G – Glossary [E]

Chapters A. Glossary of terms B. List of acronyms C. List of units

History of changes v2.2 draft 24.06.2004 UCTE Secretariat glossary update v2.1 draft 12.05.2004 UCTE Secretariat new terms added v2.0 draft 01.03.2004 OpHB-Team minor changes, linguistic review

Current status This glossary is a growing list of terms1, acronyms and units commonly used in the policies and appendices of the Operation Handbook. In order to identify common terms of this glossary when used in any document, all terms listed in this glossary shall be formatted in a “CAPITALISED” manner (but not written in capital letters). This version of the document (version 2.2, level E, dated 24.06.2004) has “final” status. This document and other chapters of the UCTE Operation Handbook as well as excerpts from it may not be published, redistributed or modified in any technical means or used for any other purpose outside of UCTE without written permission in advance.

1: Additional terms to be included shall be submitted to the UCTE secretariat ( Jakub.Fijalkowski@ucte.org) or to the secretary of the UCTE WG Operations & Security ( jens.albrecht@rwe.com).

G – Rečnik [E]

Poglavlja A. Rečnik termina B. Spisak skraćenica C. Lista jedinica Istorija promena v2.2 nacrt 24.06.2004 UCTE Sekretarijat ažuriranje rečnika v2.1 nacrt 12.05.2004 UCTE Sekretarijat dodati novi termini v2.0 nacrt 01.03.2004 Tim OP manje promene, lingvistička provera

Trenutni status Ovaj rečnik je rastući spisak termina1, skraćenica i jedinica koje su obično korišćene u pravilima i aneksima Operativnog priručnika. Sa ciljem da naznači opšte termine ovog rečnika, kada se koriste u bilo kom dokumentu, svi termini koji su navedeni u ovom rečniku će biti formatirani kao “VELIKI” (neće biti napisani velikim slovima korišćenog fonta, već velikim slovima manjeg fonta). Ova verzija dokumenta (verzija 2.2, nivo E, od 24.06.2004) ima status“konačne verzije”.

Ovaj dokument i ostala poglavlja UCTE Operativnog priručnika, kao i njegovi odlomci ne mogu se objavljivati, distribuirati niti menjati bilo kojim tehničkim sredstvima niti koristiti za neku drugu svrhu van UCTE bez prethodnog pismenog odobrenja.

1: Da bi dodatni termini bili uključeni, oni treba da budu dostavljeni UCTE sekretarijatu ( Jakub.Fijalkowski@ucte.org) ili sekretaru UCTE Radne Grupe “Upravljanje i sigurnost” ( jens.albrecht@rwe.com).

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–2

A. Glossary of terms [UCTE ground rule for the co-ordination of the accounting and the organisation of the load-frequency control, 1999] [Articles of association of the UCTE, 2001] [NERC glossary of terms, 08.1996, ETSO Definitions of Transfer Capacities in liberalised Electricity Markets, 2001]

Term (Acronym) {Synonym} ( References) Definition / explanation, CROSS-REFERENCE.

Accounting {Energy ~, ~ of Unintentional Deviations} ( P2) After the EXCHANGE PROGRAMS have been validated during the scheduling phase, and taking into account the real-time observation of UNINTENTIONAL DEVIATIONS across a set of OBSERVATION LINES, ACCOUNTING is the organisational process implemented in order to: • collect the provisional and the final values of the exchanged energy for each time interval; • determine the UNINTENTIONAL DEVIATIONS of energy and set-up the corresponding

COMPENSATION PROGRAMS for their offsetting during the following week.

Accounting Co-ordination ( P2) ACCOUNTING CO-ORDINATION means a co-ordination service provided to the CONTROL BLOCKS, by the sites in charge of performing the ACCOUNTING CO-ORDINATION for the purpose of carrying out the ACCOUNTING. It consists of the following phases: • acquisition and validation of the EXCHANGE PROGRAMS between the CONTROL BLOCKS during the

scheduling phase; • acquisition of the EMRs’ values of TIE-LINES2 among CONTROL BLOCKS to compute the

provisional energy exchanges; • real-time observation across the previously defined OBSERVATION LINES; • computation of the provisional and final UNINTENTIONAL DEVIATIONS; • computation of the COMPENSATION PROGRAMS for each CONTROL BLOCK. If these tasks are performed at different locations, a very close co-operation must be ensured among the centres responsible for these activities. Responsibility for correct ACCOUNTING remains with the co-ordinators of the individual CONTROL BLOCKS and CONTROL AREAS. Responsibility for this matter cannot be delegated to the ACCOUNTING CO-ORDINATION. The CONTROL BLOCKS and CONTROL AREAS are responsible for the resources required to provide the results of the ACCOUNTING. In order to be able to monitor and supervise the operation of their CONTROL BLOCK or CONTROL AREA, they all need to be equipped with a real-time data acquisition system. The ACCOUNTING CO-ORDINATION is provided with the necessary data to enable some checking at a global level and to give extra confirmation to the co-ordinators of the CONTROL BLOCKS and CONTROL AREAS that no major mistake has gone undetected or that, if such an error should occur, it would not stay undetected for a long time.

Active Power ACTIVE POWER is a real component of the apparent power, usually expressed in kilowatts (kW) or megawatts (MW), in contrast to REACTIVE POWER.

2 Including virtual TIE-LINES that may exist for the operation of jointly owned power plants.

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–2

A. Rečnik termina [Osnovno pravilo UCTE za koordinaciju obračuna i organizaciju regulacije snaga-frekvencija, 1999] [Ugovori o osnivanju UCTE, 2001] [NERC rečnik termina, 08.1996, ETSO Definicija prenosnih kapaciteta u liberalizovanim tržištima električne energije, 2001] Termin (Skraćenica) {Sinonim} ( Reference) Definicija / objašnjenje, UNAKRSNA-REFERENCA.

Obračun { ~ energije, ~ neželjenih odstupanja} ( P2) Nakon usvajanja PROGRAMA RAZMENA u fazi planiranja, i uzimajući u obzir posmatranje NEŽELJENIH ODSTUPANJA u realnom vremenu na grupi LINIJA POSMATRANJA, OBRAČUN je organizacioni proces koji se primenjuje u cilju: • prikupljanja preliminarnih i konačnih vrednosti razmenjene električne energije za svaki vremenski

interval • utvrđivanja NEŽELJENIH ODSTUPANJA energije i zadavanja odgovarajućih KOMPENZACIONIH

PROGRAMA za njihovo poravnanje tokom naredne nedelje. Koordinacija obračuna ( P2) KOORDINACIJA OBRAČUNA znači uslugu koordinacije koju REGULACIONIM BLOKOVIMA pružaju subjekti zaduženi za obavljanje KOORDINACIJE OBRAČUNA za potrebe vršenja OBRAČUNA. Sastoji se od sledećih faza: • prikupljanje i usvajanje PROGRAMA RAZMENE između REGULACIONIH BLOKOVA tokom faze

planiranja; • prikupljanje vrednosti OČITAVANJEM BROJILA ENERGIJE sa POVEZNIH DALEKOVODA2 između

REGULACIONIH BLOKOVA radi izračunavanja preliminarnih razmena električne energije; • praćenje u realnom vremenu na prethodno definisanim LINIJAMA POSMATRANJA; • izračunavanje preliminarnih i konačnih NEŽELJENIH ODSTUPANJA; • izračunavanje KOMPENZACIONIH PROGRAMA za svaki REGULACIONI BLOK. Ako se ovi zadaci izvršavaju na različitim lokacijama, mora se obezbediti bliska saradnja između centara nadležnih za ove aktivnosti. Koordinatori zasebnih REGULACIONIH BLOKOVA i REGULACIONIH OBLASTI su nadležni za korektno vršenje OBRAČUNA. Nadležnost za ova pitanja ne može se preneti na KOORDINATORA OBRAČUNA. REGULACIONI BLOKOVI i REGULACIONE OBLASTI nadležni su za sredstva koja su potrebna da bi se dobili rezultati OBRAČUNA. Da bi mogli da prate i nadgledaju rad svojih REGULACIONIH BLOKOVA ili REGULACIONIH OBLASTI, svi moraju da budu opremljeni sistemom za prikupljanje podataka u realnom vremenu. KOORDINATOR OBRAČUNA dobija neophodne podatke koji mu omogućuju određeni nivo provere na globalnom nivou i pružanje dodatne potvrde koordinatorima REGULACIONIH BLOKOVA i REGULACIONIH OBLASTI da se nijedna veća greška nije mogla potkrasti, niti da će ostati neprimećena u dužem vremenskom periodu u slučaju da se dogodi.

Aktivna snaga AKTIVNA SNAGA je realna komponenta prividne snage, obično izražena u kilovatima (kW) ili megavatima (MW), nasuprot REAKTIVNOJ SNAZI.

2 Uključujući virtuelne POVEZNE DALEKOVODE koji mogu postojati zbog rada elektrana u zajedničkom vlasništvu.

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–3

Adjacent Control Area {Adjacent System} ( P1-B) An ADJACENT CONTROL AREA (or ADJACENT SYSTEM) is any CONTROL AREA (or system) either directly interconnected with or electrically close to (so as to be significantly affected by the existence of) another CONTROL AREA (or system).

Ancillary Services ( P1) ANCILLARY SERVICES are Interconnected Operations Services identified as necessary to effect a transfer of electricity between purchasing and selling entities (TRANSMISSION) and which a provider of TRANSMISSION services must include in an open access transmission tariff.

Apparent Power APPARENT POWER is the product of voltage (in volts) and current (in amperes). It consists of a real component (ACTIVE POWER) and an imaginary component (REACTIVE POWER), usually expressed in kilovolt-amperes (kVA) or megavolt-amperes (MVA).

Already Allocated Capacity (AAC) The ALREADY ALLOCATED CAPACITY is the total amount of allocated transmission rights, whether they are capacity or EXCHANGE PROGRAMS depending on the allocation method.

Area Control Error (ACE) ( P1-B) The AREA CONTROL ERROR is the instantaneous difference between the actual and the reference value (measured total power value and scheduled CONTROL PROGRAM) for the power interchange of a CONTROL AREA (UNINTENTIONAL DEVIATION), taking into account the effect of the FREQUENCY BIAS for that CONTROL AREA according to the NETWORK POWER FREQUENCY CHARACTERISTIC of that CONTROL AREA and the overall FREQUENCY DEVIATION.

Automatic Generation Control (AGC) ( P1-B) AUTOMATIC GENERATION CONTROL is an equipment that automatically adjusts the generation to maintain its generation dispatch, interchange schedule plus its share of frequency regulation. AGC is a combination of SECONDARY CONTROL for a CONTROL AREA / BLOCK and real-time operation of the generation dispatch function (based on generation scheduling). SECONDARY CONTROL is operated by the TSO, generation scheduling is operated by the respective generation companies (GENCOs).

Availability AVAILABILITY is a measure of time during which a generating unit, transmission line, ANCILLARY SERVICE or another facility is capable of providing service, whether or not it actually is in service. Typically, this measure is expressed as a percentage available for the period under consideration.

Available Transfer Capacity (ATC) AVAILABLE TRANSFER CAPACITY is a measure of the transfer capability remaining in the physical TRANSMISSION network for further commercial activity over and above already committed uses. AVAILABLE TRANSMISSION CAPACITY is the part of NTC that remains available after each phase of the allocation procedure for further commercial activity. ATC is defined by the following equation:

ATC = NTC- AAC

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–3

Susedna regulaciona oblast {Susedni sistem} ( P1-B) SUSEDNA REGULACIONA OBLAST (ili SUSEDNI SISTEM) je REGULACIONA OBLAST (ili sistem) koja je ili direktno povezana ili je u električnoj blizini (tako da značajno utiče svojim postojanjem) druge REGULACIONE OBLASTI (ili sistema). Prateće usluge ( P1) PRATEĆE USLUGE su usluge u povezanom radu neophodne za vršenje prenosa električne energije između subjekata koji prodaju i kupuju električnu energiju (PRENOS) i koje vršilac usluge PRENOSA mora uključiti u tarifu otvorenog pristupa prenosnom sistemu. Prividna snaga PRIVIDNA SNAGA je proizvod napona (u voltima) i struje (u amperima). Sastoji se od realne komponente (AKTIVNE SNAGE) i imaginarne komponente (REAKTIVNE SNAGE), i obično se izražava u kilovolt-amperima (kVA) ili megavolt-amperima (MVA). Već dodeljeni kapacitet (AAC) VEĆ DODELJENI KAPACITET je ukupan iznos dodeljenih prava prenosa, bilo da su to kapaciteti ili PROGRAMI RAZMENE zavisno od metode dodeljivanja. Regulaciona greška oblasti (ACE) ( P1-B) REGULACIONA GREŠKA OBLASTI je trenutna razlika između stvarne i referentne vrednosti (izmerene ukupne vrednosti snage i planiranog REGULACIONOG PROGRAMA) snage razmene REGULACIONE OBLASTI (NEŽELJENO ODSTUPANJE), uzimajući u obzir efekat FREKVENTNOG ČLANA za tu REGULACIONU OBLAST shodno REGULACIONOJ ENERGIJI SISTEMA te REGULACIONE OBLASTI i ukupnog ODSTUPANJA FREKVENCIJE.

Automatska regulacija proizvodnje (AGC) ( P1-B) AUTOMATSKA REGULACIJA PROIZVODNJE je oprema koja automatski podešava proizvodnju da bi se održao zahtevani nivo proizvodnje, tj. program razmena plus njen udeo u regulaciji frekvencije. AGC je kombinacija SEKUNDARNE REGULACIJE REGULACIONE OBLASTI / BLOKA i funkcije dispečiranja proizvodnje u realnom vremenu (zasnovane na planiranju proizvodnje). SEKUNDARNU REGULACIJU vrše TSO, a planiranje proizvodnje vrše odgovarajuća proizvodna preduzeća (GENCO). Raspoloživost RASPOLOŽIVOST je mera vremena tokom kog je proizvodna jedinica, prenosni dalekovod, PRATEĆA USLUGA ili neki drugi element sposoban da pruža uslugu, bez obzira da li stvarno jeste ili nije u upotrebi. Ova mera se obično izražava kao procenat raspoloživosti u posmatranom periodu.

Raspoloživi prenosni kapacitet (ATC) RASPOLOŽIVI PRENOSNI KAPACITET je mera prenosnih kapaciteta koji preostanu u fizičkoj PRENOSNOJ mreži za dalje komercijalne aktivnosti povrh kapaciteta koji su već zauzeti. RASPOLOŽIVI PRENOSNI KAPACITET je deo NETO PRENOSNOG KAPACITETA koji nakon svake faze procedure raspodele ostane na raspolaganju za dalje komercijalne aktivnosti. ATC se definiše sledećom jednačinom:

ATC = NTC- AAC

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–4

Black-start Capability ( P3, P5) BLACK-START CAPABILITY is the ability of a generating unit to go from a shutdown condition to an operating condition and start delivering power without assistance from the electric system.

Capacity CAPACITY is the rated continuous load-carrying ability of generation, transmission, or other electrical equipment, expressed in megawatts (MW) for ACTIVE POWER or megavolt-amperes (MVA) for APPARENT POWER.

Compensation program Compensation of UNINTENTIONAL DEVIATIONS is performed by exporting to / importing from the interconnected system during the compensation period by means of schedules of constant power within the same tariff periods as when they occurred (COMP).

Consumption See: DEMAND

Contingency ( P3) CONTINGENCY is the unexpected failure or outage of a system component, such as a generator, transmission line, circuit breaker, switch, or other electrical element. A CONTINGENCY also may include multiple components, which are related by situations leading to simultaneous component outages.

Control Area (CA) ( P1-B) A CONTROL AREA is a coherent part of the UCTE INTERCONNECTED SYSTEM (usually coincident with the territory of a company, a country or a geographical area, physically demarcated by the position of points for measurement of the interchanged power and energy to the remaining interconnected network), operated by a single TSO, with physical loads and controllable generation units connected within the CONTROL AREA. A CONTROL AREA may be a coherent part of a CONTROL BLOCK that has its own subordinate control in the hierarchy of SECONDARY CONTROL.

Control Block (CB) ( P1-B) A CONTROL BLOCK comprises one or more CONTROL AREAS, working together in the SECONDARY CONTROL function, with respect to the other CONTROL BLOCKS of the SYNCHRONOUS AREA it belongs to.

Control Area Operator ( P2) A CONTROL AREA OPERATOR is the operator of a CONTROL AREA usually a TSO.

Control Block Operator ( P2) The BLOCK OPERATOR is a single TSO that is responsible for SECONDARY CONTROL of the whole CONTROL BLOCK towards its interconnected neighbours / blocks, for ACCOUNTING of all CONTROL AREAS of that block, for organisation of the internal SECONDARY CONTROL within the block, and that operates the overall control of that block.

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–4

Sposobnost samopokretanja iz beznaponskog stanja ( P3, P5) SPOSOBNOST SAMOPOKRETANJA IZ BEZNAPONSKOG STANJA je sposobnost proizvodne jedinice da se iz stanja kada je bila isključena sa mreže vrati u operativno stanje, i počne da isporučuje snagu, bez pomoći elektroenergetskog sistema. Kapacitet KAPACITET je nazivna kontinualna opteretivost proizvodnje, prenosa ili neke druge električne opreme, izražena u megavatima (MW) za AKTIVNU SNAGU ili megavolt-amperima (MVA) za PRIVIDNU SNAGU. Kompenzacioni program Kompenzacija NEŽELJENIH ODSTUPANJA vrši se izvozom u / uvozom iz povezanog sistema tokom kompenzacionog perioda putem programa konstantne snage u okviru istih tarifnih perioda u kojima su se odstupanja dogodila. Konzum Videti: POTROŠNJA Ispad ( P3) ISPAD je neočekivani kvar ili isključenje elementa sistema, kao što je generator, prenosni dalekovod, prekidač, rastavljač ili neki drugi električni element. ISPAD takođe može obuhvatiti više elemenata i to u situacijama koje dovode do istovremenog isključenja elemenata.

Regulaciona oblast (CA) ( P1-B) REGULACIONA OBLAST je sastavni deo POVEZANOG UCTE SISTEMA (obično se poklapa sa teritorijom preduzeća, države ili geografske oblasti, fizički odeljene položajem mernih tačaka razmene snage i energije u odnosu na preostali deo povezane mreže), kojom upravlja jedan TSO, sa fizičkim opterećenjima i proizvodnim jedinicama kojima se upravlja u okviru te REGULACIONE OBLASTI. REGULACIONA OBLAST može biti sastavni deo nekog REGULACIONOG BLOKA koja ima sopstvenu nadređenu regulaciju u hijerarhiji SEKUNDARNE REGULACIJE.

Regulacioni Blok (CB) ( P1-B) REGULACIONI BLOK se sastoji od jedne ili više REGULACIONIH OBLASTI, koje zajedno vrše funkciju SEKUNDARNE REGULACIJE, u odnosu na ostale REGULACIONE BLOKOVE SINHRONE ZONE kojoj pripadaju.

Operator regulacione oblasti ( P2) OPERATOR REGULACIONE OBLASTI je operator REGULACIONE OBLASTI i to je obično TSO.

Operator regulacionog bloka ( P2) OPERATOR BLOKA je jedan TSO koji je nadležan za SEKUNDARNU REGULACIJU celog REGULACIONOG BLOKA prema svojim povezanim susedima / blokovima, za OBRAČUN svih REGULACIONIH OBLASTI tog bloka, za organizaciju unutrašnje SEKUNDARNE REGULACIJE u okviru bloka, i on upravlja celokupnom regulacijom tog bloka.

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–5

Control Program (CP) ( P1-B, P2) A CONTROL PROGRAM constitutes the SCHEDULE of the total programmed exchange of a CONTROL AREA / BLOCK, the sum of all EXCHANGE PROGRAMS and the COMPENSATION PROGRAM, that is used for SECONDARY CONTROL.

Co-ordination centre (CC) The CO-ORDINATION CENTRE is responsible for acquiring and validating the EXCHANGE PROGRAMMES among the CONTROL BLOCKS during the scheduling phase, acquiring the energy meter readings values of TIE-LINES among the CONTROL BLOCKS to compute the UNINTENTIONAL DEVIATIONS and the COMPENSATION PROGRAM to be carried out the following week in order to offset said UNINTENTIONAL DEVIATIONS. This task is shared among the CO-ORDINATION CENTRES UCTE North in Brauweiler and UCTE South in Laufenburg.

Curtailment CURTAILMENT means a reduction in the scheduled capacity or energy delivery.

Defence Plan ( P5) The DEFENCE PLAN summarises all technical and organisational measures taken to prevent the propagation or deterioration of a power system incident in order to avoid a collapse.

Demand {Consumption} DEMAND is the rate at which electric power is delivered to or by a system or part of a system, generally expressed in kilowatts (kW) or megawatts (MW), at a given instant or averaged over any designated interval of time. DEMAND should not be confused with LOAD (a LOAD is usually a device).

Disturbance DISTURBANCE is an unplanned event that produces an abnormal system condition.

Droop of a Generator ( P1-A, A1-A) The DROOP OF A GENERATOR is one of the parameters set on the primary speed controller of a GENERATING SET (generator and turbine). It is equal to the quotient of the relative quasi-steady-state FREQUENCY OFFSET on the network and the relative variation in power output from the generator associated with the action of the PRIMARY CONTROLLER. This ratio without dimension is generally expressed as a percentage.

Electrical Energy ELECTRICAL ENERGY is a measure of the generation or use of electric power by a device integrated over a period of time; it is expressed in kilowatt-hours (kWh), megawatt-hours (MWh), or gigawatt-hours (GWh).

Electric System Losses ELECTRIC SYSTEM LOSSES are total electric energy losses in the electric system. The losses consist of TRANSMISSION, transformation, and distribution losses between supply sources and delivery points. Electric energy is lost primarily due to heating of transmission and distribution elements.

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–5

Regulacioni program (CP) ( P1-B, P2) REGULACIONI PROGRAM obuhvata PLAN ukupnih razmena REGULACIONE OBLASTI / BLOKA, zbir svih PROGRAMA RAZMENE i KOMPENZACIONOG PROGRAMA, koji se koristi u SEKUNDARNOJ REGULACIJI.

Koordinacioni centar (CC) KOORDINACIONI CENTAR je nadležan za prikupljanje i usvajanje PROGRAMA RAZMENE između REGULACIONIH BLOKOVA tokom faze planiranja, prikupljanje podataka sa mernih uređaja na POVEZNIM DALEKOVODIMA između REGULACIONIH BLOKOVA radi izračunavanja NEŽELJENIH ODSTUPANJA i KOMPENZACIONIH PROGRAMA koji treba da se izvrše u toku naredne nedelje u cilju kompenzacije NEŽELJENIH ODSTUPANJA. Ovaj zadatak dele KOORDINACIONI CENTRI UCTE Sever u Brauvajleru i UCTE Jug u Laufenburgu. Ograničavanje OGRANIČAVANJE znači smanjenje planiranog kapaciteta ili isporuke energije. Plan odbrane ( P5) PLAN ODBRANE obuhvata sve tehničke i organizacione mere preduzete da bi se sprečilo širenje ili pogoršavanje poremećaja u elektroenergetskom sistemu u cilju izbegavanja raspada. Potrošnja {Konzum} POTROŠNJA je iznos u kome se električna energija isporučuje u sistem ili preuzima iz sistema ili jednog njegovog dela, i obično se izražava u kilovatima (kW) ili megavatima (MW), bilo u datom trenutku bilo kao prosečna vrednost u nekom određenom vremenskom periodu. POTROŠNJA ne treba da se meša sa OPTEREĆENJEM (OPTEREĆENJE je najčešće uređaj). Poremećaj POREMEĆAJ je neplanirani događaj koji uzrokuje nenormalne uslove u sistemu. Statizam generatora ( P1-A, A1-A) STATIZAM GENERATORA je jedan od parametara podešen na primarnom regulatoru brzine AGREGATA (generator i turbina). On je jednak količniku relativnog kvazi-stacionarnog ODSTUPANJA FREKVENCIJE u mreži i relativne promene izlazne snage generatora uzrokovane delovanjem PRIMARNOG REGULATORA. Ovaj odnos bez dimenzije obično se izražava u procentima.

Električna energija ELEKTRIČNA ENERGIJA je mera proizvodnje ili potrošnje električne snage uređaja integraljene u jednom određenom vremenskom periodu; izražena je u kilovatčasovima (kWh), megavatčasovima (MWh), ili gigavatčasovima (GWh). Gubici u elektroenergetskom sistemu GUBICI U ELEKTROENERGETSKOM SISTEMU su ukupni gubici električne energije u elektroenergetskom sistemu. Gubici se sastoje od PRENOSNIH, transformacijskih, i distributivnih gubitaka između izvora snabdevanja i mesta isporuke. Električna energija se prvenstveno gubi zbog grejanja prenosnih i distributivnih elemenata.

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–6

Electronic Highway (EH) ( P6) The ELECTRONIC HIGHWAY represents a secure, fast, reliable and highly available communication infrastructure for real-time and non-real-time data exchanges between TSOs.

Energy Meter Readings (EMRs) ( P2) ENERGY METER READINGS are performed (in addition to those for internal lines, transformers, generators and LOADS) for actual energy exchanges on TIE-LINES3 between CONTROL BLOCKS (of CONTROL AREAS) to carry out the ACCOUNTING function (e.g.: to compute, together with scheduled exchanges, the UNINTENTIONAL DEVIATIONS for each time interval).

Exchange Program (CAX, CBX) ( P2) An EXCHANGE PROGRAM represents the total scheduled energy interchange between two CONTROL AREAS (CAX) OR BETWEEN CONTROL BLOCKS (CBX).

Exchange Schedule (CAS, CBS) ( P2) An EXCHANGE SCHEDULE defines an agreed transaction with regard to its size (megawatts), start and end time, RAMP PERIOD and type (e.g. firmness); it is required for delivery and receipt of power and energy between the contracting parties and the CONTROL AREA(S) (CAS) or between control areas and control blocks (CBS) involved in the transaction.

Frequency see: SYSTEM FREQUENCY

Frequency Bias see: NETWORK POWER FREQUENCY CHARACTERISTIC

Frequency Control See: PRIMARY CONTROL.

Frequency Deviation ( P1) FREQUENCY DEVIATION means a departure of the actual SYSTEM FREQUENCY from the set value frequency.

Frequency Offset ( P1-D) FREQUENCY OFFSET is the difference between the actual and the nominal value of the SYSTEM FREQUENCY in order to correct the SYNCHRONOUS TIME (TIME CONTROL); it is not identical with FREQUENCY DEVIATION.

Generation GENERATION is the rate at which a GENERATION SET delivers electric power to a system or part of a system, generally expressed in kilowatts (kW) or megawatts (MW), at a given instant or averaged over any designated interval of time, see also: DEMAND.

3 Including virtual tie-lines that may exist for the operation of jointly owned power plants.

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–6

Elektronska magistrala (EH) ( P6) ELEKTRONSKA MAGISTRALA predstavlja sigurnu, brzu, pouzdanu i visoko raspoloživu komunikacionu infrastrukturu za razmenu podataka u realnom vremenu i van realnog vremena između TSO. Očitavanja brojila energije (EMR) ( P2) OČITAVANJA BROJILA ENERGIJE se vrše (pored onih za interne dalekovode, transformatore, generatore i OPTEREĆENJA) za stvarne razmene električne energije na POVEZNIM DALEKOVODIMA3 između REGULACIONIH BLOKOVA (ili REGULACIONIH OBLASTI) radi vršenja funkcije OBRAČUNA (npr.za izračunavanje, zajedno sa planiranim razmenama, NEŽELJENIH ODSTUPANJA za svaki vremenski interval). Program razmene (CAX, CBX) ( P2) PROGRAM RAZMENE predstavlja ukupnu planiranu razmenu električne energije između dve REGULACIONE OBLASTI (CAX) ILI IZMEĐU REGULACIONIH BLOKOVA (CBX). Plan razmene (CAS, CBS) ( P2) PLAN RAZMENE definiše dogovorenu transakciju u pogledu njene veličine (megavati), vremena početka i kraja, PRELAZNOG PERIODA i vrste (npr. garantovanost); potreban je radi isporuke i prijema snage i energije između ugovornih strana i REGULACIONE/IH OBLASTI (CAS) ili između regulacionih oblasti i regulacionih blokova (CBS) uključenih u transakciju. Frekvencija Videti: SISTEMSKA FREKVENCIJA

Frekventni član Videti: REGULACIONA ENERGIJA SISTEMA Regulacija frekvencije Videti: PRIMARNA REGULACIJA Odstupanje frekvencije ( P1) ODSTUPANJE FREKVENCIJE znači odstupanje stvarne SISTEMSKE FREKVENCIJE od zadate vrednosti frekvencije. Korekcija frekvencije ( P1-D) KOREKCIJA FREKVENCIJE je razlika između stvarne i nominalne vrednosti SISTEMSKE FREKVENCIJE radi korekcije SINHRONOG VREMENA (VREMENSKA REGULACIJA); razlikuje se od ODSTUPANJA FREKVENCIJE. Proizvodnja PROIZVODNJA je iznos u kome AGREGAT isporučuje električnu snagu u sistem ili deo sistema u datom trenutku, ili kao prosečna vrednost u nekom određenom vremenskom periodu; obično se izražava u kilovatima (kW) ili megavatima (MW), videti takođe: POTROŠNJA.

3 Uključujući virtuelne povezne dalekovode koji mogu postojati zbog rada elektrana u zajedničkom vlasništvu.

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–7

Generation Set ( P1) A GENERATION SET is a set of machines consisting of a generator (and its driving apparatus) and a turbine of a generation unit.

Inadvertent Deviation see UNINTENTIONAL DEVIATION.

Interconnected System An INTERCONNECTED SYSTEM is a system consisting of two or more individual electric systems that normally operate in synchronism and are physically connected via TIE-LINES, see also: SYNCHRONOUS AREA.

Interconnection An INTERCONNECTION is a transmission link (e.g. TIE-LINE or transformer) which connects two CONTROL AREAS.

Intra-Control-Area Transaction An INTRA-CONTROL-AREA TRANSACTION is a transaction carried out from one or more generating sources to one or more delivery points where all the sources and delivery points are entirely located within the metered boundaries of the same CONTROL AREA.

Island ( P1) An ISLAND represents a portion of a power system or of several power systems that is electrically separated from the main INTERCONNECTED SYSTEM (separation resulting e.g. from the disconnection / failure of transmission system elements).

K-Factor ( P1-B) The K-FACTOR is a value, usually given in megawatts per Hertz (MW/Hz), which is normally determined for a (single) CONTROL AREA / BLOCK; it defines the FREQUENCY BIAS of that CONTROL AREA for SECONDARY CONTROL (especially to assure the functionality of the NETWORK CHARACTERISTIC METHOD); it is not to be confused with the NETWORK POWER FREQUENCY CHARACTERISTIC.

Load LOAD means an end-use device or customer that receives power from the electric system. LOAD should not be confused with DEMAND, which is the measure of power that a load receives or requires. LOAD is often wrongly used as a synonym for DEMAND.

Load-Frequency Control (LFC) See: SECONDARY CONTROL

Load-Shedding ( P1, P3) LOAD-SHEDDING is the disconnection of LOAD from the synchronous electric system, usually performed automatically, to control the SYSTEM FREQUENCY in emergency situations.

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–7

Agregat ( P1) AGREGAT je skup mašina koji se sastoji od generatora (i aparata za njegovo pokretanje) i turbine proizvodne jedinice. Neželjeno odstupanje Videti NENAMERNO ODSTUPANJE Povezani sistem POVEZANI SISTEM je sistem koji se sastoji od dva ili više pojedinačna elektroenergetska sistema koji su obično u sinhronom radu i fizički su povezani POVEZNIM DALEKOVODIMA, videti takođe: SINHRONA OBLAST. Interkonektor INTERKONEKTOR je prenosna veza (npr. POVEZNI DALEKOVOD ili transformator) koja povezuje dve REGULACIONE OBLASTI. Transakcija unutar regulacione oblasti TRANSAKCIJA UNUTAR REGULACIONE OBLASTI je transakcija koja se vrši iz jednog ili više izvora proizvodnje u jednu ili više tačaka isporuke u kojima su sve tačke izvora i isporuke u potpunosti smešteni unutar mernih granica iste REGULACIONE OBLASTI. Ostrvo ( P1) OSTRVO predstavlja deo elektroenergetskog sistema ili nekoliko elektroenergetskih sistema koji su odvojeni od glavnog POVEZANOG SISTEMA (odvajanje može biti rezultat npr. isključenja / kvara nekih elemenata prenosnog sistema). K-faktor ( P1-B) K-FAKTOR je vrednost, obično data u megavatima po hercu (MW/Hz), koja se obično određuje za (jednu) REGULACIONU OBLAST / REGULACIONI BLOK; ona definiše FREKVENTNI ČLAN te REGULACIONE OBLASTI za SEKUNDARNU REGULACIJU (naročito da bi obezbedila funkcionalnost METODE MREŽNE KARAKTERISTIKE); ne treba je mešati sa REGULACIONOM ENERGIJOM SISTEMA.

Opterećenje OPTEREĆENJE je krajnji uređaj ili potrošač koji dobija snagu iz elektroenergetskog sistema. OPTEREĆENJE ne treba mešati sa POTROŠNJOM, koja je mera snage koju opterećenje dobija ili zahteva. OPTEREĆENJE se često pogrešno upotrebljava kao sinonim za POTROŠNJU. Regulacija snaga-frekvencija (LFC) Videti: SEKUNDARNA REGULACIJA Rasterećenje ( P1, P3) RASTEREĆENJE je isključenje OPTEREĆENJA iz sinhronog elektroenergetskog sistema, koje se obično vrši automatski, radi kontrolisanja SISTEMSKE FREKVENCIJE u havarijskim situacijama.

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–8

Loop Flows See: PARALLEL PATH FLOWS.

Metering METERING describes the methods of applying devices that measure and register the amount and direction of electrical quantities with respect to time.

Minute Reserve {15 Minute Reserve} See: TERTIARY CONTROL RESERVE

N-1 Criterion ( P3) The N-1 CRITERION is a rule according to which elements remaining in operation after failure of a single network element (such as transmission line / transformer or generating unit, or in certain instances a bus-bar) must be capable of accommodating the change of flows in the network caused by that single failure.

Net Transfer Capacity (NTC) The NET TRANSFER CAPACITY is defined as:

NTC = TTC-TRM The NET TRANSFER CAPACITY is the maximum total EXCHANGE PROGRAM between two ADJACENT CONTROL AREAS compatible with security standards applicable in all CONTROL AREAS of the SYNCHRONOUS AREA, and taking into account the technical uncertainties on future network conditions.

Network Characteristic Method ( P1-B) The properties required for SECONDARY CONTROL are produced by the NETWORK CHARACTERISTIC METHOD. The purpose of SECONDARY CONTROL is to move the overall FREQUENCY DEVIATION and POWER DEVIATION of the CONTROL AREA / BLOCK considered towards zero. The NETWORK CHARACTERISTIC METHOD (to be applied to all CONTROL AREAS in the same way and at the same time) assures the control of two variables at the same time with one set-point value, as long as the NETWORK POWER FREQUENCY CHARACTERISTIC is used.

Network Power Frequency Characteristic ( P1-B, A1-A) The NETWORK POWER FREQUENCY CHARACTERISTIC defines the sensitivity, given in megawatts per Hertz (MW/Hz), usually associated with a (single) CONTROL AREA / BLOCK or the entire SYNCHRONOUS AREA, that relates the difference between scheduled and actual SYSTEM FREQUENCY to the amount of generation required to correct the power imbalance for that CONTROL AREA / BLOCK (or, vice versa, the stationary change of the SYSTEM FREQUENCY in case of a disturbance of the generation-load equilibrium in the CONTROL AREA without being connected to other CONTROL AREAS); it is not to be confused with the K-FACTOR. The NETWORK POWER FREQUENCY CHARACTERISTIC includes all active PRIMARY CONTROL and SELF-REGULATION OF LOAD and changes due to modifications in the generation pattern and the DEMAND.

Observation Line ( P2) An OBSERVATION LINE is a conventional border line separating a part of the SYNCHRONOUS ZONE from the rest of the system for the purpose of real-time error detection and preliminary calculation of UNINTENTIONAL DEVIATIONS. It must run along the borders of CONTROL BLOCKS and must not split any CONTROL BLOCK.

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–8

Kružni tokovi Videti: PARALELNI TOKOVI. Merenje MERENJE opisuje način upotrebe uređaja koji mere i registruju količinu i smer električne energije u vremenu. Minutna rezerva {15-minutna rezerva } Videti: REZERVA TERCIJARNE REGULACIJE N-1 kriterijum ( P3) N-1 KRITERIJUM je pravilo prema kome elementi koji ostanu u pogonu nakon ispada jednog elementa mreže (na primer prenosnog dalekovoda / transformatora ili proizvodne jedinice, ili u nekim slučajevima sabirnica) moraju da budu sposobni da se prilagode promeni tokova u mreži, nastaloj usled tog jednog ispada. Neto prenosni kapacitet (NTC) NETO PRENOSNI KAPACITET se definiše kao:

NTC = TTC-TRM NETO PRENOSNI KAPACITET je maksimalni ukupni PROGRAM RAZMENE između dve SUSEDNE REGULACIONE OBLASTI usklađen sa sigurnosnim standardima koji se primenjuju u svim REGULACIONIM OBLASTIMA SINHRONE OBLASTI, i uzimajući u obzir tehničke neizvesnosti budućih uslova u mreži. Metod mrežne karakteristike ( P1-B) Svojstva potrebne za SEKUNDARNU REGULACIJU obezbeđuje METOD MREŽNE KARAKTERISTIKE. Cilj SEKUNDARNE REGULACIJE je da svede ukupno ODSTUPANJE FREKVENCIJE i ODSTUPANJE SNAGE RAZMENE određene REGULACIONE OBLASTI / BLOKA na nulu. METOD MREŽNE KARAKTERISTIKE (koji treba da se primeni na sve REGULACIONE OBLASTI na isti način i u isto vreme) obezbeđuje kontrolu dve promenljive u isto vreme sa jednom zadatom vrednošću, za sve vreme korišćenja REGULACIONE ENERGIJE SISTEMA. Regulaciona energija sistema ( P1-B, A1-A) REGULACIONA ENERGIJA SISTEMA, izražava se u megavatima po hercu (MW/Hz), definiše osetljivost koja obično stoji u vezi sa (jednom) REGULACIONOM OBLAŠĆU / BLOKOM ili celom SIHNRONOM OBLAŠĆU, i predstavlja odnos između razlike zadate i stvarne SISTEMSKE FREKVENCIJE i iznosa proizvodnje potrebne za korekciju debalansa snage za tu REGULACIONU OBLAST / BLOK (ili obrnuto, stacionarna promena SISTEMSKE FREKVENCIJE u slučaju poremećaja ravnoteže između proizvodnje i potrošnje u REGULACIONOJ OBLASTI bez povezanosti sa drugim REGULACIONIM OBLASTIMA); ne treba je mešati sa K-FAKTOROM. REGULACIONA ENERGIJA SISTEMA uključuje celokupnu aktivnu PRIMARNU REGULACIJU i SAMOREGULACIJU OPTEREĆENJA i menja se sa promenama u raspodeli proizvodnje i POTROŠNJE. Linija posmatranja ( P2) LINIJA POSMATRANJA je propisana granična linija koja odvaja deo SINHRONE ZONE od ostatka sistema radi otkrivanja greške u realnom vremenu i preliminarnog obračuna NEŽELJENIH ODSTUPANJA. Ona se mora pružati duž granica REGULACIONIH BLOKOVA i ne sme razdvajati ni jedan REGULACIONI BLOK.

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–9

Offsetting of Unintentional Deviations ( P2) OFFSETTING OF UNINTENTIONAL DEVIATIONS describes a procedure applied to carry out the compensation in energy of UNINTENTIONAL DEVIATIONS through a corresponding energy EXCHANGE SCHEDULE; the energy is to be delivered to (or imported from) the rest of the system during the following week according to the standards.

Observation of Unintentional Deviations The on-line OBSERVATION OF UNINTENTIONAL DEVIATIONS is performed in an autonomous and independent way by each CONTROL BLOCK according to the standards established. A second level exists through real-time observation of UNINTENTIONAL DEVIATIONS across previously defined OBSERVATION LINES. This function allows to improve the detection, as early as possible, of any error concerning on-line telemeasurements (TMs), any misunderstanding which may occur in setting the EXCHANGE PROGRAMS, etc., in order to implement without delay the appropriate corrective actions. This function may be performed in one or more locations which must then closely co-operate .

Operating Policies OPERATING POLICIES constitute the doctrine developed for INTERCONNECTED SYSTEMS operation; they form the main part of the Operation Handbook. Each doctrine consists of criteria, standards, requirements, guides, and instructions, and applies to all CONTROL AREAS / BLOCKS / TSOS.

Operating Procedures OPERATING PROCEDURES are a set of policies, practices, or system adjustments that may be automatically or manually implemented by the system operator within a specified time frame to maintain the operational integrity of the INTERCONNECTED SYSTEMS.

Parallel Path Flows {loop flows, circulating power flows, unscheduled power flows} PARALLEL PATH FLOWS describe the difference between the scheduled and actual power flow, assuming zero inadvertent interchange, on a given transmission path in a meshed grid.

Power System The POWER SYSTEM comprises all generation, consumption and network installations interconnected through the network.

Power Deviation ( P1) A POWER DEVIATION is a power deficit (negative value) or a surplus (positive value) in a CONTROL AREA / BLOCK of the SYNCHRONOUS AREA4, usually measured at the borders of the area, with respect to the CONTROL PROGRAM.

Primary Control {Frequency Control, Primary Frequency Control} ( P1-A, A1-A) PRIMARY CONTROL maintains the balance between GENERATION and DEMAND in the network using turbine speed governors. PRIMARY CONTROL is an automatic decentralised function of the turbine governor to adjust the generator output of a unit as a consequence of a FREQUENCY DEVIATION / OFFSET in the SYNCHRONOUS AREA: 4 Power exchanges over DC-connections are not included in the calculation of the power deviation, they are considered to be either an injection or a load in the CONTROL AREA connected.

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–9

Kompenzacija neželjenih odstupanja ( P2) KOMPENZACIJA NEŽELJENIH ODSTUPANJA opisuje proceduru koja se primenjuje radi vršenja kompenzacije NEŽELJENIH ODSTUPANJA u energiji putem odgovarajućih PLANOVA RAZMENE energije; energija treba da bude isporučena u (ili preuzeta iz) ostatka sistema tokom naredne nedelje u skladu sa standardima. Praćenje neželjenih odstupanja Svaki REGULACIONI BLOK vrši neprekidno PRAĆENJE NEŽELJENIH ODSTUPANJA u realnom vremenu na samostalan i nezavistan način u skladu sa utvrđenim standardima. Drugi nivo praćenja NEŽELJENIH ODSTUPANJA vrši se u realnom vremenu na prethodno utvrđenim LINIJAMA POSMATRANJA. Ova funkcija omogućava poboljšano i najranije moguće otkrivanje grešaka telemerenja (TM), svih nesporazuma koji mogu da nastanu u toku utvrđivanja PROGRAMA RAZMENE, itd., u cilju hitnog sprovođenja odgovarajućih korektivnih akcija. Ova funkcija se može vršiti na jednoj ili više lokacija koje tada moraju blisko da sarađuju. Operativna pravila OPERATIVNA PRAVILA čine doktrinu razvijenu za rad POVEZANIH SISTEMA; ona predstavljaju glavni deo Operativnog priručnika. Svaka doktrina sastoji se od kriterijuma, standarda, zahteva, smernica i uputstava, i primenjuje se na sve REGULACIONE OBLASTI / BLOKOVE / TSO. Operativne procedure OPERATIVNE PROCEDURE su skup pravila, praktičnih iskustava ili podešenja sistema koje operatori sistema mogu automatski ili ručno primeniti u datom vremenskom periodu radi održavanja operativnog integriteta POVEZANIH SISTEMA. Paralelni tokovi {kružni tokovi, kružeći tokovi snage, neplanirani tokovi snage} PARALELNI TOKOVI predstavljaju razliku između planiranih i stvarnih tokova snage, pod pretpostavkom da su neželjene razmene na nuli, na datoj prenosnoj trasi u složenoj mreži. Elektroenergetski sistem ELEKTROENERGETSKI SISTEM obuhvata svu proizvodnju, potrošnju i mrežne instalacije povezane u mrežu. Odstupanje snage razmene ( P1) ODSTUPANJE SNAGE RAZMENE je manjak snage (negativna vrednost) ili višak snage (pozitivna vrednost) u REGULACIONOJ OBLASTI / BLOKU SINHRONE OBLASTI4, obično mereno na granicama oblasti, u odnosu na REGULACIONI PROGRAM.

Primarna regulacija {Regulacija frekvencije, Primarna regulacija frekvencije} ( P1-A, A1-A) PRIMARNA REGULACIJA održava balans između PROIZVODNJE i POTROŠNJE u mreži pomoću turbinskog regulatora brzine. PRIMARNA REGULACIJA je automatska decentralizovana funkcija regulatora turbine kojom se podešava proizvodnja generatorske jedinice kao posledica ODSTUPANJA / KOREKCIJE FREKVENCIJE u SINHRONOJ OBLASTI:

4 Razmene snage po dalekovodima jednosmerne struje ne uzimaju se u obzir u izračunavanju odstupanja snage, jer se posmatraju ili kao injektirana snaga ili kao opterećenje u REGULACIONOJ OBLASTI gde su povezani.

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–10 • PRIMARY CONTROL should be distributed as evenly as possible over units in operation in the

SYNCHRONOUS AREA; • the global PRIMARY CONTROL behaviour of an interconnection partner (CONTROL AREA / BLOCK),

may be assessed by the calculation of the equivalent droop of the area (basically resulting from the DROOP OF ALL GENERATORS and the SELF-REGULATION OF THE TOTAL DEMAND).

By the joint action of all interconnected undertakings, PRIMARY CONTROL ensures the operational reliability for the power system of the SYNCHRONOUS AREA.

Primary Control Power ( P1-A) PRIMARY CONTROL POWER is the power output of a GENERATION SET due to PRIMARY CONTROL.

Primary Control Range ( P1-A) The PRIMARY CONTROL RANGE is the range of adjustment of PRIMARY CONTROL POWER, within which PRIMARY CONTROLLERS can provide automatic control, in both directions, in response to a FREQUENCY DEVIATION. The concept of the PRIMARY CONTROL RANGE applies to each generator, each CONTROL AREA / BLOCK, and the entire SYNCHRONOUS AREA.

Primary Control Reserve ( P1-A) The PRIMARY CONTROL RESERVE is the (positive / negative) part of the PRIMARY CONTROL RANGE measured from the working point prior to the disturbance up to the maximum PRIMARY CONTROL POWER (taking account of a limiter). The concept of the PRIMARY CONTROL RESERVE applies to each generator, each CONTROL AREA / BLOCK, and the entire SYNCHRONOUS AREA.

Primary Controller ( P1-A) The PRIMARY CONTROLLER is a decentralised / locally installed control equipment for a GENERATION SET to control the valves of the turbine based on the speed of the generator (for synchronous generators directly coupled to the electric SYSTEM FREQUENCY); see PRIMARY CONTROL. The insensitivity of the PRIMARY CONTROLLER is defined by the limit frequencies between which the controller does not respond. This concept applies to the complete primary controller-generator unit. A distinction is drawn between unintentional insensitivity associated with structural inaccuracies in the unit and a dead band set intentionally on the controller of a generator.

Primary Frequency Control See: PRIMARY CONTROL

Pseudo-Tie-Line See: VIRTUAL TIE-LINE.

Reactive Power REACTIVE POWER is an imaginary component of the apparent power. It is usually expressed in kilo-vars (kVAr) or mega-vars (MVAr). REACTIVE POWER is the portion of electricity that establishes and sustains the electric and magnetic fields of alternating-current equipment. REACTIVE POWER must be supplied to most types of magnetic equipment, such as motors and transformers and causes reactive losses on transmission facilities. REACTIVE POWER is provided by generators, synchronous condensers, or electrostatic equipment such as capacitors, and directly influences the electric system voltage. The REACTIVE POWER is the imaginary part of the complex product of voltage and current.

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–10

• PRIMARNA REGULACIJA treba da se rasporedi što je ravnomernije moguće na jedinice koje su u pogonu u SINHRONOJ OBLASTI;

• Opšte ponašanje PRIMARNE REGULACIJE povezanog partnera (REGULACIONE OBLASTI / BLOKA), može se utvrditi izračunavanjem ekvivalentnog statizma oblasti (koji je generalno rezultat STATIZMA SVIH GENERATORA i SAMOREGULACIJE UKUPNE POTROŠNJE).

Zajedničkom akcijom svih povezanih preduzeća, PRIMARNA REGULACIJA omogućava pouzdanost rada elektroenergetskog sistema SINHRONE OBLASTI. Snaga primarne regulacije ( P1-A) SNAGA PRIMARNE REGULACIJE je snaga koju AGREGAT proizvede usled dejstva PRIMARNE REGULACIJE. Opseg primarne regulacije ( P1-A) OPSEG PRIMARNE REGULACIJE je opseg podešenja SNAGE PRIMARNE REGULACIJE, u okviru koje PRIMARNI REGULATORI mogu da obezbede automatsku regulaciju, u oba smera, kao odgovor na ODSTUPANJE FREKVENCIJE. Koncept OPSEGA PRIMARNE REGULACIJE primenjuje se na svaki generator, svaku REGULACIONU OBLAST / BLOK, i celu SINHRONU OBLAST. Rezerva primarne regulacije ( P1-A) REZERVA PRIMARNE REGULACIJE je (pozitivan / negativan) deo OPSEGA PRIMARNE REGULACIJE meren od radne tačke pre poremećaja do maksimalnog iznosa SNAGE PRIMARNE REGULACIJE (uzimajući u obzir ograničavač). Koncept REZERVE PRIMARNE REGULACIJE primenjuje se na svaki generator, svaku REGULACIONU OBLAST / BLOK, i celu SINHRONU OBLAST. Primarni regulator ( P1-A) PRIMARNI REGULATOR je decentralizovani / lokalno instalisani regulacioni uređaj na AGREGATU za regulisanje ventila turbine na osnovu brzine generatora (za sinhrone generatore direktno povezane na električnu SISTEMSKU FREKVENCIJU); videti PRIMARNA REGULACIJA. Neosetljivost PRIMARNOG REGULATORA definisana je graničnim frekvencijama između kojih regulator ne reaguje. Ovaj koncept primenjuje se na celokupnu jedinicu primarni regulator-generator. Napravljena je razlika između neželjene neosetljivosti koja je vezana za strukturalne neadekvatnosti jedinice i mrtve zone koja se namerno podešava na regulatoru generatora. Primarna regulacija frekvencije Videti: PRIMARNA REGULACIJA Pseudo-povezni dalekovod Videti: VIRTUELNI POVEZNI DALEKOVOD Reaktivna snaga REAKTIVNA SNAGA je imaginarna komponenta prividne snage. Obično se izražava u kilovarima (kVAr) ili megavarima (MVAr). REAKTIVNA SNAGA je onaj deo električne energije koji stvara i održava električna i magnetna polja opreme naizmenične struje. REAKTIVNA SNAGA mora biti isporučena većini tipova magnetne opreme, kao što su motori i transformatori i ona uzrokuje gubitke reaktivne snage u elementima prenosnog sistema. REAKTIVNU SNAGU proizvode generatori, sinhroni kompenzatori, ili elektrostatička oprema kao što su kondenzatori, i ona direktno utiče na napon u elektroenergetskom sistemu. REAKTIVNA SNAGA je imaginarni deo kompleksnog proizvoda napona i struje.

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–11

Ramp Period ( P1-B) The RAMP PERIOD is the time between ramp start and end times, usually expressed in minutes and applied to SCHEDULES.

Reliability5 ( P3) RELIABILITY describes the degree of performance of the elements of the bulk electric system that results in electricity being delivered to customers within accepted standards and in the amount desired. RELIABILITY on the transmission level may be measured by the frequency, duration, and magnitude (or the probability) of adverse effects on the electric supply / transport / generation. Electric system RELIABILITY can be addressed by considering two basic and functional aspects of the electric system: • Adequacy — The ability of the electric system to supply the aggregate electrical demand and

energy requirements of the customers at all times, taking into account scheduled and reasonably expected unscheduled outages of system elements.

• Security — The ability of the electric system to withstand sudden disturbances such as electric short circuits or unanticipated loss of system elements.

Secondary Control {Load-Frequency-Control} ( P1-B, A1-B) SECONDARY CONTROL is a centralised automatic function to regulate the generation in a CONTROL AREA based on SECONDARY CONTROL RESERVES in order • to maintain its interchange power flow at the CONTROL PROGRAM with all other CONTROL AREAS

(and to correct the loss of capacity in a CONTROL AREA affected by a loss of production) and, at the same time,

• (in case of a major FREQUENCY DEVIATION originating from the CONTROL AREA, particularly after the loss of a large generation unit) to restore the frequency in case of a FREQUENCY DEVIATION originating from the CONTROL AREA to its set value in order to free the capacity engaged by the PRIMARY CONTROL (and to restore the PRIMARY CONTROL RESERVES).

In order to fulfil these functions, SECONDARY CONTROL operates by the NETWORK CHARACTERISTIC METHOD. SECONDARY CONTROL is applied to selected generator sets in the power plants comprising this control loop. SECONDARY CONTROL operates for periods of several minutes, and is therefore dissociated from PRIMARY CONTROL. This behaviour over time is associated with the PI (proportional-integral) characteristic of the SECONDARY CONTROLLER.

Secondary Control Range ( P1-B) The SECONDARY CONTROL RANGE is the range of adjustment of the secondary control power, within which the SECONDARY CONTROLLER can operate automatically, in both directions at the time concerned, from the working point of the secondary control power.

Secondary Control Reserve ( P1-B) The positive / negative SECONDARY CONTROL RESERVE is the part of the SECONDARY CONTROL RANGE between the working point and the maximum / minimum value. The portion of the SECONDARY CONTROL RANGE already activated at the working point is the SECONDARY CONTROL POWER.

Secondary Controller ( P1-B) A SECONDARY CONTROLLER is the single centralised TSO-equipment per CONTROL AREA / BLOCK for operation of SECONDARY CONTROL.

5 To a great extent, the overall RELIABILITY of the electric power supply (for customers being connected to the distribution grid), that is usually measured, is defined by the RELIABILITY of the power distribution instead of the transmission or generation.

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–11

Prelazni period ( P1-B) PRELAZNI PERIOD je vreme između početka i kraja prelaznog režima generatora, obično izražen u minutima i primenjen na PLANOVE. Pouzdanost 5 ( P3) POUZDANOST opisuje stepen sposobnosti elemenata elektroenergetskog sistema da isporučuju električnu energiju potrošačima u okviru prihvaćenih standarda i u željenom iznosu. POUZDANOST na prenosnom nivou može biti merena frekvencijom, trajanjem, i veličinom (ili verovatnoćom) negativnih efekata na isporuku / prenos / proizvodnju električne energije. POUZDANOST elektroenergetskog sistema može biti razmatrana sa dva osnovna i funkcionalna aspekta elektroenergetskog sistema: • Adekvatnost — Sposobnost elektroenergetskog sistema da podmiruje ukupnu potrošnju

električne energije i zahteve potrošača za energijom u svakom trenutku, uzimajući u obzir planirane i razumno očekivane neplanirane ispade elemenata sistema.

• Sigurnost — Sposobnost elektroenergetskog sistema da izdrži iznenadne poremećaje kao što su električni kratki spojevi ili nepredviđeni ispadi elemenata sistema iz pogona.

Sekundarna regulacija {Regulacija snaga-frekvencija} ( P1-B, A1-B) SEKUNDARNA REGULACIJA je centralizovana automatska funkcija koja reguliše proizvodnju u REGULACIONOJ OBLASTI u okviru REZERVE SEKUNDARNE REGULACIJE u cilju : • Održavanja svojih tokova snaga međusobne razmene prema REGULACIONOM PROGRAMU sa svim

ostalim REGULACIONIM OBLASTIMA (i radi korekcije gubitaka kapaciteta u REGULACIONOJ OBLASTI pogođenoj gubitkom proizvodnje) i istovremeno,

• (u slučaju većeg ODSTUPANJA FREKVENCIJE koje je uzrokovala REGULACIONA OBLAST, naročito nakon gubitka veće proizvodne jedinice) ponovnog uspostavljanja frekvencije u slučaju ODSTUPANJA FREKVENCIJE koje je uzrokovala REGULACIONA OBLAST na njenu podešenu vrednost radi oslobađanja kapaciteta angažovanog od strane PRIMARNE REGULACIJE (i radi ponovnog uspostavljanja REZERVE PRIMARNE REGULACIJE).

U cilju ispunjavanja ovih funkcija, SEKUNDARNA REGULACIJA vrši se prema METODU MREŽNE KARAKTERISTIKE. SEKUNDARNA REGULACIJA se primenjuje na odabrane agregate u elektranama koje su obuhvaćene ovom vrstom regulacije. SEKUNDARNA REGULACIJA radi u periodima od nekoliko minuta, i stoga je odvojena od PRIMARNE REGULACIJE. Ovo vremensko razdvajanje je posledica PI (proporcionalno-integralne) karakteristike SEKUNDARNOG REGULATORA. Opseg sekundarne regulacije ( P1-B) OPSEG SEKUNDARNE REGULACIJE je opseg podešenja snage sekundarne regulacije, u okviru kojeg SEKUNDARNI REGULATOR može raditi automatski u određenom vremenu, u oba smera od radne tačke snage sekundarne regulacije. Rezerva sekundarne regulacije ( P1-B) Pozitivna / negativna REZERVA SEKUNDARNE REGULACIJE je deo OPSEGA SEKUNDARNE REGULACIJE između radne tačke i maksimalne / minimalne vrednosti. Deo OPSEGA SEKUNDARNE REGULACIJE koji je već aktiviran u radnoj tački je SNAGA SEKUNDARNE REGULACIJE. Sekundarni regulator ( P1-B) SEKUNDARNI REGULATOR je jedinstvena centralizovana oprema TSO u svakoj REGULACIONOJ OBLASTI / BLOKU koja služi za rad SEKUNDARNE REGULACIJE.

5 U velikoj meri, ukupna POUZDANOST isporuke električne energije (za potrošače koji su povezani na distributivnu mrežu) koja se obično meri, definisana je POUZDANOŠĆU distribucije a ne prenosa ili proizvodnje.

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–12

Security Limits {Operating Security Limits} ( P3) SECURITY LIMITS define the acceptable operating boundaries (thermal, voltage and stability limits). The TSO must have defined SECURITY LIMITS for its own network. The TSO shall ensure adherence to these SECURITY LIMITS. Violation of SECURITY LIMITS for prolonged time could cause damage and/or an outage of another element that can cause further deterioration of system operating conditions.

Self-Regulation of Load ( P1-A) The SELF-REGULATION OF LOAD is defined as the sensitivity of consumers’ demand to variations in the SYSTEM FREQUENCY (a decrease of the SYSTEM FREQUENCY results in a decrease of the LOAD), generally expressed in % / Hz.

Stability ( P3) STABILITY is the ability of an electric system to maintain a state of equilibrium during normal and abnormal system conditions or disturbances. • Small-Signal Stability — The ability of the electric system to withstand small changes or

disturbances without the loss of synchronism among the synchronous machines in the system while having a sufficient damping of system oscillations (sufficient margin to the border of stability).

• Transient Stability — The ability of an electric system to maintain synchronism between its parts when subjected to a disturbance of specified severity and to regain a state of equilibrium following that disturbance.

Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) SUPERVISORY CONTROL AND DATA ACQUISITION is a system of remote control and telemetry used to monitor and control the electric system.

Synchronous Area ( P1) A SYNCHRONOUS AREA is an area covered by INTERCONNECTED SYSTEMS whose CONTROL AREAS are synchronously interconnected with CONTROL AREAS of members of the association. Within a SYNCHRONOUS AREA the SYSTEM FREQUENCY is common on a steady state. A certain number of SYNCHRONOUS AREAS may exist in parallel on a temporal or permanent basis. A SYNCHRONOUS AREA is a set of synchronously INTERCONNECTED SYSTEMS that has no synchronous interconnections to any other INTERCONNECTED SYSTEMS, see also: UCTE SYNCHRONOUS AREA.

Synchronous Time ( P1-D) SYNCHRONOUS TIME is the fictive time based on the SYSTEM FREQUENCY in the SYNCHRONOUS AREA, once initialised on UTC time and with the clock frequency being 60/50 of the SYSTEM FREQUENCY. If the SYNCHRONOUS TIME is ahead / behind of the UTC time (TIME DEVIATION), the SYSTEM FREQUENCY has on average been higher / lower than the nominal frequency of 50 Hz. TIME CONTROL action will return a TIME DEVIATION to zero again.

System Frequency {Frequency} ( P1, A1-A) SYSTEM FREQUENCY is the electric frequency of the system that can be measured in all network areas of the SYNCHRONOUS AREA under the assumption of a coherent value for the system in the time frame of seconds (with minor differences between different measurement locations only).

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–12

Granice sigurnosti {Operativne granice sigurnosti } ( P3) GRANICE SIGURNOSTI definišu prihvatljive operativne granice (termičke, naponske i granice stabilnosti). TSO mora imati definisane GRANICE SIGURNOSTI za vlastitu mrežu. TSO će obezbediti poštovanje ovih GRANICA SIGURNOSTI. Kršenje GRANICA SIGURNOSTI u dužem vremenskom periodu može izazvati kvar i/ili ispad nekog drugog elementa što može uzrokovati dalje pogoršavanje operativnih uslova sistema.

Samoregulacija opterećenja ( P1-A) SAMOREGULACIJA OPTEREĆENJA definiše se kao osetljivost potrošnje na promene u SISTEMSKOJ FREKVENCIJI (smanjenje SISTEMSKE FREKVENCIJE dovodi do smanjenja OPTEREĆENJA), i obično se izražava u % / Hz. Stabilnost ( P3) STABILNOST je sposobnost elektroenergetskog sistema da održi stanje ravnoteže tokom normalnih i nenormalnih uslova u sistemu ili tokom poremećaja. • Stabilnost pri malim poremećajima — Sposobnost elektroenergetskog sistema da izdrži male

promene ili poremećaje bez gubitka sinhronizma među sinhrono povezanim mašinama u sistemu a da pritom ima dovoljno prigušenje oscilacija u sistemu (dovoljna margina do granice stabilnosti).

• Tranzijentna stabilnost — Sposobnost elektroenergetskog sistema da održi sinhronizam među svojim delovima kada je izložen poremećaju određene težine i da povrati stanje ravnoteže nakon tog poremećaja.

Sistem za upravljanje i prikupljanje podataka (SCADA) SISTEM ZA UPRAVLJANJE I PRIKUPLJANJE PODATAKA je sistem daljinskog upravljanja i telemerenja koji se koristi za nadzor i upravljanje radom elektroenergetskog sistema. Sinhrona oblast ( P1) SINHRONA OBLAST je oblast koju čine POVEZANI SISTEMI čije su REGULACIONE OBLASTI sinhrono povezane sa REGULACIONIM OBLASTIMA članica udruženja. U okviru SINHRONE OBLASTI SISTEMSKA FREKVENCIJA je jedinstvena u stacionarnom stanju. Izvestan broj SINHRONIH OBLASTI može postojati paralelno na stalnoj ili privremenoj osnovi. SINHRONA OBLAST je grupa sinhrono POVEZANIH SISTEMA koji nisu sinhrono povezani sa drugim POVEZANIM SISTEMIMA (videti takođe: UCTE SINHRONA OBLAST). Sinhrono vreme ( P1-D) SINHRONO VREME je fiktivno vreme zasnovano na SISTEMSKOJ FREKVENCIJI u SINHRONOJ OBLASTI, koje je jednom podešeno na astronomsko vreme i čija frekvencija sata iznosi 60/50 SISTEMSKE FREKVENCIJE. Ako SINHRONO VREME žuri ili kasni u odnosu na astronomsko vreme (ODSTUPANJE VREMENA), SISTEMSKA FREKVENCIJA je u proseku veća / manja od nominalne frekvencije od 50 Hz. Aktiviranje REGULACIJE VREMENA vratiće ODSTUPANJE VREMENA ponovo na nulu. Sistemska frekvencija {Frekvencija} ( P1, A1-A) SISTEMSKA FREKVENCIJA je električna frekvencija u sistemu koja se može meriti u svim delovima mreže SIHNRONE OBLASTI pod pretpostavkom da postoji jedinstvena vrednost za sistem u vremenskom okviru od nekoliko sekundi (sa manjim razlikama samo između različitih mernih tačaka).

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–13

Tertiary Control ( P1-C, A1-C) TERTIARY CONTROL is any (automatic or) manual change in the working points of generators (mainly by re-scheduling), in order to restore an adequate SECONDARY CONTROL RESERVE at the right time. Tertiary Control Reserve {Minute Reserve} ( P1-C) The power which can be connected (automatically or) manually under TERTIARY CONTROL, in order to provide an adequate SECONDARY CONTROL RESERVE, is known as the TERTIARY CONTROL RESERVE or MINUTE RESERVE. This reserve must be used in such a way that it will contribute to the restoration of the SECONDARY CONTROL RANGE when required. The restoration of an adequate SECONDARY CONTROL RANGE may take, for example, up to 15 minutes, whereas TERTIARY CONTROL for the optimisation of the network and generating system will not necessarily be complete after this time. Tie-Line ( P1) A TIE-LINE is a circuit (e.g. a transmission line) connecting two or more CONTROL AREAS or systems of an electric system. Time Deviation ( P1-D) The TIME DEVIATION normally is the time integral of the FREQUENCY DEVIATION. In practice, an electrical clock that follows the SYSTEM FREQUENCY is compared with the astronomical time (UTC). Time Control ( P1-D, A1-D) TIME CONTROL is a control action carried out to return an existing TIME DEVIATION between SYNCHRONOUS TIME and UTC time to zero. Total Transfer Capacity (TTC) TOTAL TRANSFER CAPACITY is the maximum EXCHANGE PROGRAM between two ADJACENT CONTROL AREAS that is compatible with operational security standards applied in each system (e.g. GridCodes) if future network conditions, generation and load patterns are perfectly known in advance. Transmission TRANSMISSION is the transport of electricity on the extra-high or high-voltage network (transmission system) for delivery to final customers or distributors. Operation of TRANSMISSION includes as well the tasks of system operation concerning the management of energy flows, reliability of the system and availability of all necessary system services / ANCILLARY SERVICES. Transmission Reliability Margin (TRM) The TRANSMISSION RELIABILITY MARGIN is a security margin that copes with uncertainties on the computed TTC values arising from: • UNINTENTIONAL DEVIATIONS of physical flows during operation due to the physical functioning of

SECONDARY CONTROL • Emergency exchanges between TSOs to cope with unexpected unbalanced situations in real-time • Inaccuracies, e. g. in data collection and measurements

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–13

Tercijarna regulacija ( P1-C, A1-C) TERCIJARNA REGULACIJA je svaka (automatska ili) ručna promena radnih tačaka generatora (uglavnom ponovnim planiranjem), u cilju ponovnog uspostavljanja REZERVE SEKUNDARNE REGULACIJE u pravom trenutku. Rezerva tercijarne regulacije {Minutna rezerva} ( P1-C) Snaga koja se može aktivirati (automatski ili) ručno pod TERCIJARNOM REGULACIJOM, u cilju obezbeđenja adekvatne REZERVE SEKUNDARNE REGULACIJE, poznata je kao REZERVA TERCIJARNE REGULACIJE ili MINUTNA REZERVA. Ova rezerva mora se koristiti na takav način da doprinese ponovnom uspostavljanju OPSEGA SEKUNDARNE REGULACIJE kada je to potrebno. Ponovno uspostavljanje adekvatnog OPSEGA SEKUNDARNE REGULACIJE može trajati, na primer, do 15 minuta, iako TERCIJARNA REGULACIJA za optimizaciju mreže i proizvodnog sistema neće obavezno biti kompletno aktivirana do tog vremena. Povezni dalekovod ( P1) POVEZNI DALEKOVOD je strujno kolo (npr. prenosni dalekovod) koje povezuje dve ili više REGULACIONE OBLASTI ili sistema nekog elektroenergetskog sistema. Odstupanje vremena ( P1-D) ODSTUPANJE VREMENA je obično integral ODSTUPANJA FREKVENCIJE po vremenu. U praksi, električni sat koji prati SISTEMSKU FREKVENCIJU poredi se sa astronomskim vremenom (UTC). Regulacija vremena ( P1-D, A1-D) REGULACIJA VREMENA je postupak regulacije koji se vrši radi vraćanja postojećeg ODSTUPANJA VREMENA između SINHRONOG VREMENA i astronomskog vremena na nulu. Ukupni prenosni kapacitet (TTC) UKUPNI PRENOSNI KAPACITET je maksimalni PROGRAM RAZMENE između SUSEDNIH REGULACIONIH OBLASTI koji je kompatibilan sa operativnim sigurnosnim standardima primenjenim na svaki sistem (npr. Mrežnim Pravilima) ako su budući uslovi u mreži, proizvodnja i raspodela opterećenja u potpunosti unapred poznati. Prenos PRENOS je transfer električne energije mrežama vrlo visokog ili visokog napona (prenosni sistem) radi isporuke krajnjim potrošačima ili distributerima. Rad PRENOSA takođe uključuje zadatke u radu sistema koji se odnose na upravljanje tokovima energije, pouzdanost sistema i raspoloživost svih neophodnih sistemskih usluga / PRATEĆIH USLUGA. Margina pouzdanosti prenosa (TRM) MARGINA POUZDANOSTI PRENOSA je sigurnosna margina kojom se rešavaju neizvesnosti izračunatih TTC vrednosti izazvane: • NEŽELJENIM ODSTUPANJIMA fizičkih tokova tokom rada, usled fizičkog funkcionisanja

SEKUNDARNE REGULACIJE • Havarijskih razmena između TSO radi rešavanja neočekivanih situacija debalansa u realnom

vremenu • Netačnim podacima, npr. u prikupljanju podataka i merenjima

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–14

Transmission System Operator (TSO) A TRANSMISSION SYSTEM OPERATOR is an company that is responsible for operating, maintaining and developing the transmission system for a CONTROL AREA and its INTERCONNECTIONS.

UCTE Synchronous Area ( P1) A UCTE synchronous area is a part of a SYNCHRONOUS AREA covered by INTERCONNECTED SYSTEMS / TSOs which are members of the association. Different UCTE SYNCHRONOUS AREAS may exist in parallel on a temporal or permanent basis.

Unintentional Deviation {Inadvertent Deviation} ( P1-B) In the SECONDARY CONTROL function, the UNINTENTIONAL DEVIATION is the difference between the actual energy exchange that has taken place in a given time interval (unintended physical power exchange of a CONTROL AREA) and the scheduled CONTROL PROGRAM of a CONTROL AREA (or a CONTROL BLOCK), without taking into account the effect of the frequency bias (see: AREA CONTROL ERROR), following the sign convention.

Virtual Tie-Line {Pseudo-Tie-Line} ( P1-B) A VIRTUAL TIE-LINE represents a telemetered reading or value that is updated in real-time and used as a TIE-LINE flow in the AGC/ACE equation but for which no physical tie or energy metering actually exists. The integrated value is used as a metered MWh value for interchange ACCOUNTING purposes.

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–14

Operator prenosnog sistema (TSO) OPERATOR PRENOSNOG SISTEMA je preduzeće koje je nadležno za rad, održavanje i razvoj prenosnog sistema REGULACIONE OBLASTI i njenih INTERKONEKTORA. UCTE Sinhrona oblast ( P1) UCTE Sinhrona oblast je deo SINHRONE OBLASTI koju pokrivaju POVEZANI SISTEMI / TSO koji su članovi udruženja. Različite UCTE SINHRONE OBLASTI mogu postojati paralelno na trajnoj ili privremenoj osnovi. Nenamerno odstupanje {Neželjeno odstupanje} ( P1-B) U funkciji SEKUNDARNE REGULACIJE, NENAMERNO ODSTUPANJE je razlika između stvarne razmene energije koja se odvijala u datom vremenskom periodu (neplanirane fizičke razmene snage REGULACIONE OBLASTI) i planiranog REGULACIONOG PROGRAMA REGULACIONE OBLASTI (ili REGULACIONIH BLOKOVA), bez uzimanja u obzir efekta frekventnog člana (videti: REGULACIONA GREŠKA OBLASTI), u skladu sa konvencijom o predznaku. Virtuelni povezni dalekovod {Pseudo - povezni dalekovod} ( P1-B) VIRTUELNI POVEZNI DALEKOVOD predstavlja telemerenje ili vrednost koja je ažurirana u realnom vremenu i koristi se kao tok po POVEZNOM DALEKOVODU u AGC/ACE jednačini ali za koju stvarno ne postoji fizička veza ili merenje energije. Integraljena vrednost se koristi kao merna vrednost u MWh za potrebe OBRAČUNA međusobnih razmena.

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–15

B. List of Acronyms AAC Already Allocated Capacity ACE Area Control Error AGC Automatic Generation Control ATC Available Transmission Capacity BRP Balance Responsible Party CA Control Area CAS Control Area Schedule CAX Control Area Exchange CB Control Block CBS Control Block Schedule CBX Control Block Exchange CC Control Centre CCS Co-ordination Centre Schedule CoC Co-ordination Centre CP Control Program DACF Day Ahead Congestion Forecast EH Electronic Highway EIC ETSO Identification Code EMR Energy Meter Reading ESS European Scheduling System ET Tie-line Flows EVT Virtual Tie-line Flows GENCO Generation Company GMT Greenwich Mean Time GPS Global Positioning System HV High Voltage LFC Load-Frequency Control NTC Net Transfer Capacity OpHB Operation Handbook PI Proportional-Integral SCADA Supervisory Control and Data Acquisition SVC Static Var Compensator TM Tele-measurement TSO Transmission System Operator TRM Transmission Reliability Margin TTC Total Transfer Capacity UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity UD Unintentional Deviation UHV Ultra High Voltage UTC Universal Time Co-ordinated WAMS Wide Inter-Area Measurement System

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–15

B. Spisak skraćenica AAC Već dodeljeni kapacitet ACE Regulaciona greška oblasti AGC Automatsk regulacija proizvodnje ATC Raspoloživi prenosni kapacitet BRP Balansno odgovorna strana CA Regulaciona oblast CAS Plan regulacione oblasti CAX Program regulacione oblasti CB Regulacioni blok CBS Plan regulacionog bloka CBX Program regulacionog bloka CoC Regulacioni centar CCS Plan koordinacionog centra CC Koordinacioni centar CP Regulacioni program DACF Prognoza zagušenja dan unapred EH Elektronska magistrala EIC Identifikacioni kod ETSO-a EMR Očitavanja brojila energije ESS ETSO sistem planiranja razmena ET Tokovi na poveznom dalekovodu EVT Tokovi na virtuelnom poveznom dalekovodu GENCO Proizvodno preduzeće GMT Srednje Griničko vreme GPS Globalni sistem pozicioniranja HV Visoki napon LFC Regulacija frekvencije i snage razmene/Sekundarna regulacija NTC Neto prenosni kapacitet OpHB Operativni priručnik PI Proporcionalno-Integralno SCADA Sistem za upravljanje i prikupljanje podataka SVC Statički VAr kompenzator TM Telemerenje TSO Operator prenosnog sistema TRM Margina pouzdanosti prenosa TTC Ukupni prenosni kapacitet UCTE Unija za koordinaciju prenosa električne energije UD Neželjeno odstupanje UHV Vrlo visoki napon UTC Astronomsko vreme WAMS Evropski sistem merne opreme za registraciju poremećaja

UCTE Operation Handbook – Glossary (final v2.2 E, 24.06.2004) G–16

C. List of Units A ampere d day GW gigawatt (1.000.000.000W) GWh gigawatt-hour h, hrs hour Hz hertz (1/s) kV kilovolt (1000V) kVA kilovoltampere kVAr kilovars kW kilowatt (1000W) kWh kilowatt-hour mHz milli-hertz (1/1000 Hz) min minute ms milli-second (1/1000 s) MVA megavolt-ampere MVAr mega-vars MW megawatt (1.000.000W) MWh megawatt-hour s, sec second TW terawatt (1.000.000.000.000W) V volt W watt

UCTE Operativni priručnik – Rečnik (konačno v2.2 E, 24.06.2004) G–16

C. Lista jedinica A amper d dan GW gigavat (1.000.000.000W) GWh gigavat-čas h, hrs sat Hz herc (1/s) kV kilovolt (1000V) kVA kilovoltamper kVAr kilovar kW kilovat (1000W) kWh kilovat-čas mHz miliherc (1/1000 Hz) min minut ms milisekund (1/1000 s) MVA megavolt-amper MVAr megavar MW megavat (1.000.000W) MWh megavat-čas s, sec sekunda TW teravat (1.000.000.000.000W) V volt W vat