| 27.04.2016 |
UA
Офіційний вісник Європейського Союзу
L 112/1
(До Розділу IV: "Торгівля і питання, пов’язані з торгівлею"
Глава 11. Питання, пов’язані з торгівлею енергоносіями)
РЕГЛАМЕНТ КОМІСІЇ (ЄС) № 2016/631
від 14 квітня 2016 року
про встановлення мережевого кодексу щодо вимог для приєднання виробників електроенергії до мереж
(Текст стосується ЄЕП)
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 перетоків електроенергії та скасування Регламенту (ЄС) № 1228/2003 (- 1). та 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 енергоресурси 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, що застосовуються до генеруючих модулів. 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 генеруючих модулів до мережі, 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 генеруючих модулів. 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 генеруючих об’єктів і системними операторами. Зокрема, функціонування системи в нештатних умовах експлуатації залежить від реакції генеруючих модулів на відхилення значень напруги та номінальної частоти від опорного значення в 1 відносну одиницю (в.о.). У контексті безпеки системи відповідні мережі та генеруючі модулі повинні розглядатися як єдине ціле з точки зору проектування системи, враховуючи, що ці частини взаємозалежні. Таким чином, необхідно встановити відповідні технічні вимоги для генеруючих модулів 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 виробників електроенергії. Відповідно, слід 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 генеруючих об’єктів, але не повинні застосовуватися до наявних генеруючих модулів і 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 генеруючих об’єктів.
(9) Значність генеруючих модулів має залежати від їхнього розміру та впливу на всю систему. Синхронні машини мають класифікуватися на основі розміру машини та включати всі компоненти генеруючого об’єкта, що зазвичай працюють невіддільно один від одного, такі як окремі генератори змінного струму, які приводяться в дію паровими та газовими турбінами єдиної газотурбінної установки комбінованого циклу. Для об’єкта, до складу якого входять кілька таких газотурбінних установок комбінованого циклу, кожна з них має оцінюватися залежно від її розміру, а не залежно від загальної потужності об’єкта. Несинхронно приєднані енергоблоки, якщо вони зібрані разом, утворюють одну економічну одиницю та мають єдину точку приєднання, повинні оцінюватися за їхньою сукупною потужністю.
(10) З огляду на різний рівень напруги, на якому виробники електроенергії приєднані до мережі, та їхню максимальну генеруючу потужність, у цьому Регламенті слід розмежувати різні типи виробників електроенергії, встановивши різні рівні вимог. У цьому Регламенті не встановлені правила визначення рівня напруги в точці приєднання, до якої буде підключений генеруючий модуль.
(11) Вимоги, що застосовуються до генеруючих модулів типу А, повинні бути встановлені на базовому рівні, необхідному для забезпечення генеруючої здатності з обмеженою автоматичною реакцією та мінімальним контролем з боку системного оператора. Вони також повинні запобігати масштабній втраті генерації в робочих діапазонах системи, тим самим мінімізуючи критичні події, а також включати вимоги, необхідні для обширного втручання під час критичних подій у системі.
(12) Вимоги, що застосовуються до генеруючих модулів типу В, повинні забезпечувати ширший діапазон автоматичної реакції динамічної системи на збурення з вищою стійкістю до експлуатаційних подій, щоб гарантувати використання такої автоматичної реакції, а також вищий рівень контролю з боку системного оператора та інформацію для використання відповідних можливостей. Вони забезпечують автоматичну реакцію, щоб пом’якшити вплив системних подій і максимізувати реакцію динамічної системи генерації на такі події.
(13) Вимоги, що застосовуються до генеруючих модулів типу С, повинні забезпечувати точну, стабільну та висококонтрольовану реакцію динамічної системи на збурення в реальному часі з метою надання основних допоміжних послуг для забезпечення безпеки постачання. Такі вимоги повинні охоплювати всі стани системи з подальшою детальною специфікацією взаємодій між вимогами, функціями, контролем та інформацією, щоб використовувати такі можливості та забезпечити в реальному часі реакцію системи, необхідну для уникнення системних подій, управління ними та реагування на них. Такі вимоги також повинні забезпечувати достатню здатність генеруючих модулів до реагування на ситуації з порушенням режиму роботи системи та без нього, а також інформацію та контроль, які необхідні для використання генерації в різних ситуаціях.
(14) Вимоги, застосовні до генеруючих модулів типу Б, повинні бути спеціально призначені для вироблення електроенергії в разі приєднання на вищій напрузі з впливом на контроль і експлуатацію всієї системи. Вони повинні забезпечувати стабільну роботу об’єднаної системи, даючи змогу використовувати допоміжні послуги виробників електроенергії на всій території Європи.
(15) Вимоги повинні ґрунтуватися на принципах недискримінації та прозорості, а також на принципі оптимізації між найвищою загальною ефективністю і найнижчими загальними витратами для всіх залучених сторін. Відповідно, такі вимоги повинні відображати відмінності в поводженні з технологіями виробництва електроенергії з різними індивідуальними характеристиками та уникати непотрібних інвестицій в окремі географічні регіони для врахування їхньої регіональної специфіки. Оператори систем передачі (ОСП) і оператори систем розподілу (ОСР), у тому числі оператори закритих систем розподілу (ОЗСР), можуть враховувати такі відмінності в ході визначення вимог відповідно до положень цього Регламенту, водночас розуміючи, що пороги для визначення належності системи до систем передачі або систем розподілу встановлюються на національному рівні.
(16) 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.
(17) Щоб гарантувати безпеку системи, генеруючі модулі в кожній синхронній зоні об’єднаної системи повинні мати змогу залишатися приєднаними до системи у визначених діапазонах частот і напруг.
(18) У цьому Регламенті слід передбачити діапазони параметрів для вибору, на національному рівні, значень для здатності проходити коротке замикання (КЗ) без відключення від мережі, щоб забезпечити пропорційний підхід, що відображає змінні потреби системи, такі як рівень відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) і наявні схеми захисту як мереж передачі, так і мереж розподілу. З огляду на конфігурацію деяких мереж, верхня межа для вимог щодо здатності проходити КЗ без відключення від мережі має становити 250 мілісекунд. Однак, з огляду на те, що найпоширеніший час усунення пошкодження в Європі наразі становить 150 мілісекунд, суб’єкт, призначений державою-членом для затвердження вимог цього Регламенту, може, на свій розсуд, перевіряти, чи необхідний довший час, перш ніж затверджувати відповідну вимогу.
(19) Під час визначення передаварійних і післяаварійних режимів для здатності проходити КЗ без відключення від мережі, враховуючи характеристики системи, такі як топологія мережі та структура генеруючих потужностей, відповідний ОСП повинен вирішити, чи слід надати пріоритет передаварійним умовам експлуатації генеруючих модулів, чи довшим часовим інтервалам усунення пошкоджень.
(20) Забезпечення належного повторного приєднання до мережі після випадкового відключення внаслідок порушення режиму роботи мережі має важливе значення для об’єднаної системи. Належний захист мережі надзвичайно важливий для підтримання стабільності та безпеки системи, особливо в разі порушень режиму роботи системи. Схеми захисту можуть запобігти ускладненню порушень і обмежити їх наслідки.
(21) Належний обмін інформацією між системними операторами та власниками генеруючих об’єктів є передумовою, що дасть змогу системним операторам підтримувати стабільність і безпеку системи. У розпорядженні системних операторів постійно повинен бути огляд стану системи, що включає інформацію про умови експлуатації генеруючих модулів, а також зв’язок із ними для надання оперативних команд.
(22) У випадку аварійних ситуацій, які можуть поставити під загрозу стабільність і безпеку системи, системні оператори повинні мати змогу надавати розпорядження для коригування вихідної потужності генеруючих модулів у спосіб, що дасть змогу системним операторам виконувати свої обов’язки щодо безпеки системи.
(23) Слід 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 порушенням режиму 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.
(24) Здатність до вироблення реактивної потужності має залежати від низки факторів, включно зі ступенем замкнутості мережі та відношенням між відпуском і споживанням, що мають бути враховані при встановленні вимог щодо реактивної потужності. Якщо регіональні характеристики системи відрізняються в межах сфери відповідальності системного оператора, може бути доцільний більш ніж один профіль. Виробництво реактивної потужності, відоме як робота із затримкою по фазі, при високих напругах і споживання реактивної потужності, відоме як робота з випередженням по фазі, при низьких напругах можуть не знадобитися. Вимоги щодо реактивної потужності можуть встановлювати обмеження щодо проектування та експлуатації генеруючих об’єктів. У зв’язку з цим необхідно ретельно оцінити можливості, які дійсно потрібні для ефективної експлуатації системи.
(25) Синхронним генеруючим модулям властива здатність стримувати або уповільнювати відхилення частоти - характеристика, якої не мають багато технологій ВДЕ. Відповідно, необхідно вживати заходів протидії, щоб уникнути збільшення швидкості зміни частоти під час виробництва електроенергії з високою часткою ВДЕ. Штучна інерція може сприяти подальшому розширенню використання ВДЕ, що за своєю природою не сприяють інерції.
(26) Слід впровадити належні та пропорційні випробування, щоб системні оператори могли гарантувати операційну безпеку.
(27) 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 слід особливо враховувати встановлені технічні стандарти.
(28) У цьому Регламенті слід 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 генеруючого модуля може потребувати експлуатаційних умов, які не відповідають цьому Регламенту. У випадку окремих електростанцій з комбінованим виробництвом тепла та електроенергії, які мають більші переваги у сфері ефективності, застосування правил, визначених у цьому Регламенті, може призвести до непропорційних витрат і втрати таких переваг у сфері ефективності.
(29) За умови затвердження відповідним регуляторним органом або іншим органом, якщо застосовно в державі-члені, системним операторам слід дозволити пропонувати відступи для певних класів генеруючих модулів.
(30) 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 слід також розуміти як покликання на цей Регламент.
(31) Заходи, передбачені цим Регламентом, відповідають висновку Комітету, зазначеному у статті 23(1) Регламенту (ЄС) № 714/2009,
УХВАЛИЛА ЦЕЙ РЕГЛАМЕНТ:
РОЗДІЛ І
ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ
Стаття 1. Предмет
Цей Регламент встановлює мережевий кодекс, яким визначаються вимоги щодо мережевого приєднання генеруючих об’єктів, зокрема синхронних генеруючих модулів, модулів енергоцентрів і морських одиниць енергоцентрів до об’єднаної системи. 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 генеруючих об’єктів у прозорий і недискримінаційний спосіб, щоб забезпечити рівні умови на всій території Союзу.
Стаття 2. Терміни та означення
Для цілей цього Регламенту застосовують терміни та означення статті 2 Директиви Європейського Парламенту і Ради 2012/27/ЄС (- 3), статті 2 Регламенту (ЄС) № 714/2009, статті 2 Регламенту Комісії (ЄС) № 2015/1222 (- 4), статті 2 Регламенту Комісії (ЄС) № 543/2013 (- 5) та статті 2 Директиви 2009/72/ЄС.
Крім того, застосовуються такі терміни та означення:
(1) "суб’єкт" означає регуляторний орган, інший національний орган, системного оператора або інший публічний чи приватний орган, призначений згідно з національним правом;
(2) "синхронна зона" означає зону, охоплену синхронно об’єднаними ОСП, такі як синхронні зони континентальної Європи, Великобританії, Ірландії, Північної Ірландії та Північної Європи, а також енергосистеми Литви, Латвії та Естонії, разом іменованих "країни Балтії", які є частиною більш широкої синхронної зони;
(3) "напруга" означає різницю електричних потенціалів між двома точками, яка вимірюється як середньоквадратичне значення лінійних напруг прямої послідовності на основній частоті;
(4) "повна потужність" означає добуток напруги та сили струму на основній частоті, а також квадратного кореня з трьох у випадку трифазних систем; зазвичай виражається в кіловольт- амперах (кВА) або мегавольт-амперах (МВА);
(5) "генеруючий модуль" означає синхронний генеруючий модуль або модуль енергоцентру;
(6) "генеруючий об’єкт" означає об’єкт, який перетворює первинну енергію на електричну енергію та складається з одного або більше генеруючих модулів, приєднаних до мережі в одній або більше точках приєднання;
(7) "власник генеруючого об’єкта" означає фізичну або юридичну особу, яка володіє генеруючим об’єктом;
(8) "основна генеруюча установка" означає один або кілька основних елементів обладнання, необхідних для перетворення первинного джерела енергії на електричну енергію;
(9) "синхронний генеруючий модуль" означає неподільний набір установок, які можуть виробляти електричну енергію таким чином, щоб частота генерованої напруги, швидкість обертання ротора генератора і частота напруги мережі перебували в постійному співвідношенні, тобто в синхронізмі;
(10) "документ генеруючого модуля" означає документ, що видається власником генеруючого об’єкта відповідному системному оператору для генеруючого модуля типу В або С, який підтверджує відповідність генеруючого модуля технічним критеріям, визначеним у цьому Регламенті, і містить необхідні дані та декларації, включно з декларацією про відповідність;
(11) "відповідний ОСП" означає ОСП, в області регулювання якого генеруючий модуль, об’єкт енергоспоживання, система розподілу або система ПСВН приєднані або будуть приєднані до мережі на будь-якому рівні напруги;
(12) "мережа" означає установки та обладнання, з’єднані разом для передачі або розподілу електроенергії;
(13) "відповідний системний оператор" означає оператора системи передачі або оператора системи розподілу, до системи якого приєднані або будуть приєднані генеруючий модуль, об’єкт енергоспоживання, система розподілу або система ПСВН;
(14) "договір про приєднання" означає договір між відповідним системним оператором і власником генеруючого об’єкта, власником об’єкта енергоспоживання, оператором системи розподілу або власником системи ПСВН, який включає відповідний об’єкт та конкретні технічні вимоги для генеруючого об’єкта, об’єкта енергоспоживання, приєднання системи розподілу або системи ПСВН;
(15) "точка приєднання" означає стиковий вузол, у якому генеруючий модуль, об’єкт енергоспоживання, система розподілу або система ПСВН приєднані до системи передачі, морської мережі, системи розподілу, включно із закритими системами розподілу, або системи ПСВН, як це визначено в договорі про приєднання;
(16) "максимальна потужність", або "Ртах", означає максимальну безперервну активну потужність, яку може генерувати генеруючий модуль, за вирахуванням будь-якого споживання, пов’язаного виключно зі спрощенням роботи такого генеруючого модуля та яке не подається в мережу, як указано в договорі про приєднання або погоджено між відповідним системним оператором і власником генеруючого об’єкта;
(17) "модуль енергоцентру" означає енергоблок або сукупність енергоблоків, які несинхронно приєднані до мережі або приєднані через силову електроніку і мають єдину точку приєднання до системи передачі, системи розподілу, у тому числі закритої системи розподілу, або системи ПСВН;
(18) "морський модуль енергоцентру" означає модуль енергоцентру, розташований у морі, з морською точкою приєднання;
(19) "режим синхронного компенсатора" означає роботу генератора змінного струму без первинного рушія з метою динамічного регулювання напруги виробленням або поглинанням реактивної потужності;
(20) "активна потужність" означає активний компонент повної потужності на основній частоті, виражений у ватах або кратних вату одиницях, таких як кіловати (кВт) або мегавати (МВт);
(21) "гідроакумуляційна електростанція" означає гідроагрегат, у якому вода може бути піднята за допомогою насосів і зберігатися для подальшого генерування електроенергії;
(22) "частота" означає електричну частоту системи, виражену в герцах, що може вимірюватися в усіх частинах синхронної зони з прийнятим допущенням про узгоджене значення для системи в часовому інтервалі секунд із незначними відхиленнями лише для різних точок вимірювання. її номінальне значення становить 50 Гц;
(23) "статизм" означає співвідношення між відхиленням частоти у сталому стані та відхиленням вихідної активної потужності у сталому стані, виражене у відсотках. Відхилення частоти виражається як відношення до номінальної частоти, а відхилення активної потужності - як відношення до максимальної потужності або фактичної активної потужності в момент досягнення відповідного порогу;
(24) "мінімальний рівень регулювання" означає мінімальну активну потужність, як указано в договорі про приєднання або погоджено між відповідним системним оператором і власником генеруючого об’єкта, до якої генеруючий модуль може регулювати активну потужність;
(25) "уставка" означає цільове значення для будь-якого параметра, який зазвичай використовується у схемах регулювання;
(26) "розпорядження" означає будь-яку команду в межах повноважень, надану системним оператором власнику генеруючого об’єкта, власнику об’єкта енергоспоживання, оператору системи розподілу або власнику системи ПСВН для виконання дії;
(27) "усунене засобами захисту пошкодження" означає пошкодження, яке було успішно усунене відповідно до критеріїв планування системного оператора;
(28) "реактивна потужність" означає уявний компонент повної потужності на основній частоті, зазвичай виражений у кіловольт-амперах реактивних (кВАр) або мегавольт-амперах реактивних (МВАр);
(29) "здатність проходити КЗ без відключення від мережі" означає здатність електричних пристроїв залишатися приєднаними до мережі та працювати протягом періодів низької напруги в точці приєднання, викликаних усуненими засобами захисту пошкодженнями;
(30) "генератор змінного струму" означає пристрій, який перетворює механічну енергію на електричну енергію за допомогою обертового магнітного поля;
(31) "струм" означає швидкість потоку електричного заряду, що вимірюється середньоквадратичним значенням фазного струму прямої послідовності на основній частоті;
(32) "статор" означає частину обертальної машини, яка містить нерухомі магнітні частини з відповідними обмотками;
(33) "інерція" означає властивість обертового твердого тіла, такого як ротор генератора змінного струму, підтримувати свій стан однорідного обертального руху та кінетичний момент, якщо тільки не застосовується момент зовнішніх сил;
(34) "штучна інерція" означає здатність модуля енергоцентру або системи ПСВН до імітації ефекту інерції синхронного генеруючого модуля на заданому рівні характеристик;
(35) "регулювання частоти" означає здатність генеруючого модуля або системи ПСВН до регулювання своєї вихідної активної потужності у відповідь на виміряне відхилення частоти в системі від уставки для підтримання стабільної частоти в системі;
(36) "частотночутливий режим", або "FSM", означає робочий режим генеруючого модуля або системи ПСВН, за яким вихідна активна потужність змінюється у відповідь на відхилення частоти в системі таким чином, що це допомагає відновленню до уставки частоти;
(37) "режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота", або "LFSM-U", означає робочий режим генеруючого модуля або системи ПСВН, який призводить до зменшення вихідної активної потужності у відповідь на зміну частоти в системі вище певного значення;
(38) "режим з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота", або "LFSM-U", означає робочий режим генеруючого модуля або системи ПСВН, який призводить до збільшення вихідної активної потужності у відповідь на зміну частоти системи нижче певного значення;
(39) "зона нечутливості по частоті" означає інтервал, який навмисне використовується, щоб зробити регулювання частоти нечутливим;
(40) "нечутливість частотної характеристики" означає притаманну особливість системи регулювання, яка визначається як мінімальна величина відхилення частоти або вхідного сигналу, що викликає зміну вихідної потужності або вихідного сигналу;
(41) "графік P-Q" означає графік, що описує здатність до вироблення реактивної потужності генеруючим модулем у рамках зміни активної потужності в точці приєднання;
(42) "статична стійкість" означає здатність мережі або синхронного генеруючого модуля повертатися до усталеного режиму роботи та підтримувати його незначні збурення;
(43) "острівний режим роботи" означає незалежну роботу всієї або частини мережі, яка ізольована внаслідок від’єднання від об’єднаної енергосистеми, маючи принаймні один генеруючий модуль або систему ПСВН, що видає потужність у цю мережу й регулює частоту та напругу;
(44) "робота на власні потреби" означає режим роботи, який забезпечує продовження живлення навантаження власних потреб генеруючих об’єктів у разі порушень у роботі мережі, що закінчуються відключенням генеруючих модулів від мережі та їх перемиканням на власні потреби;
(45) "здатність до автономного пуску" означає здатність до відновлення генеруючого модуля з повністю знеструмленого стану за допомогою джерела живлення власних потреб і без будь- якої зовнішньої відносно генеруючого об’єкта подачі електричної енергії;
(46) "уповноважений орган сертифікації" означає орган, який видає сертифікати і документи генеруючих модулів і якому надана акредитація національним афілійованим членом Європейської кооперації з акредитації (ЕА), заснованим відповідно до Регламенту Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 765/2008 (- 6);
(47) "сертифікат відповідності обладнання" означає документ, виданий уповноваженим органом сертифікації для обладнання, що використовується генеруючим модулем, електроустановкою енергоспоживача, системою розподілу, об’єктом енергоспоживання або системою ПСВН. У сертифікаті відповідності обладнання визначається сфера його дії на національному чи іншому рівні, на якому обирається конкретне значення з діапазону, дозволеного на європейському рівні. Для цілей заміни окремих частин процесу контролю відповідності сертифікат відповідності обладнання може містити моделі, які були перевірені на основі фактичних результатів випробувань;
(48) "система регулювання збудження" означає систему регулювання зі зворотним зв’язком, яка включає синхронну машину та її систему збудження;
(49) "графік U-Q/Pmax " означає профіль, що представляє здатність до вироблення реактивної потужності генеруючим модулем або перетворювальною підстанцією ПСВН у функції зміни напруги в точці приєднання;
(50) "мінімальний рівень стабільної роботи" означає мінімальну активну потужність, як указано в договорі про приєднання або погоджено між відповідним системним оператором і власником генеруючого об’єкта, за якої генеруючий модуль може стабільно працювати впродовж необмеженого часу;
(51) "обмежувач перезбудження" означає регулювальний пристрій у складі АРН, що захищає ротор генератора від перевантаження, обмежуючи струм збудження;
(52) "обмежувач недозбудження" означає регулювальний пристрій у складі АРН, призначений для захисту генератора від втрати синхронізму через недозбудження;
(53) "автоматичний регулятор напруги", або "АРН", означає безперервно діюче автоматичне обладнання, яке регулює напругу на контактах синхронного генеруючого модуля, порівнюючи фактичну напругу на контактах із опорним значенням та регулюючи вихідний сигнал системи регулювання збудження;
(54) "стабілізатор енергосистеми", або "PSS", означає додаткову функцію АРН синхронного генеруючого модуля, яка призначена для демпфірування коливань потужності;
(55) "швидке підживлення КЗ струмом" означає струм, що подається модулем енергоцентру або системою ПСВН упродовж і після відхилення напруги, викликаного електричним КЗ, із метою виявлення такого КЗ системами захисту мереж на його початковій стадії, підтримання напруги системи на пізнішому етапі КЗ і відновлення напруги системи після усунення КЗ;
(56) "коефіцієнт потужності" означає відношення абсолютного значення активної потужності до повної потужності;
(57) "крутизна характеристики" означає відношення зміни напруги, у розрахунку на опорну напругу в 1 в.о., до зміни подаваної реактивної потужності від нуля до максимальної реактивної потужності, приведеної до максимальної реактивної потужності;
(58) "морська система приєднання до мережі" означає повне з’єднання між морською точкою приєднання і сухопутною системою в сухопутній точці міжмережевого з’єднання;
(59) "сухопутна точка міжмережевого з’єднання" означає точку, у якій морська система приєднання до мережі приєднана до сухопутної мережі відповідного системного оператора;
(60) "посібник з монтажу" означає простий структурований документ, що містить інформацію про генеруючий модуль типу А чи електроустановку енергоспоживача з управлінням попитом, приєднаних на рівні нижче 1000 В, а також підтверджує їх відповідність відповідним вимогам;
(61) "декларація про відповідність" означає документ, наданий власником генеруючого об’єкта, власником об’єкта енергоспоживання, оператором системи розподілу або власником системи ПСВН системному оператору, у якому зазначається поточний стан дотримання відповідних специфікацій і вимог;
(62) "оперативне повідомлення про остаточний дозвіл на підключення", або "ДПО", означає повідомлення, видане відповідним системним оператором власнику генеруючого об’єкта, власнику об’єкта енергоспоживання, оператору системи розподілу або власнику системи ПСВН, що відповідає відповідним специфікаціям і вимогам, яке дозволяє їм експлуатувати, відповідно, генеруючий об’єкт, об’єкт енергоспоживання, систему розподілу або систему ПСВН із використанням приєднання до мережі;
(63) "оперативне повідомлення про дозвіл на подачу напруги", або "ДПН", означає повідомлення, видане відповідним системним оператором власнику генеруючого об’єкта, власнику об’єкта енергоспоживання, оператору системи передачі або власнику системи ПСВН до подачі напруги в їхню внутрішню мережу;
(64) "оперативне повідомлення про "тимчасовий дозвіл на підключення", або "ТДП", означає повідомлення, видане відповідним системним оператором власнику генеруючого об’єкта, власнику об’єкта енергоспоживання, оператору системи розподілу або власнику системи ПСВН, яке дозволяє їм експлуатувати, відповідно, генеруючий об’єкт, об’єкт енергоспоживання, систему розподілу або систему ПСВН із використанням приєднання до мережі впродовж обмеженого проміжку часу та провести випробування на відповідність відповідним специфікаціям і вимогам;
(65) "оперативне повідомлення про обмежений дозвіл на підключення", або "ОДП", означає повідомлення, видане відповідним системним оператором власнику генеруючого об’єкта, власнику об’єкта енергоспоживання, оператору системи розподілу або власнику системи ПСВН, яким раніше був наданий статус ДПО, проте вони тимчасово підлягають значній модифікації або втратили функціональність, що призвело до невідповідності відповідним специфікаціям і вимогам.
Стаття 3. Сфера застосування
1. Вимоги щодо приєднання, визначені в цьому Регламенті, застосовуються до нових генеруючих модулів, які вважаються значними відповідно до статті 5, якщо не передбачене інше.
Відповідний системний оператор зобов’язаний відмовити в дозволі на приєднання генеруючого об’єкта, який не відповідає вимогам, визначеним у цьому Регламенті, і на який не поширюється відступ, наданий регуляторним органом або іншим органом, якщо застосовно в державі-члені, відповідно до статті 60. Відповідний системний оператор повинен надіслати обґрунтоване письмове повідомлення про таку відмову власнику генеруючого об’єкта і, якщо регуляторним органом не передбачене інше, до регуляторного органу.
2. Цей Регламент не застосовують до:
(a) генеруючих модулів, приєднаних 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;
(b) генеруючих модулів, які були встановлені для резервного живлення і які працюють паралельно із системою упродовж менше п’яти хвилин на календарний місяць, коли система перебуває в нормальному стані. Паралельна робота під час технічного обслуговування або приймально-здавальних випробувань не враховується у п’ятихвилинний ліміт;
(c) генеруючі модулі, які не мають постійної точки приєднання та використовуються системними операторами для тимчасового забезпечення потужності за умов часткової або повної недоступності нормальної потужності системи;
(d) накопичувальних пристроїв, крім генеруючих модулів гідроакумуляційних електростанцій відповідно до статті 6(2).
Стаття 4. Застосування до наявних генеруючих модулів
1. Наявні генеруючі модулі не підпадають під дію вимог цього Регламенту, крім випадків, коли:
(a) генеруючі модулі типу C або D були змінені настільки, що договір про їх приєднання повинен бути істотно переглянутий у такому порядку:
(i) власники генеруючих об’єктів, які мають намір провести модернізацію електростанції або заміну обладнання, що вплине на технічні характеристики генеруючого модуля, повинні заздалегідь повідомити про свої плани відповідного системного оператора;
(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 відповідний регуляторний орган або, якщо застосовно, державу-член; 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 наявний генеруючий модуль 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 генеруючий модуль вважається наявним, якщо:
(a) він уже приєднаний до мережі станом на дату набуття чинності цим Регламентом; або
(b) власник генеруючого об’єкта уклав остаточний і обов’язковий договір купівлі-продажу основної генеруючої установки протягом двох років після набуття чинності цим Регламентом. Власник генеруючого об’єкта повинен повідомити відповідного системного оператора та відповідного ОСП про укладення такого договору протягом 30 місяців після набуття чинності цим Регламентом.
У повідомленні, наданому власником генеруючого об’єкта 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, яка буде споруджена, змонтована або придбана.
Держава-член може передбачити, щоб за вказаних обставин регуляторний орган міг визначати, чи генеруючий модуль повинен вважатися наявним або новим генеруючим модулем.
3. Після проведення консультацій із громадськістю відповідно до статті 10 і у відповідь на істотні фактичні зміни обставин, такі як розвиток системних вимог, включно із впровадженням відновлюваних джерел енергії, розумних електросистем, розподіленої генерації або управління попитом, відповідний ОСП може запропонувати регуляторному органу або, якщо застосовно, державі-члену поширити дію цього Регламенту на наявні генеруючі модулі.
З цією метою має бути здійснений ґрунтовний і прозорий кількісний аналіз витрат і вигід відповідно до статей 38 і 39. У такому аналізі повинні бути вказані:
(a) витрати на забезпечення відповідності наявних генеруючих модулів 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 прийняти рішення щодо поширення дії цього Регламенту на наявні генеруючі модулі протягом шести місяців після отримання звіту та рекомендації від відповідного ОСП відповідно до статті 38(4). Рішення регуляторного органу або, якщо застосовно, держави-члена підлягає опублікуванню.
6. Відповідний ОСП повинен враховувати правомірні очікування власників генеруючих об’єктів у рамках оцінювання застосування цього Регламенту до наявних генеруючих модулів.
7. Відповідний ОСП може оцінювати застосування окремих або всіх вимог цього Регламенту до наявних генеруючих модулів щотри роки відповідно до вимог і в порядку, визначених у параграфах 3-5.
Стаття 5. Визначення значності
1. Генеруючі модулі повинні відповідати вимогам цього Регламенту залежно від рівня напруги їхньої точки приєднання та їхньої максимальної потужності відповідно до категорій, визначених у параграфі 2.
2. Генеруючі модулі, які належать до таких категорій, вважаються значними:
(a) точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і максимальна потужність 0,8 кВт або вище (тип A);
(b) точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і максимальна потужність на рівні або вище порогу, пропонованого кожним відповідним ОСП у порядку, визначеному в параграфі 3 (тип В). Такий поріг не повинен перевищувати граничні значення для генеруючих модулів типу В, вказані в таблиці 1;
(c) точка приєднання з напругою нижче 110 кВ і максимальна потужність на рівні або вище порогу, пропонованого кожним відповідним ОСП згідно з параграфом 3 (тип С). Такий поріг не повинен перевищувати граничні значення для генеруючих модулів типу С, вказані в таблиці 1; або
(d) точка приєднання з напругою 110 кВ або вище (тип D). Генеруючий модуль також належить до типу D, якщо його точка приєднання має напругу нижче 110 кВ і максимальна потужність перебуває на рівні або вище порогу, визначеного відповідно до параграфа 3. Такий поріг не повинен перевищувати граничне значення для генеруючих модулів типу Б, вказане в таблиці 1.
Таблиця 1
Граничні значення порогів для генеруючих модулів типу B, C і D
3. Пропозиції щодо порогів максимальної потужності для генеруючих модулів типу B, C і D підлягають затвердженню відповідним регуляторним органом або, якщо застосовно, державою-членом. У ході підготовки пропозицій відповідні ОСП повинні співпрацювати з операторами суміжних систем передачі та ОСР, а також провести консультацію з громадськістю відповідно до статті 10. Відповідний ОСП може подати пропозицію щодо змінення порогів не раніше ніж через три роки після подання попередньої пропозиції.
4. Власники генеруючих об’єктів повинні надавати допомогу та дані на вимогу відповідного ОСП.
5. Якщо внаслідок змінення порогів генеруючий модуль класифікується як такий, що належить до іншого типу, перш ніж вимагати дотримання вимог для нового типу, повинен застосовуватися порядок, встановлений у статті 4(3) для наявних генеруючих модулів.
Стаття 6. Застосування до генеруючих модулів, генеруючих модулів гідроакумуляційних електростанцій, об’єктів з комбінованим виробленням тепла і електроенергії та промислових об’єктів
1. Морські генеруючі модулі, приєднані до об’єднаної системи, повинні відповідати вимогам для сухопутних генеруючих модулів, крім випадків, коли відповідні вимоги були змінені відповідним системним оператором із цією метою або коли приєднання модулів енергоцентрів здійснюється через приєднання на постійному струмі високої напруги або через мережу, частота якої синхронно не пов’язана з частотою основної об’єднаної енергосистеми (наприклад, через схему з подвійним перетворювачем).
2. Генеруючі модулі гідроакумуляційних електростанцій повинні відповідати всім відповідним вимогам як у режимі генерації, так і в насосному режимі. Робота генеруючих модулів гідроакумуляційних електростанцій у режимі синхронного компенсатора не повинна обмежуватися в часі технічним проектом генеруючих модулів. Генеруючі модулі гідроакумуляційних електростанцій зі змінною швидкістю повинні відповідати вимогам, які застосовуються до синхронних генеруючих модулів, а також вимогам, визначеним у пункті (b) статті 20(2), якщо вони підпадають під тип B, C або D.
3. Що стосується генеруючих модулів, вбудованих у мережі промислових об’єктів, власники генеруючих об’єктів, системні оператори промислових об’єктів і відповідні системні оператори, мережі яких приєднані до мережі промислового об’єкта, мають право погодити умови відключення таких генеруючих модулів і критичного навантаження, що забезпечують виробничі процеси, від мережі відповідного системного оператора. Здійснення цього права має узгоджуватися з відповідним ОСП.
4. За винятком вимог відповідно до параграфів 2 і 4 статті 13 або якщо національними рамками встановлено інакше, вимоги цього Регламенту щодо здатності підтримувати постійну вихідну активну потужність або модулювати вихідну активну потужність не повинні застосовуватися до генеруючих модулів об’єктів із комбінованим виробленням тепла та електроенергії, вбудованих у мережі промислових об’єктів, на яких виконуються всі з наведених нижче критеріїв:
(a) основне призначення цих об’єктів - вироблення тепла для промислових процесів відповідного промислового об’єкта;
(b) вироблення тепла та електричної енергії нерозривно пов’язані, тобто будь-яка зміна вироблення тепла призводить до неминучої зміни вироблення активної потужності і навпаки;
(c) відповідні генеруючі модулі належать до типу A, B, C або, у випадку синхронної зони Північної Європи, до типу D відповідно до пунктів (a)-(c) статті 5(2).
5. Об’єкти з комбінованим виробленням тепла та електроенергії підлягають оцінюванню на основі їхньої максимальної електричної потужності.
Стаття 7. Регуляторні аспекти
1. Вимоги загального застосування, які встановлюються відповідними системними операторами або ОСП згідно з цим Регламентом, підлягають затвердженню суб’єктом, визначеним 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 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 генеруючого об’єкта 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 генеруючих об’єктів, 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 іще 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.
Стаття 8. Декілька 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.
Стаття 9. Відшкодування витрат
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 у параграфі 1, повинні протягом трьох місяців після запиту надати необхідну інформацію, щоб сприяти оцінюванню понесених витрат.
Стаття 10. Консультації з громадськістю
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 генеруючі модулі відповідно до статті 4(3), щодо пропозиції стосовно порогів відповідно до статті 5(3), а також щодо звіту, підготовленого відповідно до статті 38(3), і аналізу витрат і вигід, здійсненого відповідно до статті 63(2). Консультації повинні тривати принаймні один місяць.
2. Відповідні системні оператори або відповідні ОСП повинні належним чином врахувати думки стейкхолдерів за підсумками таких консультацій, перш ніж подати проект пропозиції щодо порогів, звіт або аналіз витрат і вигід на затвердження регуляторним органом, або, якщо застосовно, державою-членом. В усіх випадках повинно бути надане та своєчасно опубліковане належне обґрунтування врахування або неврахування думок стейкхолдерів перед або одночасно з публікацією пропозиції.
Стаття 11. Залучення стейкхолдерів
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 генеруючих об’єктів і щодо інших аспектів імплементації цього Регламенту. Таке залучення повинне включати регулярні зустрічі зі стейкхолдерами з метою виявлення проблем і пропонування покращень, зокрема, пов’язаних із вимогами щодо приєднання генеруючих об’єктів до мережі.
Стаття 12. Обов’язки щодо забезпечення конфіденційності
