако това е от значение за експлоатационната сигурност на преносната система на изискващия ОПС. ГЛАВА 3 Обмен на данни между операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи в рамките на контролната зона на оператора на преносна система Член 43 Обмен на структурни данни 1. Всеки ОПС определя зоната на наблюдаемост на свързаните към преносна система разпределителни системи, което му е необходимо, за да може да определи точно и ефикасно състоянието на системата, въз основа на методиката, разработена в съответствие с член 75. 2. Ако даден ОПС счете, че една разпределителна система, която не е свързана към преносна система, оказва значително влияние по отношение на напрежението, потоците на мощност или други електрически параметри за представяне на поведението на преносната система, такава разпределителна система се определя от оператора на преносна система като част от зоната на наблюдаемост в съответствие с член 75. 3. Структурната информация, свързана със зоната на наблюдаемост, посочена в параграфи 1 и 2, предоставяна от всеки ОРС на оператора на преносна система, включва най-малко: а) подстанциите по напрежения; б) линиите, които свързват подстанциите, посочени в буква а); в) трансформаторите от подстанциите, посочени в буква а); г) значителните потребители на електроенергийната мрежа; и д) реакторите и кондензаторните батерии, свързани към подстанциите, посочени в буква а). 4. Всеки ОРС, присъединен към преносна система, предоставя на оператора на преносна система актуализация на структурната информация в съответствие с параграф 3 поне веднъж на всеки шест месеца. 5. Най-малко веднъж годишно всеки ОРС, присъединен към преносна система, предоставя на оператора на преносна система — за всеки първичен енергиен източник — сумарната агрегирана мощност на генериране на модулите за производство на електроенергия от тип А, за които се прилагат изискванията на Регламент (ЕС) 2016/631, и възможно най-добрите оценки на мощността на генериране на модулите за производство на електроенергия от тип А, за които не се прилага Регламент (ЕС) 2016/631 или няма дерогация от него и които са свързани към разпределителната му система, и съответната информация относно поведението на честотата им. Член 44 Обмен на данни в реално време Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки ОРС предоставя на своя ОПС в реално време информацията, свързана със зоната на наблюдаемост на последния, както е посочено в член 43, параграфи 1 и 2, която включва: а) действителната топология на подстанциите; б) активната и реактивната мощност в точката на свързване към линията; в) активната и реактивната мощност в точката на свързване към трансформатора; г) подаването на активна и реактивна мощност в точката на свързване към съоръжението за производство на електроенергия; д) положенията на отклоненията на намотките на трансформаторите, свързани към преносната система; е) напреженията на шините; ж) реактивната мощност в точките на свързване към реакторите и кондензаторните батерии; з) най-добрите налични данни за агрегирано електропроизводство за всеки първичен енергиен източник в зоната на оператора на разпределителна система; и и) най-добрите налични данни за агрегирания товар в зоната на оператора на разпределителна система. ГЛАВА 4 Обмен на данни между операторите на преносни системи, собствениците на междусистемни електропроводи или други линии и модули за производство на електроенергия, присъединени към преносната система Член 45 Обмен на структурни данни 1. За присъединен към преносната система модул за производство на електроенергия от тип D всеки ЗПЕМ, който е собственик на съоръжение за производство на електроенергия, предоставя на оператора на преносна система най-малко следните данни: а) общи данни за модула за производство на електроенергия, включително инсталирана мощност и първичен енергиен източник; б) данни за турбината и съоръжението за производство на електроенергия, включващи времето за пускане от студено и от горещо състояние; в) данни за изчисляване на токове на късо съединение; г) данни за трансформатора на съоръжението за производство на електроенергия; д) данни за РПРЧ на модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга, в съответствие с член 154; е) данни за РВРЧ на модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга, в съответствие с член 158; ж) данни за РЗ от модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга, в съответствие с член 161; з) данни, необходими за възстановяване на преносната система; и) данни и модели, необходими за извършването на динамична симулация; й) данни за защитите; к) данни, необходими за определянето на разходите за коригиращи действия в съответствие с член 78, параграф 1, буква б); когато оператор на преносна система използва пазарни механизми в съответствие с член 4, параграф 2, буква г), информирането за цените, платими от ОПС, се счита за достатъчно; л) способност за регулиране на напрежението и на реактивната мощност. 2. За присъединен към преносната система модул за производство на електроенергия от тип B или тип C всеки ЗПЕМ, който е собственик на съоръжение за производство на електроенергия, предоставя на оператора на преносна система най-малко следните данни: а) общи данни за модула за производство на електроенергия, включително инсталирана мощност и първичен енергиен източник; б) данни за изчисляване на токове на късо съединение; в) данни за РПРЧ в съответствие с определението и изискванията на член 173 за модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга; г) данни за РВРЧ на модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга; д) данни за РЗ на модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват въпросната услуга; е) данни за защитите; ж) способност за регулиране на реактивната мощност; з) данни, необходими за определянето на разходите за коригиращи действия в съответствие с член 78, параграф 1, буква б); когато оператор на преносна система използва пазарни механизми в съответствие с член 4, параграф 2, буква г), информирането за цените, платими от ОПС, се счита за достатъчно; и) данни, необходими за извършване на оценка на динамичната стабилност съгласно член 38. 3. Даден ОПС може да поиска от собственика на съоръжение за производство на електроенергия на присъединен към преносна система модул за производство на електроенергия да предостави допълнителни данни, когато е целесъобразно, с цел анализ на експлоатационната сигурност в съответствие с дял 2 от част III. 4. Всеки собственик на система за ПТВН или собственик на междусистемен електропровод предоставя на оператора на преносна система следните данни относно системата за ПТВН или междусистемния електропровод: а) паспортни данни на инсталацията; б) данни за трансформаторите; в) данни за филтрите и наборите от филтри; г) данни за компенсирането на реактивна енергия; д) способност за регулиране на активната мощност; е) способност за регулиране на реактивната мощност и на напрежението; ж) приоритизиране на активен или реактивен режим на работа, ако има; з) способност за изменение в зависимост от честотата; и) динамични модели за динамично симулиране; й) данни за защитите; и к) способност да се поддържа непрекъснатостта на електроснабдяването. 5. Всеки собственик на междусистемен електропровод за променлив ток предоставя на оператора на преносна система най-малко следните данни: а) паспортни данни на инсталацията; б) електрически параметри; в) свързани с тях защити. Член 46 Обмен на данни по график 1. Всеки ЗПЕМ, който е собственик на съоръжение за производство на електроенергия на присъединен към преносната система модул за производство на електроенергия от тип B, C или D, предоставя на оператора на преносна система най-малко следните данни: а) размери и разполагаемост на генерираната активна мощност и резервите на активна мощност, за ден напред и в рамките на деня; б) незабавно — всяка планова неразполагаемост или всяко ограничение във връзка с активната мощност; в) всякакво прогнозно ограничаване на способността за регулиране на реактивната мощност; и г) като изключение от букви а) и б) в региони с централна система за диспечерско управление — данни, поискани от ОПС за подготовката на неговия график за генериране на активна мощност. 2. Всеки оператор на система за ПТВН предоставя на операторите на преносни системи най-малко следните данни: а) график за активна мощност и разполагаемост, за ден напред и в рамките на деня; б) незабавно — своята планова неразполагаемост или ограничение във връзка с активната мощност; и в) всякакво прогнозно ограничение в способността за регулиране на реактивната мощност или напрежението. 3. Всеки оператор на междусистемен електропровод или линия за променлив ток предоставя на операторите на преносни системи данни за плановата си неразполагаемост или за ограничението си във връзка с активната мощност. Член 47 Обмен на данни в реално време 1. Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки значителен потребител на електроенергийната мрежа, който е собственик на съоръжение за производство на електроенергия на модул за производство на електроенергия от тип B, C или D, предоставя на оператора на преносна система най-малко следните данни: а) положение на прекъсвачите в точката на присъединяване или друга точка на взаимодействие, договорена с оператора на преносна система; б) активна и реактивна мощност в точката на присъединяване или друга точка на взаимодействие, договорена с оператора на преносна система; и в) за съоръжение за производство на електроенергия с консумация, различна от консумацията за собствени нужди — нетната активна и реактивна мощност. 2. Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки собственик на система за ПТВН или на междусистемен електропровод за променлив ток предоставя на операторите на преносни системи в реално време най-малко следните данни относно точката на присъединяване на системата за ПТВН или междусистемния електропровод за променлив ток: а) положение на прекъсвачите; б) експлоатационно състояние; и в) активна и реактивна мощност. ГЛАВА 5 Обмен на данни между операторите на преносни системи, операторите на разпределителни системи и модулите за производство на електроенергия, присъединени към разпределителна система Член 48 Обмен на структурни данни 1. Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки собственик на съоръжение за производство на електроенергия, за модул за производство на електроенергия, който е ЗПЕМ съгласно член 2, параграф 1, буква а), и чрез агрегиране на значителните потребители на електроенергийната мрежа съгласно член 2, параграф 1, буква д), присъединени към разпределителната система, предоставя най-малко следните данни на оператора на преносна система и оператора на разпределителна система, към който има точка на присъединяване: а) общи данни за модула за производство на електроенергия, включително инсталирана мощност и първичен енергиен източник или вид гориво; б) данни за РПРЧ в съответствие с определението и изискванията на член 173 за съоръжения за производство на електроенергия, които предлагат или извършват услугата РПРЧ; в) данни за РВРЧ за съоръжения за производство на електроенергия, които предлагат или извършват услугата РВРЧ; г) данни за РЗ за модули за производство на електроенергия, които предлагат или извършват услугата РЗ; д) данни за защитите; е) способност за регулиране на реактивната мощност; ж) способност за достъп от разстояние до прекъсвача; з) данни, необходими за извършване на динамичната симулация в съответствие с разпоредбите на Регламент (ЕС) 2016/631; и и) стойност на напрежението и местоположението на всеки модул за производство на електроенергия. 2. Всеки собственик на съоръжение за производство на електроенергия, за модул за производство на електроенергия, който е ЗПЕМ съгласно член 2, параграф 1, букви а) и д), информира оператора на преносна система и оператора на разпределителна система, към които има точка на присъединяване, в рамките на договорения срок и не по-късно от първото въвеждане в експлоатация или евентуални промени на съществуващата инсталация, относно всяка промяна на обхвата и съдържанието на данните, посочени в параграф 1. Член 49 Обмен на данни по график Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки собственик на съоръжение за производство на електроенергия, за модул за производство на електроенергия, който е ЗПЕМ съгласно член 2, параграф 1, букви а) и д), присъединен към разпределителната мрежа, предоставя най-малко следните данни на оператора на преносна система и оператора на разпределителна система, към които има точка на присъединяване: а) планираната си неразполагаемост, планираното ограничение във връзка с активната мощност и прогнозното планирано генериране на активна мощност в точката на присъединяване; б) всякакво прогнозно ограничение в способността за регулиране на реактивната мощност; и в) като изключение от букви а) и б) в региони с централна система за диспечерско управление — данни, поискани от ОПС за подготовката на неговия график за генериране на активна мощност. Член 50 Обмен на данни в реално време 1. Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки собственик на съоръжение за производство на електроенергия, за модул за производство на електроенергия, който е ЗПЕМ съгласно член 2, параграф 1, букви а) и д), присъединен към разпределителната мрежа, предоставя в реално време най-малко следните данни на оператора на преносна система и оператора на разпределителна система, към които има точка на присъединяване: а) състояние на комутационните устройства и на прекъсвачите в точката на присъединяване; и б) потоците от активна и реактивна мощност, тока и напрежението в точката на присъединяване. 2. Всеки ОПС определя, при съгласуване с отговорните оператори на разпределителни системи, кои ЗПЕМ могат да бъдат освободени от задължението пряко да предоставят в реално време данните, посочени в параграф 1, на оператора на преносна система. В такива случаи отговорните ОПС и ОРС се договарят за това агрегираните данни в реално време от засегнатите ЗПЕМ да бъдат предоставени на оператора на преносна система. Член 51 Обмен на данни между операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи относно значителни модули за производство на електроенергия 1. Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки ОРС предоставя на своя ОПС информацията, посочена в членове 48, 49 и 50, с честотата и с нивото на подробности, изисквани от ОПС. 2. Всеки ОПС предоставя на оператора на разпределителна система, към чиято разпределителна система са присъединени ЗПЕМ, информацията, посочена в членове 48, 49 и 50, както се изисква от оператора на разпределителна система. 3. Даден ОПС може да поиска допълнителни данни от собственик на съоръжение за производство на електроенергия, за модул за производство на електроенергия, който е ЗПЕМ в съответствие с член 2, параграф 1, букви а) и д), присъединен към разпределителна система, ако това е необходимо за анализа на експлоатационната сигурност и за валидирането на модели. ГЛАВА 6 Обмен на данни между оператори на преносни системи и потребяващи съоръжения Член 52 Обмен на данни между оператори на преносни системи и потребяващи съоръжения, присъединени към преносна система 1. Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки собственик на потребяващо съоръжение, присъединено към преносна система, предоставя на оператора на преносна система следните структурни данни: а) електрически данни за трансформаторите, свързани с преносната система; б) характеристики на товара на потребяващото съоръжение; и в) характеристики на регулирането на реактивната мощност. 2. Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки собственик на потребяващо съоръжение, присъединено към преносна система, предоставя на оператора на преносна система следните данни: а) планираното потребление на активна и прогнозното потребление на реактивна мощност за ден напред и в рамките на деня, включително всякакви промени на въпросните графици или прогнози; б) всякакво прогнозно ограничение в способността за регулиране на реактивната мощност; в) ако участва в реакцията на потреблението — график на обхвата на структурната си минимална и максимална мощност, който трябва да бъде съкратен; и г) по изключение от буква а) в региони с централна система за диспечерско управление — данните, поискани от ОПС за подготовката на неговия график за генериране на активна мощност. 3. Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки собственик на потребяващо съоръжение, присъединено към преносна система, предоставя в реално време на оператора на преносна система следните данни: а) активната и реактивната мощност в точката на присъединяване; и б) минималния и максималния обхват на мощността, който трябва да бъде съкратен. 4. Всеки собственик на потребяващо съоръжение, присъединено към преносна система, предоставя на своя ОПС описание на поведението си в обхватите на напрежението, посочени в член 27. Член 53 Обмен на данни между оператори на преносни системи и присъединени към разпределителна система потребяващи съоръжения или трети страни, участващи в реакцията на потреблението 1. Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки ЗПЕМ, който е потребяващо съоръжение, присъединено към разпределителна система, и който участва в реакция на потреблението, предоставяна без използването на ресурси на трета страна, предоставя следните данни по график и данни в реално време на оператора на преносна система и на оператора на разпределителна система: а) структурната минимална и максимална активна мощност, разполагаема за реакция на потреблението, както и максималната и минималната продължителност на всяко потенциално използване на тази мощност за реакция на потреблението; б) прогноза за неограничена активна мощност, разполагаема за реакция на потреблението, и всяка планирана реакция на потреблението; в) активната и реактивната мощност в реално време в точката на присъединяване; и г) потвърждение, че са приложени прогнозите за действителните стойности за реакцията на потреблението. 2. Освен ако не е предвидено друго от оператора на преносна система, всеки ЗПЕМ, който е трета страна, участваща в реакцията на потреблението, както е определено в член 27 от Регламент (ЕС) 2016/1388, предоставя на оператора на преносна система и на оператора на разпределителна система следните данни за ден напред почти в реално време и от името на всички свои присъединени към разпределителна система потребяващи съоръжения: а) структурната минимална и максимална активна мощност, разполагаема за реакция на потреблението, както и максималната и минималната продължителност на всяко потенциално задействане на реакция на потреблението в конкретна географска област, дефинирана от оператора на преносна система и оператора на разпределителна система; б) прогноза за неограничена активна мощност, разполагаема за реакцията на потреблението, и всяко планирано ниво на реакция на потреблението в конкретна географска област, дефинирана от оператора на преносна система и оператора на разпределителна система; в) активна и реактивна мощност в реално време; и г) потвърждение, че са приложени прогнозите за действителните стойности за реакцията на потреблението. ДЯЛ 3 СЪОТВЕТСТВИЕ ГЛАВА 1 Роли и отговорности Член 54 Отговорност на значителните потребители на електроенергийната мрежа 1. Всеки ЗПЕМ уведомява оператора на преносна система или оператора на разпределителна система, към които той има точка на присъединяване, за всяка планирана промяна на техническите си възможности, която може да окаже въздействие върху съответствието му с изискванията на настоящия регламент, преди нейното извършване. 2. Всеки ЗПЕМ уведомява оператора на преносна система или оператора на разпределителна система, към които той има точка на присъединяване, за всяко смущение в работата на своето съоръжение, което може да окаже въздействие върху съответствието му с изискванията на настоящия регламент, възможно най-скоро след неговото възникване. 3. Всеки ЗПЕМ уведомява оператора на преносна система или оператора на разпределителна система, към които той има точка на присъединяване, за планираните графици и процедури за изпитване, които трябва да се следват за проверката на съответствието на неговото съоръжение с изискванията на настоящия регламент, своевременно и преди да започне тяхното изпълнение. Операторът на преносна система или операторът на разпределителна система одобрява предварително и своевременно планираните графици и процедури за изпитване, като одобряването не може да бъде отказано безпричинно. Когато значителният потребител на електроенергийната мрежа има точка на присъединяване към оператора на разпределителна система и взаимодейства, съгласно параграф 2, само с оператора на разпределителна система, операторът на преносна система има право да изиска от засегнатия ОРС всякакви резултати от изпитване за съответствие, които са от значение за експлоатационната сигурност на преносната му система. 4. При поискване от оператора на преносна система или оператора на разпределителна система, съгласно член 41, параграф 2 от Регламент (ЕС) 2016/631 и член 35, параграф 2 от Регламент (ЕС) 2016/1388, значителният потребител на електроенергийната мрежа извършва изпитвания за съответствие и симулации в съответствие с въпросните регламенти по всяко време през срока на експлоатация на своето съоръжение, и по-специално след всяка повреда, промяна или замяна на оборудване, която може да окаже влияние на съответствието с изискванията на настоящия регламент по отношение на способността на съоръжението да постигне обявените стойности, времевите изисквания, приложими за въпросните стойности, и наличието или договорното предоставяне на спомагателни услуги. Трети страни, предоставящи реакция на потреблението директно на оператора на преносна система, доставчици на повторно диспечиране на модули за производство на електроенергия или потребяващи съоръжения чрез агрегиране, както и други доставчици на резерви на активна мощност гарантират, че съоръженията в техния портфейл отговарят на изискванията на настоящия регламент. Член 55 Задачи на операторите на преносни системи относно експлоатацията на системата Всеки ОПС отговаря за експлоатационната сигурност на своята контролна зона и трябва, по-специално: а) да разработва и внедрява инструменти за експлоатация на мрежата, които са от значение за неговата контролна зона и са свързани с експлоатацията в реално време и оперативното планиране; б) да разработва и въвежда инструменти и решения за предотвратяване и защита от смущения в работата; в) да използва услуги, предоставяни от трети страни, чрез обществени поръчки, когато е приложимо, като например повторно диспечиране или насрещна търговия, услуги по управление на претоварването, електропроизводствени резерви и други спомагателни услуги; г) да се съобразява със скалата за класификация на авариите, приета от ЕМОПС за електроенергия, в съответствие с член 8, параграф 3, буква а) от Регламент (ЕО) № 714/2009, и да предоставя на ЕМОПС за електроенергия информацията, необходима за изпълнение на задачите за изготвяне на скалата за класификация на авариите; и д) да следи на ежегоден принцип целесъобразността на инструментите за експлоатация на мрежата, установени съгласно букви а) и б), необходими за поддържане на експлоатационната сигурност. Всеки ОПС набелязва всякакви целесъобразни подобрения на въпросните инструменти за експлоатация на мрежата, като взема предвид годишните отчети, изготвени от ЕМОПС за електроенергия въз основа на скалата за класификация на авариите в съответствие с член 15. Всяко набелязано подобрение се привежда в изпълнение впоследствие от оператора на преносна система. ГЛАВА 2 Експлоатационни изпитвания Член 56 Цел и отговорности 1. Всеки ОПС и всеки ОРС или ЗПЕМ, присъединен към преносна система, съответно може да извършва експлоатационни изпитвания на своите елементи на преносната система и на техните съоръжения при симулирани експлоатационни условия и за ограничен период от време. При това те трябва да осигурят своевременно уведомяване преди пускането в ход на изпитването и да сведат до минимум въздействието върху експлоатацията на системата в реално време. Експлоатационните изпитвания имат за цел да осигурят: а) доказателство за съответствие с всички съответни технически и организационни разпоредби за експлоатация от настоящия регламент за нов елемент на преносната система при първото му пускане в експлоатация; б) доказателство за съответствие с всички съответни технически и организационни разпоредби за експлоатация от настоящия регламент за ново съоръжение на значителния потребител на електроенергийната мрежа или на оператор на разпределителна система при първото му пускане в експлоатация; в) доказателство за съответствие с всички съответни технически и организационни разпоредби за експлоатация от настоящия регламент при всякаква промяна на елемент на преносната система или на съоръжение на значителния потребител на електроенергийната мрежа или на оператора на разпределителна система, която е от значение за експлоатацията на системата; г) оценка на възможните отрицателни въздействия на неизправност, късо съединение или друга непланирана и неочаквана авария в експлоатацията на системата върху елемента на преносната система или върху съоръжението на значителния потребител на електроенергийната мрежа или на оператора на разпределителна система. 2. Резултатите от експлоатационните изпитвания, посочени в параграф 1, се използват от ОПС, ОРС или ЗПЕМ с цел: а) операторът на преносна система да гарантира правилното функциониране на елементите на преносната система; б) операторът на разпределителна система и значителните потребители на електроенергийната мрежа да гарантират правилното функциониране на разпределителните системи и на съоръженията на значителните потребители на електроенергийната мрежа; в) операторът на преносна система, операторът на разпределителна система или значителният потребител на електроенергийната мрежа да запазва съществуващите и да разработва нови експлоатационни практики; г) операторът на преносна система да гарантира изпълнението на спомагателни услуги; д) операторът на преносна система, операторът на разпределителна система или значителният потребител на електроенергийната мрежа да събира информация относно показателите на елементите на преносната система и съоръженията на значителните потребители на електроенергийната мрежа и операторите на разпределителни системи при всякакви условия и в съответствие с всички съответни разпоредби за експлоатация от настоящия регламент по отношение на: i) контролирано прилагане на изменения на честотата или напрежението, целящо събиране на информация относно преносната система и поведението на елементите; и ii) изпитвания на експлоатационни практики в извънредно състояние и състояние на възстановяване. 3. Всеки ОПС гарантира, че експлоатационните изпитвания не застрашават експлоатационната сигурност на преносната му система. Всяко експлоатационно изпитване може да бъде отложено или прекъснато поради непланирани условия в системата или заради безопасността на служителите, на населението, на съоръжението или апаратурата, които се изпитват, или на елементи на преносната система или на съоръженията на оператора на разпределителна система или значителния потребител на електроенергийната мрежа. 4. В случай на влошаване на състоянието на преносната система, в която се извършва експлоатационно изпитване, ОПС на въпросната преносна система има право да прекъсне експлоатационното изпитване. Ако провеждането на изпитване оказва въздействие върху друг оператор на преносна система и състоянието на системата на последния също се влошава, ОПС, ЗПЕМ или ОРС, провеждащ изпитването, след уведомяване от страна на засегнатия ОПС, незабавно прекратява експлоатационното изпитване. 5. Всеки ОПС гарантира, че резултатите от съответните експлоатационни изпитвания, проведени заедно с всички свързани с тях анализи: а) са включени в процеса на обучение и сертифициране на служителите, отговарящи за експлоатацията в реално време; б) се използват като входни данни за процеса на изследователска и развойна дейност на ЕМОПС за електроенергия; и в) се използват за подобряване на експлоатационните практики, включително на тези в извънредно състояние и състояние на възстановяване. Член 57 Извършване на експлоатационни изпитвания и анализ 1. Всеки ОПС или ОРС, към който ЗПЕМ има точка на присъединяване, си запазва правото да изпита съответствието на ЗПЕМ с изискванията на настоящия регламент, неговите очаквани входящи и изходящи мощности и неговото договорно предоставяне на спомагателни услуги по всяко време през целия срок на експлоатация на съоръжението. Процедурата за въпросните експлоатационни изпитвания се съобщава на значителния потребител на електроенергийната мрежа от оператора на преносна система или от оператора на разпределителна система своевременно преди пускането в ход на експлоатационното изпитване. 2. ОПС или ОРС, към който ЗПЕМ има точка на присъединяване, публикува списъка с информация и документи, които трябва да бъдат предоставени, както и изискванията, които да бъдат изпълнени от значителния потребител на електроенергийната мрежа, за експлоатационното изпитване за съответствие. Списъкът обхваща най-малко следната информация: а) цялата документация и сертификати на оборудване, които трябва да се представят от ЗПЕМ; б) подробна информация за техническите данни на съоръжението на ЗПЕМ от значение за експлоатацията на системата; в) изисквания за моделите за оценка на динамичната стабилност; и г) проучвания от страна на ЗПЕМ, доказващи очаквания резултат от оценката на динамичната стабилност, когато е приложимо. 3. Когато е приложимо, всеки ОПС или ОРС публикува разпределението на отговорностите на значителния потребител на електроенергийната мрежа и на оператора на преносна система или оператора на разпределителна система за експлоатационното изпитване за съответствие. ДЯЛ 4 ОБУЧЕНИЕ Член 58 Програма за обучение 1. Не по-късно от 18 месеца след влизането в сила на настоящия регламент всеки ОПС разработва и приема: а) първоначална програма за обучение за сертифициране и непрекъсната програма за непрекъснато обучение на своите служители, които отговарят за експлоатацията на преносната система в реално време; б) програма за обучение на своите служители, отговарящи за оперативното планиране. Всеки ОПС допринася за разработване и приемане на програми за обучение за служителите на съответните координатори за регионалната сигурност; в) програма за обучение на своите служители, отговарящи за балансирането. 2. Програмите за обучение на оператора на преносна система включват познания за елементите на преносната система, експлоатацията на преносната система, използването на системите и процесите на самото работно място, действията между оператори на преносни системи, пазарните договорености, разпознаването и реагирането при извънредни ситуации в експлоатацията на системата, дейностите и инструментите за оперативно планиране. 3. Служителите на ОПС, отговарящи за експлоатацията в реално време на преносната система, като част от първоначалното си обучение преминават обучение по въпросите на оперативната съвместимост между преносните системи въз основа на експлоатационния опит и обратната връзка от съвместното обучение, проведено със съседни ОПС в съответствие с член 63. Въпросното обучение по въпроси на оперативната съвместимост включва подготовката и предприемането на координирани коригиращи действия, необходими във всички състояния на системата. 4. Всеки ОПС включва в своята програма за обучение на служителите, отговарящи за експлоатацията на преносната система в реално време, честотата на обученията и следните компоненти: а) описание на елементите на преносната система; б) експлоатация на преносната система във всички състояния на системата, включително при възстановяване; в) използване на системите и процесите на самото работно място; г) координиране на действията между операторите на преносни системи и пазарните договорености; д) разпознаване и реагиране при извънредни ситуации в експлоатацията; е) съответни области на електроинженерството; ж) съответни аспекти на вътрешния пазар на електроенергия на Съюза; з) съответни аспекти на мрежовите кодекси или насоки, приети съгласно член 6 и член 18 от Регламент (ЕО) № 714/2009; и) безопасност и сигурност на хора, ядрено и друго оборудване при експлоатация на преносната система; й) сътрудничество и координация между ОПС при експлоатация в реално време и в оперативното планиране на равнище „главни зали за управление“, което се осъществява на английски език, освен ако не е посочено друго; к) съвместно обучение с присъединени към преносна система ОРС и ЗПЕМ, когато е целесъобразно; л) поведенчески умения със специално ударение върху управлението на стреса, действията на човека в критична ситуация, отговорността и уменията за мотивиране; и м) практики на оперативно планиране и инструменти, включително използваните със съответните координатори за регионалната сигурност при оперативното планиране. 5. Програмата за обучение на служители, отговарящи за оперативното планиране, включва най-малко аспектите от букви в), е), ж), з), й) и м) от параграф 4. 6. Програмата за обучение на служители, отговарящи за балансиране, включва най-малко аспектите от букви в), ж) и з) от параграф 4. 7. Всеки ОПС води ведомости за програмите за обучение на служителите за периода на трудовия им стаж. При поискване от съответния регулаторен орган всеки ОПС предоставя обхвата и подробностите за своите програми за обучение. 8. Всеки ОПС прави преглед на своите програми за обучение поне веднъж годишно и след значителни промени на системата. Всеки ОПС актуализира своите програми за обучение, за да отрази променящите се обстоятелства на експлоатация, пазарни правила, мрежова конфигурация и характеристики на системата, със специално ударение върху новите технологии, променящите се модели на производство и потребление и развитието на пазара. Член 59 Условия на обучение 1. Програмите за обучение на всеки ОПС за служители, отговарящи за експлоатацията в реално време, включват обучение на работното място и извън работеща система. Обучение на работното място се провежда под надзора на опитен служител, отговарящ за експлоатацията в реално време. Обучение извън работеща система се провежда в среда, която симулира залата за управление с особености на моделиране на мрежата на ниво, подходящо за задачите, за които е обучението. 2. Всеки ОПС трябва да внедри обучение за служителите, отговарящи за експлоатацията в реално време, въз основа на модел на своята мрежа, използващ широкообхватна база данни, със съответни данни от други мрежи поне за зоната на наблюдаемост, с ниво на детайлност, което е достатъчно да възпроизведе експлоатационни проблеми между операторите на преносни системи. Сценариите на обучение се основават на реални и симулирани условия на системата. Когато е приложимо, ролята на други ОПС, присъединени към преносна система ОРС и значителни потребители на електроенергийната мрежа също трябва да бъде симулирана, освен ако те могат да бъдат пряко представяни в съвместни обучения. 3. Всеки ОПС координира обучението извън работеща система на служителите, отговарящи за експлоатацията в реално време, с присъединени към преносната система ОРС и ЗПЕМ по отношение на въздействието на техните съоръжения върху експлоатацията на преносната система в реално време, по широкообхватен и пропорционален начин, при отразяване на актуалната мрежова топология и характеристиките на вторичното оборудване. Когато това има отношение, операторите на преносни системи, присъединените към преносната система ОРС и ЗПЕМ провеждат съвместни симулации за обучение извън работеща система или семинари за обучение. Член 60 Координатори на обученията и обучаващи 1. Отговорностите на координатора на обучения включват разработване, наблюдение и актуализиране на програмите за обучение, както и определяне на: а) квалификациите и процеса на подбор за служителите на ОПС, които ще се обучават; б) обучението, което се изисква за сертифицирането на служителите на системния оператор, отговарящи за експлоатацията в реално време; в) процедурите, включително съответната документация, за първоначалната програма за обучение и програмите за непрекъснато обучение; г) процедурата за сертифицирането на служителите на системния оператор, отговарящи за експлоатацията, в реално време; и д) процедурата за удължаване на даден период на обучение и сертифициране за служителите на системния оператор, отговарящи за експлоатацията в реално време. 2. Всеки ОПС определя уменията и нивото на компетентност на обучаващите на работното място. Обучаващите на работното място трябва да са с подходящо ниво на експлоатационен опит след сертифицирането си. 3. Всеки ОПС трябва да има регистър на служителите на системния оператор, отговарящи за експлоатацията в реално време, които изпълняват функциите на обучаващи на работното място, и преразглежда тяхната способност да осигуряват практическо обучение при вземането на решение относно удължаването на срока на действие на тяхното сертифициране. Член 61 Сертифициране на служителите на системния оператор, отговарящи за експлоатацията в реално време 1. Дадено лице може да стане служител на системен оператор, отговарящ за експлоатацията в реално време, при условие че бъде обучено и впоследствие сертифицирано от назначен представител от неговия ОПС за въпросните задачи в рамките на срока, определен в програмата за обучение. Един служител на системен оператор, отговарящ за експлоатацията в реално време, не може да работи без надзор в залата за управление, освен ако не е сертифициран. 2. До 18 месеца след влизането в сила на настоящия регламент всеки ОПС определя и внедрява процедура, включваща нивото на компетентност, за сертифициране на служителите на системния оператор, отговарящи за експлоатацията в реално време. 3. Служителите на ОПС, отговарящи за експлоатацията в реално време, се сертифицират след успешно официално оценяване, което включва устен и/или писмен изпит и/или практическа оценка по предварително определени критерии за успех. 4. ОПС съхранява копие от издадения сертификат и на официалните резултати от оценяването. При поискване от регулаторния орган ОПС предоставят копие на записите от изпита за сертифициране. 5. Всеки ОПС записва срока на валидност на сертификата, издаден на служител, отговарящ за експлоатацията в реално време. 6. Всеки ОПС определя максималния срок на сертифицирането, който не може да превишава пет години, но може да бъде удължаван въз основа на критерии, определени от всеки ОПС, и може да взема предвид участието на служителите, отговарящи за експлоатацията в реално време, в програма за непрекъснато обучение с достатъчен практически опит. Член 62 Общ език за комуникация между служителите на системния оператор, отговарящи за експлоатацията в реално време 1. Освен ако не е договорено друго, общият език за комуникация между служителите на даден оператор на преносна система и тези на съседните ОПС е английски. 2. Всеки ОПС обучава своите съответни служители на системен оператор с цел постигане на достатъчни умения в общите езици за комуникация, договорени със съседните ОПС. Член 63 Сътрудничество между операторите на преносни системи относно обучението 1. Всеки ОПС организира редовни сесии за обучение със съседните си ОПС за подобряване на познаването на характеристиките на съседните преносни системи, както и на комуникацията и координацията между служителите на съседните ОПС, отговарящи за експлоатацията в реално време. Обучението във взаимодействие с други ОПС включва подробно познаване на координираните действия, изисквани във всяко състояние на системата. 2. Всеки ОПС определя, в сътрудничество най-малко със съседните ОПС, необходимостта и честотата за съвместни сесии за обучение, включително минималните съдържание и обхват на тези сесии, като взема предвид нивото на взаимно влияние и необходимото сътрудничество по експлоатацията. Това обучение във взаимодействие с други ОПС може да включва, но не се ограничава до, съвместни семинари за обучение и съвместни обучения със симулации. 3. Всеки ОПС участва с други ОПС най-малко веднъж годишно в сесии за обучение по въпросите на управлението на въпроси, възникващи между операторите на преносни системи при експлоатация в реално време. Честотата се определя, като се вземат предвид нивото на взаимно влияние на преносните системи и видът на междусистемното свързване — връзки за ПТ/ПрТ. 4. Всеки ОПС обменя опит от експлоатацията в реално време, включително посещения и обмен на опит между служители на системния оператор, отговарящи за експлоатацията в реално време, със своите съседни ОПС, с всеки ОПС, с който има или е имал взаимодействие във връзка с експлоатацията, и със съответните координатори за регионалната сигурност. ЧАСТ III ОПЕРАТИВНО ПЛАНИРАНЕ ДЯЛ 1 ДАННИ ЗА АНАЛИЗА НА ЕКСПЛОАТАЦИОННАТА СИГУРНОСТ ПРИ ОПЕРАТИВНОТО ПЛАНИРАНЕ Член 64 Общи разпоредби относно моделите на отделна и на обща мрежа 1. За извършването на анализа на експлоатационната сигурност съгласно дял 2 от настоящата част всеки ОПС изготвя модели на отделни електроенергийни мрежи в съответствие с методиките, установени в приложение на член 17 от Регламент 2015/1222 и член 18 от Регламент (ЕС) 2016/1719 за всеки от следните времеви интервали, прилагайки формата на данните, установен съгласно член 114, параграф 2: а) за година напред, в съответствие с членове 66, 67 и 68; б) когато е приложимо, за седмица напред, в съответствие с член 69; в) за ден напред, в съответствие с член 70; и г) в рамките на деня, в съответствие с член 70. 2. Моделите на отделна електроенергийна мрежа следва да включват структурните информация и данни, посочени в член 41. 3. Всеки ОПС изгражда моделите на отделни електроенергийни мрежи и всеки координатор за регионалната сигурност допринася за изграждането на моделите на обща електроенергийна мрежа, прилагайки формата на данните, установен съгласно член 114, параграф 2. Член 65 Сценарии за година напред 1. Всички ОПС разработват съвместно общ списък на сценарии за година напред, спрямо които те оценяват експлоатацията за следващата година на преносната система с междусистемни връзки. Тези сценарии трябва да позволяват идентифицирането и оценяването на влиянието на преносната система с междусистемни връзки върху експлоатационната сигурност. Сценариите включват следните променливи: а) потребление на електроенергия; б) условията, свързани с приноса на възобновяемите енергийни източници; в) определени позиции на внос/износ, включително договорени еталонни стойности, които позволяват задачата по обединяването; г) модела на генериране, при напълно разполагаем производствен парк; д) развитието на електроенергийната мрежа за година напред. 2. При разработването на общия списък на сценарии ОПС вземат предвид следните елементи: а) типичните модели на трансграничен обмен за различни нива на потребление и на производство на енергия от възобновяеми и конвенционални източници; б) вероятността за възникването на сценариите; в) потенциалните отклонения от границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, за всеки сценарий; г) стойността на мощността, генерирана и потребявана от съоръженията за производство на електроенергия и потребяващите съоръжения, свързани към разпределителни системи. 3. Когато ОПС не успеят да създадат общия списък на сценарии, посочен в параграф 1, те използват следните сценарии по подразбиране: а) зимен максимум, 3-та сряда на януари от текущата година, 10:30 централноевропейско време (ЦЕВ); б) зимен минимум, 2-ра неделя на януари от текущата година, 03:30 ЦЕВ; в) пролетен максимум, 3-та сряда на април от текущата година, 10:30 ЦЕВ; г) пролетен минимум, 2-ра неделя на април от текущата година, 03:30 ЦЕВ; д) летен максимум, 3-та сряда на юли от предишната година, 10:30 ЦЕВ; е) летен минимум, 2-ра неделя на юли от предишната година, 03:30 ЦЕВ; ж) есенен максимум, 3-та сряда на октомври от предишната година, 10:30 ЦЕВ; з) есенен минимум, 2-ра неделя на октомври от предишната година, 03:30 ЦЕВ; 4. ЕМОПС за електроенергия публикува не по-късно от 15 юли всяка година общия списък на сценариите, определени за следващата година, включително описание на тези сценарии и периода, през който те да се използват. Член 66 Модели на отделна електроенергийна мрежа за година напред 1. Всеки ОПС определя модел на отделна електроенергийна мрежа за година напред за всеки от сценариите, разработени съгласно член 65, като използва най-добрите си прогнози за променливите, дефинирани в член 65, параграф 1. Всеки ОПС публикува своите модели на отделна електроенергийна мрежа за година напред в средата за данни за оперативното планиране на ЕМОПС за електроенергия в съответствие с член 114, параграф 1. 2. При дефинирането на своя модел на отделна електроенергийна мрежа за година напред всеки ОПС: а) се договаря със съседните ОПС за прогнозния поток на мощност по системите за ПТВН, свързващи техните контролни зони; б) балансира за всеки сценарий сумата от: i) нетните обмени по линии за ПрТ; ii) прогнозните потоци на мощност по системи за ПТВН; iii) товара, включително прогноза за загубите; и iv) електропроизводството. 3. Всеки ОПС включа в своите модели на отделна електроенергийна мрежа за година напред агрегираните генерирани мощности от съоръжения за производство на електроенергия, присъединени към разпределителни системи. Въпросните агрегирани генерирани мощности трябва: а) да са съгласувани със структурните данни, предоставени в съответствие с изискванията на членове 41, 43, 45 и 48; б) да са съгласувани със сценариите, разработени в съответствие с член 65; и в) да разграничават между видовете първични енергийни източници. Член 67 Модели на обща електроенергийна мрежа за година напред 1. Не по-късно от 6 месеца след влизането в сила на настоящия регламент всички ОПС съвместно разработват предложение за методика за изграждането на модели на обща електроенергийна мрежа за година напред от моделите на отделни електроенергийни мрежи, създадени в съответствие с член 66, параграф 1, както и за съхраняването им. Методиката взема предвид и допълва, когато е необходимо, експлоатационните условия от методиката за модел на обща електроенергийна мрежа, разработена в съответствие с член 17 от Регламент (ЕС) 2015/1222 и член 18 от Регламент (ЕС) 2016/1719, по отношение на следните елементи: а) сроковете за събирането на моделите на отделни електроенергийни мрежи за година напред, за обединяването им в модел на обща електроенергийна мрежа и за съхраняването на моделите на отделни електроенергийни мрежи и на обща електроенергийна мрежа; б) контрола на качеството на моделите на отделни електроенергийни мрежи и на обща електроенергийна мрежа, който да бъде внедрен, с цел да се осигури тяхната пълнота и последователност; и в) коригирането и усъвършенстването на моделите на отделни електроенергийни мрежи и на обща електроенергийна мрежа, внедрявайки най-малко контрола на качеството, посочен в буква б). 2. Всеки ОПС има право да изисква от друг ОПС всякаква информация относно промени в топологията на мрежата или относно договорености за експлоатацията, като например зададени стойности за защитите или последователности от действия за защита, диаграми за единични линии и конфигурация на подстанции или допълнителни модели на електроенергийната мрежа, свързани с осигуряването на точно представяне на преносната система, за извършването на анализ на експлоатационната сигурност. Член 68 Актуализирания на моделите на отделни и обща електроенергийна мрежа за година напред 1. Когато ОПС промени или съобщи за промяна на своите най-добри оценки за променливите, използвани за определяне на неговия модел на отделна електроенергийна мрежа за година напред, създаден в съответствие с член 66, параграф 1, която е от значение за експлоатационната сигурност, той следва да актуализира своя модел на отделна електроенергийна мрежа за година напред и да го публикува в средата за данни за оперативното планиране на ЕМОПС за електроенергия. 2. Всеки път когато се актуализира моделът на отделна електроенергийна мрежа, моделът на обща електроенергийна мрежа за година напред трябва да бъде съответно актуализиран при прилагане на методиката, определена в съответствие с член 67, параграф 1. Член 69 Модели на отделни електроенергийни мрежи и на обща електроенергийна мрежа за седмица напред 1. Когато два или повече ОПС счетат това за необходимо, те определят най-представителните сценарии за координиране на анализа на експлоатационната сигурност на своята преносна система за времевия интервал за седмица напред и разработват методика за обединяване на моделите на отделни електроенергийни мрежи, аналогична на методиката за изграждане на модела на обща електроенергийна мрежа за година напред от моделите на отделни електроенергийни мрежи за година напред в съответствие с член 67, параграф 1. 2. Всеки ОПС, посочен в параграф 1, установява или актуализира своите модели на отделни електроенергийни мрежи за седмица напред съгласно сценариите, определени в съответствие с параграф 1. 3. ОПС, посочени в параграф 1, или третите страни, на които е възложена задачата, посочена в параграф 1, изграждат моделите на обща електроенергийна мрежа за седмица напред, следвайки методиката, разработена в съответствие с параграф 1, и използвайки моделите на отделни електроенергийни мрежи, установени в съответствие с параграф 2. Член 70 Методика за изграждане на модели на обща електроенергийна мрежа за времевите интервали „за ден напред“ и „в рамките на деня“ 1. Не по-късно от 6 месеца след влизането в сила на настоящия регламент всички ОПС съвместно разработват предложение за методика за изграждането на модели на обща електроенергийна мрежа за времевите интервали „за ден напред“ и „в рамките на деня“ от моделите на отделни електроенергийни мрежи, както и за съхраняването им. Въпросната методика взема предвид и, когато е необходимо, допълва експлоатационните условия от методиката за модел на обща електроенергийна мрежа, разработена в съответствие с член 17 от Регламент (ЕС) 2015/1222, по отношение на следните елементи: а) определение за времевите печати; б) сроковете за събирането на моделите на отделни електроенергийни мрежи, за обединяването им в модела на обща електроенергийна мрежа и за съхраняването на модели на отделни електроенергийни мрежи и на обща електроенергийна мрежа. Сроковете следва да бъдат съвместими с регионалните процеси, установени за подготвянето и предприемането на коригиращи действия; в) контрола на качеството на моделите на отделни електроенергийни мрежи и модела на обща електроенергийна мрежа, който да бъде внедрен, за да се осигури тяхната пълнота и последователност; г) коригирането и усъвършенстването на моделите на отделни електроенергийни мрежи и на обща електроенергийна мрежа, внедрявайки най-малко контрола на качеството, посочен в буква в); и д) обработката на допълнителна информация, свързана с договорености за експлоатацията, като например зададени стойности за защитите или последователности от действия за защита, диаграми за единични линии и конфигурация на подстанции с цел управление на експлоатационната сигурност. 2. Всеки ОПС създава модели на отделни електроенергийни мрежи за времевите интервали „за ден напред“ и „в рамките на деня“ в съответствие с параграф 1 и ги публикува в средата за данни за оперативното планиране на ЕМОПС за електроенергия. 3. При създаването на моделите на отделни електроенергийни мрежи за времевите интервали „за ден напред“ и „в рамките на деня“, посочени в параграф 2, всеки ОПС включва: а) актуалните прогнози за товарите и електропроизводството; б) наличните резултати от процедурите за сделки за ден напред и в рамките на деня; в) наличните резултати от задачите за съставяне на график, описани в дял 6, част III; г) за съоръжения за производство на електроенергия, присъединени към разпределителни системи, агрегираната генерирана активна мощност, разграничена според вида на първичния енергиен източник, в съответствие с данните, предоставени в съответствие с членове 40, 43, 44, 48, 49 и 50; д) актуална топология на преносната система. 4. Всички коригиращи действия, за които вече е взето решение, се включват в моделите на отделни електроенергийни мрежи за времевите интервали „за ден напред“ и „в рамките на деня“ и трябва да са явно отличими от подаванията от и към тях, определени в съответствие с член 40, параграф 4, и от мрежовата топология без прилагане на коригиращи действия. 5. Всеки ОПС оценява точността на променливите от параграф 3 чрез сравняването им с техните действителни стойности, съобразявайки се с принципите, определени съгласно член 75, параграф 1, буква в). 6. Ако в резултат на оценката, посочена в параграф 5, даден ОПС счете, че точността на променливите е недостатъчна за оценяване на експлоатационната сигурност, той трябва да определи причините за неточността. Ако причините зависят от процедурите на оператора на преносна система за създаване на моделите на отделни електроенергийни мрежи, въпросният ОПС преразглежда тези процедури, за да получи по-точни резултати. Ако причините зависят от променливи, предоставяни от други страни, въпросният ОПС, заедно с тези други страни, се стреми да осигури точността на въпросните променливи. Член 71 Контрол на качеството за модели на електроенергийна мрежа При дефиниране на контролите на качеството в съответствие с член 67, параграф 1, буква б) и член 70, параграф 1, буква в) всички ОПС съвместно определят контролите, целящи поне да се провери: а) съгласуваността на състоянието на връзката на междусистемните електропроводи; б) дали стойностите на напрежението са в рамките на обичайните експлоатационни стойности за елементите на преносната система, които имат влияние върху други контролни зони; в) съгласуваността на допустимите преходни претоварвания на междусистемните електропроводи; и г) дали подаванията от и към мрежата на активна мощност и реактивна мощност са съвместими с обичайните експлоатационни стойности. ДЯЛ 2 АНАЛИЗ НА ЕКСПЛОАТАЦИОННАТА СИГУРНОСТ Член 72 Анализ на експлоатационната сигурност при оперативното планиране 1. Всеки ОПС извършва координирани анализи на експлоатационната сигурност най-малко за следните времеви интервали: а) за година напред; б) за седмица напред, когато е приложимо в съответствие с член 69; в) за ден напред; и г) в рамките на деня. 2. При извършване на координирани анализи на експлоатационната сигурност операторът на преносна система прилага методиката, приета съгласно член 75. 3. За да извършва анализи на експлоатационната сигурност, при ситуация N, всеки ОПС симулира всяка извънредна ситуация от списъка си на извънредните ситуации, съставен в съответствие с член 33, и се уверява, че при ситуация (N-1) в неговата контролна зона няма излизане извън границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, определени в съответствие с член 25. 4. Всеки ОПС извършва своите анализи на експлоатационната сигурност, използвайки най-малко моделите на обща електроенергийна мрежа, създадени в съответствие с членове 67, 68, 70 и, когато е приложимо, член 69, и при извършването на въпросните анализи взема предвид плановите изключвания. 5. Всеки ОПС споделя резултатите от своя анализ на експлоатационната сигурност най-малко с операторите на преносни системи, чиито елементи са включени в зоната на наблюдаемост на този ОПС и върху които според въпросния анализ на експлоатационната сигурност се оказва въздействие, за да се даде възможност на горепосочените ОПС да се уверят, че в рамките на техните контролни зони границите, осигуряващи експлоатационна сигурност, се спазват. Член 73 Анализ на експлоатационната сигурност за година напред до включително седмица напред 1. Всеки ОПС извършва анализи на експлоатационната сигурност за година напред и, когато е приложимо, за седмица напред с цел да открие най-малко следните ограничения: а) потоците на мощност и напрежението, надвишаващи границите, осигуряващи експлоатационна сигурност; б) нарушавания на границите на стабилност на преносната система, установени в съответствие с член 38, параграфи 2 и 6; и в) нарушавания на праговете за тока на късо съединение на преносната система. 2. Когато даден ОПС открие евентуално ограничение, той разработва коригиращи действия в съответствие с членове 20 — 23. Ако няма възможност за коригиращи действия без разходи и ограничението е свързано с планираната неразполагаемост на някои значими активи, ограничението представлява несъвместимост в планирането на изключванията и операторът на преносна система започва координиране на изключванията в съответствие с член 95 или 100 в зависимост от момента от годината, в който това действие се започва. Член 74 Анализ на експлоатационната сигурност за времевите интервали „за ден напред“, „в рамките на деня“ и „близко до реалното време“ 1. Всеки ОПС извършва анализи на експлоатационната сигурност за времевите интервали „за ден напред“, „в рамките на деня“ и „близко до реалното време“, за да открие евентуални ограничения и да подготви и предприеме коригиращи действия с всички други заинтересовани ОПС и, ако е приложимо, със засегнати оператори на разпределителни системи или значителни потребители на електроенергийната мрежа. 2. Всеки ОПС следи прогнозите за товарите и електропроизводството. Когато въпросните прогнози показват значителни отклонения в товарите и електропроизводството, ОПС актуализира своя анализ на експлоатационната сигурност. 3. Когато извършва в анализ на експлоатационната сигурност почти в реално време в своята зона на наблюдаемост, всеки ОПС прилага оценяване на състоянието. Член 75 Методика за координиране на анализа на експлоатационната сигурност 1. Не по-късно от 12 месеца след влизането в сила на настоящия регламент всички ОПС разработват съвместно предложение за методика за координиране на анализа на експлоатационната сигурност. Въпросната методика цели стандартизиране на анализа на експлоатационната сигурност най-малко за всяка синхронна зона и включва най-малко: а) методи за оценка на влиянието на елементи на преносната система и на значителни потребители на електроенергийната мрежа, намиращи се извън контролната зона на оператора на преносна система, с цел откриване на елементите, включени в зоната на наблюдаемост на оператора на преносна система, и праговете на въздействие на извънредните ситуации, над които извънредни ситуации за тези елементи представляват външни извънредни ситуации; б) принципи за общ подход за оценка на риска, обхващащи, за извънредните ситуации, посочени в член 33, като минимум: i) съответната вероятност; ii) допустимите преходни претоварвания; и iii) въздействието на извънредните ситуации; в) принципите за оценка и справяне с неопределеностите на електропроизводството и товарите, като се взема предвид резервът за надеждност в съответствие с член 22 от Регламент (ЕС) 2015/1222; г) изискванията за координирането и обмена на информация между координаторите за регионалната сигурност във връзка със задачите, изброени в член 77, параграф 3; д) ролята на ЕМОПС за електроенергия в управлението на общи инструменти, подобряването на правилата за качеството на данните, наблюдението на методиката за координиран анализ на експлоатационната сигурност и общите разпоредби за координиране на регионалната експлоатационна сигурност във всеки регион за изчисляване на преносната способност. 2. Методите, посочени в параграф 1, буква а), трябва да позволяват откриването на всички елементи в зоната на наблюдаемост на даден ОПС, които са елементи на мрежата на други ОПС или на присъединени към преносна система ОРС, модули за производство на електроенергия или потребяващи съоръжения. Въпросните методи вземат предвид следните елементи на преносната система и характеристики на значителните потребители на електроенергийната мрежа: а) състоянието на свързаност или електрическите стойности (като напрежения, потоци на мощност, синхронизъм), които влияят значително върху точността на резултатите от оценяването на състоянието в контролната зона на оператора на преносна система, над общите прагове; б) състоянието на свързаност или електрическите стойности (като напрежения, потоци на мощност, синхронизъм), които влияят значително върху точността на резултатите от анализа на експлоатационната сигурност от оператора на преносната система, над общите прагове; и в) изискването да се гарантира адекватно представяне на свързаните елементи в зоната на наблюдаемост на оператора на преносна система. 3. Стойностите, посочени в букви а) и б) от параграф 2, се определят чрез ситуации, представителни за различните условия, които могат да се очакват, характеризиращи се с променливи, като ниво и модел на електропроизводство, ниво на трансграничен обмен на електроенергия и отпадания на активи. 4. Методите, посочени в параграф 1, буква а), трябва да позволяват откриването на всички елементи на списъка на извънредните ситуации на даден ОПС, които са със следните характеристики: а) всеки елемент оказва въздействие върху електрическите стойности (като напрежения, потоци на мощност, синхронизъм) в контролната зона на оператора на преносна система, по-голямо от общите прагове на въздействие на извънредните ситуации, което означава, че отпадането на този елемент може да повлияе значително на резултатите от анализа на извънредните ситуации, извършен от оператора на преносна система; б) изборът на праговете на въздействие на извънредните ситуации трябва да сведе до минимум риска от това, при възникване на извънредна ситуация в контролната зона на друг ОПС, която не е в списъка на външните извънредни ситуации на оператора на преносна система, да се стигне до поведение на системата на оператора на преносна система, считано за неприемливо за който и да било елемент от неговия списък на вътрешни извънредни ситуации, като например извънредно състояние; в) оценката на такъв риск се основава на ситуации, представителни за различните условия, които могат да се очакват, характеризиращи се с променливи, като ниво и модел на електропроизводство, нива на обмен, отпадания на активи. 5. Принципите за общ подход за оценка на риска, посочени в параграф 1, буква б), трябва да определят критерии за оценката на сигурността на системата с междусистемни връзки. Въпросните критерии се определят въз основа на хармонизирано ниво за максимално приемливия риск на базата на анализ на сигурността на различните ОПС. Въпросните принципи се отнасят за: а) последователността в определението за изключителните извънредни ситуации; б) оценяването на вероятността за изключителни извънредни ситуации и тяхното въздействие; и в) вземането предвид на изключителните извънредни ситуации в списъка на извънредните ситуации на даден ОПС, когато тяхната вероятност надвишава общия праг. 6. Принципите за оценяване и справяне с неопределеностите, посочени в параграф 1, буква в), трябва да предвиждат задържането на въздействието на неопределеностите по отношение на електропроизводството или потреблението под приемливо и хармонизирано максимално ниво за анализа на експлоатационната сигурност на всеки ОПС. Въпросните принципи определят: а) хармонизирани условия, при които един ОПС актуализира своя анализ на експлоатационната сигурност. В условията се вземат предвид съответни аспекти, като времевия хоризонт на прогнозите за електропроизводството и потреблението, нивото на промяна на прогнозните стойности в рамките на контролната зона на оператора на преносна система или в рамките на контролната зона на други ОПС, местоположение на електропроизводството и товарите, предходните резултати от неговия анализ на експлоатационната сигурност; и б) минимална честота на актуализиране на прогнозата за електропроизводството и потреблението, в зависимост от тяхната изменчивост и от инсталираната мощност на недиспечируемо електропроизводство. Член 76 Предложение за координиране на регионалната експлоатационна сигурност 1. Не по-късно от 3 месеца след одобряването на методиката за координиране на анализа на експлоатационната сигурност от член 75, параграф 1 всички ОПС от всеки регион за изчисляване на преносната способност съвместно разработват предложение за общи разпоредби за координиране на регионалната експлоатационна сигурност, които следва да бъдат прилагани от координатора за регионалната сигурност и операторите на преносни системи от региона за изчисляване на преносната способност. Предложението е съобразено с методиките за координиране на анализа на експлоатационната сигурност, разработени в съответствие с член 75, параграф 1, и допълва, когато е необходимо, методиките, разработени в съответствие с членове 35 и 74 от Регламент (ЕС) 2015/1222. Предложението определя: а) условията и честотата на координирането в рамките на деня на анализа на експлоатационната сигурност и на актуализациите на модела на обща електроенергийна мрежа от координатора за регионалната сигурност; б) методиката за подготвянето на коригиращи действия, управлявано по координиран начин, вземайки предвид тяхното трансгранично значение, както е определено в съответствие с член 35 от Регламент 2015/1222, вземайки предвид изискванията по членове 20 — 23 и определяйки най-малко: i) процедурата за обмен на информацията за разполагаемите коригиращи действия между съответните оператори на преносни системи и координатора за регионалната сигурност; ii) класифицирането на ограниченията и коригиращите действия в съответствие с член 22; iii) определянето на най-ефикасните и и