ЄВРОПЕЙСЬКА КОМІСІЯ,

Беручи до уваги Договір про функціонування Європейського Союзу,

Беручи до уваги Регламент Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 714/2009 від 13 липня 2009 року про умови доступу до мережі для транскордонних обмінів електроенергією та скасування Регламенту (ЄС) № 1228/2003 (- 1). зокрема його статтю 6(11),

Оскільки:

(1) Швидке створення повнофункціонального й об’єднаного внутрішнього енергоринку має вирішальне значення для підтримки безпеки енергопостачання, підвищення конкурентоспроможності та забезпечення всім споживачам можливості купувати енергію за доступними цінами.

(2) Регламент (ЄС) № 714/2009 встановлює недискримінаційні правила, які регулюють доступ до мережі для забезпечення транскордонних обмінів електроенергією, щоб гарантувати належне функціонування внутрішнього ринку електроенергії. Крім того, у статті 5 Директиви Європейського Парламенту і Ради 2009/72/ЄС (- 2), вимагається, щоб держави-члени або, якщо це передбачено державами-членами, регуляторні органи, між іншим, забезпечили розроблення об’єктивних і недискримінаційних технічних правил, які встановлюють мінімальні вимоги щодо технічного проектування та експлуатаційні вимоги для приєднання до системи. Якщо вимоги визначають умови приєднання до національних мереж, у статті 37(6) згаданої Директиви вимагається, щоб регуляторні органи відповідали за встановлення або затвердження принаймні методологій для їх розрахунку або встановлення. Щоб гарантувати безпеку в об’єднаній системі передачі, надзвичайно важливо забезпечити однакове розуміння вимог для систем постійного струму високої напруги (ПСВН) і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів. Такі вимоги, що сприяють підтриманню, збереженню та відновленню безпеки системи, щоб підтримати належне функціонування внутрішнього ринку електроенергії в межах синхронних зон і між ними та досягти ефективності витрат, повинні розглядатися як питання, пов’язані з транскордонними мережами та ринковою інтеграцією.

(3) Необхідно визначити гармонізовані правила приєднання до мережі систем ПСВН і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів, щоб забезпечити чітку правову базу для приєднання до мережі, сприяти торгівлі електроенергією в межах Союзу, гарантувати безпеку системи, сприяти інтеграції відновлюваних джерел енергії, підвищити конкуренцію й забезпечити ефективніше використання мережі та ресурсів в інтересах споживачів.

(4) Безпека системи частково залежить від технічних можливостей систем ПСВН і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів. У зв’язку з цим основними передумовами є регулярна координація на рівні мереж передачі та розподілу і належна робота обладнання, приєднаного до мереж передачі та розподілу з достатньою відмовостійкістю, щоб справлятися з порушеннями режиму та сприяти запобіганню будь-яким серйозним порушенням електропостачання або полегшувати відновлення системи після серйозної аварії.

(5) Безпечна експлуатація системи можлива тільки за тісної співпраці між власниками систем ПСВН і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів та системними операторами. Зокрема, функціонування системи в нештатних умовах експлуатації залежить від реакції систем ПСВН і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів на відхилення значень напруги та номінальної частоти від опорного значення в 1 відносну одиницю (в.о.). У контексті безпеки системи відповідні мережі, системи ПСВН і приєднані на постійному струмі модулі енергоцентрів повинні розглядатися як єдине ціле з точки зору проектування системи, враховуючи, що ці частини взаємозалежні. Таким чином, необхідно встановити відповідні технічні вимоги для систем ПСВН і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів як передумову для приєднання до мережі.

(6) Регуляторні органи повинні враховувати обґрунтовані витрати, фактично понесені системними операторами у зв’язку з імплементацією цього Регламенту, у ході встановлення чи затвердження тарифів на передачу або розподіл електроенергії чи їхніх методологій або під час затвердження умов приєднання та доступу до національних мереж згідно зі статтею 37(1) і (6) Директиви 2009/72/ЄС, а також статтею 14 Регламенту (ЄС) № 714/2009.

(7) Різні синхронні енергосистеми в межах Союзу мають різні характеристики, які необхідно враховувати при встановленні вимог для систем ПСВН і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів. Відповідно, необхідно враховувати регіональні особливості під час встановлення правил приєднання до мережі, як вимагається у статті 8(6) Регламенту (ЄС) № 714/2009.

(8) Враховуючи необхідність забезпечення регуляторної визначеності, вимоги цього Регламенту мають застосовуватися до нових систем ПСВН і нових приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів, але не повинні застосовуватися до наявних систем ПСВН і наявних приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів, а також тих, які перебувають на просунутому етапі планування, але ще не завершені, якщо тільки відповідний регуляторний орган або держава-член не вирішить інакше з огляду на розвиток системних вимог і повний аналіз витрат і вигід або в разі істотної модернізації таких об’єктів.

(9) У зв’язку з його транскордонним впливом, цей Регламент має бути спрямований на встановлення однакових вимог щодо частоти для всіх рівнів напруги принаймні в межах синхронної зони. Це важливо, тому що в межах синхронної зони зміна частоти в одній державі-члені може відразу вплинути на частоту та пошкодити обладнання в усіх інших державах-членах.

(10) Щоб гарантувати безпеку системи, системи ПСВН і приєднані на постійному струмі модулі енергоцентрів у кожній синхронній зоні об’єднаної системи повинні мати змогу залишатися приєднаними до системи у визначених діапазонах частот і напруг.

(11) Необхідно узгодити діапазони напруги між взаємопов’язаними системами, тому що вони мають важливе значення для безпечного планування та експлуатації енергосистеми в межах синхронної зони. Від’єднання у зв’язку з відхиленням напруги впливають на сусідні системи. Невизначення діапазонів напруги може призвести до істотної невизначеності при плануванні та експлуатації системи в контексті роботи за межами нормальних умов експлуатації.

(12) Необхідно впровадити належні та пропорційні випробування на відповідність, щоб системні оператори могли гарантувати операційну безпеку. Згідно зі статтею 37(1)(b) Директиви 2009/72/ЄС, регуляторні органи відповідають за забезпечення дотримання цього Регламенту системними операторами.

(13) Регуляторні органи, держави-члени та системні оператори повинні забезпечити, щоб у процесі розроблення та затвердження вимог щодо приєднання до мережі вони були, наскільки можливо, гармонізовані з метою забезпечення повної ринкової інтеграції. У ході розроблення вимог щодо приєднання необхідно особливо враховувати встановлені технічні стандарти.

(14) У цьому Регламенті необхідно визначити порядок відступу від правил з урахуванням місцевих умов, коли, як виняток, наприклад, дотримання таких правил може поставити під загрозу стабільність локальної мережі або коли безпечна експлуатація системи ПСВН чи приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру може потребувати експлуатаційних умов, які не відповідають цьому Регламенту.

(15) У випадку приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів, нові модулі можуть в майбутньому стати частиною складнорозгалуженої морської мережі, що з’єднується з більш ніж однією синхронною зоною. У такому разі необхідно встановити певні технічні вимоги, щоб підтримати безпеку системи та забезпечити економічно ефективний розвиток майбутніх складнорозгалужених мереж. Однак, для певних вимог, від приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів необхідно вимагати лише адаптації обладнання, необхідного для безпеки системи, тоді, коли в цьому виникне потреба.

(16) Відповідно, власники приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів, які приєднані або будуть приєднані до однієї синхронної зони з радіальною схемою, повинні мати можливість подати запит, за прискореною процедурою, про надання відступу від вимог, які будуть необхідними, тільки коли відповідні модулі енергоцентрів будуть приєднані до складнорозгалуженої мережі, і в яких враховуються конкретні обставини. Їх також мають невідкладно повідомити, чи вони мають право на відступ для цілей вироблення й ухвалення ними інвестиційних рішень.

(17) 3а умови затвердження відповідним регуляторним органом або іншим органом, якщо застосовно в державі-члені, системним операторам необхідно дозволити пропонувати відступи для певних класів систем ПСВН і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів.

(18) Цей Регламент був прийнятий на основі Регламенту (ЄС) № 714/2009, який він доповнює та невід’ємною частиною якого він є. Покликання на Регламент (ЄС) № 714/2009 в інших правових актах необхідно також розуміти як покликання на цей Регламент.

(19) Заходи, передбачені цим Регламентом, відповідають висновку Комітету, зазначеному у статті 23(1) Регламенту (ЄС) № 714/2009,

УХВАЛИЛА ЦЕЙ РЕГЛАМЕНТ:

Цей Регламент встановлює мережевий кодекс, яким визначаються вимоги щодо приєднання до мережі систем постійного струму високої напруги (ПСВН) і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів. Таким чином, він допомагає забезпечити справедливі умови конкуренції на внутрішньому ринку електроенергії, гарантувати безпеку системи та інтеграцію відновлювальних джерел електроенергії, а також полегшити торгівлю електроенергією на всій території Союзу.

Цей Регламент також встановлює обов’язки щодо забезпечення належного використання системними операторами потужностей систем ПСВН і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів у прозорий і недискримінаційний спосіб, щоб забезпечити рівні умови на всій території Союзу.

Для цілей цього Регламенту застосовують терміни та означення статті 2 Регламенту (ЄС) № 714/2009, статті 2 Регламенту Комісії (ЄС) № 2015/1222 (- 3), статті 2 Регламенту Комісії (ЄС) № 543/2013 (- 4), статті 2 Регламенту Комісії ЄС № 2016/631 (- 5), статті 2 Регламенту Комісії ЄС № 2016/1388 (- 6) і статті 2 Директиви 2009/72/ЄС. Крім того, застосовують такі терміни та означення:

(1) "система ПСВН" означає електроенергетичну систему, яка передає енергію у вигляді постійного струму високої напруги між двома або більше шинами змінного струму (ЗС) і складається щонайменше з двох перетворювальних підстанцій ПСВН із передавальними лініями чи кабелями постійного струму між цими перетворювальними підстанціями ПСВН;

(2) "приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру" означає модуль енергоцентру, з’єднаний в одній або більше точок приєднання ПСВН з однією або більше систем ПСВН;

(3) "вбудована система ПСВН" означає систему ПСВН, приєднану в області регулювання, яка не встановлена з метою приєднання модуля енергоцентру на постійному струмі під час установки і не встановлена з метою приєднання об’єкта енергоспоживання;

(4) "перетворювальна підстанція ПСВН" означає частину системи ПСВН, яка складається з одного чи кількох агрегатів перетворювачів ПСВН, встановлених в одному розташуванні разом із будівлями, реакторами, фільтрами, пристроями реактивної потужності, контрольним, моніторинговим, захисним, вимірювальним і допоміжним обладнанням;

(5) "точка приєднання ПСВН" означає точку, у якій обладнання ПСВН з’єднане з мережею ЗС і щодо якої можуть встановлюватися технічні специфікації, що впливають на характеристики обладнання;

(6) "власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру" означає фізичну або юридичну особу, яка володіє приєднаним на постійному струмі модулем енергоцентру;

(7) "максимальна пропускна здатність ПСВН за активною потужністю" (Pmax) означає максимальну безперервну активну потужність, якою система ПСВН може обмінюватися з мережею в кожній точці приєднання, як вказано в договорі приєднання між відповідним системним оператором і власником системи ПСВН;

(8) "мінімальна пропускна здатність ПСВН за активною потужністю" (Pmin) означає мінімальну безперервну активну потужність, якою система ПСВН може обмінюватися з мережею в кожній точці приєднання, як вказано в договорі приєднання або як погоджено між відповідним системним оператором і власником системи ПСВН;

(9) "максимальний струм системи ПСВН" означає найвищий фазний струм, пов’язаний з робочою точкою всередині графіка U-Q/Pmax перетворювальної підстанції ПСВН за умов максимальної пропускної здатності ПСВН за активною потужністю;

(10) "агрегат перетворювача ПСВН" означає агрегат, який містить один або більше перетворювальних мостів, разом з одним або більше перетворювальних трансформаторів, реакторами, пристроями керування агрегатом перетворювача, головними захисними та комутаційними пристроями і допоміжним обладнанням, за наявності, що використовуються для перетворення;

1. Вимоги цього Регламенту застосовуються до:

(a) систем ПСВН, які з’єднують синхронні зони чи області регулювання, включно зі схемами з подвійним перетворювачем;

(b) систем ПСВН, які з’єднують модулі енергоцентрів із системою передачі або системою розподілу відповідно до параграфа 2;

(c) вбудованих систем ПСВН у межах однієї області регулювання, що приєднані до системи передачі; та

(d) вбудованих систем ПСВН у межах однієї області регулювання, що приєднані до системи розподілу, якщо відповідний оператор системи передачі (ОСП) довів наявність транскордонного випливу. Відповідний ОСП повинен враховувати довгостроковий розвиток мережі в такій оцінці.

2. Відповідні системні оператори в координації з відповідними ОСП повинні пропонувати компетентним регуляторним органам застосування цього Регламенту до приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів з єдиною точкою приєднання до системи передачі або розподілу, які не є частиною синхронної зони, для схвалення відповідно до статті 5. Усі інші модулі енергоцентрів, зібрані на змінному струмі, але приєднані до синхронної зони на постійному струмі, вважаються приєднаними на постійному струмі модулями енергоцентрів і підпадають під дію цього Регламенту.

3. Статті 55-59, 69-74 і 84 не застосовуються до систем ПСВН у межах однієї області регулювання, зазначеної в пунктах (c) і (d) параграфа 1, якщо:

(a) система ПСВН має принаймні одну перетворювальну підстанцію ПСВН, яка перебуває у власності відповідного ОСП;

(b) система ПСВН перебуває у власності суб’єкта, що здійснює контроль над відповідним ОСП;

(c) система ПСВН перебуває у власності суб’єкта, що прямо або опосередковано контролюється суб’єктом, який також здійснює контроль над відповідним ОСП.

4. Вимоги щодо приєднання для систем ПСВН, передбачені в розділі II, застосовуються в точках приєднання таких систем на змінному струмі, за винятком вимог, передбачених у статті 29(4) і (5) та статті 31(5), які можуть застосовуватися в інших точках приєднання, а також статті 19(1), яка може застосуватися на затискачах перетворювальної підстанції ПСВН.

5. Вимоги щодо приєднання на постійному струмі модулів енергоцентрів та віддалених перетворювальних підстанцій ПСВН, передбачені в розділі III, застосовуються в точці приєднання ПСВН таких систем, за винятком вимог, передбачених у статті 39(1)(a) і статті 47(2), які застосовуються в точці приєднання в синхронній зоні, для якої забезпечується реакція на відхилення частоти.

6. Відповідний системний оператор зобов’язаний відмовити в дозволі на приєднання нової системи ПСВН або приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру, що не відповідає вимогам, визначеним у цьому Регламенті, і не підпадає під дію відступу, наданого регуляторним органом або іншим органом, якщо застосовно в державі-члені, відповідно до розділу VII. Відповідний системний оператор повинен надіслати обґрунтоване письмове повідомлення про таку відмову власнику системи ПСВН або приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру і, якщо регуляторним органом не передбачене інше, до регуляторного органу.

7. Цей Регламент не застосовують до:

(a) систем ПСВН, якщо їхня точка приєднання має напругу нижче 110 кВ, якщо тільки відповідний ОСП не доведе наявність транскордонного впливу. Відповідний ОСП повинен враховувати довгостроковий розвиток мережі в такій оцінці;

(b) систем ПСВН або приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів, що приєднані до системи передачі та систем розподілу або до частин системи передачі чи систем розподілу на островах держав-членів, системи яких не працюють синхронно із синхронною зоною континентальної Європи, Великобританії, Північної Європи, Ірландії та Північної Ірландії або країн Балтії.

1. За винятком статей 26, 31, 33 і 50, наявні системи ПСВН і приєднані на постійному струмі модулі енергоцентрів не підпадають під дію вимог цього Регламенту, крім випадків, коли:

(a) система ПСВН або приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру були змінені настільки, що договір про їх приєднання повинен бути істотно переглянутий у такому порядку:

(i) власники систем ПСВН або приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів, які мають намір провести модернізацію електростанції або заміну обладнання, що вплине на технічні характеристики системи ПСВН або приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру, повинні заздалегідь повідомити про свої плани відповідному системному оператору;

(ii) якщо відповідний системний оператор вважає, що масштаб модернізації або заміни обладнання такий, що необхідний новий договір про приєднання, системний оператор повинен повідомити про це відповідному регуляторному органу або, якщо застосовно, державі-члену; та

(iii) відповідний регуляторний орган або, якщо застосовно, держава-член повинні вирішити, чи наявний договір про приєднання потребує перегляду або чи необхідний новий договір про приєднання, і які вимоги цього Регламенту повинні застосуватися; або

(b) регуляторний орган або, якщо застосовно, держава-член вирішує, що наявна система ПСВН або наявний приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру підпадає під дію всіх або окремих вимог цього Регламенту, за пропозицією відповідного ОСП відповідно до параграфів 3, 4 і 5.

2. Для цілей цього Регламенту система ПСВН або приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру вважаються наявними, якщо:

(a) вони вже приєднані до мережі станом на дату набуття чинності цим Регламентом; або

(b) власник системи ПСВН або власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру уклав остаточний і обов’язковий договір купівлі-продажу основної генеруючої установки протягом двох років після набуття чинності цим Регламентом. Власник системи ПСВН або власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру повинен повідомити відповідному системному оператору та відповідному ОСП про укладення такого договору протягом 30 місяців після набуття чинності цим Регламентом.

У повідомленні, наданому власником системи ПСВН або власником приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру відповідному системному оператору та відповідному ОСП, мають бути вказані принаймні назва договору, дата його підписання та дата набуття чинності, а також специфікації основної генеруючої установки або обладнання ПСВН, які будуть споруджені, змонтовані або придбані.

Держава-член може передбачити, щоб за вказаних обставин регуляторний орган міг визначати, чи системи ПСВН або приєднані на постійному струмі модулі енергоцентрів повинні вважатися наявними або новими системами ПСВН чи приєднаними на постійному струмі модулями енергоцентрів.

3. Після проведення консультацій із громадськістю відповідно до статті 8 і у відповідь на істотні фактичні зміни обставин, такі як розвиток системних вимог, включно із впровадженням відновлюваних джерел енергії, розумних мереж, розподіленої генерації або управління попитом, відповідний ОСП може запропонувати регуляторному органу або, якщо застосовно, державі-члену поширити дію цього Регламенту на наявні системи ПСВН та/або приєднані на постійному струмі модулі енергоцентрів.

З цією метою має бути здійснений ґрунтовний і прозорий кількісний аналіз витрат і вигід відповідно до статей 65 і 66. У такому аналізі повинні бути вказані:

(a) витрати на забезпечення відповідності наявних систем ПСВН і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів цьому Регламенту;

(b) соціально-економічна вигода від застосування вимог, визначених у цьому Регламенті; та

(c) можливість досягнення необхідних показників за допомогою альтернативних заходів.

4. Перш ніж здійснити кількісний аналіз витрат і вигід, згаданий у параграфі 3, відповідний ОСП повинен:

(a) здійснити попереднє якісне порівняння витрат і вигід;

(b) отримати схвалення відповідного регуляторного органу або, якщо застосовно, держави-члена.

5. Відповідний регуляторний орган або, якщо застосовно, держава-член повинні ухвалити рішення щодо поширення дії цього Регламенту на наявні системи ПСВН або приєднані на постійному струмі модулі енергоцентрів протягом шести місяців після отримання звіту та рекомендації від відповідного ОСП згідно з параграфом 4 статті 65. Рішення регуляторного органу або, якщо застосовно, держави-члена підлягає опублікуванню.

6. Відповідний ОСП повинен враховувати правомірні очікування власників систем ПСВН і власників приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів у рамках оцінювання застосування цього Регламенту до наявних систем ПСВН або приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів.

7. Відповідний ОСП може оцінювати застосування окремих або всіх вимог цього Регламенту до наявних систем ПСВН або приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів щотри роки відповідно до критеріїв і в порядку, що визначені в параграфах 3-5.

1. Вимоги загального застосування, які встановлюються відповідними системними операторами або ОСП згідно з цим Регламентом, підлягають затвердженню суб’єктом, призначеним державою-членом, і опублікуванню. Призначений суб’єкт повинен бути регуляторним органом, якщо інше не передбачено державою-членом.

2. Для спеціальних вимог для конкретного об’єкта, які встановлюються відповідними системними операторами або ОСП згідно з цим Регламентом, держави-члени можуть вимагати затвердження призначеним суб’єктом.

3. Застосовуючи цей Регламент, держави-члени, компетентні суб’єкти та системні оператори повинні:

(a) застосовувати принципи пропорційності та недискримінації;

(b) забезпечувати прозорість;

(c) застосовувати принцип оптимізації між найвищою загальною ефективністю і найнижчими загальними витратами для всіх залучених сторін;

(d) виконувати обов’язки, покладені на відповідного ОСП для підтримання безпеки системи, у тому числі відповідно до вимог національного законодавства;

(e) консультуватися з відповідними операторами систем розподілу (ОСР) і враховувати потенційний вплив на їхню систему;

(f) брати до уваги узгоджені європейські стандарти і технічні специфікації.

4. Відповідний системний оператор або ОСП повинен подати пропозицію щодо вимог загального застосування або методології, використовуваної для їх визначення чи встановлення, на затвердження компетентним суб’єктом протягом двох років після набуття чинності цим Регламентом.

5. У випадках, коли цим Регламентом вимагається, щоб відповідний системний оператор, відповідний ОСП, власник системи ПСВН, власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру та/або оператор системи розподілу дійшли згоди, вони повинні постаратися це зробити протягом шести місяців після подання однією зі сторін першої пропозиції іншим сторонам. Якщо згода не була досягнута в указаний строк, кожна зі сторін може звернутися до відповідного регуляторного органу для ухвалення рішення протягом шести місяців.

6. Компетентні суб’єкти повинні ухвалити рішення за пропозиціями щодо вимог або методологій протягом шести місяців після отримання таких пропозицій.

7. Якщо відповідний системний оператор або ОСП вважатимуть за потрібне внести зміни до вимог або методологій, передбачених і затверджених згідно з параграфами 1 і 2, до пропонованих змін застосовуються вимоги, передбачені параграфами 3-8. Системні оператори та ОСП, які пропонують зміни, повинні враховувати правомірні очікування, за наявності, власників систем ПСВН, власників приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів, виробників обладнання та інших стейкхолдерів на основі початково визначених або погоджених вимог чи методологій.

8. Будь-яка сторона, що має скаргу проти відповідного системного оператора або ОСП щодо обов’язків відповідного системного оператора або ОСП за цим Регламентом, може надіслати таку скаргу до регуляторного органу, що в якості органу врегулювання спорів повинен ухвалити рішення протягом двох місяців після отримання скарги. Указаний строк може бути продовжений ще на два місяці, якщо регуляторному органу необхідна додаткова інформація. Такий продовжений строк може бути знову продовжений за згодою скаржника. Рішення регуляторного органу має обов’язкову силу, якщо і доки його не буде скасовано в порядку оскарження.

9. У разі, якщо вимоги, передбачені цим Регламентом, повинні бути встановлені відповідним системним оператором, який не є ОСП, держави-члени можуть передбачити, що замість нього відповідальність за встановлення відповідних вимог нестиме ОСП.

1. Якщо в державі-члені існує більше одного ОСП, цей Регламент повинен застосовуватися до всіх таких ОСП.

2. Держави-члени в рамках національного регуляторного режиму можуть передбачити, що відповідальність ОСП за виконання одного, кількох або всіх обов’язків за цим Регламентом покладається на одного або більше конкретних ОСП.

1. Витрати, понесені системними операторами, що підпадають під регулювання мережевих тарифів і випливають із обов’язків, встановлених цим Регламентом, мають бути оцінені відповідними регуляторними органами. Витрати, оцінені як обґрунтовані, ефективні та пропорційні, повинні бути відшкодовані через мережеві тарифи або інші належні механізми.

2. На вимогу відповідних регуляторних органів системні оператори, згадані в параграфі 1, повинні протягом трьох місяців після запиту надати необхідну інформацію, щоб сприяти оцінюванню понесених витрат.

1. Відповідні системні оператори та відповідні ОСП повинні проводити консультації зі стейкхолдерами, включно з компетентними органами кожної держави-члена, щодо пропозицій стосовно поширення дії цього Регламенту на наявні системи ПСВН і приєднані на постійному струмі модулі енергоцентрів відповідно до статті 4(3), щодо звіту, підготовленого відповідно до статті 65(3), і аналізу витрат і вигід, здійсненого відповідно до статті 80(2). Консультації повинні тривати принаймні один місяць.

2. Відповідні системні оператори або відповідні ОСП повинні належним чином врахувати точку зору стейкхолдерів за підсумками таких консультацій, перш ніж подати проект пропозиції, звіт або аналіз витрат і вигід на затвердження регуляторним органом або, якщо застосовно, державою-членом. В усіх випадках повинне бути надане та своєчасно опубліковане належне обґрунтування врахування або неврахування точки зору стейкхолдерів перед або одночасно з публікацією пропозиції.

Агентство з питань співробітництва регуляторних органів у сфері енергетики (далі - Агентство) у тісній співпраці з Європейською мережею операторів систем передачі електроенергії (ENTSO-E) повинні організувати залучення стейкхолдерів у зв’язку з вимогами щодо приєднання до мережі систем ПСВН і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів, а також щодо інших аспектів імплементації цього Регламенту. Таке залучення повинне включати регулярні зустрічі зі стейкхолдерами з метою виявлення проблем і надання пропозицій з удосконалення, зокрема, пов’язаних із вимогами щодо приєднання до мережі систем ПСВН і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів.

1. Будь-яка конфіденційна інформація, яку отримують, передають або якою обмінюються відповідно до цього Регламенту, підпадає під дію умов збереження професійної таємниці, встановлених параграфами 2, 3 і 4.

2. Обов’язок збереження професійної таємниці застосовується до будь-яких осіб, регуляторних органів або суб’єктів, які підпадають під дію цього Регламенту.

3. Конфіденційна інформація, отримана зазначеними в параграфі 2 особами, регуляторними органами або суб’єктами в ході виконання своїх службових обов’язків, не може розголошуватися іншим особам або органам, без обмеження випадків, передбачених національним правом, іншим відповідним правом Союзу або іншими положеннями цього Регламенту.

4. Без обмеження випадків, передбачених національним правом або правом Союзу, регуляторні органи, суб’єкти або особи, які отримують конфіденційну інформацію згідно з цим Регламентом, можуть використовувати її тільки для виконання своїх службових обов’язків відповідно до цього Регламенту.

1. Система ПСВН має бути здатна залишатися приєднаною до мережі та працювати в межах діапазонів частот і періодів часу, визначених у таблиці 1 додатка I для діапазону потужності короткого замикання (КЗ), як вказано у статті 32(2).

2. Відповідний ОСП і власник системи ПСВН можуть домовитися про розширення діапазонів частот або продовження мінімальних робочих періодів часу, якщо це необхідно для підтримання або відновлення безпеки системи. Якщо ширші діапазони частот і довші мінімальні робочі періоди часу економічно вигідні та технічно можливі, власник системи ПСВН не повинен необґрунтовано відмовляти у згоді.

3. Без обмеження параграфа 1, система ПСВН має бути здатна до автоматичного відключення за частот, визначених відповідним ОСП.

4. Відповідний ОСП може визначити максимальне допустиме зменшення вихідної активної потужності від її робочої точки, якщо частота в системі знизиться нижче 49 Гц.

Система ПСВН має бути здатна залишатися приєднаною до мережі та працювати, якщо швидкість зміни частоти перебуває в діапазоні між -2,5 і +2,5 Гц/с (що вимірюється в будь-який момент часу як середнє значення швидкості зміни частоти для попередньої 1 с).

1. Щодо здатності до регулювання передаваної активної потужності:

(a) система ПСВН має бути здатна до регулювання передаваної активної потужності до рівня максимальної пропускної здатності ПСВН за активною потужністю в кожному напрямку за командою відповідного ОСП.

Відповідний ОСП:

(i) може визначити максимальне та мінімальне значення ступінчастої зміни потужності для регулювання передаваної активної потужності;

(ii) може визначити мінімальну пропускну здатність ПСВН за активною потужністю для кожного напрямку, нижче якої здатність до передавання активної потужності не вимагається; та

(iii) повинен визначити максимальну затримку, у межах якої система ПСВН має бути здатна до регулювання передаваної активної потужності після отримання запиту від відповідного ОСП.

(b) відповідний ОСП повинен визначити, як саме система ПСВН має бути здатна змінювати подачу передаваної активної потужності в разі порушення режиму в одній або більше мереж ЗС, до яких вона приєднана. Якщо початкова затримка до початку зміни перевищуватиме 10 мілісекунд з моменту отримання ініціативного сигналу, надісланого відповідним ОСП, це має бути належним чином обґрунтовано власником системи ПСВН відповідному ОСП.

(c) відповідний ОСП може визначити, що система ПСВН має бути здатна до швидкого реверсування активної потужності. Реверсування потужності повинне бути можливим у межах від максимальної пропускної здатності за активною потужністю в одному напрямку до максимальної пропускної здатності за активною потужністю в іншому напрямку настільки швидко, наскільки це технічно можливо, і якщо відповідний час перевищить 2 секунди, це має бути належним чином обґрунтовано власником системи ПСВН відповідному ОСП.

(d) для систем ПСВН, які зв’язують різні області регулювання або синхронні зони, система ПСВН повинна бути обладнана відповідними функціями регулювання, що дають змогу відповідним ОСП змінювати передавану активну потужність для цілей транскордонного балансування.

2. Система ПСВН має бути здатна до регулювання швидкості лінійної зміни активної потужності в межах своїх технічних можливостей відповідно до команд, надісланих відповідними ОСП. У разі зміни активної потужності відповідно до пунктів (b) і (c) параграфа 1 швидкість лінійної зміни навантаження не підлягає налаштуванню.

3. Якщо це визначено відповідним ОСП у координації з операторами суміжних систем передачі, функції регулювання системи ПСВН мають бути здатні до автоматичних коригувальних дій, у тому числі, серед іншого, зупинення лінійної зміни навантаження, а також блокування режимів FSM, LFSM-O, LFSM-U і регулювання частоти. Критерії запуску та блокування повинні бути визначені відповідним ОСП і підлягають повідомленню регуляторному органу. Умови такого повідомлення визначаються відповідно до застосовних національних регулятивних рамок.

1. Якщо це визначено відповідним ОСП, система ПСВН повинна мати здатність забезпечувати штучну інерцію у відповідь на зміни частоти, що активується в режимах зі зниженою та/або підвищеною частотою шляхом швидкого регулювання активної потужності, яка подається в мережу ЗС або відбирається з неї, щоб обмежити швидкість зміни частоти. Ця вимога повинна принаймні враховувати результати досліджень, проведених ОСП, що виявити, чи є потреба у визначенні мінімальної інерції.

2. Принцип роботи цієї системи регулювання та пов’язані робочі параметри повинні бути погоджені між відповідним ОСП і власником системи ПСВН.

Вимоги, які застосовуються до частотночутливого режиму, режиму з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота і режиму з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота визначені в додатку II.

1. Якщо це визначено відповідним ОСП, система ПСВН повинна бути обладнана незалежним режимом регулювання для модуляції вихідної активної потужності перетворювальної підстанції ПСВН залежно від частот в усіх точках приєднання системи ПСВН, щоб підтримувати стабільні частоти в системі.

2. Відповідний ОСП повинен визначити принцип роботи, пов’язані робочі параметри та критерії активації регулювання частоти, вказаного в параграфі 1.

1. Система ПСВН повинна мати таку конфігурацію, щоб втрата нею інжекції активної потужності в синхронну зону була обмежена значенням, визначеним відповідними ОСП для їхніх відповідних областей регулювання навантаження та частоти на основі впливу системи ПСВН на енергосистему.

2. Якщо система ПСВН з’єднує дві або більше областей регулювання, відповідні ОСП повинні консультуватися один з одним, щоб встановити узгоджене значення максимальної втрати інжекції активної потужності, зазначеної в параграфі 1, з урахуванням відмов загального характеру.

1. Без обмеження статті 25, перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна залишатися приєднаною до мережі та працювати на максимальному струмі системи ПСВН у межах діапазонів напруги в мережі в точці приєднання, вираженої відношенням напруги в точці приєднання до опорного значення в 1 в.о., і впродовж періодів часу, зазначених у таблицях 4 і 5 додатка III. Встановлення опорного значення напруги в 1 в.о. підлягає узгодженню між відповідними операторами суміжних систем.

2. Власник системи ПСВН і відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП можуть домовитися про ширші діапазони напруг або довші мінімальні робочі періоди часу, ніж ті, що визначені в параграфі 1, щоб забезпечити найкраще використання технічних можливостей системи ПСВН, якщо це необхідно для збереження або відновлення безпеки системи. Якщо ширші діапазони напруг і довші мінімальні робочі періоди часу економічно вигідні та технічно можливі, власник системи ПСВН не повинен необгрунтовано відмовляти у згоді.

3. Перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна до автоматичного відключення при значеннях напруги в точці приєднання, визначених відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП. Умови та уставки автоматичного відключення повинні бути узгоджені між відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП і власником системи ПСВН.

4. Для точок приєднання з опорною напругою змінного струму в 1 в.о., що не входять до переліку, визначеного в додатку III, відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити застосовні вимоги в точках приєднання.

5. Незважаючи на положення параграфа 1, відповідні ОСП в Балтійській синхронній зоні після консультацій з відповідними операторами суміжних систем передачі можуть вимагати, щоб перетворювальні підстанції ПСВН залишалися приєднаними до мережі 400 кВ у межах діапазонів напруг і впродовж періодів часу, які застосовуються в синхронній зоні континентальної Європи.

1. Якщо це визначено відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП, система ПСВН має бути здатна забезпечувати швидке підживлення КЗ струмом у точці приєднання під час симетричних (трифазних) пошкоджень.

2. Якщо вимагається, щоб система ПСВН мала здатність, зазначену в параграфі 1, відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити:

(a) як і коли повинне бути виявлене відхилення напруги, а також кінець відхилення напруги;

(b) характеристики швидкого КЗ струму;

(c) час і точність швидкого КЗ струму, що може включати кілька етапів;

3. Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП можуть визначити вимогу щодо привнесення повного КЗ струму у випадку несиметричних (однофазних або двофазних) пошкоджень.

1. Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити вимоги щодо здатності до вироблення реактивної потужності в точках приєднання у випадку коливань напруги. Пропозиція щодо таких вимог має містити графік U-Q/Pmax, у межах якого перетворювальна підстанція ПСВН повинна бути здатна до вироблення реактивної потужності при максимальній пропускній здатності ПСВН за активною потужністю.

2. Графік U-Q/Pmax, зазначений у параграфі 1, повинен відповідати таким принципам:

(a) графік U-Q/Pmax не повинен виходити за межі обвідної графіка U-Q/Pmax, представленої внутрішньою обвідною на рисунку, визначеному в додатку IV, і необов’язково повинен мати прямокутну форму;

(b) параметри обвідної графіка U-Q/Pmax повинні перебувати в межах значень, встановлених для кожної синхронної зони в таблиці, визначеній в додатку IV; та

(c) положення обвідної графіка U-Q/Pmax повинне бути в межах фіксованої зовнішньої обвідної на рисунку, визначеному в додатку IV.

3. Система ПСВН має бути здатна до переміщення в будь-яку робочу точку в межах свого графіка U-Q/Pmax у відповідних часових рамках, визначених відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.

4. При роботі за вихідної активної потужності, нижчої за максимальну пропускну здатність ПСВН за активною потужністю (P < Pmax), перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна працювати в будь-якій робочій точці, як вказано відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП, у межах здатності до вироблення реактивної потужності, визначеної графіком U-Q/Pmax, вказаним у параграфах 1-3.

1. Власник системи ПСВН повинен забезпечити, щоб обмін реактивною потужністю його перетворювальної підстанції ПСВН з мережею в точці приєднання обмежувався значеннями, визначеними відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.

2. Зміна реактивної потужності, спричинена роботою перетворювальної підстанції ПСВН у режимі регулювання реактивної потужності, вказаному у статті 22(1), не повинна призводити до ступінчастої зміни напруги, що перевищує значення, дозволене в точці приєднання. Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити таке максимальне допустиме значення ступінчастої зміни напруги.

1. Перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна працювати в одному або більше із трьох вказаних нижче режимів регулювання, як визначено відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.

(a) режим регулювання напруги;

(b) режим регулювання реактивної потужності;

(c) режим регулювання коефіцієнта потужності.

2. Перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна працювати в додаткових режимах регулювання, визначених відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.

3. Для цілей режиму регулювання напруги кожна перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна до сприяння регулюванню напруги в точці приєднання з використанням своїх можливостей, дотримуючись статей 20 і 21, згідно з такими характеристиками регулювання:

(a) уставка напруги в точці приєднання повинна бути визначена з метою охоплення конкретного робочого діапазону, безперервно або у вигляді кроків, відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП;

(b) регулювання напруги може здійснюватися з або без зони нечутливості, вибраної в діапазоні від нуля до +/-5% опорного значення в 1 в.о. напруги мережі. Зона нечутливості повинна бути ступінчасто регульованою, як визначено відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП;

(c) упродовж ступінчастої зміни напруги перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна:

(i) досягати 90% зміни вихідної реактивної потужності впродовж часу t1, визначеного відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП. Час t1 повинен бути в діапазоні 0,1-10 секунд; та

(ii) стабілізуватися на значенні, вказаному крутизною оперативної характеристики в межах часу t2, визначеного відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП. Час t2 повинен бути в діапазоні 1-60 секунд з визначеним усталеним допустимим відхиленням, заданим у % від максимальної реактивної потужності.

(d) режим регулювання напруги повинен передбачати здатність змінювати вихідну реактивну потужність на основі поєднання зміненої уставки напруги та додаткового вказаного компонента реактивної потужності. Крутизна характеристики повинна визначатися діапазоном і кроком, вказаними відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.

4. Щодо режиму регулювання реактивної потужності, відповідний системний оператор повинен визначити діапазон реактивної потужності, виражений у МВАр або у % від максимальної реактивної потужності, а також пов’язану точність в точці приєднання, використовуючи можливості системи ПСВН і водночас дотримуючись статей 20 і 21.

5. Для цілей режиму регулювання коефіцієнта потужності перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна до регулювання коефіцієнта потужності до цільового значення в точці приєднання, дотримуючись статей 20 і 21. Наявні уставки повинні бути виражені у кроках, що не перевищують максимально дозволений крок, визначений відповідним системним оператором.

6. Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити будь-яке обладнання, необхідне для забезпечення дистанційного вибору режимів регулювання та відповідних уставок.

Враховуючи можливості системи ПСВН, визначені відповідно до цього Регламенту, відповідний ОСП повинен визначити, привнесення активної чи реактивної потужності матиме пріоритет у режимах з низькою або високою напругою та у випадку пошкоджень, що вимагають здатності проходити КЗ без відключення від мережі. Якщо пріоритет надається привнесенню активної потужності, її подача повинна бути встановлена в межах часового інтервалу з моменту виникнення пошкодження, визначеного ОСП.

Власник системи ПСВН повинен забезпечити, щоб приєднання його системи ПСВН до мережі не призводило до спотворення або коливання напруги живлення в мережі в точці приєднання, що перевищує рівень, визначений відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП. Порядок проведення необхідних досліджень і релевантні дані, які мають бути надані всіма відповідними користувачами мережі, а також визначені та здійснені пом’якшувальні дії повинні відповідати процедурі у статті 29.

1. Відповідний ОСП повинен визначити, дотримуючись статті 18, графік залежності напруги від часу, як визначено в додатку V і беручи до уваги графік залежності напруги від часу, визначений для модулів енергоцентрів відповідно до Регламенту (ЄС) № 2016/631. Такий графік застосовується в точках приєднання для режиму КЗ, за якого перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна залишатися приєднаною до мережі та продовжувати стабільну роботу після відновлення енергосистеми в результаті усунення КЗ. Графік залежності напруги від часу повинен визначати нижню межу фактичної зміни лінійних напруг відносно напруги мережі в точці приєднання під час симетричного пошкодження як функцію часу до, під час і після пошкодження. Будь-який період проходження КЗ, що перевищує trec2, повинен бути визначений відповідним ОСП згідно зі статтею 18.

2. За запитом власника системи ПСВН відповідний системний оператор повинен вказати передаварійні та післяаварійні режими, як передбачено у статті 32, зокрема:

(a) передаварійну мінімальну потужність КЗ у кожній точці приєднання, виражену в МВА,

(b) передаварійні робочі параметри перетворювальної підстанції ПСВН по вихідних активній і реактивній потужностях у точці приєднання та напрузі в точці приєднання; та

(c) післяаварійну мінімальну потужність КЗ у кожній точці приєднання, виражену в МВА.

У якості альтернативи відповідний системний оператор може надати узагальнені значення для вказаних вище режимів, отримані в типових випадках.

3. Перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна залишатися приєднаною до мережі та продовжувати стабільну роботу, коли фактична зміна лінійних напруг відносно рівня напруги мережі в точці приєднання під час симетричного пошкодження, враховуючи передаварійні та післяаварійні режими, передбачені у статті 32, залишається вище нижньої межі, визначеної на рисунку в додатку V, якщо тільки схема захисту для внутрішніх пошкоджень не вимагає відключення перетворювальної підстанції ПСВН від мережі. Схеми захисту й уставки для внутрішніх пошкоджень не повинні ставити під загрозу характеристики здатності проходити КЗ без відключення від мережі.

4. Відповідний ОСП може вказати значення напруги (Ublock) у точках приєднання за певних режимів роботи мережі, коли дозволяється блокування системи ПСВН. Блокування означає, що вона залишається приєднаною до мережі без привнесення активної і реактивної потужностей протягом певного періоду часу, який має бути настільки коротким, наскільки це технічно можливо, і який має бути узгоджений між відповідними ОСП і власником системи ПСВН.

5. Згідно зі статтею 34, захист від зниження напруги повинен бути встановлений власником системи ПСВН відповідно до максимальних технічних можливостей перетворювальної підстанції ПСВН. Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП можуть визначити уставки відповідно до статті 34.

6. Відповідний ОСП повинен визначити можливості проходження КЗ без відключення від мережі у випадку несиметричних пошкоджень.

Відповідний ОСП повинен визначити величину та час відновлення активної потужності, які система ПСВН має бути здатна забезпечити відповідно до статті 25.

Системи ПСВН, у тому числі повітряні лінії електропередачі постійного струму, повинні бути здатні до швидкого відновлення після нестійких пошкоджень у системі ПСВН. Детальні характеристики цієї здатності підлягають координації та узгодженню щодо схем захисту й уставок відповідно до статті 34.

Крім випадків, коли відповідним системним оператором вказане інше, під час подачі напруги або синхронізації перетворювальної підстанції ПСВН із мережею ЗС або під час підключення перетворювальної підстанції ПСВН під напругою до системи ПСВН, перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна обмежувати будь-які зміни напруги до усталеного рівня, визначеного відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП. Визначений рівень не повинен перевищувати 5 відсотків значення напруги до синхронізації. Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити максимальну величину, тривалість і часовий інтервал вимірювання напруги при перехідних процесах.

1. Якщо кілька перетворювальних підстанцій ПСВН та інших установок і обладнання перебувають у безпосередній електричній близькості, відповідний ОСП може визначити необхідність проведення дослідження, а також предмет і обсяг такого дослідження, щоб продемонструвати відсутність негативної взаємодії. У разі виявлення негативної взаємодії дослідження повинні визначати можливі пом’якшувальні дії, які мають бути здійснені, щоб забезпечити відповідність вимогам цього Регламенту.

2. Такі дослідження повинні проводитися власником системи ПСВН, що забезпечує приєднання, за участю інших сторін, визначених ОСП для кожної відповідної точки приєднання. Держави-члени можуть передбачити, що відповідальність за проведення досліджень відповідно до цієї статті лежить на ОСП. Усі сторони повинні бути повідомлені про результати досліджень.

3. Усі сторони, визначені відповідним ОСП для кожної відповідної точки приєднання, включно з відповідним ОСП, повинні сприяти проведенню досліджень і надавати всі релевантні дані та моделі, необхідні для досягнення цілей досліджень. Відповідний ОСП повинен зібрати такі вихідні дані та, якщо застосовно, передати їх стороні, відповідальній за проведення досліджень згідно зі статтею 10.

4. Відповідний ОСП повинен оцінити результати досліджень, зважаючи на їх предмет і обсяг, як вказано відповідно до параграфа 1. Якщо це необхідно для оцінювання, відповідний ОСП може вимагати від власника системи ПСВН провести додаткові дослідження в межах предмета та обсягу, визначених відповідно до параграфа 1.

5. Відповідний ОСП може перевірити або повторити окремі або всі дослідження. Власник системи ПСВН повинен надати відповідному ОСП всі релевантні дані та моделі, які забезпечують проведення такого дослідження.

6. Будь-які необхідні пом’якшувальні дії, визначені в ході досліджень, проведених відповідно до параграфів 2-5, і розглянуті відповідним ОСП, повинні бути здійснені власником системи ПСВН у рамках підключення нової перетворювальної підстанції ПСВН.

7. Відповідний ОСП може визначити перехідні рівні характеристик, пов’язані з подіями для окремої системи ПСВН або всіх систем ПСВН, на які впливають такі події. Така специфікація може надаватися, щоб захистити цілісність як обладнання ОСП, так і обладнання користувачів мережі у спосіб, що не порушує відповідний національний кодекс.

Система ПСВН має бути здатна демпфірувати коливання потужності у приєднаних мережах ЗС. Система керування відповідної системи ПСВН не повинна зменшувати демпфірування коливань потужності. Відповідний ОСП повинен вказати частотний діапазон коливань, які схема керування має позитивно гасити, і режими мережі, коли це відбуватиметься, принаймні враховуючи будь-які дослідження для оцінювання динамічної стійкості, проведені ОСП, щоб визначити межі стійкості та потенційні проблеми стійкості в їхніх системах передачі. Вибір уставок параметрів керування повинен бути погоджений між відповідним ОСП і власником системи ПСВН.

1. Щодо регулювання демпфірування підсинхронної крутильної взаємодії (SSTI), система ПСВН має бути здатна сприяти електричному демпфіруванню частот крутильних коливань.

2. Відповідний ОСП повинен визначити необхідний обсяг досліджень SSTI і надати вихідні параметри, у межах наявності, пов’язані з обладнанням і відповідними системними умовами в його мережі. Дослідження SSTI повинні забезпечуватися власником системи ПСВН. Такі дослідження повинні визначати умови, за наявності, за яких існує SSTI, і пропонувати будь-яку необхідну процедуру пом’якшення. Держави-члени можуть передбачити, що відповідальність за проведення досліджень відповідно до цієї статті лежить на ОСП. Усі сторони повинні бути повідомлені про результати досліджень.

3. Усі сторони, визначені відповідним ОСП для кожної відповідної точки приєднання, включно з відповідним ОСП, повинні сприяти проведенню досліджень і надавати всі релевантні дані та моделі, необхідні для досягнення цілей досліджень. Відповідний ОСП повинен зібрати такі вихідні дані та, якщо застосовно, передати їх стороні, відповідальній за проведення досліджень згідно зі статтею 10.

4. Відповідний ОСП повинен оцінити результати досліджень SSTI. Якщо це необхідно для оцінювання, відповідний ОСП може вимагати від власника системи ПСВН провести додаткові дослідження SSTI у межах того самого предмета та обсягу.

5. Відповідний ОСП може перевірити або повторити дослідження. Власник системи ПСВН повинен надати відповідному ОСП всі релевантні дані та моделі, які забезпечують проведення такого дослідження.

6. Будь-які необхідні пом’якшувальні дії, визначені в ході досліджень, проведених відповідно до параграфів 2 або 4, і розглянуті відповідними ОСП, повинні бути здійснені власником системи ПСВН у рамках підключення нової перетворювальної підстанції ПСВН.

1. Відповідний системний оператор повинен визначити й оприлюднити метод, а також передаварійні та післяаварійні умови розрахувати принаймні мінімальної та максимальної потужності КЗ в точках приєднання.

2. Система ПСВН має бути здатна працювати в діапазоні потужності короткого замикання і мережевих характеристик, визначених відповідним системним оператором.

3. Кожний відповідний системний оператор повинен надати власнику системи ПСВН еквіваленти мережі, що описують поведінку мережі в точці приєднання, щоб дати змогу власникам систем ПСВН спроектувати їхні системи з огляду принаймні, серед іншого, на гармоніки та динамічну стабільність упродовж усього строку експлуатації системи ПСВН.

1. Система ПСВН має бути здатна знаходити точки стабільної роботи з мінімальною зміною потоку активної потужності і рівня напруги впродовж і після будь-якої планової або непланової зміни в системі ПСВН або мережі ЗС, до якої вона приєднана. Відповідний ОСП повинен визначити зміни в режимах системи, у випадку яких системи ПСВН повинні підтримувати стабільну роботу.

2. Власник системи ПСВН повинен забезпечити, щоб відключення або від’єднання перетворювальної підстанції ПСВН як частини будь-якої розгалуженої або вбудованої системи ПСВН, не призводили до перехідних процесів у точці приєднання, що виходять за межі, визначені відповідним ОСП.

3. Система ПСВН повинна протистояти нестійким пошкодженням на лініях змінного струму високої напруги у мережі, суміжній із системою ПСВН або близькій до неї, і не повинна викликати відключення від мережі будь-якого обладнання в системі ПСВН через автоматичне повторне включення ліній у мережі.

4. Власник системи ПСВН повинен надати інформацію відповідному системному оператору про стійкість системи ПСВН до порушень режиму роботи систем ЗС.

1. Відповідний системний оператор повинен визначити в координації з відповідним ОСП схеми та уставки, необхідні для захисту мережі, враховуючи характеристики системи ПСВН. Схеми захисту, необхідні для системи ПСВН та мережі, а також уставки для системи ПСВН повинні координуватися та узгоджуватися між відповідним системним оператором, відповідним ОСП і власником системи ПСВН. Схеми захисту й уставки для внутрішніх електричних пошкоджень не повинні ставити під загрозу характеристики системи ПСВН згідно з цим Регламентом.

2. Електричний захист системи ПСВН повинен мати пріоритет над оперативним керуванням з урахуванням безпеки системи, охорони здоров’я та безпеки персоналу і громадськості, а також зменшення шкоди для системи ПСВН.

3. Будь-які зміни схем захисту або їх уставок, що необхідні для системи ПСВН та мережі, повинні координуватися та узгоджуватися між відповідним системним оператором, відповідним ОСП і власником системи ПСВН, перш ніж вони будуть впроваджені власником системи ПСВН.

1. Схема керування, визначена власником системи ПСВН, що передбачає різні режими регулювання, включно з уставками окремих параметрів, повинна координуватися та узгоджуватися між відповідним системним оператором, відповідним ОСП і власником системи ПСВН.

2. Що стосується порядку пріоритетності захисту та керування, власник системи ПСВН повинен налаштовувати пристрої захисту та керування з дотриманням наведеного нижче порядку пріоритетності, організованого в порядку зниження значущості, якщо інше не визначене відповідним ОСП у координації з відповідним системним оператором:

(a) захист електричних мереж і системи ПСВН;

(b) регулювання активної потужності для надання допомоги в аварійних ситуаціях;

(c) штучна інерція, якщо застосовно;

(d) автоматичні коригувальні дії, як зазначено у статті 13(3);

(e) режим з обмеженою чутливістю до частоти (LFSM);

(f) частотночутливий режим (FSM); та

(g) обмеження градієнта потужності.

1. Параметри різних режимів регулювання й уставки захисту системи ПСВН повинні передбачати можливість їх зміни на перетворювальній підстанції ПСВН, якщо цього вимагає відповідний системний оператор або відповідний ОСП, згідно з параграфом 3.

2. Будь-які зміни схем або уставок параметрів різних режимів регулювання та захисту системи ПСВН, у тому числі порядок їх внесення, повинні координуватися та узгоджуватися між відповідним системним оператором, відповідним ОСП і власником системи ПСВН.

3. Режими регулювання та пов’язані уставки системи ПСВН повинні передбачати можливість їх дистанційної зміни, як визначено відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.

1. Відповідний ОСП може отримати комерційну пропозицію щодо забезпечення здатності до автономного пуску від власника системи ПСВН.

2. Система ПСВН зі здатністю до автономного пуску має бути здатна, у разі подачі живлення на одну перетворювальну підстанцію, подавати живлення на шину підстанції змінного струму, до якої приєднана інша перетворювальна підстанція, у межах періоду часу після знеструмлення системи ПСВН, визначеного відповідними ОСП. Система ПСВН має бути здатна синхронізувати в межах частоти, визначених у статті 11, і в межах напруги, визначених відповідним ОСП або передбачених у статті 18, якщо застосовно. Ширші діапазони частот і напруг можуть бути визначені відповідним ОСП, якщо це необхідно для відновлення безпеки системи.

3. Відповідний ОСП і власник системи ПСВН повинні узгодити обсяг і наявність здатності до автономного запуску і відповідну процедуру експлуатації.

Вимоги, застосовні до морських модулів енергоцентрів відповідно до статей 13 - 22 Регламенту (ЄС) № 2016/631, застосовуються до приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів згідно зі спеціальними вимогами, передбаченими у статтях 41-45 цього Регламенту. Ці вимоги застосовуються в точках приєднання ПСВН приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів і систем ПСВН. Класифікація у статті 5 Регламенту (ЄС) № 2016/631 застосовується до приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів.

1. Щодо реакції на відхилення частоти:

(a) приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру має бути здатний отримувати швидкий сигнал від точки приєднання в синхронній зоні, для якої забезпечується реакція на відхилення частоти, і бути здатний обробити цей сигнал протягом 0,1 секунди з моменту надсилання до завершення обробки сигналу для активації реакції. Частота повинна вимірюватися в точці приєднання в синхронній зоні, для якої забезпечується реакція на відхилення частоти;

(b) приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру, підключений через системи ПСВН, з’єднані з більш ніж однією областю регулювання, має бути здатний забезпечувати координоване регулювання частоти, як визначено відповідним ОСП.

2. Щодо діапазонів частот і регулювання:

(a) приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру має бути здатний залишатися приєднаним до віддаленої перетворювальної підстанції ПСВН і працювати в межах діапазонів частот і періодів часу, визначених у додатку VI для системи з номінальною частотою 50 Гц. Якщо використовується номінальна частота інша, ніж 50 Гц, або змінна частота згідно із проектом, відповідно до угоди з відповідним ОСП, застосовні діапазони частот і періоди часу повинні бути визначені відповідним ОСП з урахуванням особливостей системи і вимог, визначених у додатку VI;

(b) відповідний ОСП і власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру можуть домовитися про розширення діапазонів частот або продовження мінімальних робочих періодів часу, щоб забезпечити найкраще використання технічних можливостей приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру, якщо це необхідно для підтримання або відновлення безпеки системи. Якщо ширші діапазони частот і довші мінімальні робочі періоди часу економічно вигідні та технічно можливі, власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру не повинен необгрунтовано відмовляти у згоді;

(c) при дотриманні положень пункту (а) параграфа 2 приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру має бути здатний до автоматичного відключення за визначених частот, якщо це визначено відповідним ОСП. Умови та уставки автоматичного відключення повинні бути узгоджені між відповідним ОСП і власником приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру.

3. Щодо здатності витримувати швидкість зміни частоти, приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру має бути здатний залишатися приєднаним до перетворювальної підстанції ПСВН і працювати при швидкості зміни частоти в системі до +/-2 Гц/с (що вимірюється в будь-який момент часу як середнє значення швидкості зміни частоти для попередньої 1 секунди) у точці приєднання ПСВН приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру на віддаленій перетворювальній підстанції ПСВН для системи з номінальною частотою 50 Гц.

4. Приєднані на постійному струмі модулі енергоцентрів повинні мати здатність працювати в режимі з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота (LFSM-O), відповідно до статті 13(2) Регламенту (ЄС) № 2016/631, з реакцією на швидкий сигнал, як зазначено в параграфі 1 для системи з номінальною частотою 50 Гц.

5. Здатність приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів підтримувати стійку потужність повинна визначатися відповідно до статті 13(3) Регламенту (ЄС) № 2016/631 для системи з номінальною частотою 50 Гц.

6. Здатність приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів регулювати активну потужність повинна визначатися відповідно до статті 15(2)(a) Регламенту (ЄС) № 2016/631 для системи з номінальною частотою 50 Гц. Має бути передбачена можливість ручного керування в разі виходу з ладу автоматичних пристроїв дистанційного керування.

7. Здатність приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів працювати в режимі з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота (LFSM-U) повинна визначатися відповідно до статті 15(2)(c) Регламенту (ЄС) № 2016/631, з реакцією на швидкий сигнал, як зазначено в параграфі 1 для системи з номінальною частотою 50 Гц.

8. Здатність приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів працювати в частотночутливому режимі повинна визначатися відповідно до статті 15(2)(d) Регламенту (ЄС) № 2016/631, з реакцією на швидкий сигнал, як зазначено в параграфі 1 для системи з номінальною частотою 50 Гц.

9. Здатність приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів до відновлення частоти повинна визначатися відповідно до статті 15(2)(e) Регламенту (ЄС) № 2016/631 для системи з номінальною частотою 50 Гц.

10. Якщо використовується постійна номінальна частота інша, ніж 50 Гц, змінна частота відповідно до проекту чи напруга системи постійного струму, відповідно до угоди з відповідним ОСП, можливості, перераховані в параграфах 3-9, і параметри, пов’язані з такими можливостями, повинні бути визначені відповідним ОСП.

1. Щодо діапазонів напруг:

(a) приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру має бути здатний залишатися приєднаним до віддаленої перетворювальної підстанції ПСВН і працювати в межах діапазонів напруг (у відносних одиницях) і періодів часу, визначених у таблицях 9 і 10 додатка VII. Застосовні визначені діапазони напруг і періоди часу вибираються на основі опорного значення напруги в 1 в.о.

(b) відповідний системний оператор, відповідний ОСП і власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру можуть домовитися про розширення діапазонів напруг або продовження мінімальних робочих періодів часу, щоб забезпечити найкраще використання технічних можливостей приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру, якщо це необхідно для підтримання або відновлення безпеки системи. Якщо ширші діапазони напруг і довші мінімальні робочі періоди часу економічно вигідні та технічно можливі, власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру не повинен необґрунтовано відмовляти у згоді.

(c) для приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів, які мають точку приєднання ПСВН до віддаленої перетворювальної підстанції ПСВН, відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП можуть визначити значення напруги в точці приєднання ПСВН, за яких приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру має бути здатний до автоматичного відключення. Умови та уставки автоматичного відключення повинні бути узгоджені між відповідним системним оператором, відповідним ОСП і власником приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру.

(d) для точок приєднання ПСВН зі значеннями напруги змінного струму, що не входять до переліку, визначеного в додатку VII, відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити застосовні вимоги в точці приєднання;

(e) у разі використання частот, інших ніж 50 Гц, відповідно до угоди з відповідним ОСП, діапазони напруг і періоди часу, визначені відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП, повинні бути пропорційні до тих, що вказані у таблицях 9 і 10 додатка VII.

2. Щодо здатності приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів до вироблення реактивної потужності:

(a) якщо власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру може укласти двосторонню угоду з власниками систем ПСВН, що з’єднують приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру з єдиною точкою приєднання в мережі ЗС, він повинен відповідати всім зазначеним нижче вимогам:

(i) він повинен мати змогу, разом з додатковими установками чи обладнанням та/або програмним забезпеченням, забезпечити здатність до вироблення реактивної потужності, що вимагається відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП, згідно з пунктом (b), а також повинен:

- забезпечити здатність до вироблення реактивної потужності окремого або всього свого обладнання відповідно до пункту (b), що вже встановлене в рамках приєднання на постійному струмі модуля енергоцентру до мережі ЗС під час початкового приєднання або введення в експлуатацію; або

- продемонструвати відповідному системному оператору та відповідному ОСП, а потім досягти з ними угоди про те, як забезпечуватиметься здатність до вироблення реактивної потужності, коли приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру з’єднаний з більш ніж однією точкою приєднання в мережі ЗС або коли до мережі ЗС на віддаленій перетворювальній підстанції ПСВН підключений інший приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру або система ПСВН, що належить іншому власнику. Така угода повинна включати договір із власником приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру (або з будь-яким наступним власником), згідно з яким він фінансуватиме та встановить потужності для вироблення реактивної потужності, як вимагається у цій статті, для своїх модулів енергоцентрів у термін, визначений відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП. Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні повідомити власнику приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру пропоновану дату завершення будь-якого передбаченого етапу реалізації, що вимагатиме від власника приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру повного встановлення потужностей для вироблення реактивної потужності.

(ii) відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні враховувати графік модернізації потужності для вироблення реактивної потужності приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру під час визначення терміну модернізації потужності для вироблення реактивної потужності. Такий графік повинен бути наданий власником приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру в момент приєднання до мережі ЗС.

(b) Приєднані на постійному струмі модулі енергоцентрів повинні відповідати вказаним нижче вимогам щодо стабільності напруги в момент приєднання або пізніше відповідно до угоди, зазначеної в пункті (а):

(i) щодо здатності до вироблення реактивної потужності при максимальній пропускній здатності ПСВН за активною потужністю, приєднані на постійному струмі модулі енергоцентру повинні відповідати вимогам щодо привнесення реактивної потужності, визначеним відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП, за умов змінної напруги. Відповідний системний оператор повинен визначити графік U-Q/Pmax. який може мати будь-яку форму в діапазонах відповідно до таблиці 11 та в межах якого приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру має бути здатний до вироблення реактивної потужності при максимальній пропускній здатності ПСВН за активною потужністю. Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинен враховувати довгостроковий розвиток мережі, визначаючи такі діапазони, а також потенційні витрати модулів енергоцентрів на забезпечення здатності до вироблення реактивної потужності за високих напруг і споживання реактивної потужності за низьких напруг.

Якщо у плані розвитку мережі на найближчі 10 років, розробленому відповідно до статті 8 Регламенту (ЄС) № 714/2009, або в національному плані, розробленому та затвердженому відповідно до статті 22 Директиви 2009/72/ЄС, визначено, що приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру буде підключений на змінному струмі до синхронної зони, відповідний ОСП може визначити, що:

- приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру повинен забезпечити встановлення потужностей, які вимагаються у статті 25(4) Регламенту (ЄС) № 2016/631 для такої синхронної зони, в момент початкового приєднання або введення в експлуатацію приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру в мережі ЗС; або

- власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру повинен довести відповідному системному оператору та відповідному ОСП, а потім досягти з ними угоди про те, як забезпечуватиметься здатність до вироблення реактивної потужності, яка вимагається у статті 25(4) Регламенту (ЄС) № 2016/631 для такої синхронної зони, коли приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру буде підключений на змінному струмі до синхронної зони.

(ii) Щодо здатності до вироблення реактивної потужності, відповідний системний оператор може визначити додаткову реактивну потужність, що має бути забезпечена, якщо точка приєднання приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру не розташована на високовольтних контактах підвищувального трансформатора, що забезпечує підключення на рівні напруги точки приєднання, або на контактах генератора змінного струму за відсутності підвищувального трансформатора. Така додаткова реактивна потужність повинна компенсувати обмін реактивною потужністю по лінії або кабелю високої напруги між високовольтними контактами підвищувального трансформатора приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру або контактами генератора змінного струму за відсутності підвищувального трансформатора і точкою приєднання та має забезпечуватися відповідальним власником відповідної лінії або кабелю.

3. Щодо пріоритетності привнесення активної або реактивної потужностей для приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів, відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинен визначити, привнесення активної чи реактивної потужності матиме пріоритет у випадку пошкоджень, що вимагають здатності проходити КЗ без відключення від мережі. Якщо пріоритет надається привнесенню активної потужності, її подача повинна бути встановлена в межах часового інтервалу з моменту виникнення пошкодження, визначеного відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.

1. Під час синхронізації приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру зі збірною мережею ЗС, приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру має бути здатний обмежувати будь-які зміни напруги до усталеного рівня, визначеного відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП. Визначений рівень не повинен перевищувати 5 відсотків значення напруги до синхронізації. Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити максимальну величину, тривалість і часовий інтервал вимірювання напруги при перехідних процесах.

2. Власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру повинен забезпечити вихідні сигнали, як визначено відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.

Щодо характеристик мережі, до приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів застосовуються такі положення:

(a) кожен відповідний системний оператор повинен визначити й оприлюднити метод, а також передаварійні та післяаварійні режими для розрахування мінімальної та максимальної потужності КЗ у точці приєднання ПСВН;

(b) приєднаний на постійному струмі модуль енергоцентру має бути здатний працювати в діапазоні між мінімальною та максимальною потужністю КЗ і в рамках мережевих характеристик у точці приєднання ПСВН, визначених відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП;

(c) кожний відповідний системний оператор і власник системи ПСВН повинні надати власнику приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру еквіваленти мережі, що характеризують систему, щоб дати змогу власникам приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів спроектувати їхні системи принаймні з урахуванням гармонік.

1. Схеми та уставки електрозахисту для приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів повинні визначатися відповідно до статті 14(5)(b) Регламенту (ЄС) № 2016/631, якщо мережа належить до синхронної зони. Схеми захисту повинні розроблятися з урахуванням характеристик системи, специфіки мережі, а також технічних особливостей технології модуля енергоцентру та погоджуватися з відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.

2. Пріоритетність захисту та керування для приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів повинна визначатися відповідно до статті 14(5)(c) Регламенту (ЄС) № 2016/631, якщо мережа належить до синхронної зони, і погоджуватися з відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.

Власники приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів повинні забезпечити, щоб їх приєднання до мережі не призводило до спотворення або коливання напруги живлення в мережі в точці приєднання, що перевищує рівень, визначений відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП. Користувачі мережі, у тому числі, серед іншого, наявні приєднані на постійному струмі модулі енергоцентру та наявні системи ПСВН, не повинні необґрунтовано відмовляти в наданні необхідних даних для пов’язаних досліджень. Порядок проведення необхідних досліджень і релевантні дані, які мають бути надані всіма відповідними користувачами мережі, а також визначені та здійснені пом’якшувальні дії повинні відповідати процедурі у статті 29.

Що стосується загальних вимог щодо управління системою, до будь-якого приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру застосовуються статті 14(5), 15(6) і 16(4) Регламенту (ЄС) № 2016/631.

Вимоги статей 11-39 застосовуються до віддалених перетворювальних підстанцій ПСВН з урахуванням спеціальних вимог, передбачений у статтях 47-50.

1. Якщо в мережі, що з’єднує приєднані на постійному струмі модулі енергоцентрів, використовується номінальна частота інша, ніж 50 Гц, або змінна частота згідно із проектом, відповідно до угоди з відповідним ОСП, стаття 11 застосовується до перетворювальної підстанції ПСВН із застосовними діапазонами частот і періодами часу, визначеними відповідним ОСП з урахуванням особливостей системи і вимог, встановлених у додатку I.

2. Щодо реакції на відхилення частоти, власник віддаленої перетворювальної підстанції ПСВН і власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру повинні узгодити технічні умови зв’язку з використанням швидкого сигналу відповідно до статті 39(1). Якщо цього вимагає відповідний ОСП, система ПСВН має бути здатна подавати сигнал про частоту мережі в точці приєднання. Для системи ПСВН, що з’єднує модуль енергоцентру, налаштування активної потужності при відхиленні частоти має обмежуватися можливостями приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів.

1. Щодо діапазонів напруг:

(a) віддалена перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна залишатися приєднаною до мережі віддаленої перетворювальної підстанції ПСВН і працювати в межах діапазонів напруг (у відносних одиницях) і періодів часу, визначених у таблицях 12 і 13 додатка VIII.

Застосовні визначені діапазони напруг і періоди часу вибираються на основі опорного значення напруги в 1 в.о;

(b) ширші діапазони напруг або довші мінімальні робочі періоди часу можуть бути узгоджені між відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП і власником приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру відповідно до статті 40;

(c) для точок приєднання ПСВН зі значеннями напруги змінного струму, що не входять до переліку, визначеного в таблиці 12 і таблиці 13 додатка VII, відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити застосовні вимоги в точках приєднання;

(d) у разі використання частот, інших ніж 50 Гц, відповідно до угоди з відповідним ОСП, діапазони напруг і періоди часу, визначені відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП, повинні бути пропорційні до тих, що вказані в додатку VIII.

2. Щодо здатності до вироблення реактивної потужності, віддалена перетворювальна підстанція ПСВН повинна відповідати таким вимогам щодо стабільності напруги в точках приєднання:

(a) відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити вимоги щодо здатності до вироблення реактивної потужності для різних рівнів напруги. При цьому відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити графік U-Q/Pmax будь-якої форми, у межах якого віддалена перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна до вироблення реактивної потужності при максимальній пропускній здатності ПСВН за активною потужністю;

(b) графік U-Q/Pmax повинен визначатися кожним відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП. Графік U-Q/Pmax повинен бути в межах діапазону Q/Pmax і напруги в усталеному режимі, визначеного в таблиці 14 додатка VIII, і положення обвідної графіка U-Q/Pmax повинне бути в межах фіксованої зовнішньої обвідної, визначеної в додатку IV. Під час визначення таких діапазонів відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні враховувати довгостроковий розвиток мережі.

Щодо характеристик мережі, власник віддаленої перетворювальної підстанції ПСВН повинен надати релевантні дані будь-якому власнику приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру відповідно до статті 42.

Власники віддалених перетворювальних підстанцій ПСВН повинні забезпечити, щоб їх приєднання до мережі не призводило до спотворення або коливання напруги живлення в мережі в точці приєднання, що перевищує рівень, призначений їм відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП. Користувачі мережі, у тому числі, серед іншого, наявні приєднані на постійному струмі модулі енергоцентру та наявні системи ПСВН, не повинні необґрунтовано відмовляти в наданні необхідних даних для пов’язаних досліджень. Порядок проведення необхідних досліджень і релевантні дані, які мають бути надані всіма відповідними користувачами мережі, а також визначені та здійснені пом’якшувальні дії повинні відповідати процедурі, передбаченій у статті 29.

1. Щодо приладів контролю експлуатації, кожний агрегат перетворювача ПСВН системи ПСВН повинен бути обладнаний автоматичним контролером, здатним отримувати команди від відповідного системного оператора та відповідного ОСП. Автоматичний контролер має бути здатний керувати роботою агрегатів перетворювачів ПСВН системи ПСВН в узгоджений спосіб. Відповідний системний оператор повинен вказати ієрархію автоматичних контролерів для агрегату перетворювача ПСВН.

2. Автоматичний контролер системи ПСВН, зазначений у параграфі 1, має бути здатний надсилати відповідному системному оператору сигнали таких видів:

(a) оперативні сигнали, до яких принаймні належать:

(i) сигнали запуску;

(ii) виміряні значення напруги змінного та постійного струму;

(iii) виміряні значення змінного та постійного струму;

(iv) виміряні значення активної та реактивної потужності на боці змінного струму;

(v) виміряні значення потужності постійного струму;

(vi) режим роботи агрегату перетворювача ПСВН у перетворювачі ПСВН багатополюсного типу;

(vii)стан елементів і топології; та

(viii) діапазони активної потужності в режимах FSM, LFSM-O та LFSM-U.

(b) сигнали тривоги, що забезпечують принаймні:

(i) аварійне блокування;

(ii) блокування лінійної зміни навантаження;

(iii) швидке реверсування активної потужності.

3. Автоматичний контролер системи ПСВН, зазначений у параграфі 1, має бути здатний отримувати від відповідного системного оператора сигнали таких видів:

(a) оперативні сигнали, до яких принаймні належать:

(i) команда запуску;

(ii) уставки активної потужності;

(iii) уставки частотночутливого режиму;

(iv) уставки реактивної потужності, напруги або подібні уставки;

(v) режими регулювання реактивної потужності;

(vi) регулювання демпфірування коливань потужності; та

(vii) штучна інерція.

(b) сигнали тривоги, до яких принаймні належать:

(i) команда аварійного блокування;

(ii) команда блокування лінійної зміни навантаження;

(iii) напрямок перетоку активної потужності; та

(iv) команда швидкого реверсування активної потужності.

4. Щодо кожного сигналу, відповідний системний оператор може визначати якість сигналу, що подається.

Параметри та налаштування основних функцій регулювання системи ПСВН повинні бути узгоджені між власником системи ПСВН і відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП. Параметри та налаштування повинні впроваджуватися в ієрархії регулювання, яка уможливлює їх змінення в разі необхідності. До таких основних функцій регулювання принаймні належать:

(a) штучна інерція, якщо застосовно, як зазначено у статті 14 та 41;

(b) частотночутливі режими (FSM, LFSM-O, LFSM-U), зазначені у статтях 15, 16 і 17;

(c) регулювання частоти, якщо застосовно, як зазначено у статті 16;

(d) режим регулювання реактивної потужності, якщо застосовно, як зазначено у статті 22;

(e) здатність до демпфірування коливань потужності, зазначена у статті 30;

(f) здатність до демпфірування підсинхронної крутильної взаємодії, зазначена у статті 31.

1. Система ПСВН повинна бути обладнана засобами реєстрації аварійних порушень і моніторингу динамічної поведінки системи для кожної з її перетворювальних підстанцій ПСВН за такими параметрами:

(a) напруга змінного струму та постійного струму;

(b) змінний і постійний струм;

(c) активна потужність,

(d) реактивна потужність, та

(e) частота.

2. Відповідний системний оператор має право визначати параметри якості електропостачання, яких має дотримуватися система ПСВН, за умови надання попереднього повідомлення в розумний строк.

3. Докладні відомості про обладнання для реєстрації аварійних порушень, зазначеного в параграфі 1, включно з аналоговими та цифровими каналами, уставки, у тому числі критерії запуску і частота дискретизації, повинні бути погоджені між власником системи ПСВН, відповідним системним оператором і відповідним ОСП.

4. Усе обладнання для моніторингу динамічної поведінки системи має включати схему сигналізації коливань, визначену відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП з метою виявлення слабозатухаючих коливань потужності.

5. Пристрої моніторингу якості електропостачання та динамічної поведінки системи повинні включати засоби електронного доступу до інформації для власника системи ПСВН, відповідного системного оператора та відповідного ОСП. Протоколи обміну зареєстрованими даними повинні бути узгоджені між власником системи ПСВН, відповідним системним оператором і відповідним ОСП.

1. Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП можуть визначити, що власник системи ПСВН повинен надати імітаційні моделі, які належним чином відображають поведінку системи ПСВН як у статичному, так і в динамічному моделюванні (складник частоти основної гармоніки), а також в електромагнітних перехідних моделюваннях.

Формат надання моделей і документації про структуру та блок-схеми моделей повинен визначатися відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.

2. Для цілей динамічного моделювання надані моделі мають містити, залежно від наявності вказаних складових, принаймні такі підмоделі, але не обмежуються ними:

(a) моделі агрегатів перетворювачів ПСВН;

(b) моделі складової змінної струму;

(c) моделі мережі постійного струму;

(d) регулятора напруги та потужності;

(e) функцій спеціального керування, якщо застосовно, напр. функції демпфірування коливань потужності (POD), регулювання підсинхронної крутильної взаємодії (SSTI) тощо;

(f) багатотермінального керування, якщо застосовно;

(g) моделі захисту системи ПСВН, як погоджено між відповідним ОСП і власником системи ПСВН.

3. Власник системи ПСВН повинен перевірити моделі на основі результатів випробувань на відповідність, проведених згідно з розділом VI, і надати звіт про результати такої перевірки відповідному ОСП. Потім моделі повинні використовуватися для перевірки відповідності вимогам цього Регламенту, у тому числі, серед іншого, для випробувань на відповідність моделюванням, передбачених у розділі VI, і досліджень з метою безперервного оцінювання в рамках планування та експлуатації.

4. Власник системи ПСВН повинен надати записи системи ПСВН відповідному системному оператору або відповідному ОСП у відповідь на їхній запит для порівняння реакції моделей із такими записами.

5. За запитом відповідного системного оператора або відповідного ОСП власник системи ПСВН повинен надати еквівалентну модель системи керування, якщо в ході керування може виникати несприятлива взаємодія між перетворювальними підстанціями ПСВН та іншими підключеннями в безпосередній електричній близькості. Еквівалента модель повинна містити всі необхідні дані для реалістичного моделювання несприятливої взаємодії при керуванні.

1. Власник системи ПСВН повинен продемонструвати відповідному системному оператору, що він виконав вимоги, визначені в розділах II-IV цього Регламенту, у відповідній точці приєднання шляхом успішного виконання порядку оперативного повідомлення для приєднання системи ПСВН, як описано у статтях 56-59.

2. Відповідний системний оператор повинен визначити та оприлюднити детальний порядок оперативного повідомлення.

3. Порядок оперативного повідомлення для приєднання кожної нової системи ПСВН повинен передбачати:

(a) оперативне повідомлення про дозвіл на подачу напруги (ДПН)

(b) оперативне повідомлення про тимчасовий дозвіл на підключення (ТДП); та

(c) оперативне повідомлення про остаточний дозвіл на підключення (ДПО).

1. ДПН дає право власнику системи ПСВН на подачу напруги в її внутрішню мережу та на обладнання власних потреб і на підключення її до мережі у визначених точках приєднання.

2. Повідомлення про ДПН видається відповідним системним оператором за умови виконання підготовчих робіт і дотримання вимог, визначених відповідним системним оператором у відповідних операційних процедурах. Такі підготовчі роботи включають узгодження уставок захисту та регулювання для відповідних точок приєднання між відповідним системним оператором і власником системи ПСВН.

1. ТДП дає право власнику системи ПСВН або власнику агрегату перетворювача ПСВН на експлуатацію системи ПСВН або агрегату перетворювача ПСВН з використанням приєднань до мережі, визначених для точок приєднання, упродовж обмеженого проміжку часу.

2. Повідомлення про ТДП видається відповідним системним оператором за умови завершення процесу перевірки даних і аналізу.

3. З метою перевірки даних і аналізу власник системи ПСВН або власник агрегату перетворювача ПСВН повинен надати за запитом відповідного системного оператора:

(a) деталізовану декларацію про відповідність;

(b) деталізовані технічні дані системи ПСВН, які стосуються приєднання до мережі, вказаного для точок приєднання, як визначено відповідним системним оператором у координації з відповідними ОСП;

(c) сертифікати відповідності обладнання систем ПСВН або агрегатів перетворювачів ПСВН, які використовуються як частина доказів відповідності;

(d) імітаційні моделі або точну копію системи керування, як визначено у статті 54 і відповідним системним оператором у координації з відповідними ОСП;

(e) дослідження, що демонструють очікувані параметри усталених і перехідних режимів, як вимагається в розділах II, III та IV;

(f) докладні дані про намічені випробування на відповідність згідно зі статтею 72;

(g) докладні дані щодо наміченого практичного методу проведення випробувань на відповідність згідно з розділом IV.

4. Крім випадків, коли застосовується параграф 5, максимальний період, упродовж якого власник системи ПСВН або власник агрегату перетворювача ПСВН може підтримувати статус ТДП, становить двадцять чотири місяці. Відповідний системний оператор може визначити коротший термін дії ТДП. Термін дії ТДП повинен бути повідомлений регуляторному органу відповідно до застосовних національних регулятивних рамок. Продовження терміну дії ТДП надається, тільки якщо власник системи ПСВН продемонструє значний прогрес у напрямку досягнення повної відповідності. На момент продовження терміну дії ТДП неусунені зауваження повинні бути чітко визначені.

5. Максимальний період, упродовж якого власник системи ПСВН або власник агрегату перетворювача ПСВН може підтримувати статус ТДП, може бути продовжений понад строк у 24 місяці за запитом про надання відступу, поданим відповідному системному оператору згідно з процедурою в розділі VII. Такий запит повинен бути поданий до завершення строку тривалістю двадцять чотири місяці.

1. ДПО дає право власнику системи ПСВН на експлуатацію системи ПСВН або агрегатів перетворювачів ПСВН з використанням точок приєднання до мережі.

2. Повідомлення про ДПО видається відповідним системним оператором за умови попереднього усунення всіх невідповідностей, виявлених у процесі надання статусу ТДП, і завершення процесу перевірки даних і аналізу.

3. З метою перевірки даних і аналізу власник системи ПСВН повинен надати за запитом відповідного системного оператора в координації з відповідним ОСП:

(a) деталізовану декларацію про відповідність; та

(b) оновлені застосовні технічні дані, імітаційні моделі, точну копію системи керування та дослідження, зазначені у статті 57, включно з використанням фактичних значень, виміряних під час випробувань.

4. У разі виявлення невідповідності у процесі надання ДПО може бути наданий відступ за запитом до відповідного системного оператора згідно зі статтями 79 і 80. Повідомлення про ДПО видається відповідним системним оператором, якщо система ПСВН відповідає положенням відступу.

У разі відхилення запиту про надання відступу відповідний системний оператор має право відмовити в експлуатації системи ПСВН або агрегатів перетворювачів ПСВН, доки власник системи ПСВН і відповідний системний оператор не усунуть невідповідність і відповідний системний оператор не переконається, що система ПСВН відповідає вимогам цього Регламенту.

Якщо відповідний системний оператор і власник системи ПСВН не усунуть невідповідність у розумний строк, але в будь-якому разі не пізніше ніж протягом шести місяців після повідомлення про відхилення запиту про надання відступу, кожна зі сторін може направити відповідне питання на розгляд регуляторного органу для ухвалення рішення.

1. Власники систем ПСВН, яким було надане повідомлення про ДПО, повинні негайно повідомити відповідному системному оператору про виникнення таких обставин:

(a) система ПСВН тимчасово підлягає значній модифікації або втратила функціональність через здійснення однієї або більше модифікацій, що істотно впливає на її характеристики; або

(b) у разі відмови обладнання, що призводить до недотримання деяких відповідних вимог.

2. Власник системи ПСВН повинен звернутися до відповідного системного оператора для надання обмеженого дозволу на підключення (ОДП), якщо власник системи ПСВН очікує, що обставини, описані в параграфі 1, зберігатимуться понад три місяці.

3. Повідомлення про ОДП видається відповідним системним оператором із чітким зазначенням:

(a) неусунених зауважень, що зумовили надання ОДП;

(b) обов’язків і строку очікуваного вирішення; та

(c) максимального періоду дії, що не повинен перевищувати 12 місяців. Наданий початковий період може бути коротшим із можливістю його продовження, якщо докази, які задовольняють відповідного системного оператора, демонструють значний прогрес у досягненні повної відповідності.

4. Статус ДПО повинен бути тимчасово призупинений упродовж терміну дії ОДП для об’єктів, які отримали статус ОДП.

5. Подальше продовження терміну дії ОДП може надаватися після подання запиту про надання відступу відповідному системному оператору до завершення такого періоду відповідно до статей 79 і 80.

6. Відповідний системний оператор може відмовити в експлуатації системи ПСВН, якщо термін дії ОДП завершився, а обставини, які зумовили його надання, зберігаються. У такому випадку ДПО автоматично стає недійсним.

7. Якщо відповідний системний оператор не продовжить термін дії ОДП відповідно до параграфа 5 або відмовить у наданні дозволу на експлуатацію системи ПСВН у випадку, коли ОДП вже не дійсний відповідно до параграфа 6, власник системи ПСВН може направити відповідне питання на розгляд регуляторного органу для ухвалення рішення протягом шести місяців після повідомлення про рішення відповідного системного оператора.