HRO CIGRE ZBORNIK

Str. 243Slika 1. Testni signal za ispitivanje sposobnost za primarnu regulaciju Sva mjerenja snimaju se sinkrono na svim kanalima s najmanje jednom vremenskom oznakom ipohranjuju se u csv-datoteci. Mjerna izvješća predstavljaju osnovu za verifikaciju. Ispitivanja moraju bitiprovedena na način da niti u jednom vremenskom trenutku ne dođe do ugroze dijelova postrojenja,zaštitnog i upravljačkog sustava kao niti do prorade relejne zaštite. Cilj ispitivanja je određivanje mrtve zone regulatora i statizma. Mrtva zona regulatora određuje sepetljom histereze pri čemu promjena frekvencije odgovara ukupnoj mrtvoj zoni regulatora, a promjena f/2polovini mrtve zone regulatora. Odgovarajućim podešavanjem ulaznog signala utvrđuje se kada dolazi dopromjene na izlazu. Frekvencija se mijenja postepeno i očitavaju se odgovarajuće vrijednosti snage.Ovisno o tipu elektrane ispitivanje traje s pauzama od jedne do tri minute, što se određuje premaiskustvu. Za izračun mrtve zone regulatora vrijedi: ix  2 104 (1) 2gdje je ix – mrtva zona regulatora.Iz uvjeta normiranja slijedi: 3

Str. 244ix  f  f  20mHz (2) 50 Hz Prilikom mjerenja moraju biti ispunjeni sljedeći uvjeti: Povećanje frekvencije u koracima: < 5 mHZ Mrtva zona regulatora: Δf/2 ≤ 10 mHz Uključivanjem uzbude odnosno testnog signala (prema slici 1) snima se snaga na generatorskojstezaljci. Pomoću ovog toka snage određuje se statizam i vremenski pomak. Za izračun statizma vrijedi: f ix  P fn (3) Pngdje je fn – nazivna frekvencija (50 Hz), a Pn – nazivna snaga na generatoru. Snimljena karakteristika snage mora biti u granicama označenim na slici 1. Skaliranje granicatolerancije provodi se prema parametrima strojeva. U slučaju nemogućnosti isključenja testnih signala na turbinskom regulatoru ili ako opisanoispitivanje predstavlja preveliki financijski izdatak, u dogovoru s operatorom prijenosnog sustava provodese alternativna ispitivanja. U tom slučaju koriste se mobilni mjerni uređaji, koji se priključuju u elektrani napostojeće ili posebno za potrebe ispitivanja predviđeno mjesto ili se vrše mjerenja u visokoj rezoluciji naturbinskom regulatoru. Mjerenja se provode u okviru specijalnih postupaka kod kojih se cilja na potrebneuzbude upravljačkih krugova izazvane preklopnim manevrima između elektrane i mreže na napon idjelatnu snagu. U ovu skupinu ispitivanja pripadaju i ona za otočni rad koja je moguće primijeniti zautvrđivanje sposobnosti za primarnu regulaciju. Za analizu frekvencijskog sloma nije potreban poseban mjerni uređaj već se koriste postojećimjerni putovi i upravljački krugovi. Analiza se vrši u normalnom pogonu promatranjem utjecaja na mrežu ireakcije elektrane na promjene frekvencije i napona. Snimanjem ulaznih veličina (napon, frekvencija) ireakcijom pojedinih jedinica, odnosno mjerenjem jalove i radne snage proizvodne jedinice, može seutvrditi kvaliteta sposobnosti za regulacije. Preduvjet za ovo mjerenje je rezolucija od najmanje dvijesekunde. U slučaju manjeg odstupanja frekvencije (oko 50 mHz) promjene snage po pojedinim strojevimasu u području mjerne točnosti te je bolje analizirati utjecaj svih agregata u zajedničkoj točki priključenja namrežu.2.2. Ispitivanje sposobnosti za pružanje usluge sekundarne regulacije Sposobnost proizvodnih jedinica za pružanje usluge sekundarne regulacije utvrđuje seispitivanjem na zadane tehničke preduvjete te podrazumijeva ispitivanje reakcije proizvodne jedinice naispitni signal, zadan od strane operatora prijenosnog sustava. [3] Ispitivanje se provodi pod nadležnošću operatora prijenosnog sustava. Ispitni signal za kontroluodziva snage (Slika 2) predstavlja nalog za angažman u MW koji operator dostavlja Ponuditelju. Obliktestnog signala mora biti takav da razlika između maksimalne i minimalne snage iznosi najmanje 60%nazivne snage Pn i da je veća 10 MW te da se orijentira na kasniju snagu sekundarne regulacije. Započetnu vrijednost se odabire radna točka na otprilike 50% nazivne snage. Radna točka (vozni red) proizvodne jedinice ne smije se promijeniti za vrijeme ispitivanja. Akoproizvodna jedinica ima poteškoća s tokom snage, može se u iznimnim slučajevima dopustiti drugačijepodešavanje testnog signala ili radne točke, pri čemu vremenski slijed i trajanje ostaju nepromijenjeni. Oko ispitnog signala, odnosno zahtjeva, koji šalje operator formira se zona tolerancije (Slika 2.)unutar koje se mora nalaziti trenutna snaga- Kod skokova snage računa se nominalna minimalnadobavljena snaga prema formuli 4. Vremenska konstanta PT1-članka računa se iz krivulje opisane uŠvicarskim mrežnim pravilima [4] i predstavlja nagib od 0.5 % nazivne snage proizvodne jedinice posekundi: T1  Pmax 1 (4) Pn 0.005 4

Str. 245gdje je T1 – vremenska konstantna, Pmax - maksimalna snaga generatora i Pn – nazivna snagageneratora. Dodatno je zadano: „negativno“ mrtvo vrijeme: 10s, „pozitivno“ mrtvo vrijeme: 20s i amplitudnazona: 5% dobavljene sekundarne regulacijske snage.Slika 2. Testni signal za ispitivanje sposobnost za sekundarnu regulaciju Sva prekoračenja zone se sumiraju i vrednuju prema ispitnom signalu. Ona ne smiju iznositi višeod 1% ukupne površine iz duljine verifikacijskog ispitivanja pomnožene s ispitnom snagom u skladu ssljedećim uvjetom:td Pdiff  tt 100%  1% (5) 0Psek  tdgdje je Psek – Udaljenost između maksimalne i minimalne sekundarne regulacijske snage, Pdiff –prekoračenje zone i td – trajanje ispitivanja i tt – gradijent promjene snage. Tijekom ispitivanja snimaju se slijedeći podaci proizvodnih jedinica u vremenskoj rezoluciji odnajmanje 10 sekundi:  mrežna frekvencija zbog kasnije sinkronizacije vremenskog intervala (razmaka);  primljeni ispitni signal proizvodne jedinice zbog utvrđivanja kvalitete prijenosa;  udio djelatne snage ispitivanog stroja u vremenskom intervalu;  radna točka svih postrojenja proizvodne jedinice. Za vrijeme ispitivanja treba isključiti primarnu regulaciju kako bi se osigurala ispravna analizaodziva proizvodne jedinice. Ukoliko proizvodna jedinica ne zadovolji kriterije, ispitivanje se može ponoviti.Tijek ispitivanja se dogovara s operatorom prijenosnog sustava. Kako bi se izbjegla velika odstupanjafrekvencije i s njim povezana reakcija primarne regulacije, operator prijenosnog sustava predlaže da seispitivanja provode u nekritičnom vremenu, odnosno između 13:30 i 15:45h . Na temelju verifikacijskih postupaka operator prijenosnog sustava uređuje popis proizvodnihjedinica za isporuku usluga sustava pri čemu proizvodna jedinica može biti konvencionalna ili virtualna. Konvencionalna proizvodna jedinica određena je kao ograničeno postrojenje jedne elektrane kaonpr. blok elektrane, postrojenje, veliki potrošač, agregat vlastite potrošnje, kaskadno postrojenje ili slično. Virtualna proizvodna jedinica sastoji se od određenog smislenog broja pojedinih postrojenja, kaonpr. toplinske pumpe i kogeneracijskog postrojenja na visokonaponskoj razini, odnosno prijenosnoj mreži.Virtualna proizvodna jedinica podrazumijeva da su pojedini dijelovi zajednički obuhvaćeni u upravljačkomi nadzornom sustavu. Za svaku pojedinu uslugu sustava potrebno je specificirati podatke o pripadnom pogonskompostrojenju, prividnu i djelatnu snagu, shemu spoja i mjesto predaje električne energije u prijenosnumrežu za konvencionalne proizvodne jedinice, bilančnu grupu odgovornu za postrojenje i mrežu ako nijeizravno priključeno na prijenosnu mrežu te je li postrojenje uključeno u neki od sustava poticaja. Zavirtualne proizvodne jedinice potrebno je dodatno specificirati za dijelove postrojenja tip i pripadnost 5

Str. 246bilančnoj grupi, isporučitelja električne energije, nazivnu snagu, oznaku mjernog mjesta te jesu li uključeniu sustav poticaja. [5]3. VERIFIKACIJSKI POSTUPCI ZA PRUŽANJE REGULACIJSKI REZERVI U NJEMAČKOMREGULACIJSKOM PODRUČJU Verifikacijski postupak u njemačkom regulacijskom području koje je u nadležnosti četiri operatoraprijenosnih sustava (50Hertz, Amprion, Tennet i Transnet), pokreće se na zahtjev ponuditelja i traje oko 2mjeseca [6]. Parametri koje ponuditelj mora zadovoljiti u verifikacijskom postupku propisani su njemačkimmrežnim pravilima, koja se temelje se na Pravilima pogona ENTSO-E, ali uz dodatne postroženezahtjeve. Ponuditelj koji je pokrenuo verifikacijski postupak za pružanje usluge primarne regulacijskeenergije mora uz uvjete definirane Pravilima pogona ENTSO-E-a [7] (npr. mjerna pogreška < ±10mHz,mrtva zona regulatora < ±10mHz, potpuna aktivacija unutar 30sec kod promjene frekvencije za 200mH,vrijeme aktiviranosti po poremećaju > 15min) ispuniti i uvjet da za primarnu regulaciju oslobađaminimalno 2% nazivne snage (ujedno i minimalno 2 MW snage) proizvodne jedinice. Primarna regulacijamora biti raspoloživa 100%. Ukoliko se ne radi o višoj sili, odnosno uzroku na koji ponuditelj ne možeutjecati, ponuditelj mora poduzeti sve mjere da neraspoloživi, a ugovoreni iznos primarne regulacijskeenergije nadoknadi sa nekom drugom verificiranom jedinicom. Temeljnim ugovorom se definiraju ieventualne kazne za neispunjenje pune raspoloživosti. Ponuditelj koji namjerava verificirati svoja postrojenja za pružanje usluge sekundarne regulacijskerezerve mora ispuniti sljedeće odredbe:  potpuna aktivacija cijele rezerve mora biti izvršena unutar 5 minuta (za razliku od Pravila pogona ENTSO-E prema kojima je dozvoljeno 15 minuta). Ovime je maksimalna snaga koja se može verificirati kao snaga sekundarne regulacije ona koja se može podići/spustiti unutar 5 minuta;  maksimalno dozvoljeno kratkotrajno prekoračenje iznosa zahtjeva iznosi 10% ili maksimalno 5MW (čime je ublažen tehnički teško ostvariva odredba Pravila pogona ENTSO-E prema kojoj prekoračenja iznosa zahtjeva ne smije biti);  minimalna brzina podizanja tereta: 2% Pn /min;  minimalna raspoloživost: 95%. U cilju povećanja raspoloživosti dozvoljeno je udruživanje više proizvodnih jedinica u grupu. Pritome jedna jedinica odnosno grupa smije vršiti sekundarnu regulaciju samo za jednog operatoraprijenosnog sustava. Svaka jedinica može pripadati samo jednom ponuditelju i unutar 15 minutnogintervala ne smije mijenjati grupu. Tijekom verifikacijskog postupka ponuditelj se opredjeljuje za jednu od opcija: prima li signalodnosno nalog za aktivaciju od strane operatora objedinjen za cijelu grupu ili za svakog člana grupeprima zasebni signal. Ukoliko se ponuditelj odluči primati grupni signal, taj signal je bez odgode dužanproslijediti jedinicama u grupi. Nakon 30 sekundi po zahtjevu mora postojati mjerljiv odziv. Ukolikoproizvodna jedinca pridružena grupi ispadne iz pogona, potrebno ju je zamijeniti (npr. promjenomregulacijskog opsega na drugoj jedinici). Ukoliko se pak ponuditelj odluči primati zasebni signal za svakogčlana grupe, propisano je da je minimalno dozvoljeni regulacijski opseg po proizvodnoj jedinici 10MW, teda mora biti u mogućnosti davati snagu za koju je verificiran minimalno 4 sata u kontinuitetu. [8] Verifikacijski postupak za pružanje usluga tercijarne regulacije može se zatražiti za postrojenjapotrošača i za postrojenja proizvođača i to, kako za pozitivnu, tako i za negativnu (spuštanje tereta)energiju, s time da je potrebno navesti eventualna ograničenja u trajanju angažmana u MWh (npr. zacrpke i terete). Zadano je da po upućenom zahtjevu rezerva bude potpuno aktivirana unutar 15 minuta, teda ostane aktivirana po poremećaju od 15 minuta do 1 sat, odnosno do nekoliko sati kod uzastopnihporemećaja. Uvjet je također da raspoloživost bude 100%, s time da jedinice koje ne mogu garantirati100%-tnu raspoloživost imaju mogućnost verifikacije unutar udružene grupe. ENTSO-E [7] razlikuje dva načina aktivacije tercijarne rezerve: direktno i po satnici (planu rada).U njemačkom regulacijskom području se primjenjuje plansko angažiranje vezano na 15-minutni raster, nanačin da vozni red tercijarne rezerve počinje u sljedećem 15-minutnom intervalu ako je zahtjev zaprimljenunutar prvih 7,5 minuta 15-minutnog intervala; odnosno u 15-minutnom intervalu koji slijedi iza sljedećeg15-minutnog intervala ako je zahtjev zaprimljen unutar druge 7,5 minute 15-minutnog intervala. [8] Zakonom je predviđeno da su operatori obvezni raspisati natječaj i za 3000 MW tereta smogućnošću privremenog isključenja (njem: abschalbare Lasten) s ciljem očuvanja ili poboljšanjasigurnosti pogona. Tereti s mogućnošću privremenog isključenja, koji također trebaju proći verifikacijskipostupak, su jedinice potrošača velike snage koje su priključene na visokonaponsku razinu i konstantnouzimaju energiju iz mreže, a bez posljedica mogu podnijeti kratkotrajnu redukciju potrošnje na zahtjev. 6

Str. 247Uvjet je da snaga takvog tereta iznosi najmanje 50MW, no u cilju dostizanja minimalne snage dozvoljenoje udruživanje do pet jedinica tereta priključenih na istu distribucijsku mrežu. Što se tiče brzine odziva(isključenja) na daljinsku komandu tereti se klasificiraju u dvije skupine:  odmah isključivi tereti: isključivi unutar 1 sekunde daljinskom komandom podfrekventnog releja, odnosno odmah po daljinskoj komandi operatora, i  brzo isključivi tereti: isključivi unutar 15 minuta po daljinskoj komandi operatora. Ponuditelj mora glede trajanja isključenja po aktivaciji zadovoljiti jedan od tri kriterija:  najmanje 15 minuta, nekoliko puta dnevno u neodređenim razmacima, maksimalno do 1 sat po danu, najmanje 4 puta tjedno, a ukoliko se postigne trajanje 4 h/dan, sljedeće isključenje smije uslijediti nakon minimalno 12 sati, ili  najmanje 4 sata u komadu, jednom u 7 dana, a po aktivaciji sljedeće isključenje je dozvoljeno nakon minimalno 48 sati , ili  najmanje 8 sati u komadu, jednom u 14 dana, a po aktivaciji sljedeće isključenje je dozvoljeno nakon minimalno 48 sati.Slika 3. Prikaz zahtjeva i odziva za zadovoljenje parametara verifikacijskog postupka za tercijarnu rezervu negativnog iznosa 30 MW, usporedna njemačkih i austrijskih kriterija Propisana je minimalna dozvoljena neraspoloživost od 4 dana na mjesec, no iznimno jedozvoljena i neraspoloživost tereta ako je barem u 15 minutnom intervalu na burzi električne energije(njem. Boerslicher Grosshandelsmarkt fuer Strom) odnosno na tržištu regulacijske energije (njem. Marktfuer positive Regelleistung) postignuta cijena angažmana veća od cijene angažmana kao tereta smogućnošću privremenog isključenja. [9] Osim navedenog, propisani su i organizacijski, te komunikacijsko-informatički aspekti pružanjausluge regulacijske energije. Ponuditelj mora imati kontakt osobu s 24 satnim dežurstvom za koordinacijurada ugovornih postrojenja, promptno reagiranje na smetnje u radu postrojenja, te komunikaciju soperatorom prijenosnog sustava. Potrebne su i suglasnosti voditelja bilančne skupine te operatora mrežena koju je postrojenje priključeno. Propisane su vrste komunikacijskih putova, podaci koji se razmjenjuju,protokoli i formati datoteka. Na primjer, za pružanje usluge sekundarne regulacije se traži redundantnatočka-točka konfiguracija sa IEC 870-5-101 protokolom i intervalom regulacije minimalno 4 sekunde tevremenom prosljeđivanja mjerene vrijednosti operatoru od maksimalno 5 sekundi. Ispravnost razmjenepodataka se provjerava u verifikacijskom postupku.4. VERIFIKACIJSKI POSTUPCI ZA PRUŽANJE REGULACIJSKI REZERVI U AUSTRIJSKOMREGULACIJSKOM PODRUČJU 7

Str. 248 Tehnički zahtjevi koje pružatelji usluga primarne, sekundarne i tercijarne regulacije u austrijskomregulacijskom području moraju dokazati u verifikacijskom postupku za potvrđivanje sposobnostiproizvodnih jedinica kojima raspolažu u skladu su s Pravilima pogona ENTSO-E (tablica 1). [10]REGULACIJA PRIMARNA SEKUNDARNA TERCIJARNAVrijeme aktivacije 30 sekundi 5 minuta 10 minuta (uvijek raspoloživ za Najmanji gradijent: 2% nazivne aktivaciju) snage u minutiRaspoloživi +/- 2 MW +/- 2 MW +/- 0,5 MW (uvjet za Pool-ove)regulacijski opsegVremenska postavka - 15 minuta 15 minutarezolucije Automatska putem ASRAktivacija Automatska (kroz mrežnu Nužan redudantni put podataka Ručna aktivacija, telefonski frekvenciju) prema APG-u poziv Poveznica prema 2 različita tehnički udaljena čvorišta Automatska aktivacija Pomaknuće online-mjernih vrijednosti tehničke jedinice – posredstvom MOL-Servera od Q1/2014 planirana maksimalno 10 sekundi Prigušenje, zaustavljanjeTehnički detalji kondenzata Točnost frekvencijskog opsega Gradijent prema RGCE OH P1 Online-vrijednosti za Pool Online-vrijednosti za PoolPohrana podataka Pohrana podataka (6 mjeseci, Pohrana podataka (6 mjeseci, 15 minuta rezolucija) 15 minuta rezolucija)Valjanost 3 godine 3 godine 3 godineTablica 1. Tehnički zahtjevi za pružatelje usluga regulacije u austrijskom regulacijskom području Verifikacijski postupak koji mora proći pružatelj usluge primarne regulacije u regulacijskompodručju APG-a podrazumijeva dva aspekta, dostavu komercijalnih dokaza te provjeru minimalnihtehničkih i pogonskih sposobnosti. Minimalni tehnički i pogonski zahtjevi za pružatelja usluge primarneregulacije koji se provjeravaju su sljedeći:  tehničke granice odziva – u slučaju potrebe cijeli iznos primarne regulacije mora biti raspoloživ;  mjesto priključka na mrežu;  izvedba;  raspoloživi opseg primarne regulacije – najmanje +/- 2MW;  frekvencijski opseg – podešenje relejne zaštite u skladu s tehničkim i organizacijskim pravilima;  točnost mjerenja primarne regulacije – greška mjerenja unutar +/-5 mHz;  protokol mjernih vrijednosti – zbog kontrole/analize odziva na velike poremećaje u mreži;  mrtva zona regulatora – područje u kojem primarna regulacija ne reagira ;  brzina aktivacije – primarna regulacija mora reagirati na promjenu frekvencije od +/- 200mHz unutar 30 sekundi;  radna i vremenska raspoloživost – prema zahtjevu je vremenski period od 30 minuta bez obzira na sekundarnu regulaciju;  statizam;  raspoloživost za primarnu regulaciju je obvezna bez obzira na sudjelovanje u sekundarnoj regulaciji. Uz navedeno, pružatelj usluge mora dostaviti jednopolnu shemu postrojenja i spoja na mrežu,nazivne podatke generatora, nazivne podatke turbine i turbinskog regulatora te podatke o podešenjunadfrekventne i podfrekventne relejne zaštite. Verifikacijski postupci za pružatelje usluge sekundarne regulacije i za pružatelje usluge tercijarneregulacije podrazumijevaju iste procedure, ali se provode odvojeno posebno za svaku uslugu. Postupakverifikacije također obuhvaća dva dijela, opći, koji podrazumijeva pojmove, definicije te pojašnjenjeprincipa vezanih uz sekundarnu regulaciju, odnosno tercijarnu regulaciju te tehnički dio. Minimalni tehnički i pogonski zahtjevi za pružatelje usluga sekundarne regulacije i tercijarneregulacije koji se dokazuju su sljedeći:  tehnička svojstva – ime, priključak, tip, nazivna snaga, minimalna snaga,maksimalna snaga, maksimalni regulacijski opseg, vrijeme odziva na skokovite promjene postavih vrijednosti, brzina promjene snage, gradijent promjene te ograničenja snage; 8

Str. 249  tehnička raspoloživost aktivacije – sposobnost tehničke jedinice da pruža uslugu sekundarne/tercijarne regulacije;  mjesto priključka na mrežu;  raspoloživi opseg sekundarne/tercijarne regulacije – najmanje 2 MW;  regulacijska dinamika – najmanji gradijent u slučaju udruživanja u grupu;  pretvorba zadane veličine ponuditelja – u slučaju udruživanja u grupu – dopuštena promjena signala od 10% - zadana vrijednost ne smije preći više od 5MW;  kontinuirana raspoloživost i isporuka;  sposobnost sekundarne regulacije – reakcija na postavke automatskog sekundarnog regulatora. Ostalo vezano uz postupak verifikacije odnosi se na dostavu općih podataka, načina razmjenepodataka i komunikacije između sustava pružatelja usluge i operatora prijenosnog sustava. Za prethodno opisane postupke verifikacije tehničkih sposobnosti pružatelja usluga primarne,sekundarne i tercijarne regulacija u tijeku je usklađivanje obzirom na iskustva u dosadašnjoj primjeni istihte najavljenog stupanja na snagu pravila za mrežu (NC) LFC&R.5. OKVIRNI UGOVORI ZA PRUŽATELJE USLUGA SUSTAVA Okvirni ugovori za isporuku primarne, sekundarne i tercijarne regulacije između operatoraprijenosnih sustava i ugovornog partnera (Ponuditelja) za isporuku usluga regulacije sustava premasadržaju slični u promatranim regulacijskim područjima [11-15]. U glavnim crtama obuhvaćaju sljedećestavke:  predmet i svrha okvirnog ugovora – u svrhu sudjelovanja u natječaju za pružanje regulacijske usluge u okviru usluga sustava;  preduvjeti za sklapanje ugovora  Proizvodna jedinica  Verifikacija – dokaz o uredno provedenom verifikacijskom postupku od strane nadležnog operatora prijenosnog sustava koji ima pravo da, ako i kad god utvrdi da je potrebno, ali o svom trošku, provesti dodatna ispitivanja;  Izmjena uvjeta verifikacije – prije izmjene uvjeta verifikacije operator prijenosnog sustava obavještava ugovornog partnera.  informacijsko tehničko povezivanje;  natječaj – sve povezano s natječajima za pružanje usluga sustava (npr. sadržaj ponude, predaja ponude preko internetske platforme, provedba natječaja, odabir, objava rezultata i dr.)  nedovoljna regulacijska snaga – postupci u slučaju problema u mreži i dodatna nabava u slučaju problema u mreži izvan okvira natječaja;  raspoloživost, konvencionalne kazne – raspoloživost regulacijske snage mora iznositi 100%, a u slučaju neraspoloživosti krivicom ponuditelja naplaćuje se kazna prema određenom faktoru;.  zagušenja u mreži – promjena plana rada proizvodne jedinice za regulaciju u slučaju zagušenja u mreži od strane operatora prijenosnog sustava;  ostale obveze ugovornog partnera;  ostale opće odredbe (obračun, kontakti, jamstvo, povjerljivost i zaštita podataka, trajanje i otkazivanje ugovora/suspenzija);  dodaci ugovoru – (rezultati verifikacijskog postupka, uvjeti za sudjelovanje u natječaju, izjava voditelja bilančne grupe, definicije).6. NABAVA USLUGA PRUŽANJA PRIMARNE, SEKUNDARNE I TERCIJARNE REGULACIJE UHRVATSKOM REGULACIJSKOM PODRUČJU Operator prijenosnog sustava (HOPS) odgovoran je za uravnoteženje EES-a u stvarnomvremenu, za planiranje potrebe za pomoćnim uslugama sustava i njihovu nabavu na tržišno zasnovaninačin. Potrebe za potrebnim regulacijskim rezervama definirane su ENTSO-E pogonskim priručnikom(engl. ENTSO-E Operational Handbook, Policy 1). [7] U Hrvatskoj se trenutno primjenjuje tržišni modelnabave pomoćnih usluga sustava na temelju kojeg operator prijenosnog sustava unutar određenogvremenskog perioda procjenjuje potrebe za pomoćnim uslugama sustava i za taj vremenski periodugovara osiguravanje spomenutih usluga na nacionalnom tržištu električne energije. Takvo osiguravanjerezervi je izrazito nepovoljno s tehničke strane jer nesigurnost procjene odstupanja plana i ostvarenja 9