Държавен вестник, бр. 6, 2014 г., стр. 44

СТР.  44	
Д Ъ Р Ж А В Е Н  В Е С Т Н И К 	
БРОЙ  6
настройката на мъртвата зона за всеки блок в 
електроцентралите се задава от оператора на 
електропреносната мрежа;
3. зона на нечувствителност, в която турбин-
ният регулатор и силовите органи за управление 
на турбината конструктивно не могат да реагират 
при промяна на честотата; тя се определя от 
конструкцията на системата за автоматично ре-
гулиране на оборотите на турбината и не трябва 
да надвишава диапазона от ± 10 mHz;
4. размерът на резерва за първично регулиране 
при термичните електроцентрали се задава от 
оператора на електропреносната мрежа в зави-
симост от техническите характеристики на енер-
гийния блок; при ВЕЦ, участващи в първичното 
регулиране, резервът за първично регулиране не 
се ограничава изкуствено;
5. цялата договорена мощност за първично 
регулиране трябва да се активира при честотно 
отклонение от ± 200 mHz за време, което не 
трябва да бъде по-голямо от 30 s от момента на 
възникване на смущението по честота;
6. генериращият блок трябва да бъде в състоя-
ние да поддържа активирания резерв за първично 
регулиране през цялото време на отклонение 
на честотата на електроенергийната система от 
зададената;
7. допуска се грешка на устройствата за ло-
кално измерване на честота за нуждите на пър-
вичното регулиране не по-голяма от ± 10 mHz.
(4) Операторът на електропреносната мрежа 
планира резерва за първично регулиране на 
базата на следните критерии:
1. при паралелна работа на електроенергийната 
система на България с други електроенергийни 
системи сумарната величина на резерва за пър-
вично регулиране в електроенергийната система 
на България трябва да бъде в съответствие с 
определената в действащите споразумения за 
паралелна работа за съответната година;
2. при самостоятелна работа на електро­
енергийната система на България резервът за 
първично регулиране трябва да бъде не по-малък 
от възможния дефицит на активна мощност, 
който може да възникне в електро­енергийната 
система на България при аварийно изключване 
на генераторна мощност;
3. общият резерв за първично регулиране тряб-
ва да бъде разпределен, доколкото е възможно, 
равномерно между енергийните блокове, които 
могат да го предоставят, като се отчитат техните 
икономически показатели и техническите им 
характеристики.
(5) Операторът на електропреносната мрежа 
определя производителите на електроенергия от 
системно значение, които трябва да участват в 
първичното регулиране.
(6) Първичното регулиране на определените 
от оператора на електропреносната мрежа ВЕЦ 
трябва да е активирано постоянно.
(7) Времето на непълноценно участие в пър-
вично регулиране се санкционира в съответствие 
с условията на договора за достъп с оператора 
на електропреносната мрежа.
Чл. 98. (1) Вторичното регулиране на чес-
тотата и обменните мощности се осъществява 
чрез автоматична промяна на брутната активна 
мощност на генераторите, включени в регули-
рането в рамките на диапазона за вторично 
регулиране, предоставян от производствените 
агрегати на производителите на електрическа 
енергия в съответствие със заданието, изпра-
тено от централния регулатор на честотата и 
обменните мощности.
(2) Положителната част на диапазона за вто-
рично регулиране, от работната точка до мак-
сималната стойност на диапазона за вторично 
регулиране, представлява резерв за вторично 
регулиране нагоре. Частта от диапазона за вто-
рично регулиране, която вече е използвана до 
работната точка, се нарича мощност за вторично 
регулиране. Отрицателната част на диапазона 
за вторично регулиране, от работната точка до 
минималната стойност на диапазона за вторично 
регулиране, представлява резерв за вторично 
регулиране надолу.
(3) Предоставянето на резерва за вторично 
регулиране се дефинира със следните показатели:
1. устойчива работа на агрегата при промяна 
на заданието по активна мощност;
2. скорост на изменение на активната мощ-
ност на агрегата:
а) за ВЕЦ – не по-малка от 1,5 % от номи-
налната мощност за секунда;
б) за КЕЦ – не по-малка от 1,5 % от номи-
налната мощност за минута;
в) за ГПЕЦ – не по-малка от 8 % от номи-
налната мощност за минута;
3. точност на изпълнение на заданието по 
активна мощност – по-висока от 2 % за хидро-
агрегати и 5 % за кондензационни блокове спрямо 
номиналната мощност.
(4) Планирането на резерва за вторично ре-
гулиране се извършва на основата на следните 
критерии:
1. големината на резерва се определя в съот-
ветствие с правилата за управление на ENTSO-E и 
политика 1 на Operational Handbook на ENTSO-E;
2. планираният резерв за вторично регулира-
не се увеличава със статистически определена 
корекция, изчислена на база прогнозното про-
изводство от ВИ;
3. общият резерв за вторично регулиране 
трябва да бъде разпределен равномерно между 
производствените агрегати, които могат да го пре-
доставят, като се отчитат техните икономически 
показатели и техническите им характеристики.
(5) Операторът на електропреносната мрежа 
определя производителите на електроенергия 
от системно значение, които трябва да участват 
във вторичното регулиране на честотата и об-
менните мощности.
(6) При поискване от оператора на електро­
преносната мрежа определените по ал. 5 про-
изводители предоставят допълнителната услуга 
„Пълноценно участие във вторичното регулиране 
на честотата и обменните мощности“ съгласно 
условията на договора за достъп.
(7) Диапазоните за вторично регулиране, 
скоростта и границите на изменение на зада-
нието, подавано от системата на оператора към 
генераторните блокове, се договарят двустранно