CAPITOLO 3 - GESTIONE, ESERCIZIO E MANUTENZIONE DELLA RETE
CAPITOLO 3 - GESTIONE, ESERCIZIO E MANUTENZIONE DELLA RETE
INDICE
3
4
3.3 ATTIVITA’ DI GESTIONE ED ESERCIZIO
4
3.4 INTEROPERABILITA’ TRA LE RETI ELETTRICHE
8
3.5 INTERCONNESSIONI CON ALTRE RETI ELETTRICHE
9
3.6 VERIFICHE PREVISIONALI DELLE CONDIZIONI DI FUNZIONAMENTO DEL SEN
10
3.6.2 Obblighi informativi per impianti di produzione e consumo ai fini delle verifiche di adeguatezza e sicurezza 11
3.6.2.1 Comunicazione annuale delle limitazioni al funzionamento delle unità 11
3.6.2.2 Comunicazione settimanale o su evento di limitazioni al funzionamento delle unità 12
3.6.3 Verifiche di adeguatezza e di sicurezza 13
3.6.3.1 Capacità disponibile 14
3.6.3.2 Capacità non utilizzabile 14
3.6.3.3 Capacità soggetta ad indisponibilità programmate e indifferibili 15
3.6.3.4 Capacità soggetta ad indisponibilità accidentali 16
3.6.3.5 Capacità soggetta a vincoli di rete 16
3.6.3.6 Importazione di energia elettrica 16
3.6.3.7 Partecipazione del Gestore al coordinamento della sicurezza e dell’adeguatezza a livello regionale europeo 16
3.6.3.8 Comunicazione delle condizioni di funzionamento attese del XXX 00
3.7 PROGRAMMAZIONE E GESTIONE DELLE INDISPONIBILITA’ 17
3.7.2 Informazione acquisite dal Gestore per la gestione delle indisponibilità 18
3.7.3 Fasi della procedura di programmazione delle indisponibilità 19
3.7.3.1. Programmazione annuale delle indisponibilità 20
3.7.3.2 Programmazione on-demand delle indisponibilità 21
3.7.3.3 Programmazione occasionale (bisettimanale) delle indisponibilità 22
3.7.3.4 Programmazione delle indisponibilità indifferibili 22
3.7.4 Verifica delle richieste di indisponibilità 23
3.7.5 Vincoli per indisponibilità di elementi di rete 23
3.7.5.1 Vincoli di rete per indisponibilità 23
3.7.6 Piani di indisponibilità di parti di impianto funzionali alla RTN e di elementi della rete con obbligo di connessione di terzi 24
24
3.9 STANDARD DI MANUTENZIONE: CRITERI E LINEE GUIDA
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3.10 SICUREZZA E RISCHIO ELETTRICO
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3.1 OGGETTO
3.1.1 Il presente capitolo descrive le modalità con cui il Gestore:
a) effettua la gestione della RTN;
b) effettua l’esercizio e la manutenzione della porzione di RTN di cui è proprietario;
c) adotta ed aggiorna le procedure per l’interoperabilità della RTN con le reti con obbligo di connessione di terzi e con le altre reti elettriche;
d) adotta ed aggiorna le regole tecniche di interconnessione della RTN con le altre reti elettriche;
e) effettua verifiche previsionali delle condizioni di funzionamento del SEN e partecipa al processo di coordinamento regionale europeo. In tale ambito rientrano:
▪ le valutazioni di adeguatezza e della sicurezza del SEN, nei diversi orizzonti temporali (annuale, stagionale e mensile, settimanale/bisettimanale, giornaliero e infragiornaliero). Tali valutazioni sono effettuate anche sulla base delle informazioni comunicate dagli Utenti del Dispacciamento in merito alle variazioni delle condizioni di funzionamento delle unità di produzione e consumo e all’indisponibilità previsionale alla fornitura dei servizi rispetto alle informazioni disponibili sul sistema GAUDÌ e sul Sistema Informativo Integrato gestito da Acquirente Unico;
▪ la partecipazione alle valutazioni di adeguatezza, sicurezza coordinate in ambito regionale europeo;
▪ la definizione dei piani di indisponibilità coordinati in ambito regionale europeo per gli asset considerati rilevanti1 ai fini del coordinamento regionale delle indisponibilità e inseriti nell’apposito elenco predisposto ai sensi degli articoli 85 e 87 del Regolamento UE 2017/1485 e sulla base della metodologia di valutazione della rilevanza degli asset di cui all’articolo 84 del medesimo Regolamento;
▪ la valutazione della compatibilità degli scioperi delle unità di produzione in applicazione di quanto previsto dall’articolo 5, lettera f) delle direttive del Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato del 21 gennaio 2000;
1 Tra gli asset rilevanti possono essere inclusi elementi di rete, unità di produzione e consumo.
f) effettua le attività inerenti alla programmazione delle indisponibilità, ivi inclusa la programmazione delle indisponibilità dei singoli elementi di RTN e delle parti di impianto dell’Utente della rete funzionali alla RTN stessa;
g) verifica la compatibilità dei piani di indisponibilità delle unità di produzione con la sicurezza di funzionamento del Sistema elettrico nazionale (SEN), tenendo conto anche dei piani di indisponibilità degli elementi della RTN e degli elementi ad essa funzionali nonché degli scenari previsionali di rete.
3.2 AMBITO DI APPLICAZIONE
3.2.1 Le prescrizioni del presente capitolo si applicano, per quanto di rispettiva competenza, oltre che al Gestore, ai seguenti soggetti:
a) Titolari di porzioni di RTN;
b) Utenti della rete;
c) Utenti della rete esercenti le parti delle stazioni elettriche non comprese nella
RTN ma funzionali alla RTN medesima;
d) Utenti del dispacciamento.
Le modalità di applicazione del presente capitolo alle unità di produzione o consumo abilitate alla partecipazione al MSD in forma aggregata verranno definite alla luce dei risultati delle sperimentazioni dei progetti pilota condotte ai sensi della delibera 300/2017/R/eel.
3.3 ATTIVITA’ DI GESTIONE ED ESERCIZIO
3.3.1 Nell’ambito delle attività di gestione della rete, il Gestore attua l’insieme delle attività e delle procedure relative alla programmazione ed al controllo dei flussi di energia, dei dispositivi di interconnessione e dei servizi ausiliari necessari, che determinano il funzionamento e la previsione del funzionamento, in ogni condizione di esercizio della RTN.
3.3.2 Il Gestore svolge le attività per la gestione unificata della RTN in conformità agli indirizzi definiti dal MSE ai sensi del decreto legislativo n. 79/99, nonché nel rispetto dei principi di cui alla Concessione, e in osservanza delle condizioni definite dall’Autorità ai sensi dell’articolo 3, commi 3 e 6, del decreto legislativo n.79/99. Il
presente Capitolo stabilisce, altresì, i criteri per la gestione delle parti delle stazioni elettriche non comprese nella RTN ma funzionali alla RTN medesima.
3.3.3 Il Gestore provvede a definire gli schemi di rete da adottare nelle diverse condizioni di funzionamento del SEN e ad eseguire le manovre necessarie per l’esercizio degli impianti di sua proprietà.
3.3.4 Il Gestore definisce lo stato di funzionamento degli impianti, nei limiti delle prestazioni degli impianti medesimi attraverso l’individuazione di vincoli di trasmissione, immissione e prelievo nell’ambito della RTN anche in riferimento ai piani di indisponibilità.
3.3.5 Il Gestore, nell’ambito dell’attività di trasmissione dell’energia elettrica, è responsabile dell’esercizio e della manutenzione della rete di sua proprietà.
3.3.6 L’esercizio della RTN consiste nell’utilizzazione metodica secondo procedure codificate degli impianti di potenza ed accessori costituenti le porzioni di rete elettrica che compongono la RTN ai fini della gestione della medesima rete.
3.3.7 L’esercizio della RTN con riferimento alle diverse condizioni di funzionamento del SEN è svolto dal Gestore al fine di garantire la sicurezza e l’economicità del servizio elettrico secondo principi di trasparenza e non discriminazione.
3.3.8 L’esercizio degli impianti comprende la conduzione e il monitoraggio continuo dello stato degli impianti, l’esecuzione delle manovre ed il pronto intervento. Le manovre sono eseguite dal Gestore, a distanza, mediante il sistema di teleconduzione, o manualmente, tramite il presidio degli impianti.
3.3.9 Il Gestore attua il pronto intervento a seguito di anomalia o di guasto per la messa in sicurezza e ripristino degli impianti.
3.3.10 Il Gestore provvede alle attività di ispezione e monitoraggio periodico degli impianti al fine di salvaguardare la funzionalità degli stessi predisponendo le conseguenti attività di manutenzione.
3.3.11 Il Gestore:
a) effettua la taratura dei dispositivi di protezione e degli automatismi connessi al funzionamento della rete rilevante, nonché dei dispositivi previsti nel Piano di difesa (PdD);
b) provvede alla verifica della funzionalità dei dispositivi di protezione, degli automatismi della RTN e dei dispositivi previsti nel PdD.
3.3.12 Il Gestore impartisce, in forma sintetica, ai Titolari di porzioni di RTN ed agli Utenti della rete esercenti le parti delle stazioni elettriche non comprese nella RTN ma funzionali alla RTN medesima e all’esercizio degli impianti della stessa, gli ordini di manovra necessari all’esercizio degli impianti. Per tali parti d’impianto, come disciplinato dalle Regole tecniche di connessione, deve essere assicurata dai Titolari di porzioni di RTN e dai suddetti Utenti della rete:
a) l’osservabilità in remoto dell’impianto tramite telemisure e telesegnali;
b) l’efficienza degli organi di manovra e d’interruzione, degli automatismi, degli interblocchi e delle protezioni;
c) l’esercizio e la gestione dell’impianto senza interruzione e con tempi di esecuzione adeguati;
d) il pronto intervento e la messa in sicurezza degli impianti;
e) la trasmissione delle informazioni presso le sedi del Gestore per la costruzione della serie storica del fabbisogno, per la ripresa del servizio e per la ricostruzione dei disservizi di rete.
3.3.13 I Titolari di porzioni di RTN e gli Utenti della rete esercenti le parti delle stazioni elettriche non comprese nella RTN ma funzionali alla RTN medesima, eseguono:
a) mediante i sistemi di teleconduzione o in manuale le manovre impartite dal
Gestore;
b) le manovre derivanti da consegne autonome;
c) le manovre in condizioni di emergenza, necessarie per la sicurezza fisica delle persone e degli impianti.
3.3.14 I Titolari di porzioni di RTN e gli Utenti della rete esercenti le parti di stazioni elettriche
non comprese nella RTN ma funzionali alla RTN medesima possono rifiutare
l’esecuzione delle manovre esclusivamente nel caso in cui le stesse possono comportare rischio per la sicurezza fisica delle persone e delle cose e nel caso in cui la manovra non venga eseguita, informano immediatamente il Gestore delle cause che ne hanno impedito l’esecuzione.
3.3.15 Le disposizioni delle manovre impartite dal Gestore vengono registrate nei sistemi di controllo del Gestore, dei Titolari di porzioni di RTN e, ove ne dispongano, dei suddetti Utenti della rete, unitamente all’avvenuta effettuazione delle stesse.
3.3.16 Il Gestore, ai fini della gestione ed esercizio delle porzioni di RTN di cui non risulta essere titolare, stipula con i soggetti che hanno la proprietà o la disponibilità di dette reti una convenzione per disciplinare l’esercizio e gli interventi di manutenzione e di sviluppo delle medesime reti e dei dispositivi di interconnessione con altre reti. La predetta convenzione è conclusa sulla base di una Convenzione Tipo.
3.3.17 Il Gestore conclude un contratto per l’esercizio, la gestione, lo sviluppo e la manutenzione delle parti delle stazioni elettriche non comprese nella RTN ma funzionali alla RTN medesima con i soggetti titolari di dette stazioni elettriche. Il predetto contratto è concluso sulla base del contratto di servizio tipo.
3.3.18 I soggetti di cui al paragrafo 3.3.13 sono responsabili dell’esercizio degli impianti di cui risultano titolari, in attuazione delle decisioni assunte dal Gestore.
3.3.19 Gli Utenti della Rete titolari di impianti di produzione, ai fini della gestione e dell’esercizio della RTN, sono tenuti:
a) in qualità di Utenti della connessione, a fornire al Gestore le informazioni relative ai propri impianti ai fini della interoperabilità dei medesimi impianti con la rete elettrica, secondo le modalità previste nel Capitolo 1, paragrafo 1B.4.14 del presente Codice di rete. Nella documentazione indicata in tale paragrafo sono individuate, tra l’altro, le eventuali specifiche condizioni di esercizio e gestione degli impianti che dovessero discendere da esigenze correlate all’esercizio della RTN. Tali soggetti sono inoltre tenuti a sottoscrivere con il Gestore un Regolamento di esercizio per disciplinare l’esercizio, la manutenzione, la disponibilità del sito e la qualità del servizio.
b) in qualità di Utenti del Dispacciamento, a fornire le informazioni necessarie alla gestione del processo di approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento, nonché alla regolazione dell’energia oggetto di sbilanciamento. Tali informazioni devono essere comunicate nei casi e con le modalità descritte nel Capitolo 4, sezione 4.3 del presente Codice di rete.
3.4 INTEROPERABILITA’ TRA LE RETI ELETTRICHE2
3.4.1 La gestione coordinata della RTN con le reti con obbligo di connessione di terzi e con le altre reti elettriche, è effettuata attraverso l’adozione di criteri e procedure che consentono di garantire la sicurezza di funzionamento del SEN con adeguati livelli di interoperabilità tra dette reti. Tali procedure:
a) sono adottate dal Gestore, sentiti i gestori di reti con obbligo di connessione di terzi e delle altre reti elettriche;
b) recano disposizioni circa il coordinamento per la gestione, l’esercizio e la
manutenzione delle reti diverse dalla RTN.
I criteri seguiti per la definizione delle procedure consentono di stabilire le:
a) reciproche responsabilità nel controllo e protezione della rete rilevante;
b) azioni da intraprendere per la gestione in sicurezza della rete rilevante;
c) azioni da adottare per il ripristino del funzionamento in sicurezza da condizioni di emergenza (interventi sui regolatori sottocarico dei trasformatori AT/MT o AAT/MT, BME, PESSE);
d) azioni da effettuare in caso di disservizi di rete;
e) le modalità di interfacciamento con enti ed autorità esterne, con particolare riguardo alla procedura di esclusione di linee per spegnimento incendi.
3.4.2 Sulla base di tali criteri il Gestore ha adottato le seguenti procedure allegate al Codice di Rete, di cui all’Appendice A del presente capitolo:
2 Il paragrafo 3.4 “Condizioni di funzionamento del Sistema Elettrico Nazionale” è stato soppresso. Le relative informazioni sono contenute nel Capitolo 10 e nell’Allegato A.20 al presente Codice di rete.
A.4 Criteri generali di protezione delle reti a tensione uguale o superiore a 110kV;
A.9 Piano di Difesa del Sistema Elettrico;
A.10 Piano di Rialimentazione e Riaccensione del Sistema Elettrico Nazionale;
A.11 Criteri generali di taratura delle protezioni della rete a tensione uguale o superiore a 110kV;
A.12 Criteri di taratura dei relé di frequenza del sistema elettrico;
A.14 Partecipazione alla regolazione di tensione;
A.20 Disposizioni per la predisposizione e l’attuazione del Piano di Emergenza per la Sicurezza del Sistema Elettrico (PESSE);
A.21 Disattivazione di linee aeree ad altissima e alta tensione in occasione di incendi boschivi o di situazioni di pericolo in vicinanza.
3.4.3. Il gestore di ciascuna rete con obbligo di connessione di terzi diversa dalla RTN è tenuto:
a) ad effettuare, insieme al Gestore, le analisi degli interventi delle protezioni e degli eventi di rete, allo scopo di diagnosticare l’esatta sequenza degli stessi ed il comportamento dei sistemi di protezione sulla rete rilevante;
b) a fornire al Gestore ogni informazione sugli impianti, anche interni alla rete, rilevante per l’interoperabilità delle reti elettriche. In particolare, i gestori di reti con obbligo di connessione di terzi sono tenuti ad inviare al Gestore informazioni relative alle modifiche dei loro impianti ai fini dell’aggiornamento da parte del Gestore stesso degli schemi della RTN e delle reti direttamente o indirettamente connesse alla RTN.
3.5 INTERCONNESSIONI CON ALTRE RETI ELETTRICHE
3.5.1 Ciascun elemento di interconnessione della RTN con le altre reti elettriche ad essa connesse, è gestito in conformità alle regole tecniche di interconnessione e ai regolamenti di esercizio, in quanto applicabili. Tali regolamenti stabiliscono le modalità operative di esercizio degli elementi di interconnessione fra la RTN e le altre reti elettriche, in ogni condizione di funzionamento, al fine di regolare i rapporti tra i soggetti interessati precisando le rispettive competenze. Il Gestore adotta ed aggiorna i regolamenti di esercizio sentiti i gestori di dette reti.
3.5.2 Per quanto concerne l’interconnessione della RTN con le reti elettriche estere, le regole tecniche di interconnessione sono formulate tenendo conto delle regole e delle raccomandazioni adottate dall’ENTSO-E.
3.6 VERIFICHE PREVISIONALI DELLE CONDIZIONI DI FUNZIONAMENTO DEL SEN
Il presente paragrafo definisce le procedure funzionali alle verifiche di adeguatezza e sicurezza sugli orizzonti annuale, stagionale, settimanale/bisettimanale, giornaliero ed infragiornaliero allo scopo di prevedere le condizioni di funzionamento del SEN. In tale ambito, il Gestore:
a) individua le unità di produzione o di consumo “significative” ai fini della sicurezza del SEN (a titolo esemplificativo unità con potenza < 10 MVA connesse in AT o il cui stato di disponibilità influisce sulle potenze di corto circuito);
b) acquisisce dagli Utenti del Dispacciamento per le unità di produzione con potenza non inferiore a 10 MVA oppure “significative” ai fini della sicurezza del SEN le limitazioni al funzionamento nonché le previsioni di indisponibilità alla fornitura dei servizi per il dispacciamento;
c) acquisisce dagli Utenti del Dispacciamento per le unità di consumo con potenza3 non inferiore a 100 MW oppure “significative” ai fini della sicurezza del SEN le limitazioni della potenza in prelievo;
d) effettua, sulla base delle informazioni acquisite dagli UdD e in funzione delle valutazioni di scenario previsionale, le valutazioni di adeguatezza e della sicurezza del SEN, nei diversi orizzonti temporali (annuale, stagionale e mensile, settimanale/bisettimanale);
e) partecipa alle valutazioni di adeguatezza, sicurezza coordinate in ambito regionale europeo;
f) effettua la valutazione della compatibilità degli scioperi delle unità di produzione in applicazione di quanto previsto dall’articolo 5, lettera f) delle
3 Con riferimento agli impianti di consumo, per potenza si intende la potenza oggetto del contratto di trasporto così come registrata nel Sistema Informativo Integrato.
direttive del Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato del 21 gennaio 2000 così come specificato nel Capitolo 4.
Xxxxx restando gli obblighi di comunicazione ed aggiornamento dei dati tecnici previsti al Capitolo 4 del Codice di Rete, al fine di permettere il corretto ed accurato svolgimento delle attività del Gestore nell’ambito delle verifiche di adeguatezza e sicurezza, gli UdD delle unità di produzione/consumo “significative” ai fini della sicurezza del SEN o con potenza rispettivamente maggiore o uguale a 10 MVA/100 MW sono tenuti a comunicare nei tempi e con le modalità indicate dal Gestore ogni dato e informazione utile allo svolgimento di tale attività come meglio specificato nei paragrafi seguenti.
Per efficienza del processo di comunicazione, il Gestore utilizzerà le informazioni trasmesse, anche per adempiere a quanto prescritto dal Regolamento UE 543/2013 in materia di trasparenza.
Le informazioni verranno rese disponibili secondo le modalità operative pubblicate sul sito internet del Gestore.
3.6.2.1 Comunicazione annuale delle limitazioni al funzionamento delle unità
In particolare, anche ai sensi di quanto previsto nel decreto MISE del 25.06.2003, gli UdD delle unità di produzione di cui al precedente 3.6.2 sono tenuti a comunicare, non appena ne vengono a conoscenza e comunque in ogni caso entro i mesi di aprile e ottobre con riferimento agli anni successivi, l’aggiornamento dei limiti di funzionamento per effetto di vincoli autorizzativi, tecnici, organizzativi, di processo, adeguamenti impiantistici (tra cui riconversione, ripotenziamento e ambientalizzazione) e dismissioni. Le limitazioni al funzionamento possono attenere a:
▪ capacità disponibile (intesa come valore massimo della potenza efficiente netta di tutti gli assetti disponibili);
▪ numero massimo di ore di funzionamento annue;
▪ massima energia annua producibile.
Le limitazioni dovranno riportare la causale, la data di inizio della limitazione e la data presunta di fine.
Gli UdD delle unità di consumo “significative” ai fini della sicurezza del SEN o con potenza maggiore o uguale a 100 MVA sono tenuti a comunicare, non appena ne vengono a conoscenza e comunque in ogni caso entro i mesi di aprile e ottobre con riferimento almeno all’anno successivo, la loro migliore stima di limitazione della potenza in prelievo rispetto alla potenza oggetto del contratto di trasporto così come registrata nel Sistema Informativo Integrato.
3.6.2.2 Comunicazione settimanale o su evento di limitazioni al funzionamento delle unità Gli UdD per le unità di produzione/consumo di cui al paragrafo 3.6.2 sono tenuti a comunicare ogni eventuale variazione della capacità disponibile attesa sia di natura programmata sia di natura non programmata/accidentale. Le informazioni dovranno essere trasmesse non appena possibile dal momento della deliberazione dell’indisponibilità da parte del Gestore o dell’evento che determina la variazione delle condizioni di funzionamento. Per le unità di produzione e consumo soggette al Regolamento UE 543/2013, tale obbligo di trasmissione deve essere adempiuto entro 50 minuti in modo da consentire al Gestore di adempiere agli obblighi di trasparenza previsti in tale Regolamento UE entro un’ora dall’adozione della deliberazione dell’indisponibilità o dall’evento che determinato la variazione delle condizioni di funzionamento.
Tali comunicazioni riporteranno almeno le seguenti informazioni:
▪ Denominazione dell’unità di consumo/produzione;
▪ Potenza massima disponibile in immissione;
▪ Potenza minima dell’unità (qualora applicabile);
▪ Potenza massima in prelievo per l’unità di consumo e/o di pompaggio;
▪ Motivo dell’indisponibilità;
▪ Data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
I dati di potenza massima e minima devono recepire, per quanto possibile, i piani di indisponibilità delle unità di produzione così come deliberati dal Gestore fino a quel momento e le nuove richieste di indisponibilità inviate fino a quel momento al Gestore.
In ogni caso, in aggiunta alle variazioni di capacità disponibile, gli UdD sono tenuti a comunicare ogni martedì entro le ore 12:00, con riferimento al periodo che va dalle ore 00:00 del venerdì della settimana in corso N fino alle ore 23:59 del lunedì della settimana N+2, le loro migliori previsioni circa le condizioni di funzionamento delle unità in termini di:
a) Altre limitazioni al funzionamento:
▪ Apporti naturali e svasi obbligatori attesi (per le unità di tipo idroelettrico)
▪ Energia disponibile iniziale nei bacini/serbatoi (per le unità di tipo idroelettrico)
▪ Massima o minima energia disponibile finale nei bacini/serbatoi (solo qualora sussista un vincolo tecnico, autorizzativo o di altra natura)
▪ Numero massimo di ore di funzionamento residue (ad esempio per vincoli definiti da contratti di manutenzione o per vincoli di immissione in atmosfera)
b) Indisponibilità alla fornitura dei servizi di:
▪ Riserva primaria, secondaria, terziaria di potenza
▪ Regolazione primaria e secondaria di tensione
▪ Rifiuto del carico
▪ Black-start
▪ Disponibilità al telescatto
Le informazioni comunicate per le unità di produzione idroelettriche consentono al Gestore di effettuare le azioni di monitoraggio e certificazione richieste da organi istituzionali (MSE, Protezione Civile, etc) in caso di particolari situazioni di criticità del SEN.
3.6.3 Verifiche di adeguatezza e di sicurezza
Il Gestore esegue analisi della sicurezza operativa sulla propria area di controllo verificando il rispetto dei limiti di sicurezza nelle situazioni N ed N-1.
La valutazione dei margini di adeguatezza previsionali verifica la capacità del SEN, in un determinato orizzonte temporale, di coprire il fabbisogno con i dovuti margini di riserva terziaria di sostituzione, nel rispetto dei limiti di trasporto tra le zone e tenendo conto di eventuali vincoli di scambio tra le zone di mercato e/o di
limitazione/imposizione alle unità di produzione definiti a valle di opportune verifiche di sicurezza.
Il margine di adeguatezza previsionale individua per ciascuna zona di mercato e periodo di analisi la differenza tra:
▪ la somma tra la capacità disponibile e l’importazione di energia elettrica dalle aree contigue;
▪ il fabbisogno di energia elettrica aumentato della necessaria riserva terziaria di sostituzione.
Se il Gestore individua delle possibili violazioni di sicurezza o dei margini di adeguatezza ridotti dovute a indisponibilità programmate, il Gestore considera l’indisponibilità non compatibile così come riportato al paragrafo 3.7.4 e procede ad una nuova pianificazione secondo le procedure di cui al paragrafo 3.7.
La capacità disponibile è la quota parte di capacità produttiva installata o di contributo da altre risorse di capacità che, in ciascun periodo, il Gestore prevede risulterà effettivamente disponibile per la copertura del fabbisogno e/o per la fornitura della riserva terziaria di sostituzione.
La capacità produttiva installata è considerata pari alla somma:
▪ delle potenze massime delle UP come risultante, al momento della previsione
▪ nel sistema GAUDI’;
▪ delle potenze massime delle nuove UP, a partire dalla miglior stima, al momento della previsione, della data di primo parallelo;
▪ delle variazioni attese in aumento (+) e in diminuzione (-) delle potenze massime delle UP, a partire dalla miglior stima, al momento della previsione, della data di efficacia delle variazioni stesse.
La capacità disponibile è ottenuta sottraendo alla capacità installata (o nominale) i seguenti elementi:
▪ capacità non utilizzabile;
▪ capacità soggetta ad indisponibilità programmate e indifferibili;
▪ capacità soggetta ad indisponibilità accidentali;
▪ capacità soggetta a vincoli di rete.
3.6.3.2 Capacità non utilizzabile
La capacità non utilizzabile è la differenza tra la capacità installata (o nominale) e la capacità che il Gestore prevede sia effettivamente utilizzabile in assenza di indisponibilità o vincoli di rete. A seconda della tipologia di unità la capacità non utilizzabile è prevista con diverse metodologie.
Unità di produzione termoelettriche
La capacità non utilizzabile delle UP termoelettriche è la somma delle potenze indisponibili per:
▪ vincoli normativi, autorizzativi, tecnici, organizzativi o di processo.
▪ limitazioni dovute a fattori ambientali (ATS, derating)
Inoltre, per le UP termoelettriche non abilitate alla partecipazione al MSD si considera non utilizzabile la differenza tra:
▪ la capacità produttiva installata
▪ la stima della massima immissione in condizioni standard ottenuta a partire dai dati storici di immissione in possesso del Gestore e, per le verifiche condotte con orizzonte bisettimanale, sulla base delle informazioni fornite dagli UdD ai sensi dell’articolo 3.7.2.
Si considera altresì non utilizzabile la capacità delle UP termoelettriche durante il periodo di prova.
Altre unità di produzione
Per le unità di produzione diverse dalle unità termoelettriche e per le altre risorse di capacità, la capacità utilizzabile è considerata pari alla miglior stima della capacità disponibile in immissione dalle unità stesse in assenza di indisponibilità o vincoli di rete, ottenuta a partire dai dati storici e dalle informazioni in possesso del Gestore al momento della previsione e, per le verifiche condotte con orizzonte bisettimanale.
La capacità non utilizzabile delle unità di produzione diverse dalle unità termoelettriche è quindi pari alla differenza tra:
▪ la capacità installata o nominale
▪ la capacità utilizzabile
3.6.3.3 Capacità soggetta ad indisponibilità programmate e indifferibili
La capacità soggetta ad indisponibilità programmate e indifferibili è quella parte della capacità utilizzabile resa indisponibile per interventi programmati e indifferibili di manutenzione, controlli tecnici o prove.
La capacità soggetta ad indisponibilità programmate e indifferibili è quindi pari, per ciascuna unità di produzione, alla differenza tra:
▪ le capacità utilizzabile in condizioni normali,
▪ la capacità utilizzabile ridotta per effetto dell’indisponibilità.
3.6.3.4 Capacità soggetta ad indisponibilità accidentali
La capacità soggetta ad indisponibilità accidentali è quella parte della capacità utilizzabile resa indisponibile a causa di eventi accidentali, non programmabili né prevedibili, che portano ad una riduzione della potenza producibile delle unità di produzione coinvolte.
La capacità soggetta ad indisponibilità accidentali è valutata a partire dai dati storici di indisponibilità delle UP, considerando le migliori informazioni in possesso del Gestore al momento della stima.
3.6.3.5 Capacità soggetta a vincoli di rete
La capacità soggetta a vincoli di rete è quella parte della capacità utilizzabile che non è nella piena disponibilità del Gestore a causa di vincoli di trasmissione sulla rete che limitano, per ragioni di sicurezza nell’esercizio del SEN, la massima immissione di una singola unità di produzione o da un qualsiasi raggruppamento di esse.
Tali vincoli possono essere legati a situazioni presenti “a rete integra” oppure possono attivarsi in corrispondenza e per effetto di indisponibilità di elementi di rete.
3.6.3.6 Importazione di energia elettrica
La importazione di energia elettrica è ottenuta a partire da:
▪ la miglior stima dei limiti di trasporto tra le zone
▪ le migliori informazioni in possesso del Gestore circa l’utilizzo della capacità di interconnessione.
Il Gestore, in funzione delle valutazioni di sicurezza ed adeguatezza elaborate e basate anche sulle informazioni fornite dagli utenti della rete, partecipa ai processi di coordinamento in ambito regionale europeo previsti dal Regolamento UE 2017/1485.
3.6.3.8 Comunicazione delle condizioni di funzionamento attese del SEN
Il Gestore valuta, nell’ambito delle analisi di adeguatezza e sicurezza, le condizioni di funzionamento del SEN, attese per i diversi orizzonti temporali (annuale, stagionale, mensile, settimanale, giornaliero ed infragiornalero); qualora si evidenzino possibili funzionamenti in condizioni di emergenza, il Gestore ne dà comunicazione ai soggetti interessati per segnalare la situazione prevista.
Con particolare riferimento all’orizzonte settimanale, qualora si riscontrasse la potenziale necessità di procedere per la settimana successiva all’attuazione del PESSE, il Gestore procede alla comunicazione di pre-allerta secondo le indicazioni contenute nell’Allegato A20.
3.7 PROGRAMMAZIONE E GESTIONE DELLE INDISPONIBILITA’
Il presente paragrafo definisce le procedure funzionali alla gestione delle indisponibilità degli elementi di RTN, delle reti con obbligo di connessione di terzi, delle parti di impianto funzionali alla RTN e delle unità di produzione. In tale ambito, il Gestore:
a) elabora i piani di indisponibilità della rete di cui è proprietario;
b) coordina i piani di indisponibilità della RTN, secondo i criteri della sicurezza, dell’affidabilità ed efficienza del servizio nonché del mantenimento della sicurezza degli approvvigionamenti di energia e di contenimento dei costi associati al SEN. Nell’effettuare tale attività il Gestore tiene conto degli interventi di sviluppo della rete già deliberati che comportino indisponibilità dei componenti della porzione di rete;
c) coordina i piani di indisponibilità dei gestori di reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla RTN relativamente agli elementi delle reti facenti parte della rete rilevante. Qualora i piani di indisponibilità proposti dai gestori di reti con obbligo di connessione di terzi non risultino compatibili con la sicurezza di funzionamento del SEN, il Gestore procede a modificare tali piani nei limiti del necessario;
d) coordina, con gli Utenti del Dispacciamento (UdD) i piani di indisponibilità di unità di produzione con potenza non inferiore a 10 MVA oppure le unità di produzione
“significative” ai fini della sicurezza del SEN, individuate in base a quanto previsto al precedente paragrafo 3.6.1. Ciò al fine di assicurare adeguati livelli di affidabilità, efficienza, sicurezza, economicità e continuità del servizio. Qualora i piani di indisponibilità proposti dagli Utenti del Dispacciamento (UdD) non risultino compatibili con la sicurezza di funzionamento del SEN, il Gestore procede a modificare tali piani nei limiti del necessario;
e) registra i dati di indisponibilità degli elementi della RTN ai fini di valutare la disponibilità della RTN medesima su base annua;
f) partecipa al coordinamento dei piani di indisponibilità coordinate in ambito regionale europeo previsto dal Regolamento UE 2017/1485 per gli asset considerati rilevanti e inseriti nell’apposito elenco, predisposto ai sensi degli articoli 85 e 87 del Regolamento UE 2017/1485;
g) definisce le limitazioni delle unità di produzione indotte da indisponibilità di elementi della RTN, dandone comunicazione ai relativi UdD. Aggiorna inoltre i valori dei limiti di trasporto tra le zone di mercato di cui all’art. 53 dell’Allegato A della deliberazione dell’AEEG n.111/06 qualora modificati per effetto di indisponibilità degli elementi della RTN.
Nello svolgimento delle attività di cui sopra, limitatamente agli asset rilevanti, il Gestore tiene conto degli esiti del coordinamento regionale delle indisponibilità. Al riguardo, si precisa che il Gestore definisce, ai sensi del Regolamento UE 2017/1485, congiuntamente ai gestori di rete estera di ogni regione di coordinamento delle indisponibilità4, l’elenco degli asset rilevanti ai fini del coordinamento delle indisponibilità e ne dà comunicazione all’Autorità e:
- nel caso di unità di produzione/consumo: al gestore di rete a cui è connesso, all’UdD e al titolare di impianto;
- nel caso di elemento di rete: al titolare dell’elemento di rete e al gestore di rete a cui è connesso.
Tale elenco è stato definito a decorrere dal 2020 e, se necessario, viene aggiornato su base annuale entro il 1 agosto di ogni anno civile.
3.7.2 Informazione acquisite dal Gestore per la gestione delle indisponibilità
Le richieste di indisponibilità devono contenere almeno le seguenti informazioni:
4 Come definita all’articolo 3 comma 2 del Regolamento UE 2017/1485.
i. identificazione dell’elemento interessato dalla indisponibilità e del relativo componente oggetto di manutenzione;
ii. indicazione dei lavori;
iii. possibili date di inizio e fine del periodo di indisponibilità e relativo eventuale periodo di flessibilità;
iv. eventuale tempo massimo necessario per il ripristino della disponibilità dell’elemento;
v. eventuali interdipendenze tra le indisponibilità di diversi elementi e con quelle di elementi di porzioni della rete di altri Titolari di porzioni di RTN o di utenti della rete connessi alla porzione della rete;
vi. solo per le unità di produzione, la potenza massima (in immissione e/o assorbimento) dell’unità in condizioni standard come modificata per effetto dell’indisponibilità con l’eventuale indicazione del dettaglio dei gruppi di produzione appartenenti all’unità in esame che saranno indisponibili nel periodo indicato.
A tal fine, i Xxxxxxxx di porzioni di RTN, i gestori di reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla RTN, e gli UdD sono tenuti a:
▪ presentare le richieste di indisponibilità al Gestore con le modalità e le tempistiche indicate nel presente capitolo. In particolare, le richieste di indisponibilità devono essere inviate tramite il portale AGILE. I dettagli relativi al funzionamento di tale portale sono resi disponibili sul sito internet del Gestore;
▪ mettere in atto tutte le misure e azioni necessarie al fine di rispettare le tempistiche comunicate in fase di richiesta.
3.7.3 Fasi della procedura di programmazione delle indisponibilità
Di seguito sono descritte le procedure adottate dal Gestore relativamente alla programmazione delle indisponibilità degli elementi della RTN, delle reti con obbligo di connessione di terzi e degli impianti di produzione.
Il livello di programmazione con cui una indisponibilità viene richiesta definisce, anche il tipo di indisponibilità:
a. indisponibilità programmate: indisponibilità, pianificate con almeno sette giorni calendariali di anticipo rispetto alla loro esecuzione;
Le indisponibilità programmate possono essere a loro volta distinte in:
i.Annuali: indisponibilità richieste nell’anno Y per l’anno Y+1 (secondo le modalità definite al paragrafo 3.7.3.1).
ii.On Demand: indisponibilità richieste nella settimana N con inizio nel periodo compreso tra la settimana N+3 e la fine dell’anno (secondo le modalità definite al paragrafo 3.7.3.2).
iii.Occasionali: indisponibilità richieste nella settimana N che abbiano inizio nelle settimane N+1 e N+2 (secondo le modalità definite al paragrafo 3.7.3.3).
b. Indisponibilità indifferibili (secondo le modalità definite al paragrafo 3.7.3.4)
3.7.3.1. Programmazione annuale delle indisponibilità
Il Gestore è tenuto, al fine di consentire agli UdD di formulare il programma delle indisponibilità per manutenzione delle UP, ad inviare agli UdD entro il mese di maggio di ciascun anno, con riferimento all’anno successivo:
▪ l’andamento dei margini di adeguatezza attesi a livello di aggregato di zone di mercato;
▪ l’indicazione dell’andamento della capacità di produzione globalmente disponibile, per ogni aggregato di zone di mercato, per interventi di manutenzione, in quanto eccedente il livello di disponibilità di capacità produttiva ritenuto necessario ai fini della gestione in sicurezza del SEN;
▪ l’indicazione, per ogni aggregato di zone di mercato, dell’andamento della capacità di produzione disponibile per interventi di manutenzione attribuibile a ciascun UdD;
▪ l’indicazione delle unità di produzione che sono “significative” ai fini della sicurezza del SEN.
La ripartizione della capacità di produzione globalmente disponibile per interventi di manutenzione relativamente alle UP termoelettriche e alle UP idroelettriche di produzione e pompaggio nella titolarità, alla data di invio della comunicazione, di ciascun UdD è effettuata dal Gestore, in proporzione alla somma:
▪ delle potenze efficienti nette delle UP termoelettriche nella titolarità dell’UdD in ciascun aggregato di zone di mercato;
▪ del prodotto tra le potenze efficienti nette delle UP idroelettriche di produzione e pompaggio nella titolarità di ciascun UdD in ciascun aggregato di zone di mercato e un fattore di producibilità convenzionale.
I Titolari di porzioni di RTN, i gestori di reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla RTN, e gli UdD inviano al Gestore le richieste di indisponibilità per l’anno successivo, entro il 31 luglio di ciascun anno.
Il Gestore entro il 31 ottobre di ciascun anno, valuta le richieste pervenute ed adotta la delibera annuale provvisoria delle indisponibilità.
I Titolari di porzioni di RTN, i gestori di reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla RTN e gli UdD, entro il 10 novembre di ciascun anno richiedono le eventuali modifiche o integrazioni al piano annuale provvisorio.
Entro il 30 novembre di ogni anno, il Gestore adotta la delibera annuale definitiva delle indisponibilità e rende quindi pubblico sul sito Terna il piano annuale delle indisponibilità.
Il Gestore ha facoltà di apportare modifiche al piano annuale delle indisponibilità dell’anno in corso in linea con quanto stabilito ai successivi paragrafi 3.7.3.2 e 3.7.3.3 e 3.7.3.4.
3.7.3.2 Programmazione on-demand delle indisponibilità
I Titolari di porzioni di RTN, i gestori di reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla RTN, e gli UdD inviano con cadenza settimanale, ogni martedì entro le ore 24:00 (martedì della settimana N), le nuove richieste di indisponibilità di tipo “on-demand”, che abbiano inizio nel periodo compreso tra la settimana N+3 e la fine dell’anno in corso.
Contestualmente all’invio delle nuove richieste possono essere anche inviate le richieste di variazione di indisponibilità di tipo “on demand” già deliberate che abbiano inizio nel periodo compreso tra la settimana N+1 e la fine dell’anno.
Le richieste di annullamenti o rinvii di indisponibilità di tipo “on-demand” già deliberate possono essere inviate ad evento.
Il Gestore valuta le richieste ed adotta la delibera di indisponibilità:
▪ entro le ore 12:00 del venerdì della settimana N+1 (o comunque entro 10 giorni dalla richiesta) per le nuove richieste indisponibilità di tipo “on-demand”;
▪ entro le ore 12:00 del venerdì della settimana N per le richieste di modifica di
indisponibilità di tipo “on-demand;
▪ al verificarsi della necessità di modifica per le richieste di annullamenti o rinvii.
3.7.3.3 Programmazione occasionale (bisettimanale) delle indisponibilità
I Titolari di porzioni di RTN, i gestori di reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla RTN e gli UdD inviano con cadenza settimanale, di norma ogni martedì entro le ore 12:00 (martedì della settimana N), il flusso delle nuove richieste o richieste di variazione di indisponibilità di tipo “occasionale”, che abbiano inizio nelle settimane N+1 e N+2.
Le richieste di annullamenti o rinvii di indisponibilità di tipo “occasionale” già deliberate possono essere inviate ad evento.
Il Gestore valuta le richieste ed adotta le relative delibere entro le ore 12:00 del venerdì della settimana N, limitatamente alle richieste indisponibilità inviate entro le tempistiche sopra riportate, o al verificarsi della necessità di modifica per le richieste di annullamenti o rinvii.
Contestualmente alla delibera bisettimanale, il Gestore rende noto il piano operativo delle indisponibilità, che riassume lo stato della programmazione delle indisponibilità limitatamente alle settimane N+1 e N+2 e pubblica altresì sul sito Terna il piano aggiornato delle indisponibilità.
3.7.3.4 Programmazione delle indisponibilità indifferibili
I Titolari di porzioni di RTN, i gestori di reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla RTN e gli UdD inviano ad evento al Gestore le eventuali richieste di indisponibilità indifferibili che saranno valutate e deliberate entro 7 giorni dalla ricezione e comunque, ove possibile, entro le ore 12:00 del giorno precedente alla data di inizio della indisponibilità.
In ogni caso, il Gestore, qualora ricorrano esigenze di sicurezza della RTN o eventi di carattere eccezionale (calamità naturali, atti terroristici, eventi bellici, ecc.), per limitati periodi di tempo, può disporre in qualunque momento variazioni alla programmazione delle indisponibilità.
3.7.3.5 Il Gestore, nel predisporre la programmazione delle indisponibilità, individua i limiti di trasporto fra le zone di mercato e pubblica gli stessi sul sito del Gestore. Parimenti il Gestore valuta i vincoli di produzione e di limitazione al prelievo, associati alle indisponibilità dandone comunicazione agli utenti della rete interessati, nei termini di cui al paragrafo 3.7.5.
3.7.3.6 I dettagli relativi alle istruzioni per la gestione del flusso informativo della programmazione delle indisponibilità sono resi disponibili dal Gestore agli UdD ed agli altri Titolari di RTN.
3.7.4 Verifica delle richieste di indisponibilità
Il Gestore valuta la compatibilità delle richieste di indisponibilità in relazione alle previsioni delle condizioni di funzionamento del SEN attraverso le valutazioni di adeguatezza e sicurezza di cui al paragrafo 3.6.
Il Gestore può rifiutare le proposte di indisponibilità fornendo adeguata motivazione. Le richieste di indisponibilità saranno valutate tenendo conto dei seguenti elementi:
▪ il tipo di indisponibilità richiesta (nell’ordine: annuale, on-demand, e occasionale), e a parità di tipo, la data di presentazione;
▪ nel caso di violazione delle condizioni di sicurezza o adeguatezza minime, capacità degli impianti di contribuire al ripristino delle condizioni di sicurezza ed adeguatezza.;
▪ la durata;
▪ il rispetto della capacità di produzione disponibile per interventi di
manutenzione attribuita a ciascun UdD o il minore superamento della stessa.
3.7.5 Vincoli per indisponibilità di elementi di rete
3.7.5.1 Vincoli di rete per indisponibilità
Il Gestore effettua la valutazione dei vincoli di rete per indisponibilità secondo il ciclo di programmazione descritto al paragrafo 3.7.3.
I vincoli di immissione e di limitazione al prelievo associati alle indisponibilità sono comunicati dal Gestore all’UdD:
▪ se è garantito un intervallo temporale di almeno 30 giorni tra la delibera del vincolo e l’inizio dell’attuazione del vincolo stesso;
▪ oppure, se è garantito un intervallo temporale di almeno 8 giorni tra la delibera del vincolo e l’inizio dell’attuazione del vincolo stesso, limitatamente ad un massimo di energia resa non producibile equivalente a:
▪ 80 ore alla potenza massima della unità di produzione come dichiarata in
Gaudì, nel caso di impianti alimentati da fonte eolica,
▪ 60 ore alla potenza massima della unità di produzione come dichiarata in
Gaudì, nel caso di impianti alimentati da fonte fotovoltaica;
▪ 240 ore alla potenza massima della unità di produzione come dichiarata in
Gaudì in tutti gli altri casi.
Nel caso di vincoli definiti su un insieme di unità di produzione l’energia non producibile è ripartita su ciascuna unità di produzione sottoposta al vincolo in ragione della sua potenza massima come dichiarata in GAUDÌ.
Le variazioni ai limiti di trasporto tra le zone di mercato dovute a vincoli di rete sono pubblicate sul sito di Terna.
3.7.6.1 I programmi di indisponibilità delle parti d’impianto funzionali all’attività di trasmissione e all’attività di dispacciamento nonché degli elementi delle reti con obbligo di connessione di terzi devono essere concordati ed approvati periodicamente dal Gestore per tener conto della compatibilità con i piani di indisponibilità della RTN.
3.7.6.2 Il coordinamento è assicurato da una programmazione delle indisponibilità articolata secondo le modalità descritte nel paragrafo 3.7.3.
La pubblicazione dei dati e delle informazioni relativi alle differenti tipologie di indisponibilità sia programmate che effettive, avviene secondo quanto previsto dal Regolamento UE 543/2013. In particolare, secondo le tempistiche e le modalità indicate negli articoli 7, 10 e 15 di suddetto Regolamento, il Gestore pubblica sulla Piattaforma Trasparency ENTSO-E, le limitazioni di capacità disponibile, programmate ed effettive, afferenti:
• le interconnessioni e gli elementi della rete di trasmissione che riducono la capacità interzonale tra zone in misura pari o superiore a 100 MW e il relativo impatto stimato su tale capacità5; e
• le unità di produzione e consumo di cui agli articoli summenzionati del Regolamento UE 543/2013, sulla base delle informazioni fornite dagli UdD, in base al paragrafo 3.6.2.
3.9 STANDARD DI MANUTENZIONE: CRITERI E LINEE GUIDA
3.9.1 Il Gestore delibera ed esegue gli interventi di manutenzione della rete di sua proprietà al fine di mantenere lo stato di funzionamento degli impianti e la regolarità del funzionamento medesimo con l’osservanza delle norme legislative e regolamentari in vigore.
3.9.2 L’attività di manutenzione è finalizzata:
a) al mantenimento di un adeguato livello di funzionalità del SEN e dei suoi componenti e alla riduzione delle probabilità di accadimento di anomalie e guasti sugli impianti della RTN;
b) ad assicurare le condizioni per la continuità di servizio e a ripristinare, nel minor tempo possibile, la corretta funzionalità del SEN e dei suoi componenti a seguito di anomalie o guasti;
c) a garantire la sicurezza degli impianti, del personale operante sugli stessi e dei terzi in genere.
3.9.3 Per le finalità di cui al precedente paragrafo 3.9.2 l’attività di manutenzione si caratterizza per essere:
a) svincolata o comunque non condizionata da attività estranee al servizio elettrico, che possano comportare limitazioni funzionali al servizio medesimo, anche come conseguenza della condivisione delle infrastrutture;
5 Nelle more del completamento dei sistemi informativi, tale informazione è pubblicata sul sito internet di Terna.
b) efficiente dal punto di vista gestionale ed organizzativo, tramite un’adeguata attività di pianificazione;
c) impostata sull’analisi storica dell’impianto e dei suoi componenti;
d) basata su una corretta politica di pronto intervento, a seguito di anomalie e guasti;
e) rispondente a tutte le normative vigenti in materia di sicurezza del personale operante e di terzi in genere;
f) eseguita in modo da assicurare la qualità del servizio fornito, garantendo nel contempo rispetto dell’ambiente.
3.9.4 Allo scopo di mantenere efficiente e disponibile la RTN di sua proprietà, il Gestore esegue gli opportuni controlli ed interventi di manutenzione ordinaria e straordinaria. I criteri di controllo e manutenzione sono definiti dal Gestore secondo principi di buona tecnica, le norme, le indicazioni dei costruttori, le condizioni tecniche dei componenti ed apparecchiature, le esperienze maturate nel passato e quindi secondo la migliore prassi.
3.9.5 Il Gestore predispone annualmente un piano di controlli e ispezioni redatto secondo le proprie strategie e politiche finalizzate comunque alla massima disponibilità della rete.
3.10 SICUREZZA E RISCHIO ELETTRICO
3.10.1 Tutte le attività lavorative quali i controlli, le ispezioni, le manovre, le misure, le prove, i lavori elettrici compresa la manutenzione, i lavori non elettrici in prossimità di parti attive che si svolgono sugli impianti elettrici (stazioni elettriche e linee) della RTN, devono essere eseguite nel rispetto della legislazione nazionale in materia di sicurezza del lavoro e rischio elettrico nonché delle Norme CEI EN 50110-1 e CEI EN 50110-2, della Norma quadro di armonizzazione europea emessa dal CENELEC che fornisce le prescrizioni minime di sicurezza per l'esercizio degli impianti elettrici e per l'esecuzione dei lavori sugli stessi, in prossimità di tali impianti e con quanto prescritto nel Testo Unico in materia di sicurezza sul lavoro di cui al Decreto Legislativo n. 81/2008, nelle Norme CEI 11-27/1 e nella Norma applicativa delle XXX XX 00000.
La suddetta normativa contiene tra l’altro:
a) individuazione dei pericoli;
b) valutazione dei rischi presenti sul luogo di lavoro;
c) riduzione dei rischi;
d) individuazione ed adozione di adeguate misure di sicurezza sul posto di lavoro;
e) redazione dei piani di intervento sia per le linee che per le stazioni elettriche. In relazione a quanto sopra, ciascun Titolare di porzione di RTN e Utente della rete ha l’obbligo di adottare le Disposizioni per la Prevenzione del Rischio Elettrico Terna (DPRET) per la gestione della messa fuori servizio ed in sicurezza dei collegamenti della RTN e dei punti di connessione con la stessa.
APPENDICE A DOCUMENTAZIONE DI RIFERIMENTO
A completamento di quanto previsto nel presente capitolo, si riporta nel seguito, l’elenco dei documenti di riferimento che costituiscono allegati al presente Codice di rete:
A.4 “Criteri generali di protezione delle reti a tensione uguale o superiore a 110kV”;
A.9 “Piano di Difesa del sistema elettrico”;
A.10 “Piano di Rialimentazione e Riaccensione del Sistema Elettrico Nazionale”;
A.11 “Criteri generali per la taratura delle protezioni della rete a tensione uguale o superiore a 110 kV”;
A.12 “Criteri di taratura dei relé di frequenza del sistema elettrico”;
A.14 “Partecipazione alla regolazione di tensione”;
A.20 “Disposizioni per la predisposizione e l’attuazione del piano di emergenza per la sicurezza del sistema elettrico (PESSE)”;
A.21 “Disattivazione di linee aeree ad altissima e alta tensione in occasione di incendi boschivi o di situazioni di pericolo in vicinanza”;
A.28 “Procedura tecnica di valutazione di compatibilità con la salvaguardia della sicurezza di esercizio degli scioperi riguardanti impianti di produzione”;
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